泥岩隔层发育背景下的河道砂岩气藏剩余气挖潜实践
——以新场气田JS22气层为例

黎虹玮，袁剑，赵志川，周志林

（1.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川成都 610041；2.中国石化西南油气分公司采气一厂，四川德阳 610800）

新场沙溪庙组沙二段致密砂岩气藏（JS2气藏）是新场气田的绝对主力气藏，其中JS22气层为主要贡献产层之一[1−2]。由于该气层部分砂体内部发育泥岩隔层，形成JS22−2、JS22−1两期三角洲平原亚相分流河道微相沉积[3]（图1a、图1b），之前已对该两套砂体的展布特征、储层特征进行了详细研究，针对两套砂体开展了地质建模、气藏数值模拟和经济评价研究等工作[4−7]，提出同一小层平面经济极限井距在多层合采情况下可降低至300 m左右[5,7]，并据此在主体部位部署了一系列加密调整井，取得了较好的增储上产成效。

目前JS22气层已进入开发中后期，在中低品位储量区部署加密井钻井成本较高，难以获得较大经济效益，而老井挖潜能实现该类区域的低成本剩余气开发[8−10]。对于单期河道发育区域（如JS22−2层西部—中部区域），仅需潜力井满足单井对应层位地质挖潜标准及平面处于邻井经济极限半径之外即可，而在双层砂体发育区，则需将泥岩隔层发育分布情况纳入挖潜论证评价。如A1 井仅射孔压裂其中一层JS22−2（图2），另一层JS22−1砂体单井录井油气显示较好，测井参数符合JS22层挖潜标准，且单从JS22−1层平面来看处于生产邻井A2、A3 控制半径之外（图1c）（利用RTA 数值模拟软件计算得出，输入参数为生产井的原始地层压力、地层温度、天然气压缩系数、动态储量、储层垂厚、测井解释孔隙度、渗透率、含气饱和度），具备挖潜潜力，但JS22−1层垂向是否被下层压窜动用尚不清楚，隔层垂向封隔性能未有挖潜先例验证，影响了该井区剩余气的开发，因此，以钻、测、录井资料为基础，开展新场地区JS22气层隔层单井识别划分、发育规模研究以及平面分布规律研究，利用挖潜井探索河道砂岩内部泥岩隔层垂向封隔性能，该成果将对JS22气层剩余气开发提供新思路和实践依据，对进一步提高整个气藏采收率具有重要意义。

图2 新场气田A1井气层地质综合柱状图Fig.2 Comprehensive histogram of gas reservoir in Well-A1 of Xinchang Gas Field

1 储层和泥岩隔层的识别与划分

1.1 泥岩隔层岩性特征与成因

隔层是指在垂向上分隔渗透层的非渗透层，具有良好的横向连续性，常作为划分小层的有利标志层。隔层的物性极差，能够有效阻挡其上下渗透层之间的垂向渗流，其在发育位置、产状、纵横向分布规模等方面与夹层均有差异[11−15（]表1）。综合各项特征及前期开发认识，本次研究对象主要为砂岩层间的隔层。

表1 隔、夹层特征对比Table 1 Comparison of interlayer and interbed features

录井资料表明，JS22气层砂体岩性主要为灰绿色细、中粒长石岩屑砂岩，隔层主要为褐色泥岩，局部发育褐灰色粉砂质泥岩或泥质粉砂岩。泥岩隔层主要由洪泛期的细粒沉积物垂向加积而成，与下伏粗粒沉积物组成河流二元结构[11]。

研究表明，JS22−1储层孔隙度平均为10.24 %，渗透率平均为0.19×10−3µm2，JS22−2储层孔隙度平均为10.74 %，渗透率平均为0.271×10−3µm2[4]。由于未对JS22层泥岩隔层专层取心，无法获取物性参数，但通过新场地区沙溪庙气藏上部另一主力气藏——蓬莱镇气藏JP22层与JP23层之间的泥岩隔层（取样垂深约1 050 m）取心物性分析表明，泥岩孔隙度0.46%，垂向渗透率0.015×10−3µm2，埋深更大的JS22层（垂深为2 250～2 450 m）内泥岩受压实作用更强，物性显然更低于浅层蓬莱镇气藏的泥岩物性。宋修章等[16]研究表明新场上沙溪庙组储层有效孔隙度下限为4.6%，有效渗透率下限为0.07×10−3µm2，泥岩隔层的物性显著低于砂岩层有效物性下限，属于相对非渗透层。此外，对JS21层与JS22层之间的泥岩隔层岩心突破压力试验表明，泥岩突破压力梯度为120 MPa/m，而JS22层砂体原始地层压力（气井投产前所测地层静压）在40～50 MPa[3]，平均为43 MPa，进一步表明在现今埋藏条件下，未被加砂压裂改造的砂岩内天然气垂向上难以突破泥岩层，即泥岩层在未受上下砂岩压裂波及时应具有较好的垂向封隔性能。

1.2 储层和泥岩隔层测井识别标准

录井资料识别隔层效率较低，而测井资料识别隔层直观便捷、实用性更强，因此，优选发育隔层的34口井，以岩屑资料标定测井资料，建立隔层的测井识别划分标准。

对单井砂岩层和泥岩隔层求取各测井曲线均值，绘制蛛网（图3），结果表明自然伽马、密度、电阻率、中子这4条曲线砂岩层与泥岩隔层在数值范围上有明显差异，可以定量区分砂岩层与隔层；自然电位曲线和声波时差曲线则只能通过与上下砂岩层的测井曲线相对变化定性识别。

图3 新场气田砂岩层及泥岩隔层识别蛛网模式Fig.3 Logging cobweb plots of sandstone layer and mudstone interlayer of in Xinchang Gas Field

综合统计分析对比，建立JS22隔层测井识别标准见表2。

表2 新场气田砂岩层与隔层测井识别标准Table 2 Logging identification standards of sandstone layer and interlayer of in Xinchang Gas Field

表2 新场气田砂岩层与隔层测井识别标准Table 2 Logging identification standards of sandstone layer and interlayer of in Xinchang Gas Field

测井位置砂岩层隔层相对砂体变化自然伽马（API）50～70 75～95变大密度（g/cm3）2.35～2.55 2.50～2.65变大补偿中子（%）13～20 9～16变小电阻率（Ω·m）15～35 12～22变小自然电位（mV）−100～50−100～50无差异声波时差（µs/m）212～278 230～245变小

2 泥岩隔层分布特征研究

通过建立的测井曲线识别标准，对全区钻遇JS22层的气井进行隔层识别划分，其中68 口井发育泥岩隔层，厚度主要介于5～15 m，占发育隔层总井数的67.6 %，其中相对厚层（厚度不小于10 m）发育井仅26口，占38%（图4）。

图4 泥岩隔层厚度分布直方图Fig.4 Histogram of thickness distribution of mudstone interlayer

在单井划分隔层及小层精细对比基础上，绘制泥岩隔层厚度等值线图，研究隔层平面分布规律。结果表明，泥岩隔层主要分布于JS22气藏东部，呈北东—南西向展布，总体特征为沿展布方向两厚夹一薄（图5），相对厚层（厚度不小于10 m）稳定分布区域有限，两厚层区域平行排列，个别井区厚度大于15 m。

图5 新场气田气层泥岩隔层厚度等值线Fig.5 Mudstone interlayer thickness contour map of gas reservoir in Xinchang Gas Filed

JS22−1层砂体主要分布于JS22气藏东部（图1b），其总体展布范围与隔层一致，但是更向东侧拓展，即最东一线虽然发育JS22−1砂体且砂体厚度较大（15～30 m），但未发育隔层和JS22−2砂体，说明JS22−1时期河道整体向东迁移，直接叠置于JS22−2河道东侧边缘洪泛泥岩层之上。

3 泥岩隔层发育背景下的剩余气挖潜实践

3.1 挖潜选井原则及优选潜力井

剩余储量是指气藏中在现有技术条件或人为控制条件下尚未采出和难以采出的天然气地质储量，剩余储量中的天然气即为剩余气[17−20]。本次研究主要围绕受垂向隔层隔挡且平面生产邻井经济极限半径之外的单层未射孔层段开展剩余气复查工作，总体属井网未控制型剩余气。

由泥岩隔层发育规模可知，JS22气层泥岩隔层厚度总体不大，厚度大于10 m 的区域有限，目前JS22层尚未有一层已射孔压裂、挖潜另一层的先例，隔层垂向封隔厚度下限缺乏实践数据支撑。之前实验模拟研究表明，加砂压裂时隔层内垂向造缝高度受产层和隔层厚度配置、地层应力差、压裂液成分和黏度、施工排量等综合影响[21−23]，根据川西中浅层陆相砂岩气藏钻井压裂经验，在隔层厚度为5 m 时，当产层及隔层满足一定厚度和应力差条件时，通过合理设计压裂液成分和黏度、控制排量，理论上垂向不会压窜隔层[23−24]，因此，本次研究暂定隔层垂向封隔理论厚度下限5 m，据此优选挖潜潜力井。

在理论隔层厚度下限约束下，结合新场JS22层单井历年挖潜标准（表3），采用邻井类比法判别垂向动用情况，即将符合单井挖潜标准的单层射孔压裂潜力井与其1～2 km 内的JS22−1、JS22−2两层合采生产井进行对比（图6）：

图6 隔层发育区潜力井与邻井Fig.6 Potential wells with interlayer and its adjacent wells

1）静态地质特征相似：在潜力井1～2 km 井区内，砂体、隔层（厚度不小于5 m）展布相对稳定，A、B井测录井特征相似。

2）动态特征差异大：数值模拟显示潜力单层存在生产邻井未控制区域、剩余储量大，且A 井双层射孔压裂动态储量大，但B 井仅单层射孔压裂动态储量小。

符合上述特征的潜力层受隔层垂向隔挡影响，可能未被动用。据此标准，优选符合条件的A1 井开展挖潜作业（图1c、表3），探索泥岩隔层的垂向封隔性能。

表3 新场气田气层单井挖潜标准与A1井层地质基础数据Table 3 Standards of potential tapping of old wells ingas reservoir and basic geological date of gas reservoir in Well-A1 of Xinchang Gas Field

表3 新场气田气层单井挖潜标准与A1井层地质基础数据Table 3 Standards of potential tapping of old wells ingas reservoir and basic geological date of gas reservoir in Well-A1 of Xinchang Gas Field

测井数据砂体垂厚（m）隔层垂厚（m）挖潜潜力井拟挖潜层位密度（g/cm3）孔隙度（%）渗透率（10−3µm2）平面未动用指标挖潜标准A1 JS2 2−1或JS2 2−2≥13.0≥5.0自然伽马（API）40.0～75.0声波时差（µs/m）≥213深侧向电阻率（Ω·m）16～50补偿中子（%）8～18 2.30～2.60≥5≥0.20含水饱和度（%）≤80.0 JS2 2−1 22.4 10.5 60.5 242 16 11 2.35 11 0.59 45.5与生产邻井距离大于邻井控制半径598～1 008 m＞90～163 m

3.2 泥岩隔层发育井挖潜实践

A1井是位于新场构造南翼最南端的一口开发井（图1），2011年3月投产，JS22−2、JS23层合采（JS22−2层底与其下JS23层顶垂深差为32.7 m），挖潜前日产气量0.11×104m3，累计产气量1 140×104m3，可采储量1 237×104m3，采出程度92%。

A1 井区1 km2范围内JS22−1层砂体厚度展布稳定，各井厚度为20～25 m。各井均发育泥岩隔层，厚度为3.7～10.5 m，其中A1井隔层厚度最大，有10.5 m（图7）。A1 井JS22−1层砂体垂厚22.4 m，岩性为中砂岩，在泥浆密度由1.78 g/cm3下降至1.76 g/cm3的情况下，槽面气泡20 %，气测全烃值由4.87 %上升至45.084 %，测井自然伽马值60.5 API，声波时差值229～262 µs/m，电阻率16 Ω·m，孔隙度11 %，渗透率0.59×10−3µm2，含水饱和度45.5 %，综合解释为气层，该层物性较好，录井油气显示较好，测井参数达到JS22层挖潜标准。

图7 新场气田A1井区层连井剖面Fig.7 Well section of gas reservoir in Well-A1 area of Xinchang Gas Field

基于单井测井解释渗透率对JS22−1层渗透率物性建模表明，JS22−1层内部渗透率集中分布在（0.1～0.4）×10−3µm2[4]，普遍高于之前研究所述沙溪庙组储层有效渗透率下限0.1×10−3µm2，表明同层砂体内部泥岩夹层数量有限，物性差异主要是砂体孔隙结构、胶结物、杂基等导致，但由于砂体渗透率普遍高于有效渗透率下限，也不存在侧向物性隔层（否则也不会形成JS22−1层整体成藏）。之前利用序贯高斯模拟方法对JS22−1层渗透率建模表明，A1 井和生产邻井（A2 井、A3 井）见图1c，这3 口井测井渗透率均为（0.5～0.6）×10−3µm2，而井间部分区域渗透率为（0.3～0.5）×10−3µm2[4]，物性相对变差，A1 井区的天然气难以在邻井开发的近10年内快速渗流至A2 和A3 井区，这可能是A1 井区存在剩余气的地质原因。利用RTA 软件数值模拟结果表明，生产邻井JS22−1层控制半径在90～163 m，A1 井与生产邻井间距较大（598～664 m），综合分析认为A1 井区JS22−1层存在井网未控制型（工程技术原因）兼层内非均质型（地质原因）剩余气，容积法计算未动用区面积为0.66 km2，未动用储量约为0.26×108m3。

A2 井、A3 井均为JS22−1、JS22−2两层同时射孔压裂，对比发现，A1 井JS22气层动态储量803×104m3（已剔除合采层JS23的动态储量）远小于地质条件相似的邻井动态储量（A2 井动态储量4 416×104m3、A3 井动态储量8 485×104m3，表4），且A1 井处隔层厚度较大，有10.5 m，垂向可能未被动用。

表4 新场气田A1井区层地质基本数据Table 4 Basic geological data ofandgas reservoir in A1 well area of in Xinchang Gas Field

表4 新场气田A1井区层地质基本数据Table 4 Basic geological data ofandgas reservoir in A1 well area of in Xinchang Gas Field

井名及层位JS2 2−1 A1（挖潜潜力井）（挖潜潜力层）JS2砂岩垂深（m）22.4砂岩岩性中砂岩泥岩隔层垂厚（m）10.5槽面显示（%）20钻时（min/m）4～7黏度（mPa·s）53上升至55自然伽马（API）60.5声波时差（µs/m）229 2−2（已射孔压裂）JS2 15.7细砂岩10.5 25 10下降至4 53上升至56 59.5 253 2−1 22.2中砂岩3.7 20 2～3 46上升至47 57～74 239～255 A2（已射孔压裂）JS2 2−2（已射孔压裂）JS2 22.2 3.7 20 2～7 43上升至44 68 252 2−1 23 6.5 20 12下降至1 32上升至50 60.3 256 A3（已射孔压裂）JS2 2−2（已射孔压裂）22 6.5 20 6下降至2泥浆密度（g/cm3）1.78下降至1.76 1.78下降至1.76 1.70下降至1.69 1.71下降至1.70 1.91下降至1.76 1.75下降至1.71 32上升至50气测全烃（%）4.87上升至45.10 9.96上升至58.97 0.94上升至76.98 6.13上升至66.36 0.33上升至11.77 1.94上升至5.8 66.3 260井名及层位密度（g/cm3）孔隙度（%）渗透率（10−3µm2）含水饱和度（%）综合解释动态储量（104 m3）与A1井距离（m）A1（挖潜潜力井）JS2 2−1（挖潜潜力层）JS2深侧向电阻率（Ω·m）16中砂岩细、中砂岩细、中砂岩浅侧向电阻率（Ω·m）14.5补偿中子（%）11 2.35 11.0 0.59 45.5气层2−2（已射孔压裂）JS2 15 13.5 12 2.31 11.5 0.74 46.5气层803 2−1 23 21 11.5～13.0 12 0.53 45气层4 416 598 A2（已射孔压裂）JS2 2−2（已射孔压裂）JS2 22 21 13.4 12 0.65 46气层4 416 598 2−1 18.2 16.5 13.6 2.42 13 0.58 43气层8 485 664 A3（已射孔压裂）JS2 2−2（已射孔压裂）17.5 15.9 14.0 2.40 15 0.65 47气层8 485 664

综上所述，A1 井JS22−1层油气显示好，符合新场JS22层挖潜标准，泥岩隔层厚度较大，下层JS22−2层射孔压裂可能未波及JS22−1层，且平面上处于生产邻井控制范围之外，遂提出对该井挖潜。2020年5月，该井JS22−1、JS21层（JS22−1层顶与其上JS21层底垂深差为33.7 m）经射孔压裂改造后，获天然气无阻流量2.16×104m3/d，经生产测井表明，JS22−1层产能贡献占40%，即JS22−1单层无阻流量约0.86×104m3/d，相较原层JS22−2（单层产量约0.05×104m3/d）增产明显，首次证实了该井区10 m泥岩隔层厚度具有较好的垂向封隔性。该成果将为新场JS22气层剩余气开发提供新思路和实践依据，后续工作将进一步梳理此类隔层发育的单层射孔压裂井，利用老井挖潜低成本开发方式进一步探索泥岩垂厚封隔下限，提升气藏采收率。

4 结论

1）通过建立新场气田JS22气层泥岩隔层测井曲线识别标准，在单井隔层识别划分和小层精细对比基础上，开展隔层发育规模和平面分布规律研究，结果表明，泥岩隔层主要分布在JS22气藏东部，总体表现为两厚夹一薄特征。

2）利用A1 井挖潜实践，原未射孔压裂层经加砂后较原产层增产明显，首次证实该井区JS22气层10 m 泥岩隔层具有较好垂向封隔性能，该成果将对JS22气层剩余气开发提供新思路和实践依据，对提高整个气藏采收率具有重要意义。