新疆油田致密砂砾岩油藏效益开发的发展与深化——地质工程一体化在玛湖地区的实践与思考

杜洪凌 许江文 李 峋 陆 军 章 敬 彭永灿 陈 进 王 磊

（ 1 中国石油新疆油田公司；2 能新科国际有限公司；3能新科(西安)油气技术有限公司 ）

随着油气勘探程度的加深，致密油气藏在油气勘探开发的地位日益增加。致密砂砾岩油气藏在国内各个盆地或地区广泛分布，代表性的区块有准噶尔盆地玛湖地区、渤海湾盆地刘李庄油田、南阳盆地双河油田、渤海湾盆地利津地区、松辽盆地徐家围子油田以及四川盆地北部油气区等。其中，玛湖地区致密砂砾岩油藏近年来已经成为新疆油田油气开发的主要接替领域，对玛湖地区致密油的勘探开发进程也不断取得可喜进展：2012年，玛131井试油获得工业油流；2013年，玛北斜坡区三叠系百口泉组探明控制石油地质储量近亿吨；2014年，玛西斜坡区发现玛18井—艾湖1井区亿吨级整装储量区块；截至2017年，玛湖凹陷斜坡区百口泉组的预计总资源量已超10×108t[1-4]；2015—2017年，在前期勘探评价阶段的基础上针对玛131、玛18、风南4等井区百口泉组油藏逐步开展了开发试验，确立了以“水平井+体积压裂”为主体的开发技术，并于2017年开始了玛18井区大规模水平井开发建产。

在开发试验初期，发现尽管玛湖地区致密油资源总量非常丰富，但同时又具有储层物性差、非均质性强、储层展布规律复杂等特点，油气藏开发难度大、成本高，制约了开发效益，这也是国内外致密油气开发共同面临的困难[5-7]。从国内外致密油气开发积累的经验来看，尽可能使得各个开发环节的效益最大化，是实现致密油气效益开发的关键[8-10]。而进行地质工程一体化研究，使地质认识和工程实践最大限度地紧密结合，打通环节间的壁垒，能够更有效挖掘各个开发环节的效益[11]。目前，各油田广泛开展了地质工程一体化的项目，取得了一定成果，如：浙江油田建立起昭通页岩气的精细地质模型，大幅提高了海相页岩气的开发效益[12]；塔里木油田实现对YM 32白云岩油藏剩余油的准确定位，保障了加密井、侧钻井的精确实施[13]，在库车博孜区块优化改造策略，大幅提升单井产量[14]；吉林油田建立了集约化的建产模式，在新立油田Ⅲ区块的提产量降成本方面取得突出效果[15]；西南油气田打造了一体化工作平台，探索页岩气绿色、高效的发展路径[16]；吐哈油田在红台地区进行开发全过程攻关，提高了低饱和度油藏的开发效益[17]。

根据区块的特点，各油田在进行地质工程一体化研究过程中的侧重点各有不同。新疆油田在吸取吉木萨尔区块致密油开发经验的基础上[18-20]，于2015年开始对玛湖区块致密油藏开展了持续性的地质工程一体化攻关，在钻井工程、改造方法、生产制度、管理模式等方面进行了探索，目前项目取得阶段性成果，单井产量大幅提高（最高单井日产油达118t）、工程成本大幅下降，并在一体化模式上取得了宝贵认识，文献[4]对此进行了综述。本文则从提高单井品质的角度，详述玛湖区块运用地质工程一体化的思想解决钻完井工程中的具体挑战的技术方案、实施经验、效果及认识。

1 玛湖凹陷致密砂砾岩的地质特点与工程挑战

准噶尔盆地环玛湖地区资源丰富，主要含油层系三叠系百口泉组埋深为2812～3920m，属于超深特低渗致密砂砾岩储层。百口泉组致密砂砾岩为整体湖侵背景下的扇三角洲沉积体系，有利储层发育在扇三角洲前缘相带，构造形式较为简单，整体表现为单斜，地层倾角为3°～7°，局部发育鼻凸、凹槽和平台构造，深浅地层构造具有很好的继承性，主力油层相对集中，跨度一般小于30m，单油层厚度为1.0～8.1m；发育1～5层隔夹层，隔夹层厚度为1.0～5.0m（图1）。

油藏原油油质轻，地面原油密度为0.825～0.838g/cm3，50℃原油黏度为 4.94～9.51m Pa·s。地层中部压力为31.78～62.85MPa，地层纵向压力变化大，压力系数由上至下逐步由1.00升高至1.63，属于常压—异常高压系统。

储层岩性以灰色、灰绿色小砾岩、细砾岩、中砾岩为主，粒径为2～80mm，均质性差，岩石偏塑性；水平两向应力差较大，达10～22MPa，天然裂缝不发育；储集空间整体以粒内溶孔、剩余粒间孔为主，多为中细—微孔喉，油层孔隙度为8.84%～10.38%，气测渗透率为1.44～5.48m D，属特低孔、特低渗油藏，直井产量低或无连续生产能力。试油试采未见边底水。

玛湖凹陷百口泉组为主体受构造控制、局部受岩性控制、不带边底水的致密砂砾岩储层，常规直井生产无效益。针对百口泉组的以上特点，新疆油田制定了“水平井+体积压裂”的基本开发思路。然而在实践中，区块的地层和油藏特点又给工程技术和效益开发提出了一系列挑战：

(1）油藏埋深平均超过3000m，水平井段超过1000m，施工难度大；压力系统为浅层常压、深层高压，井身结构设计复杂，钻井周期长。

(2）在造斜—水平段钻遇八道湾组、克拉玛依组、百口泉组3套砾岩层，机械钻速缓慢，钻井效率低。

(3）钻遇侏罗系煤层以及侏罗系—三叠系不整合面时极易发生井漏；而三叠系泥岩层易水化失稳，钻井风险高。

(4）储层主力层跨度窄，隔夹层发育多，影响油层钻遇率。

(5）储层隔夹层和岩石的塑性阻碍水力裂缝的扩展，水力压裂的有效改造体积受到影响。

(6）水平两向应力差较大，天然裂缝不发育，不利于形成复杂缝网，影响压裂效果和单井产量。

根据吉木萨尔致密油开发的经验[18-20]，单纯依靠引进先进工程技术、由各个学科分别研究攻克上述挑战事倍功半；想要实现致密油效益开发，需要采用地质工程一体化的思想进行攻关。

图1 玛湖地区百口泉组连井剖面图

2 地质工程一体化提升单井品质的方法及成果

地质工程一体化的核心思想是地质研究和工程实践紧密结合，通过项目统一管理、加强部门交流、深化专业融合等方式，打破流程间、部门间、学科间的壁垒，形成以地质认识为核心，勘探开发各阶段的工程实践活动紧密结合的开发模式，从而达到区块开发效益最优化的目的。具体到单井而言，就是要多学科合作共同追求单井品质的最大化，这可以用“品质三角形”的理念进行指导[4,12]。所谓“品质三角形”就是储层品质、钻井品质和完井品质的有机统一（图2)：提高储层品质主要是找准优质储层并提高优质储层钻遇率；提高钻井品质主要是提高井筒质量和钻井时效；提高完井品质主要是提高压裂改造效果。实践表明，三者并不是独立的，而是相互制约、相互影响，只有共同提高，才能实现油藏的效益开发。下面具体说明针对提升3种品质开展的地质工程一体化研究工作。

图2 “品质三角形”技术理念示意图

2.1 提高储层品质

2.1.1 井震结合精细三维地质建模，提高水平井设计精度

采用先进的地震采集、解释手段[21]，通过井震结合精细三维地质建模，并通过测井解释、工程实践反复比对论证，精细刻画油藏构造储层、隔夹层、物性、含油性、脆性，优选储层甜点，同时提高水平井靶窗设计的精度。以XXX1井水平井段为例，钻前已经通过区块三维地质模型获得地质构造基本信息，并沿钻井方向抽取物性剖面，选取优质目的层，并优化钻井轨迹设计（图3）。实钻测量入靶点设计误差小于5.7m，相对误差为1.75‰，为提高油层钻遇率打下良好的基础。

图3 XXX1井水平井钻前地质—物性模型

2.1.2 应用先进地质导向工具，提高对地层变化的预测能力

在实施过程中，通过应用斯伦贝谢公司具有探测地层边界功能的Periscope地质导向工具，提高对地层变化的预测能力，及时调整钻井轨迹，提高油层钻遇率。例如XXX2井设计轨迹地层为下倾，通过使用Periscope探边工具，发现地层实际为上倾，根据预测的构造趋势，指导定向钻井，完钻点垂深比设计浅53.67m，实钻水平段长1629m，油层钻遇率达到90.1%（图4）。

图4 XXX2水平井Periscope地质导向剖面图

2.1.3 随钻跟踪、及时调整，提高区块水平井油层钻遇率

除了依靠先进的地质导向工具，同时充分发挥人的主观能动性，利用积累的地质认识，随钻跟踪，及时作出地质判断和轨迹调整：①着陆前，对标志层逐层确认，调整轨迹，平稳着陆；②着陆后，进行随钻韵律分析，确认轨迹位置，及时调整轨迹；③完钻后，对轨迹进行整体分析，迭代更新区块地质模型，以指导后续待钻井轨迹设计或修正。

通过应用以上技术对策，在开发试验阶段，水平段长度大幅增加的情况下，平均油层钻遇率达到84.7%，相较勘探评价阶段提高11.2%，有效保证了水平井的储层品质（图5）。

图5 开发试验阶段与勘探评价阶段水平段长度与分级压裂方式对比

2.2 提高钻井品质

2.2.1 三维地质建模，刻画储层非均质性，指导井身结构优化

储层压力系数在纵向、横向均呈现出非均质性，剖面上地层压力系数由上至下逐步升高，侏罗系及以上压力系数为1.0，三叠系压力系数最高达1.63。平面上百口泉组目的层压力系数由斜坡区向湖盆区增大，压力系数由1.0升高至1.63。根据以上特点在斜坡区水平段采用二开结构，在湖盆区逐渐过渡到小三开。此外，注意到湖盆区白碱滩组中部砂层有较大井漏风险，调整该区域技术套管长度使其完全封隔中部砂层，为三开安全钻井提供了条件。

2.2.2 针对地层特征，研发新型钻井液体系，攻克井漏失稳难题

玛湖凹陷勘探开发初期，漏失问题突出，且因钻井液体系与地层配伍性差,地层崩落掉块严重。为解决所存在的问题，对取自玛湖凹陷的岩样进行了全岩矿物成分、黏土矿物分析及水化膨胀与水化分散实验[22]。针对岩性特点，开展抑制剂配比及优化研究，经过上百组室内评价实验，优选出氯化钾、有机盐和胺基抑制剂组合，形成适合玛湖地区地层特征的强抑制钻井液体系[23]：16h线性膨胀率最高仅13.46%，克上组地层岩石在该体系中的单轴抗压强度仅降低4.57%（图6）。经过攻关，平均单井漏失量由95.7m3减少至12.4m3，漏失井率由55.6%降低至6.2%。地层岩屑在体系中的滚动回收率最高达到94.6%，平均井径扩大率小于6%，低于行业标准规定的10%，为完井作业提供了良好的井筒条件。

图6 强抑制钻井液效果评价结果

2.2.3 重点针对砾岩层，优选钻头及提速工具，稳步提升钻井速度

玛湖地区纵向上发育3套砾岩层，井段的长度从数百至上千米，砾径为2～80mm，均质性差（图7)，钻头选型和提速工具优选难度大，前期钻井平均机械钻速仅1.8～2.89m/h，平均单只钻头进尺仅122～207m。针对制约钻井速度的3套砾岩层，开展岩石抗压强度、可钻性等参数的室内评价实验，并结合测井资料、地质信息、施工曲线反演建立一维岩石力学模型（图8），为不同层段的钻头个性化设计与评价提供科学依据。

图7 3套砾岩层典型岩心及井段长度

图8 典型井一维岩石力学参数与可钻性预测

在此基础上广泛开展各钻井工艺的横向对比试验，对钻井效率、质量、成本进行综合对比。在直井段选用个性化设计钢体抗冲击性强的PDC钻头，攻克了八道湾组砾岩层的钻井提速瓶颈，单只PDC钻头钻穿砾岩层，实现二开一趟钻，钻头进尺2640m，机械钻速达12.6m/h（图9）。造斜段对比了螺杆和旋转导向两种定向工艺搭配PDC钻头时的钻进效率，结果表明采用旋转导向工艺，平均机械钻速为5.36m/h，单趟钻平均进尺为564m，较螺杆定向工艺分别提高2.44倍和4.13倍（图10)；水平段试验对比了螺杆+国产PDC钻头、螺杆+进口PDC钻头及旋转导向+进口PDC钻头3种定向工艺，优选出旋转导向+进口PDC钻头组合，相比勘探评价阶段采用的螺杆+国产PDC钻头组合，平均机械钻速由3.05m/h提高至4.58m/h，平均单趟钻进尺由137.4m提高至367m，单趟钻最大进尺达到875m（图11）。

图9 直井段攻关前后机械钻速及单只钻头进尺对比图

图10 造斜段不同工艺机械钻速及单只钻头进尺对比图

图11 水平段不同工艺机械钻速及单只钻头进尺对比图

通过地质工程一体化攻关，玛湖地区钻井品质提升效果显著。井壁稳定性问题和漏失情况得到改善，钻井效率明显提升：A井区水平段长由938m增至1200m，钻井工期由121.8天降至95.7天，最短工期为71.92天；B井区水平段长由834m增至1605m，钻井工期由119.5天降至95.8天，最短工期为81天；C井区平均水平段长1206m，钻井工期为78.6天，最短工期为61天（图12）。

图12 攻关前后效果对比图

2.3 提高完井品质

2.3.1 按照地质与工程一体化的思路，建立规范化设计流程，优化压裂设计

提高压裂改造效果的关键就是如何实现工程技术与储层条件的最佳匹配，但传统压裂设计方法不能满足“裂缝控藏”改造需求。新疆油田按照地质工程一体化的思路，建立了针对致密油气藏的规范化设计流程（图13）。流程结合地质认识、裂缝分析、力学建模、压裂模拟与工程实践，以是否使得油藏有效动用为标准，对压裂改造设计的参数合理性进行评价和优化，以强化压裂设计对油气藏的适配性。

图13 水平井压裂优化设计流程图

2.3.2 根据储层特点，采用细分切割方式实现体积压裂，压裂参数“两高三大”

玛湖地区百口泉组储层天然裂缝不发育，岩石偏塑性（杨氏模量小于20GPa、泊松比为0.25～0.27），水平两向应力差较大（10～22MPa），人工裂缝以平面缝为主，难以实现复杂缝网模式的体积压裂。为保障人工裂缝控制体积，确立以细分切割方式实现体积压裂的原则。结合数值模拟与现场试验结果，对人工裂缝设计进行了优化。如图14所示，试验发现裂缝间距小、压裂规模大，不仅对于增加初产有利，稳产效果也更好。因此，裂缝间距由勘探评价阶段60m降至30m，裂缝密度由每百米1.5条增至3条；施工方面，选用桥塞分段+分簇射孔技术，滑溜水+瓜尔胶压裂液复合压裂工艺，且针对储层特低孔特低渗的特性，压裂参数设计坚持“两高三大”的原则，即高前置液比例、高砂比加砂、大砂量改造、大液量入井、大排量(表2），进一步强化体积改造效果。

图14 环玛湖地区不同改造参数与累计产量关系图

表2 致密砂砾岩储层水平井细分切割体积压裂参数设计建议

2.3.3 根据储层非均质性，确立分段分簇5项原则

传统的簇/段间距均分的方法常常产生产量贡献率极低的层级，降低了改造效益。打破惯性思维，充分利用精细三维地质模型，剖析沿水平井轨迹延伸的地质、物性变化情况和工程特点，采用分段分簇5项原则(表3），进行水平井压裂优化设计（图15），可以提高改造效果，降低改造成本。

表3 水平井细分切割体积压裂分段分簇5项原则

通过上述措施，提高了完井品质，改造效果大幅提升。以XXX7井为例，井下微地震监测显示，改造区域裂缝形态以条带状展布，各级裂缝的延伸长度均达到效益开发的要求，波及带宽覆盖整个压裂井段，实现了体积改造的目的（图16），与前期老水平井相比，改造效果显著提高。

3 对单井品质影响因素的再认识

通过玛湖地区致密砂砾岩油藏开展地质工程一体化研究，加深了对该地区地质情况和致密油效益开发模式的认识[1-4]。此外，对影响单井品质的品质三角形的内涵又有了更深入的理解。

图15 XXX4井4725～4300m分段分簇设计结果

图16 XXX7井细分切割分级压裂井下微地震监测事件热点图

3.1 优质的储层品质是提高产量的地质基础

对生产数据的统计分析显示，水平井的产量与水平段钻遇一类优质储层的厚度（沿井筒轴向的厚度，即斜深厚度）呈正相关关系（图17），说明优质储层是提高产量的地质基础。

图17 玛131井区前200天平均单井日产量与一类优质储层厚度交会图

3.2 提高储层品质也有利于提升钻井品质

玛湖地区百口泉组隔夹层发育，储层与隔夹层的机械钻速差异大，优质储层钻速达到4～15m/h，泥岩隔夹层仅有0.5～1m/h。因此一旦偏离优质储层层位，钻井效率就会大受影响，如XXX6井在水平段出层213m，后因泥岩层钻速太低，钻了18天才重新回到储层（图18）。从统计结果来看，也有一、二类储层钻遇率越低，平均机械钻速也越低的规律（图19）。因此提高储层品质的同时也有利于提高钻井品质。

图18 XXX6井钻进情况

图19 平均机械钻速与一、二类储层钻遇率交会图

3.3 根据储层和钻井的具体情况设计改造方式和参数，能提高完井品质

针对玛湖地区储层的地质情况，选择了低缝间距、多级次的大规模加砂压裂改造方式；在目的层位选取时，通过分析沿井剖面脆性指数信息（图3），提前为提高完井品质做准备；在射孔、压裂层位的选择上，综合了地质信息、井结构设计、钻井情况进行分析（表2）。经过以上措施，各压裂分段的产油有效性明显提升，在降低成本的同时提高了完井品质。与前期 老水平井相比，改造效果与持续生产能力显著提高（图20）。

图20 XXX7井与前期老井的日产油情况对比图

3.4 全面提升储层品质、钻井品质、完井品质，能够实现致密油藏的效益开发

经过地质工程一体化攻关，玛湖地区百口泉组致密砂砾岩油藏的单井品质得到了明显提升，单井产量也得到大幅度提高：尤其是XXX1井，最高日产油量达118t（图21），初期平均日产油量达30～60t，该井的成功标志着效益开发试验取得突破，为全面建产奠定了基础。

图21 XXX1井生产曲线

4 结语

新疆油田通过开展地质工程一体化攻关，显著提升了玛湖凹陷致密油藏的开发效益，为区块大规模建产提供了条件，也为类似致密砂砾岩油藏区块的开发积累了宝贵的认识。

(1）优质储层钻遇率是影响水平井产量的关键因素，通过精确三维地质模型与地质导向钻井实践的相互指导、快速迭代，可有效提高优质储层的钻遇率。

(2）钻井过程中井漏、井堵、效率低的问题需要综合利用地质认识、力学分析、液体体系研究和钻井工具优化来解决。

(3）对于致密砂砾岩油藏，可采用分段分簇细分切割的方式，并在参数选取遵循“两高三大”的原则，实现体积压裂。

(4）通过各环节各学科协同合作，全面提升单井的储层品质、钻井品质和完井品质，一些有挑战性的非常规油气藏区块可以实现效益开发。

此外还深刻认识到：地质工程一体化是复杂油气藏提产降本增效的必由之路！地质工程一体化是以油藏地质认识为基础，以提产降本增效为直接目标，以克服地质和工程挑战为内容，多专业结合、融合的工作，需要大胆创新的思维、敢于尝试的勇气，需要相互协作的精神、交叉拓展的意识，需要勇于突破传统规则，打破常规的管理模式，具有实践性、持续性、探索性，需持之以恒地坚持下去。

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