江汉盆地新沟嘴组碳酸盐岩油藏特征及开发技术

2013-11-22张建荣苏苇陈立欣李维中石化江汉油田分公司江汉采油厂湖北潜江433123

石油天然气学报 2013年10期

张建荣，苏苇，陈立欣，李维（中石化江汉油田分公司江汉采油厂，湖北潜江 433123）

1 区域地质概况

江汉盆地东部包括潜江凹陷及沔阳凹陷，古近系新沟嘴组（Ex）油藏主要分布在潜江凹陷东南部及沔阳凹陷。由于多期构造运动和断裂作用所产生的一系列褶皱和断裂，造成工区内复杂的隆凹相间的现今构造格局。以Ex为代表自西南向东北依次为新沟断垒带－老新鼻状隆起带－总口向斜带－拖市隆起带－潘场向斜带－通海口凸起－白庙向斜带，隆起带与向斜带之间为斜坡过渡，向斜与凸起为断层接触（通海口断层）。南北分别为新沟断垒带、总口向斜带、建新断裂带、毛场斜坡带。凸起和低凸起分布，其间为凹隆相间和斜坡结构，区内构造起伏的幅度较大，以新沟嘴组上段（Exu）底界埋深为例，工区南部的新沟低凸起埋深最浅处仅有600m左右，而在总口、潘场向斜带最大埋深达到6000m左右，埋深大于3000m的地区有880km2。

Ex沉积时期，江汉盆地为山间拗陷型沉积盆地。盆地周缘古地貌总体表现为北高南低、东高西低的特征，并发育3组隆凹相间的构造体系：北部为北西向展布的隆凹相间的构造体系，东部为北东向隆凹相间的构造体系，西部及南部为东西向隆凹相间的构造体系。盆缘古地貌特征决定了江汉盆地Ex北部单向多物源供给特点，自东而西发育有汉川、汉水、荆门、远安及枝江5大物源；与之相对应，在盆地内形成了5大三角洲－湖泊沉积体系。盆地内为广盆浅水环境，由于受盆缘山系及入湖水系的影响，西部及南部物源少、规模小。

江汉盆地东部主要发育有新近系平原组（Np）、广华寺组（Ng），古近系荆河镇组（Ejh）、潜江组（Eq）、荆沙组（Ejs）、新沟嘴组上段（Exu）、新沟嘴组下段（ExL），白垩系。其中，ExL自上而下又分为大膏层、Ⅰ油组（ExLⅠ）、Ⅱ油组（ExLⅡ）、泥隔层、Ⅲ油组（ExLⅢ）。含油层位有Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油组，主要产油层系是ExLⅠ、ExLⅢ［1］。古隆起背景上的构造圈闭是油气富集的场所。研究区纵向上含油层系多，构造复杂，砂岩储层发育且分布规律复杂，已发现了马王庙油田、拖市油田、老新油田、新沟油田和洪湖油田，均为常规砂岩油藏，探明地质储量3830×104t。

2 新沟嘴组碳酸盐岩油藏特征

2.1 源储共生准连续式聚集

赵靖舟等［2～4］在对鄂尔多斯盆地上古生界气藏形成与分布规律的研究后认为，介于常规气藏与非常规气藏或不连续型与连续型天然气聚集之间的过渡类型称为 “准连续型气藏”或 “准连续型聚集”。所谓准连续型气藏，是指天然气聚集受非常规圈闭控制、气藏大面积准连续分布、无明确气藏边界的致密天然气聚集。这里所说的非常规圈闭是指介于常规油气藏那种 “有”圈闭与典型连续型非常规油气藏那种 “无”圈闭之间的一种过渡类型圈闭，或者说是介于有形的常规圈闭与无形的非常规圈闭之间的一种过渡类型圈闭。准连续型油气藏就是在岩性圈闭、动力圈闭等非常规圈闭控制下形成的一种与连续型油气藏相类似的油气聚集。准连续型油气藏油气呈准连续分布、源外成藏、近源聚集、圈闭介于有形与无形之间；而典型连续型油气藏油气呈连续分布、源内成藏、自生自储、无明显圈闭（圈闭无形）或为动力圈闭等。鄂尔多斯盆地上古生界准连续型致密砂岩气藏代表了非常规的盆地中心气与常规岩性气藏之间的一种过渡类型［5］。

江汉盆地ExLⅡ非常规储层大面积分布，具有准连续型油气藏油气呈准连续分布、圈闭介于有形与无形之间的特点，但同时又具有典型连续型油气藏源内成藏、自生自储的特点。从岩－油对比结果分析，江汉盆地Ex原油与该区的低成熟烃源岩有明显的亲缘关系，具体表现为：一是母质相同，烃源岩与原油同样表现为混合型母质的特征；二是沉积环境一致，均属半咸水－咸水湖相的强还原环境；三是原油与烃源岩成熟度相同，均处于低成熟阶段；四是从饱和烃色谱参数、三环萜烷／总萜、Tm／Ts等参数上，也强烈指示新沟地区原油与该区较高丰度、低成熟的烃源岩有良好的亲缘关系。这些特点决定了新沟地区的油气成藏模式为近源运移聚集、源储共生的准连续式成藏模式（图1）。

图1 Ex致密油源储共生准连续聚集成藏模式图

2.2 油藏大面积准连续分布

勘探实践表明，江汉盆地ExLⅡ油藏分布十分普遍，表现在横向上真正意义上的干井很少；纵向上，整个ExLⅡ约200m厚，都发现了广泛的含油气显示。而且，油藏多无明确的边界，在现有的油田内几乎划分不出单个油藏的边界，整个油田实际上就是由众多中小型构造岩性油藏或 “甜点”所组成，它们在油田范围内呈准连续分布，从而构成大面积分布的油田面貌。随着勘探开发范围的拓展，含油面积往往还会进一步扩大；或者随着油层改造技术的进步，一些原来认为低产的甚至仅见显示的井可能会变为有经济价值的生产井。

2.3 烃类近距离弥漫式充注

非常规油气运移和渗流机理决定了其勘探开发方式，非常规油气非浮力源内或近源聚集，滞留于纳米孔喉储集层内，无一次和二次运移，以颗粒表面吸附和孔隙空间游离两种主要方式富集成藏。当排烃压力足够大时，赋存于Ex泥岩中的烃类向物性比较好的泥晶白云岩、粉砂岩等储层颗粒中充注，充注的方向主要为垂向运移，充注后的储层内含有大量油气，与富含有机质的泥岩呈薄互夹层，此时层段可以出油。当排烃压力不足或所夹泥岩层过于致密难以使烃类排出时，或者当储层物性较差烃类难以排驱进去时，层段含油性差，甚至不含油。层段的含油性及产能与储层物性、有机质丰度关系较大。

3 新沟嘴组碳酸盐岩油藏开发技术

3.1 直井及水平井开发技术

国内外对非常规油气藏的开发多采用水平井开发方式，主要目的是增加泄油面积提高产能。截止到2013年5月新沟地区已投产11口油井，其中水平井及大位移定向井5口，直井6口（其中直井新钻井4口，老井恢复利用2口）。

3.1.1 直井评价含油性

直井的开发主要用于评价油藏含油性及含油面积分布。老井新135井是新一区评价ExLⅡ含油性的第1口井，投产后获得初期日产油3.5t，2013年5月日产油1.2t的产量，表明ExLⅡ碳酸盐岩储层具有含油性及产能。研究区相继恢复了新79斜－3井、新76井等2口老井，钻探了4口新井并取心进行研究，其中3口井是全井段取心。6口直井中，除1口新井（新521井）试油全水未投产外，其余5口井均投产并获得了工业油流，初期平均单井日产油3t，稳定后日产量为1t。评价井的分布位置控制了含油面积30km2（图2）。

图2 Ex非常规油藏控制面积图

3.1.2 水平井评价产能及建产

新沟地区构造受东荆河断层及周老嘴断层控制，区内形成了由一系列北东－南西向断层构成的断垒构造。有2口探井进行了地应力方向测试，最大主应力方向为北东向（43.8～59.6°）。因此，利用水平井配合压裂工艺提高产能，首先应考虑主应力方向。新一区的第1口水平井新1－1HF井，设计主要目的层是ExLⅡ下段，限于断层位置的原因，水平段长度600m，部署方向与最大主应力方向呈近90°斜交，并设计在压裂过程中监测主裂缝方向，用于水平井井距的确定。新1－1HF井实际钻遇水平段长度660m，裂缝监测结果表明，最大主应力方向为北东向（58～67.9°），分8段压裂，平均半缝长分布在216.9～272.9m，缝高38.4～44.7m。因此，在下一步水平井井网部署中，水平井井距应保持在550m以上，才可能避免井间干扰。新1－1HF井分8段泵送桥塞压裂之后，初期日产液62t，日产油11.2t，综合含水率82%。生产3个月后，日产液44.8t，日产油6.4t，含水率85.7%。回归拟合后2013年产油量1680t（见图3）。通过对比发现，水平井产量是直井产量的4倍以上（见表1），取得了较好的增产效果。从产量效益进行对比，水平井开发要优于直井开发。

图3 新1－1HF井年度产油拟合图

表1 新沟油田ExLⅡ非常规油井生产情况对比表

3.2 水平井分段压裂工艺技术

新1－1HF井获得高产主要得益于水平井＋大型分段压裂技术。新1－1HF井采用射孔桥塞联作压裂工艺施工，根据测井数据将水平段分为8段压裂，平均每段间隔75m。该井油层埋深较浅，闭合压力不高，地层温度为43℃，施工时采用低温－硼砂压裂液体系、石英砂做支撑剂。根据钻遇油气层物性，结合电缆桥塞与射孔联作工艺特点，选择合理射孔井段对新1－1HF井段进行压裂投产。第1段射孔采用油管传输射孔，第2～8段采用桥塞坐封－射孔联作工艺，可实现多层压裂。根据三轴力学试验，该井形成的裂缝为垂直缝。从增产挖潜方面考虑，可适当增大施工规模，以便同时改造上部油层，第1段及第4～8段以大规模大排量施工、充分改造储层为主；第2、3段距离下部泥隔层较近，应适当控制施工规模。压前进行小型压裂测试，主要进行阶梯升排量测试、注入测试和阶梯降排量测试，求取裂缝延伸压力、闭合压力、液体效率等参数，以便能及时调整主压裂泵注程序。同时采用微地震方法进行裂缝监测，以了解裂缝的几何尺寸和井筒周围地应力场三向主应力的大小分布，为区块其他井压裂人工裂缝方位提供指导。

新1－1HF井套管完井，采用可钻桥塞和射孔联作工艺技术，压裂所用桥塞为自主研制，耐温耐压指标高，钻塞速度快，完全能够满足该井的压裂需要。该井施工共下入了7个桥塞。鉴于新1－1HF井开发获得成功，在新一区ExLⅡ下段还部署钻探了新1－3HF井、新1－5HF井，在ExLⅡ中段部署了新1－2HF井，这3口井也进行了分多段压裂。从目前产量对比上看，压裂规模及压裂段数与产量高低没有明显正比关系（见表2）。因此，Ex碳酸盐岩油藏水平井的大型压裂技术还需要深化研究压裂规模、段数与产能关系，进一步探讨采用何种方法更为适合江汉盆地地质条件的压裂工艺。

表2 非常规水平井ExLⅡ压裂规模与产量关系表

3.3 降本增效技术

3.3.1 优化井身结构，减少技术套管

新井采用缩小上部井眼尺寸，提高机械钻速，和常规钻井相比，可节约钻井周期3d，节约套管费用9万元，节约固井费用25万元，且油井生产未受到不良影响。

3.3.2 优化靶半径，解放钻压

根据ExLⅡ致密油井目的层位跨越厚度较长的实际地质情况，将中靶半径由原来5m放宽至10m，在不影响地质目的的基础上解放钻压，将机械钻速由原来的14.42m／h提高至29.43m／h，大大降低了钻井周期。

3.3.3 压裂配液优化技术

在前期压裂工作中，通过在新一区试验降低胍胶浓度并取得了较好的应用效果；同时，努力探索其他途径降低压裂成本技术。一是评价非胍胶压裂液体系，开展超分子、低聚物等低成本压裂液配方的研究及活性水压裂液添加剂的评选。二是评价有机防膨剂取代氯化钾，建议使用有机防膨剂替代氯化钾，展开有机防膨剂防膨效果试验，达到保证质量、降低成本的效果；同时简化现场配液工序，提高配液效率。