路玉，李忠平，黎華繼，羅長川，駱彬

（中國石化 西南油氣分公司 新場聯(lián)益公司，四川 德陽 618000）

四川盆地是中國富含天然氣的大型盆地之一，也是全球較早開發(fā)的天然氣區(qū)，其含油氣層位多，氣藏類型復雜[1-2]，川西坳陷侏羅系氣藏資源量大，但呈現(xiàn)出砂體展布復雜、儲集層類型多樣、沉積微相變化快等特征[3-5]。新場氣田作為川西地區(qū)最大氣田，經(jīng)過三十余年的開發(fā)，中—淺層主力氣藏上侏羅統(tǒng)蓬萊鎮(zhèn)組氣藏井網(wǎng)部署較為完善，天然氣采出程度較高，高品質儲集層動用程度高[6]，挖潛增產是氣田高效開發(fā)的重要手段。隨著氣藏持續(xù)開發(fā)，氣藏儲量動用不均、剩余氣分布認識不清等問題日益突出，而前期的挖潛研究多為定性描述，挖潛選井依據(jù)相對單一，選井原則缺乏對氣藏開發(fā)現(xiàn)狀的考量。因此，在現(xiàn)有氣田開發(fā)工藝的基礎上[7-9]，充分利用地質及生產資料，評價挖潛效果，針對品質較差儲集層或難以動用的儲量區(qū)建立新的選井選層評價標準，是目前亟待解決的重要問題。為此，選取新場氣田蓬萊鎮(zhèn)組典型挖潛井為研究對象，通過深入分析挖潛層段的砂體厚度、儲集層巖性及物性特征、錄井指標、測井電性特征及地震含氣響應特征，結合挖潛效果和同層鄰井動用情況，建立新的挖潛評價標準，為后續(xù)挖潛提供依據(jù)。

1 區(qū)域概況

研究目標為川西坳陷中部新場氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏，儲集空間為孔隙型和裂縫-孔隙型，以孔隙型為主，平均孔隙度為13.83%，平均滲透率為3.29 mD，試井解釋平均有效滲透率為0.76 mD，氣藏無明顯的邊水和底水，滲透率較低，為構造-巖性復合圈閉氣藏[4，10]?？刹蓛α繛?06.77×108m3，累計產氣量為98.96×108m3，剩余可采儲量為7.81×108m3，采出程度為92.69%。

選取新場氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏8 口典型挖潛井：XS21-43HF井、XQ74井、X714-1井、X714-4井、X38井、XS24-9HF 井、X69-2 井和L110-1 井，均采用轉層射孔和加砂壓裂工藝挖潛?？紤]單井挖潛后測試無阻流量、日產氣量、累計產氣量、挖潛時長等因素，以單井挖潛后平均日產氣量作為主要評價指標，將8 口典型井分為挖潛失利井和挖潛成功井2類（表1）。

表1 新場氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏典型井挖潛效果評價Table 1.Evaluation of potential tapping effects of typical wells in the Penglaizhen formation of Xinchang gas field

上述挖潛井中，X714-1 井、X714-4 井、X69-2 井和X38 井測試無阻流量小于0.500 0×104m3/d，測試日產氣量小于0.500 0×104m3，相對其他井而言，測試效果不理想。但投入生產后，X38 井保持了較好的生產態(tài)勢，累計產氣量和挖潛后平均日產氣量均較高，因此被認定為挖潛成功。其余4 口井挖潛后測試無阻流量均大于0.500 0×104m3/d，累計產氣量也較高，均大于250.000 0×104m3，但不同井生產趨勢差異較大，XS21-43HF 井測試無阻流量及前期產量高，XS24-9HF 井和L110-1 井生產趨勢總體平穩(wěn)，XQ74 井測試情況理想，但前期產量波動較大（圖1）。

2 挖潛效果評價

2.1 錄井特征

前人建立了較為完善的油氣地質評價指標，其中，與產能密切相關的錄井參數(shù)有5 項，即指示儲集層含氣豐度的氣測全烴含量和槽面氣泡含量、指示儲集層能量的鉆井液密度、指示儲集體空間范圍的儲集層厚度以及指示儲集層物性的鉆時變化[6，11]。

由于新場氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏勘探開發(fā)的時間較早，多數(shù)老井沒有完整的測試數(shù)據(jù)。根據(jù)現(xiàn)有資料選取挖潛井測試層段的氣測最大全烴含量及儲集層總有效厚度進行綜合分析可知：挖潛段測試無阻流量均與二者呈正相關關系（圖2），當最大全烴含量大于40%時，可能獲得超過3.000 0×104m3/d的測試無阻流量（圖2a）；儲集層總有效厚度的下限為6 m，當該值大于9 m 時，同樣有望獲得超過3.000 0×104m3/d 的測試無阻流量，從而可保證挖潛效果（圖2b）。由于所選取的儲集層總有效厚度為各挖潛測試段的有效厚度之和，因此，選取錄井評價較好的薄層進行多層合采，可增大儲集層總有效厚度，從而提高挖潛成功幾率。

2.2 測井特征

2.2.1 測井參數(shù)范圍

新場氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏儲集層測井參數(shù)具有“三低一中一高”的特征，即低自然伽馬、低密度、低補償中子、中等電阻率以及高聲波時差。其中，自然伽馬和聲波時差反映巖性特征，電阻率反映儲集層含水特征，密度可判別儲集層品質[6，11-13]。實踐證明，新場氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏挖潛選井，其理想層段的自然伽馬不大于90 API、聲波時差不小于230 μs/m，深側向電阻率不小于10 Ω·m，補償中子不大于19%，密度不大于2.6 g/cm3[11，13]。

據(jù)此標準評價新場氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏挖潛井，8口井各挖潛層段基本都符合上述理想電性標準（表2），但挖潛效果差異大。將2 類挖潛井對比發(fā)現(xiàn)，挖潛層段各電性指標在選井理想電性標準范圍內偏離界限值越多，綜合評價結果越好，挖潛效果越理想，如XS21-43HF 井；已有的測井評價指標過于寬泛，因而帶來較大的挖潛失利風險，如X714-1井和X714-4井均因產水量較高導致挖潛失敗。綜合5 口挖潛成功井評價參數(shù)認為，應該在盡可能多的符合理想電性標準的層段進行挖潛，優(yōu)選射孔層段。挖潛選井電性指標重新限定為自然伽馬不大于83 API，聲波時差不小于262 μs/m，深側向電阻率不小于15 Ω·m，補償中子不大于15%。

2.2.2 測井曲線形態(tài)

測井曲線形態(tài)可以反映儲集層品質，曲線越平滑，儲集層均質性越強；曲線齒化現(xiàn)象則體現(xiàn)了儲集層較強的非均質性。此外，測井曲線形態(tài)可表征儲集層沉積環(huán)境，前人研究認為，川西坳陷侏羅系主要為三角洲前緣及三角洲平原，箱形和鐘形曲線多指示分流河道沉積；漏斗形曲線多出現(xiàn)在河口壩發(fā)育層段；指狀和齒狀曲線則多指示席狀砂沉積[4，14-16]。

因此，測井曲線形態(tài)只能作為判斷儲集層品質的輔助依據(jù)，老井挖潛時選取鐘形或箱形曲線層段最佳，但當儲集層條件不佳時，對次級有利微相進行多層合采可降低風險，增加挖潛收益。

2.3 地震響應特征

由于早期勘探開發(fā)技術較少、高品質儲集層開采程度低、部分勘探評價井以中—深層為目標等原因，部分氣井中—淺層測試資料不完善，難以利用測井和錄井資料有效評價挖潛目的層段[17]。有學者建立了井震結合砂體識別與含氣性評價技術，認為合成地震記錄歸位可用于識別砂體，振幅異常可預測砂體厚度，波阻抗反演可指示儲集層物性，地震波頻譜能量識別可評價儲集層含氣豐度，從而明確儲集層特征及含氣性[17-19]。

通過對比研究區(qū)氣井相應層段的振幅異常特征、測井曲線形態(tài)和沉積微相可知，挖潛成功井中三者均呈現(xiàn)較有利的特征，如L110-1 井部署于小層地震強振幅區(qū)及河道沉積區(qū)，自然伽馬曲線呈箱形和鐘形（圖3a），砂體發(fā)育，儲集層品質好，挖潛效果符合預期；挖潛失利井中，X714-1井小層和X714-4井小層自然伽馬曲線呈齒化箱形，但位于地震弱振幅區(qū)，表明相應層段砂體薄，儲集層品質較差；并非所有挖潛效果理想井都位于地震強振幅區(qū)及河道沉積區(qū)，部分井鉆遇河口壩、遠砂壩等次級微相，進行多層合采也能取得理想挖潛效果，如XS21-43HF 井（圖3b、圖3c）。因此，挖潛選井需綜合考慮測井曲線形態(tài)與地震響應特征的匹配程度，位于河道沉積的單層開采、河口壩等次級微相的多層合采均可能取得較好挖潛效果[20]。

2.4 鄰井開發(fā)情況

同層鄰井開發(fā)會對氣井挖潛效果產生一定影響，以X69-2 井為例，該井小層近距離鄰井有3 口，其中，X69 井與X69-2 井距離僅為315 m，但其累計產氣量達0.28×108m3，且小層為X69 井的主力貢獻層；X71 井與X69-2 井距離為338 m，X71 井小層累計產氣量高達0.46×108m3。挖潛目的層段均有同層累計產氣量較高的近距離生產鄰井，且與目標挖潛井處于同一有利區(qū)帶或同一裂縫走向上，表明相應層段已得到較大程度動用，為X69-2 井挖潛帶來較大風險。通過以上分析認為，測試層段的同層相鄰生產井井距以及累計產氣量可較大程度影響挖潛效果，井距越大或累計產氣量越低，挖潛區(qū)域被動用可能性越小，挖潛成功幾率越高，今后挖潛選井需要將二者作為重要考量指標。

對2 類挖潛井分析發(fā)現(xiàn)，挖潛成功井與同層鄰井井距較大，且同層鄰井累計產氣量較低，其鄰井累計產氣量與鄰井井距基本為正相關關系（圖4），表明同層鄰井井距越大時，對其累計產氣量的限制也會相應放寬。當鄰井井距較小時，挖潛失利風險增大，圖4中X69-2井數(shù)據(jù)點進一步印證了該井因鄰井動用導致挖潛失敗。

以挖潛成功井的擬合線性關系為界，初步劃分了同層鄰井累計產氣量與鄰井井距限制下的挖潛可行分區(qū)，同時選取現(xiàn)有挖潛成功井中最小井距和累計產氣量為二者允許挖潛的界限值。當目標挖潛井與同層鄰井處在同一有利區(qū)帶或同一裂縫走向上時，初步限定井距下限為350 m，相應井距下同層鄰井累計產氣量上限為0.20×108m3。同層鄰井井距越大，允許的累計產氣量越高；當同層鄰井井距較小且累計產氣量較高，即接近初步限定界限時，若目標井相較鄰井位置更好，如構造部位更高、沉積微相更有利等，可將該層考慮作為兼顧層進行小規(guī)模壓裂，有較大幾率獲產；但同層鄰井累計產氣量不可過高，以規(guī)避鄰井動用風險。

3 老井挖潛精選原則與實踐

基于上述分析，充分考慮氣田開發(fā)現(xiàn)狀，建立了適合研究區(qū)的挖潛選井選層分類評價標準。選井標準為長停井或日產氣量低于0.500 0×104m3的生產井；選層標準從多角度進行評價，共分為3 類，其中處于一類和二類評價范圍內時可進行挖潛，三類評價范圍內挖潛失利風險高，不建議挖潛（表3）。該分類評價標準以氣藏現(xiàn)今開發(fā)情況為基礎，綜合考慮測井曲線形態(tài)、地震響應特征、沉積微相類型及鄰井動用情況，進一步限制了儲集層總有效厚度及測井數(shù)據(jù)指標，更加適用于川西新場氣田挖潛選井判別。

表3 新場氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏挖潛選層分類評價標準Table 3.Criteria for layer selection for potential tapping in the Penglaizhen formation of Xinchang gas field

依據(jù)上述標準，優(yōu)選研究區(qū)L111-2 井和X82 井實施轉層挖潛，L111-2 井測試無阻流量為5.503 5×104m3/d，挖潛后累計產氣量為365.529 5×104m3，平均日產氣量增加1.369 0×104m3；X82 井測試無阻流量為0.738 2×104m3/d，挖潛后累計產氣量為198.174 1×104m3，平均日產氣量增加0.884 7×104m3，均取得較好的挖潛效果。

綜合分析挖潛成功原因發(fā)現(xiàn)，上述2 口井錄井、測井、地震、鄰井動用情況等各項指標均較符合上述標準中一類或二類選層評價標準（表4），且挖潛時加砂規(guī)模較大，儲集層得到充分改造。L111-2 井采用多層段測試，儲集層總有效厚度為33 m，測試段最大全烴含量為45%；小層顯示地震強振幅，位于主河道，含氣性好，小層同樣顯示地震強振幅，處于主河道中心，小層顯示地震中—弱振幅但同層無鄰井，儲集層未被打開，地層能量充足；各層同區(qū)帶內鄰井井距較大且單層累計產氣量較低，小于0.20×108m3，鄰井動用可能性較低。X82 井進行多層合采，儲集層總有效厚度達10 m；主力層小層顯示地震強振幅，該井位于主河道中部，儲集層砂體發(fā)育，含氣性好，次有利層位小層顯示地震中—強振幅，位于分支河道中部；該井小層鄰井井距較大，且X82井構造位置更高，沉積微相更有利，挖潛失利風險較小，有一定獲產空間，小層無相鄰生產井，地層能量充足，含氣性較好，作為兼顧層開發(fā)可增大挖潛獲產幾率。

表4 L111-2井和X82井挖潛選層評價依據(jù)對比Table 4.Comparison of evaluation basis for layer selection for potential tapping in Well L111-2 and Well X82

4 結論

（1）新場氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏挖潛效果受錄井、測井、地震響應等多因素影響，當最大全烴含量大于40%，儲集層總有效厚度大于6 m，測井評價指標滿足自然伽馬不大于83 API、聲波時差不小于262 μs/m、深側向電阻率不小于15 Ω·m、補償中子不大于15%時，取得理想挖潛效果幾率較高，同時，測井曲線形態(tài)及地震響應特征可用于輔助判斷儲集層品質。

（2）同層鄰井動用情況會在較大程度上影響氣井挖潛效果，當目標井與同層鄰井處在同一有利區(qū)帶或同一裂縫走向上時，井距下限為350 m，相應井距下的鄰井單層累計產氣量上限為0.20×108m3。

（3）挖潛選井可通過多層合采的方式增大儲集層總有效厚度以保障挖潛效果，選取河道單層開采或河口壩等次級微相多層合采均可取得較好挖潛效果。