罗 静 李开发 高雅洁 冉丽君 李旭成 朱 亮

（中国石油西南油气田公司川西北气矿，四川 江油 621741）

0 引言

致密气已成为全球非常规天然气勘探开发的重要领域［1]，国内致密气勘探开发成果主要集中在鄂尔多斯盆地及四川盆地［2]。四川盆地致密气勘探形势好［3-4]，川西地区致密气河道砂体分布广泛，资源潜力大，自1977年在平落坝、大兴西发现侏罗系沙溪庙组气藏以来，累计产气量超5×108m3，但是目前对川西南部研究程度较低［5-7]。近年来在观音寺区块部署实施GQ1井，测试产气量为10.81×104m3／d，成功打开了川西南部地区致密砂岩气勘探开发的新局面。观音寺区块沙溪庙组气藏沙二段8号河道砂组分布广泛，含气性较好，且与川中地区对应关系较好，具有良好的勘探开发前景。目前，川西南部沙溪庙组致密砂岩气藏生产井较少，且GQ1井为观音寺区块的第一口水平井，对其开发生产规律等方面的认识还存在一定的不足。笔者通过气藏地质与生产动态特征相结合的手段明确了气藏产能特征及主控因素，并采用类比法确定了气藏的合理配产量。

1 气藏地质特征

GQ1井位于观音寺构造沙溪庙组8号砂组之上，该构造由深至浅形态变化较小，各层高点位置、轴向移动较小，继承性较好。钻揭的地层由下至上依次为须家河组、自流井组、沙溪庙组、遂宁组及蓬莱镇组。

1.1 构造特征

观音寺构造位于四川盆地川西坳陷熊坡构造带东北端，西为大兴鼻状隆起带，东邻苏码头—盐井沟构造。构造轴部地表出露侏罗系蓬莱镇组，翼部出露白垩系天马山组、夹关组和灌口组，地面侏罗系构造形态多为不对称箱状，轴面及断面多倾向东南［8-9]。地下构造以断层为界，构造两翼的大断层是形成该区冲断褶皱构造的主要地质成因，研究区共发育两组四条断层，即熊坡断裂带熊1、熊2断层与熊坡断裂上盘的反向断层熊3、熊4。熊1断层下盘为观音寺潜伏构造，与上盘浅层构造的断高落差达1 600 m，为低幅度褶皱背斜构造，GQ1井位于观音寺潜伏构造北部平缓的背斜构造带（图1）。

图1 观音寺区块侏罗系沙溪庙组顶界地震反射构造与含气面积叠合图

1.2 储层特征

沙溪庙组是侏罗系中统一套以三角洲相为主的巨厚砂泥沉积，以“叶肢介页岩”之顶将其划分为沙一段和沙二段，目前已证实的含气砂体主要位于沙二段，以河流相沉积为主，发育河道、河道边滩等亚相，其中河道边滩主要发育细—中砂岩，为有利沉积微相。观音寺区块沙溪庙组8号砂组岩性以长石砂岩、岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主，粒度以中—细粒为主，分选中等—好，颗粒以次棱状为主。根据8号砂组地震振幅切片预测结果显示，储层厚度主要集中在8～32 m，局部发育储层厚值区，储层横向分布较为稳定，顺河道方向储层连通性较好，GQ1井沿河道方向钻井，其储层厚度与邻井基本一致（图2）。

图2 观音寺区块沙溪庙组8号砂组振幅属性图

观音寺区块沙溪庙组共有8口取心井，通过对644个样品的常规物性分析可知，8号砂组单井储层平均孔隙度介于9.1%～14.6%，明显优于其他砂组，单井平均渗透率介于0.03～0.35 mD，略优于其他砂组，总体上表现为中—低孔隙度、低—特低渗透率储层特征，孔隙度、渗透率相关性较好，以孔隙型储层为主（图3）。此外，从图3b可以看出，区域渗透率级差大，储层非均质性较强，GQ1井平均渗透率仅为0.03 mD，属于特低渗透率储层，但该井水平段达850 m，采取储层改造工艺后仍可获得较高的产能。

图3 观音寺区块沙溪庙组岩心物性分布特征图

2 气藏生产动态特征

1）大部分气井在生产初期产量及压力下降较快，低压低产量阶段能保持较长的稳产时间，表明地层有能量但供气能力不足

对部分开发井生产状况进行统计分析结果表明，气井在投产初期的2个月内压力、产量都有不同程度的下降，投产初期井口套压平均递减率为38.92%，油压平均递减率为44.69%，日产气量平均下降36.33%。从单井采气曲线上看，气井生产不存在稳产期，在生产早期基本上不能保持稳定生产，压力、产量下降快，但是当气井生产一段时间后，处于低压低产阶段，气井压力、产量下降明显减缓，能基本维持稳定生产（图4）。截至2021年底，各井生产稳定，2个月时间井口套压变化率为-0.25%，油压变化率为-1.56%，产气量无变化。

图4 观音寺区块D23井采气曲线图

2）低产气井在生产后期会进入间歇生产期

部分气井随着地层压力下降，产能逐渐下降。当井口压力和产能下降到一定低限值时，需要关井恢复压力，直到井筒底端压力与地层静压平衡，井口压力恢复到一定值时，再次开井生产［10]。

3）气驱气藏特点突出，边底水不活跃

观音寺区块沙溪庙组气藏生产后期零星气井见地层水，目前仅D29井产水，日产气量为0.1×104m3，日产水量为0.2～0.3 m3。根据水分析结果显示，水型为CaCl2，Cl-含量介于25.20～39.24 g／L，总矿化度介于44.2～58.5 g／L，含Ba2+、Sr2+等地层水特征离子。气藏已完钻井在钻井及测试中均未产水，测井解释也未见水层，表明在含气范围内无水体。同时气藏地层压力和产气量下降较快，无稳产期，主要依靠其自身的驱动能量进行开采，气驱气藏特点突出。

3 气藏产能特征

致密砂岩气藏岩石储层渗透率低，孔隙尺度小，储层非均质性强，单井测试产能差异较大，笔者结合GQ1井钻井工艺、测试及测压情况，优选产能计算模型，明确了气藏产能特征及主控因素。

1）采用“陈元千”一点法计算GQ1井无阻流量为（17.01～18.90）×104m3／d

GQ1井于2021年6月10日排液结束后关井复压，6月17日下入电子压力计测得产层中部地层压力为13.474 MPa，6月18日放喷测试产气量为10.81×104m3，利用井口油压8.38 MPa，按纯气柱折算至产层中部流动压力为9.884 MPa，计算无阻流量为17.01×104m3／d。6月19日在套管放喷过程中采用电子压力计进行井底流动压力监测，测试产量7.95×104m3／d下测点流动压力为10.295 MPa，平均流动压力梯度为0.16 MPa／100 m，利用测试产量10.81×104m3／d对应井口油压8.40 MPa，按平均流动压力梯度折算至产层中部流动压力为10.538 MPa，计算无阻流量为18.90×104m3／d。

GQ1井流压与静压差值占地层压力的21.14%～26.64%，“陈元千”一点法［11-12]较为适用，结合测试期间的排液情况，认为GQ1井无阻流量为（17.01～18.90）×104m3／d较为可靠。

根据测试产气量计算GQ1井千米井深测试产量为8.09×104m3／（km·d）。从放喷排液后期的情况来看，不同测试产量下，油压均相对稳定，气井具备一定的稳产能力。

2）单井测试产能差异较大，水平井能有效提高单井产能

观音寺区块沙溪庙组气藏储层表现为中—低孔隙度、低—特低渗透率特征，储层非均质性强，气井获得较高产能需要处于物性较好的区域，且需要合理的储层改造体积。因储层发育、井型及改造措施的不同，造成单井测试产能差异大，目前气藏完成试油测试井17口（8号砂组14口），其中11口井获工业气流，测试产量为（0.31～10.81）×104m3／d，无阻流量为（0.42～16.52）×104m3／d。其中直井无阻流量为（0.42～1.33）×104m3／d，斜井无阻流量为（0.85～3.74）×104m3／d。GQ1井为观音寺区块8号砂组第一口水平井，无阻流量较同套砂组直井、斜井有明显提高，实钻效果证明水平井能有效地提高单井产能。

邻区八角场区块开发证实不同井型单井产量差异大，水平井的初期产量是直井、斜井的3倍以上［13]，证明水平井能有效连通气藏，增大渗流面积，对于致密气藏具有显著的开发效果。

3）气井自然产能低，压裂改造能有效地改善气井渗流能力，增产效果显著

观音寺区块沙溪庙组气藏主要为孔隙型储层，渗透能力差，需要与裂缝搭配才能形成相对高产。区内直井大多数采用射孔方式开展测试，仅D23井测试产气量为0.31×104m3／d，区内斜井多采用小型加砂压裂的方式进行测试，支撑剂用量介于29.7～51.0 m3，测试产量介于（0.55～2.18）×104m3／d，较未实施加砂压裂的直井测试产量高，GQ1井实施大规模加砂压裂，用砂量合计2 880.92 m3，测试产气量约为小型加砂压裂井的5～20倍。

结果表明，8号砂组储层具有良好的可改造潜力，微气井通过增产改造可以提高单井产能，气井通过小型加砂压裂等增产措施能获得工业产能，同时相比于直井、斜井压裂改造测试产量，水平井改造增产效果显著。

4）气井产能受控于优质储层发育程度，富气程度影响单井产能大小

观音寺区块沙溪庙组气藏8号砂组各井无阻流量与储层厚度、孔隙度具有一定的相关性（图5），表明储层越发育，气井无阻流量越大。同时各井的储能系数与测试产量、无阻流量也呈正相关，表明单井产能大小与储层的含气程度呈正相关（图6）。GQ1井为水平井，储层厚度大，储能系数大，单井产能高。

图5 观音寺区块沙溪庙组8号砂组储层厚度、孔隙度与无阻流量关系图

图6 观音寺区块沙溪庙组8号砂组直井、斜井储能系数与测试产量、无阻流量关系图

观音寺区块沙溪庙组气藏整体为中低孔隙度、低渗透率孔隙型储层，其中优质储层主要发育于分流河道。气藏8号砂组展布范围广且连片分布，D20、D23、D26、D27、GQ1等井对8号砂组测试均获得工业天然气流。因致密气藏具有储层非均质性强、渗透率及孔隙度较低、应力敏感性强等特点，区块测试井自然产能较低，但配合特殊工艺加压裂改造能有效地提高单井产能，其中水平井结合大型加砂压裂改造对单井产能提升尤为显著。

5）综合地质和工程因素，分析川西南部沙溪庙组气藏产能主要受工程因素影响

采用灰色关联分析法来描述各个因素间关系的强弱、大小和次序。将孔隙度、渗透率、含水饱和度、储能系数、压力系数、储层厚度及储层体积7个地质参数，簇数、射孔个数、前置液用量、携砂液用量、压裂液总量、支撑剂量、裂缝长度及压裂改造体积8个工程参数，按照以下步骤进行计算：①列好比较序列；②数据的无量纲化处理；③求取差序列；④求两级最大差、最小差；⑤计算关联系数。分析得到川西南部沙溪庙组气藏气井支撑剂用量、压裂改造体积、前置液对无阻流量的影响较大，地质因素中以储能系数及储层体积对无阻流量的影响较大，总体来看工程因素对无阻流量的影响普遍大于地质因素。

4 气藏合理配产

GQ1井含气面积为0.71 km2，计算地质储量为（1.62～2.00）×108m3，具有一定的储量基础。通过对区块早期直井、斜井静动态资料的分析，目前对气藏静动态特征取得了一定的认识，但是因GQ1井为观音寺区块沙溪庙组气藏的第一口水平井，对开发生产规律等方面的认识还存在一定的不足，试采规模主要采用类比法［14-17]加以确定。

笔者调研了四川盆地沙溪庙组多个致密砂岩气藏，发现JQ气田沙二段8号砂组储层及沉积特征与观音寺区块对应关系较好。JQ气田沙二1亚段上部8号砂组主要为曲流河边滩沉积，发育厚层块状大套灰色中—细粒长石砂岩，长石含量为30%～40%，砂组厚度为15～35 m，面积约67.22 km2，规模较大。QL区块沙二段储层总体具有低孔隙度、特低渗透率特征，孔隙度分布在8%～15%，平均值为11.3%，渗透率主要分布在0.01～1.00 mD，平均值为0.57 mD，为孔隙型储层。对比来看，川西南部与川中地区孔隙度基本一致，但渗透率明显较低，微观实验解释结果表明GQ1井最大孔喉半径为0.04～0.10 μm，QL16井最大孔喉半径为0.1～1.0 μm，孔喉半径的数量级差异是造成渗透率差异的直接原因。

JQ气田8号砂组水平井改造方式与GQ1井相似。GQ1井采用“变粘滑溜水＋多簇射孔＋连续加砂”试油工艺进行增产改造。QL区块8号砂组大夹角水平井QL205-H1井、QL16井采用“少段多簇＋变粘滑溜水＋连续加小粒径支撑剂”的方式扩大改造体积；小夹角水平井QL203-H1井采用“多段少簇＋变粘滑溜水＋连续加大粒径支撑剂”的方式扩大改造体积。

JQ气田8号砂组钻井工艺、储层及沉积特征与GQ1井对应较好，且气井生产情况好，因此采用类比法，借鉴JQ气田已投产气井配产原则和生产情况（表1）。JQ气田8号砂组水平井配比1／8～1／3，GQ1井工艺改造应排工作液18 076.90 m3，测试期间累计排液8 648.4 m3，余液9 428.5 m3，考虑投产初期带液生产，因此适当提高气井配产，按无阻流量最小值17.01×104m3／d的1／5～1／3确定配产，建议试采规模为（3～5）×104m3／d。

表1 JQ气田8号砂组气井稳产情况表

5 结论

1）观音寺区块沙溪庙组储层为中—低孔隙度、低—特低渗透率特征，非均质性强，气藏为气驱气藏，边底水不活跃。气藏总体产能低，早期快速递减，中期低压低产长期稳产，后期产能不足转为间歇生产井。

2）气井自然产能低，压裂改造能有效地改善气井渗流能力，增产效果显著，GQ1井测试无阻流量为（17.01～18.90）×104m3／d，平均无阻流量为17.96×104m3／d，较同套砂组直井、斜井有明显提高，实钻效果证实水平井能有效提高单井产能。

3）观音寺区块沙溪庙组8号砂组加砂压裂前多为微气井或井口无显示，气井自然产能低，相比于直井、斜井，水平井改造增产效果显著，表明8号砂组储层具有良好的可改造潜力，微气井通过增产改造可以提高单井产能，压裂改造能有效改善气井渗流能力，增产效果显著。

4）气井产能受控于优质储层发育程度，观音寺区块沙溪庙组8号砂组直井、斜井测试产量、无阻流量与测井解释有效储层储能系数具有一定的相关关系，富气程度影响单井产能大小。总体上工程因素对无阻流量的影响大于地质因素。

5）GQ1井具有一定的储量基础，采用类比法，借鉴JQ气田相似气井的配产原则和生产情况，考虑投产初期带液生产，按无阻流量最小值17.01×104m3／d的1／5～1／3确定试采规模，建议试采规模为（3～5）×104m3／d。