塔里木盆地克深8超深超高压裂缝性致密砂岩气藏快速、高效建产配套技术

江同文 滕学清 杨向同

塔里木盆地克深8超深超高压裂缝性致密砂岩气藏快速、高效建产配套技术

江同文 滕学清 杨向同

江同文等.塔里木盆地克深8超深超高压裂缝性致密砂岩气藏快速、高效建产配套技术. 天然气工业，2016, 36(10): 1-9.

塔里木盆地克拉苏构造带上的克深8气藏是罕见的超深超高压气藏，具有产层埋藏深、高温超高压、断层裂缝发育、储层巨厚、基质致密、气水分布复杂等特点,评价、开发难度极大。为此，中国石油塔里木油田公司对该气藏储层裂缝精细描述和渗流机理进行了研究，持续开展复杂高陡构造地震资料处理解释、开发优化设计、安全快速钻完井、储层改造及动态监测等主体技术攻关，有效提升了该超深致密气藏的开发水平，在该类气藏的高效布井、快速安全钻完井、储层增产改造、高效开发优化设计等专业技术领域形成了22项开发特色配套技术。通过技术进步和创新勘探开发一体化管理模式，“十二五”后3年在克深8区块完成了区块评价及产能建设任务，实现了快速、高效建产，开辟了超深超高压裂缝性致密砂岩气藏开发的新领域，所形成的配套技术和工程地质一体化理念可为国内外同类型气藏的开发提供借鉴。

塔里木盆地 克深气田 超深超高压气藏 致密砂岩储集层 高效开发 优化设计 快速钻完井 储层改造 产能建设

2008年8月，塔里木盆地克拉苏构造带上的克深2井在白垩系巴什基奇克组完井测试获46.64×104m3/d高产工业气流，实现了克拉苏构造带深层盐下天然气勘探的战略性突破，由此揭开了库车前陆地区超深超高压复杂气藏开发的序幕。截至2015年底，克深区带已相继发现了克深2、克深8、克深9、克深6等盐下圈闭，为实现塔里木盆地天然气开发规模跨上新台阶奠定了资源基础。

克深气田地处新疆南天山库车山前地区，具有埋藏深（6 500～8 000 m）、构造高陡(30°～50°)、储层巨厚(300～650 m)、超高压（116～128 MPa）、储层基质致密（渗透率介于0.000 1～0.100 0 mD）、气水分布复杂、地表生态环境脆弱等特点，是罕见的超深超高压裂缝性致密砂岩气藏。中国石油塔里木油田公司（以下简称塔里木油田）经过7年多的勘探开发一体化攻关和矿场实践，攻克了气藏描述难、钻井周期长、井筒完整性要求高等多个世界级难题。特别是克深8区块，在仅有1口探井的情况下，编制完成初步开发方案，分批部署13口开发井，仅用3年便完成了区块评价及产能建设任务，且钻井成功率、高效井比例、产能完成率等均达100%，实现了快速、高效建产。

勘探开发一体化组织模式[1]在克深区块的评价和建产中发挥了重大的作用，所形成的库车山地复杂高陡构造地震资料处理解释、开发优化设计、安全快速钻井、高效完井及储层改造、动态监测等综合配套技术，也为该区7 000 m以上超深层复杂气藏的开发提供了技术保障。

1 气藏特征

1.1 气藏构造特征

库车前陆盆地是典型的挤压含盐前陆盆地，其内发育厚膏盐岩层，在统一的应力场作用下，存在“盐上、盐岩、盐下”分层差异变形，具有“盐上褶皱、盐下冲断”的构造特征[2-6]（图1）。克深区带是该盆地内油气最富集的区带，克深8气藏位于克拉苏前陆冲断带第5排构造，是兼受克深2断裂和克深8断裂控制的断背构造。克深8气藏白垩系巴什基奇克组埋深超过6 700 m，构造闭合度625 m，闭合面积55.3 km2，发育东、西两个高点，具有轴部紧窄、两翼高陡的特征（图2）。

1.2 气藏储层特征

克深8区块白垩系巴什基奇克组储层类型为裂缝—孔隙型，储层储集空间以残余原生粒间孔和粒间溶蚀扩大孔为主，其次为长石粒内溶孔[7]。储层基质物性差，孔隙度介于4%～8%，渗透率介于0.001～0.100 mD，试井解释渗透率介于1～10 mD，远高于基质渗透率（表1），说明裂缝较为发育，属于裂缝性致密砂岩储层。储层主要发育微细裂缝（图3）

和毫米级开度的高角度构造裂缝，垂向上近顶部的巴什基奇克组第一、二段裂缝最发育，平面上构造核部发育强度明显高于两翼，以高角度缝—直立缝为主，基本为半充填—未充填[8]。

图1 库车前陆盆地冲断带构造模式图

图2 克深8气藏白垩系巴什基奇克组顶面构造图

表1 克深2、8区块测井与试井渗透率对比表

图3 克深8区块铸体薄片图

1.3 气藏温压及流体分布特征

克深8气藏原始地层压力为122.70 MPa，压力系数为1.77，储层中深温度为174.42 ℃，天然气甲烷含量高，平均为97.8%，重烃（C2+）含量很小，N2和CO2含量低，不含H2S。气藏目前所有井未钻遇水层，试采未出地层水，气水界面暂定为圈闭溢出点海拔-5 800 m，气柱高度达600 m，属于高温超高压层状边水干气气藏。

2 气田高效开发面临的挑战

克深8和克深2气藏构造位置均位于克拉苏构造带克深区带，克深8号构造位于克深区带第3排构造上，上盘为克深2号构造，下盘与克深9号构造相接，气藏类型同属于超深超高压裂缝性致密砂岩气藏。克深区带上最早正式投入开发的气藏是克深2气藏，2010—2013年实施产能建设工作，建设过程中面临复杂条件下高效布井难、钻井周期长、井筒完整性风险大等一系列难题，同时国内外也没有同类型气藏的开发经验可借鉴，处于开发技术摸索阶段。受以上因素的制约，克深2气藏产能建设工作在收获宝贵经验的同时也留下了深刻教训，钻井成功率、高效井比例偏低。要实现克深区带此类气藏的高效开发，无论是在技术进步、组织管理，还是安全环保、成本控制等方面都面临着世界级的难题和挑战。

2.1 地震资料品质差，构造落实程度低，提高钻井成功率难度大

库车山前地区由于地表、地下地质结构复杂以及目的层埋藏深，地震资料品质差，信噪比低、层位追踪对比困难、成像精度低，构造模型往往存在多解性，圈闭落实程度低，导致井位部署难度大、钻井成功率低。

2.2 地层复杂，巨厚复合盐层发育，钻井难度大、周期长

库车盐上地层倾角一般在30º～80º之间，地层倾角大，防斜打快难度高；巨厚盐层发育，使用水基钻井液时恶性卡钻和工程复杂事故频发；砾石层和目的层可钻性差，PDC钻头寿命短、机械钻速低等一系列因素导致钻井周期长、施工难度大、成本高。

2.3 高温超高压气藏，井筒完整性风险大

大北、克深2气藏先期投产后完井管柱失效、CO2腐蚀导致油套连通等问题频发，且井下动态监测难度大，高温超高压井筒完整性问题是该区块安全生产面临的世界性难题。

2.4 储层非均质性强，单井产能差异大，高效布井难度大

克深区带储层基质致密，裂缝发育不均，非均质性强，气井产能主要受裂缝影响。由于该区域断裂发育受褶皱、断层、岩性、岩石力学性质等多种因素控制，裂缝表征难度大、预测精度低，致使高效布井难度增大。

2.5 气藏具有边底水，见水风险大

克深2、克深8气藏具有边、底水，断裂较为发育，隔夹层多被断穿，且局部发育高渗裂缝带，开发过程中存在很大的见水风险。

3 气田高效开发的技术对策

3.1 聚焦储层裂缝精细描述，实现山前复杂构造的高效布井

针对克深8区块圈闭埋藏深度大、地震资料品质差、气藏裂缝发育规律复杂、产能分布非均质性强等特点[9-10]，紧密围绕高产、高效的关键因素，明确“占高点、沿长轴、避鞍部、避杂乱、避边水”的高效布井原则，开展断裂精细识别与刻画、裂缝定量描述与有效性分析和气井出水风险评价研究，分别确定井位部署可行区、高产井区、稳产区分布，三区叠合最终确定高效井目标区域（图4）。

1）结合地层对比、倾角测井资料综合应用分频相位、边界保持滤波、蚂蚁体追踪等方法[11-12]，最终形成库车山前复杂高陡构造断裂精细解释技术，显著提高圈闭落实程度和构造断裂解释精度（图5），明确布井可行区。

2）以岩心观测为基础，结合成像测井解释技术识别宏观裂缝，进一步结合常规测井、成像测井等资料，运用FORWARD平台进行二次描述，定性识别裂缝产状，定量解释裂缝参数，对裂缝有效性进行分析，确定有利裂缝发育区带。在此基础上建立地质力学模型，对构造不同部位天然裂缝的活动性进行预测，确定高产潜力区。

图4 低孔隙度裂缝性气藏布井可行区、高产井分布区、稳产区分布图叠合图

3）库车山前盐下裂缝性致密砂岩气藏水体较活跃，气井出水风险大小是影响气井稳产的关键因素。针对性研发攻克了超深致密砂岩气藏含气、含水饱和度测定及气水层识别等技术难题，并结合井周断裂精细刻画、高渗条带刻画、隔夹层分布规律等研究成果，对布井区域出水风险进行预评价，从布井源头上防水控水。

3.2 以渗流机理研究为核心，构建气田合理开发技术政策

针对库车高温超高压裂缝性致密砂岩气藏的地质特点，攻关实现了地层条件下渗流机理实验，形成了异常高压有水气藏动态描述及预测技术，建立气藏开采过程中水侵判断评价方法和防水、控水、排水策略，构建气田合理开发技术政策。

1）成功研发200 ℃、200 MPa条件下全直径岩心渗流实验装置，在国内首次实现高温高压地层条件下（最高压力116 MPa、温度160 ℃）气水相渗模拟实验，采用更能反映气藏渗流特征的水驱气实验测定了气水相渗曲线（图6）。实验分析表明，带裂缝岩心在地层条件下驱替效率为17%～45%，驱替效率较低（表2）；见水后气相相对渗透率急剧下降，说明气井见水后产能会快速下降。因此，气藏开发要以防水控水为主要技术对策，从布井源头重点考虑防水控水，开采过程中及早开展排水，保护气井产能，提高气藏采收率。

图6 带裂缝岩心高温、高压条件下水驱气相渗曲线对比图

表2 带裂缝岩心高温、高压条件下水驱气相渗实验结果统计表

图7 克深2气藏不稳定试井典型曲线图

2）创新突破超高压气井投捞式压力测试技术，取得关键试井资料，保证了气藏动态描述的高质量。克深2气藏不稳定试井资料表明，巴什基奇克组储层具有明显的双重介质特征（图7），平均储容比为

0.029、平均窜流系数为3.15×10-7，储容比和窜流系数均较低，说明储层内基质储量比重大，气藏具有一定的稳产能力，但基质向裂缝系统供给速度较慢。因此，气藏应采用低速开采，以保证基质与裂缝系统间供采平衡，有效动用基质储量，以免地层水沿裂缝带快速突进造成水锁而影响开发效果。

3）气藏数值模拟表明，开发过程中压力波沿断层和裂缝的传播速度远大于在基质中的传播速度；同时，分析井间干扰测试资料，克深205井与克深2-1-6井相距5.8 km，激动井开井5.1 h后克深205井接收到明显干扰信号，进一步证实气藏裂缝系统形成了压力传播的高速通道。克深8气藏次级断裂发育，易形成水侵的高速通道，开发过程中要注意防水控水。

综合以上研究成果，地层条件下水驱气驱替效率低，同时气藏次级断层、裂缝发育，压力波在断层裂缝系统中传播速度远大于基质中的传播速度，易形成水侵高速通道。因此，防水、控水、排水应作为全生命周期考虑的关键问题，气藏开发需采用温和的开发技术对策。

3.3 持续开展瓶颈技术攻关，实现超深高陡构造钻井防斜提速

近年来，塔里木油田通过引进—消化吸收—集成创新的技术思路，针对盐上、盐层及盐下不同地层的难点[13-16]进行集中攻关（表3），通过近年的持续提速攻关和现场试验，集成应用80+90D钻机、创新塔标Ⅱ系列井身结构、垂直钻井、油基钻井液、盐层卡层、高效钻头及提速工具等技术，基本形成了山前复杂超深井全井筒钻井提速配套技术。该技术在缩短钻井周期、降低事故复杂、节约钻井成本等方面为克深8区块高效开发取得了显著成效。

表3 库车山前不同类型地层钻井技术对策分析表

3.4 地质工程一体化凝练储层改造技术，有效提升超深致密气藏开发水平

要应用储层改造实现库车白垩系超深超高温高压致密气藏的增产目标，亟待解决复杂气藏地质特征与改造理念、气藏开发规律的认识周期，储层改造攻关的工作节奏、重点技术精细研究，改造方案全局优化、新的改造工艺技术实践与潜在风险等主要矛盾。

借鉴改造储层体积理念，开展精细的气藏前期评价，聚焦独特的地质力学基础研究，进行室内大岩样压裂模拟实验论证，最终确定库车白垩系致密气藏要走缝网改造之路[17-19]，即规模化激活和连通天然裂缝系统以实现气井增产目标。

同时，在储层改造技术攻关过程中重视气藏地质—工程一体化，开展精细储层分类评价，依据断层、裂缝发育程度及有效性，分类确定储层改造方案（表4）。深度优化技术攻关组织模式，协调认识周期与储层改造攻关工作节奏，搭建和应用Petrel一体化设计平台（图8），规范设计标准化，适时开展缝网改造技术先导实验加快工艺技术完善和规模化应用。

表4 克深区块储层分类及改造方案情况表

图8 地质气藏—工程一体化软件研究平台图

3.5 创新勘探开发一体化组织模式，实现气田全生命周期管理

近年来，勘探开发一体化全生命周期管理模式在国内各大油气公司悄然兴起。塔里木油田实施勘探开发一体化的主要目的是上产增储，实现规模效益开发。重点是解决开发认识周期与工作节奏、专业分工与全局联动、快速建产与高效安全等之间的矛盾。

在克深8气藏开发实践中摸索出了一套高效科学的管理体系和基本做法，实现了组织机构、工作理念、工作方式的三大转变。组织机构方面成立了勘探开发一体化项目部，负责勘探评价、开发井建产、地面建设、开发生产管理等，进行全生命周期管理。工作理念由以往的增储上产转变为上产增储，上交储量时要考虑后期能建产，由以往在探明储量基础上编制开发方案转变为可以在控制储量基础上编制初步开发方案。工作方式由以往勘探开发接力式转变为勘探开发相融合、一体化的方式，开发早期介入探评价工作，勘探充分满足开发对完井、资料录取的需求。

4 创新性成果及生产应用效果

4.1 创新形成的多专业特色技术

经过多年的攻关和实践，塔里木油田在超深超高压气藏的高效布井、快速安全钻井、完井改造增产、高效开发优化设计等专业技术领域形成了22项开发特色技术（图9），在确保开发设计指标符合实际、科学地少井高产、缩短建设周期、削减投资风险等方面取得了显著成效。

4.2 持续攻关产生的效果

以上创新技术在克深8裂缝性致密砂岩气藏的高效开发中发挥了关键的作用。克深8区块从2012年9月发现到2013年4月试采、2015年8月投产，仅用短短的3年时间便完成了气藏评价、开发方案设计和产能建设优化实施等全部工作，完成井16口，平均钻井井深7 081 m，平均钻完井周期由前期398 d缩短至269 d，储层改造后单井增产3～5倍，钻井成功率达100%且全部获得高产，高效井比例为100%，产能到位率达114%。该气藏的成功开发，开辟了超深超高压裂缝性致密砂岩气藏开发的新领域，其成功的技术和管理创新为塔里木盆地克深5、克深6、克深9区块及国内外其他同类型气藏的开发积累了丰富的经验，具有重要的指导和借鉴意义。

5 结束语

塔里木盆地克拉苏构造带上的克深气田由于其

自身的复杂性，传统的开发技术和管理模式已完全不能适应开发的需要，塔里木油田重点关注核心技术瓶颈，依靠科技创新，持续攻关，有效地实现了超深超高压裂缝性致密砂岩气藏的高效开发。总结凝练出的技术不仅为克深8气藏的快速评价和高效建产发挥了至关重要的作用，而且为该地区其他区块的有效开发提供了强有力的保障，也为“西气东输”工程长期安全供气增添了底气。

图9 超深超高压裂缝性致密砂岩气藏开发特色技术图

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Integrated techniques for rapid and highly-efficient development and production of ultra-deep tight sand gas reservoirs of Keshen 8 Block in the Tarim Basin

Jiang Tongwen, Teng Xueqing, Yang Xiangtong
(PetroChina Tarim Oilfield Company, Kurle, Xinjiang 841000, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 10, pp.1-9, 10/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

The unusually ultra-deep and ultra-high-pressure gas reservoirs in the Keshen 8 Block on the Kelasu structural belt of the Tarim Basin are also featured by high temperature, well-developed fault fissures, huge thickness, tight matrix, complex oil–water distribution, etc., which brings about great difficulties to reserves evaluation and further development. In view of this, an overall study was made on the fine description of reservoir fractures and their seepage mechanism, technical problems were being tackled on seismic data processing and interpretation of complex and high & steep structural zones, optimal development design, safe & rapid drilling and completion wells, reservoir stimulation, dynamic monitoring, etc. to promote the development level of such ultra-deep tight gas reservoirs, and 22 complete sets of specific techniques were formulated in the fields of high-efficiency well spacing, safe and fast drilling, recovery enhancement by well completion transformation, efficient development of optimization design, and so on. Through the technical progress and innovative management of integrated exploration & development, reserves evaluation and productivity construction have been completed on the Keshen 8 block in the last three years of the 12thFive-Year Plan period, as a result, rapid and high-efficiency productivity construction is realized, and a new area is explored in the development of ultra-deep and ultra-high-pressure fractured tight sand gas reservoirs. This study is of great reference to the development of similar gas reservoirs at home and abroad.

Tarim Basin; Keshen gas field; Ultra-deep and ultra-high-pressure gas reservoir; Tight sand reservoir; High-efficiency development; Optimal design; Rapid drilling; Reservoir stimulation; Productivity construction

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.10.001

2016-09-06 编 辑 韩晓渝)

国家科技重大专项“库车坳陷深层—超深层天然气田开发示范工程”（编号：2016ZX05051）。

江同文，1968年生，教授级高级工程师；长期从事油气田开发研究和管理工作，现任中国石油塔里木油田公司副总经理。地址：（841000） 新疆维吾尔自治区巴音郭楞蒙古自治州库尔勒市石化大道。ORCID: 0000-0001-6547-46940。E-mail: jangtw-tlm@ petrochina.com.cn