大幅提高超深致密砂岩气藏采收率对策与实践——以塔里木盆地克拉苏气田为例

李国欣 田 军 段晓文 杨海军 唐永亮 张承泽 毕海滨 鲜成钢 刘 合

1. 油气资源与探测国家重点实验室 2.中国石油勘探与生产公司 3.中国石油塔里木油田公司 4.中国石油勘探开发研究院

0 引言

克拉苏气田位于中国塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带。近年来，深层勘探技术的突破推动了克拉苏气田勘探的持续发现，累计探明天然气地质储量超万亿立方米，已成为塔里木油田天然气上产的主要战场。该气田主要含气层系为白垩系巴什基奇克组，区内构造高陡，气藏埋深介于 6 000 ～ 8 000 m，储层厚度介于200～320 m，储层平均孔隙度介于2%～8%，储层渗透率介于0.001～0.1 mD，地层压力高达150 MPa，地层温度高达190 ℃；受强构造挤压变形影响，断裂发育且储层非均质性强，水体分布复杂且活跃，导致不同气藏开发特征差异较大，部分气藏水侵速度快，严重影响气藏开发效果和最终采收率。

调研表明国内外无同类型气田。墨西哥湾盐下气藏井深、地层温度、地层压力均超过克拉苏气田白垩系气藏，但储层孔隙度和渗透率很高，裂缝局部发育；北海和巴西近海盐下气藏井深、地层压力均小于克拉苏气田，且储层物性好，裂缝不发育；中东地区碳酸盐岩气藏地层温度、压力与克拉苏气田白垩系气藏近似，裂缝发育，但构造相对简单，储层基质物性较好。国内以碳酸盐岩气藏为主，没有同类型气藏开发经验可借鉴。鉴于开发现状和问题，开展了气藏的开发技术攻关，通过深化气藏地质及生产动态特征研究，进一步落实了气藏构造、储层、流体、产能以及水侵特征，在此基础上综合地质及开发特点，对气藏进行精细分类研究，并针对不同类型气藏提出差异化的开发技术对策，大幅提高了新近投产气藏的采收率，为其他地区超深高压裂缝型砂岩气藏高效开发提供了宝贵经验和借鉴。

1 气藏地质及开发特征

1.1 构造特征

近年来，许多学者针对克拉苏构造带做了大量研究[1-4]，表明克拉苏构造带自北向南发育4条一级断裂，将其分为4排断裂带，分别为博孜—克拉断裂带、克深断裂带、拜城断裂带和拜城南断裂带，这些断裂带被内部的次生逆断裂进一步复杂化，形成了一系列大型断背斜。受古隆起、区域挤压应力、盐岩层分布不均匀等因素影响，构造展布特征差异较大，主要分为冲起和叠瓦断片构造两种类型（图1），其中叠瓦断片构造展布最为常见，为受前翼逆冲断层控制的断背斜构造，构造形态相对较宽缓；冲起构造展布受前翼逆冲断层和后翼反冲断层共同控制形成，相对叠瓦断片构造，冲起构造变形更强，褶皱更强烈，上部地层向上整体进入盐岩层内部。

图1 目的层应力及构造模式展布图

目的层冲起和叠瓦断片构造展布表现出明显的应力分层特征，垂向上可划分为张性段、过渡段、压扭段。上部为张性段，表现为张应力，产生平行于构造轴向的纵张裂缝带，派生张应力抵消部分水平挤压应力，保护了裂缝的有效性；位于储层下部的压扭段，表现为挤压应力，形成与最大主应力方向相同、规模小、有效性低的横张节理，裂缝有效性差；中部为过渡段，表现为中和应力，裂缝发育程度及有效性介于张性段和压扭段之间。

1.2 基质储层特征

克拉苏气田主要产层白垩系巴什基奇克组为辫状河三角洲前缘/扇三角洲前缘沉积相[5-6]，储层砂体沉积微相以水下分流河道为主，局部发育少量河口坝、席状砂。岩石类型主要包括含砾中砂岩、中砂岩、含泥砾细砂岩、细砂岩、粉砂岩等。有效储层岩性以中细粒岩屑砂岩、长石岩屑砂岩为主，其中石英平均含量35%，长石平均含量28%，岩屑以岩浆岩岩屑为主。储层基质致密，物性呈现特低孔、低渗—特低渗特征，有效储层孔隙度主要分布于4.0%～8.0%，平均6.7%，有效储层渗透率主要分布于0.05～0.1 mD，平均0.07 mD，比国内外典型的致密砂岩储层物性略差。

由于储层埋藏超深，压实作用强烈，孔喉细小，孔隙结构复杂。孔隙类型以粒间孔（粒间溶蚀孔、残余粒间孔）、粒内孔和微孔隙为主[7-9]，裂缝占比较少。储层孔隙以微米级—亚微米级为主，局部发育纳米级孔隙，可大致分为“大孔隙”和“小孔隙”两类，其中“大孔隙”直径介于10～200 μm，“小孔隙”直径与国内外典型致密储层孔隙尺寸基本相当，通常介于10～100 μm，两类孔隙空间所占比重相当。

1.3 储层裂缝特征

由于受到多期构造挤压作用，克拉苏构造带白垩系地层发育复杂的裂缝网络，整体上构造裂缝可分为三期。裂缝走向上可分为东西向和南北向两组，以高角度缝为主，其次为低角度斜交缝及网状缝，平均密度约0.4条/m。岩心裂缝开度普遍小于0.5 mm，其中小于0.1 mm的裂缝约占60%，以充填、半充填裂缝为主，早期裂缝经历了多期胶结充填，有效性较差，晚期裂缝有效性较好。

裂缝非均质性强，裂缝走向、倾角和成因类型垂向分段现象明显[10-12]。裂缝发育程度受褶皱、断层控制。与褶皱曲率正相关，越靠近构造轴线裂缝越发育，开度越大。裂缝发育区主要在轴线两侧200 m左右；断层对裂缝密度的控制范围一般在断层两侧800 m以内。裂缝为主要渗流通道，复杂的裂缝网络与细小的基质孔喉组合形成了复杂的输导体系。

1.4 气藏类型

已发现的气藏绝大多数为有水气藏，气水关系复杂[13]。根据构造样式、水体规模，将气藏整体分为冲起式弱边底水、冲起式有限边底水、叠瓦断片式弱边水、叠瓦断片式有限边水和叠瓦断片式强边底水等五种类型，如图2所示。

图2 克拉苏气田不同气藏类型示意图

1.5 气藏开发特征及问题

气藏储层渗流特征与常规致密砂岩气藏和裂缝型双重介质气藏存在较大差异。一方面，气藏内部断裂发育，井距小于1 km时，井间干扰时间最短介于6～11 min之间，干扰响应快；另一方面多重裂缝体系形成复杂的输导体系，孔隙、裂缝等多重介质流动叠加耦合实现了基质部分储量的动用，保证了气井长期稳产。此外，缝网发育的气藏初期产量更高，断裂发育但裂缝不发育的气藏虽然初期产量高，但后期产能下降速度更快，稳产能力弱，反应基质供气不足的特征。

多数气井初期产量较高、生产稳定，见水后，油压和产量大幅度下降。原因是初期供气范围大，地层能量充足，产量较高；井底出现气水两相后，产水量增加，导致井底流动阻力不断增大，油压和产气量大幅下降；当裂缝基本被地层水充填后，气井油压持续下降，基本无气体产出。

受构造位置、断裂系统和水体活跃性影响，不同生产井见水时间和带水能力存在较大差异。位于断层附近且距离边底水近的气井见水时间早，带水生产时间短；周边断裂不发育及中高部位井，无水生产期长。

气藏开发初期，地层压力下降，基质向裂缝系统逐步供气，单位压降产气量、动态储量均呈逐渐增大的趋势，但是随着开发后期地层非均匀水侵的加剧，对气藏造成一定分割，形成水封气，使得大量的剩余气被封隔在基质岩石中而难以采出，同时井间连通性变差，平面分区压力差异逐渐增大，单位压降产气量、动态储量持续下降，造成剩余储量难以有效动用，气藏采收率大幅度降低。

2 气藏采收率影响因素分析

开发实践表明非均匀水侵是导致气藏采收率低的最主要原因，气藏水侵规律与地质特征和开发参数密切相关，主要因素是断裂系统的发育程度、构造类型及幅度、水体大小及分布和采气速度。

2.1 室内驱替实验及分析

根据储层特征建立了储层物理模型，开展了水侵模拟实验。通过实验可以看出，基质中水侵呈活塞式锥进，前缘锥进均匀、速度较慢，而裂缝中水侵为非均匀突进，其速度是基质中的几十上百倍（图3）。当裂缝与基质渗透率级差小于20倍时，水侵优势通道不明显；当裂缝与基质渗透率级差大于20倍时，水侵前缘沿裂缝快速锥进，气藏采收率将下降10%～30%。

图3 二维岩心模型水侵实验结果

同时优选全直径无裂缝岩心（孔隙度介于3.35% ～ 5.46%，渗透率介于 0.003 7 ～ 0.167 mD）和带裂缝岩心（孔隙度介于3.47%～4.12%，渗透率介于6.94～112.35 mD）开展高温超高压（温度164 ℃，压力116 MPa）不同裂缝—基质分布模式的水驱气实验，模拟裂缝—基质型、基质—裂缝型、大裂缝型、网状微裂缝型四种不同裂缝—基质模型的水驱气驱替效率及流动特征（图4），驱替方式采用平面驱替，地层水从岩心一侧流入，从另外一侧流出。实验结果表明，不同的裂缝和基质分布模式对水驱气效率有着非常大的影响，大裂缝模型驱替过程中水淹速度最快，最终驱替效率仅24.41%，而网状微裂缝型模型驱替效率最高，可以达到61.14%（图5）。

图4 不同裂缝—基质岩心组合模型示意图

图5 水驱气条件下不同模型的采出程度关系

2.2 不同地质及开发模式下采收率影响因素分析

为了明确不同地质和开发参数对采收率的影响，基于气藏精细描述结果，建立了充分考虑断层、裂缝的精细地质模型，同时采用基于离散裂缝数值模拟技术，开展气藏采收率研究。

受构造强挤压应力影响，气藏构造幅度、断裂特征以及水体等参数差异较大，气藏水体的刻画主要基于构造精细解释，水层参数主要基于实钻井的相关参数进行计算，水体的大小用水体倍数表征，定义为与气藏连通的水体所占的地下体积与气藏地下体积之比。

2.2.1 断裂特征对采收率的影响

根据不同构造样式，将裂缝发育特征分为裂缝欠发育型、裂缝均匀发育型、大裂缝发育型三种类型，开展不同裂缝发育模式下水侵特征研究及对气藏采收率的影响。不同模型下采气速度统一设定为2%、水体大小设定为5倍、构造幅度500 m，预测时间为30年。

模拟结果表明，对于裂缝型有水气藏，不同裂缝发育模式下，地层水侵入特征差异较大（图6）。在采气速度一定的情况下，裂缝发育越均匀，地层水侵入也越均匀，气井见水时间越晚，采收率越高；裂缝发育非均质性强、大裂缝发育，地层水会快速侵入大裂缝，气藏非均匀水侵，导致气井过早见水，采收率较低（表1）。

图6 不同裂缝发育模式下含气饱和度对比示意图

表1 不同裂缝发育模式下机理模型指标对比

2.2.2 构造特征对采收率的影响

为了研究不同构造幅度对气藏采收率的影响，分别设计了低构造幅度（300 m）、中等构造幅度（500 m）、高构造幅度（700 m）三种模型开展机理研究。不同模型下采气速度统一设定为4%、水体大小设定为5倍，预测时间为30年。

研究结果表明，对于裂缝型有水气藏，在采气速度一定、裂缝发育较均匀的情况下，气藏构造幅度越大，气井距离边水越远，见水时间越晚，气藏最终采收率越高；气藏构造幅度越小，气井距离边水越近，见水越早，气藏最终采收率越低（图7、表2）；同时，在其他条件相同情况下，裂缝发育非均质性越强，不同构造幅度下气藏开发效果及采收率差异也越大。

图7 不同构造幅度下含气饱和度对比图

表2 不同构造幅度下机理模型指标对比

2.2.3 水体规模对采收率的影响

气藏开发实践表明，水体规模的大小直接影响到气藏水侵的活跃程度。克拉苏气田裂缝型有水气藏的水体规模倍数介于0.2～5倍之间，为了研究水体倍数的大小对气藏采收率的影响，分别设计0.2倍、1倍、5倍三种水体倍数模型开展水侵影响研究。不同模型下采气速度统一设定为2%、构造幅度500 m，预测时间为30年。

研究表明，在采气速度一定的情况下，水体倍数越大，水侵速度越快，气井见水时间越早，气藏采收率越低（图8）；在其他条件相同情况下，裂缝发育非均质性越强，不同水体倍数模型下的气藏开发效果及采收率差异也越大，其中在大裂缝发育情况下0.2倍水体模型无水采气期10年，气藏采收率可达49%，而5倍水体模型无水采气期只有5年，气藏采收率仅有36%（表3）。

图8 不同水体倍数下含气饱和度对比图

表3 不同水体倍数下机理模型指标对比

2.2.4 采气速度对采收率的影响

对于裂缝型有水气藏，边底水向气藏内部的侵入是不可避免的，但在气藏开发过程中，采取合理的采气速度，可以控制边底水向气藏内部均匀侵入，从而延长气藏的无水采气期，提高气藏的采收率。为了研究采气速度对气藏采收率的影响，分别设计1%、2%、4%三种采气速度。不同模型下水体大小统一设定为5倍、构造幅度500 m，预测时间为30年。

研究结果表明，随着采气速度增加，气藏见水时间提前，采收率下降幅度逐渐增大（图9）；在其他条件相同情况下，裂缝发育非均质性越强，不同采气速度情况下气藏采收率差异越大。其中在大裂缝发育情况下，1%采气速度模型无水采气期可达10年，气藏采收率46%，2%采气速度模型无水采气期缩短至5年，气藏采收率下降至36%，而4%采气速度模型无水采气期只有3年，气藏采收率仅24%（表 4）。

图9 不同采气速度下含气饱和度对比图

表4 不同采气速度下机理模型指标对比

3 开发技术对策研究

从布井方式、井网井型、储层改造、采气速度及防水控水对策等方面研究开发技术。

3.1 布井方式

克拉苏气田早期采用面积井网，虽然平面控制程度较高，但实际开发效果较差，大部分边部气井快速见水，地层水在断裂、裂缝沟通的作用下快速上窜，加快高部位气井见水。因此，在边底水发育的情况下，井位应该尽量部署在内含气边界之内。对冲起式构造弱边水气藏，可采用在内含气边界内整体均匀布井的方式（边部气井距离气水边界2～3 km，井距2 km以上）；对于短轴背斜气藏，当两翼基本无边底水时，可以在内含气边界内采用Z字形井网布井，提高储量平面动用程度，实现均衡开发；对于边底水发育且水区与气区连通较好的气藏，则采用在内含气边界内相对高部位集中布井的方式（边部气井距离气水边界3～5 km，井距1 km左右），尽量增大气井与气水界面之间的距离。

3.2 开发井型

众所周知，储层动用面积对提高采收率至关重要，增加储层动用面积可大幅提高采收率，从而提高单井产量[14-15]。因此，对不同类型的砂岩气藏进行了针对性井型优化，对储层较厚（大于200 m）的砂岩气藏，采用常规直井开采，能够满足产量要求，也可保证较高的采收率；对储层较薄（小于100 m）的砂岩气藏，采用大斜度井开采，大斜度井钻遇储层厚度是直井的2倍左右，单井产量较直井可提高1.5倍，采收率较直井提高2%～3%。

3.3 储层改造工艺

克拉苏气田储层厚度大、基质致密、天然裂缝发育程度差异大，前期采用笼统改造工艺[16-17]，缝高覆盖40～50 m，改造后平均产气量低（小于25×104m3/d），产气剖面显示储层仅局部供气、纵向厚储层未充分动用。基于地质力学基础研究，形成以暂堵软分层为主体的缝网改造技术，利用可降解暂堵颗粒对已经压开的人工裂缝实施桥堵，颗粒堆积并完全阻塞裂缝近井筒的流通通道，使液体转向其他层段，开启下一个闭合压力较大的裂缝，进行下一级的改造，增大改造体积。针对储层层间应力差大于6 MPa或小于3 MPa、软分层暂堵转层效果不佳的储层，可用机械硬分层和软分层复合分层改造技术，实现纵向上精准精细分层改造，提高储层动用程度。

通过超过200井次改造作业分析，储层改造平均单井产量较自然产能可提高4～5倍，生产压差大幅降低。通过储层改造，可以减缓出砂风险，提高井口温度和压力，防止井筒水合物形成和堵塞，可以确保气井长期稳产。另一方面，气井生产压差的大幅降低，在裂缝系统发育的情况下可以确保气井周围的压力场更加平缓，气水界面推进更加均匀。

3.4 采气速度和单井配产

通过10余个已开发气藏动态分析和数值模拟研究表明，冲起式弱边水气藏采收率受采气速度的影响最小，合理的采气速度可以达到3%～4%；对于幅度相对较高、气藏储量规模大，水体倍数相对较小的边水气藏，采气速度可以控制在2%～3%之间；对于气藏幅度及规模小、断裂非均质性强、边底水发育的气藏，合理采气速度要控制在2%以内。

气井生产时，同样采用差异化配产策略，对距离边水近、裂缝发育或者断层发育区域的气井尽量降低配产，对构造高部位、裂缝均质性好的气井可以适当提高产能，通过差异化配产使得气藏压力场整体均匀，确保气水界面均匀推进[18-20]。

3.5 防水控水对策

不同特征气藏应采用不同控水对策。对弱边水气藏，水体能量弱、气井带水能力强，采用均匀部署开发井，提高控制程度，气井见水后带水生产，可保证一定的采收率；对于构造幅度大、水体能量相对较弱的气藏，早期在边部主动排水，尽量延缓地层水侵入速度，可以提高气藏采收率5%～10%（表5）；对边底水发育，水体倍数较大的气藏，早期排水无法有效抑制气藏水侵，边部主动排水经济效益低，应该采用控制采气速度的方式进行控水。无论是增加井位部署提高整体产水能力、早期边部主动排水，还是控制合理采气速度，都要立足早期主动控水，而不是开发后期被动治水，应以控制地层水相对均匀缓慢进入气藏为原则，从而确保气藏获得较高的采收率[21-24]。

表5 大北12区块不排水与排水开发指标对比表

4 开发实践

自2015年以来，采用针对气藏特征差异化的开发技术对策，连续7年部署开发井的成功率和产能符合率均达到100%；2021年底累计建成天然气年产能规模超 200×108m3，高效开发了克深 8、克深 9等一批气藏，新投产气藏均生产运行平稳，无明显非均匀水侵特征；其中克深8气藏平均单井累产已超过10×108m3，成为高效开发的典范；预计新近投入开发的气藏较早期的克深2、大北区块的采收率可提高10%～15%。克拉苏构造带气藏群的成功开发，创造了巨大的经济效益和社会效益，配套的开发技术和开发理念正在克拉苏气田不断推广应用，为库车地区的加快上产和高效开发提供重要支撑。

5 结论

1）气藏可分为冲起式弱边底水、冲起式有限边底水、叠瓦断片式弱边水、叠瓦断片式有限边水和叠瓦断片式强边底水等五种类型。

2）开发实践表明非均匀水侵是影响气藏采收率的最主要因素，水侵规律与地质特征和开发参数密切相关。

3）针对不同特征气藏提出了差异化的布井方式、井网井型、储层改造方式、采气速度、防水控水等一系列开发技术对策，实现了新近投产气藏无明显不均衡水侵。