郭旭东 康纪勇 李森木 崔彦立 高启轩 王祖刚

中国石油吐哈油田公司勘探事业部

0 引言

胜北洼陷位于吐哈盆地台北凹陷西部，洼陷内部胜北构造带呈“洼中隆”背景，为盆地油气勘探重点区域。前期研究［1-3］认为，该区带中侏罗统发育三间房组、七克台组和白垩系喀拉扎组及连木沁组 4套储盖组合，其中中侏罗统七克台组和三间房组具备规模成藏的地质条件。经过二十多年的勘探，钻探直井试油9口/15层，无自然产能，改造后试油结论为含油气水层、低产油气层，“井井见油气、井井无油流”，勘探工作处于停滞。2019年，探索非常规油气勘探方法和配套技术，部署水平井胜北502H井，在七克台组分3段8簇实施体积压裂改造，压后日产油6 t，日产气2.5×104m3，已累计产气772.2×104m3、油3 325 t；在三间房组部署的胜北505H井完成12段59簇压裂，压后日产油14 t，日产气2.8×104m3，已累计产气464.2×104m3、油2 150 t，标志着该区域中侏罗深层低饱和度致密砂岩油气藏实现重要突破，目前已呈连片含油气态势，初步预测含气面积144.5 km2，预测天然气地质储量366×108m3。笔者将系统总结胜北洼陷中侏罗低饱和度致密砂岩油气藏地质特征、成藏规律和地质工程一体化实践的关键技术，为同类型致密气藏的勘探开发提供地质经验和可借鉴技术。

1 油气藏地质特征

1.1 区带构造特征

胜北构造带横亘于胜北洼陷中央，历经印支、中晚燕山和喜马拉雅三期构造复合叠加，为洼陷边缘释放的挤压构造应力使中央隆起、形成走滑断层并被横向切割的低隆构造带，呈近南东—北西向展布的大型鼻隆构造[4]。断层展布主要以北东向的平移断层为主，平移断层具有垂向断距小、断面倾角大、平面延伸长、纵向切割深度大的特点,在平移断层两翼形成一系列低幅度（断）背斜或断鼻等局部圈闭（图1）。“构造反转、先冲后切”构造演化过程控制调整型油藏形成，平面上，“先南高、后北高”构造反转为油气在隆起背景上横向调整提供有利成藏条件[2,5-6]。

图1 胜北构造带中侏罗统区域构造图

1.2 沉积特征

胜北洼陷沉积主要受凸起控制，发育西、东、南3个方向物源，西物源可以延伸胜北腹地（图2），砂体大面积连片发育，砂层厚度大，砂地比高，以厚层块状细砂岩夹杂灰色泥岩岩性组合为主，测井相主要为箱形、钟形，反映储层主要为辫状河三角洲前缘水下分流河道沉积为主，其中优势储集相带控制了致密油气整体连片含油，岩性和储层“甜点”共同控制了油气的富集[7]。

图2 胜北构造带中侏罗统三间房组沉积相平面图

1.3 储层物性和孔吼特征

胜北洼陷中侏罗统储层埋深3 950～4 650 m，根据研究区样品统计分析，孔隙度主要分布在1.9%～8.4%，平均值为6.2%，渗透率主要分布在0.02～2.60 mD，平均值为0.46 mD，整体表现为“低孔、特低渗”的致密储层特征，含气饱和度一般介于31.6%～59.7%，平均值为46.8%，为低饱和储层；且4 500 m以下仍有好储层（孔隙度4%～8%，渗透率0.05～1.0 mD）满足工业动用储层条件。

孔隙类型主要以剩余粒间孔隙和溶蚀粒内孔隙为主[8]，发育程度较差，岩心面孔率较低（0.70～1.24），可见长石粒内溶蚀孔，高岭石、黄铁矿晶间孔，微裂缝发育，孔径范围为5～50 nm和100 nm～2 μm，孔喉半径大多小于0.5 μm，以细、微孔喉为主。储层强压实，石英矿物颗粒次棱角状，多呈线接触和凹凸接触；绿泥石胶结、蚀变作用、溶蚀作用、微裂缝等建设性成岩作用，为深埋区发育储层甜点奠定了基础（图3）。

图3 胜北地区中侏罗统三间房组储层岩石薄片图版

全岩心分析及黏土矿物X衍射数据分析黏土矿物含量平均为7%，以高岭石和绿泥石为主，绿泥石含量占30%，伊蒙混层平均含量14%，储层敏感性伤害评价为强速敏、弱水敏、中等偏弱酸敏。

1.4 油气水系统特征

中侏罗统储层平均压力系数为1.37，为异常高压气藏。储层平均温度116.5℃，地温梯度平均2.71℃/100m；原油密度0.81～0.83 g/cm3，黏度2.2～3.5 mPa·s，组分含量中饱和烃占72.0%～80.1%，芳香烃占15.5%～19.0%。天然气密度0.78～0.87 kg/m3，组分含量中甲烷占83.5%～87.1%；地层水总矿化度5 721～10 861 mg/L，以NaHCO3水型为主[9]。

PVT样品实验分析结果表明，油藏属于高含量凝析油气藏，凝析油含量367.3～426.7 g/m3，露点压力为42.05～49.60 MPa（图4）；凝析气摩尔组成含量占比分别如下：C1为75.36%～78.89%，中间烃（C2～C6）为15.02%～17.96%，C7＋为5.24%～5.61%，属于中间烃含量较高的凝析油气体系。

图4 地层流体PVT拟合油气相图

1.5 成藏模式

综合分析认为，胜北洼陷中侏罗统三间房组油气具有“下生上储”特征，下侏罗统水西沟群煤系源岩生产油气，沿逆冲断裂垂向输导，近距离运移、充注并富集到三间房组发育的多期河道砂体；中侏罗统七克台组为自生自储岩性油藏，七克台组底部发育厚层 生烃湖相泥岩，油源沿走滑断裂为油气的垂向输导到混积岩,并在优势相带控藏[7]。

该区前期发现主要集中在环洼正向构造带，油藏特征中构造控藏不明显，含油气不分高，而在斜坡洼陷区勘探程度较低，近两年，按照“近源聚集、甜点富集、裂缝疏导”的成藏模式，由环洼凸起构造油气藏向洼陷内岩性致密砂岩油气藏的勘探思路转变（图5），部署的胜北503H、胜北505H、胜北1101H均获得工业油气流，中侏罗统展现出整体连片含油气的态势。

图5 胜北洼陷南北向油气成藏模式图

2 地质工程一体化关键技术

2.1 储层精细预测

针对胜北中侏罗统以往地震资料品质差、岩性目标难刻画、有效圈闭和“甜点”储层不落实的问题，地震采集拓展“两宽一高[10-11]”（宽频、宽方位、高密度）方向，采用三维单点高密度大吨位可控震源采集技术，CDP网格达12.5 m×12.5 m，覆盖次数1251次，炮道密度398万道/km2，高频弱信号能量频带拓宽20 Hz，主频提高10～15 Hz，有效克服因埋藏深、中上部煤层地层能量屏蔽强、浅表层砾岩对地震速度影响大的问题，地震数据品质大幅度提升（表1）。

表1 台北凹陷不同年度三维采集参数对比表

地震处理新技术应用相干体、方差体、蚂蚁体、曲率体等方法，渐进式提取属性、高精度成像，有效刻画断裂系统并识别微小断层[12]。采用道积分、90°相位旋转、层析法变速成图等地震沉积学技术以及叠后稀疏脉冲反演方法，有效落实薄砂体岩性圈闭空间展布特征。井震结合，地震统计学反演技术、小面元叠前时间偏移处理技术，河道砂体预测误差小于5 m，与实钻相对比，储层“甜点”预测符合率80%，钻井设计目的层误差预探井平均为1.00%、评价井平均为0.35%。

2.2 致密气层测井精细评价

针对中侏罗统深层低饱和致密油气藏测井解释存在常规测井响应弱、储层流体性质准确识别难度大的问题，采用细分岩相、岩性结构单元的精细解释思路，建立致密油气层测井精细评价方法。利用核磁共振测井资料并与常规测井相结合，比较准确反映储层孔隙结构、可动流体特征，通过采用核磁差谱法与移谱法的综合分析，有效识别低孔、低饱和气藏的油气水层（图6）；利用阵列声波测井与热中子成像测井新技术识别储层裂缝，寻找储层物性优势“甜点区”[13-14]。通过岩石物理研究，常规与特殊测井技术相结合，选取差异化的岩电参数精准计算含油饱和度，测井解释符合率由勘探初期的50%提高到目前的90.3%。

图6 胜北洼陷胜北6井三间房组测井综合解释图

2.3 深层水平井钻井工艺

针对井深（最大完井深度5 690.0 m）、长水平段（最大1 178.0 m）、小井眼（Ø165 mm）钻井技术难点（如井眼缩径、坍塌和托压严重，钻井液密度高、机速低等）及环境高敏感区域对钻井液零排放、不落地、去磺化的要求，以“两保两提一降”为目标，即：保护油气层、提高油层钻遇率、提高机械钻速、降低复杂率和建井成本、保障固井和完井质量，研发配套系统优化设计技术、复合盐弱凝胶新型钻井液体系（抗温130℃）、低成本提速工具系列和固完井技术。

通过岩石力学实验、全岩可钻性及井壁稳定性基础研究，优化井身结构为“一开Ø375 mm钻头、二开Ø241 mm钻头打穿油层、三开Ø165 mm钻头钻完水平段”剖面类型；基于高温高盐、可降解对钻井液性能影响机理，以低密度、强抑制、封堵防塌和井壁稳定为目标，研发和优选抗高温抗盐去磺化处理剂、复合盐和聚合物抑制剂、刚性颗粒和柔性颗粒等物理封堵处理剂，发挥K+、Na+等阳离子抑制黏土层间力学结构水化的化学抑制作用，优化粒度分布封堵造壁；采用抗盐增韧复合水泥浆等技术，解决通井与下套管阻卡频发、一次封固段长、质量要求高等固完井难题。

2021年胜北洼陷完钻水平井钻井6口，油层钻遇率均达90%以上，平均机速提高62.5%，复杂事故率降至0.6%，单只钻头进尺突破1 600 m，钻井周期由114.1 d缩短至47.3 d，固井质量合格率95.2%。

2.4 细分切割水力压裂工艺

实践证明，最大限度提高储层纵横向动用程度，是效益勘探开发该类气藏的有效途径[15-16]。该气藏小井眼长水平段水平井水力压裂提产矛盾突出，表现在：储层砂岩埋深致密、岩石强度大（杨氏模量28～37 GPa、泊松比0.19～0.39）、破裂压力高、造网缝难，水平井眼沿程摩阻大、施工压力高（超限压）、沉砂卡阻电缆桥射枪串事故多和砂堵难处理，脆性矿物成分较高（岩心分析黏土矿物含量12%～30%，石英含量41%～78%）又利于压裂改造。

经过3年来的实践，形成了水平段“细分切割、差异化分段”、段内“多簇射孔、控液增砂、多段塞打磨、小粒径支撑”的水力压裂改造技术路线。水平段差异化分段按照“固井差不压、强度分段、脆性分簇、含油性细切”的原则，对地质+工程“甜点段”进行密集布孔造缝，提高加砂强度，实现完全改造。压裂泵注采用前置多段塞打磨、“胶液+滑溜水+胶液”三段式加砂和“交联液+滑溜水”两段式顶替的方式，满足80 MPa高压施工时连续加砂和水平段“扫砂”的要求。

2019—2021年已实施水平井细分切割体积压裂技术4口井，采用可溶桥塞+细分切割工艺，单段段长24～60 m，簇间距5.5～10.5 m；高温（120℃）复合压裂液体系，支撑剂选择70/140目+ 40/70目组合粒径石英砂和陶粒，单段液量1 000～1 300 m3，单段砂量53～96 m3，液砂比12～19，加砂强度1.4～2.2 t/m（表2）。其中胜北503H井压后Ø5 mm油嘴生产，日产油27.71 t，日产气51 229 m3；胜北505H井压后Ø8 mm油嘴生产，日产油8.88 t，日产气13 344 m3；胜北506H井压后Ø5 mm油嘴生产，日产油9.68 t，日产气31 491 m3；胜北1101H井压后Ø6 mm油嘴自喷，日产油2.93 t，日产气10 151 m3。

表2 深层低饱和致密气水平井细分切割压裂施工参数表

2.5 压后返排试采工艺

低饱和度油藏压后排采存在以下问题：饱和度低，压后出水量大，凝析油含量高，地层内连续单相流，井筒流态受流动压力控制，表现为泡状连续流、三相段塞流等多种流态，三相流附加阻力大，深井井筒套管举升过程中气体滑脱效应明显；致密储层毛细管压力较高，开采过程中存在启动压力等。实践证明，在压后排采生产过程中，必须建立以井底流压（垂深）为控制节点的生产管理制度[17-20]。通过气藏地层流体PVT分析，确定凝析气藏的露点压力；井底流压（pwf）控制节点选择以储层压力（pe）、露点压力（pd）、启动压力（pg）为节点控制值，建立压后排采过程分阶段的压力节点相态控制技术，建立压后排采标准图版（图7），指导现场试气返排工作，应用效果显著。

图7 胜北503H井压后排采标准图版

第一阶段pwf>pe：井筒内流体为单相液流，小油嘴排液，控制排液速度、降低应力敏感伤害，根据现场经验用直径为2～3 mm油嘴返排，控压排液时间为10～12 d。

第二阶段pd

第三阶段Pg

第四阶段机抽连续采液：地层能量衰减，井底流压低，气井无法正常携液，采用机采管柱或下油管，提高气井产液能力，保障气井连续生产。

如胜北503H井，试气初期井口套压24.7 MPa，排液初期控制油嘴放喷，进入第二阶段pd

3 结论

1）胜北洼陷中侏罗统发育七克台组和三间房组两套低饱和度致密砂岩油气藏，呈整体连片含油气态势，构造控藏不明显，含油气不分高低，油藏为高含量凝析油气藏，其中三间房组气层厚度大，大面积连片发育，储层甜点控制油气富集程度。

2）以往采用直井常规压裂的工艺很难实现低饱和致密砂岩油气藏储量的升级动用。通过非常规油气勘探技术实践和地质工程一体化攻关，应用地震采集、处理和反演新技术预测储层甜点展布、核磁测井识别低饱和度油气层、超深井钻井和水平井细分切割多段压裂实现致密储层的充分改造，胜北中侏罗低饱和致密砂岩油气藏得到有效动用。

3）目前该区部署的多口水平井还处在压裂试采评价阶段，细分切割压裂关键参数（ 如改造段长、簇间距、用液强度、加砂强度等)还需要进一步优化，并结合单井总费用开展经济性评价，以实现最终可采储量（EUR）最大化的目标。