大牛地气田勘探配套技术

4.4.3.1 低渗透储集岩综合评价描述技术体系

低渗透储集岩综合评价描述技术体系，形成多层大型岩性圈闭叠合的气田基本地质模式，为解决岩性圈闭的识别评价、低渗透砂岩储层评价、低渗透背景下“相对高孔渗”储层的发育机理、寻找天然气富集高产区带提供了可靠的科学依据。

大牛地气田在勘探中面临着储层致密、圈闭隐蔽等难题：①气田的主要储集岩层是下二叠统山西组、下石盒子组的（辫状）分流河道砂岩和上石炭统太原组的障壁砂坝，与煤层、泥岩层呈互层发育，区域构造平缓，局部构造不发育，圈闭的隐蔽性极大。因此层圈闭的识别、描述、评价就成为气田勘探开发的关键技术；②气田储层整体属于低孔（孔隙度主要分布于4%～12%）、低渗（渗透率主要分布（0.1～3）×10^-3μm）、低产的致密储层，层内非均质性较强、横向变化大，精细的致密储层、气层分类评价是气田勘探的基础。

（1）大型岩性圈闭评价

高分辨率层序地层格架的建立和沉积相研究是层圈闭识别识别、评价的基础，依据有利沉积相带的分布确定层圈闭的基本轮廓；其基本表达方式是一个地层单元的砂岩厚度等值线图，边界数值在各层段不尽相同；层圈闭内的主要储层能够依据地震资料确定其空间分布范围；层圈闭的边界不是一个狭窄的界限，往往是一个有一定宽度的区域，在这个区域内储层或减薄、尖灭，或变得致密，含气或不含气。

在对大牛地气田的勘探开发中发展完善了岩性圈闭评价技术方法，包括：

●针对砂泥岩频繁互层剖面岩性圈闭识别的高分辨率层序地层分析对比技术。

●针对潮坪-三角洲-河流体系的沉积相分析技术。

●针对岩性圈闭边界识别的地质-地震联合解释技术。

●针对岩性圈闭勘探潜力的地质综合评价技术。

层圈闭的描述随着勘探的进程和地质认识的深入在不断地修正，评价内容和准确性也会随着勘探资料的增多不断深化和提高。在鄂尔多斯盆地首次建立了以长期旋回为单元的层圈闭划分识别方法，描述了大牛地气田的基本框架和多层叠合岩性圈闭的含气分布规律。

大牛地大型气田是由多个岩性圈闭复合连片而构成的（图4-35），通过多年来的不断评价，7个层圈闭的特征已经基本查清，合计圈闭资源量6000×10⁸m³，其中6个层位已提交探明储量、总计达到3293×10⁸m³。根据已获得的探明储量和产气能力的大小，通过对层圈闭进行综合评价，7套气层均具有勘探开发潜力，其中盒3段、盒2段最优，其次为太2段、山1段。

图4-28 大牛地气田东西向气藏剖面图

（2）低渗透砂岩储集岩评价

通过对各层段砂岩岩性、物性、孔隙类型、孔隙结构、电性和含气性综合评价，建立了大牛地气田以岩相-孔喉结构为主导参数的致密-低渗透砂岩储层的分类评价方案，在生产中发挥了重要作用。储层分类的原则是：有利于区分不同产能的气层、有利于运用测录井资料进行储层评价、有利于建立沉积微相与储层的关系。分类方案中包括岩石学特征、岩相与微相特征、测井相特征、孔渗特征、孔隙类型和孔隙结构参数（表4-7）。

低渗透背景下“相对高孔渗”储层的形成机理及孔喉特征如下。

大牛地气田的成功勘探表明，大面积低渗背景下形成“相对高孔渗储集相带”（指具有相对高孔隙和相对高渗透率的砂岩储层）的条件有两个：①有利的沉积相带；②有利的成岩作用，即与原始沉积环境有关的残余粒间孔隙是形成有利高产储层的主要孔隙类型。

探区内致密砂岩的孔隙度分布具有明显的双峰特点，可以区分出正常孔隙度和异常孔隙度两种，即在正常砂岩储层孔隙的基础上，叠加了一个受成岩作用影响的次生孔隙总体。这两个次总体的分界在8%左右。即孔隙度超过8%的储层（渗透率大于0.5×10^-3μm²）是具有相对高孔渗的储层。

组成相对高孔渗带的砂岩类型主要是粗粒的岩屑石英砂岩和粗粒石英砂岩，孔隙类型以剩余粒间孔为主，具有较好的孔隙结构参数，在孔隙度相差不大的情况下，中值半径、平均喉道半径等相对较大。相对高孔渗砂岩的孔喉分布主要为单峰型，主要为中—粗喉，排驱压力＜1MPa，孔喉中值压力＜3MPa，孔喉中值半径＞0.3μm，最大喉道半径＞0.5μm、喉道分选系数平均2.62。

表4-7 大牛地气田石炭系—二叠系低渗透砂岩储集岩分类评价表

气田内低渗砂岩中的异常高孔隙的成因主要有两种类型：①粗粒石英砂岩、岩屑石英砂岩的残余粒间孔隙，成因是早成岩期自生绿泥石包壳对粒间孔的保护作用；②粗粒岩屑石英砂岩中发育的大量溶蚀孔隙，其成因与成岩晚期有机质热演化脱羧酸作用相伴生的溶解作用有关。

相对于高孔渗储层的主要微相类型是辫状河心滩、分流河道、障壁砂坝，储层层电性基本特征是声波一般大于220μs/m、砂岩密度一般小于2.4g/cm³、自然伽马相对值一般小于6%、电阻率值大于100Ω·m，单层无阻流量一般为（5～30）×10⁴m³/d。

（3）低渗透气层评价技术

气田上古生界产气层位集中在上石炭统和下二叠统，分别是太原组、山西组和下石盒子组，均为无边底水的定容岩性气藏。7套气层分属海相障壁砂坝、海陆过渡相三角洲分流河道、陆相河流成因类型，具有不同的储层沉积学、孔喉结构特征；处于箱型成藏组合中不同位置的气层在含气性、流体性质、岩电关系等方面均有所差异。为此，以测试和测井解释成果为基础，建立了各种关系图版，确定了识别储层和气层的各种参数标准，并结合沉积、储层和含气性特征制定了气层分类评价标准（表4-8）。

Ⅰ类气层试气无阻流量一般大于10.0×10⁴m³/d，主要分布于气田西南部的盒3段、盒2段和山1段，构成气田最主要的高产富集区；Ⅱ类气层无阻流量（5～10）×10⁴m³/d，主要分布于气田西南部的盒3段、盒2段和山1段和东北部的太2段，以及气田中部的各个层段；Ⅲ类气层无阻流量小于5.0×10⁴m³/d。

表4-8 大牛地气田石炭系-二叠系气层分类评价表

4.4.3.2 以三大沉积体系为目的层的三维储层地震综合预测技术系列

以三大沉积体系为目的层的三维储层地震综合预测技术系列，有效地解决了致密薄储层及煤系储层的预测问题，实现了储层的岩性、物性及含气性预测由定性—半定性—定量预测的飞跃，有效储层预测的成功率95%以上。

技术系列包含6项核心技术和6项配套技术，实现了有利相带预测、砂体定性和定量预测评价、有效储层识别及其含气性预测。

（1）反射结构-时差分析技术

以“相控储层”理论为指导，以地震高精度成像资料的精细解释为基础，利用反射结构分析、时差分析等技术确定了盒2段、盒3段中河道的宏观展布特征（图4-29），为地震相-沉积相分析奠定了基础。

（2）基于波形的模式识别技术

以“相控储层”理论为指导，通过测井相及相应的地震相分析，有效的预测了3套气藏的沉积相分布特征（图4-30）。

（3）以振幅为主的属性优化提取技术

通过研究优化筛选出了反映砂体的敏感地震属性为振幅、波形等，首次在盒2段、盒3段建立了以中强振幅、在山1段以中弱振幅以及在太2段以强峰强谷振幅为砂体发育特征的地震响应模式。结合沉积相、测井相的分析有效地提高了该区砂体预测的精度，为砂体宏观展布特分析提供了新的途径。

图4-29 盒3段高产区河道预测图

图4-30 太2段高产区沉积相分布图

（4）频谱成像技术

山西组、太原组煤系地层是该区的一类重要的气藏。针对常规地震煤系储层识别难的特点，利用煤的低频特征，应用频谱成像技术在频率域将煤与储层有效的区分开，达到了识别煤层间储层的目的，有效地解决了煤系地层发育区储层的预测问题。

（5）地质统计多参数反演技术

在反演方法中首次引入地质统计理论及模拟退火理论，有效地克服了模型化的影响，不仅纵向分辨率由原来的20m提高至10m左右，而且在反演剖面中储层的形态更符合地质规律，其中砂体的横向尖灭、合并分岔现象、砂体的侧向迁移特征更加明显。与未加约束的钻井相对比吻合率较高，使得该区反演的可信度向前迈进了一步。其中岩性遮挡的孔隙度反演、盒3段电阻率反演及煤系地层的含气性指示曲线反演技术和研究成果填补了鄂尔多斯北部上生界有效储层预测的空白（图4-31）。

图4-31 大牛地气田盒3段高产区多参数测井-地震联合反演图

（6）含气性检测技术

油气高频吸收衰减及叠前AVO属性反演技术为含气性预测提供了新手段。除了将角度道集剖面中极性转换点作为含气标志外，在AVO其他属性及相关分析中，又总结出泊松比是含气的敏感属性（图4-32），为含气性预测提供了新的方法。

图4-32 盒3段砂体及含气砂体AVO响应特征

（7）测井数据校正及标准化技术

在分析造成测井曲线畸变机理的基础上，指出井眼和泥浆是影响测井资料质量的最主要因素，为此采用类比法构建校正公式并消除环境的影响，对与地震密切相关的声波和密度资料进行重点校正；同时为消除测井曲线非归一化因素的影响，提出了以电性特征稳定的标志层配合直方图分析法，对自然伽马曲线及中子孔隙度曲线进行了标准化处理，有效地解决了影响反演精度的井径及非归一化因素的影响，为利用测井资料进行储层预测研究提供了必要的条件。

（8）岩石物理特征分析技术

通过对目的层的储层参数进行深入的相关分析，建立了本地区岩性、物性、含气性及弹性参数的关系式，并明确指出波阻抗不能有效的区分储层及围岩，而伽马及中子孔隙度是区分岩性的敏感参数；盒3段气藏有效储层具有较高的的电阻率、自然电位负偏及中粗粒砂岩等特征；煤系地层有效储层具有低密度和低中子孔隙度特征；弹性参数分析得知泊松比随饱和度的增大而减小，是判别含气的有效参数（图4-33）；为地震和地质资料相结合开展储层和含气性预测提供了依据。

（9）储层模型正反演分析技术

首次应用了弹性波正演模拟技术，提高了模型正演的精度。通过正反演模型的分析，认为在目前地震主频25Hz的条件下，地震可分辨的视厚度为30～40m，叠后反演视分辨厚度可达10m左右。在振幅调协范围内地震振幅随着储层厚度的增加而增加。AVO角度道集特征为振幅随偏移距的增加而减小并有极性反转现象存在，极性反转点随着含气饱和度的增加逐渐向小角度移动，有效含气储层一般都在20°以内，对属性解释起到指导作用。

（10）储层岩性曲线重构技术

针对波阻抗不能有效区分储层及围岩的难点，在岩石物理分析的基础上，采用了岩性识别的敏感参数伽马与中子孔隙度重新构筑了一条岩性曲线进行岩性随机模拟反演，有效地解决了砂层识别问题。

图4-33 盒3段气藏岩性特征及其含气性特征

（11）煤层遮挡含气性曲线反演技术

针对太原组—山西组气藏泥岩高电阻率特点，开发研制了含气性指示曲线重构技术，即用密度和中子孔隙度的气层挖掘效应，通过交会分析拟合出含气性指示曲线进行煤层遮挡的随机模拟反演，极大地促进了煤系地层的含气性预测技术，为煤系地层储层含气性预测开辟了新途径。

（12）可视化技术

为更准确的刻画砂体的纵向叠置及横向的变化特征，采用三维可视化技术对地震属性优化及反演等结果进行了三维空间的分析及雕刻（图4-34），精确刻画砂体展布特征，提高了储层预测的精度和开发井成功率。

致密碎屑岩隐蔽岩性气藏的三维地震储层预测技术是在大牛地气田的勘探开发攻关过程中逐步完善形成的，并发挥了重要作用，为复杂岩性气藏的储层及含气性预测奠定了扎实的基础。根据预测成果提交了大量井位，在勘探开发中得到充分验证，砂体预测的精度由20m提高到10m左右，有效储层预测精度在95%左右。

图4-34 有效储层反演的可视化追踪

4.4.3.3 针对低渗透碎屑岩储层工程地质特征的以大型水力加砂压裂和不动管柱分层压裂工艺为主的工程工艺技术系列

针对低渗透碎屑岩储层工程地质特征的以大型水力加砂压裂和不动管柱分层压裂工艺为主的工程工艺技术系列，并广泛应用于生产，大幅度提高了单井产量。

（1）优快钻完井工艺技术有效地保护了储层，大幅度提高了机械钻速，缩短了钻井周期，降低了钻井成本。

A.形成了适合于低压低渗碎屑岩储层的钻完井液体系。

a.形成的屏蔽暂堵技术在探井中广泛应用，有效地保护了储层：通过屏蔽暂堵机理分析、暂堵模型以及大牛地气田致密碎屑岩储层孔喉分布特征的研究，确定了气田的屏蔽暂堵方案及暂堵配方，屏蔽暂堵钻完井液的暂堵粒子完全覆盖了储层孔隙喉道和裂缝宽度范围，可以保护储层喉道直径范围0.1～15μm、保护裂缝宽度的范围5～160μm，适应大牛地气田对致密碎屑岩储层进行屏蔽暂堵的要求，在大牛地气田勘探井中推广应用，对气层的发现起到了积极的作用，其应用效果表明：

●降低了气层表皮系数，山2段气层和盒3段气层压前气产量有所提高。实施屏蔽暂堵技术井的表皮系数平均值为2.82，最高值仅7.77，远远低于2001年底前非屏蔽暂堵井的表皮系数平均值19.14；山2段气层和盒3段气层的压前平均气产量有所提高，其中山2段气层平均气产量提高了3.8倍，盒3段气层气产量提高了1.6倍。

●提高了井壁稳定性，降低了井径扩大率。统计结果表明未进行屏蔽保护的井，全井平均井径扩大率达29.31%，目的层井段平均井径扩大率达16.49%。而实施屏蔽暂堵的全井平均井径扩大率为17.65%，比未进行屏蔽暂堵的井缩小了11.66个百分点。目的层井段平均井径扩大率为10.32%，比未保护的井缩小了6.17个百分点。

●为提高了测井质量创造了条件，从而有利于气层识别。通过提高井壁稳定性和井眼的规则性，改善了井下数据采集环境，使砂层段的测井曲线不规则跳、抖动减少，提高了曲线的可视性和纵向分层能力，从而使储层岩性、物性的测井响应特征在一定程度上得到改善，提高了解释精度，为及时准确发现气层提供了保障。

b.建立了低伤害钾铵基聚合物钻完井液体系，在开发井中有效地保护了储层。通过钻井液配方的筛选和钻井液性能的优化以及钻井完井液动态损害实验，所筛选的钾铵基钻井完井液体系对储层的伤害深度浅，伤害低，平均渗透率恢复值大于70%，达到了保护储层的目的，该套钻井液体系在大牛地气田开发井中广泛应用。应用结果表明：

●提高了井身质量：使用钾铵基聚合物钻井完井液体系二开井段和目的层段满足了钻井工程对井身质量的要求，平均井径扩大率二开井段≤15%，目的层段≤10%。

●降低了完井液成本：低伤害钾铵基钻井完井液体系其材料费用比钾铵基暂堵钻井完井液体系降低52.10%；比两性离子暂堵钻井完井液体系降低58.34%；比聚醚多元醇钻井完井液体系降低46.69%；比天然高分子钻井完井液体系降低41.79%。

●改善了井下数据采集环境：钾铵基钻井液体系的使用提高了井壁稳定性，井眼规则、钻井液滤失量小，侵入深度浅，改善了井下数据采集环境，为测井质量提高创造了条件，有利于发现和识别气层。

B.形成的优质快速钻井技术提高了机械钻速，缩短了钻井周期，降低了作业成本，减少了储层污染。采用多种方法进行了钻头选型，优选出了适合大牛地气田不同层段的钻头类型，经过井身结构、钻井参数等优化，形成了优质快速钻井技术，使得全井平均机械钻速大幅度提高，技术实施前平均机械钻速为6.69m/h，技术实施后平均机械钻速提高到10.34m/h；技术实施前的平均钻井周期33.72天，技术实施后平均钻井周期缩短到21.05天。

C.防窜固井技术解决了长气层段的固井问题，为多气层改造提供了保证。大牛地气田纵向上气层分布广、跨度大，固井封固段上至二叠系石千峰组下至奥陶系马家沟组，个别井段易漏和固井后易气窜。通过水泥浆体系配方优选，形成具有早高强、低失水、初始稠度低、稠化时间短等特点固井水泥浆体系，该体系具有较好的防气窜和防漏失性能。通过进一步优化固井设计和工艺，固井质量大大提高，优质率达92.7%，合格率为100%，为后续施工作业奠定了基础。

（2）形成的以大型压裂、不动管柱分层压裂为主的储层改造工艺技术增大了泄气面积、实现了储层均衡改造，提高了单井产量和储量动用程度

A.低伤害羟丙基瓜胶水基液氮伴注压裂液体系较好地解决了压裂液对储层的伤害问题，且具有良好的适应性，满足大牛地气田气井加砂压裂的需要。由于储层具有致密、低压、高毛管压力等特点，易受入井液的污染，通过压裂液添加剂的筛选、压裂液综合性能评价，形成了针对大牛地气田储层特征的压裂液体系，具有低滤失、低残渣、易携砂、低伤害等特点，满足了大牛地气田的压裂需要。

B.优化压裂施工设计，形成以大型压裂为核心的压裂工艺技术，扩大泄气面积，提高了单层产能。针对气田储层特点，将裂缝三维延伸模拟技术应用于压裂施工设计，从地层条件出发，以最佳的压裂效果为目标优化设计，依据渗流力学理论建立了水力压裂裂缝模型，通过不同裂缝长度下产量的变化以及不同裂缝导流能力和铺置浓度对压裂井产量的影响分析，同时根据净现值、动态投资回收期、内部收益率等建立的气井压裂经济评价模型进行设计优化，优化出了适合于大牛地气田的裂缝长度和加砂规模，从而确定了以大型压裂为核心的储层改造工艺技术，突破了上古生界低渗储层不适宜进行大规模压裂的认识。尤其针对盒2段、盒3段气层，平均加砂规模大于80m³，平均无阻流量达到9×10⁴m³/d。

C.形成的不动管柱连续分层压裂工艺技术，实现了对多层叠置气层的均衡改造，提高了单井产能。针对多套气层叠置的储层，开展了不动管柱连续分层压裂工艺技术研究，通过不动管柱分层压裂工具的优化选型和试验，形成了一套不动管柱连续分层压裂工艺技术，并在多气层叠合区推广应用，成功率96.55%，有效率93%，平均单层加砂40.88m³，单层最大加砂71.2m³，平均无阻流量6.02×10⁴m³/d，最大无阻流量33.12×10⁴m³/d，较相同储层条件的单井产能明显提高。不动管柱连续分层压裂工艺在大牛地气田的成功应用，实现了气层的均衡改造，也缩短了压裂投产的作业时间，与逐层上返进行两层压裂试气相比，作业时间缩短了将近三分之二，加快了施工作业进度；降低了压裂作业成本。