李浮萍，李躍剛，趙忠軍 （中石油長慶油田分公司蘇里格氣田研究中心 ）

馮敏，段志強，吳小寧 低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西 西安 710018

蘇里格氣田是目前國內(nèi)最大的整裝砂巖巖性圈閉氣藏，具有典型的 “四低”（低滲、低壓、低產(chǎn)、低豐度）特點［1］，單井控制儲量少 （0.57×108m3）、非均質(zhì)性強、有效砂體難以識別，世界上無可以借鑒的開發(fā)經(jīng)驗。蘇里格氣田東區(qū)位于氣田東部，是氣田目前主力開發(fā)區(qū)塊之一，儲層巖屑含量較氣田中區(qū)更高，表現(xiàn)出更強的致密性和非均質(zhì)性，給井位優(yōu)選帶來了很大難度。評價建產(chǎn)初期，該區(qū)塊完鉆井Ⅰ＋Ⅱ類井比例相對較低，僅為66.5%。Ⅰ＋Ⅱ類井比例的高低直接決定了氣田開發(fā)效益的好壞，因此，提高Ⅰ＋Ⅱ類井比例始終是氣田開發(fā)的主旨所在。通過幾年的探索開發(fā)應(yīng)用，蘇里格氣田東區(qū)提高Ⅰ＋Ⅱ類井比例技術(shù)得到了不斷的完善和提高，并取得了一定的成效。

1 研究區(qū)開發(fā)井的分類標準

蘇里格氣田東區(qū)是蘇里格氣田大的陸相河流——三角洲沉積體系背景下發(fā)育的典型 “四低”氣藏，其儲集砂體厚度變化大，平面分布復(fù)雜，由于該區(qū)塊儲層較為致密，物性及連通性差，非均質(zhì)性嚴重，氣井產(chǎn)氣能力較低，因此，其氣井分類標準中氣層厚度標準相對蘇里格氣田的氣井分類標準［2］較高 （表1）。

表1 蘇里格氣田東區(qū)氣井分類標準表

2 提高Ⅰ＋Ⅱ類井比例技術(shù)

研究區(qū)提高Ⅰ＋Ⅱ類井比例技術(shù)集富集區(qū)篩選技術(shù)、叢式井優(yōu)化布井技術(shù)及立體開發(fā)技術(shù)為一體，堅持 “兩結(jié)合、緊跟蹤、打下去”的思路，確保Ⅰ＋Ⅱ類井比例的不斷提高。“兩結(jié)合”即地質(zhì)與地震相結(jié)合；“緊跟蹤”即緊密跟蹤完鉆井位，打一口、分析一口、認識一口、調(diào)整一口；“打下去”即針對多層系發(fā)育的特點，鉆穿山2段、或太原組、或本溪組、甚至下古生界地層，確保鉆井成功率。

2.1 富集區(qū)篩選技術(shù)

富集區(qū)篩選技術(shù)以地質(zhì)綜合研究為基礎(chǔ)，通過開展儲層成因機制分析，找出優(yōu)質(zhì)儲層，同時，結(jié)合地震資料，綜合預(yù)測有利區(qū)。

2.1.1 儲層成因機制分析

1）沉積環(huán)境決定了沉積特征 鄂爾多斯盆地北部存在2大物源區(qū)。西部為中元古界富石英物源區(qū)，以石英為主，石英體積分數(shù)為80%～95%；東部為太古界相對貧石英物源區(qū)，以酸性侵入巖為主，石英體積分數(shù)為25%～60%。這決定了蘇里格東區(qū)的雙物源特征，主力產(chǎn)氣層二疊系石盒子組八段 （用符號表示成Psh8）以中－粗粒巖屑石英砂巖和石英砂巖為主，二疊系山西組一段 （用符號表示成Ps1表示）以細－中粒巖屑砂巖、巖屑質(zhì)石英砂巖和泥質(zhì)巖為主。Psh8、Ps1石英類平均體積分數(shù)分別為79.1%和84.2%，巖屑平均體積分數(shù)分別為20.5%和15.6%，要大大高于蘇里格氣田中區(qū)的巖屑體積分數(shù) （12.2%、11.4%）。而高孔滲儲層的分布與石英體積分數(shù)有明顯的正相關(guān)關(guān)系［3］，研究區(qū)相對低的石英體積分數(shù)、高巖屑體積分數(shù)的沉積特征決定了儲層質(zhì)量的基礎(chǔ)。

2）沉積特征控制了有效儲層的發(fā)育 研究區(qū)Ps1～Psh8期整體屬于河流－三角洲平原沉積體系，Psh8屬于辮狀河沉積，Ps1屬于曲流河沉積，主要發(fā)育分流河道、天然堤、決口扇、分流間灣和河漫沼澤沉積微相［3］。分流河道 （包括心灘、邊灘及河道充填下部）中發(fā)育的粗砂巖、含礫粗砂巖易形成有效儲層。原因在于兩個方面：一方面，礦物成分對儲層孔隙的發(fā)育具有一定的影響。心灘、邊灘及河道充填下部發(fā)育的砂巖中石英體積分數(shù)較高，而石英體積分數(shù)越高，抗壓實能力越強，使得儲層中部分原生孔隙得以保存，同時，高石英體積分數(shù)也利于后期孔隙流體的流動和次生孔隙的形成。薄片分析表明，研究區(qū)石英體積分數(shù)與面孔率呈正相關(guān)關(guān)系，同樣反映了高石英體積分數(shù)有利于高效儲層的形成；另一方面，顆粒粒度對有效儲層的發(fā)育亦會產(chǎn)生影響作用。分選相對均勻的情況下，石英的粒度越大，儲層的物性越好。統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，粗砂巖的物性要明顯好于中－粗砂巖、細－中砂巖 （表2）。

3）成巖作用是形成有效儲層的關(guān)鍵 該區(qū)填隙物及軟組分含量相對高，強烈的機械壓實作用使原生孔隙迅速減小，是導(dǎo)致研究區(qū)儲層致密的主要原因，加之黏土礦物的膠結(jié)作用使原生粒間孔喪失殆盡［4］，導(dǎo)致儲層物性變差；另一方面，溶蝕作用及微裂縫的形成使得儲層物性得到了改善，形成有效儲層。從表3中可見，研究區(qū)Psh8儲層孔隙類型主要為巖屑溶孔，Ps1儲層孔隙類型主要為晶間孔。

心灘、邊灘及河道充填下部中發(fā)育的粗砂巖、含礫粗砂巖為有效儲層的形成奠定了基礎(chǔ)，而溶蝕作用的發(fā)生及局部微裂縫的發(fā)育則為有效儲層的形成創(chuàng)造了條件，使其在平面上呈土豆狀或豆莢狀展布［5］。

4）其他控制因素 封閉不嚴的粉砂質(zhì)泥巖或泥質(zhì)粉砂巖蓋層、構(gòu)造不發(fā)育而缺乏縱向溝通系統(tǒng)以及儲層的早期致密等因素導(dǎo)致來自下方氣源的天然氣難以向上運移和保存［5］，使得部分砂巖不能形成有效儲層。

表2 不同粒級的物性統(tǒng)計特征表

表3 儲層孔隙類型分布頻率統(tǒng)計表

2.1.2 儲層地震預(yù)測

地震儲層預(yù)測以提高有效儲層預(yù)測精度為目標。采集上，不斷優(yōu)化野外采集方法，最大限度地提高原始資料的分辨率和信噪比；處理上，開發(fā)與應(yīng)用高精度二維和全數(shù)字三維的多域保真新技術(shù)，尤其是針對目標道集的處理研究，進一步提高資料的品質(zhì)和利用率；解釋中，疊前與疊后預(yù)測相結(jié)合，多方法預(yù)測，保證井位的有效部署。

1）完善采集技術(shù)，優(yōu)化觀測系統(tǒng) 針對蘇里格東區(qū)低降速層厚度變化較大、流沙覆蓋區(qū)老、地震資料信噪比低、頻帶窄等問題，通過強化小藥量多井組合激發(fā)和加強復(fù)雜區(qū)域的激發(fā)因素一致性設(shè)計，使得有效信號的頻帶展寬，提高了資料的分辨率，同時也確保了區(qū)域資料品質(zhì)的一致性 （圖1）。

圖1 激發(fā)因素對比

通過采用優(yōu)化后的小道距、高覆蓋、大偏移距觀測系統(tǒng)，以獲得疊前有效信息。10m左右的道距有利于高頻接收和靈活的道間組合；80次以上的覆蓋次數(shù)為彈性反演盡量多的獲得疊前信息；最大偏移距主要考慮反射波的能量變化，對于3000m左右目的層，5000m左右的偏移距可以獲取完整的大角度AVO有效信息。

2）不斷完善地震處理及解釋技術(shù) 針對研究區(qū)的地震資料，先后采用了折射波靜校正技術(shù)、地表一致性處理技術(shù)、去噪技術(shù)、組合反褶積處理技術(shù)、速度分析、切除與剩余靜校正技術(shù)及針對道集的處理技術(shù)等多種技術(shù)，使針對本區(qū)的地震處理及解釋技術(shù)不斷完善，并根據(jù)AVO響應(yīng)特征，總結(jié)出研究區(qū)不同類型井Psh8儲層的響應(yīng)特征：①Ⅰ類井，近道能量強 （相對振幅大于2），隨偏移距增加，Psh8反射增加明顯，梯度變化大。②Ⅱ類井，近道能量弱 （相對振幅小于2），隨偏移距增加，Psh8反射振幅增加，但梯度變化比Ⅰ類井小。③Ⅲ類井，Psh8反射振幅不隨偏移距的變化而變化。

3）地震預(yù)測有利區(qū) 根據(jù)儲層的波形特征及AVO響應(yīng)特征勾畫出波形特征平面圖及AVO振幅平面圖，預(yù)測研究區(qū)目的層段的有效砂巖厚度，將大于6m的區(qū)帶劃分為含氣Ⅰ類有利區(qū)，2～6m的區(qū)帶劃分為含氣Ⅱ類有利區(qū)。

2.1.3 綜合篩選富集區(qū)

綜合地質(zhì)認識及地震預(yù)測，并結(jié)合完鉆井的實鉆情況，精細刻畫研究區(qū)砂體及有效砂體展布圖，篩選出富集區(qū)，為整體部署及集中建產(chǎn)提供目標區(qū)塊。

2.2 叢式井井位優(yōu)選技術(shù)

為降低成本、節(jié)約征地面積，蘇里格氣田大膽采用了叢式井規(guī)模開發(fā)方式，探索形成了一套確保Ⅰ＋Ⅱ類井比例的叢式井井位優(yōu)選技術(shù)。

首先，為了確保叢式井開發(fā)效果，建立了叢式井部署標準，明確了定性條件和定量條件。定性條件為：①富集區(qū)落實；②單井實鉆效果較好；③在地震測線上或附近，具有明顯響應(yīng)。定量條件為：①Psh8有效厚度大于6.0m；②Ps1有效厚度大于6.0m；③單井無阻流量大于5×104m3/d。

其次，堅持富集區(qū)整體部署、評價區(qū)隨鉆部署的技術(shù)思路，將地質(zhì)與地震緊密結(jié)合，制定了一套可實施性強的叢式井部署流程 （圖2）。一方面充分利用地質(zhì)和地震的綜合研究成果，以有效砂體預(yù)測為核心，精細刻畫有效儲層分布，在篩選出的富集區(qū)內(nèi)整體部署；另一方面依據(jù)地質(zhì)與地震評價結(jié)果，在評價區(qū)部署評價井和骨架井，以7口井叢式井組為開發(fā)單元 （圖3），根據(jù)完鉆井實施效果，在綜合地質(zhì)分析的基礎(chǔ)上，及時追加叢式井井位，并根據(jù)地質(zhì)風(fēng)險進行鉆井排序，同時加強隨鉆分析、及時調(diào)整，確保叢式井實施效果。

圖2 叢式井井位部署流程圖

圖3 7口井叢式井組示意圖

圖4 多層系立體開發(fā)技術(shù)思路

2.3 多層系立體開發(fā)技術(shù)

針對蘇里格氣田東區(qū)多層系發(fā)育的特點，在對主要產(chǎn)氣層Psh8、Ps1認識開發(fā)的同時，也對下古生界奧陶系馬家溝組、上古生界山西組山二段 （Ps2）、石盒子組盒六段 （Psh6）、石盒子組盒四段 （Psh4）等其他層系開展了系統(tǒng)研究，成功實現(xiàn)了多層系的立體開發(fā)，形成了一套適合該地區(qū)的多層系立體開發(fā)技術(shù)，為提高Ⅰ＋Ⅱ類井比例再添保障。

該技術(shù)是在富集區(qū)篩選技術(shù)的基礎(chǔ)上，完善對上古生界產(chǎn)氣層 （Ps2、Psh6、Psh4）地質(zhì)綜合研究的同時，著重加強對下古生界儲層的精細刻畫，通過對古地質(zhì)特征、構(gòu)造特征的描述以及古地貌的恢復(fù)等落實下古生界儲層有利區(qū)，在保障上古生界儲層開發(fā)效果的同時，考慮合理井網(wǎng)井距，兼顧下古生界儲層的開發(fā)，技術(shù)思路如圖4所示。

3 應(yīng)用效果

通過富集區(qū)篩選技術(shù)的應(yīng)用，篩選富集區(qū)2263km2，為產(chǎn)能建設(shè)部署提供了依據(jù)；通過叢式井井位優(yōu)選技術(shù)的應(yīng)用，部署248個井叢712口井，叢式井比例達到62.6%，叢式井Ⅰ＋Ⅱ類井比例達到75%；通過多層系立體開發(fā)技術(shù)的應(yīng)用，下古生界氣層鉆遇率達到70%以上，下古生界氣井的試氣平均無阻流量是上古生界氣井的2～3倍，使研究區(qū)Ⅰ＋Ⅱ類井比例提高10～15個百分點。

通過提高Ⅰ＋Ⅱ類井比例技術(shù)的綜合應(yīng)用，蘇里格氣田東區(qū)Ⅰ＋Ⅱ類井比例逐年攀升，至2013年底達到73.8%，較產(chǎn)建初期提高了7.3個百分點。應(yīng)用效果良好，為蘇里格氣田的開發(fā)效益的提高做出了重要的貢獻。

4 結(jié)論

1）沉積環(huán)境決定了沉積特征，沉積特征控制了有效儲層的發(fā)育，而成巖作用是形成有效儲層的關(guān)鍵因素。

2）叢式井部署標準確保了開發(fā)效果，叢式井部署流程切實可行，叢式井井位優(yōu)選技術(shù)保障了Ⅰ＋Ⅱ類井比例的同時，為節(jié)約用地、降低綜合成本及保護環(huán)境等起到了舉足輕重的作用。

3）多層系立體開發(fā)技術(shù)有效降低了蘇東地區(qū)的產(chǎn)建風(fēng)險。

4）提高Ⅰ＋Ⅱ類井比例技術(shù)完全適合蘇里格氣田東區(qū)的開發(fā)，也為其他類似區(qū)塊成功應(yīng)用提供了依據(jù)。

［1］李安琪，楊勇，盧濤，等 .蘇里格氣田儲層主控因素及相對含氣富集區(qū)篩選 ［J］.天然氣工業(yè)，2008，28（增刊B）：5～12.

［2］冉新權(quán)，李安琪 .蘇里格氣田開發(fā)論 ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2008.

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［4］楊仁超，王秀平，樊愛萍，等 .蘇里格氣田東二區(qū)砂巖成巖作用與致密儲層成因 ［J］.沉積學(xué)報，2012，30（1）：111～119.

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［編輯］ 黃鸝