塔里木盆地顺北地区超深断溶体油藏地质工程一体化模式探索

2021-06-22唐磊王建峰曹敬华杨敏李双贵

油气藏评价与开发 2021年3期

唐磊，王建峰，曹敬华，杨敏，李双贵

（1.中国石化油田勘探开发事业部，北京100728；2.中国石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐830011）

随着中国经济的快速发展，国内对石油需求快速增长，石油对外依存度逐年升高，2019年石油对外依存度已突破70%国际警戒线，而这一趋势短期不会改变，国家能源安全面临极大挑战。近年来，随着国内新发现油气资源品质的劣质化和老油田开发进入中后期，勘探开发面临巨大挑战，亟须破解这一难题的新理念、新方法、新技术。随着北美地区页岩油大规模开发[1]，推动了多学科融合、多技术集成的地质工程一体化模式。这一模式也给国内复杂油气藏开发带来了启示，国内借鉴这一模式在特殊类型油藏、复杂油气藏、非常规油气藏相继开展攻关、试验、推广。在南海海相页岩气、塔里木盆地致密气、深层复杂气田、冀中坳陷古潜山油藏、准噶尔盆地页岩油、鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏、长宁页岩气国家示范区、昭通页岩气国家示范区、威远页岩气田、大港油田等多盆地多油气田相继实现效益勘探开发[2-13]。

2015年西北油田在创新的塔河“断溶体”理论指导下，部署在顺北地区1号断裂带上的顺北AH井在奥陶系一间房组发生失返性漏失，完井试油获得高产工业油气流，实现了顺北油田重大突破。此后相继部署的6口评价井在2016年先后钻遇漏失或放空，完井试油全部获得高产工业油气流，由此发现了顺北油气田，初步估算该地区油气资源量17×108t油当量[14]。但该区目的层埋藏深，上覆地层条件复杂，给储集体识别、安全钻井、高效完井均构成极大风险。要高效开发该特殊类型、复杂、超深断溶体油气田，就需要打破常规，创新适合于该类型油藏的特殊工作模式。中国石化西北油田面对该特殊开发对象，率先开展了地质工程一体化探索，初步形成一套与油藏类型相适应的工作模式和技术方法。

1 区域地质特征

顺北地区地处塔克拉玛干沙漠腹地，构造上位于顺托果勒低隆起，其东南延伸至古城墟隆起的顺南斜坡，处于南北两隆（沙雅隆起、卡塔克隆起）、东西两坳（阿瓦提坳陷、满加尔坳陷）之间的似“马鞍形”低隆起上（图1）。相比南北两大隆起区，顺北地区长期位于构造低部位，奥陶系目的层埋深在7 200 m以深[15]，属于超深油气藏。

图1 顺北地区构造位置及主要断裂分布Fig.1 Structure location and distribution of main faults in Shunbei area

该区受控于塔里木盆地的整体演化，主要经历4次主要构造运动：①奥陶纪至泥盆纪末的加里东中晚期—海西早期运动；②晚二叠世末的海西晚期运动；③三叠纪至白垩纪末的印支—燕山运动；④中新世以来的喜马拉雅运动。在多期构造运动中发育不同级别、组系、期次叠加的断裂，目前识别出18个有利断裂带。多期构造运动在不同时期，对该区地层产生了不同程度的改造。根据钻井揭示，顺北地区上覆地层不同程度缺失，但目的层奥陶系整体相对完整，奥陶系可细为上统桑塔木组（O3s）、良里塔格组（O3l）及恰尔巴克组（O3q），中统一间房组（O2yj），中—下统鹰山组（O1-2y）（表1）。多期构造活动形成的断裂为储层发育、油气运移和富集奠定了基础。

表1 顺北油田钻井揭示地层Table 1 Stratigraphic characteristics revealed by drilling in Shunbei Oilfield

研究区发育良好生储盖组合。本地发育玉尔吐斯组烃源岩，生成的高成熟轻质油气沿着深大断裂向上垂向运移，在奥陶系碳酸盐岩地层，遇受多期构造运动及岩溶作用影响发育多期洞穴、裂缝及溶蚀孔洞等储集空间而聚集。奥陶系顶部石炭系下统巴楚组泥质岩、奥陶系上统致密灰岩、灰质泥岩以及其周围致密基质灰岩形成良好的顶封和侧向封挡，形成良好盖层[15-16]。本区良好的生储盖组合为在该区形成大型油气藏提供了可能。

2 油藏特征

顺北油田油藏类型为“断溶体油藏”，受多期构造破裂作用控制，发育在厚层碳酸盐岩内部，叠加后期埋藏流体的改造作用形成。

该区主要发育两大断裂体系，北部主要为“X”型剪切体系，南部为单支走滑体系，断裂既是油气运移通道又是储层，规模储层和油气成藏受走滑断裂控制。

储层主要沿断裂带呈线性分布，但又不整体连片，由多个单独断溶体油气藏组成的“断溶体油气藏群”组成；具有平面规模大、宽度小、纵向油气柱高度大等特点[15-21]，储集空间以断控裂缝—洞穴型储层为主（图2），这些特征为井位选择，轨迹设计和控制提出了很高要求。

图2 顺北地区断溶体油藏发育模式Fig.2 Development model of fault-karst reservoir in Shunbei area

地面流体性质表现为低密度、低凝固点、低黏度、低硫、含蜡、轻质、挥发性原油（表2）。

表2 顺北油田1区油气藏特征统计Table 2 Statistic of oil and gas reservoir characteristics of Block-1 in Shunbei Oilfield

总体来看，顺北断溶体油藏为奥陶系碳酸盐岩裂缝—洞穴型、晚期充注形成的常温、常压、挥发性、未饱和油藏，具有超深（大于7 300 m)、油气柱高度大（500 m）、低凝固点、低黏度、低硫、含蜡、中气油比特征[19]。

3 区域地质工程难点

顺北地区油藏埋藏超深（大于7 300 m），受断裂控制，流体充注复杂，富集程度差异大。上覆地层存在二叠系易漏失、志留系承压能力低、侵入体易垮塌的问题，目的层古生界存在可钻性差、地层压力系统及岩石特性不明确等问题，这给该地区效益开发带来了极大挑战[22]。

4 地质工程一体化模式探索

面对顺北地区油藏地质及工程难题，油田技术人员围绕效益开发这一目标不断探索，初步形成了一套适合于该区超深断溶体油藏效益开发的地质工程一体化模式。

4.1 一体化组织机构

地质工程一体化在技术上涉及多个学科，管理上涉及多个部门，因此，组织好地质工程一体化，不仅是一个技术领域的话题，更是一个管理领域的课题，管理对于成败所起的作用可能更具有决定性[1]。

为做好一体化决策、管理、组织和实施的高效互动，搭建协同作战的一体化管理架构，打破原有“技术条块分割、管理接力进行”模式，做实一体化研究、一体化作业、一体化管理。

构建组织架构：成立地质工程一体化领导小组，下设办公室、专家组、项目实施组等日常协调、决策、运行机构。领导小组由油田公司主要领导牵头，制定重大决策，掌控全局。办公室由油田公司总经理、分管副总经理任办公室主任、副主任，统筹运作，全面推进。专家组由油田公司技术首席牵头，组织科研院所专家及施工方技术专家共同制定技术方案。项目实施组由勘探、开发、工程技术管理部门负责人共同组织，方案设计方与施工方技术人员融合、甲乙方互动，共同实施。

制定管理模式：按照“概念方案一体化设计、开发方案一体化优化、方案实施一体化动态优化、学习提升与一体化标准集成”工作模式，整合资源优势，一体化组织实施，多专业协同（图3）。

图3 塔里木盆地顺北地区地质工程一体化工作流程Fig.3 Work flow of geology-engineering integration in Shunbei area,Tarim Basin

注重考核监督：办公室根据项目进度，适时对专家组和项目实施组进行考核。对专家组重点考核地质方案、工程方案符合率及对复杂情况制定处理、建议方案反应时间。对项目实施组重点考核方案执行符合率、信息反馈率、关键地层卡取误差及HSSE管理情况等，强调在提高质量和效率的同时坚决杜绝井喷失控、人身伤害、环保等事故。

4.2 一体化工作模式

紧紧抓住产建项目从设计到结束各个关键节点，围绕一体化目标，不断优化关键工序，初步形成一套工作流程。产建项目关键节点主要包括定井位、选井型、安全钻井、高效完井。

4.2.1 定井位

物探—地质—油藏一体化研究，寻找目标“甜点”。物探—地质一体化选择有利区，油藏—物探一体化确定洞顶、溶洞中心、溶洞边界。在顺北地区，通过大量实钻井资料及正演模型反复论证推演，集成创新了以逆时偏移定中心、分频能量定边界及波阻抗反演定洞顶的单溶洞位置的“三定”技术（图4），提高缝洞一次钻遇率，缩短钻井周期，节约钻井费用。逐步形成了“七步流程八项内容”的布井模式。

图4 顺北地区“三定”技术识别储集体Fig.4 Three identification techniques of reservoir recognition in Shunbei area

布井七步流程：井位排查—优选论证—研讨审核—风险评价—汇报审查—多次深化论证—井位优化调整。

论证8项内容：岩溶地质特征—岩溶单元划分与开发特征—井洞配置缝洞关系—油气富集特征—储量精细复算与分类评估—连通动用状况分析与井网构建—方案设计—风险评估。

4.2.2 选井型

油藏—工程—地面一体化论证，优选最佳井型。

1）油藏—地面一体化，选择合适的地面钻井场所。重点是油藏与工程确定“甜点”后，依据已有地面系统现状图及卫星遥感图结合地面井口踏勘，避免空中电线，地面树木农田环保区、地下管线等影响因素，结果及时反馈，减少因地面条件不具备产生的现场踏勘工作，加快井位论证速度。踏勘过程从“循环模式”向“交互模式”转变，提高运行时效（图5）。

图5 现场踏勘模式Fig.5 Field reconnaissance mode

2）油藏—钻井工程一体化，选择合适的井型和井身轨迹。根据油藏需要、结合地面条件兼顾工程安全设计井型。对于油藏目标体为单洞体且储量规模支撑效益开发的井点，如果地面满足施工条件，则无需移位；如果地质预测无复杂钻遇地层，满足安全钻井要求的设计为直井。当油藏目标体为多洞体或小缝洞集合体，单个体储量规模不满足效益要求的井点，井轨迹要求一次兼顾多个体，或者地面条件复杂，不满足施工条件，则井口需要优化移位；如果地质预测上覆地层可能存在垮、漏频发的复杂钻遇地层时，则需要优化为绕障轨迹，这类井需优化为斜井或水平井。在上述工作基础上，还要考虑后期储层改造的需求，这就需要考虑地层应力方向，综合考虑井口设定、轨迹走向等。

例如SHB-X井（图6），油藏地质人员设计该井目标储集体有2个，分2次动用，油藏技术人员初步设计井口在两个目标储集体右侧，第一目标体钻井轨迹走向为从东向西，与断裂大夹角（图6a）。通过地质工程一体化论证，考虑到该井后期可能实施储层改造，根据该区地应力方向，调整井口位置为两个目标储集体西侧，轨迹走向为从西向东南，与断裂小夹角（图6b）。

图6 SHB-X井井口位置及轨迹走向优化前后对比Fig.6 Comparison before and after optimization of wellhead position and trajectory of Well-SHB-X

4.2.3 安全钻井

1）地质—油藏—工程一体化融合，设计安全钻井方案。地质设计人员及时将方案部署井分布、部署目的、预期达到的效果、关键设计参数、主要风险预测通报工程设计人员。工程设计人员根据油藏要求和油藏地质情况，提前做好井身结构优化、井眼轨道的设计、选择合适的钻井液体系及相应技术措施，双方及时对接沟通[22-33]。由传统的“串联”模式向高效“并联”模式转变，密切结合，数据统一，加快节奏。设计周期可从“串联式”的75 d下降到“并联式”的50 d左右（图7）。

图7 方案设计运行模式对比Fig.7 Comparison of program design and operation mode

2）设计—施工一体化，做好现场跟踪、调整。设计思路现场交底，特殊工艺井全程跟踪，施工方参加设计审核。油藏地质及工程人员密切关注现场进展，当实钻与预测存在较大偏差时，根据第一手资料及时修编构造图等图件，及时调整靶点，确保钻达目标体。

4.2.4 高效完井

根据地质和钻井资料，地质工程技术人员共同制定最优完井方案，实现储集体高效沟通动用。规范资料需求，提高油藏工程沟通效率；表单化管理，明确改造地质目标需求，确保工程方案顺利实施，达到油藏要求。在前期资料基础上，归纳、总结，建立统一设计图版，实现定量化设计（图8）。

图8 酸蚀缝长与压裂液排量关系Fig.8 Relation between acid etching length and fracturing fluid displacement

对于SHB5-CH井储层改造，通过优化酸液体系，提升管柱、井口参数，实现储层改造从笼统酸压向定向长距离酸压转变，实现了“一井多动”目的，初期日产油能力达到170 t，得到大幅提升（图9）。

图9 SHB5-CH井酸压施工曲线Fig.9 Acid-fracturing construction curves of Well-SHB5-CH

油藏—采油一体化，预判井区能量、优化完井管柱，缩短作业周期。对井区能量可能不足，完井管柱直接设计为自喷—机轴一体化管柱，井均可节省作业时间5 d。

对于即将投产井，提前对比分析邻区、邻井资料，提前预判地层能量和含水状况，针对性制定合理工作制度和相应对策。对于地层能量强，底水不活跃井，采用较大工作制度生产，注意见水跟踪、预警；对于地层能量弱，底水欠发育井，采用机抽+大泵提液，同时注水补充能量；对于地层能量强，底水活跃井，采用较小工作制度，同时密切监测含水变化[34-35]。

4.3 建立项目后评价制度

在项目完成后需及时开展后评价，对地震、地质、钻井、采油、地面、投资、产出等开展全面评估，对比设计与实施情况，分析方案符合情况及差别原因。对方案中未考虑的问题及时进行补充，对新出现的问题和矛盾及时进行分析，提出技术改进和提高经济效益的对策和措施。

通过贯穿产能建设全过程的多轮次分析—改进—固化—推广—提升，建立学习曲线标准流程，形成可复制推广的技术体系。

4.4 实例

顺北ZH井是部署在顺北4号带南部的一口评价井，目的层古生界奥陶系鹰山组，目的是评价杂乱弱反射储层的含油气性，进山深度230 m。大斜度井，位移651 m，井深8 022 m。

从井位论证开始，即开展工程与地质深入结合，共同研究地质设计、共同分析地层剖面，共同查看邻井资料，一起识别风险与难点的关键地层特征，针对性设计、集成最优钻完井工艺。

根据地质预测，本井在二叠系地层发育38 m厚的玄武岩，该井段存在井壁失稳风险，为确保火成岩段井壁稳定，优化钻井液密度、强化随钻封堵及防塌，设计钾胺基聚磺钻井液体系：密度控制在1.25～1.28 g/cm3，K+＞20 000 mg/L，聚胺0.5%～1%强化抑制；用2%～3%超细碳酸钙（500～800目）+1%～3%竹纤维+3%高软化点沥青随钻封堵；优化钻井液流变性，控制动塑比0.3以上以强化携岩性能；起钻前用黏度大于100 s稠浆段塞洗井。

根据地震资料，本井志留系钻遇地层无大断裂，裂缝欠发育，重点考虑防漏：钻井液密度比重控制在1.30～1.32；控制滤失HTHP瞬时失水小于等于1 mL；微纳米+柔性封堵防塌；钻井液90℃动塑比0.4保障携岩能力；合理采用重稠浆清扫液洗井；小角度单弯，适当扩径。

地质人员预测本井在奥陶系桑塔木组可能钻遇2套辉绿岩侵入体，第一套顶深6 294 m，厚度30 m；第二套疑似顶深6 930 m，厚度15 m。地质与工程人员研究后认为该地层应力未释放，井壁易坍塌，故设计防塌措施：钻井液比重1.50～1.60；瞬时失水小于等于1 mL；复合沥青+刚性的强封堵性；泥浆动塑比0.4；稠浆或纤维清扫；10%堵漏浆携带；螺杆钻具防碰撞。

在奥陶系储层段，为实现地质目的，对储层轨迹进行优化。将大井身全角变化率水平井优化为小井身全角变化率斜井，优化轨迹在断裂特征明显的位置进入储层。储层段呈弱挤压特征，偏移最大主应力方向，井壁稳定、酸压易造缝。设计造斜点进山15 m，满足后期侧钻；设计井身全角变化率15°/30 m，满足分段酸压条件。

通过对顺北地区多口井钻后情况统计分析，51%裂缝分布在0.1～0.5 mm，39.2%分布在0.5～5 mm，裂缝占比54.8%，溶洞占比45.2%，容易发生漏失。漏失造成储层渗透率降低，堵塞物难以解堵。为减少储层伤害，设计人员决定引入无固相钻井液保护储层。

因顺北ZH井奥陶系桑塔木组可能发育两套45 m火成岩侵入体，通过地质工程一体深入结合，在充分认识地层特性的基础上，将井身结构从常规五级井身结构优化为四级（图10）。设计钻井周期206 d，比邻井实钻周期349 d少143 d。

顺北ZH井2020年12月开钻，已按钻井工程设计顺利钻穿上覆多套复杂地层，目前井深7 398 m，层位古生界奥陶系一间房组。目前正按设计顺利钻进，按目前钻进情况，预计钻井周期可能少于设计的206 d，表明地质工程一体化可有效避免工程事故，节约钻井周期，预计产能也将一定程度提高。

5 一体化探索效果

塔里木盆地顺北油田自2016年发现以来，通过不断探索，初步形成了井位论证、井型设计、安全钻井及高效完井等四大关键环节的地质工程一体化工作模式。随着勘探开发不断深入，钻井井深不断加大，近3 a平均单井井深从7 834 m不断加深至8 111 m，但钻井异常情况明显减少，钻井周期大幅下降，井平均钻井周期从2018年的291 d降至2020年的209 d，降幅28.2 %，单井控制储量由50×104t左右升至108×104t左右，百万吨产能建设投资控制在52.7×108元左右，开发成本控制在19美元/桶以下。至2020年末，顺北地区已建成100×104t原油生产能力阵地，成为中国石化增储上产的主战场。