吐哈盆地J7H井侏罗系致密砂岩地质工程一体化压裂改造实践

2022-09-23郭旭东崔彦立高启轩康纪勇王祖刚李森木

石油工业技术监督 2022年9期

郭旭东，崔彦立，高启轩，康纪勇，王祖刚，李森木

中国石油吐哈油田分公司勘探事业部（新疆哈密 839009）

0 引言

随着国内陆相盆地勘探程度的不断提高，致密砂岩气等非常规资源已成为重要储量动用领域。致密砂岩气属于典型的非常规天然气资源，储集层物性差，表现为低渗-特低渗的特征，采用常规技术难以实现开采动用，在国内外范围内，致密砂岩气的经济有效动用必须通过大规模压裂改造手段。根据李建忠[1]等对国内致密砂岩气的研究，将孔隙度小于10%、原地渗透率小于0.1×10-3μm2或空气渗透率小于1×10-3μm2、孔喉半径小于1μm、含气饱和度小于60%，作为致密砂岩储层的划分标准，按照此标准划分，国内各大盆地的致密砂岩气资源量十分丰富。

吐哈盆地位于新疆维吾尔自治区东部的吐鲁番市和哈密市境内，盆地面积约5.3×104km2，其中，台北凹陷为吐哈盆地的主要含油气区和构造单元，可划分为胜北、丘东、小草湖3个洼陷。2007年，部署在台北凹陷柯柯亚构造带的柯19井在上侏罗统致密砂岩储层试油压裂后获得日产油4.51 t、日产气4.8×104m3的工业油气流，首次实现吐哈盆地内致密砂岩气的勘探突破。但后续在北部山前带、凹陷南部斜坡带部署了一批致密砂岩气探井，一直未能取得进展。近些年，随着吐哈盆地中浅层常规油气资源勘探的不断深入，对盆地内下侏罗统深层致密砂岩气的勘探需求逐渐加大，深层致密砂岩气等非常规资源已成为吐哈油田增储上产的重要资源接替区。吐哈盆地台北凹陷丘东洼陷下侏罗三工河组砂泥岩间互，夹煤层，横向上连通性差，单层厚度介于4～30 m，储层平均孔隙度为5%，渗透率最大为0.24×10-3μm2，物性差，为致密砂岩气藏[2-3]。该区域早期按照正向构造勘探找油的思路有所发现，通过地质工程一体化技术，采用直井常规压裂和水平井固井滑套压裂，改造取得一定成效，发现了该类型致密砂岩油气藏。比如：吉3井采用直井套管常规压裂后日产油73.34 m3、气149 004 m3，累产油2 523 t、气125×104m3；吉深1井日产油6.24 m3、气13 000 m3，累产油1 860 t、气91×104m3。试采表现为初期产量高，累计产量少的特点，证实洼陷周缘构造高部位为长距离运移的调整型油气藏，洼陷内部可能发育多个大型岩性砂体，可形成多个大规模源内岩性油气藏，勘探潜力巨大[4-10]。2019年以来，按照“下洼进源”勘探的整体思路，构建了洼陷区存在大型岩性油气藏的新模式，进一步验证“坡折控砂”的沉积模式，在台北凹陷丘东洼陷部署了J7H，主探丘东下洼区下侏罗统三工河组构造-岩性圈闭的含油气性，寻找三工河组源内大型岩性油气藏。

1 地质综合研究

1.1 台北凹陷三工河组具备进源勘探的巨大潜力

台北凹陷中下侏罗统可划分为八道湾组、三工河组、西山窑组、三间房组和七克台组（图1）。其中，以灰绿色页岩、粉砂质泥岩组成的“毯子层”作为三工河组顶和西山窑组底的主要划分标志层，以底部煤层作为八道湾组顶和三工河组底的划分标志层。三工河组表现为“下粗上细”的正旋回沉积特征，可进一步划分为三工河组一段和三工河组二段。其中，三工河组二段砂体在洼陷区内东西向较为连续，推测大面积连片分布，满洼富砂，是台北凹陷重要的油气勘探目的层。

图1 吐哈盆地下侏罗统层序地层综合柱状图

丘东洼陷区发育多套优质烃源岩，品质好、厚度大、分布广，近源成藏油气源充足，在J7H导眼井钻遇过程中揭示的三工河组暗色泥岩“毡子层”为好烃源岩，TOC＞2.0%，S1+S2＞6.0 mg/g；HI＞150 mg/g，母质类型Ⅱ2型；Ro为1.1%，处于成熟演化阶段，生烃潜力巨大，达到“好”烃源岩的评价标准[11]，特别是进入洼陷区，构造相对平缓、稳定，断裂活动弱，“毡子层”不仅可以作为好的区域盖层，还可作为优质烃源岩，原生油气藏保存条件好，更利于大面积成藏。

1.2 三工河组为源内致密砂岩,孔隙-裂缝型储层

台北凹陷水西沟群总体发育辫状河三角洲-湖泊沉积体系，三工河组-西山窑组一段沉积期水体相对较深，洼陷区多以辫状河三角洲前缘沉积为主，储层以岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主，成分成熟度和结构成熟度较低，储层孔隙度在4%~6%，平均5.2%，渗透率为0.001×10-3~85×10-3μm2,平均为0.2×10-3μm2,储集空间以基质微孔、溶蚀微孔和微裂缝“三微孔隙”为主，表现为特低孔低渗-特低孔特低渗特征。丘东洼陷J7H井钻遇的三工河组储层，埋藏垂深在5 280~5 470 m，岩性为含砾细砂岩、中-粗砂岩，核磁测量有效孔隙度3.0%~4.6%，岩心孔隙度平均4.1%(图2)，水平段钻井过程在井段5 394~6 132 m，累计漏失钻井液647.33 m3，电成像测井上显示有多条高角度缝，表明有裂缝系统发育，储层类型为孔隙-裂缝型。

图2 J7H（导眼）井三工河组测井综合解释图

1.3 凹陷区首口超深水平井J7H井钻完井情况

采用先钻探导眼井解开油层综合评价，再优选甜点实施水平井钻探的原则。J7H（导眼井）完钻井深5 500 m,在三工河组5 318～5 410 m钻遇大段连续油气显示砂层,气测显示较好，全烃最大值14.70%,组分齐全，甲烷相对含量一般78.79%～86.20%,解释差气层68.7 m，水平井钻井过程中，成功点火4次均可燃，最高持续时间5 h。通过测井精细解释，优选三工河组组（J1s）5 330~5 400 m实施水平井钻探。J7H井（水平井）完钻井深6 140 m，水平井试油层段为侏罗系，井段5 395.0~6 140.0 m，水平段长745 m，储层钻遇率100%。该井完井采用三层套管结构，表层套管采用Φ339.73 mm，钢级J55，下深902.55 m;技术套管Φ244.48 mm，钢级P110，下深3 648.13 m，目的封固西山窑组大段已破碎垮塌煤层;油层套管采用Φ139.7 mm下深6 135.69 m，钢级125V，抗内压强度138.9 MPa,满足多段压裂高压施工要求。泥浆体系方面，针对煤系地层裂缝发育，滤液侵入后加速黏土矿物水化效应，易形成大面积垮塌，长斜井段岩屑悬浮不易携带和润滑防卡等难题，优选了强抑制复合盐钻井液体系，该类型钻井液的抑制包被性能良好，能够很好地控制岩屑分散，封堵性能良好，加强了井壁的稳定性[12]。

2 压裂地质工程一体化主要技术和成效

2.1 复合盐泥浆体系油气层测井识别

对J7H井(导眼)盐水泥浆对电阻率测井的环境影响，统计分析对油气层有较大影响，另外通过区域标准化分析，双侧向电阻率校正系数为1.67。利用盐水泥浆环境校正技术，对J7H井双侧向曲线进行了电阻率校正，消除盐水泥浆侵入对电阻率曲线的影响因素。同时，由于致密砂岩骨架对电阻率的响应特征，远远大于储集空间中流体对电阻率的响应特征，阿尔奇公式计算含油气饱和度误差较大，引入介电扫描测井新技术，利用“水是影响岩石介电常数”，无需岩电参数，准确测量地层中水的体积，评价储层含油气饱和度，对流体性质的评价可靠性更高[13]。利用校正后的双侧向电阻率曲线结合介电扫描测井技术，对J7H导眼井水西沟群储层精细评价，在三工河组解释差气层84.7 m/6层，最终确定对三工河组5 300～5 400 m砂体实施水平井。

2.2 井震结合轨迹导向

应用“井震结合箱体建模，多层对比精确入靶，平剖分析地质导向”，确保不漏一个油气层，实现水平井甜点段储层钻遇率100%。利用地震反演预测储层展布情况，结合深度域地震剖面分析地层走势，建立三维随钻地质导向模型；利用随钻录、测井多层对比技术，优选发育稳定的泥岩、煤层等标志层，逐层对比分析；过程中通过精确推算出地层倾角，精确控制井眼轨迹，实现水平井段精准导向。J7H井自5 395 m(垂深5 320.9 m)进层，水平段井斜87～89°，完钻井深6 140 m(垂深5 381.3 m)，轨迹控制在油层顶以下“高气测低伽马值”储层甜点段，实钻揭示745 m荧光含砾细砂岩，储层钻遇率100%。

2.3 水平段差异化分段

优选“地质+工程”双甜点，按照“细分低GR高气测、均分低GR中气测、宽分高GR低气测”差异化分段原则，优选压裂端口，并充分考虑增斜段套管承压、封隔器与上下端口之间距离等工程因素，制定出最优方案。J7H井在5 395～5 562 m段，井斜从65°增加到84°，属于增斜段。为了防止压裂对套管的损害，加大簇间距，优化后设计段长50 m，每段3簇，簇间距18 m；为了提高钻遇水平段的动用程度，减小封隔器与顶、底射孔端口之间的距离，封隔器与射孔端口之间的距离优化为7~8 m；随钻伽玛和录井综合分析认为，井底6 000～6 140 m，井斜从88.7°增加到91.5°，呈“高伽马低气测”特征，故加大簇间距，优化后簇间距15 m；最终将J7H井745 m水平段分为14段46簇，段长44~66 m，簇间距8~15 m，每段3~4簇。

2.4 水平井压裂设计和地质评价

压裂改造是深层致密砂岩实现油气解放的必要手段。同浅层相比，深层致密砂岩岩石硬度大、储层高温、高压，施工压力高，对改造工艺、压裂液体性能均带来诸多挑战。

2.4.1 压裂设计思路

丘东洼陷三工河组储层岩性为中-粗砂岩，具有“高杨氏模量、高泊松比”的特点，岩石塑性强，不易形成体积缝，J7H井压裂设计采用了“细分切割、造主缝、饱填砂”的总体思路，采用低伤害高效延迟交联压裂液体系，确保高温储层条件下（137℃）压裂液的携砂性能。压裂液体系配方：0.4%HPG+0.5%NW+0.5%ZP-1+0.3%YC-150+0.3%ZFJ-8793+0.02%APS。该体系压裂液满足低伤害、易返排、造缝及携砂性能要求，在温度120℃，170 s-1，恒温剪切1 h，黏度超过200 mPa∙s；130℃，170 s-1，恒温剪切1 h，黏度超过150 mPa∙s；破胶液黏度小于5 mPa∙s,残渣含量小于400 mg/L，表、界面张力分别小于23、32 mN/m。采用70~140目陶粒+40/70目高强度细粒径组合支撑剂，段塞打磨，沟通天然裂缝，支撑主缝，形成高导流能力的人工裂缝，实现“压的开层、加的进砂”的目标。

2.4.2 压裂施工情况

通过相邻区块类似层系施工压力统计，延伸压力梯度0.016 9～0.022 4 mPa/m，区块邻井压裂施工压力和停泵压力差异大，北部照南4号构造带延伸压力梯度在0.016 9~0.019 0 mPa/m，南部温吉桑构造带延伸压力梯度在0.018 5~0.0224 mPa/m。J7H井三工河组储层位于凹陷区负向构造，埋藏深度更大，预测裂缝延伸压力梯度在0.020 mPa/m以上。现场施工时实时监测压裂曲线，及时调整压裂工艺参数及泵注程序，J7H井实施14段46簇压裂改造，入井总液量16 978 m3（单级820~1 282 m3），总砂量1 158 m3（单级最高加砂112 m3，加砂强度4.36 t/m），最高砂比28%，施工排量6.0~11.7 m3/min，最高施工压力94.7 mPa，停泵压力43.6~60.0 mPa，米油层加砂强度最高3.6 t/m。

2.4.3 压裂曲线特性

按照压裂曲线形态特征和施工参数将14段曲线划分为四大类：可能裂缝发育段、储层物性较差、储层物较好和异常段（表1），其中储层物性较好段占比86%以上，在第13段压裂施工，停泵压力43.6 MPa,加砂时最高泵压74.5 MPa,明显低于其余几段，与钻井时漏失段5 500m接近，反应出此段发育天然裂缝。

表1 J7H井压裂施工曲线类型划分表

3 压后试采认识

试验分析结果表明：吉7H井区块三工河组为高含油的凝析气藏，相比页岩油气藏两相状态，吉7H井压裂后油气水三相同出，井筒流动相态和储层渗流更加复杂，试采期间的规律还需要不断实践与摸索。

3.1 油藏认识

J7H井压裂后关井压力扩散，20 h后井口压力34 MPa上升至35.5 MPa,反应此时已有气体滑脱上升；开井装2~2.5 mm油嘴放喷生产，计量罐内可监测到少量天然气，压力降低至31 MPa，进分离器试点火成功，依次采用Φ2.0/2.5/3/3.5/5/5.5/6/7/6/5/4.5/4 mm放喷，Φ7 mm油嘴最高日产气5 3076 m3，日产油40.7 m3，后期采用Φ4 mm油嘴稳定生产，日产油23.3 t，气2.5×104m3；稳定期间井口压力缓慢下降，随着油气产量的增加，气液比缓慢上涨，气油比总体呈现逐步降低态势，含水逐步降低，气液比、气油比相对稳定。

从PVT相态分析，J7H为高含凝析油的凝析气藏，凝析油含量416 g/m3。露点压力43.1 MPa，按照同层系地层压力系数1.17，预测储层压力62.9 MPa，地露压差19.8 MPa。天然气相对密度为0.92 kg/m3，甲烷含量为77%，凝析油密度为0.800 5 g/cm3,黏度为1.731 mPa·s(30℃)。

3.2 试采动态认识

井底流压、井口压力、日产量、返排液氯根变化是油气井压后试采评价的主要参数[14-16]。试采期间进行定周期井筒流压梯度测试，从几次测试井筒流压梯度来看：井筒压力梯度基本均匀，无明显气体滑脱现象；返排初期井筒流压梯度逐渐变轻，气液逐渐变大，气油比逐渐变小，氯离子浓度逐渐变大，井底流温逐渐升高，但随着返排的增加以上参数均逐渐趋于稳定。通过TOPAZE生产动态软件，拟合井口压力和产量数据，Log-Log分析图和Blasingame分析图出现斜率为1和-1的“PSS拟稳定流动”特征，说明随着返排率的增加，出现稳定供液边界，生产流动区域基本稳定。按照“水平井+均质地层+矩形边界”模型进行生产试井解释，解释结果：表皮系数-6.22，平均有效渗透率0.028 3×10-3μm2，水平井供液范围为84.1~801.0 m，解释动态控制储量3.74×107m3。