普光地区千佛崖组致密砂岩-页岩气藏开发技术对策

付德奎

（中国石化中原油田分公司勘探开发研究院，河南 濮阳 457001）

我国致密气资源主要分布在鄂尔多斯、塔里木、四川等盆地［1-3］。其中，四川盆地是我国重要的天然气勘探开发基地，蕴藏丰富的天然气资源。经过几十年的勘探，四川盆地已取得了良好的勘探开发效果［4］，陆相地层致密气潜力巨大，特别是在中生界己发现多个中型气田，展示了良好的勘探前景。

普光地区侏罗系千佛崖组致密砂岩、 页岩储层发育［5-8］，非均质性强［9-10］，气藏为纵向叠合气藏（即致密砂岩-页岩气藏）。与鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏相比，普光地区千佛崖组气藏储层非均质性较强，纵横向上储层特征和储集性能差异大，开发潜力不明确； 且相较于常规致密砂岩气藏，页岩气藏中常见吸附气与游离气，还需解决储集体内不同岩性导致的物性问题［11］。上述2 种因素导致此类叠合气藏开发难度大［12-14］，而目前尚未形成气藏规模效益开发技术对策。

鉴于此，本文采用多种方法优化开发参数，根据类似气藏开发经验明确气藏开发潜力，并提出一套有针对性的气藏开发技术对策，为同类气藏开发提供技术借鉴。

1 气藏基本特征对比

普光地区位于川东高陡断褶带的东北段与大巴山冲断褶皱带的双重叠加构造区，整体呈NEE 向延伸，千佛崖组自下而上划分为千一段、千二段和千三段。千一段划分为6 套层（1—6 层），其中，5 层为致密砂岩储层，3 层为页岩储层，其他为非储层。千一段3 层岩性以黑色泥岩、纹层状泥岩为主，夹薄砂条。页岩气受储层孔隙度和总有机碳质量分数（TOC）控制，相对优质储层含气量一般大于6 m3/t。

根据储层特征、天然气组分、气藏特征等对比分析结果，以及千一段5 层致密气与3 层页岩气储层的纵向发育关系，综合确定2 套层适合分层开采。

1.1 储层特征

由于千一段5 层致密砂岩气藏与3 层页岩气藏储层岩石类型及组成差异大，其孔隙类型、物性条件、储层渗流规律、展布规律不同，压裂改造工艺选择需求不同，且不适合一套井网开发（见表1）。

1.2 天然气组分

从P3 井千佛崖组天然气组分数据（见表2）可看出，样品1，2 属致密砂岩气藏，样品3，4 属页岩气藏，其天然气组分整体相似。由图1（图中百分数为凝析油质量分数）可知，气藏开发过程中最大凝析油质量分数为4%，属于低含凝析油凝析气藏，可在初期采用衰竭式开发，后期再攻关注气提高采收率技术。

图1 P4 井PVT 相图Fig.1 PVT phase diagram of Well P4

1.3 气藏特征

千一段5 层致密砂岩气藏与3 层页岩气藏地层温度、气藏类型、储量丰度等相近，但试井解释物性差异较大，2 套层单层开采具有一定的开发价值（见表3）。

表3 千一段5 层致密砂岩气藏与3 层页岩气藏特征对比Table 3 Comparison of characteristics of layer 5 tight sandstone gas reservoir and layer 3 shale gas reservoir in Qian 1 Member

1.4 纵向发育关系

千一段5-1 与5-2 小层致密气隔层厚度在4～8 m，可通过阶梯或大斜度水平井贯穿2 套小层，局部也可采用大规模压裂进行贯通。5 层致密砂岩气藏与3层页岩气藏有利区隔层厚度在20～30 m，厚度较大，不利于单井开发2 套层系，会浪费较多水平井进尺。同时，由于储层条件和压裂工艺差异较大，综合考虑地质特征与开发技术对策需求（见表4），建议千一段5 层致密砂岩气藏和3 层页岩气藏采用2 套井网分别开发。

2 开发井型优选

千一段5 层致密砂岩气藏河道期次单一，砂体发育较集中（见图2。图中SP 为自然电位，RD 为电阻率，H 为深度，黄色为气层，黑线为层界线，黑虚线为小层界线）。据类似气藏开发经验（如图3 所示，鄂尔多斯盆地致密气典型区块水平井与直井产量倍数比为2.3～3.7），本区5 层致密砂岩气藏采用水平井开发有利于连通多个砂体，提高单井泄流范围、注采能力、单井产量和储量控制程度，有利于地面生产管理。

图2 千一段5 层连井气层对比Fig.2 Gas layer comparison of connecting wells of layer 5 in Qian 1 Member

图3 鄂尔多斯盆地致密气典型区块水平井与直井产量倍数比Fig.3 Production multiple ratio of horizontal wells to straight wells in typical blocks of tight gas in Ordos Basin

目前，鄂尔多斯盆地和长宁区块页岩气开发通常采用水平井常规双排型以及单排型布井模式［20］（见图4。其中：图4a 中彩色线段为不同水平井井轨迹，下同；图4b 中彩色实心圈为不同井台；图4c 中L1为水平段长度（1 500 m），L2为靶前距（50 m），L3为两井间防碰距（200 m），L4为井距（400 m），H1为造斜点（深度介于1 600～1 800 m）； 图4d 中实线为不同水平井水平段，虚线为不同水平井造斜段，彩色实心圈为不同井组）。由于勺型井网单平台所辖井数多，靶前距较短，为最大限度地提高资源动用率，先导试验区采用勺型布井模式开发（见表5）。

图4 水平井布井模式示意Fig.4 Schematic diagram of horizontal well layout pattern

表5 不同水平井布井模式特点对比Table 5 Comparison of characteristics of different horizontal well layout patterns

3 水平段长度优化

3.1 地质特征分析

千一段5 层发育水下分流河道及砂坝砂体。由图5（图中橘黄色代表砂体）可知，连井方向上（即顺河道方向），1#砂体分布相对稳定而连续，且气层厚度较大，具备实施长水平段钻井的地质基础。

图5 千一段5 层砂体分布连井剖面Fig.5 Sand body distribution of connecting well profile in layer 5 of Qian 1 Member

3.2 经验类比

据苏里格、庆阳等致密砂岩气藏开发统计经验，水平井初期产气量（Q）与水平段长度×储层有效渗透率（LK） 的关系曲线如图6 所示。当K 为0.09×10-3μm2时，Q 为5×104m3/d，L 在1 400～1 600 m（考虑有效储层钻遇率在60%～70%）。根据国内外页岩气开发经验（见表6），水平段长度约为1 000～2 000 m，结合本区千佛崖组页岩气藏地质情况，水平井段长度为1 500 m。

图6 苏里格气田Q 与LK 的关系Fig.6 Relationship between Q and LK in Sulige gas field

表6 国内外页岩气水平井水平段长度与井距统计Table 6 Length and spacing statistics of shale gas horizontal wells at home and abroad

3.3 理论计算

采用经济合理井距法（见图7）、经济极限井距法（见图8）和单井最小控制储量法（见图9）评价致密砂岩气藏水平井井距。当有利区平均储量丰度为1.0×108m3/km2时，考虑水平段长度为1 500 m，则经济合理水平井排距为600 m×2 200 m（由井控面积折算，下同）。

图7 致密砂岩气藏经济合理井控面积与储量丰度的关系Fig.7 Relationship between economically reasonable well control area and reserve abundance in tight sandstone gas reservoirs

图8 致密砂岩气藏经济极限井控面积与储量丰度的关系Fig.8 Relationship between economic limit well control area and reserve abundance of tight sandstone gas reservoirs

图9 致密砂岩气藏最小控制储量下井控面积与储量丰度的关系Fig.9 Relationship between well control area and reserve abundance under minimum controlled reserves in tight sandstone gas reservoirs

4 开发井距评价

类比鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏（见图10），当本区致密砂岩气藏储量丰度为1.0×108m3/km2时，井控储量约为0.5 km2，合理直井排距为600 m×800 m。考虑水平井长度为1 500 m，则水平井排距为600 m×2 300 m。

图10 致密砂岩气藏直井井控面积与储量丰度的关系Fig.10 Relationship between vertical well control area and reserve abundance in tight sandstone gas reservoirs

根据国内外页岩气开发经验，水平井井距约为200～400 m；同时，根据泸州区块开发经验（见图11），当水平井井距在400 m 时，具有较好内部收益率，并且井间干扰较小。因此，综合设计本区块页岩气水平井排距为400 m×2 000 m。

图11 长宁区块单井内部收益率与井距的关系Fig.11 Relationship between internal rate of return of single well and well spacing in Changning block

5 单井生产指标评价

根据气藏特征并借鉴同类气藏开发实践经验（见图12），初步评价本区千佛崖组致密砂岩气藏前3 年配产约为3×104m3/d，单井可采储量约为0.60×108m3。

图12 苏里格气田典型Ⅱ类储层水平井生产曲线Fig.12 Production curve of typical class Ⅱreservoir horizontal wells in Sulige gas field

本区千佛崖组页岩气藏地质特征和生产能力总体介于长宁区块Ⅰ—Ⅲ类储层（见表7），初步评价页岩气藏单井第1 年配产为3.5×104m3/d，单井可采储量为0.47×108m3。

表7 宁201 井区页岩气井产能分类评价结果Table 7 Evaluation results of production capacity classification for shale gas wells in Changning Ning 201 well area

6 开发潜力评价

参照苏里格气田建立了含气区致密气储层评价标准，落实研究区有利区面积为46.5 km2，天然气地质储量为37.2×108m3。对标长宁区块评价页岩气储层特征及开发有利区，综合考虑多种因素，确定研究区潜力区面积为162.8 km2，天然气地质储量为221.53×108m3。

本研究以Ⅰ+Ⅱ类储层发育、储层品质优、开发效果好的千一段5 层致密砂岩、3 层页岩作为主要目标，采取“平台部署+丛式井组”“水平井+分段体积压裂”及“工厂化作业+撬装化采气”的方式，充分利用地下地面资源，提高单井产量和建设效率。本着最大限度提高资源动用率和单井产量的原则，采用整体部署、分区实施、接替稳产、优化调整方案等技术手段实现气藏规模效益开发。千一段5 层致密砂岩气藏共部署水平井24 口，为控制砂体，部署直（定向）井12 口；3 层页岩气藏共部署水平井158 口。预测共建成年产能6.5×108m3（页岩气藏占比76.9%），稳产期7 a，预测期末累计产气76.5×108m3（页岩气藏占比77.5%）（见图13）。按照凝析油气油比1.26×104m3/m3、密度0.772 t/m3计算，可累计生产凝析油47.5×104t（页岩气藏占比76.6%）。其中，致密砂岩气藏采收率可达46.2%（见图14），页岩气藏采收率为26.8%（见图15）。

图13 千佛崖组致密砂岩气藏和页岩气藏年产能预测曲线Fig.13 Prediction curves of annual production capacity for tight sandstone and shale gas reservoirs in Qianfoya Formation

图14 千佛崖组致密砂岩气藏年产能和累计产气量预测曲线Fig.14 Prediction curves of annual production capacity and cumulative gas production of tight sandstone gas reservoirs in Qianfoya Formation

图15 千佛崖组页岩气藏年产能和累计产气量预测曲线Fig.15 Prediction curves of annual production capacity and cumulative gas production of shale gas reservoirs in Qianfoya Formation

7 结论

1）普光地区千佛崖组致密砂岩气藏与页岩气藏在孔隙类型、物性条件、储层渗流规律等方面差异较大，需采用2 套井网分别开发。

2）综合考虑多种因素，确定研究区潜力区面积为162.8 km2、天然气地质储量为221.53×108m3，并优选水平井作为致密砂岩气藏和页岩气藏开发井型。其中： 致密砂岩气藏合理水平井排距为600 m×2 200 m，水平段长度为1 500 m，单井前3 年日均产气3.0×104m3，可采储量约为0.60×108m3；页岩气藏合理水平井排距为2 000 m×400 m，水平段长度为1 500 m，单井前3年日均产气3.5×104m3，可采储量约为0.44×108m3。

3）本区致密砂岩气藏部署水平井24 口、直（定向）井12 口，页岩气藏部署水平井158 口，合计气藏年产能为6.5×108m3。稳产期7 a，预测期末累计产气76.5×108m3。其中：致密砂岩气藏年产能为1.5×108m3，累计产气17.2×108m3，采收率为46.2%；页岩气藏年产能为5.0×108m3，累计产气59.3×108m3，采收率为26.8%。