段永明 曾 焱 刘成川 陈 俊 毕有益 刘 斌

1. 中国石化西南油气分公司勘探开发研究院 2. 中国石化西南油气分公司 3. 中国石化西南油气分公司工程技术研究院

0 引言

四川盆地川西坳陷中江气田中侏罗统沙溪庙组气藏是一个以三角洲平原—前缘分流河道砂沉积为主的致密砂岩气藏。该气藏勘探开发始于1995年，至2011年历经了三轮次勘探开发，但都未能实现有效建产。2012年中国石化西南油气分公司（以下简称西南分公司）转变了开发评价思路，变直井为水平井，并且开展了水平井分段压裂试验，气井单井产量得以提高，从而拉开了该气藏规模开发的序幕。但是，由于受到窄河道砂储层预测精度低、气水分布关系复杂及储层改造工艺技术不适应等的制约，致使该气藏增储上产目标不明确、产能不落实。截至2013年，中江气田沙溪庙组气藏的开发依旧未能突破效益关。针对上述难题，通过开展河道砂的精细刻画和储层的精准预测，深入研究了该气藏天然气富集高产规律，并提出了立体开发技术对策，结合水平井优快钻井及分段压裂改造，于2019年将中江气田建设成为年产气量超过10×108m3的川西地区陆相第二大气田。为此，笔者总结梳理了适用于窄河道致密砂岩气藏高效开发的系列技术，以期为国内外同类型气藏的开发提供借鉴。

1 高效开发面临的难点

中江气田构造复杂，平面上河道数量多（113条），单河道宽度窄（介于300～1 000 m）且延伸长（介于10～35 km）；纵向上划分为2个段、3个亚段、11套砂组、18套砂体，将上沙溪庙组划分为8套砂组，从上到下依次命名为J2s11—J2s14、J2s21—J2s24，将下沙溪庙组划分为3套砂组，从上到下依次命名为储层致密，平均孔隙度为8.66%，平均渗透率为0.21 mD，储层厚度薄，介于5～30 m，砂体含气性差异大，气水分布关系复杂，压力系数高（介于1.4～1.9）[1-4]。该气藏的高效开发面临以下四大难点。

1.1 天然气富集高产规律不明，增储上产目标不落实

已有研究表明，当断裂和砂体在空间上形成有效配合时可以构成油气疏导体系[5-6]。由于中江气田沙溪庙组气藏断裂复杂，断层有效性分析难度大；同时，该气藏断层与砂体的配置关系复杂多样，既有同向又有异向，既有错开又有连接，断砂配置有利关系分析难度大；河道数量多，构造高低部位及近断层区域均有产水井，寻找天然气富集高产区的难度大。

1.2 储层厚度薄且河道多期叠置，河道砂体的精细刻画及储层定量精准预测面临巨大挑战

中江气田沙溪庙组气藏沉积水体相对较深，河道砂厚度薄，多以细长的条带状展布为特征，河道数量众多，多流向，交错叠置现象普遍，沉积规律复杂，无明显的区域标志层。且河道砂储层厚度薄与围岩波阻抗叠置较为严重，地球物理特征隐蔽，河道砂精细刻画及储层精准预测难度大。

1.3 河道砂体交错叠置，储层非均质性强，储量动用程度和单井产能提升难度大

气藏复杂的沉积特征及强烈的非均质性，使得同一河道不同区域含气性差异大，产能差异大，如何使气藏储量动用程度和单井产能最大化面临挑战。

1.4 钻井周期长、压裂改造施工难度大，单井增产效果不理想

该气藏地层压力高，岩石可钻性及井壁稳定性差，钻井周期长（水平井平均为101 d，直井平均为34 d），钻井成本高。由于地层破裂压力高（地层破裂压力梯度大于3.7 MPa/m），储层压裂改造成功率低，单井增产效果不理想。

2 高效开发关键技术

2.1 岩性气藏目标处理技术

2.1.1 岩性气藏三维地震资料高保真处理技术

川西地区自然地理和地质环境条件复杂，导致地震采集记录中存在多种类型的干扰波，激发能量弱、原始记录主频偏低，地震资料品质受到严重影响，地震资料分辨率低，储层地震响应特征不明显，导致薄层识别符合率低。针对中江气田沙溪庙组气藏叠置河道期次多、砂体纵横向变化快、储层厚度薄且非均质性强、储层预测结果多解性高的难题，在以“保持可靠振幅相对变化、突出含气砂体地震响应特征”为特色的地震资料高保真及高分辨目标处理思路的指导下，通过基于波动方程的模型法自适应地滚波衰减技术、分频去噪技术、保持AVO属性的道集拉平技术、角度域反拉伸畸变技术、高密度Q体补偿技术、基于小波变换的Q体剩余补偿技术等特色技术的应用研究，创建了岩性气藏三维地震资料目标处理关键技术及实施流程，实现了中江气田沙溪庙组致密砂岩气藏地震资料高效高品质处理，为河道砂的边界识别、分期次刻画及储层精细定量描述奠定了基础。

图1为中江气田沙溪庙组气藏过X1井—X3井三维地震资料高保真处理成果剖面，可以看出，地震资料信噪比高、分辨率较高、保真度高，反射相位连续性好，地震反射波能量与频率一致性好，反射层波组特征清晰，偏移成像归位合理，含气砂体（组）地震响应特征清晰。

2.1.2 基于谐波准则恢复弱势信号拓频技术

基于谐波准则恢复弱势信号的频带拓宽技术（以下简称BBI技术）采用连续小波变换，把信号分解为基频信号，利用谐波准则来计算基频信号的谐波和次谐波，进而加入原信号的小波谱，然后对新小波谱进行反变换实现信号的宽频成像，从而达到提高地震资料分辨率的目的。BBI技术可以在大幅度提高地震资料分辨率的同时保证资料的可靠性，采用该技术能够处理低信噪比的资料，且处理结果只与资料有效频带的信噪比相关。

图2是对叠后地震资料做了反Q滤波高分辨处理和BBI技术处理后剖面及频谱对比，可见采用BBI技术处理后的地震分辨率要高于反Q滤波，复合波被明显区分开，复合波形间出现2～3个同向轴，很多薄砂体反射特征被分辨出来；同时保持了较高的信噪比，能量保持均衡，没有出现局部强能量，浅层没有出现高频振荡现象；整个剖面的波组特征保持较好，剖面中连续层位更清晰。

应用BBI技术使地震预测的储层分辨率明显提高，储层空间展布刻画更加精细，有利于对叠置河道砂体进行精细劈分，从而使井位部署的风险降低。

2.2 窄河道砂体多域多属性精细刻画技术

准确刻画河道砂体的空间展布是中江气田沙溪庙组气藏高效开发的前提。为此，西南分公司积极开展技术攻关，创新形成了窄河道砂体多域多属性精细刻画技术，实现了对中江气田沙溪庙组气藏11套砂组、18套砂体、113条分流河道的精细刻画，为该气藏高效滚动开发奠定了基础。

图1 过X1井—X3井三维地震资料高保真处理成果剖面图

图2 过A1井原始剖面、反Q滤波和BBI处理剖面对比图

叠置河道砂体分期次刻画是制约中江气田致密砂岩气藏实现高效开发的技术瓶颈，基于河道砂体叠置样式正演和地震响应特征分析，通过采用各向异性去噪、小波子体分频及时频域频变能量融合表征技术，对河道外形及内幕的刻画取得了突破。在此基础上，结合地震三维可视化及子体追踪技术，实现了中江气田沙溪庙组气藏叠置河道砂体复合相位或单相位内3期以上河道砂体的刻画与期次区分[7-8]。

图3为中江气田J2s21砂组多期次河道砂体叠置地震剖面响应特征以及平面上相互交叉叠置展布形态及刻画结果，高分辨率地震剖面上发现，多期次河道砂体交错叠置，这些地震反射响应时窗在一个至一个半相位内叠置的河道砂体（图3-a），进行常规的剖面追踪来拾取砂体的难度大，基于体属性的空间刻画及分频能量融合技术可以提高河道分期次刻画效率及精度。首先，针对河道砂体开展体分频频变能量融合，确定4条主要河道砂体的平面展布特征（图3-b）；接着，针对每一条河道砂体开展三维子体刻画，利用不同颜色进行区分（如图3-c），实现多期次交叉叠置的①、②、③、④号河道在空间上的剥离；在此基础上，多期次河道砂体时间构造上的分布位置也能揭示其沉积期次，晚期沉积的河道砂体埋深浅，其中①、④号河道砂体埋深浅，②号河道砂体埋藏最深，③号河道砂体埋深居中，总体分为3期河道，其中②号河道为最早期河道，③号河道为中期河道，①、④号河道为晚期河道。利用河道砂体的平面展布特征、单河道砂子体刻画、纵向相对位置刻画结合高分辨率地震剖面，多期、相互交叉叠置的河道砂体空间展布特征刻画效果较好，且各条河道砂体的沉积时间顺序也非常清晰。

2.3 岩相、物相、流体相“三相”定量预测技术

现有的叠前反演技术是通过分析地震振幅随着偏移距变化（AVO）的信息反推地下岩层的弹性信息。在实际工作中，一般都是先将偏移距域的地震数据转换到角度域，然后根据角度域的Zoeppritz方程进行振幅信息的计算。尽管Zoeppritz方程经过几十年的发展得到了较大改进，但依旧存在由于地层的速度信息求取较困难而导致反演结果可信度降低且存在多解性的问题。为了解决上述问题，将地震数据从偏移距域转换到射线参数域进行反演（AVP），把射线参数引入到Zoeppritz方程中，使变量从之前的4个参数增加到5个参数（增加的参数为纵波速度），进而求得速度绝对值，实现了对速度信息的无约束反演。该反演方法即可以降低反演计算结果的多解性，又可以提高反演计算结果精度。

将射线参数域的改进三参数反演方法与地质统计学反演方法相结合，实现了薄层岩相、物相高精度定量预测，可以识别厚度介于5～8 m的河道砂体，岩性预测吻合率接近100%，预测的储层厚度、孔隙度误差均低于10%。

2.4 天然气富集高产区优选技术

曾焱等[9]、黎华继等[10]对中江气田沙溪庙组气藏古今构造特征、断砂配置、河道砂储层展布特征等因素与气井产能特征进行了相关性分析，发现该气藏构造对油气富集具有控制作用，且古构造是关键控制因素，有效断砂配置是油气井获产的前提条件，储层物性好坏是决定气井高产、稳产的关键因素；提出“有效断砂配置+优势古构造+优质储层”“有效断砂配置+优势古构造+物性封堵+优质储层”是该气藏的两种天然气富集高产模式。在此基础上，形成了河道砂天然气富集高产区优选技术，通过寻找能够形成烃源岩断层与河道砂有效搭配的区域，且区域位置与断裂保持一定距离（介于5～25 km），古今构造均高或者古构造高、今构造低，同时储层物性好，则在满足上述条件的区域有望获得气井高产、稳产。

2.5 强非均质性、窄河道致密砂岩气藏立体开发技术

中江气田沙溪庙组气藏河道窄，82%的河道宽度介于400～600 m，储层非均质性强，由于河道在平面上交错叠置，直井产能低，如何提高储量动用程度实现气藏的高效开发面临巨大的挑战。

2.5.1 井组立体部署技术

中江气田沙溪庙组气藏位于川西地区经济发达的城市群周边，土地资源日渐稀缺，高效利用井场尤为重要。根据地面条件、河道砂展布特征及其叠置程度，创新性地提出了地面地下一体化的“一场多井、一井多层”立体部署思路：平面上，根据河道砂体形态及地面条件，形成了“一”字形、“Y”形、“X”形、“V”形等形式的井组；纵向上，根据砂体叠置情况，开展“多层位、多井型”井组优化设计（图4）。通过采用井组立体部署技术，累计节约投资近3亿元，实现了有利河道评价快速化、成本最小化及储量动用程度最大化。

2.5.2 井型优选技术

根据川西地区致密砂岩气藏开发实践，针对不同渗透性砂岩储层推荐了合理的井型（表1）[11-13]。当储层渗透率介于0.1～1.0 mD时，合理井型为水平井；若储层渗透率大于1.0 mD，推荐采用直井。

图4 中江气田沙溪庙组气藏井组立体部署图

表1 川西地区致密砂岩气藏合理井型推荐表

2.5.3 水平井优化设计技术

以中江气田沙溪庙组气藏储层类型为主评价因子，结合河道宽度、储层厚度与渗透率将该气藏河道类型划分为宽厚低渗型、窄薄致密型及高含水致密型3个类型、6个类别（表2）。由于采用水平井开发致密砂岩气藏是提升该类型气藏开发效果的重要技术手段[14]，因此，基于窄河道砂岩储层地质特征，采用气藏数值模拟技术，对水平井位置、水平段方位与长度进行了优化研究，以实现井控储量最大化、经济效益最优化。

研究结果表明，中江气田沙溪庙组气藏的优质储层一般分布于河道中心部位，储层物性由中心部位向边部明显变差，当水平井轨迹位于河道中心部位时其开发效果明显优于轨迹位于边部的水平井，且越偏离河道中心部位，气井产量越低，因此，设计的水平井轨迹应位于河道中心部位且沿着河道方向延伸。当受到地面条件限制时，水平井也应当尽量部署在距离河道中心50～100 m范围内。

表2 中江气田沙溪庙组气藏主力河道类型划分表

水平段长度是影响水平井单井控制储量与产量的主要因素。通常，水平段越长，单井产量也越大。但是，水平井产量与水平段长度虽呈正相关关系，但并非线性关系，而是随水平段长度的增加，产量增长幅度逐渐变小，同时，水平段越长，钻完井作业的风险也将增大。因此，针对窄河道、致密砂岩气藏的地质特征，考虑目前的钻完井工艺技术水平，采用气藏数值模拟技术对不同类型河道中水平井段的长度进行优化。如图5所示，随着水平井段长度增加，水平井无阻流量（qAOF）逐渐增大，但增幅越来越小。不同类别河道水平井的合理水平段长度也略有不同，Ⅰ-A类河道中水平井段的合理长度介于900～1 000 m，Ⅰ-B、Ⅱ-A类河道中水平井段的合理长度则介于1 000～1 100 m。可以看出，对于宽度窄、储层物性差的河道可以通过适当增加水平段长度来提高单井产量。

2.6 水平井优快钻井技术及地质工程一体化压裂改造技术

2.6.1 深度域水平井轨迹实时精准控制技术

高砂体钻遇率及高储层钻遇率是水平井获产的关键因素之一，为实现高砂体及高储层的钻遇率，通过高精度时深转换，建立了深度域水平井轨迹精确控制技术，实现了水平井轨迹的精准控制，经实钻资料证实，储层深度预测值的误差小于5 m。通过该技术的运用，实现了中江气田沙溪庙组气藏120余口水平井的平均砂体钻遇率达95%，储层钻遇率达85%。

图5 中江气田沙溪庙组气藏不同类型河道气井qAOF、qAOF增量与水平段长度关系曲线图

2.6.2 水平井优快钻井技术

随着对中江气田沙溪庙组气藏地质认识的逐渐深入，对水平井井身结构进行了三轮持续优化，形成了二开尾管悬挂不回接井身结构，并通过室内试验进行了高钻压钻井参数的优化，针对关键层位提高钻井液密度低限及增大核心材料加量，结合钾氨基防塌钻井液的使用，实现了该气藏水平井的优快钻进，平均钻井周期由101 d下降到54 d。

2.6.3 地质工程一体化分段压裂改造技术

基于中江气田沙溪庙组气藏致密砂岩储层的非均质展布特征，建立了单井三维地质模型[15-16]，在此基础上进行非对称立体压裂优化设计，即依据砂体的平面展布和纵向叠置特征，进行人工裂缝缝长和缝高的设计，以实现对储量的充分控制；为提高支撑裂缝的有效性，形成了“脉冲加砂、纤维固砂”为核心的柱塞式纤维加砂压裂技术；通过HY341封隔器的自主研发、K344封隔器的引进及分段工具尺寸优化，具备了可以形成12段24～36缝的水平井分段压裂技术；同时，为了实现压裂液快速返排及储层低伤害的目标，形成了考虑压裂液动态滤失的水平井分段压裂高效返排工艺技术。通过采用地质工程一体化水平井分段压裂技术，单井测试产气量稳步提升，2013—2019年间单井平均测试产气量（7.082×104m3/d）较2012年以前单井平均测试产气量（0.599×104m3/d）提高10.8倍，成为中江气田沙溪庙组气藏高效开发的关键技术。

3 结束语

中江气田沙溪庙组气藏规模虽然不大，但极其复杂。通过勘探开发的联合攻关，实现了对窄河道薄砂岩储层的精细刻画；深入研究了该致密砂岩气藏天然气的富集高产规律，以指导评价选区；统筹兼顾，科学设计，形成了复杂窄河道致密砂岩气藏立体开发技术；通过工艺技术的革新，形成了地质工程一体化水平井优快钻井及精细压裂改造技术。上述系列技术助力中江气田建设成为年产气量超过10×108m3的川西地区陆相第二大气田，所取得的研究成果可以为同类型气藏的高效开发提供有益的借鉴。