延安氣田低滲透致密砂巖氣藏效益開發配套技術

王香增 喬向陽 米乃哲 王若谷

1.陜西延長石油（集團）有限責任公司 2.陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院

0 引言

全球范圍內，致密砂巖氣已成為非常規天然氣勘探開發的重要領域[1-3]。據統計，全球已發現或推測發育致密砂巖氣的盆地有70個，主要分布于北美、歐洲和亞太地區[4]。例如，美國致密砂巖氣資源量為19.8×1012～42.5×1012m3[3]，2014年美國致密砂巖氣年產量達到1 200×108m3，其深盆氣成藏理論、鉆井完井及增產改造技術的成功實踐為我國致密砂巖氣藏開發提供了寶貴的經驗[5]。

早在20世紀70時代初，我國在四川盆地就已經發現致密砂巖氣，但受認識、技術和成本的限制，發展較為緩慢。經過幾十年的探索，隨著地質理論認識的創新和開發技術的快速發展，致密氣勘探開發取得重大進展，形成了鄂爾多斯盆地上古生界、四川盆地須家河組兩大致密氣區，致密氣資源量達到23.88×1012m3，2014年致密氣產量約406×1012m3，使我國成為僅次于美國、加拿大的致密砂巖氣生產大國[6]。2017 年，我國致密氣產量為353×108m3，占天然氣總產量的23.7%[7]。

縱觀國內外致密砂巖氣的勘探開發實踐，致密砂巖氣藏地質條件復雜，共性與差異并存，很多看似成熟的關鍵技術并不能直接套用，這也是致密砂巖氣開發面臨的最大難題。童曉光[3]、康玉柱[8]、鄒才能[9]等通過對比中美致密砂巖氣差異，認為美國致密砂巖氣以海相—海陸過渡相為主、儲層分布穩定、厚度大、孔隙度高、主要分布于凹陷區、縱向氣層跨度小、氣層分布規律性強、含氣飽和度高；而中國致密砂巖氣以陸相—海陸過渡相為主、儲層厚度小、非均質性強、主要分布于斜坡區和山前構造帶、縱向氣層跨度大、氣層分布規律變化大、普遍含水。針對中國致密砂巖氣的特殊性，加強儲層非均質性、優質儲層預測與氣藏分布規律的研究，加強配套工程技術攻關以提高單井產量是致密砂巖氣勘探開發工作的重點。鄂爾多斯盆地北部蘇里格氣田是我國最大的致密砂巖氣田，經過幾十年的探索和技術攻關，集成創新形成了以儲層表征[10]、全數字地震[11]、大井組立體開發[1]、“工廠化”壓裂改造[12]、井下節流[13]、排水采氣[14]等為核心的致密氣勘探開發關鍵技術，實現了氣田規?；_發，為我國致密砂巖氣藏開發提供很好的借鑒作用。

延安氣田位于鄂爾多斯盆地東南部，筆者作為氣田從勘探發現到工業化開發全過程的實踐者，深切感受到要實現致密砂巖氣高效、經濟開發的難度之大。延安氣田與蘇里格氣田同屬于鄂爾多斯盆地上古生界致密砂巖氣藏，然而由于地理位置不一樣，沉積體系與沉積環境明顯不同，導致氣藏發育特征差異較大，再加上黃土塬地貌條件的限制，已有的勘探開發技術仍存在許多不適應方面。例如，單砂體規模更小、厚度薄，變化快、巖性更加致密、地震預測技術在黃土塬地貌適用性差、預測難度大；地表溝壑縱橫、高差變化大、生態環境脆弱，“工廠化”作業難以實現，同時對天然氣集輸提出了更高的要求。陜西延長石油（集團）有限責任公司經過近十年的理論研究和技術攻關，在儲層預測、井網優化、鉆完井、儲層保護、壓裂改造、地面集輸等方面，形成了一套適合延安復雜致密氣藏高效開發的關鍵技術體系，已形成年產能力50×108m3的規模。

圖1 延安氣田位置圖

1 氣藏特征

1.1 成藏背景

延安氣田處于鄂爾多斯盆地東南部（圖1），構造上位于鄂爾多斯盆地較為穩定的伊陜斜坡構造單元之上，現今構造平緩，坡度小于1°。區內上古生界海陸交互沉積背景為泥炭沼澤的發育創造了條件，形成的大套較厚且穩定分布的石炭—二疊系煤系地層，成為整個延安氣田的主要氣源[15]。該套煤系烴源巖在早侏羅世至早白堊世末大量生烴排氣[16]，并就近運聚至二疊系三角洲前緣和石炭系障壁海岸砂體中，經歷多期構造演化后最終形成現今上古生界大面積分布的巖性氣藏[17]。儲集層以水下分流河道砂體、障壁島砂壩為主，烴源巖廣泛發育，泥巖蓋層厚度大、分布穩定，天然氣資源潛力較大。截至2017年，已探明天然氣地質儲量約6 650×108m3，

圖2 鄂爾多斯盆地中二疊統石盒子組8段沉積模式圖

1.2 地質特征

延安氣田主力含氣層位為上古生界中二疊統石盒子組8段、下二疊統山西組、上石炭統本溪組，具有多層系含氣特征。

研究區自早二疊世太原組末期—山西組早期發生區域性海退，海水自東南方向退出[18]；在延安以北以三角洲沉積體系為主，延安南則發育障壁島海岸沉積體系[19]，該區受南、北兩個方向的物源共同影響，其中北部物源古陰山褶皺造山帶是區內沉積的最主要物源，南部物源則來自祁連—北秦嶺造山帶，南北物源大致在甘泉—富縣—宜川一帶交匯。研究區本溪組至山西組2段沉積期，南部物源并未影響到研究區；而從山西組1段沉積期始，南部物源開始影響研究區，至石盒子期，南部物源的影響逐漸增大，成為研究區主要的物源之一（圖2）。受南北物源差異的影響，山西組2段和本溪組儲集巖以石英砂巖為主、其次為巖屑石英砂巖和巖屑砂巖，石盒子組8段和山西組1段則以巖屑石英砂巖和巖屑砂巖為主，少量石英砂巖。主要儲集空間有巖屑溶孔、晶間孔、粒間孔、長石溶孔等，以巖屑溶孔、晶間孔為主。儲層孔隙結構變化大，排驅壓力普遍較高，平均為0.84～2.58 MPa，中值壓力平均為6.76～62.70 MPa；孔喉半徑偏小，以微—小孔喉為主，最大孔喉半徑為0.40～1.73 μm，中值孔喉半徑為0.02～0.98 μm，孔隙度多介于4%～9%，滲透率多介于0.1～0.5 mD。與盆地北部氣田相比，儲層更加致密，物性更差（表1）。

由于研究區遠離物源，砂體規模小（單砂體厚度小于5 m、寬度小于300 m）、變化快，非均質性強，找到砂體不一定就找到了儲層，非有效儲層與有效儲層差異小，采用傳統“四性”關系也無法準確識別有效儲層，有效儲層識別和預測十分困難；同時該區氣藏還具有橫向變化快，縱向跨度大，儲層致密，泥質含量高，孔喉細小，儲層易傷害，單層儲量豐度低、產量低等特點。

延安氣田整體為低產、低豐度的低滲致密砂巖氣藏，縱向氣層多、單氣層厚度薄、差異性大、氣層（沉積單元）疊置關系復雜（圖3），加之煤層和地表黃土塬地貌條件影響，其地下、地面條件與北部氣田明顯差異且更為復雜（表1），已有的成熟儲層預測手段和開發技術工藝亦不能完全適用于延安氣田高效經濟開發需求，常規的開發方式更加無法實現經濟有效開發。

表1 延安氣田與北部氣田儲層基本特征對比表（數據引自本文參考文獻[17,20-21]）

圖3 延安氣田氣層主要疊置模式圖

2 氣藏開發關鍵技術

要實現延安上古生界致密砂巖氣田的高效開發，地下必須應對淺水環境三角洲前緣水下分流河道形成的小規模零散分布儲層的精準預測、安全高效鉆遇和低傷害改造難題，地上必須應對黃土塬溝壑縱橫地貌和脆弱生態環境的井場布設與低成本集輸的難題。為此，在吸收蘇里格、大牛地等北部氣田成功經驗基礎上[22]，結合自身特點開展了先導試驗區的開發實踐，通過不斷探索，由認識—實踐—再認識—再實踐，總結形成了一套適用的開發關鍵技術系列。

2.1 多尺度綜合儲層預測技術

延安氣田地表為黃土塬，表層疏松、厚度差異大，地震波能量衰減強烈且衰減程度差異大，目的層上部多套煤層發育，地震波反射強，目的層信息微弱；儲層規模小、變化快，與圍巖波阻抗差異小，地震儲層預測難度大[23]。通過技術攻關和生產實踐，形成多尺度綜合儲層預測技術。

2.1.1 二維和三維地震聯合屬性預測儲層宏觀展布

對小范圍三維地震資料，應用地震沉積學和地震屬性優化分析方法，確定儲層敏感參數為地震頻率衰減梯度和震幅曲率，驗證該參數適用于二維地震資料[24]。由此，應用大范圍二維地震資料，計算儲層敏感參數，預測沉積背景，建立地震屬性—儲層展布空間模型，實現儲層宏觀預測，可識別厚度大于20 m的復合砂體，彌補了黃土塬地貌二維地震分辨率低、三維地震儲層預測受限的缺陷。

2.1.2 基于動態知識庫的模型預測有效儲層空間展布

將地質建模技術應用于儲層預測，建立的模型基于動態知識庫。動態知識庫囊括各類靜動態資料和地質研究成果，并隨著資料的增加和研究成果的豐富不斷完善，基于此建立的模型是一個持續細化“活”的模型。模型計算中綜合應用多點地質統計學、神經網絡、層次分析法和人機聯動的方法，實現模型逐步逼近實際地質體，預測精度由厚度10～15 m的復合砂體提高到厚度3～5 m穩定單砂體的準確追逐（圖4）。

圖4 基于動態知識庫的有效儲層預測精度示意圖

2.1.3 近鉆頭隨鉆分析技術精細刻畫儲層差異

在有效儲層預測模型的基礎上，采用近鉆頭隨鉆分析技術修正模型、預判儲層變化，此技術是一個實時數據分析、優化預測模型的循環過程。通過隨鉆分析近鉆頭電測、氣測、錄井等資料，依據模型進一步精細刻畫儲層形態，判別儲層內部巖性、物性、含氣性等變化，實現1～2 m層內差異的預測。

2.2 混合井網立體動用技術

延安氣田地面井場布設條件與地下氣層發育狀況配置關系差，氣層發育位置地表往往不適合布設井場，且單氣層規模小、橫向變化快，多套氣層空間疊置關系復雜。據此，按照“分級約束”的設計思想，建立從宏觀到局部、從空間到屬性、從地下到地上的多維度、多尺度、多因素耦合的立體優化體系，形成混合井網立體動用技術，實現產能、儲量動用程度和經濟效益最大化。

2.2.1 地表和宏觀約束優化

黃土塬地表的井場布設只能位于山體頂部或山腰較平緩位置，且不能占用農耕地，不能破壞脆弱的生態環境和百姓正常生活，地表約束條件決定只能選擇叢式井型。宏觀上氣層發育規模和疊置關系復雜，為最大程度動用儲量、提高單井產量，基于有效儲層預測成果，綜合研究形成井型優化技術，多氣層發育區選擇定向井，多層合采開發，單氣層發育區選擇水平井，多段壓裂開發（圖5）。

圖5 地表宏觀約束開發井型優化模式圖

圖6 不規則井網與規則井網對比圖

2.2.2 局部和屬性約束優化

受控于三角洲前緣水下分流河道沉積，單砂體厚度3～5 m的寬度小于300 m，疊合砂體厚度5～20 m的寬度小于3 000 m，形狀不規則。采用規則井網儲量控制程度低。以菱形井網為基礎優化形成不規則井網，較規則井網井數減少6.9%，井網控制程度提高8%（圖6）。綜合考慮采收率和經濟效益，應用經濟極限法、井間干擾等多種方法模擬優化確定井網參數為：直/定向井優選不規則菱形井網，井距800～1 200 m；水平井水平段長度1 000～1 200 m，排距1 000 m。

2.2.3 混合井網立體動用模式

綜合上述“分級約束”優化結果，形成了適合延安區塊上古生界致密砂巖氣田的混合井網動用模式。以不規則菱形井網為基礎，多氣層疊合分布區采用直/定向井多層合采，單氣層分布區采用水平井整體部署開發，過渡區域采用直/定向井與水平井混合部署開發，實現一套井網立體高效動用儲量（圖7）。以過渡區域為例，依據地面約束條件和有效儲層預測的氣層宏觀展布特征布設Y1、Y2井場，各實施1口直井；細化預測模型，進一步確定氣層展布、局部發育規律和屬性約束條件，Y1井場采用定向井開發，Y2井場采用定向井與水平井混合開發。

圖7 延安氣田混合井網立體動用模式圖

2.3 易傷害塌漏同井儲層高效鉆井技術

延安氣田三疊系劉家溝組下部至二疊系山西組的地層破碎、煤層發育，導致鉆井過程中坍塌和掉塊嚴重威脅鉆井安全。三疊系劉家溝組、二疊系石千峰組和石盒子組的微裂縫、裂縫發育，鉆井過程中易發生漏失，嚴重時造成鉆井液失返，鉆井風險高[25]。據此，提出“多元封堵、隔離保護”技術方法，研發了復雜井況低滲致密天然氣鉆井液，有效提高了井壁穩定、縮短了鉆井周期，保護了儲層。

2.3.1 鉀基聚磺防塌鉆井液技術

針對鉆遇破碎地層和煤層井壁易垮塌問題，采用“物理封堵＋活度抑制”方法，研發了高性能鉀基聚磺鉆井液。該鉆井液能使井壁滲透率從常規10－2mD降低至10－4mD。鉆井實踐表明，井徑擴大率減小至10%以內，井下坍塌事故率下降35個百分點，平均單井鉆井成本減少173萬元。

2.3.2 自適應防漏堵漏鉆井液技術

通過對劉家溝、石千峰組等地層漏失特點及機理的研究，提出了以“多尺度變形粒子＋架橋粒子”為核心的逐級填充堵漏方法，優選出一整套能夠保證正常鉆進、性能可調的防漏堵漏鉆井液體系。通過調整顆粒尺度及其配比，對孔縫300 μm～5 mm的漏層完成自適應封堵，實現“隨鉆封縫即堵”和“停鉆承壓封堵”，地層承壓能力較常規鉆井液提高0.2～0.3 g/cm3，有效解決此類地層反復漏失的問題。

2.3.3 超低滲透隔離膜儲層保護鉆井液技術

針對儲層泥質含量高、中—強水敏、鉆井過程中儲層易造成永久性傷害的問題，以超低滲透成膜劑控制鉆井液失水，配合可溶微固相架橋粒子提高封堵能力，形成超低滲透隔離膜儲層保護鉆井液體系。實驗表明巖心滲透率恢復值達到95.7%，較常規鉆井液提高了25%，投產后平均單井產量提高21.5%。

2.4 致密氣藏高效壓裂技術

針對氣層跨度大，各氣層間物性和壓力系統差異導致直/定向井層間改造矛盾突出，改造效果差，水平井人工裂縫受控于地應力影響，水力壓裂致裂方向單一，裂縫復雜程度低的問題[26]，不斷研發和實驗壓裂新工藝，優化工具組合，形成致密氣層高效壓裂技術。

2.4.1 直/定向井多層大跨度高效壓裂技術

多氣層大跨度發育的直/定向井，集成應用“固井滑套＋可溶球” 等工具，施工流程簡化60%。實現了直/定向井一趟作業多層大跨度壓裂，克服了壓裂管柱對施工規模和工藝的限制，壓裂氣層最大跨度達240 m，施工周期減少80%，同時排量提高1倍，增產效果明顯，單井產量從0.7×104m3/d提高到1.5×104m3/d，提高了1倍以上（表2）。

2.4.2 水平井CO2＋水力壓裂技術

水平井壓裂，建立考慮“冷卻效應”的“流—固—熱”三維裂縫擴展模型，利用CO2低黏、高擴散的特性，形成CO2＋水力壓裂技術[27]。致裂階段CO2能有效滲入巖石孔隙裂縫，降低裂縫擴展壓力，增加井眼周圍裂縫的擴展范圍和復雜程度，裂縫延伸階段采用“低黏度壓裂液＋多粒徑低密度支撐劑＋可降解纖維”壓裂工藝，有效控制縫高，提高支撐劑鋪置均勻程度，改善壓裂效果，采用該技術壓裂水平井是同區其他水平井平均產量的1.5倍（圖8）。

圖8 壓裂裂縫監測對比圖

表2 多層大跨度壓裂技術指標對比表

2.5 黃土塬地貌中壓集輸技術

通過對氣田生產特征的研究和先導區實踐的總結，按照集輸系統壓力能級有效性遞減的基本原則，通過能量損耗平衡分析，形成了以井下節流、枝上枝井間串聯和集中注醇為核心的中壓集輸技術。實現地面集輸系統不節流、不增壓、不加熱超低能耗運行，避免了傳統的高壓和中低壓集輸工藝過程中的節流或增壓能量損耗；同時降低管線壓力等級，減少注醇量。地面集輸工藝采用標準化體系、模塊化設計理念。設計不同單體設備、不同規模工藝模塊進行預制化、組裝化、橇裝化相結合的方式進行訂制，最后在建設現場進行組合裝配，大大減少了設計、采購和施工工作量，縮短施工周期。在50×108m3產能建設中節約地面投資4億元，安全運行6年累計節約運行費用6 000 萬元。

3 實施效果

以上述5項關鍵技術為核心的開發技術系列整體應用于延安氣田開發實踐，實現了延安氣田規模化經濟開發。截至2017年底，指導了9個區塊天然氣產能建設工作，涉及各類天然氣井近2 000口。直/定向井鉆井成功率在95%以上，鉆井事故率下降35%，建井周期縮短8.7 d，平均單井無阻流量達6.5×104m3/d。水平井砂層鉆遇率由70%提高至82%，建井周期縮短12.9 d，平均單井無阻流量提高至29.3×104m3/d，已累計建成年產能50×108m3，累計產氣80.9×108m3。

4 結束語

致密砂巖氣藏地質條件復雜，不同區域氣藏的開發均有其自身的獨特難題，傳統技術往往與之不適應，不能完全解決個性化問題，這常成為氣田開發的瓶頸。陜西延長石油(集團)有限責任公司在汲取行業先進經驗基礎上，經過近十年的理論研究和技術攻關，形成了一套適合延安復雜致密氣藏高效開發的關鍵技術體系，實現了氣藏規模化經濟開發。文中總結的成功技術工藝不但在延安氣田上古生界致密砂巖氣藏開發評價和產能建設中發揮了至關重要的作用，而且豐富和發展了我國致密砂巖氣開發理論和技術，為類似氣田開發提供了借鑒。