庫車前陸盆地克深氣田超深超高壓氣藏開發認識與技術對策

江同文 孫雄偉

中國石油塔里木油田公司

克深氣田位于塔里木盆地北緣庫車前陸盆地克深構造帶，自2008年克深2井獲得天然氣勘探突破以來，該構造帶已先后發現19個氣藏，累計探明天然氣地質儲量超過8 000×108m3。目前，氣田已有13個氣藏投入開發和試采，建成天然氣產能規模75×108m3/a，是近年來塔里木氣區天然氣上產的重點區域。克深氣田兼具裂縫性致密儲層和超深超高壓特征，是國內外罕見的超深超高壓裂縫性致密砂巖氣藏[1-2]。由于該類氣藏開發缺乏可借鑒的成熟技術和經驗，為了實現高效開發，中國石油塔里木油田公司（以下簡稱塔里木油田）組織開展了持續不斷的攻關和試驗，先后在克深2、克深8區塊進行了開發先導試驗和擴大試驗，深化了氣藏地質認識，形成了相應的開發對策和配套的開發技術，取得了良好的開發效益，開辟了超深超高壓裂縫性致密砂巖氣藏開發的新領域。

1 氣田地質特征

1.1 構造特征

庫車坳陷是一個典型的擠壓型含鹽前陸盆地[3]，古近系庫姆格列木群（E1-2km）發育厚層石膏和鹽巖，在南天山強烈的擠壓應力作用下，存在“鹽上、鹽巖、鹽下”分層差異變形，形成“鹽上褶皺、鹽下沖斷”的構造特征[4-6]。鹽下層在沖斷帶北部發育一系列基底卷入逆沖斷層，形成楔形沖斷構造；在沖斷帶南部發育一系列滑脫斷層，形成滑脫沖斷構造和突發構造（圖1）。由于巨厚膏鹽層的有效封堵，油氣在鹽下層各個斷塊內聚集成藏，形成資源豐富的克深氣田。

1.2 儲層特征

克深氣田目的層為下白堊統巴什基奇克組（K1bs），屬于扇三角洲—辮狀河三角洲前緣沉積，砂體厚度大（280～320 m），橫向疊置連片，隔/夾層不發育[7-8]。由于巴什基奇克組埋藏深度大（6 500～8 000 m）、壓實作用強[9-10]，儲層基質物性較差。巖心孔隙度介于2%～8%，平均值為4.1%；基質滲透率介于0.001～0.10 mD，平均值為0.05 mD；儲集空間以粒間溶蝕孔為主，其次為粒內溶孔[11]；裂縫發育，以半充填—未充填高角度縫為主，其次為斜交縫及網狀縫[12]。裂縫對克深氣田儲層滲流能力改善很大，試井解釋儲層滲透率介于1～10 mD，遠高于基質滲透率，表明儲層為裂縫性致密砂巖[13]。

1.3 溫壓系統及氣水關系

克深氣田目前已發現的氣藏埋深普遍超過6 500 m，原始地層壓力介于90～136 MPa，壓力系數介于1.60～1.85，地層溫度介于125～182 ℃，屬超深超高壓高溫氣藏[13]。其中克深2區塊原始地層壓力116.06 MPa，壓力系數為1.79，地層溫度為168 ℃；克深8區塊原始地層壓力為122.86 MPa，壓力系數為1.84，地層溫度為169.3 ℃。氣藏中地層水多以層狀邊底水的形式存在，地層水礦化度介于150～200 g/L，氯離子含量介于80～170 g/L，為CaCl2水型。

圖1 克拉蘇構造帶氣藏剖面圖

1.4 氣藏類型

克深氣田儲層埋藏深、地層壓力高，基質物性差、裂縫發育，兼具超深超高壓和裂縫性致密砂巖儲層特征，是國內外罕見的超深超高壓裂縫性致密砂巖氣藏（圖2）。氣藏整體受構造控制，氣藏高度一般較大，多發育層狀邊水，水體普遍較活躍。

圖2 克深氣田與國外典型氣田儲層參數、溫壓對比圖

2 氣田開發試驗及主要認識

2.1 開發試驗歷程

2.1.1 克深2區塊開發先導試驗

由于超深超高壓裂縫性致密砂巖氣藏開發缺乏成熟的技術和經驗，塔里木油田首先在克深2區塊進行了開發先導試驗。克深2區塊儲層致密，第一輪評價井未鉆遇氣水界面，借鑒致密氣和連續型油氣藏的概念[14-17]，認為克深2區塊整體含氣。因此，以大面積含氣為依據，采用面積井網加體積壓裂技術，進行克深2區塊的開發。

克深2區塊開發試驗方案設計生產規模35×108m3/a，由于方案設計和井位部署時缺少地震資料可靠性評價，沒有意識到地震資料偏移歸位不準造成的斷層偏移、構造變陡等風險，導致失利井、低效井較多。方案共實施新井28口，其中失利井5口、低效井6口，老井利用生產5口，初期建成產能22×108m3/a，鉆井成功率60.7%，產能到位率62.8%，開發效果較差。

克深2區塊投產后地層壓力下降快，氣藏動態儲量與靜態儲量存在較大偏差，實際開發指標與方案設計偏差大：①氣藏投產后見水快，投產3年該區塊產水井達到12口；②產能遞減快，投產3年該區塊氣井無阻流量總和僅為投產初期的30%。這些情況表明，對于裂縫性致密砂巖氣藏，初期對氣藏地質認識程度不夠，儲層滲流機理不清，需要進一步深化氣藏地質認識。

克深2區塊開發過程中，為提高單井產量，試驗并大規模推廣應用了新的儲層改造工藝（體積壓裂），初期提產效果顯著，但投產一段時間后出現明顯的井筒堵塞現象，井筒完整性也面臨巨大風險。造成克深2區塊井筒異常井多達19口，工程技術的適應性較差。

2.1.2 克深8區塊的擴大試驗

在克深2區塊先導試驗的基礎上，塔里木油田總結經驗教訓，深化氣藏地質認識，積極開展關鍵技術攻關，按照“局部構造控藏、天然裂縫控產”的地質認識，沿構造軸線高部位集中布井，在克深8區塊開展了擴大試驗。

克深8區塊開發方案設計新鉆井18口，利用老井3口總生產井21口，生產規模25×108m3/a。方案共實施新井14口，全部成功，老井利用3口，17口生產井，建成天然氣產能25×108m3/a；在比開發方案設計少鉆4口井的情況下，達到方案設計產能，開發建產效果顯著。

克深8區塊在開發過程中，按照“精準適度改造”理念，通過精細的儲層/裂縫評價，分類確定改造方案，改造規模及成本逐年降低；同時配套完善高溫高壓氣井全生命周期井筒完整性技術，取得良好效果。克深8區塊投產后，生產平穩，目前沒有氣井見水，產氣量、壓力等開發參數與方案設計參數較吻合，開發效果好。

2.2 開發主要認識

在克深2、克深8兩個區塊的開發試驗過程中，不斷總結深化氣藏地質認識，逐漸認識到超深超高壓裂縫性致密砂巖氣藏與常規氣藏不同，具有自身的獨特性。

2.2.1 不同區帶發育不同構造樣式，不同構造樣式裂縫發育特征不同

由于南天山隆升過程中擠壓應力的差異，克深構造帶表現出較強的分帶變形特征，變形強度由北向南逐漸減弱。北部區帶（克深2區塊—克拉2區塊）為強烈擠壓變形區，發育一系列基底卷入式逆沖斷層，多個斷片垂向疊瓦狀堆垛，形成楔形沖斷構造；南部區帶（克深2區塊以南）為水平收縮變形區，發育一系列滑脫斷層，形成滑脫沖斷構造和突發構造[18-19]（圖 1）。

受強烈的擠壓作用影響，儲層普遍發育裂縫，不同的構造樣式具有不同的裂縫發育特征[20-22]：①楔形沖斷和滑脫沖斷形成的單斷背斜上的裂縫，裂縫性質從上到下變化明顯，上部主要發育高角度張性縫，中部發育張剪縫，下部主要發育低角度剪切縫，逆沖前緣裂縫更發育；②突發構造從上到下裂縫性質無明顯變化，均發育高角度張剪縫，軸線部位裂縫更發育。

2.2.2 天然裂縫控制產能，疏通天然裂縫是儲層改造的關鍵

對于裂縫性氣藏，裂縫是主要的滲流通道，通常也是產能的主要控制因素之一[20-22]。克深氣田作為一個典型的裂縫性致密砂巖氣藏，其成像測井解釋的天然裂縫密度與單井無阻流量之間存在明顯的正相關關系（圖3-a）。需要特別說明的是，除了天然裂縫密度之外，天然裂縫剪切滑移率也是單井產能的重要控制因素（圖3-b）。天然裂縫剪切滑移率常用來表征裂縫的有效性，天然裂縫剪切滑移率是指壓裂過程中，在相同的靜液柱壓力下，發生剪切滑移的裂縫占所有裂縫的比例，其值越高，裂縫有效性越好。通常情況下，天然裂縫走向與最大水平主應力方向的夾角越小，天然裂縫剪切滑移率越高。因此，天然裂縫密度和有效性共同決定了克深氣田的單井產能，天然裂縫控制高產井分布。

克深氣田單井初始產能較低，改造前平均無阻流量約為50×104m3/d。在開發初期，認為克深氣田開發需要借鑒國外頁巖氣開發思路，進行大規模加砂壓裂儲層改造，以大幅提高單井產能，改善開發效果。大規模加砂壓裂改造在氣井試油和投產初期效果顯著，單井無阻流量高達300×104～800×104m3/d，但投產一段時間后產能下降很快，改造的有效期僅有半年至1年，1年后加砂壓裂井的單井產能與常規的酸壓改造井基本相當。因此，天然裂縫對氣井產能起決定性作用，疏通天然裂縫是儲層改造的關鍵。

2.2.3 氣藏存在裂縫、基質兩套滲流場，整體連通性好，基質供給較慢

克深氣田斷裂、裂縫發育。井間干擾測試結果表明，氣藏內井間干擾強，干擾信號在十幾分鐘內就能影響到1 km外的鄰井（圖4-a），相距超過10 km的兩口井之間的干擾信號響應時間僅為7～10 h；在開發過程中，氣藏內不同部位的地層壓力基本保持同步下降。這表明由于低級序斷裂及裂縫發育，氣藏整體連通性好。另一方面，氣井的壓力恢復雙對數導數曲線多數呈現明顯的下凹特征（圖4-b），表明儲層類型屬于裂縫—孔隙雙重介質型，儲容比和竄流系數均較低，平均儲容比為0.029，平均竄流系數為3.15×10－7，表明基質向裂縫系統補給的速度較慢。

圖3 克深氣田天然裂縫與產能關系圖

圖4 克深2區塊壓力測試曲線圖

根據多重介質中壓力波傳播速度的差異，通過數值模擬計算氣井的控制半徑及其隨時間的變化情況，結果表明，對于裂縫性致密砂巖氣藏，在裂縫系統內壓力波可以在短時間內波及整個氣藏，而在基質系統內壓力波傳播很慢。裂縫、基質兩套滲流場相互協同作用，使氣藏表現出整體連通性好、井間干擾明顯、基質供給較慢等特征。

2.2.4 氣藏具有裂縫、基質兩套氣水系統，發育較厚的氣水過渡帶

致密砂巖氣藏普遍具有氣水關系復雜的特征，存在氣水倒置或局部構造高位殘留地層水等現象[23-26]。克深2區塊早期開發實踐表明，氣藏氣水關系較復雜，發育裂縫、基質兩套氣水系統，不存在統一的氣水界面。裂縫系統毛細管力弱，排驅壓力小，具有統一的氣水界面；基質系統受儲層毛細管力影響氣水界面高低不同，形成較厚的氣水過渡帶，無統一的氣水界面（圖5），故局部出現高部位產水、低部位產氣現象。基質中的束縛水飽和度主要受黏土礦物含量、小孔隙占比程度控制，可動水飽和度主要受氣柱高度、孔隙結構控制。儲層黏土礦物含量越高、小孔隙占比越大、平均孔喉半徑越小，氣水界面越高。該氣田儲層基質中的氣水過渡帶厚度一般介于80～200 m。

2.2.5 兩相滲流共滲區較窄，水驅效率低，沿斷裂、裂縫水侵速度快

克深氣田高溫高壓地層條件下的水驅氣相滲模擬實驗表明，基質巖心兩相滲流共滲區較窄，驅替效率較低（60%～70%）；帶裂縫巖心在地層條件下驅替效率僅為17%～45%，驅替效率更低；見水后氣相相對滲透率急劇下降，說明氣井見水后產能會快速下降。同時，在克深2區塊開發過程中，靠近斷層的邊部井即使避水高度達到190 m，投產后仍很快見水，表明存在沿斷裂、裂縫的水侵“高速公路”。

圖5 克深2區塊儲層基質含氣飽和度分布圖

3 開發對策與關鍵技術

3.1 開發對策

面對克深氣田這種國內外罕見的復雜開發對象，塔里木油田穩步推進開發試驗，不斷總結開發經驗和教訓，逐步摸索出一套適用于超深超高壓裂縫性致密砂巖氣藏的開發對策。

3.1.1 堅持地震資料采集處理攻關，堅持沿軸線高部位集中布井

克深氣田地表主要為山地和戈壁，相對高差大，地下發育巨厚塑性膏鹽層，構造結構復雜，造成地震資料信噪比低、偏移歸位難度大，使得圈閉、斷裂的落實十分困難。為了提高圈閉的落實程度，塔里木油田持續不斷地開展地震資料采集處理攻關，通過推廣應用寬方位、高覆蓋、高密度的地震采集技術和TTI（具有傾斜對稱軸的橫向各向同性介質）各向異性疊前深度偏移處理技術[27]，大幅度提高了地震資料的品質，為高產井部署奠定了堅實的基礎。在井位部署中，始終堅持“沿軸線高部位集中布井”的部署思路，通過在裂縫發育、遠離邊底水的軸線部位集中布井，有效規避了構造偏移風險和水侵風險。兩者結合使克深氣田的鉆井成功率由50%提高到100%，產能到位率由64%提高到100%，實現了高效布井。

3.1.2 堅持較大規模試采，動靜態結合深化氣藏認識

克深氣田由于地震資料品質差、儲層孔隙度低、含氣性評價困難，在開發評價階段構造出現較大的變化，氣藏的地質儲量評估也存在較大的偏差。在早期開發的克深2區塊和大北區塊，實際開發指標與方案設計指標偏差較大。針對這種情況，塔里木油田堅持試采先行，通過較長時間、較大規模的試采和動態資料錄取分析，動靜態結合落實構造的連通關系、氣藏的可動用儲量、氣井的穩產能力、水體的活躍程度等，不斷深化氣藏地質認識，為開發方案編制奠定了堅實的基礎。后期開發的克深8、克深9等區塊，實際開發指標與方案設計指標吻合程度高，開發效果顯著。

3.1.3 堅持地質工程一體化，根據氣藏地質特征確定工程技術路線

克深氣田儲層基質致密，與國外的典型致密砂巖氣藏具有一定的相似性。在開發先導試驗階段，認為克深氣田開發需要借鑒國外致密氣開發思路，以水平井＋大規模加砂壓裂改造為主要開發方式，大幅提高單井產能，改善開發效果。但實踐表明，克深氣田復雜的地質結構，水平井鉆探難度極大，試驗以失敗告終；大規模加砂壓裂改造儲層在初期大幅提高了單井產能，但改造的有效期短，且帶來了嚴重的井筒堵塞，工藝適用性較差。塔里木油田充分吸取經驗教訓，依據克深氣田斷層裂縫發育、天然裂縫控制產能的特征，制訂了優選甜點區布井、進行適度改造的開發對策，新井部署以獲取最大自然產能為目的，工程上差異化施策，以縫網酸壓改造為主體技術，在改造規模、成本逐年降低的同時，使改造效果逐年提高。

3.1.4 在氣藏開發全生命周期內考慮氣藏整體治水

克深氣田斷裂、裂縫十分發育，水侵物理模擬實驗和開發實踐均表明，邊底水會沿斷裂、裂縫快速突進，封堵基質中的氣相滲流通道，產生“水封氣”效應，影響氣井的穩產，降低氣藏的最終采出程度。因此，裂縫性致密砂巖氣藏開發要以防水控水為主要技術對策，在氣藏開發全生命周期內考慮防水、控水、排水。在克深氣田井位部署時重點考慮：①采用構造高部位集中布井的方式，延長氣藏的無水采氣期；②采用適宜的氣井配產以實現基質持續穩定供氣，延緩氣井見水的時間；③采用早期主動排力的開發對策來減弱水侵的影響，保護氣井產能，提高氣藏的采收率。克深氣田初步的排水采氣實踐表明，氣藏邊部位井排水可以降低水層壓力，有效延緩水體向氣藏內部的侵入，保護氣井產能。

3.2 關鍵技術

通過地質工程一體化持續攻關，塔里木油田探索形成了一系列超深超高壓裂縫性致密砂巖氣藏高效開發配套技術。

3.2.1 山前超深復雜構造描述技術

針對克深氣田深層地震資料品質差的復雜構造，在寬方位高密度地震采集資料基礎上，開展各向異性疊前深度逆時偏移處理技術攻關，提高地震資料品質；在擠壓型鹽相關構造理論建立的構造樣式的基礎上，開展山地三維高精度地震正演技術攻關，對比優選最佳構造模型，提高圈閉落實精度；開展超深復雜構造斷裂解釋與評價研究，進行構造精細描述；集成形成山前超深復雜構造描述技術，使目的層鉆井深度誤差由125 m下降到30 m以內。

3.2.2 裂縫性致密砂巖氣藏井網優化技術

克深氣田不穩定試井資料表明，氣藏中存在斷裂—裂縫—基質多重介質復合滲流，氣藏整體連通性好。根據氣藏壓力擬穩態傳播和流場協同原理，利用壓力波前緣追蹤方法評價不同井區的剩余天然氣可采潛力，形成了裂縫性致密砂巖氣藏井網優化技術，明確了“沿軸線高部位集中布井”的部井思路，形成了“沿長軸、占高點、選甜點、避斷層、避低洼、避邊水、避疊置”的布井原則，指導克深8區塊井位部署，實現了該區塊實際鉆井較方案設計少鉆4口井，節約投資8億元。

3.2.3 裂縫性致密砂巖儲層縫網酸化壓裂改造技術

通過大巖樣實驗及微地震監測，證實高地應力差條件下在庫車山前可以形成復雜縫網，確定了規模化激活和連通天然裂縫系統的改造技術路線，創新形成了縫網酸化壓裂改造技術：針對充填、半充填縫，用酸液溶蝕縫內鈣質充填物，用轉向技術提高改造波及面積，疏通天然裂縫、形成高導流縫網。該技術在克深氣田推廣應用58口井，單井平均無阻流量由改造前的50×104m3/d提高到273×104m3/d，平均增產5倍。

3.2.4 超深超高壓氣井動態監測技術

克深氣田儲層埋藏深度超過6 500 m，原始地層壓力超過90 MPa，井筒狀況復雜，井下動態資料錄取難度大。塔里木油田通過改進投撈絞車、高防腐鋼絲、井口防噴設備、井下坐落工具、抗震壓力計等工藝設備，突破形成了超深超高壓氣井動態監測技術，采用投撈方式，實現了井深7 000 m、井口壓力90 MPa條件下的井下溫壓資料錄取，監測時間可達30 d。該技術已在克深氣田應用20余井次，錄取資料質量高，為氣藏動態描述奠定了堅實基礎。

3.2.5 高壓氣井井筒完整性管理與評價技術

針對克深氣田高溫高壓氣井嚴峻的環空帶壓問題，塔里木油田持續攻關，形成了一套覆蓋鉆井、完井、開發、棄井全過程，涵蓋設計、施工、后評估的全生命周期井完整性配套技術。重點對組成井屏障的“套管柱、水泥環、油管柱、井口”四大核心部件進行科學設計、嚴格施工質量控制，加強投產初期管理，力爭在建井階段建立兩道良好的井屏障，并在生產期間維護好兩道井屏障，保障高溫高壓井安全平穩生產。

4 結論

1）克深氣田具有埋藏超深、高溫超高壓、基質致密、斷層裂縫發育、氣水分布復雜等特點，屬于超深超高壓裂縫性致密砂巖有水氣藏。

2）克深氣田具有構造控藏、應力控儲、裂縫控產、斷裂控水侵等特征，開發過程中氣藏具有整體連通、井間干擾明顯和基質供給較慢等特點。

3）高品質地震資料和較大規模試采是深化氣田認識、實現氣田高效開發的根本保障；優選高部位甜點區布井、適度改造、早期排水是超深超高壓裂縫性致密砂巖氣藏高效開發的主要對策。

4）裂縫性致密砂巖氣藏需要在開發全生命周期考慮氣藏整體治水。沿軸線高部位集中布井可以延長氣藏的無水生產期，溫和開采可以控水、延緩氣井見水時間，早期排水可以減弱水侵的影響，保護氣井產能，提高氣藏采收率。

5）克深區塊探索形成了“高部位集中布井、適度改造、早期排水”的開發對策和“超深復雜構造描述技術、裂縫性致密砂巖氣藏井網優化技術、裂縫性致密砂巖儲層縫網酸化壓裂改造技術、超深超高壓氣井動態監測技術、高壓氣井井筒完整性管理與評價技術”等5大配套開發技術，在氣田開發過程中取得了良好的開發效果。克深氣田開發開辟了超深超高壓裂縫性致密砂巖氣藏開發的新領域，為國內外其他同類型氣藏的開發積累了經驗和教訓，其開發對策和技術具有重要的指導和借鑒意義。

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