深層縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏勘探開發關鍵技術
——以塔里木盆地塔中Ⅰ號氣田為例

楊海軍 李世銀 鄧興梁 尹國慶 張承森 楊鳳英

中國石油塔里木油田公司勘探開發研究院

0 引言

塔里木盆地縫洞型碳酸鹽巖油氣藏油氣資源豐富，相繼發現了輪古、塔河、哈拉哈塘、塔中Ⅰ號、輪古東等大型縫洞型碳酸鹽巖油氣田，是該盆地油氣上產的重要領域。其中，塔中Ⅰ號、輪古東氣田為凝析氣田，油氣資源量大且儲層埋藏深，塔中Ⅰ號氣田儲層埋深介于4 500～7 000 m，輪古東氣田儲層埋深介于5 200～6 800 m。要實現深層縫洞型碳酸鹽巖凝析氣田的規模、高效開發，面臨著以下難題：①由于儲層埋藏深、地質條件復雜，對縫洞儲集體的有效識別難度大，儲層精細描述面臨著極大挑戰；②隨著凝析氣田開發的進行，地層壓力逐漸下降，當發生反凝析現象以后，由于對凝析油的析出規律、賦存狀態進行準確描述的難度大，導致井軌跡優化設計的難度大。目前，塔中Ⅰ號氣田已建成我國最大的碳酸鹽巖凝析氣田，已探明天然氣地質儲量4 133×108m3、凝析油地質儲量2.3×108t，年產天然氣13×108m3、凝析油52×104t，并且實現了長期穩產。為此，筆者基于塔中Ⅰ號氣田的基本特征，結合該氣田的勘探開發實踐，總結梳理了專項特色技術，以期為國內外深層縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏的高效開發提供借鑒。

1 氣田基本特征與開發面臨的挑戰

1.1 氣田基本特征

塔中Ⅰ號氣田位于塔里木盆地中央隆起帶北部，北鄰滿加爾凹陷、南接塘古孜巴斯凹陷，是在寒武系—奧陶系巨型褶皺背斜基礎上長期發育的繼承性隆起，是一個在垂向上多套含油氣層系疊置、平面上多個含油氣圈閉共存的典型復式油氣聚集區[1-2]。目前奧陶系主力開發層為良里塔格組、一間房組、鷹山組，埋深介于4 500～7 000 m，巖性以泥晶灰巖、泥灰巖、顆粒灰巖、粉—細晶灰巖、砂屑灰巖及云質灰巖為主，儲集空間類型主要以孔洞型、裂縫型、裂縫—孔洞型和洞穴型為主[3-4]。

塔中Ⅰ號氣田奧陶系主力開發層的油氣成藏條件復雜[5-8]，具有以下4個方面的特征：①氣田儲層埋藏深，平均埋深超過5 000 m，儲層主要儲集空間為經過多種溶蝕作用改造后形成的孔洞、洞穴和裂縫，基質孔隙補給能力差，儲層物性整體較差，測井孔隙度介于1.8%～4.1%，平均為2.3%，試井滲透率介于0.01～452.00 mD，平均為53.00 mD；②氣田整體含氣，已探明天然氣地質儲量對應的含氣面積為1 415 km2，但天然氣僅在局部富集，單井控制面積僅介于1～2 km2，單井控制儲量僅介于1.0×108～1.5×108m3；③高含凝析油，凝析油含量介于41～827 g/m3，普遍含硫化氫，硫化氫含量介于17.5×104～48.4×104mg/m3；④地層壓力系數介于1.08～1.16，地層溫度介于125～145 ℃，屬于正常溫壓系統。

1.2 開發面臨的挑戰

1.2.1 儲層精細描述難

塔中Ⅰ號氣田經歷了多期構造運動，巖溶的疊加改造過程復雜，由洞穴、孔洞和裂縫構成的縫洞型儲集體在三維空間中分布極不規則，非均質性強；由于上述類型的儲集體埋藏深，且在地表被厚達上百米的沙丘所覆蓋，地震資料采集過程中出現了信號衰減嚴重、地震資料信噪比與分辨率低的問題。因此，縫洞體的準確識別與定位、縫洞間連通性的準確描述難度極大[9]。

1.2.2 凝析油析出規律、賦存狀態描述難

塔中Ⅰ號氣田儲層埋藏深且以孤立的縫洞體地質甜點為主要開發對象，雖然氣井初期產量、壓力高，但遞減很快，投產后第1年平均產量遞減率達到30%；氣藏投入開發后，隨著地層壓力下降，地層中發生反凝析現象，凝析油析出后形成油氣水多相共存；由于組成復雜縫洞系統的地下溶蝕孔、溶洞、裂縫中的流體均參與流動，凝析油賦存狀態描述難。

1.2.3 井位優化部署難

由于受到深層縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏儲層精細描述難和凝析油賦存狀態描述難這兩個方面的影響，使井位優化部署面臨極大的挑戰[10-11]。

2 縫洞型氣藏儲層描述技術

2.1 以“兩寬一高”為核心的三維地震采集技術

由于縫洞型碳酸鹽巖儲層具有極強的非均質性，儲集體的識別極大依賴于三維地震采集技術，而在塔里木盆地塔中地區，由于受沙漠地表條件以及儲層埋藏深的制約，常規地震采集技術應用于該區域具有較大局限性。通過多輪次的攻關及現場先導實驗，形成了以寬頻、寬方位、高密度（即“兩寬一高”）為核心的三維地震采集技術系列（表1），主要是通過增大激發藥量來提高深層信號能量，從而改善深層成像質量，并首次使用寬頻檢波器，拓展頻帶寬度，提高資料分辨率；通過大幅度提高覆蓋次數及炮道密度，提高資料信噪比，將覆蓋次數由常規的80次左右提高到500次左右，將炮道密度由常規的10萬道/km2提高到近200萬道/km2，使資料信噪比提高了5倍以上；通過大幅提高觀測方位，將橫縱比由常規的0.4左右提高到0.8～1.0，為高精度成像奠定了基礎。相比于其他地區的高密度三維地震采集技術，該技術并不只是強調單點采集、小面元以及室內組合，而是針對塔里木盆地沙漠地區對地震波的吸收衰減嚴重、目的層超深且含油氣儲集體非均質性強的特點，賦予高密度三維地震采集技術以新的內涵：即觀測系統進行高炮道密度、小線距、均勻的空間采樣，采用適宜的組合檢波方法，為室內處理提供更高品質的地震資料。在“兩寬一高”地震采集技術獲取的資料基礎上，針對具體地質條件形成了相配套的高精度資料處理技術系列，主要是以沙丘曲線靜校正方法為基礎，形成了微測井約束的層析靜校正方法，大幅度提高了大沙漠區靜校正精度；形成了疊前去噪與振幅補償迭代技術，采用分階段、分域、分頻、分區的保真去噪技術壓制各種干擾，消除了噪音對子波和振幅的影響，對振幅進行了恢復；形成基于真地表（即真實地表形態，對應于“近地表”的一個概念，近地表是真地表的近似或者平滑）雙基準面的井控TTI各向異性疊前逆時偏移技術及層析各向異性速度建模技術，使偏移歸位精度得到進一步提升，構造解釋結果誤差由5‰降低到2‰以下。與常規三維地震采集技術相比，通過“兩寬一高”三維地震采集技術獲得的地震資料信噪比、分辨率及成像精度皆得到了大幅度提高，可以識別出常規地震采集技術無法識別的小規模儲層，縫洞體個數成倍增加（圖1）。

表1 常規與高密度地震資料采集參數對比表

2.2 以地震數據為核心的縫洞體雕刻技術

利用前述三維地震采集技術實現了更多有利儲層的識別與定位，但若要能夠支撐復雜縫洞體所包含洞穴、孔洞和裂縫的結構組成、空間展布形態描述及儲量評價等工作，仍存在很大難度。為此，通過建立儲層與測井響應、地震反射特征的對應關系，進行縫洞體雕刻與定量評價（圖2），具體步驟如下：①將井震標定與三維縫洞儲層正演分析技術相結合，基于三維疊后保真地震數據，對縫洞型儲層“串珠狀”“片狀”“雜亂狀”的地震反射特征分別進行地震相刻畫，并采樣到三維地質模型網格中，從而得到縫洞體幾何結構定量化模型；②通過波阻抗反演技術將常規地震反射振幅數據，轉變為地層波阻抗數據，得到反映儲層特征的波阻抗數據體，利用單井儲層類型與波阻抗的統計關系，把井的儲層類型模型作為硬數據，在波阻抗數據體的約束下，采用協同克里金模擬方法建立儲層地質模型；③將測井解釋孔隙度作為硬數據，在波阻抗數據體和儲層地質模型的約束下，采用協同克里金模擬方法建立縫洞體儲層孔隙度模型，將單個網格體積與相應有效孔隙度相乘得到單個網格有效儲集空間體積，再對孔隙度模型進行網格積分，最終得到縫洞體有效儲集空間體積。

圖2 塔中Ⅰ號氣田碳酸鹽巖儲層縫洞系統立體雕刻圖

縫洞體雕刻成果展示了縫洞在空間上的分布特征及發育情況，將該成果應用于儲量計算，并通過后期開發動態數據進行驗證，單井控制儲量估算結果與動態儲量的相對誤差僅為11%，解決了碳酸鹽巖縫洞型油氣藏儲量估算精度低的難題。基于該項縫洞體雕刻技術，實現了單個縫洞體—縫洞單元—縫洞帶的系統性研究，為縫洞型氣藏的井位部署奠定了基礎。

2.3 以成像測井為核心的縫洞體、流體識別技術

由于深層碳酸鹽巖儲層基質孔隙度、滲透率低，溶蝕孔、洞、縫發育，儲集空間類型多，且非均質性強，采用常規測井資料定量表征儲層孔隙度、滲透率、含水飽和度等參數的難度大；對井周遠距離反射體的識別難度也大，尤其是對反射體方位的評價；多期油氣充注與儲層非均質性造成油氣水分布關系復雜，導致準確判別流體性質、識別油氣水界面的難度大。針對上述難題，基于高分辨率FMI/EMI成像測井資料，建立了以形態分類法為主線的電成像測井相分析技術，將成像測井相與儲層特征進行對比，得出暗斑相和低阻平行薄層相為塔中地區的有利儲層成像測井相，然后，逐井提取有利儲層厚度百分比，編制有利儲層厚度分布圖，從而明確有利儲層分布區域；利用圖像分割與鏤空處理技術從電成像測井資料中提取面孔率、裂隙率、溶蝕孔洞大小、溶蝕孔洞和裂縫的局部電阻率等信息，得到孔洞縫參數[12]；根據電成像視地層水電阻率譜譜峰形狀、譜的均值與方差等參數定量評價碳酸鹽巖儲層中流體的性質[13]；通過提取橫波反射波信號，根據旋轉剖面能量變化差異識別有效反射體，形成了橫波遠探測成像測井技術，該技術能夠對井旁30 m處的隱蔽縫洞體進行準確定位，為試油層位優選和微側鉆靶點優選提供了有力的支撐。通過該測井評價技術的應用，精準識別深層碳酸鹽巖井旁縫洞體與流體，解釋結果符合率達到87%。

3 縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏布井優化技術

3.1 以水平井型為核心的井位優化部署技術

塔中Ⅰ號氣田碳酸鹽巖儲層縫洞體平均埋深超過5 000 m，長度與寬度介于幾米至幾十米，且高度分散，若采用傳統直井進行開發，當發生縫洞型儲集體在三維空間歸位不準確或者在鉆井施工過程中存在偏差的情況時，將導致鉆頭從靶體中穿出而脫靶，同時，地下縫洞體受斷裂控制的影響明顯，在橫向上展布的范圍有限，且展布范圍內儲層物性存在較大差異，采用水平井鉆穿斷裂帶可以提高儲層鉆遇率和鉆井成功率。

基于野外露頭、巖心和綜合地質分析，建立了走滑斷裂破碎帶結構模型，確定了走滑斷裂破碎帶“三元”結構模式，從斷裂破碎帶核心部位由內到外依次劃分為斷層角礫巖段、裂縫孔洞段和裂縫基巖段；根據已鉆井的鉆井工程異常顯示、錄井氣測顯示和測井電阻率數據劃分出前述3個區段，再結合三維地震數據相鄰道之間的相干性、地震振幅屬性、振幅變化率標定斷裂破碎帶寬度，研究發現塔中Ⅰ號氣田斷裂破碎帶寬度介于100～300 m，為水平井段長度的確定提供了可靠的指導。

水平井軌跡與縫洞體的縱向接觸關系則主要考慮縫洞型凝析氣藏開發過程中流體相態變化特征的影響。縫洞型氣藏主要的儲集空間及流動通道是大縫、大洞，其中流體介質受到的重力作用對油氣水的分布起主導作用，毛細管力和界面張力的影響較弱。衰竭式開發時地層中發生的反凝析現象同PVT筒中反凝析液的析出、聚集情況相似，反凝析液聚集于洞穴底部，使得該位置的反凝析液飽和度高[14]。同時，受多期次成藏和調整的影響，部分縫洞體底部存在底油或油環，縫洞體內的流體分布表現為上部為較輕組分、中下部為較重組分的差異分離現象，縫洞體內部壓力梯度變化較大，將水平井軌跡部署在縫洞儲集體中下部，可以大幅提升油氣一次采收率。以Z11-H1、Z11-H15井為例，如圖3所示，兩口井均為水平井；Z11-H1井鉆遇2個縫洞體，且水平井軌跡位于縫洞體的高部位，酸壓后試油獲高產，油嘴直徑為6 mm，油壓為28.05 MPa，日產油45.4 m3、日產氣8.45×104m3，但投產后油壓快速落零而關井，累計產油3 532 t、累計產氣181×104m3；而Z11-H15井鉆遇3個縫洞體，井軌跡位于縫洞體的中低部位，試油出水后經過排水獲得成功，累計產油1.87×104t、累計產氣5 742×104m3，與Z11-H1井相比，油氣產量獲得大幅度提升。采用上述水平井部署技術使儲層鉆遇率由40%升至89%，鉆井成功率持續保持在90%以上，凝析油采收率提高了10%。

3.2 以地質力學為核心的井軌跡優化設計技術

塔中地區縫洞型儲層地應力復雜多變，導致鉆井工況復雜，同時，儲層強非均質性給完井提產方案的優化造成了很大的困擾。針對上述難題，基于地質力學分析技術，從井位部署階段到完井提產階段進行全過程的井軌跡優化與跟蹤[15]。

在井位部署階段，依靠三維地應力建模技術刻畫地應力分布情況，選取低應力區作為有利井軌跡部署區；對塔中地區斷裂系統的活動性進行定量評價，優選活動性好且有利于油氣運移和富集的區域作為有利區；基于地震數據對區域應力場展布情況進行預測，同時分析已鉆井鉆遇儲層天然裂縫的發育情況與主應力的關系，在此基礎上，確定水平井井眼軌跡。

在鉆井設計和實施階段，采用井震聯合反演方法進行全井段的地層孔隙壓力、坍塌壓力和破裂壓力預測，確定異常壓力分布的位置，對異常壓力的預測精度高達92%，為合理的井身結構設計和鉆井液密度選取打下了基礎；開展復雜巖性（如二疊系火成巖、奧陶系桑塔木組泥巖）地層井壁失穩機理研究，并形成相應的工程技術對策；在鉆井過程中，利用獲得的隨鉆測井、鉆時、井下復雜情況（溢流、漏失）數據實時修正地應力模型，及時調整鉆井液性能、井眼軌跡與井身結構，實現水平井的順利鉆進和入靶。

圖3 水平井軌跡部署示意圖

為了實現完井提產方案的優化，根據塔中地區碳酸鹽巖儲層特征，結合井周地應力場分布情況、儲層標定結果、井壁垮塌情況及天然裂縫發育情況，把提產方案細分為以下4類；①鉆遇儲層，則直接投產；②鉆遇儲層之上，則采取加深或加深側鉆的方式繼續鉆進；③鉆至儲層邊界，根據地應力場與儲層的展布情況，通過壓裂改造與儲層主體連通，從而實現油氣高產；④鉆至儲層外，若采用酸壓措施仍無法與儲層連通，則進行側鉆，通過側鉆井軌跡的優化，實現油氣的發現。

4 結束語

塔里木盆地臺盆區下古生界碳酸鹽巖油氣資源勘探開發潛力巨大，塔里木油田礦權區內尚有18.5×108t油和3.1×1012m3天然氣待發現，克拉通區奧陶系鷹山組、蓬萊壩組深層以及下寒武系肖爾布拉克組油氣勘探仍處于探索階段，是碳酸鹽巖油氣勘探的有利接替層系。筆者總結的技術是經過了多年的勘探開發實踐而形成、并逐漸成熟的，對于深層、超深層碳酸鹽巖油氣資源的勘探開發能起到有益的借鑒作用，下一步需要更加大膽地進行技術創新與實踐，力爭為國家能源安全和天然氣穩定供應提供更有力的保障。