四川盆地纵向发育蓬莱镇组、沙溪庙组、须家河组等致密砂岩储层^[1-4]，资源量丰富，已建成川西中江气田、川中秋林气田等多个中—浅层主力稳产区^[5-6]，而深层须家河组气藏保有资源量6.85×10¹²m³，已发现广安、安岳、合川、新场4个超千亿立方米气田^[7-9]，探明储量0.97×10¹²m³，但截至2021年累计产量仅15.7×10⁸m³，整体储量动用程度低，长期以来表现为“有储量无产量、有气无田”的特征。

川西新场—合兴场须二段气藏是中国石化重点上产攻关目标，累计提交探明和控制储量超3000×10⁸m³，储量动用率为5.4%，年产量不足2.5×10⁸m³，同比国内外已开发致密砂岩气藏，具有“一深两高两低”特点^[10-11]，即埋藏深（4500~ 5500m）、地层压力高（压力系数为1.4~1.7）、地层破裂压力高（110~165MPa）、特低孔隙度（平均孔隙度为3.7%，大于5%的仅占18%）、特低渗透率（平均渗透率为0.07mD，大于0.1mD的仅占26%）。须家河组气藏勘探开发自1988年CH100井的发现开始，早期成藏模式认识不清，优质储层厚度预测困难，趋向于避开断层对构造高点展开单井评价，钻井工艺周期长，储层钻遇率仅为51.7%，超致密储层互层压裂，常出现难压开难改造问题^[12-13]。受限于地质认识和工程工艺手段的不足，合兴场气田开发经历了“三上三下”，与国际油服多轮次合作均失利，有效井占比仅为23%，造成了高储量、难开发、低效益的局面^[14-15]。

本文以川西须二段气藏为例，基于地质工程一体化研究，从地质模式识别^[16-17]、裂缝精细化预测^[18-19]、优快钻井、高效完井压裂^[20-21]出发，提出输导体成藏的富集高产规律、高精度地震断褶裂缝体刻画与优质储层预测、钻井压裂一体化等序列技术，通过推进地质工程一体化做法，累计实施完成21口井，实现储量动用198×10⁸m³，储层钻遇率从51.7%提升至100%，新井钻遇断褶裂缝成功率达100%，平均单井EUR（有效控制储量）为2.18×10⁸m³，累计新建产能10×10⁸m³，效益井占比从23%增大到92%，建井高产率从9%增大到69%，助力合兴场气田新增探明地质储量超1300×10⁸m³，推动了川西须家河组气藏的效益开发进程^[22-23]。

须家河组气藏因其特有的成藏模式、富集规律及工程地质特征，导致其勘探开发难度较大，主要表现在以下4方面。

（1）川西须家河组致密砂岩气成藏演化规律不清，成藏时间、期次及过程争议大（图 1），天然气成熟度高，与早期低熟烃源岩主控生烃存在矛盾（图 2）。储层致密、非均质性极强，储集空间类型多样，受控因素复杂，不同构造单元、不同层段砂岩储层成岩作用与致密化时间存在一定的差异，特低孔致密储层类型及输导机理不明，有效性无定论。气井产能差异大，富集高产规律和主控因素不明，富集高产甜点模式不清楚，效益建产目标不明确。

图 1

图 1 新场须二段及上覆地层埋藏史—热史曲线图 Fig. 1 Burial-thermal history curve of the second member of Xujiahe Formation and its overlying strata in Xinchang area

图 2

图 2 川西须家河组泥页岩生烃演化模式图 Fig. 2 Hydrocarbon generation and evolution mode of Xujiahe Formation shale in western Sichuan Basin

（2）气藏埋深大、地震资料主频低（25Hz），“砂包泥”岩性组合背景下，优质储层厚度变化大，纵横向非均质性强，储层与围岩纵波波阻抗差异微弱，多类型、多尺度裂缝分布极为复杂，常规地震属性裂缝及储层预测多解性强、精度低，表征难度大。

（3）钻井中途过路气层多、高低压频繁互层、断缝发育，钻井液密度窗口仅为0.15g/cm³，上部多套厚层泥页岩易井壁失稳，白田坝组、须五段与须三段压力系数差异大（图 3），深部致密地层研磨性强（可钻性级值大于8的井段长度大于1500m），井身结构优化及安全优快钻井难度大。

图 3

图 3 须二段及上覆地层压力剖面图 Fig. 3 Pressure profile of the second member of Xujiahe Formation and its overlying strata

（4）高应力背景下岩石破裂压力高（110~ 165MPa）、应力差异大（30~50MPa），前期压裂施工排量低（1.3~3.8m³/min）、加砂难度大（单井加砂量小于20m³），存在“压不开、加不进、提不上”问题，压裂后低产递减快，平均无阻流量仅为2.8×10⁴m³/d。

围绕面临的地质、工程问题，通过深化地质认识、明确工程技术瓶颈、集中优势研究力量、组建地质工程一体化团队，以“差中找优、优中选富突破甜点评价，强化工程工艺升级实现单井产能提高”为攻关目标，开展地质工程一体化融合实践。

将致密气、常规气、页岩气的理念有机融合，从烃源岩、储层、输导体系动态耦合关系出发，提出了“断层—裂缝—高渗基质储层”三位一体的输导体致密砂岩气成藏模式，明确了“构造—输导体时空叠合控富、晚期有效裂缝控产、烃源—低渗基质储层—输导体复合控稳”的输导体致密砂岩气富集高产规律，突破了前期致密砂岩气藏普遍低产、裂缝型气藏难以稳产的传统观念，为致密砂岩气藏的高产稳产与效益开发奠定了理论基础。

聚焦于作为天然气高速运移通道的输导体系，从早期“构造”单因素转变到“断层、多尺度裂缝及高渗基质储层”三因素控制，实现思路转变，提出小塘子组、须二段烃源岩“早期低成熟油气、晚期高成熟干酪根降解气和原油裂解气”的生烃演化过程，断裂、裂缝及高渗基质储层是油气高速运移通道，具有多期充注、整体成藏、晚期富集条件下主导的构造与断缝、岩性的复合成藏规律，建立了须家河组致密砂岩气“双源供烃、断缝砂输导、复合成藏”的输导体成藏模式（图 4）。

图 4

图 4 输导体地质模式图 Fig. 4 Geological mode of hydrocarbon migration system

研究认为须二段气藏成藏演化主要经历了3个阶段，即（1）燕山早—中期低成熟油气充注阶段，输导体由断层、裂缝及广泛分布的砂岩储层构成，规模巨大，燕山期古隆起带控制气藏的聚集；（2）燕山晚期低成熟油气封存阶段，输导体主要分布在断层附近，规模较小；（3）喜马拉雅期高成熟天然气充注阶段，构造变形强烈，输导体由规模较大的断层、裂缝及高渗砂岩储层构成，晚期高成熟天然气沿着输导体进行纵横向运移，驱动早期充注的低成熟天然气向低渗致密砂岩运移，导致输导体外围低渗储层也具有相对较高的含气丰度。

新场—合兴场须二段气藏特低孔致密砂岩储层的渗流通道主要是有效裂缝，其次是孔隙和喉道。有效裂缝主要为喜马拉雅期断裂和褶皱伴生的中—高角度构造裂缝，裂缝倾角一般大于30°，走向近东西向，充填程度多为未充填—半充填。断裂上盘比下盘有效裂缝发育程度更好，在断裂上盘400m以内，越靠近断裂有效裂缝越发育；正向褶皱轴部中和面之上有效裂缝较发育，褶皱宽高比小于25、褶曲强度大，距褶皱枢纽面距离小于400m、越靠近褶皱核部，有效裂缝越发育。另一方面，喜马拉雅期南北/北东向断裂及伴生褶皱、燕山期近东西向断裂后期活化的裂缝带控制着现今天然气的富集程度，断裂和褶皱及其伴生裂缝改善了储层物性和输导条件，构造部位越高的断褶裂缝区有利于气水分异，天然气富集程度越高，晚期有效裂缝是高成熟天然气的优势运移通道，同时规模缝网体系中赋存大量天然气，裂缝与优质储层叠合是最有利的天然气富集甜点区，提出须家河组输导体致密砂岩气藏“叠合控富、裂缝控产、复合控稳”的天然气富集高产模式（图 5）。

图 5

图 5 新场—合兴场须二段气藏东西向成藏演化剖面图 Fig. 5 E-W direction hydrocarbon accumulation and evolution profile of gas reservoir in the second member of Xujiahe Formation in Xinchang-Hexingchang area

基于高产富集规律认识，充分结合地质和工程的评价，根据储层的储集空间类型、物性、裂缝发育特征、基质孔隙与裂缝的耦合关系和含气性，整体划分气藏的甜点发育模式，提出新场—合兴场须二段气藏断褶裂缝、基质储层2型4类的气藏甜点模式（表 1），建立了以渗透率及裂缝规模为核心的分类评价标准，为开发布井提供理论基础。

表 1

表 1 须二段气藏甜点综合分类评价标准表 Table 1 Comprehensive classification and evaluation standards for gas reservoir sweet spots in the second member of Xujiahe Formation 地质评价 工程评价 稳定产量/(104m3·d-1) 综合评价 构造位置 甜点类型 断裂特征 裂缝规模 有效裂缝密度/（条·m-1） 优质储层厚度/m 孔隙度/% 含气饱和度/% 最小主应力/MPa 水平应力差/MPa 古今相对高部位 断褶裂缝 南北向四级控藏断裂 大规模(断褶缝、断缝) ＞0.8 ≥10 ≥3 ≥60 ≤100 ≤40 ≥20 Ⅰa类 中等规模(断褶缝、断缝) 0.5~0.8 ≥10 ≥3 ≥60 ≥10 Ⅰb类 古今相对高部位 断褶裂缝 东西向断裂、低序级断裂 小规模(断缝、褶缝)小尺度裂缝 0.3~0.5 ≥15 ≥3 ≥55 ≤100 ＞40 ≥8 Ⅱ类 基质储层 断裂不发育 微裂隙、层理缝 ≥20 ≥4 ≥50 ＞100 ≤40 ≥6 Ⅲ类 ＜20 ≥3 ≥45 ＞40 — Ⅳ类

表 1 须二段气藏甜点综合分类评价标准表 Table 1 Comprehensive classification and evaluation standards for gas reservoir sweet spots in the second member of Xujiahe Formation

气藏埋深大、地震资料主频低（25Hz），“砂包泥”岩性组合背景下，基于断褶裂缝发育地质模式、原位储层岩石物理实验分析，开展多尺度裂缝空间刻画、深层薄优质储层定量预测研究，实现了裂缝、薄优质储层预测及表征。助力开发部署模式转变为大断层要靠、小断层要穿，开发井型变成断褶裂缝类甜点定向井顺（穿）断面、基质储层类甜点水平井穿优质储层兼顾微裂缝，实现少井高产。

针对多方向多级断层（大尺度裂缝）成像及精细刻画，基于不同方位地震波对断层的照明程度不同，针对宽方位地震资料，采用五维插值、OVT域叠前时间偏移处理及各向异性扩散理论提高资料信噪比，配套卷积神经网络图像边缘识别实现断层的三维空间自动成像与自组织映射算法，智能融合多方位断裂成像结果，实现多方位断层空间成像与精细刻画。同时，基于地震振幅三维空间变化梯度的差异，构建反映地震信号杂乱程度的熵属性（混沌），并根据成像测井裂缝解释结果统计，确定熵属性门槛值，实现裂缝发育带（破碎带+诱导裂缝带）刻画并通过最大、最小曲率实现对小尺度裂缝发育带起伏形态的准确定量识别。断距大于10m的断层伴生的小断缝系统可精准刻画，裂缝预测符合率高，新井钻遇断褶裂缝成功率达100%。各砂组有效裂缝预测符合率从45.9%提升到86.4%, 较常规单一依靠全叠加资料刻画断层精度明显提升。

考虑小尺度裂缝刻画有效性，基于宽方位叠前道集中裂缝发育带振幅及梯度各向异性差异，采用径向五维插值的多方位高覆盖次数叠前数据，进行分方位叠前弹性参数反演，获得多方位vp/vs数据体，通过椭圆拟合，反映三维空间任一点的各向异性，获得裂缝方位及密度体，实现对层内小尺度裂缝的预测及空间表征。弱变形区小尺度裂缝密度及方位预测吻合率达82%，为基质储层甜点识别提供了重要依据。

在优质储层预测上，基于拟原位岩石物理弹性参数测量及分析，明确纵横波速度比（vp/vs）、纵波波阻抗（Ip）分别是岩性、物性的敏感弹性参数。耦合测井低频速度趋势建立反演低频模型，对地震数据进行稀疏脉冲确定性反演反映大尺度地质体（砂组）空间展布特征。最后，利用测井高频统计信息随机模拟空间任一点的弹性参数高频成分，与确定性反演结果融合构建全频带弹性参数体。根据全频带弹性参数正演道集与实际叠前道集误差最小原则，反复迭代更新弹性参数高频成分，最终获得高分辨率弹性参数反演结果，较传统的反演方法更好地兼顾纵向分辨率和横向稳定性，实现了薄优质储层高精度定量预测。反演结果储层厚度识别能力由30m提高到10m（1/8λ=20m），明显优于前期指标，砂体厚度吻合率从75%提升到93%、储层厚度预测吻合率从70%提升到86%。

通过开展精细控压钻井过程中的气侵全过程的模拟及预弯曲防斜打快钻具组合的动力学模型，配套了系统的提速工具，研发了泥页岩疏水抑制剂，形成了基于压力控制矩阵的精细控压钻井技术和致密强研磨性地层钻头钻具一体化提速钻井技术，实现了须家河组安全优快钻进。

针对长裸眼段高低压互层易诱发溢漏同存难题，优化前期四开制井身结构为三开制井身结构（φ444.5mm瘦身为φ320mm，φ311.2mm瘦身为φ241.3mm，φ215.9mm瘦身为φ165.1mm），依托地震裂缝体刻画建立高压含气层控压钻井井筒多相流动瞬态模型，系统研究控压降密度钻井井筒多相复杂流动规律，模拟地层出气后及井口压力控制下不同井深气体流动瞬态变化特性，井口压力控制，降低井底压力波动，避免井底发生漏失或二次气侵（图 6）。同时，基于井底压力敏感性分析，配套精细控压钻井设备，基于不同工况下的立管和节流阀压力、入口和出口流量变化，构建精细控压钻井过程中的压力控制矩阵，及时准确应对井底压力变化、地面设备和井下工具异常等工况，第一时间做出反应，达成窄钻井液密度窗口条件下的安全钻进，现场应用后控压精度达到0.1MPa，钻井液密度平均降低0.2g/cm³，钻井复杂时效降低90%，实现了安全钻井，纯钻时效提高30%以上。

图 6

图 6 流体流动瞬态变化特性图 Fig. 6 Fluids transient flow characteristics

基于直井段单弯螺杆井下钻具组合振动实时分析研究，明确不同钻进参数条件下不同角度及不同位置的单弯螺杆振动状态，提出不同地层高效钻进的预弯曲钻具组合。配套异形齿高效切削PDC钻头、等壁厚低速大扭矩螺杆钻具和恒压恒扭工具，动态调整钻井过程的钻压和扭矩，提高钻头的使用寿命，形成了直井段预弯曲动力学钻具组合、斜井段及水平段异型齿钻头+等应力大扭矩螺杆+恒压恒扭工具为关键的钻头钻具一体化提速钻井技术，难钻致密地层机械钻速由1.16m/h增加至3.52m/h，平均井径扩大率由13.58%降低为4.3%，平均钻井周期由248.9天缩短为141.3天（最短96天），储层钻遇率从51.7%提高到100%，提速提质效果明显。

储层改造锚定断缝输导体沟通为目标，多手段强化工程地质甜点识别提升可压裂性，基于裂缝扩展机理匹配人工裂缝布置优化断缝体沟通性，依托体积压裂工艺优化与完井工具构建人工裂缝与天然裂缝的双缝耦合，实现深层高破裂压力、高应力差特低孔致密储层的有效改造。

采用“常规+电成像+偶极声波远探测”测井技术，识别井筒及井周（50m以内）裂缝倾角、倾向、缝宽、填充情况，运用摩尔库伦准则判别压裂施工过程中裂缝面受力状态，定量评价了天然裂缝的开启条件，结合地应力及岩石可压裂性评价作为致密储层甜点主要依据，以“低破裂压力+高可压裂性”为评价指标。现场应用表明，破裂压力小于140MPa、可压裂性指数大于1、水平应力差小于40MPa、垂向/最小水平主应力大于1.1的储层甜点在压裂条件下裂缝能有效开启，已实施21口井未出现无法压裂开局面，施工排量由前期的4m³/min提升到12~16m³/min，预测符合率大于80%。

开展大型物理模拟实验和裂缝扩展模拟研究，结果表明高破裂压力、高应力差条件下人工裂缝形态单一，压裂难以打碎地层，人工缝需沟通天然裂缝才能形成复杂缝网，缝网复杂程度受到微裂缝发育情况、施工排量（＞12m³/min）、压裂液黏度等工程参数影响（图 7）。同时物理模拟实验表明水平井破裂压力明显低于直井/定向井破裂压力，针对裂缝欠发育的Ⅱ、Ⅲ类区采用水平井井型有利于实现大排量、高强度压裂。以追踪天然裂缝及储层最大程度控制为目标，基于储层甜点评价结果、裂缝扩展特征及有效天然裂缝分布，采用定向井少簇造长缝沟通多条天然裂缝，水平井裂缝段多簇改造、基质段少簇造长缝沟通远端裂缝，实现非对称精细布缝下的双缝耦合。

图 7

图 7 双缝耦合实验结果图 Fig. 7 Double-fracture coupling experimental results

通过产能数值模拟和压裂模拟，明确不同类型储层最佳导流能力，确定裂缝参数、施工排量和改造规模。Ⅰ类区定向井段长由70m优化至20~40m，单段簇数由3~4簇优化至1~2簇，簇间距为15~20m，排量为12m³/min以上，单段规模60m³以上；Ⅱ、Ⅲ类区水平井优化单段段长为50~70m，裂缝段单段簇数为3~4簇、基质段单段簇数为2~3簇、簇间距为10~20m，排量为16m³/min以上，单段规模80m³以上。以提排量、增规模、串双缝为手段，开展了超高压、大排量、高强度体积压裂技术配套，提出以140MPa井口+5½in套管、后效射孔+土酸前置降破提升施工排量，以低吸附变黏压裂液降低储层伤害，基于裂缝支撑剂运移规律将大粒径支撑转变为低密度多粒径组合支撑，实现裂缝全缝域有效高强度支撑，确保裂缝流动能力及储层控制程度（图 8）。

图 8

图 8 定向井广域电磁法压裂监测结果图 Fig. 8 Wide area electromagnetic fracturing monitoring results of deviated well

2018年以来，开发评价共计投产井21口，实现储量动用198×10⁸m³，新井钻遇断褶裂缝成功率达100%，储层厚度预测吻合率从70%提升至86%，储层钻遇率从51.7%提升至100%，钻井周期由248.9天下降为141.3天，压裂成功率达100%，压裂后平均单井日产气（18×10⁴m³）是方案设计产能的3.6倍，平均单井EUR（2.18×10⁸m³）提高了4.3倍。通过推进地质工程一体化做法，效益井、高产井占比大幅上升，产量大幅上涨，引领进入规模上产周期。2021年启动实施3×10⁸m³/a开发先导试验方案，7口井完成了原设计18口井的产能目标。效益井占比从23%增加至92%，建井高产率从9%增加至69%，经济指标远超方案设计。支撑合兴场气田须二段气藏超1300×10⁸m³探明储量提交，评价落实商业储量900×10⁸m³，达成10×10⁸m³/a产能建设，首次实现了四川盆地须家河组特低孔致密砂岩气藏规模高效开发。

（1）川西须家河组致密砂岩气为“双源供烃、断缝砂输导、复合成藏”的输导体成藏模式，构造与输导体在时空上的“叠合控富、裂缝控产、复合控稳”是有利的富集区的富集高产规律。

（2）“断层智能成像+熵+曲度”断褶裂缝体刻画与叠前五维各向异性小尺度裂缝预测可实现多尺度裂缝有效预测，确定性反演空间趋势约束的叠前随机反演实现砂体分辨率由30m厚层降到10m薄层。

（3）基于压力控制矩阵的精细控压钻井技术和致密强研磨性地层钻头钻具一体化提速钻井技术，助力须家河组安全优快钻进，储层钻遇率从51.7%提升至100%，钻井周期由248.9天下降为141.3天。

（4）以储层甜点识别为基础，以追踪天然裂缝与人工裂缝的双缝耦合为核心，采用非对称精细布缝与差异化体积压裂工艺可大幅度提高裂缝沟通能力及改造强度，压裂成功率达100%，压裂后产量较方案设计提高3.6倍。

（5）川西深层须家河组气藏的效益开发案例，进一步证实了地质工程一体化是低品位气藏有效开发的必经之路。