1、Natural Gas Technology and EconomyVol.17，No.5Oct.20232023年第17卷第5期天 然 气 技 术 与 经 济Natural Gas Technology and Economy修订回稿日期：20230926作者简介：张岩（1978），高级工程师，从事油气藏评价与开发方面的研究工作。E-mail：。多薄层特低孔隙度致密砂岩气藏开发模式研究以川西洛带气田遂宁组气藏为例A development mode of tight sandstone gas reservoirs with ultra-low porosity andA developme
2、nt mode of tight sandstone gas reservoirs with ultra-low porosity andmultiple thin layers:Examples from Suining gas reservoirs,Luodai gasfield,westernmultiple thin layers:Examples from Suining gas reservoirs,Luodai gasfield,westernSichuan BasinSichuan Basin张 岩1邓美洲1卜 淘2高 伟3詹泽东1王琼仙1刘 叶1（1.中国石化西南油气分公司勘
3、探开发研究院，四川成都610041；2.中国石化西南油气分公司采气四厂，重庆402160；3.中国石化西南油气分公司采气三厂，四川德阳618199）ZHANG Yan1,DENG Meizhou1,BU Tao2,GAO Wei3,ZHAN Zedong1,WANG Qiongxian1,and LIU Ye1(1.Exploration and Development Research Institute,Sinopec Southwest Oil&Gas Company,Chengdu,Sichuan 610041,China;2.No.4Gas Production Plant,Sino
4、pec Southwest Oil&Gas Company,Chongqing 402160,China;3.No.3 Gas Production Plant,Sinopec Southwest Oil&Gas Company,Deyang,Sichuan 618199,China)Abstract:Gas reservoirs of Suining Formation,Luodai gasfield,western Sichuan Basin,were taken as examples to analyzereservoir characteristics and microscopic
5、 seepage mechanism.And then a rational development mode was built for them,also providing guidance for similar tight sandstone gas reservoirs with ultra-low porosity,low abundance and multiple thinlayers in the efficient development.Results show that(i)featured with poor physical properties,these re
6、servoirs exhibit frequent interbedding and superimposition of sandstone and mudstone,which assumes as tight ones with ultra-low porosity.Their pore structure is mainly composed of fine pores to microscopic throat with relatively small pore-throat volume ratio;(ii)their original irreducible water boa
7、sts moderate saturation and they have larger area of gas-water dual-phase co-seepage,and core experiments under pressure depletion represent middle to higher recovery efficiency;(iii)without bottom andedge water,they belong to constant volume,closed,elastic gas-drive dry gas reservoirs with normal p
8、ressure;and(iv)theyare characterized by low well-controlled reserves,short period of stable production,fast decline in pressure and production,and long-term low yield under low pressure.It is concluded that(i)geologically,this kind of gas reservoirs featuremultiple thin sandbodies interbedded each o
9、ther,presenting the lenticular extension.And they should be appraised andthen developed progressively for enhanced recovery to increase development benefits;(ii)in the initial production stage,thehighly productive and enriched zones will be preferentially developed under normal pressure if necessary
10、;(iii)in the stableproduction stage,multiple layers will be co-exploited through vertical wells,and additional wells will be drilled to conductinterwell replacement for productivity;and(iv)in the production decline stage,some techniques,such as changing payzonein old wells,pressured exploitation,and
11、 foaming drainage gas recovery,may be employed to delay this decline.Meanwhile,development adjustment wells will be deployed to further enhance the recovery.Keywords:Western Sichuan Basin;Luodai gasfield;multiple thin layers;Ultra-low porosity;Tight sandstone;Pore structure;Seepage mechanism;Develop
12、ment technological strategy摘要为了建立特低孔隙度、低丰度的多薄层致密砂岩气藏的开发模式，指导同类气藏高效开发，以四川盆地川西洛带气田上侏罗统遂宁组气藏为研究对象，分析了储集层特征、微观渗流机理，指出了该类气藏科学合理的开发模式。研究结果表明：砂岩、泥岩频繁互层叠置，储集层基质物性较差，为特低孔隙度、致密储层，微观孔隙以细孔 微喉型为主，孔喉体积比偏小，岩心覆压实验结果表明渗透率应力敏感较强；气藏原始束缚水饱和度中等，气水两相共渗区较大，岩心衰竭实验结果表明采收率中等 较高；气藏无边、底水，属常压、定容封闭弹性气驱干气气藏；单井控制储量小，稳产期短，压力、产量递减较快
13、，低压低产期较长。结论认为：该类气藏以多个薄砂体交互叠置状或透镜状分布为地质特征，为了提高开发效益，按照先评价认识清楚后再投入开发、逐步滚动扩边增储上产的思路开展气田建设工作；建产期优先开发高产富集区，试验增产工艺；稳产期依靠直井多层压裂合采，补充新井实现产能井间接替；递减期依靠老井转层挖潜、增压开采与泡沫排水采气等措施延缓产量递减，同时部署开发调整井进一步提高采收率。关键词四川盆地西部洛带气田多薄层特低孔隙度致密砂岩孔隙结构渗流机理开发技术政策DOI：10.3969/j.issn.2095-1132.2023.05.00526天然气技术与经济总第101期2023年0引言洛带构造处于四川盆地川
14、西坳陷东斜坡构造带上，川西坳陷中段东南隅龙泉山北北东向构造带西侧。钻遇地层自下而上为中生界侏罗系、白垩系以及新生界第四系。洛带地区烃源岩主要为上三叠统须家河组的暗色泥页岩夹煤层和下侏罗统自流井组暗色灰岩、介屑灰岩和其间所夹的暗色泥岩，而中侏罗统以上几乎不具有生烃能力。洛带地区侏罗系中、上统总体沉积相为河流 三角洲 湖泊环境，发育多套纵、横向相互叠合的透镜状砂体，是研究区储集性较好的储集层；上侏罗统遂宁组自下而上发育局部封盖作用的泥岩沉积和区域性封盖作用的洪泛湖泥页岩沉积，对天然气起到了有效的封盖作用，因而具备了较好的生、储、盖组合。总的保存条件较好，具备形成大 中型气田的基本地质条件1-4。洛
15、带气田自2000年投入开发，前期关于该气藏的研究主要集中在成藏模式、砂体展布、储集层特征以及地震预测等单一方面，投产以后，气井产能较低，自然获产气井较少。储层非均质性较强，气井渗流状况差异大。井间连通性较差，气井单井控制储量小，压力递减快、稳产时间短。储量动用程度不均衡，局部区域井距较稀。在生产过程中多数气井产少量的凝析水或残余地层水。随着气藏开发的深入，气井压力递减日益明显，低压低产井越来越多，气藏开发将面临更为严峻的形势。为了进一步认识开发规律，笔者从储层地质特征入手，分析开发渗流机理及采取有针对性的开发对策，系统总结该类气藏的开发模式，以期为后期同类气藏的规模效益开发提供借鉴。1储层地质
16、特征从宏观的砂体、储层展布特征到微观的孔隙结构，乃至气藏类型是估算储量、划分开发层系和制定井位部署方案的直接依据，也是开发模式研究的基础。1.1砂体发育状况及储层分布特征洛带气田遂宁组气藏位于三角洲前缘与湖泊交互沉积环境，自下而上划分为遂一和遂二沉积时期和对应的两套砂层组，在较强的水动力作用下，河道平面频繁改道、纵向砂泥互层，泥岩厚度较大，单层砂体较薄，空间上呈透镜状、层状叠置连片展布。水下分流河道、河口坝、席状砂等沉积微相较发育，以水下分流河道和河口坝为有利沉积微相5。每个砂层组由多个薄砂体通过叠置连通而成，平均厚度为20.53 m，长宽比为51，属于条带状砂体。在多个有利沉积微相叠置的部位
17、，往往由相对高孔渗段沟通形成连通体6-7，使砂体规模扩大，砂体厚度从10 m增至35 m，砂体比较发育，为有效储层的形成奠定了地质基础。有效储层平面展布比较稳定。遂一段储层钻遇率为89，遂二段储层钻遇率为75，纵向叠合度达86，具备层间产能接替的地质条件。从储层的规模大小、分布形态以及厚度的发育状况来看8，遂宁组两套砂组横向展布较稳定、纵向叠置程度较高，便于开发井网的部署和实施。1.2储层物性特征根据1 597块岩心的物性实验统计可知，孔隙度介于0.8016.03（图1），为低 特低孔隙度，峰 值 区 间 介 于 3.00 5.00、平 均 孔 隙 度 为4.70，其中以特低孔隙度岩样居多，占
18、总样品数的35.57（图2）。孔隙度大于5.00的样品仅占总样品数的38.57，其岩石储集空间十分有限，直接制约了气藏的储量丰度。岩心地面条件下测得渗透率介于0.00415.90 mD，平均值为0.39 mD（图3），渗透率为特低渗透型，按照有效储层下限统计，只有74的样品达到有效储层标准。油气的充满度整体较低，储量丰度仅1.01 108m3km2，在开采中单井可采储量少、油气供给能力有限、开采初期产能和压力自然递减快、稳产能力差，后期措施和老井维护工作量大。图1洛带气田遂宁组气藏岩心孔隙度 渗透率关系图天然气技术与经济开发工程27Natural Gas Technology and Econ
19、omy第17卷第5期图2洛带气田遂宁组气藏岩心孔隙度直方图图3洛带气田遂宁组气藏岩心渗透率直方图随着孔隙度的增大，当孔隙度大于6%，其渗透率增加趋势明显变大，表现为上翘趋势，表明其孔隙结构中存在微裂缝和裂隙。薄片可见喉道由孔隙缩小型、管道型等类型构成（图4）。a.细粒长石岩屑砂岩，管道型喉道，铸体薄片，A井b.细粒岩屑砂岩，孔隙缩小型喉道，铸体薄片，B井图4遂宁组储层喉道类型图研究区岩心孔隙度 渗透率关系图如图 1 所示，图1可见，存在低孔、高渗的样品点，表明发育少量微裂缝，薄片可见构造微裂缝和构造 溶蚀缝以及部分压溶缝。为正确评价渗透率，把其恢复到覆压条件下的地层值，分析渗流能力9。根据上覆
20、地层压力下的岩石渗透率实验值与常压渗透率实验值关系曲线可知（图5），从地面到地下恢复地层状态后，其渗透率降低了85.26，渗透性损失较大，这与其孔喉细小、微裂缝较发育有关。根据应力敏感的规律，渗透率小于0.1 mD更易在有效应力作用下丧失更多渗透性。考虑上覆地层压力的作用后，原地面渗透率小于0.1 mD的样品比例为63.58%，恢 复 到 覆 压 渗 透 率 后 的 样 品 比 例 为85.70%，两种条件下均为典型致密储层。虽然储层致密、孔隙细小，但微裂缝较发育，在一定程度上提升了储层的渗流性。储层应力敏感较强，地层渗流能力下降较大，且气层渗透率平面和层内非均质性较强，对开发产生较大的影响。
21、图5洛带气田遂宁组气藏地面与地层渗透率关系曲线图1.3微观孔隙结构储层孔隙以粒间溶孔和粒内溶孔为主（图6），孔喉组合以细孔 微喉型为主，少部分为中孔 细喉及微孔 微喉型。微观孔隙结构研究表明，不同类型的储层孔隙、喉道整体偏小，渗透性中等。微观孔喉连通性取决于基质孔喉尺寸大小及其匹配关系。遂宁组储层表现为小孔隙、微 细喉的特点，但其渗透能力较好，主要原因是基质孔隙尺寸与喉道尺寸大小较接近，孔喉比较低，减小了喉道“瓶颈”处的渗流阻力，流体在孔隙、喉道中渗流比较通畅，连续相饱和度越大，其渗流能力越强。张岩，等：多薄层特低孔隙度致密砂岩气藏开发模式研究以川西洛带气田遂宁组气藏为例28天然气技术与经济总
22、第101期2023年a.细粒长石岩屑砂岩，粒内溶孔，扫描电镜，C井b.细粒岩屑砂岩，粒间溶孔，扫描电镜，D井图6遂宁组储层孔隙类型图洛带地区主要发育三角洲前缘亚相与前三角洲亚相，物源供给较充足，湖侵期湖浪对沉积物的改造和筛选均较充分和彻底。因此，在水动力作用较强的水下分流河道、河口坝发育地带与湖浪交互作用较强的区域沉积物分选好，岩石颗粒相对较粗，容易形成相对优质的储层。除了沉积作用对储层条件具有重要影响外，成岩条件也是不可忽视的因素。从遂宁组主要的破坏性和建设性成岩作用定量统计分析来看，总面孔率平均值北部为6.12%、中部为4.41%、南部为3.38%。洛带北部区域总体处于成岩作用的相对有利区
23、，而中部为次有利区，南部相对较差。值得一提的是，遂宁组微裂缝相对发育的区域主要分布在构造高部位，因此，遂宁组气藏有利区是集构造、沉积相带以及有利成岩作用相带于一体的，从而决定了在构造高部位区域储层品质更好、气井的产能相对更高。鉴于上述分析，该气藏开采特征是地层压力波及缓慢，气井在递减期的低压、低产量生产时间长达几年甚至十几年，但在开发后期生产容易受输气管网压力波动的影响。1.4气藏特征气藏受构造 岩性复合圈闭控制，有利微相为水下分流河道与河口坝，岩性主要为粉砂岩和细砂岩，纵向上呈层状、叠置状或透镜状分布；储层属特低孔隙度、致密孔隙型储层。储渗空间主要为细孔 小喉型和细孔 微喉型。气藏压力系数为
24、1.2，属常压气藏，地温梯度为2.062.31 100 m，气藏无明显的边、底水，属定容封闭弹性气驱干气气藏。2开发渗流机理气藏开发是涉及天然气、地层水在储集层多孔介质中渗流的动态过程，微观孔隙结构特征决定了流体的渗流规律，对束缚水饱和度、气水两相渗流和最终采收率具有重要的影响。2.1束缚水饱和度根据23块岩心半渗透隔板法实验统计表明，原始束缚水饱和度介于 25.2979.65、平均值为48.09，整体不高。主要原因是该气藏孔喉尺寸微细，但孔喉尺寸差异不大，孔喉比较小，对地层水的捕集能力中等 较弱，束缚水饱和度小于50的样品比例达到65.22，由此可见整体上气藏储层束缚水饱和度中等10。在生产
25、过程中，多数气井产少量的凝析水或残余地层水，仅位于构造较低部位的气井产出少量地层水。2.2气水两相渗流特征根据19块岩心的非稳态法测定气水相对渗透率实验统计表明，储层临界水饱和度较高，平均值达到56，气水两相的相对渗透率最大值相近，共渗点高（图7）。由于临界水饱和度较高，因而气井见水早，无水期采出程度较低，平均值为24.73；气水两相共渗区较大，初期水相上升较缓慢，气水两相共渗能力较强，其最终采出程度可达59.4。束缚水由临界状态到开始流动，气相相对渗透率下降28，气相受水的影响要弱一些，原因是储层孔喉比小，微观连通性好，连续水相对气相的卡断封堵不明显，但水的存在造成气相渗透率明显下降，且含水
26、饱和度越高，下降越严重。综上所述，该气藏临界水饱和度高，气井见水早，但气相下降、水相上升均缓慢，两相共渗区较大11-12，气井含水期采出气量较多，因而气井采用泡沫排水采气工艺、延长气井开采的措施效果比较好13。天然气技术与经济开发工程29Natural Gas Technology and Economy第17卷第5期2.3岩心衰竭开采模拟实验根据10块岩心的全模拟封闭式气藏衰竭式开发的采收率实验结果表明：实验岩心渗透率平均值为0.170 mD，峰值介于0.0100.100 mD，岩心采收率介于39.7373.39、平均值为56.69，渗透率越大，采收率越高（图8）。从微观角度讲，储层管状喉道
27、较发育，缩颈喉道数量少，微观连通性好，有利于气体在孔喉中渗流，因此岩心采收率较高。同时废弃压力从 4 MPa 降至 1 MPa，采收率平均值由61.40增至63.47，增加2.07，即废弃压力每降低1 MPa，可增加0.69的采收率，这表明通过降低地层废弃压力可以提高采收率，为开发后期实施增压开采提供了理论依据14。图8洛带气田遂宁组气藏储层渗透率与采收率关系图不同渗透率气层的阶段采气量变化均呈先升后降的趋势（图9），在开采的中期，即采出程度介于20%30%时采气量达到最大值，到中后期采气量开始下降。这表明在投产初期单位采气量所消耗的能量最大，以后逐渐下降，到生产后期又有所增加，两端高、中间低
28、且相对平稳。储层物性、含气性越好的气层，其单位压力所采出的气量越多。笔者认为在开发早期整个地层渗流通道尚未打通，渗流场尚未完全形成，加之致密储层存在明显的启动压力梯度，造成单位压降的采气量相对较小，而单位采气量所消耗的地层压力相对较多；而到开发后期，随着参与渗流的地层水增多，气体的渗流能力整体下降，同时裂缝和孔喉在后期闭合趋于严重，气体渗流阻力增加。因此，单位采气量减小，而单位采气量所消耗的地层压力增加。图9洛带气田遂宁组气藏不同开发阶段采气量变化图3有效开发对策洛带气田遂宁组气藏开采历程完整，先后经历了滚动建产期、稳产期和递减期，目前处于低压低产期，在不同开发阶段形成了不同的开发对策。由于单
29、砂体较薄，空间上呈透镜状、层状叠置连片展布，因此建产期主要坚持滚动开发评价，先易后难，评价一块，开发一块，依靠多井约束波阻抗反演能较好地预测含气砂体展布。基于高产富集研究，确定开发有利区，优先动用认识较清楚的相对优质储量区块，试验配套的工程工艺技术15-16，实施过程中及时跟踪、优化调整，降低风险，实现效益上产。由于气藏纵向由多个薄层含气砂体叠置连片分布，具备了多层压裂、多层合采的地质条件，稳产期主要依靠直井多层压裂合采，平均无阻流量为5.20 104m3d，是单层开采气井的1.3倍，不断图7洛带气田遂宁组气藏典型气水相渗曲线图张岩，等：多薄层特低孔隙度致密砂岩气藏开发模式研究以川西洛带气田遂
30、宁组气藏为例30天然气技术与经济总第101期2023年补充新井维持气田产量平稳，实现了产能的井间接替17-18，采气速度保持在 2.702.87的较高水平，实现了3年的稳产期。进入递减期后，随着新增动用储量的减少，为了延缓气藏产量递减，主要依靠老井挖潜，实现产能层间接替，同时滚动扩边增加新钻井以弥补产量递减，实现了产量递减率控制在10以内。递减期末气井普遍产水，低压低产期主要依靠泡沫排水采气、增压开采及高低压分输等措施，确保气藏产量在低压、低产阶段维持在一个相对稳定的水平上，进一步提高储量动用程度和可采储量，增压开采有助于提高气藏采收率1.5。通过动态分析，开发井网总体具有较好的适应性，因致密
31、储层，渗流阻力大，气井泄气面积和动用储量较少，导致局部区域井距不合理，气藏储量动用程度约78，类储量基本未动用19，具有进一步提高储量动用率的潜力。为了评价类储量开发潜力，在该类储量区域适当部署开发井加密调整，实施水平井方案有助于进一步提高气藏的开发效益，补充调整钻井有利于增加可采储量，提高气藏采收率。通过气藏综合调整和管理，预测矿场最终采收率将超过45。遂宁组曾长期一度被认为是区域性的盖层，该类多薄层常压特低孔致密砂岩气藏的效益开发丰富了川西致密碎屑岩领域勘探开发实践，为我国致密砂岩气藏勘探开发提供了新的经验借鉴。4结论1）气藏以多个薄砂体交互叠置状或透镜状分布为地质特征，储层为特低孔隙度、
32、致密储层，细孔 微喉型孔隙，具有较强的应力敏感性。构造、沉积相带以及有利成岩作用相带共同决定着优质储层发育。2）气藏原始束缚水饱和度中等，临界水饱和度较大，部分气井产水早，气相下降、水相上升均较缓，气水两相等渗点相对渗透率较高，气水同产能力较强。通过降低地层废弃压力可以提高采收率，气藏无边、底水，属常压、定容封闭弹性气驱干气气藏。3）建产期滚动开发评价，先易后难，优先动用高产富集区，试验增产工艺；稳产期依靠直井多层压裂合采，补充新井实现产能井间接替；递减期依靠老井转层挖潜、实现产能层间接替，实施增压开采、泡沫排水采气等措施，同时针对井网不完善区域，部署开发调整井以进一步提高采收率。参考文献1
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