張 楊 楊向同 滕 起 徐永輝 薛艷鵬 徐國偉 李 偉 彭 芬

（ 1 中國石油塔里木油田公司；2 能新科（西安）油氣技術有限公司 ）

2008年，庫車前陸區(qū)克拉蘇構造帶上部署的克深2井在白堊系巴什基奇克組完井測試獲46.64×104m3/d高產(chǎn)工業(yè)氣流，標志著深層鹽下天然氣勘探的戰(zhàn)略性突破，由此揭開了庫車前陸地區(qū)超深超高壓復雜氣藏開發(fā)的序幕。截至目前，克拉蘇構造帶深層鹽下白堊系相繼發(fā)現(xiàn)克深2、克深8、克深9、克深6、大北1、大北3、博孜1、博孜3等致密砂巖氣藏，形成了萬億立方米天然氣區(qū)格局，為西氣東輸?shù)臍庠幢Ｕ系於藞詫嵒A[1-6]。

克拉蘇白堊系致密砂巖氣藏具有埋藏深（6500～8000m）、儲層巨厚(300～650m)、裂縫發(fā)育（密度為0.13～0.6條/m）、高地應力（130～180MPa）、高溫（130～180℃）、高壓（116～138MPa）、儲層基質致密（滲透率介于0.01～0.1m D）等特點，由于工程地質條件復雜，建井周期長（300～390天）、建井成本高（2億元～2.2億元）、單井產(chǎn)量低（平均單井產(chǎn)量17×104m3/d），需要進行儲層改造作業(yè)，才能實現(xiàn)效益建產(chǎn)[7-14]。儲層改造面臨主要挑戰(zhàn)是：①提產(chǎn)機理不清，缺乏有效的提產(chǎn)技術手段；②高溫高壓井況、安全作業(yè)風險大，改造規(guī)模和提產(chǎn)效果受限；③儲層厚度大(120～300m)，缺乏縱向均勻改造手段；④儲層非均質性強，井間差異大，改造工藝優(yōu)選難。

塔里木油田以安全有效改造、更快更好地將儲量轉化為產(chǎn)量為攻關目標，堅持地質工程一體化，創(chuàng)新攻關組織模式，利用開放的市場合作機制，整合和協(xié)同國內(nèi)國際技術力量，按照“持續(xù)基礎研究、形成配套技術、拓展研究成果、加快規(guī)模化應用”的總體技術思路，在裝備配套、核心改造理論攻關、材料開發(fā)、設計方法優(yōu)化、實施與控制等方面取得攻關進展，確定了改造天然裂縫為目標的縫網(wǎng)改造提產(chǎn)理念，創(chuàng)新形成縫網(wǎng)酸壓和縫網(wǎng)壓裂工藝技術，完成了超高壓壓裂車組、大通徑完井管柱配套，研發(fā)兩套加重壓裂液，研發(fā)一項專用酸液緩蝕劑，實現(xiàn)超深高溫高壓氣井安全改造，取得的系列關鍵技術確保了76口高溫高壓氣井改造施工成功率為100%，其中95%的井顯著提高了產(chǎn)量，為庫車前陸區(qū)致密砂巖氣藏效益開發(fā)提供了提產(chǎn)技術保障。

1 攻關模式與技術成果

1.1 創(chuàng)新市場化協(xié)同攻關模式，提高攻關質量和時效

塔里木油田根據(jù)攻關需要，規(guī)劃建設T（一體化提產(chǎn)攻關團隊）T（一體化軟件研究平臺）E（協(xié)同工作環(huán)境）W（協(xié)同工作流程），實現(xiàn)最優(yōu)的技術整合，提高攻關質量和時效。首先，整合生產(chǎn)、科研單位技術力量，創(chuàng)新組建了涵蓋地質、測井、油氣藏、巖石力學、儲層改造等多專業(yè)技術小組；同時，堅持“以我之長引領攻關、以他人之長提升攻關能力”的理念，利用開放的市場合作機制，積極引進國內(nèi)國際技術力量，完善形成學科完備、技術能力優(yōu)良的一體化協(xié)同攻關團隊（圖1）。搭建了一套統(tǒng)一的具備儲層評價、改造設計、產(chǎn)能預測功能的綜合研究軟件平臺，提高研究成果的兼容質量，裝修了具備辦公、遠程會議功能的一體化辦公室，最大限度地減小油田與合作技術量協(xié)同過程中的時空限制；梳理優(yōu)化一套地質氣藏—工程一體化、生產(chǎn)—科研一體化工作流程，進一步提高了協(xié)同工作效率。

圖1 塔里木油田油氣工程研究院地質工程一體化提產(chǎn)團隊與各協(xié)作單位合作示意圖

1.2 地質工程一體化凝練儲層改造技術，提升超深致密氣藏開發(fā)水平

要應用儲層改造實現(xiàn)庫車前陸區(qū)白堊系超深超高溫高壓致密氣藏的增產(chǎn)目標，亟待解決復雜氣藏地質特征與改造理念、儲層改造攻關的工作節(jié)奏與技術認識周期、關鍵技術精細研究與改造方案全局優(yōu)化、新的改造工藝技術實踐與潛在風險等主要矛盾。塔里木油田在一體化協(xié)同工作模式保障下，開展系統(tǒng)攻關，凝練了兩項裂縫性致密砂巖縫網(wǎng)改造工藝技術，安全有效提高了單井產(chǎn)量。

1.2.1 完善基礎裝備配套、研發(fā)改造工作液，提高改造安全性

基于克拉蘇構造帶致密氣藏超深、高溫、高地應力特點，評估井況和改造工況，系統(tǒng)配套了140MPa壓裂車組，優(yōu)配41/2〃大通徑完井管柱（圖2a），研發(fā)了兩套加重壓裂液體系（硝酸鈉加重壓裂液，最高密度為1.32g/cm3，耐溫170℃；氯化鉀加重壓裂液，最高密度為1.15g/cm3，耐溫160℃）（圖2b）。以上措施有效保障了壓裂施工安全。

圖2 裝備和工作液配套示意圖

1.2.2 聚焦地質力學基礎研究，確定縫網(wǎng)改造之路

克拉蘇白堊系致密砂巖氣藏滲透率介于0.01～0.1m D，天然裂縫滲透率介于20～300m D，從石油工業(yè)界的裂縫性致密儲層改造實踐經(jīng)驗看，改造天然裂縫、制造縫網(wǎng)是實現(xiàn)單井高質量提產(chǎn)的關鍵[15-20]；油田聚焦地質力學基礎研究和現(xiàn)場先導性試驗，論證了克拉蘇白堊系致密砂巖氣藏高水平應力差條件下，仍然可以通過適當?shù)墓こ淌侄胃脑焯烊涣芽p、制造縫網(wǎng)。首先，與頁巖氣地質力學指標 “比個子”，針對與頁巖氣不同的地質力學指標（表1），根據(jù)儲層地質力學特點設計儲層露頭大巖樣壓裂模擬實驗，實驗結果證明即使在高水平主應力差條件下仍能形成縫網(wǎng)；同時，在克深氣藏選擇兩個井組開展“滑溜水+線性膠+凍膠”復合泵注、纖維攜砂暫堵轉向的縫網(wǎng)壓裂工藝技術先導性實驗(圖3a)，微地震監(jiān)測信號顯示形成了壓裂縫網(wǎng)(圖3b)；最終確定了克拉蘇白堊系致密氣藏單井提產(chǎn)要走縫網(wǎng)改造之路，即規(guī)?；せ詈瓦B通天然裂縫系統(tǒng)以實現(xiàn)單井的增產(chǎn)目標。

表1 有利于激活天然裂縫的地質力學指標對比

圖3 縫網(wǎng)改造現(xiàn)場先導性試驗

1.2.3 精細儲層地質認識，創(chuàng)新形成了兩項縫網(wǎng)改造工藝技術

縫網(wǎng)酸壓工藝技術，適用于張性裂縫發(fā)育、裂縫內(nèi)以鈣質充填為主、裂縫力學活性好的井。該工藝技術的特點和內(nèi)涵是：多種工藝技術的集成配套，重點包括了射孔及分級技術、復合液體及泵注技術、轉向技術、液體用量設計技術。利用低黏壓裂液溝通和激活天然裂縫網(wǎng)絡，再利用酸液溶解縫網(wǎng)中鈣質填充物和鉆完井液堵塞物建立縫網(wǎng)導流能力，用可降解暫堵轉向材料實現(xiàn)縫內(nèi)液體轉向、層間液體轉向，最終建造高質量、大規(guī)模油氣泄流面積。

縫網(wǎng)壓裂工藝技術，適用于裂縫內(nèi)沒有鈣質充填、裂縫力學活性差的井。該工藝技術的特點和內(nèi)涵是：多種工藝技術的集成配套，重點包括了可壓裂性評估及分級方案設計技術、縫網(wǎng)形態(tài)預測技術、液體組合設計技術、纖維轉向設計技術、返排控制技術。采用低黏前置液溝通和激活天然裂縫網(wǎng)絡，同時制造人工裂縫，再泵注高黏攜砂液支撐壓裂縫網(wǎng)，用纖維轉向材料實現(xiàn)層間液體轉向，最終建造高質量、大規(guī)模油氣泄流面積。

暫堵轉向技術是實現(xiàn)縫網(wǎng)壓裂和縫網(wǎng)酸壓的關鍵技術，該技術特點是：橫向上對于與最大主應力平行的天然裂縫，通過天然裂縫暫堵和轉向，形成更寬的人工裂縫帶；對于與最大主應力垂直的天然裂縫，通過天然裂縫暫堵實現(xiàn)人工裂縫更長穿越，提高縫網(wǎng)改造程度?？v向上通過鋪設可降解的纖維來暫時堵塞改造層段，使液體進入其他層段從而實施液體的轉向，起到機械橋塞分段壓裂的作用，大大提高儲層縱向上的改造程度，增大改造體積。改造結束后，可降解纖維可以在儲層溫度下完全降解返排，對儲層無傷害，恢復裂縫與井筒的流通通道，實現(xiàn)清潔暫堵轉向改造；并且可以替代機械橋塞，節(jié)省壓裂后鉆磨或橋塞作業(yè)環(huán)節(jié)，大大縮短了分段壓裂施工作業(yè)周期與綜合成本。

1.2.4 建立了基于可壓裂性的縫網(wǎng)改造方案設計方法

改造工藝優(yōu)選方面，在不斷總結不足和持續(xù)優(yōu)化研究后，統(tǒng)籌考慮裂縫發(fā)育情況、力縫夾角（最大水平主應力方向與天然裂縫走向的夾角）來優(yōu)選改造工藝，形成了基于天然裂縫發(fā)育模式及天然裂縫滲透率的改造工藝優(yōu)選方法，提高了工藝優(yōu)選準確度。對于天然裂縫系統(tǒng)是網(wǎng)狀特征的情況，裂縫滲透率高，采用酸壓即可實現(xiàn)增產(chǎn)。對于天然裂縫是簡單縫的情況，小力縫夾角類型井，天然裂縫的正應力低，裂縫滲透率中等，采用縫網(wǎng)酸壓可實現(xiàn)增產(chǎn)；大力縫夾角類型井，天然裂縫的正應力高，裂縫滲透率低，需進行縫網(wǎng)壓裂。裂縫不發(fā)育井（類基質型）采用加砂壓裂。

表2 改造工藝優(yōu)選原則

以上改造工藝優(yōu)選原則是基于裂縫發(fā)育質量建立的，核心是天然裂縫發(fā)育質量評價，庫車前陸區(qū)不同區(qū)塊天然裂縫發(fā)育質量評價方法和評價參數(shù)有很大差異[21-26]，具體實施過程中需要堅持地質工程一體化，分區(qū)對待和評價。

改造參數(shù)設計方面，在依據(jù)摩爾—庫侖準則確定裂縫被激活的井底壓力基礎上，持續(xù)優(yōu)化裂縫激活井底壓力計算方法，綜合考慮水力裂縫延伸壓力計算井底施工壓力，提高預測的準確性，優(yōu)化管柱配置和施工參數(shù)。過去單純依據(jù)天然裂縫激活壓力確定井底施工壓力可能不準確，造成配置管柱、施工參數(shù)設計不合理，目前在原有基礎上，綜合考慮水力裂縫延伸壓力（取3種水力延伸壓力的最小值）計算井底施工壓力，通過液體黏度、排量優(yōu)化，達到天然裂縫的激活條件。

射孔和分級方案設計方面，充分應用地質力學研究成果，綜合儲層品質、完井品質、可壓裂性指數(shù)等多屬性，優(yōu)選起裂甜點及射孔簇。分級采用應力相似、可壓裂性相近原則，優(yōu)選可壓裂性指數(shù)高的位置分簇射孔。射孔原則優(yōu)化后采用大段射開的射孔方案，現(xiàn)場實施效果良好。

2 實踐成效

2.1 總體效果

創(chuàng)新取得的兩項主體改造工藝技術在克拉蘇構造帶裂縫性致密砂巖氣藏的高效開發(fā)中發(fā)揮了關鍵的作用。目前推廣應用76井次，單井平均產(chǎn)量由14×104m3/d提高到60×104m3/d，增產(chǎn)4.28倍。以克深8區(qū)塊效益開發(fā)為例（圖4），該區(qū)塊方案設計井數(shù)21口，設計產(chǎn)能25×108m3，實際實施了17口井就完成了產(chǎn)能建設，其中16口井經(jīng)過改造，平均單井提產(chǎn)3.8倍，高效井比例為100%，產(chǎn)能到位率達114%。

圖4 克深8區(qū)塊改造效果統(tǒng)計圖

2.2 地質工程一體化實現(xiàn)博孜104井產(chǎn)量突破

2.2.1 生產(chǎn)問題

博孜1凝析氣藏位于克拉蘇構造帶西部，與鄰區(qū)克深5、大北3氣藏相比，更靠近物源，博孜1氣藏儲層物性較好，應力環(huán)境、裂縫發(fā)育密度與克深5氣藏、大北3氣藏相近（表3)；博孜1氣藏天然氣含蠟量為15.6%，析蠟、結蠟條件隨壓力環(huán)境復雜多變；博孜101井、博孜102井進行了縫網(wǎng)酸壓，壓后產(chǎn)量為（10～16)×104m3/d，生產(chǎn)壓差為34～55MPa，井口溫度為22℃以下，氣井結蠟、出砂嚴重，不能持續(xù)正常生產(chǎn)。博孜104井是一口新鉆評價井，首要目標是準確評價天然裂縫發(fā)育質量，制定合適的改造工藝提高單井產(chǎn)量，改善出砂和結蠟問題。

表3 氣藏物性和應力環(huán)境統(tǒng)計表

2.2.2 精細博孜區(qū)塊裂縫評價方法，建立改造工藝優(yōu)選方法

在研究博孜區(qū)塊天然裂縫時重點參考井漏特征，加強測井成像裂縫參數(shù)的精細分類，通過實驗和老井施工數(shù)據(jù)分析獲得不同類別天然裂縫的Biot系數(shù)，實現(xiàn)裂縫力學激活條件的精細評價。鉆井井漏特征上：博孜1井有2點較為分散的漏失，博孜101井下部有3點較為集中的漏失，博孜102井和博孜104井沒有漏失，表4數(shù)據(jù)顯示漏失與井的無阻流量對應關系好。鄰區(qū)克深5區(qū)塊東部克深503井、克深504井、克深505井鉆井漏失呈現(xiàn)多段分散特點，實施酸壓后即獲得高產(chǎn)；西部的克深501井、克深508井、克深506井漏失點少且較為集中，其中克深501井、克深506井酸壓后低產(chǎn)，后進行加砂壓裂獲得高產(chǎn)，克深508井酸壓后產(chǎn)量低。從井漏特征上認識到，漏失點多且分散的井優(yōu)質裂縫發(fā)育的儲層厚度大，酸壓即可獲得高產(chǎn)；不漏、或者漏失點集中的井優(yōu)質裂縫發(fā)育的儲層厚度薄，壓裂提產(chǎn)與裂縫發(fā)育特征更匹配。

基于上述認識，通過成像測井參數(shù)分析，應用裂縫寬度、傾角和力縫夾角形成了天然裂縫的分類標準和儲層改造工藝優(yōu)選標準（表5）。

表4 井漏與產(chǎn)量的關系

表5 博孜區(qū)塊天然裂縫發(fā)育質量分類

2.2.3 博孜104井通過縫網(wǎng)壓裂獲得產(chǎn)能突破

根據(jù)上述研究成果，博孜104井設計纖維暫堵轉向縫網(wǎng)壓裂工藝，改造層厚93m，射孔36m/8簇，根據(jù)儲層縱向應力與裂縫發(fā)育差異分為兩級壓裂（6757.0～6800.0m，6800.0～6850.0m)，采用滑溜水+線性膠+凍膠混合泵注，通過產(chǎn)能預測設計壓裂裂縫尺寸、優(yōu)化施工規(guī)模參數(shù)和改造完井一體化管柱，產(chǎn)能預測模型綜合考慮基質、天然裂縫、水力裂縫的滲透率，以及應力敏感效應、流體PVT屬性、相對滲透率等因素，改造規(guī)模為1171m3，陶粒為49.5m3，排量為5m3/m in。完井管柱41/2〃油管4471m，31/2〃油管2198m，預測生產(chǎn)壓差5MPa下改造后初期產(chǎn)氣量為34.3×104m3/d，井口溫度將會達到37℃，能明顯改善井筒出砂、結蠟問題。

博孜104井實際施工改造規(guī)模為1153m3，陶粒為51.2m3，排量為5.3m3/m in；改造后博孜104井折日產(chǎn)氣51.6×104m3，生產(chǎn)壓差為7.2MPa，井口溫度為45.4℃；目前已穩(wěn)定生產(chǎn)356天，累計產(chǎn)氣量為2.13×108m3，累計產(chǎn)油量為4644t，平均日產(chǎn)氣58.9×104m3，平均日產(chǎn)油21t，油壓穩(wěn)定在75MPa左右。博孜104井與鄰井博孜101井、博孜102井生產(chǎn)參數(shù)對比（圖5），實現(xiàn)了提產(chǎn)目標，同時改善了井流動保障性差的生產(chǎn)問題，為博孜區(qū)塊千億立方米儲量的動用建立了信心。

圖5 博孜104井與博孜101井、博孜102井生產(chǎn)參數(shù)對比

3 結論和認識

(1）地質與工程一體化兼具技術與管理的雙重內(nèi)涵，技術上多專業(yè)深度融合，在一致的成果平臺上各專業(yè)有針對性開展前瞻性、預測性的研究，提高地質工程融合度和統(tǒng)一性；同時，需要具有一體化理念和決心的決策者及開放心態(tài)的團隊，建立科學的管理架構和可量化的考核制度，確保地質工程一體化有保障、有目標的高效運行。

(2）塔里木油田地質工程一體化提產(chǎn)實踐中建立了一體化的研究團隊、軟件平臺、協(xié)同工作環(huán)境及工作流程，為加深儲層地質特征認識及攻關形成超深高溫高壓致密氣藏縫網(wǎng)改造技術奠定了重要基礎，該技術在克深等氣藏的高效開發(fā)中發(fā)揮了重要作用。

(3）針對博孜超深低地溫梯度裂縫性凝析氣藏氣井蠟堵嚴重、無法正常生產(chǎn)的問題，制定了大幅度提產(chǎn)兼顧提高井筒溫度解決井筒蠟堵的技術策略；綜合應用測井成像分析、鉆井井漏等信息厘定了博孜氣藏天然裂縫系統(tǒng)有效性總體偏差，制定并實施了縫網(wǎng)壓裂方案，提產(chǎn)效果好，井筒溫度大幅上升，試采一年產(chǎn)量穩(wěn)定。

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