深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏勘探开发关键技术——以塔里木盆地塔中Ⅰ号气田为例

杨海军 李世银 邓兴梁 尹国庆 张承森 杨凤英

中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院

0 引言

塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩油气藏油气资源丰富，相继发现了轮古、塔河、哈拉哈塘、塔中Ⅰ号、轮古东等大型缝洞型碳酸盐岩油气田，是该盆地油气上产的重要领域。其中，塔中Ⅰ号、轮古东气田为凝析气田，油气资源量大且储层埋藏深，塔中Ⅰ号气田储层埋深介于4 500～7 000 m，轮古东气田储层埋深介于5 200～6 800 m。要实现深层缝洞型碳酸盐岩凝析气田的规模、高效开发，面临着以下难题：①由于储层埋藏深、地质条件复杂，对缝洞储集体的有效识别难度大，储层精细描述面临着极大挑战；②随着凝析气田开发的进行，地层压力逐渐下降，当发生反凝析现象以后，由于对凝析油的析出规律、赋存状态进行准确描述的难度大，导致井轨迹优化设计的难度大。目前，塔中Ⅰ号气田已建成我国最大的碳酸盐岩凝析气田，已探明天然气地质储量4 133×108m3、凝析油地质储量2.3×108t，年产天然气13×108m3、凝析油52×104t，并且实现了长期稳产。为此，笔者基于塔中Ⅰ号气田的基本特征，结合该气田的勘探开发实践，总结梳理了专项特色技术，以期为国内外深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏的高效开发提供借鉴。

1 气田基本特征与开发面临的挑战

1.1 气田基本特征

塔中Ⅰ号气田位于塔里木盆地中央隆起带北部，北邻满加尔凹陷、南接塘古孜巴斯凹陷，是在寒武系—奥陶系巨型褶皱背斜基础上长期发育的继承性隆起，是一个在垂向上多套含油气层系叠置、平面上多个含油气圈闭共存的典型复式油气聚集区[1-2]。目前奥陶系主力开发层为良里塔格组、一间房组、鹰山组，埋深介于4 500～7 000 m，岩性以泥晶灰岩、泥灰岩、颗粒灰岩、粉—细晶灰岩、砂屑灰岩及云质灰岩为主，储集空间类型主要以孔洞型、裂缝型、裂缝—孔洞型和洞穴型为主[3-4]。

塔中Ⅰ号气田奥陶系主力开发层的油气成藏条件复杂[5-8]，具有以下4个方面的特征：①气田储层埋藏深，平均埋深超过5 000 m，储层主要储集空间为经过多种溶蚀作用改造后形成的孔洞、洞穴和裂缝，基质孔隙补给能力差，储层物性整体较差，测井孔隙度介于1.8%～4.1%，平均为2.3%，试井渗透率介于0.01～452.00 mD，平均为53.00 mD；②气田整体含气，已探明天然气地质储量对应的含气面积为1 415 km2，但天然气仅在局部富集，单井控制面积仅介于1～2 km2，单井控制储量仅介于1.0×108～1.5×108m3；③高含凝析油，凝析油含量介于41～827 g/m3，普遍含硫化氢，硫化氢含量介于17.5×104～48.4×104mg/m3；④地层压力系数介于1.08～1.16，地层温度介于125～145 ℃，属于正常温压系统。

1.2 开发面临的挑战

1.2.1 储层精细描述难

塔中Ⅰ号气田经历了多期构造运动，岩溶的叠加改造过程复杂，由洞穴、孔洞和裂缝构成的缝洞型储集体在三维空间中分布极不规则，非均质性强；由于上述类型的储集体埋藏深，且在地表被厚达上百米的沙丘所覆盖，地震资料采集过程中出现了信号衰减严重、地震资料信噪比与分辨率低的问题。因此，缝洞体的准确识别与定位、缝洞间连通性的准确描述难度极大[9]。

1.2.2 凝析油析出规律、赋存状态描述难

塔中Ⅰ号气田储层埋藏深且以孤立的缝洞体地质甜点为主要开发对象，虽然气井初期产量、压力高，但递减很快，投产后第1年平均产量递减率达到30%；气藏投入开发后，随着地层压力下降，地层中发生反凝析现象，凝析油析出后形成油气水多相共存；由于组成复杂缝洞系统的地下溶蚀孔、溶洞、裂缝中的流体均参与流动，凝析油赋存状态描述难。

1.2.3 井位优化部署难

由于受到深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏储层精细描述难和凝析油赋存状态描述难这两个方面的影响，使井位优化部署面临极大的挑战[10-11]。

2 缝洞型气藏储层描述技术

2.1 以“两宽一高”为核心的三维地震采集技术

由于缝洞型碳酸盐岩储层具有极强的非均质性，储集体的识别极大依赖于三维地震采集技术，而在塔里木盆地塔中地区，由于受沙漠地表条件以及储层埋藏深的制约，常规地震采集技术应用于该区域具有较大局限性。通过多轮次的攻关及现场先导实验，形成了以宽频、宽方位、高密度（即“两宽一高”）为核心的三维地震采集技术系列（表1），主要是通过增大激发药量来提高深层信号能量，从而改善深层成像质量，并首次使用宽频检波器，拓展频带宽度，提高资料分辨率；通过大幅度提高覆盖次数及炮道密度，提高资料信噪比，将覆盖次数由常规的80次左右提高到500次左右，将炮道密度由常规的10万道/km2提高到近200万道/km2，使资料信噪比提高了5倍以上；通过大幅提高观测方位，将横纵比由常规的0.4左右提高到0.8～1.0，为高精度成像奠定了基础。相比于其他地区的高密度三维地震采集技术，该技术并不只是强调单点采集、小面元以及室内组合，而是针对塔里木盆地沙漠地区对地震波的吸收衰减严重、目的层超深且含油气储集体非均质性强的特点，赋予高密度三维地震采集技术以新的内涵：即观测系统进行高炮道密度、小线距、均匀的空间采样，采用适宜的组合检波方法，为室内处理提供更高品质的地震资料。在“两宽一高”地震采集技术获取的资料基础上，针对具体地质条件形成了相配套的高精度资料处理技术系列，主要是以沙丘曲线静校正方法为基础，形成了微测井约束的层析静校正方法，大幅度提高了大沙漠区静校正精度；形成了叠前去噪与振幅补偿迭代技术，采用分阶段、分域、分频、分区的保真去噪技术压制各种干扰，消除了噪音对子波和振幅的影响，对振幅进行了恢复；形成基于真地表（即真实地表形态，对应于“近地表”的一个概念，近地表是真地表的近似或者平滑）双基准面的井控TTI各向异性叠前逆时偏移技术及层析各向异性速度建模技术，使偏移归位精度得到进一步提升，构造解释结果误差由5‰降低到2‰以下。与常规三维地震采集技术相比，通过“两宽一高”三维地震采集技术获得的地震资料信噪比、分辨率及成像精度皆得到了大幅度提高，可以识别出常规地震采集技术无法识别的小规模储层，缝洞体个数成倍增加（图1）。

表1 常规与高密度地震资料采集参数对比表

2.2 以地震数据为核心的缝洞体雕刻技术

利用前述三维地震采集技术实现了更多有利储层的识别与定位，但若要能够支撑复杂缝洞体所包含洞穴、孔洞和裂缝的结构组成、空间展布形态描述及储量评价等工作，仍存在很大难度。为此，通过建立储层与测井响应、地震反射特征的对应关系，进行缝洞体雕刻与定量评价（图2），具体步骤如下：①将井震标定与三维缝洞储层正演分析技术相结合，基于三维叠后保真地震数据，对缝洞型储层“串珠状”“片状”“杂乱状”的地震反射特征分别进行地震相刻画，并采样到三维地质模型网格中，从而得到缝洞体几何结构定量化模型；②通过波阻抗反演技术将常规地震反射振幅数据，转变为地层波阻抗数据，得到反映储层特征的波阻抗数据体，利用单井储层类型与波阻抗的统计关系，把井的储层类型模型作为硬数据，在波阻抗数据体的约束下，采用协同克里金模拟方法建立储层地质模型；③将测井解释孔隙度作为硬数据，在波阻抗数据体和储层地质模型的约束下，采用协同克里金模拟方法建立缝洞体储层孔隙度模型，将单个网格体积与相应有效孔隙度相乘得到单个网格有效储集空间体积，再对孔隙度模型进行网格积分，最终得到缝洞体有效储集空间体积。

图2 塔中Ⅰ号气田碳酸盐岩储层缝洞系统立体雕刻图

缝洞体雕刻成果展示了缝洞在空间上的分布特征及发育情况，将该成果应用于储量计算，并通过后期开发动态数据进行验证，单井控制储量估算结果与动态储量的相对误差仅为11%，解决了碳酸盐岩缝洞型油气藏储量估算精度低的难题。基于该项缝洞体雕刻技术，实现了单个缝洞体—缝洞单元—缝洞带的系统性研究，为缝洞型气藏的井位部署奠定了基础。

2.3 以成像测井为核心的缝洞体、流体识别技术

由于深层碳酸盐岩储层基质孔隙度、渗透率低，溶蚀孔、洞、缝发育，储集空间类型多，且非均质性强，采用常规测井资料定量表征储层孔隙度、渗透率、含水饱和度等参数的难度大；对井周远距离反射体的识别难度也大，尤其是对反射体方位的评价；多期油气充注与储层非均质性造成油气水分布关系复杂，导致准确判别流体性质、识别油气水界面的难度大。针对上述难题，基于高分辨率FMI/EMI成像测井资料，建立了以形态分类法为主线的电成像测井相分析技术，将成像测井相与储层特征进行对比，得出暗斑相和低阻平行薄层相为塔中地区的有利储层成像测井相，然后，逐井提取有利储层厚度百分比，编制有利储层厚度分布图，从而明确有利储层分布区域；利用图像分割与镂空处理技术从电成像测井资料中提取面孔率、裂隙率、溶蚀孔洞大小、溶蚀孔洞和裂缝的局部电阻率等信息，得到孔洞缝参数[12]；根据电成像视地层水电阻率谱谱峰形状、谱的均值与方差等参数定量评价碳酸盐岩储层中流体的性质[13]；通过提取横波反射波信号，根据旋转剖面能量变化差异识别有效反射体，形成了横波远探测成像测井技术，该技术能够对井旁30 m处的隐蔽缝洞体进行准确定位，为试油层位优选和微侧钻靶点优选提供了有力的支撑。通过该测井评价技术的应用，精准识别深层碳酸盐岩井旁缝洞体与流体，解释结果符合率达到87%。

3 缝洞型碳酸盐岩凝析气藏布井优化技术

3.1 以水平井型为核心的井位优化部署技术

塔中Ⅰ号气田碳酸盐岩储层缝洞体平均埋深超过5 000 m，长度与宽度介于几米至几十米，且高度分散，若采用传统直井进行开发，当发生缝洞型储集体在三维空间归位不准确或者在钻井施工过程中存在偏差的情况时，将导致钻头从靶体中穿出而脱靶，同时，地下缝洞体受断裂控制的影响明显，在横向上展布的范围有限，且展布范围内储层物性存在较大差异，采用水平井钻穿断裂带可以提高储层钻遇率和钻井成功率。

基于野外露头、岩心和综合地质分析，建立了走滑断裂破碎带结构模型，确定了走滑断裂破碎带“三元”结构模式，从断裂破碎带核心部位由内到外依次划分为断层角砾岩段、裂缝孔洞段和裂缝基岩段；根据已钻井的钻井工程异常显示、录井气测显示和测井电阻率数据划分出前述3个区段，再结合三维地震数据相邻道之间的相干性、地震振幅属性、振幅变化率标定断裂破碎带宽度，研究发现塔中Ⅰ号气田断裂破碎带宽度介于100～300 m，为水平井段长度的确定提供了可靠的指导。

水平井轨迹与缝洞体的纵向接触关系则主要考虑缝洞型凝析气藏开发过程中流体相态变化特征的影响。缝洞型气藏主要的储集空间及流动通道是大缝、大洞，其中流体介质受到的重力作用对油气水的分布起主导作用，毛细管力和界面张力的影响较弱。衰竭式开发时地层中发生的反凝析现象同PVT筒中反凝析液的析出、聚集情况相似，反凝析液聚集于洞穴底部，使得该位置的反凝析液饱和度高[14]。同时，受多期次成藏和调整的影响，部分缝洞体底部存在底油或油环，缝洞体内的流体分布表现为上部为较轻组分、中下部为较重组分的差异分离现象，缝洞体内部压力梯度变化较大，将水平井轨迹部署在缝洞储集体中下部，可以大幅提升油气一次采收率。以Z11-H1、Z11-H15井为例，如图3所示，两口井均为水平井；Z11-H1井钻遇2个缝洞体，且水平井轨迹位于缝洞体的高部位，酸压后试油获高产，油嘴直径为6 mm，油压为28.05 MPa，日产油45.4 m3、日产气8.45×104m3，但投产后油压快速落零而关井，累计产油3 532 t、累计产气181×104m3；而Z11-H15井钻遇3个缝洞体，井轨迹位于缝洞体的中低部位，试油出水后经过排水获得成功，累计产油1.87×104t、累计产气5 742×104m3，与Z11-H1井相比，油气产量获得大幅度提升。采用上述水平井部署技术使储层钻遇率由40%升至89%，钻井成功率持续保持在90%以上，凝析油采收率提高了10%。

3.2 以地质力学为核心的井轨迹优化设计技术

塔中地区缝洞型储层地应力复杂多变，导致钻井工况复杂，同时，储层强非均质性给完井提产方案的优化造成了很大的困扰。针对上述难题，基于地质力学分析技术，从井位部署阶段到完井提产阶段进行全过程的井轨迹优化与跟踪[15]。

在井位部署阶段，依靠三维地应力建模技术刻画地应力分布情况，选取低应力区作为有利井轨迹部署区；对塔中地区断裂系统的活动性进行定量评价，优选活动性好且有利于油气运移和富集的区域作为有利区；基于地震数据对区域应力场展布情况进行预测，同时分析已钻井钻遇储层天然裂缝的发育情况与主应力的关系，在此基础上，确定水平井井眼轨迹。

在钻井设计和实施阶段，采用井震联合反演方法进行全井段的地层孔隙压力、坍塌压力和破裂压力预测，确定异常压力分布的位置，对异常压力的预测精度高达92%，为合理的井身结构设计和钻井液密度选取打下了基础；开展复杂岩性（如二叠系火成岩、奥陶系桑塔木组泥岩）地层井壁失稳机理研究，并形成相应的工程技术对策；在钻井过程中，利用获得的随钻测井、钻时、井下复杂情况（溢流、漏失）数据实时修正地应力模型，及时调整钻井液性能、井眼轨迹与井身结构，实现水平井的顺利钻进和入靶。

图3 水平井轨迹部署示意图

为了实现完井提产方案的优化，根据塔中地区碳酸盐岩储层特征，结合井周地应力场分布情况、储层标定结果、井壁垮塌情况及天然裂缝发育情况，把提产方案细分为以下4类；①钻遇储层，则直接投产；②钻遇储层之上，则采取加深或加深侧钻的方式继续钻进；③钻至储层边界，根据地应力场与储层的展布情况，通过压裂改造与储层主体连通，从而实现油气高产；④钻至储层外，若采用酸压措施仍无法与储层连通，则进行侧钻，通过侧钻井轨迹的优化，实现油气的发现。

4 结束语

塔里木盆地台盆区下古生界碳酸盐岩油气资源勘探开发潜力巨大，塔里木油田矿权区内尚有18.5×108t油和3.1×1012m3天然气待发现，克拉通区奥陶系鹰山组、蓬莱坝组深层以及下寒武系肖尔布拉克组油气勘探仍处于探索阶段，是碳酸盐岩油气勘探的有利接替层系。笔者总结的技术是经过了多年的勘探开发实践而形成、并逐渐成熟的，对于深层、超深层碳酸盐岩油气资源的勘探开发能起到有益的借鉴作用，下一步需要更加大胆地进行技术创新与实践，力争为国家能源安全和天然气稳定供应提供更有力的保障。