塔里木盆地超深層油氣藏試油與儲層改造技術進展及發展方向

劉洪濤 劉 舉 劉會鋒 邱金平 才 博 劉軍嚴 楊戰偉 劉豇瑜

1.中國石油塔里木油田公司 2.中國石油勘探與生產分公司 3.中國石油勘探開發研究院

0 引言

塔里木盆地是我國陸上最大的含油氣盆地，也是目前國內勘探難度最大、增儲上產潛力最大的盆地之一。該盆地儲層埋深介于4 500～6 000 m 為深層，超過6 000 m 為超深層[1-2]。塔里木盆地油氣藏普遍為超深層并且地質構造復雜程度高。該盆地已探明油氣資源總量為178×108t，其中石油75×108t、天然氣12.9×1012m3。截至2019 年底，中國石油塔里木油田公司（以下簡稱塔里木油田）礦權內的勘探程度僅為22.9%，油氣勘探開發前景十分廣闊。近年來，隨著中秋1 井[3]、博孜9 井[4]、輪探1 井[5]等陸續獲得重大油氣發現，超深層油氣藏勘探持續取得重大突破。塔里木油田油氣勘探開發對象已全面邁向超深層，該類油氣藏將是該油田油氣增儲上產的重要資源保障。

塔里木盆地超深層油氣藏主要分布在庫車含鹽前陸盆地[6]、塔北隆起和塔中隆起，根據油氣儲層巖石類型可以分為裂縫性致密砂巖氣藏[7]和縫洞型碳酸鹽巖油氣藏[8]。在庫車含鹽前陸盆地主要分布裂縫性致密砂巖氣藏，其主要特點是埋藏深（6 000～8 000 m）、地層壓力高（100～136 MPa）、地層溫度高（150～190 ℃）、儲層厚度大（200～300 m）、基質低孔隙度（4%～8%）、基質低滲透率（0.01～0.10 mD），并且不同程度地發育天然裂縫[9]。在塔北隆起和塔中隆起則以縫洞型碳酸鹽巖油氣藏為主，其主要特點是埋藏深（6 000～8 000 m）、地層溫度高（130～170 ℃）、易噴易漏（壓力當量密度窗口僅0.02 g/cm3）、硫化氫含量高（介于10～100 g/m3，最高達622 g/m3）、儲集空間類型復雜（含洞穴、裂縫、基質孔隙）[10-11]。這些地質工程特點給油氣井測試、完井和儲層改造的順利實施帶來了極大的挑戰。

“十一五”以來，塔里木油田針對超深層裂縫性致密砂巖氣藏和縫洞型碳酸鹽巖油氣藏的試油、完井和儲層改造中的一系列瓶頸問題持續開展技術攻關，所取得的研究成果支撐了塔里木盆地超深層油氣藏陸續取得勘探突破并且實現高效開發。隨著深度8 000～9 000 m 超深井的逐漸增多，儲層地質條件更加復雜，試油與儲層改造技術仍需要持續升級、完善。為此，筆者通過總結塔里木油田在超深層油氣藏試油與儲層改造技術的發展歷程，系統梳理了已形成的耐高溫高密度試油工作液、APR 測試管柱配置、管柱力學精細校核、完井試油一體化工藝等超深井試油技術，以及儲層改造工藝優選方法、耐高溫加重壓裂液、裂縫性砂巖纖維暫堵壓裂工藝、縫洞型碳酸鹽巖深度酸壓工藝等超深井儲層改造技術，結合新的勘探開發形勢與要求，厘清了下一步需要研究攻關的技術難題，進而指出該盆地超深層油氣藏試油與儲層改造技術今后一個時期的發展方向，以期為國內外超深層油氣藏的安全高效建井與提產提供借鑒。

1 技術發展歷程

自1989 年塔里木石油會戰以來，塔里木油田的勘探經歷了從深層到超深層，從常溫常壓到高溫高壓、再到超高溫超高壓，從均質儲層到非均質儲層的轉變，相應的試油與儲層改造技術也在不斷發展和升級。

1.1 試油技術

塔里木油田試油技術的發展為地質認識和勘探發現取得突破提供了有效動力，自1989 年以來主要經歷了4 個階段。

1.1.1 鉆桿中途測試（DST）技術發展與完善階段（1989—1996 年）

該階段以輪南油田為代表，試油井段深度介于3 500～6 000 m、壓力介于50～70 MPa、溫度介于110～120 ℃[12]。形成了以裸眼中途測試技術、射孔—測試聯作技術、跨隔測試技術和小井眼測試技術為主的測試技術系列，特別是由于中途測試技術的應用，可以在第一時間內對油氣顯示層進行測試，實現了油氣勘探的提前發現，加快了勘探進程。

1.1.2 以高壓油氣井測試技術為主的發展階段（1997—2000 年）

該階段以克拉2 氣田為代表[13-14]，試油井段深度介于4 000～6 500 m、壓力介于60～90 MPa、溫度介于100～130 ℃。為了應對升高的地層壓力，通過引進APR 測試工具，并且對管柱進行優化配置，形成了“氣密封油管＋全通徑測試工具＋RTTS 封隔器＋射孔槍”的射孔—測試聯作技術；配套了105 MPa 采氣井口和形成了包括高壓管匯、地面安全閥、除砂器、高壓油嘴管匯、加熱器、三相分離器、數據自動采集系統的高壓地面測試流程。

1.1.3 高溫高壓油氣井試油技術完善階段（2001—2007 年）

該階段以迪那2 氣田為代表[15]，試油井段深度介于5 000～7 000 m、壓力介于90～110 MPa、溫度介于130～150 ℃。通過開展試油工作液體系優選、井筒安全評價、管柱力學分析與校核、配套地面測試流程優化、測試資料處理解釋等一系列技術攻關，為庫車前陸盆地迪那2 凝析氣田、大北氣田的發現、評價以及克深構造帶獲得勘探突破提供了支撐。

1.1.4 超高溫超高壓油氣井試油技術發展與完善階段（2008 年至今）

該階段以克深2、克深9[16]、克深13 氣田為代表，試油井段深度介于6 000～7 930 m、壓力介于110～136 MPa、溫度介于150～186 ℃。在研發超高溫超高壓射孔器的基礎上，優化形成了超深井APR 測試工藝，提高了測試施工一次成功率（由2009 年的70%提升至2018 年的90%），實現了對克深氣田的評價及獲得博孜9 井、輪探1 井等勘探突破，夯實了塔里木油田建設3 000×104t 的資源基礎。

1.2 儲層改造技術

塔里木油田超深層儲層改造技術與鉆完井技術同步發展。1995 年東河油田DH1-4-6 井（注水井）在井深5 894.5～5 910.0 m 加砂壓裂取得成功，標志著塔里木盆地6 000 m 以深儲層改造技術研究與應用進入新階段。至2020 年1 月，塔里木油田改造井最深達8 882 m（輪探1 井）。塔里木油田儲層改造技術的發展主要經歷了3 個階段。

1.2.1 早期探索階段（2000 年前）

該階段受制于設備、工具及改造液材料耐高溫高壓性能的不足，以直井進行籠統改造為主，實現了深層壓裂技術從無到有。90 年代中期，塔里木東河油田成功實施了6 000 m 注水井的加砂壓裂，突破了超深井加砂技術瓶頸，實現了塔里木油田超深層油氣藏的高效增產增注[17-18]。

1.2.2 快速發展階段（2000—2010 年）

該階段以塔里木庫車前陸沖斷帶超深層砂巖儲層直井加砂壓裂及臺盆區碳酸鹽巖超深水平井分段酸壓為代表，超深層儲層改造理論、工藝技術、改造液材料等均得到快速發展。以大北301 井為代表，壓裂井段深度介于6 930～6 988 m，實現了7 000 m高溫高壓氣井的加砂壓裂；以塔中82 井為代表，采用變黏酸＋膠凝酸多級注入酸壓，實現了超深層碳酸鹽巖儲層“多元化”深度酸壓[19]。儲層改造技術的快速發展有力推動了塔里木油田快速勘探發現與建產。

1.2.3 理念突破與技術定型階段（2010 年至今）

“十二五”以來，以“縫網體積改造”理念為指導[20-22]，塔里木油田超深層儲層改造技術得到了快速、充分發展。直井在7 000 m 以深高應力砂巖儲層實現了“機械分層＋纖維暫堵分層”復合分層縫網體積改造，在8 000 m 以深實現了“縱向轉層、層內轉向”纖維暫堵縫網酸壓改造，定型了縫網體積壓裂與縫網體積酸壓兩套工藝技術[23-24]。超深層縫洞型碳酸鹽巖儲層實現了水平井分段體積酸壓，探索了水力噴射、裸眼封隔器＋滑套、全通徑分段等多種分段酸壓工具和工藝[25-27]。隨著8 000～9 000 m 探井和評價井越來越多（博孜9 井、克深21 井、輪探1 井等），儲層地質條件更加復雜，高應力區大斜度井/水平井也在陸續開鉆（克深1002 井、迪探2 井等），儲層改造技術仍需要持續升級、完善，從而為更深更復雜油氣藏的高效勘探開發提供技術支撐。

2 主要技術進展

2.1 超深高溫高壓氣井安全快速測試技術

超深高溫高壓氣井的測試主要面臨以下4 個方面的難點問題：①產層套管一般采用127.0 mm 或139.7 mm 套管完井，由于井眼尺寸小，導致封隔器選擇困難，對試油工作液的傳壓性能要求高，一旦發生事故則處理難度大；②由于地層壓力系數高，要求試油工作液密度足夠高，同時對井下工具、地面控制設備及儲層改造裝備的承壓能力要求高；③由于地層溫度高，對井下工具、儀器和地面設備的耐溫性能以及試油工作液的抗高溫穩定性要求高；④測試期間壓力、溫度變化大，測試管柱受力復雜，對整個測試管柱的安全性提出了更高的要求。

2.1.1 耐高溫、高密度試油工作液

與鉆井作業不同，進行試油作業時試油工作液長時間靜置而無法實時循環調整，因此，對工作液性能提出了更高的要求。在迪那、克拉、大北等氣田，密度介于1.80～2.30 g/cm3的水基磺化試油工作液在地層溫度低于160 ℃的高壓氣井應用時取得了很好的效果。但溫度超過160 ℃時，水基磺化試油工作液容易出現高溫增稠、硬質沉淀。針對克深、大北等氣田地層溫度超過160 ℃的井，目前主要采用超微重晶石和抗高溫、高密度的油基、有機鹽三套試油工作液體系。

2.1.1.1 超微重晶石試油工作液體系

該試油工作液體系引入超微重晶石以提高自懸浮能力，耐溫200 ℃、密度為2.40 g/cm3，200 ℃靜置15 d 仍具有良好的懸浮穩定性和流變性，并且可重復利用[28]。該體系基本配方包括水、超微粉體重晶石加重劑（表面改性）、分散劑、穩定劑、雙電層激發劑和黏切控制劑。

2.1.1.2 抗高溫、高密度油基試油工作液體系

在鉆井液基礎上，通過調整主/輔乳化劑、潤濕劑用量，提升工作液體系的穩定性。研究形成耐溫190 ℃、密度為2.00 g/cm3的試油工作液體系，其配方包括柴油、鹽水、主/輔乳化劑、增黏劑、降濾失劑、潤濕劑、加重劑（重晶石）和pH 調節劑，室內評價試驗顯示在190 ℃高溫條件下靜置15 d，不沉降，具有良好的穩定性。

2.1.1.3 抗高溫、高密度試油工作液體系

通過對基漿和添加劑成分的研究及反復試驗，優選出具有良好抗高溫性能的有機鹽體系。該體系耐溫200 ℃、密度為2.39 g/cm3，配方包括水、純堿、提切劑、抗溫抗鹽降濾失劑、復合鹽、抑制防塌劑、潤滑劑、加重劑（有機鹽、重晶石）和pH 值調節劑，室內評價試驗顯示在200 ℃高溫條件下靜置15 d，不沉降，穩定性較好。

2.1.2 測試工藝選擇及管柱配置技術

針對僅錄取溫度壓力資料，不需要求得準確產能的井，采用“短、平、快”的中途測試工藝。其主要管柱結構包含RDS 安全循環閥＋RD 循環閥＋液壓循環閥（RD 循環閥失效時的備用閥）＋RTTS 封隔器＋電子壓力計托筒（2 只），如圖1-a 所示。其中，RDS 安全循環閥用于井下關井測壓及關井后提供循環壓井通道。測壓結束后，打開RD 循環閥，用于平衡封隔器上下壓力及提供壓井通道。液壓循環閥作為RD 循環閥的備用工具，當RD 循環閥不能開啟時，可以通過上提管柱打開液壓循環閥。該工藝具有結構簡單、施工周期短、費用低的特點。

圖1 中途測試管柱和APR 測試管柱結構示意圖

針對需要求得準確產能的井，或需要進行儲層改造的井，則采用APR 測試工藝[29-30]。其主要管柱結構包含RDS 安全循環閥（備用）＋RDS 安全循環閥＋RD 循環閥＋液壓循環閥（RD 循環閥失效時的備用閥）＋E 型閥（常開）＋RTTS 封隔器＋電子壓力計托筒（2 只），如圖1-b 所示。其中E 型閥在封隔器坐封、換裝井口后為替入低密度環空保護液提供循環通道，下井過程中為常開狀態，替液結束后，投球關閉；兩個RDS 安全循環閥“一用一備”，以提升測試成功率。

2.1.3 試油管柱力學校核技術

管柱力學校核技術是保障高溫高壓氣井安全試油作業安全的重要手段。基于國際高溫高壓井協會的建議和推薦做法，塔里木油田于1995 年開始進行復雜工況試油管柱力學分析與校核技術研究，進而開展現場實踐。多年來通過優選管柱載荷、應變等計算模型，優化井筒溫度、壓力場計算模型，綜合考慮管柱屈曲、鼓脹、溫度和活塞效應的影響，開發高溫高壓管柱力學校核軟件，同時借鑒國內外先進的管柱力學校核方法，形成了“工況＋部件”全覆蓋的管柱力學校核技術，制訂了相應的校核標準化流程[31]。通過該項技術的應用，計算得到各工況下管柱的軸向變形、載荷及三軸應力強度安全系數（表1），進而優化管柱配置、油套管壓力等參數。目前，庫車前陸盆地高溫高壓氣井的試油管柱力學校核已全部采用該項技術，從未出現試油期間管柱斷脫、落井等事故。

2.2 超深層、高含硫、縫洞型碳酸鹽巖油氣藏完井試油一體化技術

塔里木盆地超深層碳酸鹽巖儲層多為縫洞型儲層，油氣井壓力窗口窄，容易發生井噴和漏失；同時，產出的天然氣硫化氫含量高。該類儲層完井和試油的主要難題是井控風險高。自2005 年塔中823 井井噴事故以來，通過不斷優化完井試油工藝技術，塔里木油田目前已形成適用于超深層高含硫碳酸鹽巖儲層的完井試油一體化技術，其中包含3 套完井試油一體化管柱、4 套試油專用井控工具和1 項地面安全控制與計量技術。

2.2.1 完井試油一體化管柱配置技術

針對碳酸鹽巖儲層特點，根據不同油氣井完井試油目的和要求，通過研發關鍵工具，配套形成了測試—改造—投產、封堵—改造—投產、改造—封堵—回采3 套完井試油一體化管柱，在超深層碳酸鹽巖儲層已應用250 余井次，并且實現了安全和高效。

表1 試油管柱力學校核工況及安全系數取值統計表

2.2.1.1 測試—改造—投產管柱

該管柱適用于油氣顯示一般，需要進行儲層改造且能夠正常起下鉆的井，核心工具是可回收式完井封隔器。管柱結構自上而下依次為油管＋伸縮管＋常閉閥＋可回收式完井封隔器＋油管＋座封接頭＋油管鞋。該管柱一趟鉆可完成測試、儲層改造、投產等多項工序。若測試獲得油氣，可以作為完井管柱直接投產；若未獲得油氣，就可以解封封隔器，然后起出管柱。

2.2.1.2 封堵—改造—投產管柱

該管柱適用于直接鉆遇縫洞系統并且要求長期完井的油氣井，核心工具是POP 閥和二次封堵閥。管柱結構自上而下依次為油管＋井下安全閥＋油管＋棘齒鎖定密封＋可脫手、回插的永久式完井封隔器＋磨銑延伸筒＋POP 閥（二次封堵閥）＋篩管＋圓頭盲堵。與常規管柱相比，該管柱能有效解決易噴易漏井管柱的防噴問題，實現了下鉆過程的井控安全。

2.2.1.3 改造—封堵—回采管柱

該管柱適用于需要進行多層試油、并根據試油結果進行選擇性回采的易漏易噴井，核心工具是SHP 封隔器和CMQ-22 開關滑套。該管柱分為內外兩部分，外部管柱自上而下包含油管＋伸縮管＋常閉閥＋錨定密封＋HP-1AH 封隔器＋磨銑延伸筒＋密封延伸筒＋CMQ-22 滑套＋油管＋絲堵；內部管柱接在錨定密封之下，其結構自上而下依次為篩管＋油管密封＋CMQ-22 滑套操作桿。該管柱可以一趟鉆完成測試、改造、求產、封堵、回采等多項作業，施工工序簡單并且周期短。在將管柱與封隔器脫開后，可將產層完全隔絕，以避免產層被二次污染。

2.2.2 完井試油井控技術

研發了油管內堵塞閥、新型試油井口、多功能四通和井下液面監測儀等完井試油井控工具[32]，為超深層、易噴易漏碳酸鹽巖儲層安全高效試油提供了技術保障。

2.2.2.1 油管內堵塞閥和新型試油井口

針對直接鉆遇縫洞系統并且需要進行多層試油的井，通過研發油管內堵塞閥和新型試油井口，配套形成了完井試油井控裝備，解決了換裝井口時處于無控狀態的問題，其中油管內堵塞閥的應用已成為超深層碳酸鹽巖儲層換裝井口期間的必備動作。

2.2.2.2 多功能四通

觀察兩組患者檢查結果,包括通過各項指標判斷其診斷率,子宮外盆腔,觀察其混合性腫塊、胚芽及原始心管搏動情況。觀察子宮內膜增厚及宮腔內情況。同時觀察兩組患者陽性率情況。

若鉆遇大的縫洞系統，鉆井轉試油換裝采油四通時的井控風險較大，為此，研發了多功能四通，將鉆井四通和采油四通一體化，實現了“一通兩用”，保障了換裝井口期間的作業安全。

2.2.2.3 井下液面監測儀

為了及時掌握失返性漏失井的液面動態，對井下液面監測儀的應用進行了全面推廣，實現了作業期間液面的連續、實時監測，進而為吊灌起下鉆、換裝井口灌入試油工作液量的確定提供科學依據。該設備通過氮氣發出聲吶脈沖波，通過環空傳送至井下液面，然后在地面接收脈沖波信號，計算液面深度，從而實現對液面的實時監控。另外，還具有液面異常變化預警功能，為起下鉆、電測等作業吊灌量提供指示。

2.2.3 地面安全控制與計量技術

針對產出天然氣高含H2S 的問題，配套了密閉罐、二級分離、原油脫硫和油水自動計量等裝置，形成了集壓力控制、分離與計量（含油水自動分離計量）、原油脫硫、數據自動采集、H2S 和CO2氣相在線監測、現場實時傳輸、視頻監控共7 項功能的多功能地面安全控制與計量技術。

2.3 超深層縫洞型碳酸鹽巖儲層深度改造技術

超深層縫洞型碳酸鹽巖儲層改造面臨以下兩個方面的難點問題：①由于改造段位置深、地層溫度高，對改造工作液性能的要求高；②縫洞體展布及油水分布關系復雜，對儲層評估技術和酸壓改造工藝要求高。通過在儲層壓前綜合地質評估與設計優化、儲層深度改造工作液體系研發、深度改造工藝優化三個方面開展了研究和優化，取得了重要成果。

2.3.1 壓前儲層綜合地質評估與壓裂工藝優選

基于縫洞型儲層特征，結合地質研究、三維地震及垂向地震剖面、鉆錄井顯示、常規測井及遠探測聲波測井解釋、測試資料，形成“五位一體”、動靜結合的壓前綜合地質評估技術，對縫洞的探測精度提高到10 m 級，實現了對井筒及井周縫洞空間展布的有效預測。

2.3.2 超深層縫洞型碳酸鹽巖儲層深度改造工作液體系

為了實現不同類型儲層的有效溝通，研發了6套改造工作液體系，其中包括4 套酸液體系（膠凝酸、溫控變黏酸、交聯酸、清潔自轉向酸）和2 套壓裂液體系（低傷害交聯胍膠壓裂液、改性黃原膠非交聯壓裂液）（表2）。

2.3.3 超深層縫洞型碳酸鹽巖儲層深度改造工藝技術

塔里木油田縫洞型碳酸鹽巖儲層非均質性強、縫洞分布復雜。基于儲層綜合地質評估結果，針對不同的儲層鉆遇模式，集成配套了垂向酸壓（化）、深穿透酸壓、轉向酸壓、加砂壓裂/交聯酸攜砂酸壓4 種深度改造工藝技術，以實現對縫洞體的充分溝通（表3）。

2.4 超深層、高溫高壓裂縫性致密砂巖氣藏儲層縫網改造技術

近年來，針對超深層高溫高壓裂縫性致密砂巖氣藏，塔里木油田在儲層改造工藝優選與設計、工作液體系、縫網改造工藝及配套工具、設備等方面不斷取得突破，成效顯著。

2.4.1 工藝優選及設計

庫車前陸區的儲層地質特點決定了改造天然裂縫是提產的關鍵。應用地質、成像測井、地質力學、井漏等數據充分評估天然裂縫有效性，并提出針對性改造措施。對于Ⅰ類天然裂縫，該類裂縫力學活性好，滲透率高并且激活天然裂縫需要的施工凈壓力低，可以采用酸化對天然裂縫系統進行疏通；對于Ⅱ類天然裂縫，該類裂縫有一定的力學活性，自然滲透率中等，激活天然裂縫需要的施工凈壓力較之Ⅰ類天然裂縫偏高，采用酸壓工藝激活、疏通天然裂縫，

并配合暫堵工藝進行充分改造；對于Ⅲ類天然裂縫，該類裂縫力學活性差，自然滲透率低，激活天然裂縫需要的施工凈壓力高，采用加砂壓裂制造人工長縫，并結合暫堵工藝進行充分改造。

表2 塔里木盆地超深層縫洞型碳酸鹽巖儲層深度改造工作液性能指標與適用條件統計表

表3 超深層縫洞型碳酸鹽巖儲層深度改造工藝技術適用情況與施工參數統計表

針對酸壓或加砂壓裂的井，在設計階段根據儲層物性和可壓裂性進行分級射孔設計，為分層改造創造條件；然后，應用摩爾—庫倫準則預測不同井底壓力下天然裂縫的剪切激活情況及與人工裂縫的交互作用規律[33-35]，根據激活目標設計施工排量并預測施工泵壓；最后，模擬不同液量和加砂量下的縫網尺寸，確定最優施工規模。

2.4.2 耐高溫壓裂液、加重壓裂液及酸液體系

根據庫車前陸盆地超深層砂巖儲層超高溫、高應力的特點，發展了耐高溫壓裂液、加重壓裂液及低腐蝕酸液體系[36]。耐高溫壓裂液以羥丙基瓜爾膠壓裂液為主，最高耐溫達180 ℃。在加重壓裂液方面，塔里木油田早期研發了氯化鉀加重壓裂液，最大密度為1.17 g/cm3，于2002 年在野云2 井成功應用，最高施工泵壓為123 MPa，成功加入支撐劑28.5 m3，為國內首口使用加重壓裂液進行加砂壓裂的井。為進一步提升加重效果，“十二五”期間研發了硝酸鈉加重壓裂液，密度為1.35 g/cm3，最高耐溫達180 ℃，在克深2 和克深8 區塊進行了廣泛應用[37-38]。同時，根據新疆維吾爾自治區安全環保工作要求，與國內科研院所聯合研發了聚合物氯化鈣加重壓裂液，加重后液體密度為1.35 g/cm3，耐溫達180 ℃。酸液體系主要為土酸與有機酸復合的緩速酸，并研發了適用于13Cr 管材的專用酸化緩蝕劑來抑制酸液對完井管柱的腐蝕[39]，在160 ℃條件下該酸液體系對13Cr管材的動態腐蝕速率為63.56 g/(m2·h)。

2.4.3 縫網體積改造工藝

庫車前陸區超深層裂縫性致密砂巖氣藏儲層改造工藝已由早期的直井全井筒酸化或籠統改造發展成為縫網體積改造工藝技術，主要包括縫網酸壓、縫網加砂壓裂兩套工藝。其中，縫網酸壓采用“低黏壓裂液＋酸液”組合泵注的模式，激活天然裂縫，溶解天然裂縫內的鈣質填充物及鉆完井液堵塞物，進而提高縫網導流能力；然后，采用不同粒徑配比的暫堵材料封堵已改造層段，迫使液體轉向并流至可壓裂性差的層段，實現縱向上的充分改造。而縫網加砂壓裂則采用“低黏前置液＋高黏攜砂液”組合泵注模式，支撐劑采用70/140 目、40/70 目、30/50 目陶粒分級注入模式，激活天然裂縫并對不同尺度的天然裂縫進行支撐；縱向上采用封隔器機械分層（硬分層）＋纖維暫堵分層（軟分層）的復合分層工藝以最大限度地擴大改造范圍。

“軟硬結合”的復合分層縫網改造工藝在庫車前陸區首口大斜度井——克深1002 井成功應用，“硬分”2 段，“軟分”2 段，全井共進行4 段壓裂，用液量為2 562 m3，加砂量為159 m3，改造后采用內徑為9 mm 的油嘴求產，油壓為77 MPa，日產氣量為74×104m3，無阻流量是改造前的8.3 倍。

2.4.4 耐高溫高壓井下工具、作業設備

為滿足超深層高溫高壓井加砂壓裂的需要，升級了完井封隔器，目前其性能參數如下：最大外徑為108.2 mm，耐壓差91 MPa，最小坐封壓力為31.2 MPa，最高耐溫232 ℃，長期耐溫為177 ℃。同時，針對鋼球開啟壓裂滑套后返排難度大的問題，研發了可溶球，溶解前承受壓差能力達40 MPa，72 h 內完全溶解，可以滿足打開壓裂滑套和壓裂施工的要求。現場應用過程中，打開滑套時升壓作用明顯，改造后放噴過程中未見不溶殘渣。

此外，為滿足現場140 MPa 超高壓條件下壓裂施工作業的需求，配置了全套2500 型壓裂車組、高壓閥件、地面流程和遠程控制系統，形成了一套適合于塔里木油田超深層高溫高壓氣井中—大型規模儲層改造的配套設備，在施工壓力為136 MPa 條件下，施工排量可達到8.4 m3/min，保障了超深層高溫高壓井儲層改造的施工需要。遠程控制系統可以通過視頻監控、儀表采集與控制、數據處理等模塊的協同運用，實現對壓裂施工全過程的遠程監控，以保障高壓條件下壓裂施工作業的安全性。

2.4.5 超深井改造監測評估技術

準確的裂縫監測及評估是促進儲層改造技術發展與進步的保障。人工裂縫位于地下幾百至幾千米，對其精確認識及描述異常困難。超深層油氣藏溫度壓力條件苛刻、對監測工具性能要求高；無線監測手段信號傳輸距離遠、信號保真度低；超深井壓裂監測成本也更高。以上諸多因素導致超深層儲層改造監測及評估技術發展緩慢。近年來，國內外在超深層已實施的改造監測探索試驗主要包括井下微地震監測、示蹤劑測試及產出剖面測試[40-41]。2013 年，塔里木油田克深2-2-8 井在加砂壓裂過程中進行了井下微地震監測，該井垂深為6 761 m，截至目前為井下微地震監測實施的最深井，通過評估認為該井儲層增產改造體積（SRV）為15 066 000 m3。

3 技術發展方向

近年來，雖然塔里木油田在深層、超深層油氣藏試油與儲層改造方面取得了豐碩的成果，但隨著勘探開發對象所處的深度繼續加深，地層溫度、壓力指標不斷被刷新，新的技術難題也隨之出現，相應的試油與儲層改造技術必須穩步跟上。

3.1 技術難點

3.1.1 完井試油方面

塔里木油田重點勘探領域不斷向超深層拓展，試油段最深已達8 882 m（輪探1 井）,“三超”特征更加突出，完井試油作業面臨更多難題；同時，“低油價”形勢對降本增效要求更高，完井試油作業不但要滿足安全的要求，還要盡量提高作業時效、縮短作業周期。

目前，主要面臨的挑戰包括以下3 個方面：①庫車山前高溫高壓井采用鉆桿傳輸射孔，由于長井段的射孔爆轟力對套管損傷嚴重，不得不將厚儲層長井段的射孔作業分多趟管柱分次進行。如中秋1 井、克深21 井、克深1002 井均采用兩趟管柱射孔，平均損失作業時效62 h。若能實現超長井段分時射孔作業，既不對套管造成嚴重損傷，又能實現一趟管柱完成射孔作業，從而有效縮短作業時間，提升作業效率的同時又能夠保證作業安全。②機械分層改造對高溫高壓氣井的提產體現出明顯優勢，但仍存在局限性，一方面是兩層改造還不能滿足山前巨厚儲層的改造需求，另一方面是在用分層工具完井管柱通徑受限，不利于后期的沖砂疏通及大修作業。③目前在用的高比重試油工作液雖然解決了高溫高壓氣井安全試油問題，但仍存在以下兩個方面的局限性：一方面是污染儲層，如克深134 井分2 層測試，2 層合采氣產量為19.5×104m3/d，遠低于單層氣產量37.7×104m3/d，分析原因是射孔段內試油工作液老化、堵塞下部優質儲層所致；另一方面是堵塞工具，如柯中107井在密度為2.0 g/cm3的試油工作液中下入外徑為177.8 mm 的改造—投產一體化管柱，經THT 封隔器驗封顯示油套管竄通，起出完井封隔器進行拆解，上、下兩級活塞的8 個傳壓孔均被堵住。

3.1.2 儲層改造方面

儲層改造技術也面臨著以下4 個方面的難點問題：①地質工程一體化實施的難度更大。針對地質工程一體化提產設計與作業，要求從業者從儲層改造的角度對區域井網部署、開發方案、鉆完井、油氣藏層位選擇等方面提出具體的要求。面對超深層油氣藏越來越復雜的工程地質狀況，各專業都面臨新的挑戰，實施地質工程一體化的難度更大。②對超深層儲層在體積改造后形成縫網的機理和規律的認識難度更大。成功的體積改造必須建立在充分認識、利用天然裂縫的基礎上，而弄清超深層儲層天然裂縫縱橫向發育狀況、裂縫開啟狀態、傾角、傾向，以及層理弱面、膠結情況等基礎信息的難度更大，改造目的層的環境條件也使研究人員無法通過真實的物理模擬實驗來驗證數學模型的準確性，進而使認識縫網形成機理和規律的難度增大。③對入井材料的要求更高。更深的目的層段帶來更高的井底溫度，要求壓裂液耐高溫、耐剪切、可加重，并且攜砂性能穩定，另外還需要具有較低的摩阻系數和良好的泵送性能；對酸液體系的耐溫、緩蝕性能要求更高，要求在高溫下具有較好的深部穿透能力和較低的腐蝕速率；更深的目的層段還造成更高的裂縫閉合壓力，因此，要求支撐劑具有高強度，并且在高強度下仍有較好的導流能力，同時支撐劑粒徑需要盡量小，從而在動態縫寬較小的情況下支撐劑仍能進入裂縫并對其進行支撐，而不出現砂堵的現象。④對入井工具及地面配套設備要求更高。要實現高效的體積改造，施工排量是保障。入井管柱、工具以及地面壓裂設備既要能夠滿足大排量施工的要求，又要具備足夠的可靠性、安全性和經濟性。在工具和設備選擇和檢測過程中需要有一定的參考標準，以確保作業安全、高效實施。

3.2 技術發展方向

3.2.1 完井試油方面

面對越來越復雜的井況和工況，“十四五”乃至更長一段時間內，塔里木油田超深層油氣藏完井試油技術應當圍繞“可靠、安全、高效”3 個目標開展研究與試驗，以保障超深層復雜油氣井的優快完井試油。

3.2.1.1 加強完井試油關鍵工具的升級與完善，確保工具可靠

開展耐溫高于177 ℃封隔器的升級與現場試驗，對封隔器芯軸、膠筒和密封圈進行全面升級；改進、升級小井眼永久式完井封隔器（主要適用于外徑為139.7 mm 的套管），在不削弱耐溫耐壓性能的前提下減小封隔器外徑，增大超深井下入過程中封隔器與套管的間隙；研發分層改造封隔器和滑套，滿足3 個以上層位的機械分層改造需求，作業后的內徑滿足后期下入工具的要求。

3.2.1.2 加強完井試油管柱及工藝優化，確保作業安全

研發、推廣管柱動力學監測系統，測量管柱振動速度、加速度、軸向力等數據，弄清作業過程中管柱受到的動態載荷，為工藝優化提供指導；完善、提升基于許用應力的管柱力學校核與設計方法，使校核結果能更真實地反映管柱安全情況；優化射孔段完井管柱配置，最大限度地減小射孔爆轟對管柱安全性的影響；研發關鍵工具，論證、試驗二次完井工藝技術，使完井管柱不接觸鉆井液，以確保完井管柱在生產過程中的安全。

3.2.1.3 加強完井試油工具的研發與配套，確保作業高效

研發一體化井筒準備工具，最大限度減少刮壁、通井、鉆塞等試油井筒準備作業期間的下鉆次數，提高時效；研發配套分時射孔工具和管柱，實現長井段分時射孔作業，既不對套管造成嚴重影響，又能實現一趟管柱完成整個目的層射孔作業；探索射孔測試聯作工藝技術，實現射孔—改造—測試一體化，縮短作業周期。

3.2.2 儲層改造方面

超深層油氣藏地質和工程條件的復雜性使得儲層改造的難度越來越大，超深層儲層改造技術也需要瞄準勘探開發需求持續攻關完善。

3.2.2.1 強化超深層儲層改造機理研究，完善改造理論

開展復雜地質和工程條件下的裂縫起裂、延伸機理精細研究；加強超高溫條件下巖石力學性能及人工裂縫與天然裂縫耦合延伸機理研究；加強縫內暫堵轉向機理研究；建立高溫高壓專業實驗室，開展地層條件下壓裂液攜砂流動規律、支撐劑運移沉降規律以及支撐裂縫剖面變化規律研究；在高閉合應力及高產油氣流沖擊的條件下，開展支撐劑充填層導流能力動態變化研究。

3.2.2.2 深入理解地質工程一體化工作內涵，完善地質工程一體化提產設計與運行機制

儲層改造管理者應充分解放思想，以“提產”為核心目標進行技術布局；具體地，遠探測聲波測井技術、改造前試井解釋技術、壓裂過程中“縫周圍”地應力場計算與裂縫解釋技術等都需要進一步攻關，以更好地為提產服務。同時，還應組建地質工程一體化研究團隊，建立地質工程一體化協作運行機制，在超深層儲層改造工作實踐中，將地質、開發、鉆完井、試油等多學科充分融合，達到“1+1 ＞2”的目標。

3.2.2.3 針對超深層儲層改造研發更具針對性的工作液和材料

研發耐高溫、低摩阻系數、可加重、攜砂性能穩定及低傷害的壓裂液體系，同時滿足低成本及綠色環保要求；對于超深層高溫儲層改造用酸液體系，重點是研發配套的高溫酸液緩蝕劑；研發高強度、小粒徑或微粒徑支撐劑是超深層儲層縫網改造用陶粒型支撐劑的發展方向，同時也應探索其他支撐劑材料在超深層儲層改造中的適應性；完善纖維暫堵材料的堆積暫堵機理及定量設計方法，并進行新型暫堵轉向材料的研發。

3.2.2.4 持續攻關超深層、巨厚儲層精細分層/分段改造工藝技術

在研發新型分層/分段工具和暫堵材料的基礎上，發揮機械分層和暫堵分層各自的優勢，合理設計分層/分段數；優化暫堵時機、暫堵排量、液體黏度、暫堵劑加入速度等工藝參數，完善多粒徑支撐劑分級注入工藝技術，實現縱向上分層/分段合理、儲層動用充分；橫向上裂縫充分延展、裂縫系統支撐到位，實現水力裂縫系統和支撐裂縫系統的高效構建。

3.2.2.5 研發適用于超深層儲層改造的水力裂縫監測與評估技術

強化用于人工裂縫監測的工具材料研究，提升其耐高溫高壓性能；試驗超深井示蹤劑監測技術；加強裂縫監測評估方法研究，從施工基礎數據挖掘出井底人工裂縫的變化信息；加強改造期間井底溫度/壓力數據的監測和分析。

3.2.2.6 研制耐高溫高壓的井下改造工具及耐高壓配套井口設備

強化超深井儲層改造作業井下工具的研發，包括封隔器、壓裂滑套、可溶球等，使其適應150 MPa、200 ℃的工作環境；研發適用于超深井壓裂作業的快鉆橋塞、可溶橋塞及配套組合工具，使其性能可靠，并且操作簡易。建立并完善壓裂車組、井口設備、壓裂管線等地面裝備安全性評價及判廢標準，確保作業過程的安全、可靠；同時，應研發經濟環保型壓裂裝備，如采用綠色能源的壓裂泵車。

3.2.3 井完整性方面

自《高溫高壓及高含硫井完整性指南》[42]《高溫高壓及高含硫井完整性設計準則》[43]《高溫高壓及高含硫井完整性管理規范》[44]及高溫高壓井完整性標準[45]發布以來，塔里木油田超深層、高溫高壓、高含硫井的試油、完井和儲層改造均按照這“三部曲”的要求進行設計和實施，確保了油氣井全生命周期的安全。近年來，塔里木油田在完井試油階段的井完整性技術方面雖然取得了重要進展，但關鍵技術仍需要進一步攻關、完善，主要表現在以下3 個方面。

3.2.3.1 套管磨損數據庫和評價方法

試油前的井筒評價是安全試油的前提，也是試油設計的依據；而套管磨損評價是試油前井筒評價最重要的部分[46]。套管磨損評價的關鍵是如何準確選取套管磨損效率，目前國際上通用的DEA-42 磨損效率數據庫多為低鋼級套管（N80、L80、C110、K55），無法滿足塔里木油田實際的工況要求，需要建立適合于塔里木油田實際情況的套管磨損數據庫和評價方法。

3.2.3.2 完井管柱材質

目前，13Cr 管材已是庫車前陸區高溫高壓氣井完井管柱的主體材質，配合甲酸鹽完井液和高效酸化緩蝕劑的使用，基本能保障完井管柱的安全。然而，隨著勘探開發領域邁向更深，對于井底溫度大于200℃的井況，13Cr 管材將不再適用，需要探索滿足200℃以上高溫條件的完井管柱材質。

3.2.3.3 超高壓地面管匯剩余壽命檢測方法

目前，地面流程中超高壓管匯在服役期間每半年進行一次常規檢測，檢測結果雖然均顯示合格，但是在現場試壓、試油過程中仍有部分管匯出現了不同程度的泄漏情況。目前的地面管匯檢測方法不能進行剩余壽命評定，無法保證在下一個檢測周期前的有效性。需要針對不同的檢測部位和存在不同失效機理的檢測對象，進行失效后果及失效概率評估，確定風險等級，進而明確其檢驗頻率、檢驗部位及檢驗方法，并根據檢驗結果進行剩余壽命預測，以確保完井試油和儲層改造作業的安全高效實施。

4 結束語

塔里木盆地的勘探開發勢頭正盛，陸續取得中秋1 井、博孜9 井、輪探1 井等重大發現，為該盆地超深層資源利用注入了強大動力，也將為我國“西氣東輸”工程和“一帶一路”宏偉事業提供堅實的資源保障。而試油和儲層改造作業在油氣勘探開發中起著“臨門一腳”的作用，安全、高效的試油和儲層改造技術是支撐油氣田增儲上產的“利器”。此次全面梳理了“十一五”至今塔里木油田在超深層試油和儲層改造技術方面取得的主要成果，并提出了下一步的發展方向，可以為國內外超深油氣藏的安全高效建井與提產提供有益的借鑒。