東勝氣田盒1段地質特征及水平井儲層改造對策

荀小全

（中國石化華北油氣分公司勘探開發研究院，河南 鄭州 450006）

0 引言

東勝氣田作為中國石化華北油氣分公司的主要上產地，其下石盒子組盒1段儲層厚度大，縱向多套氣層疊置，是主要的開發層系。通過對東勝氣田盒1段構造、沉積、巖石學、物性、孔喉特征等方面的研究［1-2］，明確了盒1 段氣藏構造、沉積及儲層等地質特征，并分析了盒1 段隔夾層發育情況。根據氣層、隔夾層疊置關系及規模有針對性地提出了儲層改造對策，對釋放氣井產能、高效建產具有指導意義。

1 地質特征

東勝氣田位于鄂爾多斯盆地北緣，上古生界沉積前古地貌呈現為北高南低的特征，物源區為盆地北緣的陰山古陸，研究區距物源區近［3-5］，該區構造、沉積及儲層特征與盆地內部有一定的差異。結合前人研究成果，通過地質物探構造刻畫開展沉積、儲層特征研究，明確了該區下石盒子組盒1段氣藏地質特征。

1.1 構造特征

東勝氣田構造位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西北部，通過地質物探對盒1段底部構造進行刻畫，構造上整體較為平緩，表現為向西南傾斜的單斜形態，局部發育鼻狀隆起、低洼帶的特征，沿北東到南西方向平均構造坡降為8.4 m／km。區域內發育一組近東西走向的烏蘭吉林斷裂，區內延伸長度近32 km，盒1段目的層斷距為10～30 m，研究區內小斷裂和裂縫不發育。

1.2 沉積特征

東勝氣田盒1沉積期物源方向主要為北西向，受北部公卡漢凸起影響，物源充足，為近物源的沖積扇—辮狀河沉積體系（圖1），烏蘭吉林斷裂以北主要為沖積扇沉積，發育3個沖積扇，其中2號沖積扇規模最大，沉積砂體最厚，向南逐漸過渡為辮狀河沉積，形成3條辮狀河道。盒1段地層巖性由淺灰色含礫粗砂巖、粗砂巖、粗—中砂巖、中砂巖、細砂巖、粉砂巖及深色泥巖等組成，而該沉積期洪水的水動力強，所以主要為砂質沉積，砂體在平面上具有較好的連續性，連片展布，縱向上疊合程度高，心灘為有利沉積微相，在縱橫向延續范圍大，分布穩定，以含礫粗砂巖、粗砂巖、中砂巖為主，是天然氣的主要儲集層。因受洪水規模變化及河道不斷遷移演化的影響，在盒1段縱向上表現為以砂泥互層發育為主、隔夾層相對發育的特征。

圖1 東勝氣田下石盒子組盒1段沉積相圖

1.3 巖石學特征

東勝氣田盒1沉積期北部為公卡漢凸起，物源為貧長石、富巖屑。通過薄片鑒定可知，盒1段砂巖碎屑中石英、巖屑含量較高，長石含量較低，巖性以淺灰色粗— 中粒巖屑砂巖和巖屑石英砂巖為主（圖2），長石巖屑砂巖較少。儲層砂巖填隙物中包含雜基和膠結物，雜基是以伊利石、綠泥石為主的泥質雜基，膠結物主要為方解石、自生石英、自生黏土［6-9］。

圖2 東勝氣田盒1段巖石學圖版

1.4 物性特征

盒1段儲層砂巖物性具有以下特征：孔隙度分布區間為5.0%～16.9%，平均值為9.3%，主要集中在6.0%～10.0%；滲透率分布區間為0.15～5.24 mD，平均值為0.89 mD，主要集中在0.3～0.9 mD［9］10。研究區儲層受沉積壓實作用和成巖膠結作用影響，孔隙度、滲透率較低，砂巖儲層屬于特低孔—超低滲型儲層。

1.5 孔喉特征

東勝氣田盒1 段砂巖儲層孔隙類型以次生粒間溶孔和原生粒間孔為主，其次為粒內溶孔和微裂縫。儲層孔隙直徑主要分布在15～90 μm，平均值為58.7 μm，以細孔為主。儲層喉道中值半徑為0.12 μm，最大喉道半徑為1.76 μm，以中小喉為主。

2 隔夾層特征

受沉積作用和成巖作用影響，在盒1段儲集層發育泥巖、粉砂巖等基本不滲透的隔擋層［10-11］，這部分非滲透性巖石稱之為隔夾層。根據隔夾層的巖性、滲透性，可將其劃分為泥質隔夾層、物性隔夾層和鈣質隔夾層［12］。結合東勝氣田盒1 段錄井、測井、化驗分析等資料分析可知，該區主要發育泥質隔夾層和物性隔夾層，少見鈣質隔夾層（圖3）。

2.1 泥質隔夾層

圖3 東勝氣田盒1段隔夾層特征圖

該隔夾層巖性有泥巖、泥質粉砂巖、粉砂質泥巖等，泥質含量高，滲透性極低甚至不具有滲透性，主要由辮狀河道的細粒懸浮質沉積形成，常見于辮狀河的河漫沉積。其電性特征表現為自然伽馬值明顯高于鄰層砂巖，自然電位為基值，井徑嚴重擴徑或稍有擴徑，高電阻、高聲波、高中子、高密度。

2.2 物性隔夾層

該隔夾層巖性以粉砂巖、泥質細砂巖等為主，部分為雜基支撐的砂礫巖和含礫不等粒砂巖，該類隔夾層具有一定的孔隙度和滲透率，但物性差，低于有效儲層物性下限。其電性特征表現為自然伽馬值明顯低于泥質隔夾層值，自然電位曲線略有偏移基值，井徑無明顯擴徑，高電阻、低聲波、低中子、高密度。

2.3 鈣質隔夾層

該類型隔夾層較為少見，主要在成巖作用中鈣質成分對砂巖起到膠結作用。其電性特征與物性隔夾層類似，但自然伽馬、聲波時差值明顯低于物性隔夾層。鈣質隔夾層不具代表性，發育少，井間連續性差。

2.4 隔夾層分布特征

東勝氣田盒1段隔夾層厚度差異大，最薄隔夾層僅十幾厘米，最厚隔夾層超過25 m，集中在3～12 m，平均厚度為7 m，全區廣泛分布。較厚的泥質隔夾層主要位于河漫沉積微相內，一般分布穩定廣泛，能夠有效隔擋上下兩套氣層，而較薄的泥質隔夾層穩定性差，起不到隔擋作用。物性隔夾層變化較大，呈孤立分散發育，厚度多數介于2～6 m，主要位于辮流水道邊部（圖4）。

3 儲層改造對策及現場應用效果

目前除烏蘭吉林斷裂帶附近受到斷裂影響，氣井產能未落實而尚未被開發，其他部位均已得到開發。通過對東勝氣田地質特征及砂體縱向分布特征的分析，盒1 段為沖積扇— 辮狀河沉積，巖性以粗—中粒巖屑砂巖、巖屑石英為主，泥質含量高，孔隙較小、喉道連通性差，導致儲層孔隙度、滲透率低。該區裂縫不發育，自然建產效果差，不具有經濟效益，需要對儲層進行改造以提高氣井產量。同時盒1段氣藏縱向結構較為復雜，多套氣層疊合發育，氣層內部發育多個小層，且小層間的隔夾層厚度差異較大，往往通過加砂壓裂儲層改造能夠破壞隔夾層，實現氣層之間的連通，因此在該區采用加砂壓裂儲層改造方案進行儲層改造。

圖4 東勝氣田盒1段隔夾層分布連井剖面圖

統計分析前期東勝氣田已完鉆直井、水平井導眼段資料，盒1段儲層、隔夾層結構特征表現為縱向多發育單套至三套氣層，其中發育兩套和三套氣層的占比65%，隔夾層厚度不一，主要集中在3～12 m。研究表明：兩套氣層能否通過壓裂連通，受到儲層厚度、隔夾層厚度、應力差以及壓裂規模的影響［13-14］，隔夾層越厚，儲層、隔夾層間應力差越大，就越難突破隔夾層，當兩套儲層之間隔夾層厚度大于等于7 m 時，儲層之間應力差大，難以通過壓裂溝通鄰層；而隔夾層小于7 m時，通過加大壓裂規模可以有效動用鄰層。東勝氣田盒1段水平井井眼通常在單套氣層中鉆進，隔夾層能夠影響儲層之間流體的流動，隔夾層厚度大，則兩層之間流體不連通，縱向上多套氣層在開發中較難完全動用。因此針對盒1段隔夾層及氣層發育的不同關系，制定水平井不同的儲層改造對策：①單套氣層。盒1 段僅發育單套氣層，上下為大套的隔夾層，這類儲層占比為35%。針對這類儲層，立足該層進行儲層改造，設計思路為長縫壓裂，采取中等施工排量、中等加砂規模。②兩套氣層。盒1段發育兩套氣層，這類儲層占比為38%，根據氣層間隔夾層厚度確定儲層改造對策。如隔夾層厚度小于7 m，則考慮通過壓裂改造動用上下兩層，設計思路為穿層壓裂，造縫高［15-16］，采取大施工排量、加大加砂規模。隔夾層厚度大于等于7 m，兩套氣層間應力差大，難以通過壓裂實現穿層，則按照單套氣層儲層改造對策實施。③三套氣層。盒1 段發育三套氣層，這類儲層占比為27%，根據目的層及鄰層間隔夾層厚度確定壓裂思路。目的層為最上、下部氣層時，與鄰層氣層隔夾層厚度小于7 m，則考慮動用上下2層，設計思路為穿層壓裂，造縫高，采取大施工排量、加大加砂規模。與鄰層氣層隔夾層厚度大于等于7 m，隔夾層應力大，難以實現穿層，則按照單套氣層儲層改造對策實施。目的層為中間氣層時，與鄰層氣層隔夾層厚度小于7 m，則考慮壓裂動用上下層，設計思路為穿層壓裂，造縫高，采取大施工排量、加大加砂規模。與鄰層氣層隔夾層厚度大于等于7 m，隔夾層應力大，難以通過壓裂實現穿層，設計思路為長縫壓裂，則按照單套氣層儲層改造對策實施。

基于東勝氣田盒1段儲層及隔夾層發育特征確定了對應儲層的改造對策。2015-2018 年對該氣田盒1段水平井采用差異化壓裂，共累計實施85 口水平井，平均測試無阻流量為12.40×104m3／d，測試結果與氣層套數、隔夾層厚度具有相關性，其中立足單套氣層儲層改造的平均測試無阻流量為11.29 ×104m3／d，立足兩套氣層儲層改造的平均測試無阻流量為12.03×104m3／d，立足三套氣層儲層改造的平均測試無阻流量為15.30×104m3／d，實現了東勝氣田的高效開發。

4 結論

1）東勝氣田盒1段為沖積扇—辮狀河沉積，主要為淺灰色粗—中粒巖屑砂巖、巖屑石英砂巖，其物性較差，吼道連通性較差，屬于特低孔—超低滲型儲層。

2）盒1 段隔夾層較發育，以泥質和物性隔夾層為主，其中泥質隔夾層分布范圍廣而穩定，能夠阻擋上下層流體之間的流動。

3）盒1 段發育多套氣層，結合水平井目的層及鄰層間隔夾層厚度，提出了相應水平井儲層改造對策，并取得良好的建產效果。