川西新场气田蓬莱镇组气藏老井挖潜选井原则

路玉，李忠平，黎华继，罗长川，骆彬

（中国石化 西南油气分公司 新场联益公司，四川 德阳 618000）

四川盆地是中国富含天然气的大型盆地之一，也是全球较早开发的天然气区，其含油气层位多，气藏类型复杂[1-2]，川西坳陷侏罗系气藏资源量大，但呈现出砂体展布复杂、储集层类型多样、沉积微相变化快等特征[3-5]。新场气田作为川西地区最大气田，经过三十余年的开发，中—浅层主力气藏上侏罗统蓬莱镇组气藏井网部署较为完善，天然气采出程度较高，高品质储集层动用程度高[6]，挖潜增产是气田高效开发的重要手段。随着气藏持续开发，气藏储量动用不均、剩余气分布认识不清等问题日益突出，而前期的挖潜研究多为定性描述，挖潜选井依据相对单一，选井原则缺乏对气藏开发现状的考量。因此，在现有气田开发工艺的基础上[7-9]，充分利用地质及生产资料，评价挖潜效果，针对品质较差储集层或难以动用的储量区建立新的选井选层评价标准，是目前亟待解决的重要问题。为此，选取新场气田蓬莱镇组典型挖潜井为研究对象，通过深入分析挖潜层段的砂体厚度、储集层岩性及物性特征、录井指标、测井电性特征及地震含气响应特征，结合挖潜效果和同层邻井动用情况，建立新的挖潜评价标准，为后续挖潜提供依据。

1 区域概况

研究目标为川西坳陷中部新场气田蓬莱镇组气藏，储集空间为孔隙型和裂缝-孔隙型，以孔隙型为主，平均孔隙度为13.83%，平均渗透率为3.29 mD，试井解释平均有效渗透率为0.76 mD，气藏无明显的边水和底水，渗透率较低，为构造-岩性复合圈闭气藏[4，10]。可采储量为106.77×108m3，累计产气量为98.96×108m3，剩余可采储量为7.81×108m3，采出程度为92.69%。

选取新场气田蓬莱镇组气藏8 口典型挖潜井：XS21-43HF井、XQ74井、X714-1井、X714-4井、X38井、XS24-9HF 井、X69-2 井和L110-1 井，均采用转层射孔和加砂压裂工艺挖潜。考虑单井挖潜后测试无阻流量、日产气量、累计产气量、挖潜时长等因素，以单井挖潜后平均日产气量作为主要评价指标，将8 口典型井分为挖潜失利井和挖潜成功井2类（表1）。

表1 新场气田蓬莱镇组气藏典型井挖潜效果评价Table 1.Evaluation of potential tapping effects of typical wells in the Penglaizhen formation of Xinchang gas field

上述挖潜井中，X714-1 井、X714-4 井、X69-2 井和X38 井测试无阻流量小于0.500 0×104m3/d，测试日产气量小于0.500 0×104m3，相对其他井而言，测试效果不理想。但投入生产后，X38 井保持了较好的生产态势，累计产气量和挖潜后平均日产气量均较高，因此被认定为挖潜成功。其余4 口井挖潜后测试无阻流量均大于0.500 0×104m3/d，累计产气量也较高，均大于250.000 0×104m3，但不同井生产趋势差异较大，XS21-43HF 井测试无阻流量及前期产量高，XS24-9HF 井和L110-1 井生产趋势总体平稳，XQ74 井测试情况理想，但前期产量波动较大（图1）。

2 挖潜效果评价

2.1 录井特征

前人建立了较为完善的油气地质评价指标，其中，与产能密切相关的录井参数有5 项，即指示储集层含气丰度的气测全烃含量和槽面气泡含量、指示储集层能量的钻井液密度、指示储集体空间范围的储集层厚度以及指示储集层物性的钻时变化[6，11]。

由于新场气田蓬莱镇组气藏勘探开发的时间较早，多数老井没有完整的测试数据。根据现有资料选取挖潜井测试层段的气测最大全烃含量及储集层总有效厚度进行综合分析可知：挖潜段测试无阻流量均与二者呈正相关关系（图2），当最大全烃含量大于40%时，可能获得超过3.000 0×104m3/d的测试无阻流量（图2a）；储集层总有效厚度的下限为6 m，当该值大于9 m 时，同样有望获得超过3.000 0×104m3/d 的测试无阻流量，从而可保证挖潜效果（图2b）。由于所选取的储集层总有效厚度为各挖潜测试段的有效厚度之和，因此，选取录井评价较好的薄层进行多层合采，可增大储集层总有效厚度，从而提高挖潜成功几率。

2.2 测井特征

2.2.1 测井参数范围

新场气田蓬莱镇组气藏储集层测井参数具有“三低一中一高”的特征，即低自然伽马、低密度、低补偿中子、中等电阻率以及高声波时差。其中，自然伽马和声波时差反映岩性特征，电阻率反映储集层含水特征，密度可判别储集层品质[6，11-13]。实践证明，新场气田蓬莱镇组气藏挖潜选井，其理想层段的自然伽马不大于90 API、声波时差不小于230 μs/m，深侧向电阻率不小于10 Ω·m，补偿中子不大于19%，密度不大于2.6 g/cm3[11，13]。

据此标准评价新场气田蓬莱镇组气藏挖潜井，8口井各挖潜层段基本都符合上述理想电性标准（表2），但挖潜效果差异大。将2 类挖潜井对比发现，挖潜层段各电性指标在选井理想电性标准范围内偏离界限值越多，综合评价结果越好，挖潜效果越理想，如XS21-43HF 井；已有的测井评价指标过于宽泛，因而带来较大的挖潜失利风险，如X714-1井和X714-4井均因产水量较高导致挖潜失败。综合5 口挖潜成功井评价参数认为，应该在尽可能多的符合理想电性标准的层段进行挖潜，优选射孔层段。挖潜选井电性指标重新限定为自然伽马不大于83 API，声波时差不小于262 μs/m，深侧向电阻率不小于15 Ω·m，补偿中子不大于15%。

2.2.2 测井曲线形态

测井曲线形态可以反映储集层品质，曲线越平滑，储集层均质性越强；曲线齿化现象则体现了储集层较强的非均质性。此外，测井曲线形态可表征储集层沉积环境，前人研究认为，川西坳陷侏罗系主要为三角洲前缘及三角洲平原，箱形和钟形曲线多指示分流河道沉积；漏斗形曲线多出现在河口坝发育层段；指状和齿状曲线则多指示席状砂沉积[4，14-16]。

因此，测井曲线形态只能作为判断储集层品质的辅助依据，老井挖潜时选取钟形或箱形曲线层段最佳，但当储集层条件不佳时，对次级有利微相进行多层合采可降低风险，增加挖潜收益。

2.3 地震响应特征

由于早期勘探开发技术较少、高品质储集层开采程度低、部分勘探评价井以中—深层为目标等原因，部分气井中—浅层测试资料不完善，难以利用测井和录井资料有效评价挖潜目的层段[17]。有学者建立了井震结合砂体识别与含气性评价技术，认为合成地震记录归位可用于识别砂体，振幅异常可预测砂体厚度，波阻抗反演可指示储集层物性，地震波频谱能量识别可评价储集层含气丰度，从而明确储集层特征及含气性[17-19]。

通过对比研究区气井相应层段的振幅异常特征、测井曲线形态和沉积微相可知，挖潜成功井中三者均呈现较有利的特征，如L110-1 井部署于小层地震强振幅区及河道沉积区，自然伽马曲线呈箱形和钟形（图3a），砂体发育，储集层品质好，挖潜效果符合预期；挖潜失利井中，X714-1井小层和X714-4井小层自然伽马曲线呈齿化箱形，但位于地震弱振幅区，表明相应层段砂体薄，储集层品质较差；并非所有挖潜效果理想井都位于地震强振幅区及河道沉积区，部分井钻遇河口坝、远砂坝等次级微相，进行多层合采也能取得理想挖潜效果，如XS21-43HF 井（图3b、图3c）。因此，挖潜选井需综合考虑测井曲线形态与地震响应特征的匹配程度，位于河道沉积的单层开采、河口坝等次级微相的多层合采均可能取得较好挖潜效果[20]。

2.4 邻井开发情况

同层邻井开发会对气井挖潜效果产生一定影响，以X69-2 井为例，该井小层近距离邻井有3 口，其中，X69 井与X69-2 井距离仅为315 m，但其累计产气量达0.28×108m3，且小层为X69 井的主力贡献层；X71 井与X69-2 井距离为338 m，X71 井小层累计产气量高达0.46×108m3。挖潜目的层段均有同层累计产气量较高的近距离生产邻井，且与目标挖潜井处于同一有利区带或同一裂缝走向上，表明相应层段已得到较大程度动用，为X69-2 井挖潜带来较大风险。通过以上分析认为，测试层段的同层相邻生产井井距以及累计产气量可较大程度影响挖潜效果，井距越大或累计产气量越低，挖潜区域被动用可能性越小，挖潜成功几率越高，今后挖潜选井需要将二者作为重要考量指标。

对2 类挖潜井分析发现，挖潜成功井与同层邻井井距较大，且同层邻井累计产气量较低，其邻井累计产气量与邻井井距基本为正相关关系（图4），表明同层邻井井距越大时，对其累计产气量的限制也会相应放宽。当邻井井距较小时，挖潜失利风险增大，图4中X69-2井数据点进一步印证了该井因邻井动用导致挖潜失败。

以挖潜成功井的拟合线性关系为界，初步划分了同层邻井累计产气量与邻井井距限制下的挖潜可行分区，同时选取现有挖潜成功井中最小井距和累计产气量为二者允许挖潜的界限值。当目标挖潜井与同层邻井处在同一有利区带或同一裂缝走向上时，初步限定井距下限为350 m，相应井距下同层邻井累计产气量上限为0.20×108m3。同层邻井井距越大，允许的累计产气量越高；当同层邻井井距较小且累计产气量较高，即接近初步限定界限时，若目标井相较邻井位置更好，如构造部位更高、沉积微相更有利等，可将该层考虑作为兼顾层进行小规模压裂，有较大几率获产；但同层邻井累计产气量不可过高，以规避邻井动用风险。

3 老井挖潜精选原则与实践

基于上述分析，充分考虑气田开发现状，建立了适合研究区的挖潜选井选层分类评价标准。选井标准为长停井或日产气量低于0.500 0×104m3的生产井；选层标准从多角度进行评价，共分为3 类，其中处于一类和二类评价范围内时可进行挖潜，三类评价范围内挖潜失利风险高，不建议挖潜（表3）。该分类评价标准以气藏现今开发情况为基础，综合考虑测井曲线形态、地震响应特征、沉积微相类型及邻井动用情况，进一步限制了储集层总有效厚度及测井数据指标，更加适用于川西新场气田挖潜选井判别。

表3 新场气田蓬莱镇组气藏挖潜选层分类评价标准Table 3.Criteria for layer selection for potential tapping in the Penglaizhen formation of Xinchang gas field

依据上述标准，优选研究区L111-2 井和X82 井实施转层挖潜，L111-2 井测试无阻流量为5.503 5×104m3/d，挖潜后累计产气量为365.529 5×104m3，平均日产气量增加1.369 0×104m3；X82 井测试无阻流量为0.738 2×104m3/d，挖潜后累计产气量为198.174 1×104m3，平均日产气量增加0.884 7×104m3，均取得较好的挖潜效果。

综合分析挖潜成功原因发现，上述2 口井录井、测井、地震、邻井动用情况等各项指标均较符合上述标准中一类或二类选层评价标准（表4），且挖潜时加砂规模较大，储集层得到充分改造。L111-2 井采用多层段测试，储集层总有效厚度为33 m，测试段最大全烃含量为45%；小层显示地震强振幅，位于主河道，含气性好，小层同样显示地震强振幅，处于主河道中心，小层显示地震中—弱振幅但同层无邻井，储集层未被打开，地层能量充足；各层同区带内邻井井距较大且单层累计产气量较低，小于0.20×108m3，邻井动用可能性较低。X82 井进行多层合采，储集层总有效厚度达10 m；主力层小层显示地震强振幅，该井位于主河道中部，储集层砂体发育，含气性好，次有利层位小层显示地震中—强振幅，位于分支河道中部；该井小层邻井井距较大，且X82井构造位置更高，沉积微相更有利，挖潜失利风险较小，有一定获产空间，小层无相邻生产井，地层能量充足，含气性较好，作为兼顾层开发可增大挖潜获产几率。

表4 L111-2井和X82井挖潜选层评价依据对比Table 4.Comparison of evaluation basis for layer selection for potential tapping in Well L111-2 and Well X82

4 结论

（1）新场气田蓬莱镇组气藏挖潜效果受录井、测井、地震响应等多因素影响，当最大全烃含量大于40%，储集层总有效厚度大于6 m，测井评价指标满足自然伽马不大于83 API、声波时差不小于262 μs/m、深侧向电阻率不小于15 Ω·m、补偿中子不大于15%时，取得理想挖潜效果几率较高，同时，测井曲线形态及地震响应特征可用于辅助判断储集层品质。

（2）同层邻井动用情况会在较大程度上影响气井挖潜效果，当目标井与同层邻井处在同一有利区带或同一裂缝走向上时，井距下限为350 m，相应井距下的邻井单层累计产气量上限为0.20×108m3。

（3）挖潜选井可通过多层合采的方式增大储集层总有效厚度以保障挖潜效果，选取河道单层开采或河口坝等次级微相多层合采均可取得较好挖潜效果。