郭 辉

（中国石化华北油气分公司，河南 郑州 450006）

0 引言

鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏具有“低渗透、低压力、低丰度”的特征［1］，盆地致密砂岩气藏大面积连片分布，为准连续性致密砂岩成藏区，在烃源岩的控制作用下，天然气成藏过程中驱动地层水向北运移呈现“南气北水”的分布格局［2-3］。储层地层水存在束缚水、毛细管水和自由水3种赋存状态，鄂尔多斯盆地中央整体含气饱和度高，局部零星产水，以束缚水为主；而盆地西部、北部区域含气饱和度低，气水关系复杂，主要为毛细管水，自由水零星分布且无统一的气水界面［4-7］。传统认识与前期开发实践表明，气藏单井产量低、开发效益差，属于边际效益储量，如何实现效益开发以及提高气藏采收率面临挑战［8］。

东胜气田位于鄂尔多斯盆地北缘构造、沉积、成藏过渡带，传统勘探理论认为不具备大规模油气成藏的基础［9］，经历半个多世纪勘探，虽然实现了点的突破，但成藏富集规律不明确，至“十二五”末，探明地质储量仅162×108m3。盆地北部有勘探价值的圈闭主要为岩性圈闭、岩性—构造复合圈闭和构造圈闭［10］，与盆地内部相比，盆地北缘具有成藏组合复杂、含气丰度低、气藏类型多样、气水关系复杂等开发难度大的特点［11］。什股壕气区位于泊尔江海子断裂以北、伊盟隆起之上，为远源输导运移的非连续成藏区，断裂以南厚煤层提供了充足的油气源，断裂以北天然气主要沿断裂和厚砂体运移而来，自西向东，构造因素对气藏的控制作用逐渐加强［12-14］。什股壕气区二叠系下石盒子组盒2＋3段气藏自2015年开始产能建设，受早期开发资料及分析方法的制约，以岩性气藏为开发目标，虽然有点的突破，但气井方案配产达标率仅为50%，在什股壕气区一直未能实现有效开发，导致储量难以有效动用［15］。基于区域已有的钻井及测试以及区域构造等资料，明确了该区域气藏受微幅构造、窄河道、气水关系的共同控制，为典型的小型边底水岩性—构造气藏，具有面积小、气水分布复杂的特点［16］。目前国内外针对低渗透岩性—构造气藏高产模式及开发对策开展的研究较少，因此，笔者以单井的局部构造形态、储层砂体展布特征为基础，将已有气井细分为5种气藏配置模式，明确了高产气井气藏配置模式，以期为岩性—构造气藏储量的有效动用及效益开发提供技术支撑。

1 气藏高产配置模式

结合什股壕气区58口气井的局部构造形态、储层砂体展布特征，分析单井的构造与砂体配置关系并进行分类，共细分为5种气藏配置模式，即背斜（构造圈闭）成藏、鼻隆（构造圈闭＋岩性遮挡）成藏、砂体垂直于构造等高线成藏、砂体平行于构造等高线成藏、构造低部位成藏。针对不同的气藏配置模式，从地质特征、生产规律进行分析总结，明确了高产气井气藏配置模式主要为背斜成藏、鼻隆成藏。

1.1 背斜成藏模式

地质特征表现为河道砂体与构造高点完全重合、气藏各个方向上均被构造圈闭遮挡（图1）。14口气井的平均累产气量为1 986×104m3，平均动态储量为5 716×104m3，初期产量大于2×104m3的井比例达100%，生产特征呈高产气、低产液特征，整体可分为2个生产阶段：稳产阶段稳产期为360 d，平均单井日产气量为2.7×104m3，液气比为1.3 m3／104m3，压降速率为0.008 MPa／d，弹性产率为338×104m3／MPa；递减阶段平均单井日产气量为2.3×104m3，液气比为1.2 m3／104m3，压降速率为0.006 MPa／d，弹性产率为384×104m3／MPa，自然递减率为7%。

图1 背斜成藏模式图

1.2 鼻隆成藏模式

地质特征表现为河道砂体与构造鼻隆垂直，在垂直河道方向上，气藏被岩性及构造圈闭遮挡，在顺河道方向上，气藏被构造圈闭遮挡（图2）。16口气井的平均累产气量为1 525×104m3，平均动态储量为3 830×104m3，初期产量大于2×104m3的井比例为94%，生产特征呈中等产气量、低产液特征，整体可分为2个生产阶段：稳产阶段稳产期为300 d，平均单井日产气量为2.2×104m3，液气比为1.8 m3／104m3，压降速率为0.009 5 MPa／d，弹性产率为232×104m3／MPa；递减阶段平均单井日产气量为1.9×104m3，液气比为1.3 m3／104m3，压降速率为0.007 MPa／d，弹性产率为271×104m3／MPa，自然递减率为16.9%。

图2 鼻隆成藏模式图

1.3 砂体垂直于构造等高线成藏模式

地质特征表现为河道砂体垂直于构造等高线，在垂直河道方向上，砂体位于构造低部位，在顺河道方向上，砂体抬升，无岩性遮挡及构造圈闭遮挡（图3）。11口气井中具备投产能力的正常生产井2口，平均累产气量为575×104m3，平均动态储量为1 360×104m3，无初期产量大于2×104m3的井，生产特征呈低产气量、高产液特征。

图3 砂体垂直于构造等高线成藏模式图

1.4 砂体平行于构造等高线成藏模式

地质特征表现为河道砂体平行于构造等高线，在垂直河道方向上，砂体抬升，岩性和构造圈闭形成遮挡，在顺河道方向上砂体走势平缓，无遮挡（图4）。9口气井中具备投产能力的正常生产井1口，单井累产气量为513×104m3，动态储量为1 150×104m3，无初期产量大于2×104m3的井，生产特征呈低产气量、高产液特征。

图4 砂体平行于构造等高线成藏模式图

1.5 构造低部位成藏模式

地质特征表现为垂直河道方向上，河道砂体位于构造低部位，在顺河道方向上，砂体抬升，无遮挡（图5）。8口气井中无具备投产能力的正常生产井，试气特征呈高产液特征。

图5 构造低部位成藏模式图

J66P9H、JPH-6为盒2-1段气藏同河道反向水平井，J66P9H井位于构造较高部位，JPH-6井位于构造低部位，水平段呈低电阻特征。根据生产效果对比分析，J66P9H井呈高产气、低产液的生产特征，而JPH-6井呈高产液的生产特征，且无法连续生产。通过对2口气井的生产效果对比分析可知，构造对气水分布有一定的控制作用，构造高部位天然气富集，气井产能高，构造低部位发育水层、高产液。

1.6 气藏高产配置主要控制因素

什股壕气区高成熟烃源岩不发育，天然气主要来源于泊尔江海子断裂带以南地区的烃源岩，为远源输导运移的非连续成藏区。砂体成为天然气由南侧向北侧运移的主要通道，运移过程若遇到有效圈闭，就形成背斜气藏，遇到无效圈闭则油气继续向北、北东侧向运移。因此，通过对5种气藏配置模式的成藏要素分析发现，河道是天然气运移的主要通道，是气藏成藏的先决条件，南西—北东向展布的微幅构造是形成有效圈闭的重要因素，同时砂体、构造等高线的配置关系形成的复合圈闭以及物性条件造成气、水分异的位置变化。因此，“微幅构造＋河道＋气水分布”三因素共同控制了天然气的成藏与富集。结合气井生产特征，明确了高产气井气藏配置模式主要为背斜成藏、鼻隆成藏。

2 开发对策

在高产气井气藏配置模式研究的基础上，从微幅构造、窄河道及气水关系3个方面细化基础工作，实现了全区1∶5 000的精细构造成图，厚度5～10 m、宽度300～800 m的窄河道有效预测以及气水过渡带高度定量刻画。结合微幅构造精细描述、窄河道精细预测及气水分布定量刻画，优选背斜（构造圈闭）成藏、鼻隆（构造圈闭＋岩性遮挡）成藏两种气井高产的气藏配置模式，形成岩性—构造气藏开发对策，实现难动用储量的有效动用。

2.1 微幅构造精细描述

什股壕气区主要以小型、微幅构造为主，刻画难度大。首先通过正演模拟明确不同幅度构造的地震响应特征，为低幅度构造识别提供依据；然后在解释过程中采用小网格解释，成图过程中应用小网格半径计算网格数据，滤波过程中采用尽可能小的滤波参数，绘制等值线的时候采用小等值线间距，形成“小网格解释、小半径追踪、小滤波调整、小间距成图”为核心的“四小法”微幅构造描述技术，实现了5 m微幅构造精细描述，大大提高了微幅构造圈闭的精度。通过微幅构造的精细描述，实现了全区1∶5 000的精细构造成图，提高了构造解释精度，落实了面积超过0.5 km2的气藏92个，储量115×108m3，为什股壕气区的持续滚动建产奠定了坚实的基础。

2.2 窄河道精细预测

什股壕气区面积超过1 000 km2，但是井控程度低，针对盒2段和盒3段的狭窄河道砂体，仅依靠钻井资料难以实现小层砂体展布的预测。因此，在井震约束条件下，采用属性切片、波形指示反演及切片技术，以及在地震正演基础上的波形定性分析方法进行综合预测。根据古地貌、地震属性、砂体空间分布规律，结合水平井资料、储层预测、测井相、现代沉积模式、砂体叠加和分布模式等勾画沉积相带，实现了厚度5～10 m、宽度300～800 m河道有效预测。通过窄河道精细预测，精细雕刻各期河道展布，盒2-1期、盒2-2期各发育10条河道，盒3-1期发育9条河道，盒3-2期发育4条河道，平面上河道自西向东逐渐迁移变化，垂向上盒2期到盒3期河道发育规模逐渐缩小，进而明确了各期河道演化及砂体空间结构特征，气井砂体实钻吻合率由75%提升至97%。

2.3 气水分布定量刻画

针对气藏小、无统一气水界面［17］、气水刻画难度大的特点，形成了以储层刻画、构造描述、物性分析为基础，圈闭与气水分异高度相结合的岩性—构造气藏气水分布定量描述技术。针对单一岩性—构造气藏，通过压汞曲线及J函数计算出储层气水毛细管压力曲线，明确不同物性条件下的气水过渡带高度，结合构造、储层的精细刻画，定量刻画出单一气藏的气水界面，实现了单一气藏气水界面的定量刻画。结合气井钻遇状况及钻井轨迹的气测显示，确定JPH-10井气藏平均渗透率为1.9 mD，圈闭高度为50 m，计算气水过渡带高度为24 m，通过实验测算求得的气水过渡带高度为26 m，符合率在92%以上，验证了该方法的可靠性。

3 实施效果

在东胜气田什股壕气区2019-2021年产能建设中部署产能建设井35口，单井钻遇气层3～4套，气厚8～21 m，气层钻遇率为100%，实钻构造深度误差控制在0.3%以内，证实了“微幅构造＋窄河道＋气水定量刻画”气藏精细描述技术和“背斜成藏、鼻隆成藏”两种气井高产配置模式在岩性—构造气藏开发中的可靠性，新建年产能达2.0×108m3，建成年产气量为1.8×108m3的气区，实现了什股壕气区重新效益开发与持续滚动，为东胜气田持续上产奠定了坚实的基础。

4 结论

1）“微幅构造＋窄河道＋气水定量刻画”气藏精细描述技术实现了实钻深度误差在0.3%以内、厚度5～10 m、宽度300～800 m窄河道的有效预测以及气水过渡带高度定量刻画。

2）“背斜成藏、鼻隆成藏”是气井高产的两种气藏配置模式。

3）“微幅构造精细描述、窄河道精细预测、气水分布定量刻画”是岩性—构造气藏成功开发的基石，结合有利的气藏配置模式是岩性—构造气藏效益开发的关键，可以为国内同类型致密气藏开发提供借鉴。