大幅提高超深致密砂巖氣藏采收率對策與實踐
——以塔里木盆地克拉蘇氣田為例

李國欣 田 軍 段曉文 楊海軍 唐永亮 張承澤 畢海濱 鮮成鋼 劉 合

1. 油氣資源與探測國家重點實驗室 2.中國石油勘探與生產公司 3.中國石油塔里木油田公司 4.中國石油勘探開發研究院

0 引言

克拉蘇氣田位于中國塔里木盆地庫車坳陷克拉蘇構造帶。近年來，深層勘探技術的突破推動了克拉蘇氣田勘探的持續發現，累計探明天然氣地質儲量超萬億立方米，已成為塔里木油田天然氣上產的主要戰場。該氣田主要含氣層系為白堊系巴什基奇克組，區內構造高陡，氣藏埋深介于 6 000 ～ 8 000 m，儲層厚度介于200～320 m，儲層平均孔隙度介于2%～8%，儲層滲透率介于0.001～0.1 mD，地層壓力高達150 MPa，地層溫度高達190 ℃；受強構造擠壓變形影響，斷裂發育且儲層非均質性強，水體分布復雜且活躍，導致不同氣藏開發特征差異較大，部分氣藏水侵速度快，嚴重影響氣藏開發效果和最終采收率。

調研表明國內外無同類型氣田。墨西哥灣鹽下氣藏井深、地層溫度、地層壓力均超過克拉蘇氣田白堊系氣藏，但儲層孔隙度和滲透率很高，裂縫局部發育；北海和巴西近海鹽下氣藏井深、地層壓力均小于克拉蘇氣田，且儲層物性好，裂縫不發育；中東地區碳酸鹽巖氣藏地層溫度、壓力與克拉蘇氣田白堊系氣藏近似，裂縫發育，但構造相對簡單，儲層基質物性較好。國內以碳酸鹽巖氣藏為主，沒有同類型氣藏開發經驗可借鑒。鑒于開發現狀和問題，開展了氣藏的開發技術攻關，通過深化氣藏地質及生產動態特征研究，進一步落實了氣藏構造、儲層、流體、產能以及水侵特征，在此基礎上綜合地質及開發特點，對氣藏進行精細分類研究，并針對不同類型氣藏提出差異化的開發技術對策，大幅提高了新近投產氣藏的采收率，為其他地區超深高壓裂縫型砂巖氣藏高效開發提供了寶貴經驗和借鑒。

1 氣藏地質及開發特征

1.1 構造特征

近年來，許多學者針對克拉蘇構造帶做了大量研究[1-4]，表明克拉蘇構造帶自北向南發育4條一級斷裂，將其分為4排斷裂帶，分別為博孜—克拉斷裂帶、克深斷裂帶、拜城斷裂帶和拜城南斷裂帶，這些斷裂帶被內部的次生逆斷裂進一步復雜化，形成了一系列大型斷背斜。受古隆起、區域擠壓應力、鹽巖層分布不均勻等因素影響，構造展布特征差異較大，主要分為沖起和疊瓦斷片構造兩種類型（圖1），其中疊瓦斷片構造展布最為常見，為受前翼逆沖斷層控制的斷背斜構造，構造形態相對較寬緩；沖起構造展布受前翼逆沖斷層和后翼反沖斷層共同控制形成，相對疊瓦斷片構造，沖起構造變形更強，褶皺更強烈，上部地層向上整體進入鹽巖層內部。

圖1 目的層應力及構造模式展布圖

目的層沖起和疊瓦斷片構造展布表現出明顯的應力分層特征，垂向上可劃分為張性段、過渡段、壓扭段。上部為張性段，表現為張應力，產生平行于構造軸向的縱張裂縫帶，派生張應力抵消部分水平擠壓應力，保護了裂縫的有效性；位于儲層下部的壓扭段，表現為擠壓應力，形成與最大主應力方向相同、規模小、有效性低的橫張節理，裂縫有效性差；中部為過渡段，表現為中和應力，裂縫發育程度及有效性介于張性段和壓扭段之間。

1.2 基質儲層特征

克拉蘇氣田主要產層白堊系巴什基奇克組為辮狀河三角洲前緣/扇三角洲前緣沉積相[5-6]，儲層砂體沉積微相以水下分流河道為主，局部發育少量河口壩、席狀砂。巖石類型主要包括含礫中砂巖、中砂巖、含泥礫細砂巖、細砂巖、粉砂巖等。有效儲層巖性以中細粒巖屑砂巖、長石巖屑砂巖為主，其中石英平均含量35%，長石平均含量28%，巖屑以巖漿巖巖屑為主。儲層基質致密，物性呈現特低孔、低滲—特低滲特征，有效儲層孔隙度主要分布于4.0%～8.0%，平均6.7%，有效儲層滲透率主要分布于0.05～0.1 mD，平均0.07 mD，比國內外典型的致密砂巖儲層物性略差。

由于儲層埋藏超深，壓實作用強烈，孔喉細小，孔隙結構復雜?？紫额愋鸵粤ｉg孔（粒間溶蝕孔、殘余粒間孔）、粒內孔和微孔隙為主[7-9]，裂縫占比較少。儲層孔隙以微米級—亞微米級為主，局部發育納米級孔隙，可大致分為“大孔隙”和“小孔隙”兩類，其中“大孔隙”直徑介于10～200 μm，“小孔隙”直徑與國內外典型致密儲層孔隙尺寸基本相當，通常介于10～100 μm，兩類孔隙空間所占比重相當。

1.3 儲層裂縫特征

由于受到多期構造擠壓作用，克拉蘇構造帶白堊系地層發育復雜的裂縫網絡，整體上構造裂縫可分為三期。裂縫走向上可分為東西向和南北向兩組，以高角度縫為主，其次為低角度斜交縫及網狀縫，平均密度約0.4條/m。巖心裂縫開度普遍小于0.5 mm，其中小于0.1 mm的裂縫約占60%，以充填、半充填裂縫為主，早期裂縫經歷了多期膠結充填，有效性較差，晚期裂縫有效性較好。

裂縫非均質性強，裂縫走向、傾角和成因類型垂向分段現象明顯[10-12]。裂縫發育程度受褶皺、斷層控制。與褶皺曲率正相關，越靠近構造軸線裂縫越發育，開度越大。裂縫發育區主要在軸線兩側200 m左右；斷層對裂縫密度的控制范圍一般在斷層兩側800 m以內。裂縫為主要滲流通道，復雜的裂縫網絡與細小的基質孔喉組合形成了復雜的輸導體系。

1.4 氣藏類型

已發現的氣藏絕大多數為有水氣藏，氣水關系復雜[13]。根據構造樣式、水體規模，將氣藏整體分為沖起式弱邊底水、沖起式有限邊底水、疊瓦斷片式弱邊水、疊瓦斷片式有限邊水和疊瓦斷片式強邊底水等五種類型，如圖2所示。

圖2 克拉蘇氣田不同氣藏類型示意圖

1.5 氣藏開發特征及問題

氣藏儲層滲流特征與常規致密砂巖氣藏和裂縫型雙重介質氣藏存在較大差異。一方面，氣藏內部斷裂發育，井距小于1 km時，井間干擾時間最短介于6～11 min之間，干擾響應快；另一方面多重裂縫體系形成復雜的輸導體系，孔隙、裂縫等多重介質流動疊加耦合實現了基質部分儲量的動用，保證了氣井長期穩產。此外，縫網發育的氣藏初期產量更高，斷裂發育但裂縫不發育的氣藏雖然初期產量高，但后期產能下降速度更快，穩產能力弱，反應基質供氣不足的特征。

多數氣井初期產量較高、生產穩定，見水后，油壓和產量大幅度下降。原因是初期供氣范圍大，地層能量充足，產量較高；井底出現氣水兩相后，產水量增加，導致井底流動阻力不斷增大，油壓和產氣量大幅下降；當裂縫基本被地層水充填后，氣井油壓持續下降，基本無氣體產出。

受構造位置、斷裂系統和水體活躍性影響，不同生產井見水時間和帶水能力存在較大差異。位于斷層附近且距離邊底水近的氣井見水時間早，帶水生產時間短；周邊斷裂不發育及中高部位井，無水生產期長。

氣藏開發初期，地層壓力下降，基質向裂縫系統逐步供氣，單位壓降產氣量、動態儲量均呈逐漸增大的趨勢，但是隨著開發后期地層非均勻水侵的加劇，對氣藏造成一定分割，形成水封氣，使得大量的剩余氣被封隔在基質巖石中而難以采出，同時井間連通性變差，平面分區壓力差異逐漸增大，單位壓降產氣量、動態儲量持續下降，造成剩余儲量難以有效動用，氣藏采收率大幅度降低。

2 氣藏采收率影響因素分析

開發實踐表明非均勻水侵是導致氣藏采收率低的最主要原因，氣藏水侵規律與地質特征和開發參數密切相關，主要因素是斷裂系統的發育程度、構造類型及幅度、水體大小及分布和采氣速度。

2.1 室內驅替實驗及分析

根據儲層特征建立了儲層物理模型，開展了水侵模擬實驗。通過實驗可以看出，基質中水侵呈活塞式錐進，前緣錐進均勻、速度較慢，而裂縫中水侵為非均勻突進，其速度是基質中的幾十上百倍（圖3）。當裂縫與基質滲透率級差小于20倍時，水侵優勢通道不明顯；當裂縫與基質滲透率級差大于20倍時，水侵前緣沿裂縫快速錐進，氣藏采收率將下降10%～30%。

圖3 二維巖心模型水侵實驗結果

同時優選全直徑無裂縫巖心（孔隙度介于3.35% ～ 5.46%，滲透率介于 0.003 7 ～ 0.167 mD）和帶裂縫巖心（孔隙度介于3.47%～4.12%，滲透率介于6.94～112.35 mD）開展高溫超高壓（溫度164 ℃，壓力116 MPa）不同裂縫—基質分布模式的水驅氣實驗，模擬裂縫—基質型、基質—裂縫型、大裂縫型、網狀微裂縫型四種不同裂縫—基質模型的水驅氣驅替效率及流動特征（圖4），驅替方式采用平面驅替，地層水從巖心一側流入，從另外一側流出。實驗結果表明，不同的裂縫和基質分布模式對水驅氣效率有著非常大的影響，大裂縫模型驅替過程中水淹速度最快，最終驅替效率僅24.41%，而網狀微裂縫型模型驅替效率最高，可以達到61.14%（圖5）。

圖4 不同裂縫—基質巖心組合模型示意圖

圖5 水驅氣條件下不同模型的采出程度關系

2.2 不同地質及開發模式下采收率影響因素分析

為了明確不同地質和開發參數對采收率的影響，基于氣藏精細描述結果，建立了充分考慮斷層、裂縫的精細地質模型，同時采用基于離散裂縫數值模擬技術，開展氣藏采收率研究。

受構造強擠壓應力影響，氣藏構造幅度、斷裂特征以及水體等參數差異較大，氣藏水體的刻畫主要基于構造精細解釋，水層參數主要基于實鉆井的相關參數進行計算，水體的大小用水體倍數表征，定義為與氣藏連通的水體所占的地下體積與氣藏地下體積之比。

2.2.1 斷裂特征對采收率的影響

根據不同構造樣式，將裂縫發育特征分為裂縫欠發育型、裂縫均勻發育型、大裂縫發育型三種類型，開展不同裂縫發育模式下水侵特征研究及對氣藏采收率的影響。不同模型下采氣速度統一設定為2%、水體大小設定為5倍、構造幅度500 m，預測時間為30年。

模擬結果表明，對于裂縫型有水氣藏，不同裂縫發育模式下，地層水侵入特征差異較大（圖6）。在采氣速度一定的情況下，裂縫發育越均勻，地層水侵入也越均勻，氣井見水時間越晚，采收率越高；裂縫發育非均質性強、大裂縫發育，地層水會快速侵入大裂縫，氣藏非均勻水侵，導致氣井過早見水，采收率較低（表1）。

圖6 不同裂縫發育模式下含氣飽和度對比示意圖

表1 不同裂縫發育模式下機理模型指標對比

2.2.2 構造特征對采收率的影響

為了研究不同構造幅度對氣藏采收率的影響，分別設計了低構造幅度（300 m）、中等構造幅度（500 m）、高構造幅度（700 m）三種模型開展機理研究。不同模型下采氣速度統一設定為4%、水體大小設定為5倍，預測時間為30年。

研究結果表明，對于裂縫型有水氣藏，在采氣速度一定、裂縫發育較均勻的情況下，氣藏構造幅度越大，氣井距離邊水越遠，見水時間越晚，氣藏最終采收率越高；氣藏構造幅度越小，氣井距離邊水越近，見水越早，氣藏最終采收率越低（圖7、表2）；同時，在其他條件相同情況下，裂縫發育非均質性越強，不同構造幅度下氣藏開發效果及采收率差異也越大。

圖7 不同構造幅度下含氣飽和度對比圖

表2 不同構造幅度下機理模型指標對比

2.2.3 水體規模對采收率的影響

氣藏開發實踐表明，水體規模的大小直接影響到氣藏水侵的活躍程度?？死K氣田裂縫型有水氣藏的水體規模倍數介于0.2～5倍之間，為了研究水體倍數的大小對氣藏采收率的影響，分別設計0.2倍、1倍、5倍三種水體倍數模型開展水侵影響研究。不同模型下采氣速度統一設定為2%、構造幅度500 m，預測時間為30年。

研究表明，在采氣速度一定的情況下，水體倍數越大，水侵速度越快，氣井見水時間越早，氣藏采收率越低（圖8）；在其他條件相同情況下，裂縫發育非均質性越強，不同水體倍數模型下的氣藏開發效果及采收率差異也越大，其中在大裂縫發育情況下0.2倍水體模型無水采氣期10年，氣藏采收率可達49%，而5倍水體模型無水采氣期只有5年，氣藏采收率僅有36%（表3）。

圖8 不同水體倍數下含氣飽和度對比圖

表3 不同水體倍數下機理模型指標對比

2.2.4 采氣速度對采收率的影響

對于裂縫型有水氣藏，邊底水向氣藏內部的侵入是不可避免的，但在氣藏開發過程中，采取合理的采氣速度，可以控制邊底水向氣藏內部均勻侵入，從而延長氣藏的無水采氣期，提高氣藏的采收率。為了研究采氣速度對氣藏采收率的影響，分別設計1%、2%、4%三種采氣速度。不同模型下水體大小統一設定為5倍、構造幅度500 m，預測時間為30年。

研究結果表明，隨著采氣速度增加，氣藏見水時間提前，采收率下降幅度逐漸增大（圖9）；在其他條件相同情況下，裂縫發育非均質性越強，不同采氣速度情況下氣藏采收率差異越大。其中在大裂縫發育情況下，1%采氣速度模型無水采氣期可達10年，氣藏采收率46%，2%采氣速度模型無水采氣期縮短至5年，氣藏采收率下降至36%，而4%采氣速度模型無水采氣期只有3年，氣藏采收率僅24%（表 4）。

圖9 不同采氣速度下含氣飽和度對比圖

表4 不同采氣速度下機理模型指標對比

3 開發技術對策研究

從布井方式、井網井型、儲層改造、采氣速度及防水控水對策等方面研究開發技術。

3.1 布井方式

克拉蘇氣田早期采用面積井網，雖然平面控制程度較高，但實際開發效果較差，大部分邊部氣井快速見水，地層水在斷裂、裂縫溝通的作用下快速上竄，加快高部位氣井見水。因此，在邊底水發育的情況下，井位應該盡量部署在內含氣邊界之內。對沖起式構造弱邊水氣藏，可采用在內含氣邊界內整體均勻布井的方式（邊部氣井距離氣水邊界2～3 km，井距2 km以上）；對于短軸背斜氣藏，當兩翼基本無邊底水時，可以在內含氣邊界內采用Z字形井網布井，提高儲量平面動用程度，實現均衡開發；對于邊底水發育且水區與氣區連通較好的氣藏，則采用在內含氣邊界內相對高部位集中布井的方式（邊部氣井距離氣水邊界3～5 km，井距1 km左右），盡量增大氣井與氣水界面之間的距離。

3.2 開發井型

眾所周知，儲層動用面積對提高采收率至關重要，增加儲層動用面積可大幅提高采收率，從而提高單井產量[14-15]。因此，對不同類型的砂巖氣藏進行了針對性井型優化，對儲層較厚（大于200 m）的砂巖氣藏，采用常規直井開采，能夠滿足產量要求，也可保證較高的采收率；對儲層較薄（小于100 m）的砂巖氣藏，采用大斜度井開采，大斜度井鉆遇儲層厚度是直井的2倍左右，單井產量較直井可提高1.5倍，采收率較直井提高2%～3%。

3.3 儲層改造工藝

克拉蘇氣田儲層厚度大、基質致密、天然裂縫發育程度差異大，前期采用籠統改造工藝[16-17]，縫高覆蓋40～50 m，改造后平均產氣量低（小于25×104m3/d），產氣剖面顯示儲層僅局部供氣、縱向厚儲層未充分動用。基于地質力學基礎研究，形成以暫堵軟分層為主體的縫網改造技術，利用可降解暫堵顆粒對已經壓開的人工裂縫實施橋堵，顆粒堆積并完全阻塞裂縫近井筒的流通通道，使液體轉向其他層段，開啟下一個閉合壓力較大的裂縫，進行下一級的改造，增大改造體積。針對儲層層間應力差大于6 MPa或小于3 MPa、軟分層暫堵轉層效果不佳的儲層，可用機械硬分層和軟分層復合分層改造技術，實現縱向上精準精細分層改造，提高儲層動用程度。

通過超過200井次改造作業分析，儲層改造平均單井產量較自然產能可提高4～5倍，生產壓差大幅降低。通過儲層改造，可以減緩出砂風險，提高井口溫度和壓力，防止井筒水合物形成和堵塞，可以確保氣井長期穩產。另一方面，氣井生產壓差的大幅降低，在裂縫系統發育的情況下可以確保氣井周圍的壓力場更加平緩，氣水界面推進更加均勻。

3.4 采氣速度和單井配產

通過10余個已開發氣藏動態分析和數值模擬研究表明，沖起式弱邊水氣藏采收率受采氣速度的影響最小，合理的采氣速度可以達到3%～4%；對于幅度相對較高、氣藏儲量規模大，水體倍數相對較小的邊水氣藏，采氣速度可以控制在2%～3%之間；對于氣藏幅度及規模小、斷裂非均質性強、邊底水發育的氣藏，合理采氣速度要控制在2%以內。

氣井生產時，同樣采用差異化配產策略，對距離邊水近、裂縫發育或者斷層發育區域的氣井盡量降低配產，對構造高部位、裂縫均質性好的氣井可以適當提高產能，通過差異化配產使得氣藏壓力場整體均勻，確保氣水界面均勻推進[18-20]。

3.5 防水控水對策

不同特征氣藏應采用不同控水對策。對弱邊水氣藏，水體能量弱、氣井帶水能力強，采用均勻部署開發井，提高控制程度，氣井見水后帶水生產，可保證一定的采收率；對于構造幅度大、水體能量相對較弱的氣藏，早期在邊部主動排水，盡量延緩地層水侵入速度，可以提高氣藏采收率5%～10%（表5）；對邊底水發育，水體倍數較大的氣藏，早期排水無法有效抑制氣藏水侵，邊部主動排水經濟效益低，應該采用控制采氣速度的方式進行控水。無論是增加井位部署提高整體產水能力、早期邊部主動排水，還是控制合理采氣速度，都要立足早期主動控水，而不是開發后期被動治水，應以控制地層水相對均勻緩慢進入氣藏為原則，從而確保氣藏獲得較高的采收率[21-24]。

表5 大北12區塊不排水與排水開發指標對比表

4 開發實踐

自2015年以來，采用針對氣藏特征差異化的開發技術對策，連續7年部署開發井的成功率和產能符合率均達到100%；2021年底累計建成天然氣年產能規模超 200×108m3，高效開發了克深 8、克深 9等一批氣藏，新投產氣藏均生產運行平穩，無明顯非均勻水侵特征；其中克深8氣藏平均單井累產已超過10×108m3，成為高效開發的典范；預計新近投入開發的氣藏較早期的克深2、大北區塊的采收率可提高10%～15%?？死K構造帶氣藏群的成功開發，創造了巨大的經濟效益和社會效益，配套的開發技術和開發理念正在克拉蘇氣田不斷推廣應用，為庫車地區的加快上產和高效開發提供重要支撐。

5 結論

1）氣藏可分為沖起式弱邊底水、沖起式有限邊底水、疊瓦斷片式弱邊水、疊瓦斷片式有限邊水和疊瓦斷片式強邊底水等五種類型。

2）開發實踐表明非均勻水侵是影響氣藏采收率的最主要因素，水侵規律與地質特征和開發參數密切相關。

3）針對不同特征氣藏提出了差異化的布井方式、井網井型、儲層改造方式、采氣速度、防水控水等一系列開發技術對策，實現了新近投產氣藏無明顯不均衡水侵。