超深超高压裂缝性致密砂岩气藏高效开发技术
——以塔里木盆地克拉苏气田为例

王振彪 孙雄伟 肖香姣

中国石油塔里木油田公司

克拉苏气田位于塔里木盆地库车坳陷克拉苏冲断构造带，自2008年克深2井在克拉苏构造带盐下深层取得战略性突破以来，在该区带已陆续发现了克深2、5、8、9等10多个气藏，累计探明天然气地质储量超过8 000×108m3，成为中国石油塔里木油田公司天然气上产的主要区块。

克拉苏气田具有构造复杂、埋藏超深、地层压力超高、储层巨厚、基质致密、断层及裂缝发育，以及气水分布关系复杂等特点[1]，属国内罕见的超深超高压裂缝性致密砂岩气藏。目前，致密砂岩气已经成为国内外天然气开发的重要领域，典型的致密砂岩气藏一般位于构造相对简单的盆地斜坡区或凹陷较深部位，埋藏深度一般介于1 000～4 000 m，单井产能较低，多采用井间接替的开发模式[2-4]。而克拉苏气田位于前陆盆地冲断带，地表及地下构造复杂，埋藏超深，地层压力超高，单井建井成本高（接近2亿元）。因此，要实现克拉苏气田高效开发，必须以稀井高产、持续稳产为目标，开发难度极大。为此，塔里木油田公司持续开展了山地地震资料精细处理解释、裂缝性致密储层精细描述、超高压条件下渗流机理实验、超高压气井动态监测、井网优化设计等关键技术攻关，形成了系列开发配套技术，实现了克拉苏气田超深超高压裂缝性致密砂岩气藏的规模效益开发。

1 气田特征

1.1 构造特征

库车坳陷位于塔里木盆地北部，北与南天山造山带逆冲断层相接，南为塔北隆起，是典型的挤压型含盐前陆盆地[5]。盆地发育巨厚的膏盐岩层，纵向上根据变形特征的不同分为3个构造层，即盐上构造层、盐构造层与盐下构造层。盐上构造层（以下简称盐上层）主要以大型逆冲断层及褶皱变形为主；盐构造层（以下简称盐层）为古近系库姆格列木群膏盐层，在构造挤压的过程中发生塑性流动，形成盐焊接、盐丘等一系列盐构造；盐下构造层（以下简称盐下层）发育一系列由逆冲断层组成的大范围冲断叠瓦构造[6-7]（图1）。由于区域性分布的膏盐层的有效封堵，油气在盐下层各个断块内聚集成藏，形成现今资源丰富的克拉苏气田。

图1 库车前陆盆地典型构造剖面图

1.2 储层特征

克拉苏气田目的层为白垩系巴什基奇克组（K1bs），属于扇三角洲—辫状河三角洲前缘沉积，砂体纵向厚度大（300～350 m），横向叠置连片，隔夹层不发育。储层岩性以长石岩屑细砂岩和粉细砂岩为主，填隙物以膏质、方解石、白云石胶结物为主，泥杂基含量较低。储层基质物性较差（岩心有效孔隙度平均为4.1%，有效渗透率平均为0.050 mD）。储集空间以原生粒间孔和粒间溶蚀孔为主，其次为粒内溶孔、黏土矿物晶间孔等[8]。受强烈的挤压作用影响，储层裂缝发育，以半充填—未充填高角度缝为主，裂缝倾角一般大于50°。裂缝虽然在储集空间中所占的比例较小，但对储层渗流能力的改善作用很大，气井试井解释渗透率介于1～10 mD，远高于基质渗透率，表明储层为裂缝性致密砂岩储层[9]。

1.3 温度、压力及流体特征

克拉苏气田埋藏深度普遍在6 500 m以上，原始地层压力介于90～136 MPa，压力系数介于1.60～1.85，储层温度介于125～188 ℃，属超深超高压气藏[6]。天然气甲烷含量高，平均为97.8%，重烃（C2+）含量很低，N2和CO2含量低，不含H2S。气藏中地层水多以层状边水的形式存在，地层水矿化度为（15～20）×104mg/L，氯离子含量为（8～17）×104mg/L，水型为CaCl2型。

2 高效开发面临的难题

克拉苏气田最早投入开发的气藏是克深2气藏。该气藏于2010—2013年开展产能建设工作，在建设过程中面临构造落实程度低、高效井部署难等难题，钻井成功率及高效井所占比例偏低。2014年该气藏正式投产后又面临产能下降快、水侵迅速、动态监测实施难等难题，开井率和生产规模不断下降。裂缝性致密砂岩气藏的高效开发面临着世界级的难题和挑战。

2.1 地震资料差、构造复杂，超深圈闭及断层落实难

克拉苏构造带地表复杂，南部戈壁砾石区和山前冲积扇区冲沟较为发育，北部山体区地表起伏剧烈，山体高陡、断崖林立、沟壑纵横，相对高差可达500～800 m，对地震资料的采集和静校正处理造成很大困难。构造带浅层广泛发育冲积扇，沉积了巨厚砾岩层。盐上层南部较为平缓，北部倾角迅速变陡，北部露头区局部地层近直立；膏盐层受多期构造揉皱作用，发生局部堆积和减薄，厚度横向变化大。浅层巨厚砾岩、高陡地层、巨厚塑性膏盐层使得地层的横向速度变化剧烈，速度建模困难，严重影响地震资料成像质量及偏移归位的精度[10]，造成地震资料信噪比低，偏移归位难度大，使深层圈闭、断裂的落实十分困难。

2.2 储层基质致密、气水分布关系复杂，气藏精细描述难

克拉苏气田在储层基质特征、气水分布等方面与国内外其他致密气藏有一定的相似性[11]。由于储层基质致密、裂缝发育、孔隙结构复杂，传统的实验技术无法准确表征储层孔喉结构。在成藏过程中，由于储层较强的非均质性，使得驱替程度出现较大差异，储层含气饱和度受气柱高度、充注强度、储层孔隙结构、砂体连通性等因素的综合影响，使得气水分布关系复杂，准确预测气水分布的难度大，高效井的部署难。气藏在开发过程中经常出现局部出水的现象[12]。

2.3 裂缝分布规律复杂，开发过程中对裂缝活动性变化的评价与预测难

裂缝的发育程度和活动性是决定裂缝性致密砂岩气藏高产稳产的关键。由于克拉苏气田的裂缝具有多尺度、多期次、多产状等特点[13-14]，裂缝的分布规律复杂，同时由于地震资料品质差，对构造、断裂的落实不准，更增加了裂缝预测的难度。不同产状裂缝的活动性也不一样，会受到裂缝的走向、倾向、倾角以及地应力的大小、方向等因素的影响；随着开发的进行，气藏内部的地应力大小发生变化，不同产状裂缝的活动性也会发生复杂的变化，进而影响气井产能和水侵速度[15]。由于气藏渗流和地应力耦合模拟技术还不完善，在开发过程中对裂缝活动性变化的评价与预测难度很大。

2.4 气藏超高压，动态监测资料录取难

在克拉苏气田，由于气井面临着超深、超高压、高温和高产等特殊情况，导致动态监测在井下实施困难。井筒密封不严，容易刺漏，同时由于气井产量大，在改变工作制度时钢丝绳或电缆易断，给井下动态监测带来很大的安全隐患。而在进行井筒压力折算时，由于受井筒储集效应、环境温度等因素的影响，使井口压力波动剧烈，资料质量差。针对超高压气藏，由于缺乏成熟、可靠的动态监测技术，造成在气藏开发过程中动态资料录取困难，准确评价气藏动态的难度加大。

2.5 渗流机理的研究难，裂缝性水侵预测和治理难

克拉苏气田的地层压力超高（90～136 MPa），且基质致密，已有的实验装置无法满足地层条件下渗流实验要求，造成渗流机理的研究难度大。由于气藏裂缝发育，地层水在裂缝和基质中流动的差异大，受裂缝尺度、裂缝与基质的渗透率级差、水体大小、配产高低等因素综合影响，水侵规律复杂[16]，已有的数值模拟软件难以真实反映裂缝性水侵的“水封气”效应及其对气藏采收率的影响，造成对水侵的预测难，治理对策的制订难。

3 攻关形成的关键技术

面对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏的开发难题，塔里木油田实施了产学研一体化开发关键技术攻关，形成了适用于超深超高压裂缝性致密砂岩气藏的一系列高效开发配套技术。

3.1 超深复杂构造地震采集处理及解释技术

为提高超深复杂圈闭的落实程度，从地震采集、处理和建模等3个方面进行了攻关，在复杂山地地区地震资料采集、复杂构造叠前深度偏移处理、复杂构造地质建模等方面取得了显著的技术进步，大幅提高了地震资料的品质和圈闭的落实程度，有效减小了目的层的预测深度与实钻井深度之间的误差。

1）进一步优化地震采集参数，推广应用宽方位、高覆盖、高密度的地震采集观测系统。高覆盖次数（炮道密度）是确保复杂高陡构造有效成像的前提，宽方位三维采集有利于深层及陡倾角地层的成像，优化后采集到的地震数据的品质较窄方位三维采集有较大程度的改善，为下一步的数据处理工作奠定了良好的资料基础。

2）叠前深度偏移处理技术是改善复杂地区和强横向速度变化地区地震资料品质的理想成像技术。该技术的核心是速度建模，速度模型的精度直接决定了叠前深度偏移处理后地震资料成像的质量。综合地震、重磁电、地质、测井、钻井等多方面信息进行约束，采用基于实体构造模型的速度更新方法反演复杂速度场的中低频成分，采用网格层析反演方法反演复杂速度场的高频成分，由粗到细逐步提高速度模型的精度[10]。在速度模型准确的基础上采用叠前深度逆时偏移方法，基本可以解决克拉苏地区复杂构造的偏移问题，并且偏移效率高，目的层成像质量也进一步提高。

3）山前超深复杂构造地震资料品质差，导致构造解释的多解性强，加强局部构造的建模及整体规律性等研究显得尤为重要。在前陆盆地构造地质理论的指导下，结合露头资料、地震资料、Walkaway-VSP井周成像资料等辅助构造建模，再通过物理模拟和三维数值模拟进行构造模型验证，建立了含盐前陆冲断带构造发育模式（图2）。冲断带北部盐下层发育一系列基底卷入逆冲断层，形成阶梯状冲断构造或楔形冲断构造；冲断带南部盐下层发育一系列滑脱断层，形成滑脱冲断构造和突发构造。

图2 库车前陆冲断带盐下冲断构造模型图

3.2 裂缝性致密砂岩气藏储层描述及地质建模技术

储层的微观孔喉结构和流体分布特征直接影响气藏的稳产能力和采出程度，因此储层孔喉配置的定量关系特别是针对细小孔喉的定量描述，对致密砂岩气藏合理开发技术政策的制定十分重要。克拉苏气田储层基质普遍致密，孔喉细小，储层非均质性强，气水分布关系复杂，导致适用于常规储层描述的实验技术在表征该类储层的孔隙结构时较困难。鉴于此，通过集成一系列新的实验技术，定量表征致密砂岩储层孔喉的尺寸、形态、分布、配置关系等，实现了气水微观分布的可视化，完善了裂缝性致密砂岩气藏双孔双渗地质建模技术。

1）针对复杂的孔隙结构，攻关形成了集成“不同转速离心下的短回波间隔核磁共振＋高压压汞”的储层孔隙结构定量表征技术，可将不同转速离心下的核磁共振孔隙半径分布谱图（图3-a）转换为不同喉道半径下的连通孔隙体积分布图（图3-b），实现了致密储层喉道半径在10 nm以上的孔喉配置关系的定量表征。研究结果表明，以孔隙半径5 μm、喉道半径0.07 μm为分界线，克拉苏气田储层的孔喉配置关系以大孔隙—粗喉道、小孔隙—细喉道的配置为主，其次为小孔隙—粗喉道（图3-b），粗喉道连通的孔隙所占比例为50%～60%，对渗透率的贡献在95%以上，是主要的渗流通道。

2）针对气水分布规律，探索并形成了致密砂岩储层气水微观分布的可视化与定量表征技术。该技术集成高分辨率CT扫描、聚焦离子束扫描电镜（FIBSEM）和岩矿定量分析技术，以二碘甲烷为指示剂，对4种不同注入状态下的岩心进行CT扫描，建立了数字岩心并进行处理分析，实现了气水分布的可视化，并对致密储层孔隙喉道中气水分布的丰度、赋存状态及配置关系等进行了微观定量表征，明确了黏土矿物含量直接影响了微小孔隙喉道的发育，并对束缚水的赋存具有显著的控制作用。

3）针对裂缝建模的难题，通过开展露头、测井、岩心等多尺度的裂缝描述与表征，建立裂缝的宏观分布模式，结合包裹体及构造演化确定裂缝形成的期次和古应力状态，对裂缝分尺度、分类型进行分析，用熵权法确定主控因素，分组系预测裂缝。在此基础上，综合考虑地应力、储层改造等多种因素，建立双孔双渗地质模型。

3.3 超深超高压气藏动态监测与评价技术

克拉苏气田储层埋藏深度超过6 500 m，地层压力超过90 MPa，井筒状况复杂，对井下温度、压力进行监测的难度极大。通过对电缆传输、钢丝投捞、永久式光纤等测试工艺进行优选，选定了钢丝投捞式测试技术，并开展压力计、钢丝和井口防喷器的选型研究，通过理论计算、模拟试验到现场试验，不断改进创新，形成了超高压气井投捞式压力测试技术，实现了井深7 000 m、温度175 ℃、井口油压90 MPa条件下的气井井下测压，取得了关键的试井资料。

井间干扰测试结果表明，气藏内井间干扰强，干扰信号在十几分钟内就能影响到1 km外的邻井，相距10 km以上的两口井之间的干扰信号响应时间也仅为7～10 h。这表明由于低级序断裂及裂缝发育，气藏总体连通性好，采取高部位集中布井的方式也可以实现气藏的整体动用。

图3 典型储层岩心不同转速离心后核磁共振谱图

气井的压力恢复双对数导数曲线均有明显的下凹特征，认为巴什基奇克组储层类型属于裂缝—孔隙双重介质型（图4），储容比和窜流系数均较低，平均储容比为0.029，表明基质是主要的储集空间，气井的稳产具有较好的储量基础，平均窜流系数为3.15×10－7，表明基质向裂缝系统补给的速度较慢[17]。因此，为保证基质与裂缝系统间的供采平衡，实现基质储量的有效动用，避免地层水沿裂缝带快速突进造成水锁而影响气藏的开发效果，气藏应以较低的采气速度进行开采。

图4 克深2气藏气井不稳定试井解释曲线图

3.4 裂缝性致密砂岩气藏井网与井深优化设计技术

针对裂缝性致密砂岩气藏高效布井的难题，创新引入了压力波前缘传播理论分析储量的动用情况，明确了“沿轴线高部位集中布井”的部署思路，结合地震资料，提出了相应的布井原则。根据不同构造发育模式下的裂缝、储层的发育特征，对井深进行了优化设计。

3.4.1 井网优化

通过追踪压力波扰动前缘可以计算气井的控制半径及其随时间的变化情况。研究表明，对于裂缝性致密砂岩气藏，在裂缝系统内压力波可以在短时间内波及整个气藏，而在基质系统内压力波传播慢。因此，在气藏开发过程中，井区的基质系统和裂缝系统会存在较大的压力差异。采用压力波前缘追踪技术，从研究单井控制体积、井控储量及基质系统与裂缝系统之间的压力差出发，可计算出不同井区基质系统的剩余可采能力（Depletion Capacity，简称DC），即

式中DC表示基质系统的剩余可采能力，MPa·s·m3·mD；ΔTm表示压力波在基质系统中的扩散飞行时间，s；Δpmf表示基质系统和裂缝系统之间的压力差，MPa；Vm表示基质系统的孔隙体积，m3；Km表示基质渗透率，mD。

剩余可采能力值越大，则开采潜力越大，是布井潜力区。结合数值模拟，可进行不同井网下的开发效果评价。克深8区块的模拟结果表明，相比规则井网和“Z”形井网，采用线型井网和沿轴线高部位集中布井的井网能有效延缓水侵，提高采收率。克深8区块按此结果进行了井网优化，较方案设计少钻4口井，并实现了气藏较均衡的开发。

3.4.2 井深优化

克拉苏构造带北部主要发育阶梯状冲断构造或楔形冲断构造（统称叠瓦冲断构造），南部主要发育突发构造，由于构造形成过程中受力机制不同，不同构造模式下储层物性和裂缝发育规律存在明显的差异。在叠瓦冲断构造，储层纵向上物性差异大，从上到下孔隙度明显减小，有效储层集中在中上部；在储层段上部主要发育高角度张性缝，中部主要发育张剪性裂缝，下部主要发育低角度剪切缝，在平面上位于逆冲断层前缘裂缝更发育。因此，在叠瓦冲断构造应靠近逆冲断层前缘布井，一般打开储层段中上部即可。在突发构造，储层纵向上物性差异小，从上到下均发育高角度张性缝，位于轴线部位裂缝更发育。因此，在突发构造应靠近轴线布井，一般打开储层段上部即可。克深8区块按此结果进行井深优化，每口井平均减少目的层进尺50 m，缩短钻井周期5～10 d，减少钻井液漏失量309 m3，气井均实现高产，经济效益显著。

综合以上研究，沿轴线高部位集中布井可以实现储量有效动用，延缓边部水侵，提高采收率，突破了以往的均匀布井模式以及对井距的限制，形成了针对强非均质性裂缝性致密砂岩气藏“沿长轴、占高点、选甜点、避断层、避低洼、避边水”的布井原则，并针对不同构造发育模式提出了相应的井位部署和井深的优化措施。

3.5 超高压裂缝性气藏开发机理及开发技术政策优化

针对克拉苏气田的地质特点，通过技术攻关开展了在地层条件下的渗流机理实验，以及四维应力场下断层的活动性评价，通过对气藏开采过程中水侵的判断和预警，提出了防水、控水和排水策略，构建了裂缝性致密砂岩气藏的合理开发技术政策。

1）成功研发了高温、超高压条件下全直径岩心的渗流实验装置，实现了模拟地层条件下（最高温度为160 ℃、最高压力为116 MPa）的水驱气相渗模拟实验[18]。实验结果表明，带裂缝的岩心在地层条件下驱替效率较低，见水后气相相对渗透率急剧下降（图5），说明气井在见水以后产气量会快速下降，从而使累产气量降低。因此，气藏开发要以防水、控水为主要技术对策，井位需集中部署在气藏高部位，以延长气藏的无水生产期并保护气井的产能；同时开采过程中及早开展排水，以延缓水侵，提高气藏的采收率。

2）通过开展驱替物理模拟实验，发现在基质中水呈活塞式推进，前缘推进速度慢，而在裂缝中水以突进方式推进，且推进速度快，是在基质中推进速度的上百倍。实验结果显示，在裂缝中水侵前缘推进速度与裂缝和基质的渗透率级差、边底水水体大小、气井配产高低呈正相关关系。边底水会沿裂缝快速突进，封堵住基质中的气相渗流通道，产生 “水封气”效应，影响气井的稳产，降低气藏的最终采出程度。因此，裂缝性致密砂岩气藏在开发过程中应密切关注裂缝水侵，通过控制边部气井的配产减缓水侵速度，见水后及时开展排水，防止水体进一步侵入气藏内部。

图5 地层条件下不同岩心的气水相渗曲线图

3）形成四维应力场下断层活动性的评价技术。气藏投入开发后，随地层压力下降，气藏内部的地应力场也将发生改变。以克深2气藏为例，通过四维地质力学进行应力场建模，发现地应力场由开采初期的走滑型应力场逐渐改变为开采后期的正断层型应力场（图6-a），应力场类型的变化又会引起断层活动性的变化（图6-b），进而对水侵产生影响。

4）通过对裂缝性致密砂岩有水气藏的综合研究，认为气井出水风险大小主要与气井距边底水距离、距边界断层距离、井周裂缝发育程度及充填度、射孔段之下隔夹层发育程度等因素有关，将这些指标分别赋值，并归一化指标，然后根据经验或专家评分分别赋予一定的影响权重，实现了对裂缝性砂岩气藏气井出水风险的半定量评价。

图6 克深2气藏应力场变化、断层活动性变化综合图

综合以上研究成果，对克拉苏气田，防水、控水和排水是气藏开发全生命周期都需要考虑的关键问题，需从井位部署就重点考虑，采用在高部位集中布井的方式，延长气藏的无水采气期；采用适宜的气井配产以实现基质持续稳定地供气，延缓气井见水的时间；采用见水排水的开发对策来减弱水侵的影响，提高气藏的采收率。

4 开发效果

以上系列技术在克拉苏气田的开发中发挥了重要作用，取得了良好的开发效果。2014—2017年钻井成功率、产能到位率均达到100%，高效井比例达到78%。2011—2017年，克拉苏气田的天然气年产量从3×108m3快速上升到74×108m3，成为塔里木油田天然气上产的主要区块。

克拉苏气田的合理、高效开发，成功开辟了超深、超高压裂缝性致密砂岩气藏这样一个复杂的开发新领域，所形成的高效开发配套技术将继续支撑2020年塔里木油田实现年产气300×108m3的目标，也为国内外其他同类型气藏的开发提供了经验，具有重要的指导和借鉴意义。

5 结论

1）对于山前超深复杂构造，宽方位、高覆盖、高密度的地震采集技术和基于高精度速度模型的叠前深度偏移处理技术可以有效改善地震资料品质，提高圈闭和断层的落实程度。

2）对于复杂的裂缝性致密砂岩气藏，沿轴线高部位集中布井的井网可以较好地规避构造偏移的风险，实现储量的有效动用，延缓边部水侵。

3）对于裂缝性致密砂岩气藏，在气藏开发全生命周期都需要考虑防水、控水和排水。采用沿轴线高部位集中布井的方式，可以延长气藏的无水生产期；采用温和的开采方式进行控水，可以延缓气井水侵速度；采用见水排水的开发对策，可以减弱水侵的影响，提高气藏的采收率。

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