郭旭東 康紀(jì)勇 李森木 崔彥立 高啟軒 王祖剛

中國石油吐哈油田公司勘探事業(yè)部

0 引言

勝北洼陷位于吐哈盆地臺北凹陷西部，洼陷內(nèi)部勝北構(gòu)造帶呈“洼中隆”背景，為盆地油氣勘探重點(diǎn)區(qū)域。前期研究［1-3］認(rèn)為，該區(qū)帶中侏羅統(tǒng)發(fā)育三間房組、七克臺組和白堊系喀拉扎組及連木沁組 4套儲蓋組合，其中中侏羅統(tǒng)七克臺組和三間房組具備規(guī)模成藏的地質(zhì)條件。經(jīng)過二十多年的勘探，鉆探直井試油9口/15層，無自然產(chǎn)能，改造后試油結(jié)論為含油氣水層、低產(chǎn)油氣層，“井井見油氣、井井無油流”，勘探工作處于停滯。2019年，探索非常規(guī)油氣勘探方法和配套技術(shù)，部署水平井勝北502H井，在七克臺組分3段8簇實(shí)施體積壓裂改造，壓后日產(chǎn)油6 t，日產(chǎn)氣2.5×104m3，已累計(jì)產(chǎn)氣772.2×104m3、油3 325 t；在三間房組部署的勝北505H井完成12段59簇壓裂，壓后日產(chǎn)油14 t，日產(chǎn)氣2.8×104m3，已累計(jì)產(chǎn)氣464.2×104m3、油2 150 t，標(biāo)志著該區(qū)域中侏羅深層低飽和度致密砂巖油氣藏實(shí)現(xiàn)重要突破，目前已呈連片含油氣態(tài)勢，初步預(yù)測含氣面積144.5 km2，預(yù)測天然氣地質(zhì)儲量366×108m3。筆者將系統(tǒng)總結(jié)勝北洼陷中侏羅低飽和度致密砂巖油氣藏地質(zhì)特征、成藏規(guī)律和地質(zhì)工程一體化實(shí)踐的關(guān)鍵技術(shù)，為同類型致密氣藏的勘探開發(fā)提供地質(zhì)經(jīng)驗(yàn)和可借鑒技術(shù)。

1 油氣藏地質(zhì)特征

1.1 區(qū)帶構(gòu)造特征

勝北構(gòu)造帶橫亙于勝北洼陷中央，歷經(jīng)印支、中晚燕山和喜馬拉雅三期構(gòu)造復(fù)合疊加，為洼陷邊緣釋放的擠壓構(gòu)造應(yīng)力使中央隆起、形成走滑斷層并被橫向切割的低隆構(gòu)造帶，呈近南東—北西向展布的大型鼻隆構(gòu)造[4]。斷層展布主要以北東向的平移斷層為主，平移斷層具有垂向斷距小、斷面傾角大、平面延伸長、縱向切割深度大的特點(diǎn),在平移斷層兩翼形成一系列低幅度（斷）背斜或斷鼻等局部圈閉（圖1）。“構(gòu)造反轉(zhuǎn)、先沖后切”構(gòu)造演化過程控制調(diào)整型油藏形成，平面上，“先南高、后北高”構(gòu)造反轉(zhuǎn)為油氣在隆起背景上橫向調(diào)整提供有利成藏條件[2,5-6]。

圖1 勝北構(gòu)造帶中侏羅統(tǒng)區(qū)域構(gòu)造圖

1.2 沉積特征

勝北洼陷沉積主要受凸起控制，發(fā)育西、東、南3個(gè)方向物源，西物源可以延伸勝北腹地（圖2），砂體大面積連片發(fā)育，砂層厚度大，砂地比高，以厚層塊狀細(xì)砂巖夾雜灰色泥巖巖性組合為主，測井相主要為箱形、鐘形，反映儲層主要為辮狀河三角洲前緣水下分流河道沉積為主，其中優(yōu)勢儲集相帶控制了致密油氣整體連片含油，巖性和儲層“甜點(diǎn)”共同控制了油氣的富集[7]。

圖2 勝北構(gòu)造帶中侏羅統(tǒng)三間房組沉積相平面圖

1.3 儲層物性和孔吼特征

勝北洼陷中侏羅統(tǒng)儲層埋深3 950～4 650 m，根據(jù)研究區(qū)樣品統(tǒng)計(jì)分析，孔隙度主要分布在1.9%～8.4%，平均值為6.2%，滲透率主要分布在0.02～2.60 mD，平均值為0.46 mD，整體表現(xiàn)為“低孔、特低滲”的致密儲層特征，含氣飽和度一般介于31.6%～59.7%，平均值為46.8%，為低飽和儲層；且4 500 m以下仍有好儲層（孔隙度4%～8%，滲透率0.05～1.0 mD）滿足工業(yè)動用儲層條件。

孔隙類型主要以剩余粒間孔隙和溶蝕粒內(nèi)孔隙為主[8]，發(fā)育程度較差，巖心面孔率較低（0.70～1.24），可見長石粒內(nèi)溶蝕孔，高嶺石、黃鐵礦晶間孔，微裂縫發(fā)育，孔徑范圍為5～50 nm和100 nm～2 μm，孔喉半徑大多小于0.5 μm，以細(xì)、微孔喉為主。儲層強(qiáng)壓實(shí)，石英礦物顆粒次棱角狀，多呈線接觸和凹凸接觸；綠泥石膠結(jié)、蝕變作用、溶蝕作用、微裂縫等建設(shè)性成巖作用，為深埋區(qū)發(fā)育儲層甜點(diǎn)奠定了基礎(chǔ)（圖3）。

圖3 勝北地區(qū)中侏羅統(tǒng)三間房組儲層巖石薄片圖版

全巖心分析及黏土礦物X衍射數(shù)據(jù)分析黏土礦物含量平均為7%，以高嶺石和綠泥石為主，綠泥石含量占30%，伊蒙混層平均含量14%，儲層敏感性傷害評價(jià)為強(qiáng)速敏、弱水敏、中等偏弱酸敏。

1.4 油氣水系統(tǒng)特征

中侏羅統(tǒng)儲層平均壓力系數(shù)為1.37，為異常高壓氣藏。儲層平均溫度116.5℃，地溫梯度平均2.71℃/100m；原油密度0.81～0.83 g/cm3，黏度2.2～3.5 mPa·s，組分含量中飽和烴占72.0%～80.1%，芳香烴占15.5%～19.0%。天然氣密度0.78～0.87 kg/m3，組分含量中甲烷占83.5%～87.1%；地層水總礦化度5 721～10 861 mg/L，以NaHCO3水型為主[9]。

PVT樣品實(shí)驗(yàn)分析結(jié)果表明，油藏屬于高含量凝析油氣藏，凝析油含量367.3～426.7 g/m3，露點(diǎn)壓力為42.05～49.60 MPa（圖4）；凝析氣摩爾組成含量占比分別如下：C1為75.36%～78.89%，中間烴（C2～C6）為15.02%～17.96%，C7＋為5.24%～5.61%，屬于中間烴含量較高的凝析油氣體系。

圖4 地層流體PVT擬合油氣相圖

1.5 成藏模式

綜合分析認(rèn)為，勝北洼陷中侏羅統(tǒng)三間房組油氣具有“下生上儲”特征，下侏羅統(tǒng)水西溝群煤系源巖生產(chǎn)油氣，沿逆沖斷裂垂向輸導(dǎo)，近距離運(yùn)移、充注并富集到三間房組發(fā)育的多期河道砂體；中侏羅統(tǒng)七克臺組為自生自儲巖性油藏，七克臺組底部發(fā)育厚層 生烴湖相泥巖，油源沿走滑斷裂為油氣的垂向輸導(dǎo)到混積巖,并在優(yōu)勢相帶控藏[7]。

該區(qū)前期發(fā)現(xiàn)主要集中在環(huán)洼正向構(gòu)造帶，油藏特征中構(gòu)造控藏不明顯，含油氣不分高，而在斜坡洼陷區(qū)勘探程度較低，近兩年，按照“近源聚集、甜點(diǎn)富集、裂縫疏導(dǎo)”的成藏模式，由環(huán)洼凸起構(gòu)造油氣藏向洼陷內(nèi)巖性致密砂巖油氣藏的勘探思路轉(zhuǎn)變（圖5），部署的勝北503H、勝北505H、勝北1101H均獲得工業(yè)油氣流，中侏羅統(tǒng)展現(xiàn)出整體連片含油氣的態(tài)勢。

圖5 勝北洼陷南北向油氣成藏模式圖

2 地質(zhì)工程一體化關(guān)鍵技術(shù)

2.1 儲層精細(xì)預(yù)測

針對勝北中侏羅統(tǒng)以往地震資料品質(zhì)差、巖性目標(biāo)難刻畫、有效圈閉和“甜點(diǎn)”儲層不落實(shí)的問題，地震采集拓展“兩寬一高[10-11]”（寬頻、寬方位、高密度）方向，采用三維單點(diǎn)高密度大噸位可控震源采集技術(shù)，CDP網(wǎng)格達(dá)12.5 m×12.5 m，覆蓋次數(shù)1251次，炮道密度398萬道/km2，高頻弱信號能量頻帶拓寬20 Hz，主頻提高10～15 Hz，有效克服因埋藏深、中上部煤層地層能量屏蔽強(qiáng)、淺表層礫巖對地震速度影響大的問題，地震數(shù)據(jù)品質(zhì)大幅度提升（表1）。

表1 臺北凹陷不同年度三維采集參數(shù)對比表

地震處理新技術(shù)應(yīng)用相干體、方差體、螞蟻體、曲率體等方法，漸進(jìn)式提取屬性、高精度成像，有效刻畫斷裂系統(tǒng)并識別微小斷層[12]。采用道積分、90°相位旋轉(zhuǎn)、層析法變速成圖等地震沉積學(xué)技術(shù)以及疊后稀疏脈沖反演方法，有效落實(shí)薄砂體巖性圈閉空間展布特征。井震結(jié)合，地震統(tǒng)計(jì)學(xué)反演技術(shù)、小面元疊前時(shí)間偏移處理技術(shù)，河道砂體預(yù)測誤差小于5 m，與實(shí)鉆相對比，儲層“甜點(diǎn)”預(yù)測符合率80%，鉆井設(shè)計(jì)目的層誤差預(yù)探井平均為1.00%、評價(jià)井平均為0.35%。

2.2 致密氣層測井精細(xì)評價(jià)

針對中侏羅統(tǒng)深層低飽和致密油氣藏測井解釋存在常規(guī)測井響應(yīng)弱、儲層流體性質(zhì)準(zhǔn)確識別難度大的問題，采用細(xì)分巖相、巖性結(jié)構(gòu)單元的精細(xì)解釋思路，建立致密油氣層測井精細(xì)評價(jià)方法。利用核磁共振測井資料并與常規(guī)測井相結(jié)合，比較準(zhǔn)確反映儲層孔隙結(jié)構(gòu)、可動流體特征，通過采用核磁差譜法與移譜法的綜合分析，有效識別低孔、低飽和氣藏的油氣水層（圖6）；利用陣列聲波測井與熱中子成像測井新技術(shù)識別儲層裂縫，尋找儲層物性優(yōu)勢“甜點(diǎn)區(qū)”[13-14]。通過巖石物理研究，常規(guī)與特殊測井技術(shù)相結(jié)合，選取差異化的巖電參數(shù)精準(zhǔn)計(jì)算含油飽和度，測井解釋符合率由勘探初期的50%提高到目前的90.3%。

圖6 勝北洼陷勝北6井三間房組測井綜合解釋圖

2.3 深層水平井鉆井工藝

針對井深（最大完井深度5 690.0 m）、長水平段（最大1 178.0 m）、小井眼（?165 mm）鉆井技術(shù)難點(diǎn)（如井眼縮徑、坍塌和托壓嚴(yán)重，鉆井液密度高、機(jī)速低等）及環(huán)境高敏感區(qū)域?qū)︺@井液零排放、不落地、去磺化的要求，以“兩保兩提一降”為目標(biāo)，即：保護(hù)油氣層、提高油層鉆遇率、提高機(jī)械鉆速、降低復(fù)雜率和建井成本、保障固井和完井質(zhì)量，研發(fā)配套系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)、復(fù)合鹽弱凝膠新型鉆井液體系（抗溫130℃）、低成本提速工具系列和固完井技術(shù)。

通過巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)、全巖可鉆性及井壁穩(wěn)定性基礎(chǔ)研究，優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)為“一開?375 mm鉆頭、二開?241 mm鉆頭打穿油層、三開?165 mm鉆頭鉆完水平段”剖面類型；基于高溫高鹽、可降解對鉆井液性能影響機(jī)理，以低密度、強(qiáng)抑制、封堵防塌和井壁穩(wěn)定為目標(biāo)，研發(fā)和優(yōu)選抗高溫抗鹽去磺化處理劑、復(fù)合鹽和聚合物抑制劑、剛性顆粒和柔性顆粒等物理封堵處理劑，發(fā)揮K+、Na+等陽離子抑制黏土層間力學(xué)結(jié)構(gòu)水化的化學(xué)抑制作用，優(yōu)化粒度分布封堵造壁；采用抗鹽增韌復(fù)合水泥漿等技術(shù)，解決通井與下套管阻卡頻發(fā)、一次封固段長、質(zhì)量要求高等固完井難題。

2021年勝北洼陷完鉆水平井鉆井6口，油層鉆遇率均達(dá)90%以上，平均機(jī)速提高62.5%，復(fù)雜事故率降至0.6%，單只鉆頭進(jìn)尺突破1 600 m，鉆井周期由114.1 d縮短至47.3 d，固井質(zhì)量合格率95.2%。

2.4 細(xì)分切割水力壓裂工藝

實(shí)踐證明，最大限度提高儲層縱橫向動用程度，是效益勘探開發(fā)該類氣藏的有效途徑[15-16]。該氣藏小井眼長水平段水平井水力壓裂提產(chǎn)矛盾突出，表現(xiàn)在：儲層砂巖埋深致密、巖石強(qiáng)度大（楊氏模量28～37 GPa、泊松比0.19～0.39）、破裂壓力高、造網(wǎng)縫難，水平井眼沿程摩阻大、施工壓力高（超限壓）、沉砂卡阻電纜橋射槍串事故多和砂堵難處理，脆性礦物成分較高（巖心分析黏土礦物含量12%～30%，石英含量41%～78%）又利于壓裂改造。

經(jīng)過3年來的實(shí)踐，形成了水平段“細(xì)分切割、差異化分段”、段內(nèi)“多簇射孔、控液增砂、多段塞打磨、小粒徑支撐”的水力壓裂改造技術(shù)路線。水平段差異化分段按照“固井差不壓、強(qiáng)度分段、脆性分簇、含油性細(xì)切”的原則，對地質(zhì)+工程“甜點(diǎn)段”進(jìn)行密集布孔造縫，提高加砂強(qiáng)度，實(shí)現(xiàn)完全改造。壓裂泵注采用前置多段塞打磨、“膠液+滑溜水+膠液”三段式加砂和“交聯(lián)液+滑溜水”兩段式頂替的方式，滿足80 MPa高壓施工時(shí)連續(xù)加砂和水平段“掃砂”的要求。

2019—2021年已實(shí)施水平井細(xì)分切割體積壓裂技術(shù)4口井，采用可溶橋塞+細(xì)分切割工藝，單段段長24～60 m，簇間距5.5～10.5 m；高溫（120℃）復(fù)合壓裂液體系，支撐劑選擇70/140目+ 40/70目組合粒徑石英砂和陶粒，單段液量1 000～1 300 m3，單段砂量53～96 m3，液砂比12～19，加砂強(qiáng)度1.4～2.2 t/m（表2）。其中勝北503H井壓后?5 mm油嘴生產(chǎn)，日產(chǎn)油27.71 t，日產(chǎn)氣51 229 m3；勝北505H井壓后?8 mm油嘴生產(chǎn)，日產(chǎn)油8.88 t，日產(chǎn)氣13 344 m3；勝北506H井壓后?5 mm油嘴生產(chǎn)，日產(chǎn)油9.68 t，日產(chǎn)氣31 491 m3；勝北1101H井壓后?6 mm油嘴自噴，日產(chǎn)油2.93 t，日產(chǎn)氣10 151 m3。

表2 深層低飽和致密氣水平井細(xì)分切割壓裂施工參數(shù)表

2.5 壓后返排試采工藝

低飽和度油藏壓后排采存在以下問題：飽和度低，壓后出水量大，凝析油含量高，地層內(nèi)連續(xù)單相流，井筒流態(tài)受流動壓力控制，表現(xiàn)為泡狀連續(xù)流、三相段塞流等多種流態(tài)，三相流附加阻力大，深井井筒套管舉升過程中氣體滑脫效應(yīng)明顯；致密儲層毛細(xì)管壓力較高，開采過程中存在啟動壓力等。實(shí)踐證明，在壓后排采生產(chǎn)過程中，必須建立以井底流壓（垂深）為控制節(jié)點(diǎn)的生產(chǎn)管理制度[17-20]。通過氣藏地層流體PVT分析，確定凝析氣藏的露點(diǎn)壓力；井底流壓（pwf）控制節(jié)點(diǎn)選擇以儲層壓力（pe）、露點(diǎn)壓力（pd）、啟動壓力（pg）為節(jié)點(diǎn)控制值，建立壓后排采過程分階段的壓力節(jié)點(diǎn)相態(tài)控制技術(shù)，建立壓后排采標(biāo)準(zhǔn)圖版（圖7），指導(dǎo)現(xiàn)場試氣返排工作，應(yīng)用效果顯著。

圖7 勝北503H井壓后排采標(biāo)準(zhǔn)圖版

第一階段pwf>pe：井筒內(nèi)流體為單相液流，小油嘴排液，控制排液速度、降低應(yīng)力敏感傷害，根據(jù)現(xiàn)場經(jīng)驗(yàn)用直徑為2～3 mm油嘴返排，控壓排液時(shí)間為10～12 d。

第二階段pd

第三階段Pg

第四階段機(jī)抽連續(xù)采液：地層能量衰減，井底流壓低，氣井無法正常攜液，采用機(jī)采管柱或下油管，提高氣井產(chǎn)液能力，保障氣井連續(xù)生產(chǎn)。

如勝北503H井，試氣初期井口套壓24.7 MPa，排液初期控制油嘴放噴，進(jìn)入第二階段pd

3 結(jié)論

1）勝北洼陷中侏羅統(tǒng)發(fā)育七克臺組和三間房組兩套低飽和度致密砂巖油氣藏，呈整體連片含油氣態(tài)勢，構(gòu)造控藏不明顯，含油氣不分高低，油藏為高含量凝析油氣藏，其中三間房組氣層厚度大，大面積連片發(fā)育，儲層甜點(diǎn)控制油氣富集程度。

2）以往采用直井常規(guī)壓裂的工藝很難實(shí)現(xiàn)低飽和致密砂巖油氣藏儲量的升級動用。通過非常規(guī)油氣勘探技術(shù)實(shí)踐和地質(zhì)工程一體化攻關(guān)，應(yīng)用地震采集、處理和反演新技術(shù)預(yù)測儲層甜點(diǎn)展布、核磁測井識別低飽和度油氣層、超深井鉆井和水平井細(xì)分切割多段壓裂實(shí)現(xiàn)致密儲層的充分改造，勝北中侏羅低飽和致密砂巖油氣藏得到有效動用。

3）目前該區(qū)部署的多口水平井還處在壓裂試采評價(jià)階段，細(xì)分切割壓裂關(guān)鍵參數(shù)（ 如改造段長、簇間距、用液強(qiáng)度、加砂強(qiáng)度等)還需要進(jìn)一步優(yōu)化，并結(jié)合單井總費(fèi)用開展經(jīng)濟(jì)性評價(jià)，以實(shí)現(xiàn)最終可采儲量（EUR）最大化的目標(biāo)。