延145-延128井区致密储层单砂体分布特征及开发潜力

罗腾跃，米乃哲，王念喜，乔向阳，杜永慧，赵鹏飞，潘福友

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西 西安 710075；
2.北京福瑞宝能源科技有限公司，北京 100176)

储层精细描述是实现区块高效开发的基础，砂体的发育特征直接影响后期开发部署。李俊飞、叶小明等学者[1]提出的单砂体多级次叠置关系划分与对比技术，有效提升了单砂体精细刻画的准确性。张皓宇[2]将储层构型和剩余油气内在关系引入到实际生产实践中，并成功应用于鄂尔多斯盆地镇北油田长3油层勘探开发研究过程中，取得的研究成果丰富了单砂体刻画的理论体系[3-5]。但是，多级次单砂体的叠置样式以及剩余气分布规律的研究急需完善[6-7]。延145-延128井区上古生界气藏是鄂尔多斯盆地生产区块之一，其岩性类型丰富，孔隙类型、成岩作用复杂，具有低渗、低孔、非均质性强等特点，有效储层比例小，精细刻画砂体空间分布难度较大，随着勘探开发的不断深入，储层分布刻画不够精细、储层砂体与剩余气分布不明确等问题逐渐暴露出来。为此，从延145-延128井区地质构造、沉积特征等出发，对砂体的发育规模、接触关系、砂体类型对剩余气的控制作用开展分析[8-10]，为延145-延128井区单砂体控制剩余气分布规律研究及后期挖潜提供新思路。

鄂尔多斯盆地是一个多旋回演化、多沉积类型的大型沉积盆地，延145-延128井区位于鄂尔多斯盆地延长探区南部区域，主力含气层段为上古生界山2段、山1段和盒8段，主要包括延145、延气2、延128井区(图1)。延145井区位于构造高部位，延128井区位于构造低部位，延气2井区位于构造中间部位。延145、延气2井区为主力产区，气层埋深为2 500 ～2 600 m，储层孔隙度为4.0%～12.0%，渗透率为0.01 ～3.00 mD，压力系数为0.95～0.96，初始含气饱和度为50%～60%，整体上属特低孔、特低渗致密型储集层。

2009年在延气2和延128井区开辟先导试验区，采用不规则井网，井距为507 ～1 674 m，主体部位平均井距为620 m。延145井区2012年正式投产，截至2021年8月，开井577口，日产气为552.0×104m3/d，井区采气速度为1.72%，采出程度为13.56%。延145-延128井区已经稳定生产近8 a，依据开发方案稳产7～8 a的设计，延145-延128井区将很快进入产能递减期，主力气层砂体发育特征及挖潜技术对策研究工作亟待开展。

图1 延145-延128井区井位分布图

2.1 沉积微相特征

延145-延128井区山西组—盒8段为三角洲前缘亚相沉积环境，可进一步细分为水下分流河道、天然堤、分流间湾等沉积微相类型，其中，前2种为主要砂体类型。分流河道主河道部位储层渗透性好，单砂体接触关系以切叠型为主，泥质纹层相对不发育，采出程度高，剩余气相对较少，含气饱和度为30%以下；
分流河道主河道外围储层渗透性相对较差，单砂体以孤立型为主，内部泥质纹层相对较发育，采出程度低，剩余气相对较多，含气饱和度为50%以上。天然堤为水下分流河道两侧的砂脊，沉积物为极细的砂和粉砂。分流间湾与泥炭沼泽是水下分流河道之间相对低洼的地区，其水体与前三角洲带开阔湖水相通，水动力较弱，剩余气不富集。

2.2 单砂体纵向构型特征

延145-延128井区山西组—盒8段水下分流河道砂体垂向上表现为正韵律，测井曲线呈箱形或钟形结构，一般为粗砂岩、细砂岩沉积，厚度大、物性好，平面上单砂体交错叠置，不同砂体间存在不渗透或低渗透遮挡层。分小层来看，山2段水下分流河道砂体测井形态以箱形为主，且曲线较为光滑，厚度大，其次为盒8段，山1段砂体总体较薄，且齿化现象多见。天然堤测井曲线呈指状[11-13]，砂体薄、物性差，主要为细粒沉积。山2Ⅲ层局部呈非等厚分布特征，在太原组局部侵蚀面之上早期充填特征明显，由于地震品质整体性较差，部分二维地震资料不能反应多层砂体叠加的特征。

延145-延128井区山西组—盒8段沉积期为三角洲前缘沉积，储层主要为水下分流河道沉积砂体。多期砂体纵横向叠置发育，形成不同类型的单砂体界面与垂向接触关系。在纵向单砂体界面识别上，以泥岩层(泥质夹层)、冲刷面等沉积界面作为单砂体界面，根据测井曲线及旋回特征识别单砂体界面。一般而言，单砂体纵向存在3种类型的接触关系：孤立型、叠加型、切叠型(图2)。通过单砂体界面识别与划分，延145-延128井区纵向上这3种接触关系都比较常见[14-16]。

图2 单砂体纵向接触关系模式图

3.1 单砂体构型特征控制剩余气分布模式

单砂体构型特征决定了储层的产能差异，结合生产动态资料，就能得到单砂体控制的剩余气形成与分布模式(图3a)。通常切叠型厚层单砂体主体部位产能高，边部位置储层厚度小，产能往往较低。横向上单砂体存在孤立型、单边式、多边式及多层式等接触关系，对于孤立型单砂体，未射孔动用基本为原始气藏状态，剩余气富集(图3b)。在目前井距下，砂体较发育的多层式单砂体井间具有加密潜力[17-18]，砂体厚度一般为4～6 m，含气饱和度为50%左右，可作为下一步重点挖潜对象。

图3 单砂体约束下的剩余气分布特征

单砂体横向上存在孤立型、叠加型、切叠型的接触关系，孤立型可以作为剩余气富集主要模式。单砂体构型特征决定了储层的产能差异以及剩余气分布规律，如试254井的主要砂体为孤立型砂体(图4a)，储量丰度较大，该井射孔投产后稳定日产气量为5.7×104m3/d，产水较少，累计产气量达到1.07×108m3，目前开发效果较好(图4b)。形成这种差异的主要原因为单砂体储层内部沉积构造特征的差异，从更宏观的角度，孤立型单砂体纵、横向接触关系和射孔位置控制了剩余气的分布特征。孤立型单砂体未射孔动用基本为原始气藏状态，剩余气富集，孤立型可作为下一步重点挖潜对象。

图4 孤立型砂体典型井开发效果

3.2 剩余气分布规律及储层评估

根据前文研究结果，延145-延128井区山西组—盒8段分流河道主河道部位储层渗透性好，单砂体接触关系以切叠型为主，泥质纹层相对不发育，采出程度高、剩余气相对较少；
分流河道外围储层渗透性相对较差，单砂体接触关系以孤立型为主，内部泥质纹层相对较发育，采出程度低，剩余气相对较多。延145井区和延128井区2个区块剩余气主要分布在2个区域：①井间未动用的区域(以切叠型砂体为主)；
②未开发井区域(以孤立型砂体为主)。

(1)井间未动用区域富集的剩余气。延145井区井间剩余气是由于水下分流河道外围储层渗透性差，单井产能低，井控范围小，现有井网密度偏小导致的井间剩余气。根据数值模拟结果，单井动用范围为0.25～0.50个井距，井间含气饱和度为43%，平均单井控制储量为0.90×108～1.02×108m3，有一定加密潜力(图5)。

(2)未开发区域富集的剩余气。延145井区剩余气主要分布在井区中部和南部。从气井部署情况来看，井区边部气井对储量的控制程度明显优于井区中部气井。井区中部剩余气富集，而南部剩余气富集原因主要是南部区域气井部署较少，导致储量动用程度低。根据上文沉积微相分布特征以及单砂体构型特征可知，气藏有效含气面积内尚有部分区域未钻井，大部分是孤立型模式，形成剩余气富集区(图5)。

图5 延145井区剩余气分布图

河道主体部位的叠加型砂体渗透率相对较高，射孔投产后储层内除发生沿水平方向天然气的流动外，还有一定程度的垂向流动，导致气井压降波及范围较大，储层内部渗流阻力相对较小，横向上剩余气饱和度逐渐降低。根据数值模拟结果可知，单井波及范围为0.25～0.50个井距，最终天然气采出程度达到40%，预计单井可采储量为0.3×108～1.1×108m3，剩余气相对较少。主河道外围孤立型多期薄层单砂体内部交错层理发育，层理面富含泥质，其对储层内的水平方向和垂直方向的渗流均形成一定的阻挡，导致压降波及范围相对较小、气井产能低、相对采出程度低，横向上剩余气饱和度变化不大，剩余气相对较多，也是挖潜的有利目标(图6)。

图6 延145井区安4-1—安16井纵向剩余气剖面图

延145-延128井区纵向跨度大，共划分为多个小层，多套含气层叠置发育，纵向上砂体接触关系主要为未射孔的孤立型砂体类型。试气资料统计表明，延145-延128井区盒8段射孔段长度占总射孔段长度的26.8%，山1段射孔段长度占总射孔段长度的18.7%。数值模拟研究表明，延145井区剩余气纵向上主要分布在盒8、山1、山23个砂组，延128井区剩余气纵向上主要分布在盒8、山12个砂组；
研究区井距为507～1 674 m，单井控制储量为0.3×108～1.1×108m3，开发潜力较大(表1)。

表1 不同井距单井纵向上动用特征

4.1 潜力分析与对策

4.1.1 扩边潜力及对策

根据钻井控制程度、气层分布特征研究，认为延145-延128井区部分区域具有较大扩边潜力，共优选了12个可扩边的潜力区，其中，山2Ⅲ1小层2个，山1Ⅲ2小层4个，盒8Ⅱ1小层3个，盒8Ⅱ2小层3个，潜力区面积共计161.3 km2。南部的试50E—延154E—延340S—延338一带，气层厚度较大，井控程度低，储层分类主要为Ⅰ类储层，气井产能均较高[19-20]，平均日产气量为5.0×104m3/d，建议优先滚动扩边。南部延250井区山2Ⅲ1小层东北及西南一带气层厚度较大，井控程度低，多数为孤立型砂体，分类主要为Ⅰ类储层，气井产能均较高，建议优先滚动扩边。

4.1.2 井间加密潜力及对策

根据延145井区和延128井区各砂体的剩余气分布情况可知，山1段、山2段剩余储量最大，且气井均钻遇储层，试气资料统计表明，延145-延128井区山1段、山2段是加密最主要的产层。

4.1.3 纵向潜力及对策

纵向上延145井区和延128井区盒8段各小层气层厚度大于4 m，未射孔投产的完钻井分布较多，是最主要的潜力层，纵向上盒8段可以补孔提高开发效益。

4.2 预计实施效果

根据气井目前产能及未射孔潜力层情况，结合邻井初期产能情况，并考虑单砂体接触关系控制的剩余气形成与分布模式，优选目前盒8、山1、山2段日产低于5 000 m3/d的井共25井层建议补孔挖潜，预计日增气12.5×104m3/d。在盒8、山1、山2段剩余气量相对较大的区域进一步实施动用对策，预计动用面积161 km2，部署加密井12口、扩边井15口、补孔36井，预计增加可采储量83×108m3。

(1) 延145-延128井区盒8、山1、山2段为三角洲前缘亚相沉积，主要发育水下分流河道沉积微相。分流河道主河道部位储层渗透性好，单砂体以切叠型为主，泥质纹层相对不发育，采出程度高、剩余气相对较少；
分流河道主河道外围储层渗透性相对较差，单砂体以孤立型为主，内部泥质纹层相对较发育，采出程度低，剩余气相对较多。

(2) 延145-延128井区单砂体纵、横向叠置关系和射孔位置控制了剩余气的分布特征，通常横向上单砂体存在孤立型及多层式等接触关系，对于孤立型单砂体，未射孔动用则基本为原始气藏状态、剩余气富集，孤立型可以作为下一步重点挖潜对象。

(3) 根据储层综合评价及挖潜分析结果，延145-延128井区优选了12个可扩边的潜力区, 其中山2Ⅲ1小层2个，山1Ⅲ2小层4个，盒8Ⅱ1小层3个，盒8Ⅱ2小层3个，预计动用面积161 km2，部署加密井12口、扩边井15口，补孔36井，增加可采储量83×108m3。