地质工程一体化在玛湖凹陷致密砂砾岩水平井开发中的实践

刘 涛 石善志 郑子君 纪拥军 王 磊

（ 1 中国石油新疆油田公司；2 能新科(西安)油气技术有限公司 ）

致密砂砾岩油气藏在中国分布广泛[1-9]。随着油气开采的深入，此类油气藏在油田中的地位日益重要，探索其效益开发模式，对于中国能源行业的持续健康发展有着重大的意义。多年来，新疆油田针对玛湖凹陷的砂砾岩致密油开展的勘探开发试验，正在逐渐将玛湖凹陷变为增储上产的新基地[10-11]。新疆油田引入地质工程一体化的研究思路，针对玛湖凹陷西斜坡玛18、玛131、风南4等区块三叠系百口泉组油藏开展了开发试验，已经取得可喜进展，确立了此类油藏以“水平井+体积压裂”为主的开发思路[12-13]，并积极总结推广开发经验。而玛湖凹陷东斜坡的玛东2井区主要储层为二叠系下乌尔禾组，埋藏深，裂缝不发育，物性差，泥质含量高，水敏、压敏现象严重，储层岩体砾径分选性差，非均质性强，偏塑性，导致其效益开发面临更大挑战[14-15]。截至2015年，玛东2井区已经完钻并改造了5口评价直井。试油结果表明，直井天然产量极低或无产量，压裂后平均日产量仍不足4t。一方面是由于前期井区勘探评价井较少，对井区储层的地质认识不够；另一方面，大量文献通过数值模拟和物理实验说明，砾石的存在可能明显影响水力压裂裂缝的延伸长度和形态，是储层改造的不利因素[16-23]，这在玛东2井区尤其突出。

能否通过优选层位钻水平井和针对砂砾岩储层采取合理的压裂改造措施，使井区储量得到有效开发，是玛东2井区最关心的问题。新疆油田在深入研究井区及邻区资料和吸取文献地质工程一体化研究经验的基础上[24-26]，开展了多学科一体化攻关，围绕砂砾岩储层的特点开展了地质研究和工程优化，着力提升单井品质，并于2015—2017年完钻、压裂并试采了井区的第一口水平开发试验评价井，对井区效益开发模式进行了进一步探索。

1 玛东地区下乌尔禾组储层特征

玛东2井区位于新疆维吾尔自治区和布克赛尔县境内，区域构造位于准噶尔盆地陆梁隆起的夏盐凸起北部与三个泉凸起西部的结合部，主要目的层为二叠系下乌尔禾组。截至2015年，已完钻、压裂并试油了5口试验评价直井（图1），探明含油面积17km2，控制储量上千万吨。为使得井区储量能得到有效动用，新疆油田利用地质工程一体化工作思路，对井区致密砂砾岩储层的特点和效益开发模式进行了研究（图2）。

采集了其中4口井的岩心共70m，进行分析试验13项620样次。除常规测井外，还进行了全井眼地层电阻率扫描测井1口井，核磁共振和偶极子声波测井1口井。玛东2井区作为夏盐11井区精细连片三维地震采集的一部分，采集了精细三维数据，面元尺寸为12.5m×25m。

图1 玛东2井区井位部署以及下乌尔禾组四段（P2w4）顶面构造图

图2 玛东2井区地质工程一体化攻关流程示意图

1.1 玛东2井区地质情况

根据玛东2井区已钻揭地层及地震层位标定、追踪对比结果，该区构造整体上为一大的西倾鼻状构造，鼻状构造北翼被陆南断裂切割，陆南断裂南侧为一向南西倾的单斜。井区自下而上发育石炭系，二叠系佳木河组、夏子街组及下乌尔禾组，三叠系百口泉组、克拉玛依组及白碱滩组，侏罗系，白垩系等，其中石炭系与二叠系、二叠系与三叠系均为不整合接触，各套地层自西向东逐层超覆尖灭。二叠系下乌尔禾组是该井区的主要含油层系，沉积相以扇三角洲前缘亚相为主，存在水下分流河道和河道间等微相类型，东部为物源。圈闭内下乌尔禾组厚度变化不大，平均厚度在120m左右，自下而上可细分为4段，第四段（P2w4）为主要含油层段。P2w4段自上而下分为三个砂组。油层分布在砂组（平均厚度为21m）和砂组（平均厚度为48m）的下部，以砂组为优。在测井精细对比基础上，将含油的和砂组进一步细分3个单砂层组，自上而下为和

1.2 玛东2井区砂砾岩储层特征

1.2.1 储层岩性特征

玛东2井区下乌尔禾组四段（P2w4）储层岩性主要为灰色、深灰色砂砾岩，其次为砂质小砾岩，含少量灰色细砂岩、含砾粗砂岩。砾石成分平均含量为69.5%，以凝灰岩为主（占41.7%），安山岩及霏细岩次之（分别为14.7%、8.7%）；砂质成分平均含量为26.5%，以凝灰岩为主（占17.6%），安山岩及霏细岩次之（分别为2.5%、2.2%）。储层填隙物平均含量为4%，杂基主要为泥质，含量约为3%，胶结物主要为硅质，含量约为1%。以砂砾状结构、砂质砾状结构为主，主要为颗粒支撑；砾径一般为5～20mm，最大超过100mm；分选中等—差，岩石颗粒磨圆度主要为次棱角状—次圆状；胶结程度中等—致密，胶结类型为压嵌型、孔隙—压嵌型。相比邻区的玛131井区，玛东2井区地层砾石砾径更粗，泥质含量接近。

下乌尔禾组岩石薄片分析资料表明泥质含量为3.0%，全岩定量分析黏土含量为37.0%～44.8%，平均为40.6%，黏土含量很高。非黏土矿物中石英含量最高，平均为39.2%；其次为钠长石，平均为15.2%。黏土矿物中相对含量最高的为蒙脱石（62.2%），其次为绿泥石（22%），伊/蒙混层含量达10.7%，具有潜在的强水敏特征。

1.2.2 储层物性特征

物性资料分析显示主要目的层段P2w4段储层孔隙度为2.6%～10.9%，平均为6.6%，渗透率为0.016～126.0m D，平均为3.68m D，属于特低孔、特低渗储层[27]；油层孔隙度为6.5%～10.9%，平均为7.3%，渗透率为0.08～126.00m D，平均为4.12m D（图3）。相比邻近的玛131井区百口泉组储层，玛东2井区P2w4段储层孔隙度更低（玛131井区孔隙度为9.6%），但渗透率略高（玛131井区渗透率为0.96m D）。铸体薄片鉴定结果统计显示，P2w4段储层储集空间以次生孔隙为主，主要孔隙类型有粒内溶孔（占37%）、界面孔（占30%）、粒间溶孔（占15%）、微裂缝（占9%）、基质溶孔（占5%）、粒间残留孔（占4%）。压汞资料显示玛东2井区P2w4段油层平均分选系数为1.58，平均变异系数为0.13，最大孔喉半径为1.98μ m，孔喉体积比为2.16；平均中值压力为17.72MPa，平均中值半径为0.048μm，平均排驱压力为0.62MPa，平均毛细管半径为0.41μm。孔隙结构为中—低孔微细喉道，孔隙结构略差于邻近玛131井区。

由玛东2井区P2w4段岩心水敏试验统计结果可知，水敏损害率为90.84%～94.75%，平均为92.49%，表现为极强水敏特征。变围压渗流试验结果显示，降压恢复后渗透率损失为38.57%～62.39%，平均为53.4%，表现为强压敏特征，可能会导致衰竭式开发效果较差。

图3 玛东2井区块P2w 4段油层物性分布直方图

1.3 储层评价标准及砾径的影响

1.3.1 储层评价初步标准

根据测井资料计算了玛东2井区各评价直井的含油饱和度曲线和孔隙度曲线，并按惯例以含油饱和度和孔隙度为标准为储层定义了初步分类标准。将评价直井中各砂体层的平均值绘制成交会图后发现，数据点间并没有明显界限，因此根据经验将储层分为4类，其中Ⅰ—Ⅲ类为由好至差的油层，Ⅳ类为非油层（图4）。根据三维地质建模结果，绘制油层厚度分布图（图5），可见储层水平方向上的甜点在井区北部中间位置。

1.3.2 储层砾径的分布规律及其对储层评价的影响

图4 玛东2井区P2w 4段孔隙度与含油饱和度交会图

根据测井解释分析油层在纵向上的分布。砂组下部储层非均质性较强，自然伽马值和泥质含量由上至下逐渐降低，密度变化较大，储层以Ⅱ、Ⅲ类为主。而至砂组上部，自然伽马、密度、声波时差、电阻率曲线基本平直，变化不大；孔隙度与渗透率较高；储层以I类为主（图6）。从各筒次岩心的砾径统计可以看出，砂组的砾径较小（图7），在该组砂岩中的钻进和改造也相对容易。因此，储层纵向上的地质甜点在组上部。

图5 玛东2井区P2w 4段Ⅰ、Ⅱ类油层厚度图

图6 玛211井P2w 4油层测井解释

图7 玛211井P2w4油层各岩心筒次平均砾径统计

上述甜点分析结论在玛东2井区西部3口井（玛211井、玛东2井、玛202井）的压后试油分析中得到了验证，日产量和单井优质储层厚度有着明显正相关关系（表1）。而井区东部的玛213井和玛201井，在高含油饱和度储层厚度和西部各井相当的情况下（图4、图5），压后产量显然偏低，暗示采用传统的储层分类方案并不完全适用玛东2井区。地质研究发现，玛东2井区内由西向东颗粒分选逐渐变差，砾石砾径逐渐变大，部分砾径达到十几厘米，这是由于下乌尔禾组沉积环境为扇三角洲前缘，且靠近东部为物源处造成的。而砾石分选和砾径的区别可能对钻井和压裂施工均产生影响，最终影响单井产能。考虑到储层甜点应当为地质甜点与工程甜点的重合处，在储层分类初步标准的基础上（图4），额外增加岩性指标，将储层岩性按主要砾径大小分为大中砾岩（主要砾径d≥16mm）、小中砾岩（16mm＞d≥8mm）、细砾岩（8mm＞d≥2mm）、砂岩（2mm＞d≥0.01mm）和泥岩（d＜0.01mm），其中I类储层要求为小中砾岩及以下，Ⅱ类储层要求为小中砾岩或大中砾岩。调整评价准则后，压后产量与储层分类结果吻合较好，解释了玛201井和玛213井产量相对较低的现象。

表1 玛东2井区块下乌尔禾组油藏压裂效果对比表

2 砾石对水力压裂的影响

砾石的存在可能对储层的压裂改造产生不利影响，最终导致单井产能降低，这可能是导致玛东2井区压裂效果不理想的一个因素。为寻找针对性的解决方案，在进行岩石力学建模的基础上，通过文献调研、数值模拟和压裂工艺分析的方式对此效应进行了研究[28-29]。

2.1 储层岩石力学参数

2.1.1 储层岩石力学性质

依据声波测井曲线和岩心实验标定，分别计算各井泊松比、杨氏模量及脆性指数(表2)。

表2 玛东2井区下乌尔禾组岩石力学特性

从表2可以看出，砾径较大的东部2口井（玛201井、玛213井）的储层杨氏模量明显低于西部各井，且脆性指数较低，更难实现有效的压裂改造，与实测情形相符。

2.1.2 储层现今应力状态

通过玛202井FM I资料，从诱导缝方位及垮塌井眼方位判断最大水平主应力方向为115°～295°。玛213井偶极声波测井显示最大主应力方向为北西—南东向。综合判断最小水平主应力方向为25°～205°。按照孔隙介质分层地应力解释方法，对储层的应力状态进行了解释（图8），并以压裂闭合应力、崩落情况等进行标定。结果表明，区块最大水平主应力平均为85MPa，最小水平主应力约为70MPa，且水平主应力与地层压力均由西向东逐渐增高，东部有效水平主应力反而较高（表3）。储层两向应力差较大，约为20MPa，易于形成单一主缝。

2.2 砾石对压裂效果的影响

现有文献主要通过有限元模拟和物理实验的方式，定性地揭示了砾石的存在对水力压裂裂缝扩展的影响[16-21]。通常认为，砾石对压裂施工有3个方面的影响。

(1）对压裂液体的影响：通常砾石砾径越大，圆度越差，在砾石夹杂附近的应力集中越明显，越容易形成次生裂缝，从而增加压裂液的滤失，影响裂缝延伸长度。

图8 玛213井岩石力学参数剖面

表3 玛东2井区下乌尔禾组应力状态

(2）对裂缝形态的影响：裂缝遇砾石后会根据物理性质和地应力状态的不同，延伸方向发生相应的改变，形成更多偏转绕行缝或分支，增加裂缝长度但却没有相应增大控制体积（图9）。在砾径较大时，这种效应较为明显，导致施工压力增大[21]，甚至可能直接阻止裂缝扩展[16]。

图9 水力裂缝遇砾石时的典型扩展模式[16]

(3）对支撑剂分布的影响：由于裂缝液体降低，导致裂缝延伸受阻，并在裂缝连续偏转时降低压裂携砂能力，引起砂堵，地面可观察到施工压力的明显波动；而砾径越大，越能导致大幅度的偏转，携砂需要的流量和压力也就越高。

调研还发现，现有实验研究因为试样数量有限，结果随机分散性较大；而数值模拟研究主要采用有限元方法模拟岩体裂纹的扩展，针对裂缝形态的改变作定性的探讨，而对于工程中最关键的问题，即给定工艺后压裂效果受影响的程度仅作了逻辑上的推导。为评价压裂效果，需要进行流固耦合的模拟才能较好描述裂缝内压力衰减、扩展终止的情况。新疆油田利用3DEC离散元软件建立了概念性的拟三维模型，并给定压力边界条件，对砂砾岩中的水力压裂裂缝扩展过程进行了流固耦合的数值模拟研究（图10），验证了文献给出的上述定性结论，同时表明砾石的存在确实可导致压裂能量更快衰减，压裂液的流动受到更大阻力；砾石还使得储层岩体表现出更强的塑性，与前述现象吻合。以上因素最终使得采用相同工艺时，含砾储层的改造长度缩短，控制体积更低。

2.3 针对玛东2井区砂砾岩储层特点的压裂措施

根据以上分析，玛东2井区致密砂砾岩储层改造的难点以及相应对策如下：

(1）储层基础物性极差，属特低孔、特低渗储层，需压裂改造获得产能，工艺上考虑采取大规模压裂改造，通过形成较长填砂裂缝增加泄油面积。对于水平井以密集切割方式实现体积压裂。

(2）主裂缝延展受到影响，支撑剂容易在绕流时沉降。考虑适当提高施工排量，采取多级前置液段塞降滤及打磨近井裂缝，适当降低施工砂比，提高压裂液效率。

(3）区块泥质含量高，岩石塑性强，易产生支撑剂嵌入影响裂缝导流能力，需采用高强度支撑剂，并适量提高铺砂浓度，保证压裂效果。

(4）储层强水敏，容易受到压裂液的污染；通过开展液体试验，定制压裂液体系，使之具有良好的防膨性能和携砂性能，助排效果好，易破胶返排。

图10 水力压裂裂缝在含砾储层中的扩展以及孔隙压力分布的离散元模拟

3 玛东1号水平井的地质工程一体化实施

玛东1号水平井是玛东2井区第一口水平井，可以参考的资料较少；储层岩性主要为砂砾岩，影响裂缝扩展，增大了加砂难度；泥质含量高，水敏现象严重，容易造成液体伤害。为应对挑战，新疆油田成立由油藏地质、增产压裂、电缆等多学科人员组成的地质工程一体化项目组，根据有限资料加强油藏地质认识，并依托增产工程中心的条件和设备进行全面的实验分析，为钻井、压裂设计提供支持。在施工过程中，各学科紧密配合，及时沟通，依据预案对施工进行实时的管控和调整，保障了玛东1号水平井的顺利实施。

3.1 设计、钻井阶段

利用直井资料和地震解释成果建立了玛东2井区的三维地质模型。鉴于井距大，为减小井间构造预测的误差，用三维地震P2w4底面构造图对井间构造进行了控制。根据细分层认识，对主力单层砂组顶界与底界进行井控构造约束（图11），在模型中，各井点分层海拔与构造模型海拔吻合，误差小于0.1m，说明构造模型准确；在构造模型的基础上，油层属性模型井点吻合良好，可以用该模型进行水平井设计。

图11 玛东2井区下乌尔禾组P2w 43-1（左）顶界与（右）底界构造图

根据项目研究成果，从优质储层厚度的角度，选择水平井井口位于玛213井西北700m、玛东2井东南1800m的优质储层较厚处（图5）。

纵向上储层段存在及两套单层砂组，其中后者为主力油层，因此取目的层位为上部砂层。砂组相对而言脆性指数较高，易于压裂施工，可以通过大规模加砂压裂兼顾上下的砂组，增加增产潜能。另外该组顶部有一套稳定的高自然伽马值泥岩层（厚度为2～6m），便于录井跟踪实施，实现地质目标（图6）。

水平井段钻进方向与水平最大主应力垂直，既可保持井眼稳定又有利于压裂形成多条垂直水平段的裂缝，由构造高部位向低部位钻进，易于施工，因此取钻井方位为205°。

从工程施工和经济效益两方面出发，选择水平段长度：由于水平井采用裸眼封隔器+投球滑套分段压裂工艺，水平段长度主要受滑套工具稳定性的影响。从保证现场工艺顺利、安全、可靠实施的角度设计水平段长度为1140m～1425m；又考虑水平段三趟钻钻井能力，设计水平段长不宜超过1200m；综合地质、经济效益与工程设计后设计水平段长度为1200m。

借助于精确的三维地质建模、先进的地质导向工具和实时协同合作的工作方式，玛东1号水平井实钻水平段成功着陆油层，测井解释水平井段3890.0～5090.0m，段长1200m，储层钻遇率达90.6%，实现了地质目标，确保了玛东1号水平井的储层品质和钻井品质（图12）。

图12 玛东1号水平井实钻轨迹与分段分簇设计

3.2 储层改造阶段

玛东2井区储层为特低孔、特低渗致密砂砾岩储层，前期直井改造效果不理想，为在水平井上获得突破，以体积压裂理念进行改造，并根据储层特点优化压裂工艺。

3.2.1 压裂方案优化

试油结果表明储层低产且无边底水，具备大规模改造需求和条件；参考邻近井区（玛18、玛131井区）经验以及储层特点，采用速钻桥塞射孔分段压裂工艺，以密集切割方式实现大规模体积压裂，并以地质甜点与工程甜点相结合的方式确定分簇、分段，主要遵循以下原则：

（1）射孔簇选择以地质甜点为前提，优选段内岩性、地应力一致区域；

（2）分段要求单段内岩性、物性、主应力差异性较小；

（3）连续油层段内，避免对产层、非产层段同时射孔和压裂改造；

（4）油层水平段进行多分簇、大规模改造；

（5）差油层水平段适度规模改造；

（6）射孔及桥塞坐封位置避开套管接箍。

在上述原则指导下，设计玛东1号井共分20段/33簇，簇间距为22～55m，平均为31m，段间距为47～78m，平均为60m，其中14～20段每段1簇，1～13段每段2簇（图12）。采用大孔径、深穿透射孔枪弹组合，保证射孔完善程度，提高施工成功率。

考虑地层偏软，塑性较强，支撑剂可能嵌入岩层，降低支撑效果（表2），需要较高的铺砂浓度，采用20%～25%的高砂比。根据岩石力学参数及缝长等参数计算，在单簇4～5m3/m in排量下裂缝宽度为3.7mm，以超过3倍支撑剂砾径为原则，主体支撑剂尺寸选择20～40目陶粒可满足要求。根据邻近直井的应力状况（表3），估计玛东1号水平井储层最小水平主应力为60～65MPa，保守估计生产时流压为10MPa，支撑剂实际承压为50～55MPa，需要选择抗压强度为69MPa的中密度高强度陶粒支撑剂。同时针对砂砾岩储层压裂产生复杂多裂缝及近井筒弯曲的现象，选取40～70目陶粒进行段塞打磨。

砂砾岩储层压裂需要能量较大，在考虑井口、套管安全的情况下，采用大液量、大排量（8m3/m in）注入的方式，充分压开地层。同时采用前置酸和前置段塞工艺，确保快速达到设计排量。研究区天然裂缝不发育，液体滤失小，效率高，设计前置液比例为40%～45%。

针对储层极强的水敏性，采用了防膨瓜尔胶压裂液体系，并通过试验验证达到设计要求。伤害实验采用压裂液破胶液驱替岩心，气测伤害前后的岩心渗透率，低浓度体系对岩心具有较低的伤害，平均伤害率为21.1%，满足对储层低伤害的要求（图13）；破乳实验采用井区原油，90℃下进行瓜尔胶破乳性能测试，结果表明与未加破乳助排剂的体系相比，具有明显的破乳效果，加入0.3%破乳助排剂，破乳率均达到95%以上。防膨实验表明，采用高效的有机黏土防膨剂，优选浓度为0.8%时，防膨率达到83.3%，性能良好。

图13 岩心渗透率伤害实验结果

3.2.2 施工分析及效果

根据设计，累计用时13天完成20级、33簇压裂施工；入井总液量为18507.8m3，其中酸液99m3，滑溜水2957.5m3，冻胶15451.3m3；加砂1057m3，其中20～40目陶粒1022.9m3，40～70目陶粒34.1m3。携砂液排量为4.2～8.5m3/m in，平均为6.5m3/m in。平均砂比为17.1%；前置液比例平均为47.6%；瞬时停泵压力为35～53MPa，平均为39.7MPa；破裂压力为62～78MPa，平均为70MPa（图14）。

图14 玛东1号水平井压裂曲线

酸处理效果明显，处理后施工排量平均增加了152%，相同排量下压力下降了1.1～27MPa，平均下降11.1MPa,对于快速建立排量、降低施工压力具有重要作用。整体而言，单级两簇射孔比单级单簇射孔酸处理效果更好，压力下降更加明显（图15）。酸处理已成为水平井分段压裂的必备技术。段塞处理效果明显，达到了降低施工压力、快速建立施工排量的目标（图16）。

图16 玛东1号水平井第五级压裂曲线

裂缝延伸压力梯度分析结果表明（图14），单级1簇的射孔方案合理，簇间应力影响很小；调整射孔方案的分级未出现砂堵，并且达到2级/天的施工进度，加砂完成率达到94.4%，表明砾岩油藏单级单簇射孔可以有效降低施工难度。

玛东1号水平井返排后，产油量逐渐上升，初期最大产油量为86.0t/d，产水量为5.49t/d；含水稳定后，采用3mm油嘴生产时，平均产油量为53.9t/d，产水量为2.42t/d；采用2.5mm油嘴生产时，平均产油量为38.13t/d，产水量为1.69t/d；压裂增产效果远远高于邻近直井（图17）。

图17 玛东2井区压后产量对比

4 结论

通过开展地质工程一体化攻关，新疆油田在地质认识有限、数据资料不够、开发经验不足的情况下，各学科紧密配合，在玛东2井区开发的第一口水平井即取得了优质储层钻遇率超90%、压后产量超50t/d的成果，为井区及致密砂砾岩油藏的效益开发增添了信心。同时也得到了一些在此类致密砂砾岩储层中进行开发的经验和认识：

(1）对于砾石占比较大的致密砂砾岩储层，在储层分类标准中应考虑砾径的影响，砾径过大不宜作为I类储层，以确保目的层的选取在地质和工程方面均得到优化。

(2）井区内砾径较大的砂砾岩塑性较强，会影响压裂主缝延伸长度，并对压裂过程中的液体流动、裂纹形态和支撑剂分布均会产生不利影响。在改造时可采用大规模、大排量、高砂比的参数，并选取强度较大的支撑剂以及对储层伤害较小的压裂液体体系。

(3）采用水平井+细分切割体积压裂的开发模式，增大单井控制体积，提高单井品质，可以实现致密砂砾岩储层的效益开发。

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