克拉美麗氣田火山巖氣藏開發主體技術

摘 要

摘要：位于準噶爾盆地陸梁隆起東南部滴南凸起西端的克拉美麗氣田，是以石炭系為目的層的火山巖氣藏。火山巖氣藏的氣井存在產量低、遞減快的難題。為此，中國石油新疆油田公司采用
摘要：位于準噶爾盆地陸梁隆起東南部滴南凸起西端的克拉美麗氣田，是以石炭系為目的層的火山巖氣藏。火山巖氣藏的氣井存在產量低、遞減快的難題。為此，中國石油新疆油田公司采用“整體部署、分步實施、井間接替”的原則，形成了下列配套開發技術，為提高該氣田開發效果奠定了基礎。火山巖巖性巖相識別和井震結合的有利儲層預測技術主要搞清了火山巖的巖性巖相特征，進而預測有效儲層的展布。不同儲層地質條件下的鉆、完井方式優選技術成果主要包括：①在儲層厚度較大、距邊底水較遠、裂縫相對發育的區域優選直井壓裂投產；②在儲層物性好、厚度大、距邊底水較遠的區域優選欠平衡直井投產；③在厚層、距邊底水較遠、夾層發育的區域，優選水平井壓裂投產；④在距底水近、物性相對好的區域，選用欠平衡水平井裸眼完井投產。鉆井工藝優化技術包括：①以優選鉆頭為重點的綜合提速技術；②優化防漏堵漏技術；③欠平衡水平井鉆井技術。增產改造及采氣配套工藝技術和成果包括：①深層火山巖儲層壓裂技術；②井下作業儲層保護技術；②直井和水平井現場壓裂施工獲得成功。
關鍵詞：準噶爾盆地；克拉美麗氣田；石炭紀；火山巖氣藏；開發配套技術；儲集層預測；鉆井工藝；增產改造
    克拉美麗氣田位于準噶爾盆地陸梁隆起東南部滴南凸起西端，是中國石油新疆油田公司發現的第一個儲量超過1000×108m3的大型氣田，分為滴西10、滴西14、滴西17、滴西18井區共計4個氣藏，目的層為石炭系火山巖。該氣田頂面構造形態為南北兩側被斷裂所切割、向西傾伏的大型鼻狀構造，儲層具有裂縫和孔隙雙重介質特征，其中孔隙是主要的儲集空間，而裂縫則主要起著滲流通道的作用；儲層孔隙度為9.12%，滲透率為0.120×10-3μm2，屬低孔低滲儲層。該氣田巖性巖相復雜，滴西10、滴西14、滴西17井區為火山碎屑巖，滴西18井區為次火山巖。目前已在該氣田共部署氣井54口，其中建天然氣產能10×108m3的井35口、井間接替井19口。克拉美麗氣田存在著有效儲層分布不清、地層可鉆性差、易漏易塌、氣井需要壓裂才能投產等突出問題，制約著該氣田的高效開發。針對上述難題，中國石油新疆油田公司采用“整體部署、分步實施、井間接替”的原則，形成了下列配套開發技術，為提高該氣田開發效果奠定了基礎。
1 火山巖巖性巖相識別和井震結合的有利儲層預測技術
1.1 巖性巖相特征
按照“成分+結構、構造+成因”的分類原則[1]，對克拉美麗氣田石炭系火山巖巖石進行了分類及命名，共分為7大類、28小類、上百種巖石類型(見表1)。
 
    利用ECS測井識別火山巖成分，成像測井識別火山巖巖石結構、構造，常規測井交會圖技術識別火山巖巖石類型[2]。克拉美麗氣田石炭系火山巖巖石類型多、巖性復雜，主力氣層主要發育于玄武巖、凝灰質角礫巖、正長斑巖、熔結凝灰巖中，不同井區巖性特征不同。其中滴西14井區主力氣層主要發育凝灰質角礫巖(16.8%)、流紋質凝灰巖(12.4%)；滴西18井區主力氣層主要發育正長斑巖；滴西17井區以玄武巖為主(43%)；滴西10井區以熔結凝灰巖為主(40%)。
以“形成方式、產出狀態、產出部位和巖石組合”為依據，建立了石炭系火山巖巖相類型及命名標準，劃分出5種巖相、16種亞巖相(見表2)。
 
    克拉美麗氣田石炭系屬于以中心式為主、裂隙式為輔的火山噴發模式，共發育3大類11種亞類32種巖石類型，包括爆發相的火山碎屑熔巖、熔結火山碎屑巖、火山碎屑巖，溢流相的玄武巖、安山巖、流紋巖，次火山巖相的正長斑巖、二長斑巖等。火山噴發能量較強，內部火山機構正向隆起特征清晰。
1.2 有效儲層的展布預測
    針對火山巖氣藏內幕結構的復雜性，以“源控論”為指導，開展了火山口、火山通道、火山機構及火山巖體的逐級識別與解剖研究[3]，在火山巖體識別的基礎上，通過單井相序分析劃分火山巖體界面，并標定地震，確定了不同火山巖相的地震反射特征。井震結合，對火山巖體進行解剖和探索，預測有利儲層分布。
滴西14井區為多錐型復合火山機構，以爆發相為主，經歷多期次噴發及水流搬運沉積，形成3個火山巖體(圖1)，對應3個儲集體，具有“兩弱一強”的地震反射特征，有利儲層為爆發相的火山角礫巖儲層(儲集體1和儲集體2)。
 
滴西18井區為次火山巖體與沉火山巖交互型建造的火山機構，火山口位于滴西8井附近，次火山通道依托滴水泉西斷裂，以中性正長斑巖為主，主要由滴西18、滴西183、滴西182、滴西184這4個次火山巖體構成(圖2)，形成4個弱反射區，有利儲層為侵入的滴西18巖體和滴西183巖體。
    滴西17井區為火口噴溢型盾狀火山機構，以溢流相玄武巖為主，少量爆發相角礫熔巖、熔結角礫巖，內部因噴發時間及堆積部位不同，平面上形成數個不連通的火山巖體，有利相帶為溢流相巖體頂部氣孔玄武巖、角礫熔巖。
    滴西10井區屬單火山口多期次噴發形成的單錐層狀火山機構，形態對稱，主錐體位于滴西10井以下，酸性火山碎屑巖發育，以爆發相為主，近斷裂發育二長斑巖，有利相帶為爆發相的火山角礫巖。
2 不同儲層地質條件下的鉆、完井方式優選技術
   結合克拉美麗氣田火山機構、巖性巖相、有效儲層發布、氣水關系等特點，開展了不同儲層地質條件下直井壓裂、欠平衡直井壓裂、欠平衡水平井壓裂、水平井分級壓裂這4種不同鉆、完井方式的開采技術攻關研究，根據氣藏地質特征，不斷優化開采對策。對于巖體厚度相對較薄的底水氣藏(滴西17、滴西14井區儲集體1)，采用欠平衡水平井開發；對于塊狀或巨厚火山巖的底水氣藏(滴西18井區)，在構造高部位選用欠平衡直井開發，在巖性、物性夾層較發育區域采用水平井壓裂開發，氣藏邊部距氣水界面較近的區域則選用欠平衡水平井開發，氣井實施后均獲得較好效果，并取得以下認識。
    1) 在儲層厚度較大、距邊底水較遠、裂縫相對發育的區域，優選直井壓裂投產。這類氣井主要集中在滴西14井區儲集體1和滴西18井區的滴西18巖體，壓裂投產井大多數壓裂前產量低或無自然產量，壓裂后獲得很好的生產效果，增產值介于4.12×104～29.0O×104m3/d。
    2) 在儲層物性好、厚度大、距邊底水較遠的區域，優選欠平衡直井投產。這類氣井主要集中在滴西14井區儲集體1和滴西18井區的滴西18巖體，滴西14井區DX1415井和DX1416井為同一套火山爆發相角礫巖且同屬一個系統。DXl415井為普通直井，射孔自噴，油壓為25MPa，日產氣12×104m3；DX1416井為欠平衡直井，投產后DX1416井油壓為30MPa，日產氣22×104m3。前者的地層系數是后者的4倍左右，而后者的開發效果卻明顯比前者要好。
    3) 在厚層、距邊底水較遠、夾層發育的區域，優選水平井壓裂投產。這類氣井部署在滴西18井區滴西182巖體，滴西18井區DXHW181、DXHW182井都選用5級壓裂投產，其中DXHW181井油壓為25MPa時，日產氣30×104m3；壓裂直井油壓為20MPa時，平均日產氣量在7.5×104m3左右。水平井日產量超過直井的4倍。
    4) 在距底水近、物性相對好的區域，選用欠平衡水平井裸眼完井投產。這類氣井分布在滴西14井區儲集體1和滴西18井區巖體邊部。滴西14井區DXHW141井投產后油壓為21.3MPa，一日產氣15.3×104m3。
3 鉆井工藝優化技術
3.1 以優選鉆頭為重點的綜合提速技術
    克拉美麗氣田所在的滴西地區地層復雜，不同的鉆頭序列對鉆井速度影響很大。根據室內研究成果和現場實踐經驗，優選出以下方案：石炭系以上地層使用PDC鉆頭；石炭系使用貝克休斯MXL-DS30GDX2高效牙輪鉆頭序列；上述牙輪鉆頭鉆穿白堊系底部的砂礫巖后，采用4刀翼/5刀翼PDC鉆頭鉆至八道灣組中下部，換用三牙輪鉆頭鉆穿八道灣組砂礫巖；采用PDC鉆頭.鉆白堿灘組穩定泥巖至克拉瑪依組中部。這樣做，機械鉆速可提高近1倍；石炭系使用貝克休斯牙輪鉆頭，單只鉆頭進尺增加35%～40%，提高了行程鉆速。應用優化的鉆頭序列，DXHW182井平均機械鉆速比DXHW181井提高49%，DXHW141井平均機械鉆速比DXHW181井提高30.3%，鉆井周期縮短24～42d，效果良好。
3.2 優化防漏堵漏技術
    克拉美麗氣田的白堊系、侏羅系、二疊系、三疊系均為易漏地層，研究人員根據火山巖氣藏地層特點優化了防漏堵漏材料和配方：①采用膠凝劑ZL、纖維XW-5、剛性堵漏材料等防漏堵漏材料，室內評價防漏堵漏承壓能力達7MPa；②優化防漏堵漏地層，明確了白堊系、侏羅系地層以防漏為主，二疊系、三疊系地層以堵漏為主；③制訂了多項嚴格的防漏堵漏技術措施，防止地層發生漏失。2009年與2008年相比，采用防漏堵漏技術后開發井在八道灣組以上地層平均井漏次數由6次/井下降到1次/井，平均漏失量減少97.3%。
3.3 欠平衡水平井鉆井技術
    由于克拉美麗氣田局部帶邊底水，因而欠平衡水平井鉆井技術就可能是提高該區氣井單井產量的主要手段之一。火山巖儲層具有裂縫和孔隙雙重介質特征，具有中等偏強-強水敏(巖心傷害率介于60%～86.3%)、強-中等偏強速敏、土酸強酸敏-極強酸敏、巖心吸附能力強(吸附量為0.3033～0.3569g)、巖心清水吸附能力強等特性，通過實驗優選出有機鹽無固相鉆井完井液和油基鉆井完井液體系，減少了鉆完井過程中水敏和水鎖對儲層的損害，從而保護了氣藏。
    依據鉆井誘導縫數據和測井曲線，分析出石炭系地應力分布狀態，建立裂縫性地層斜井眼井壁穩定預測模型，評價出滴西14和滴西18井區石炭系斜井眼穩定的欠平衡井底壓力和欠壓范圍。通過理論分析和現場實踐，滴西14井區井眼穩定性隨井斜角的增大而逐漸變差，坍塌壓力由直井的1.05g/cm3增加到水平井的1.24g/cm3；滴西18井區水平井段設計鉆井液
密度為1.05～1.15g/cm3，動態負壓差0.7～2.8MPa，實現整個水平段均處于負壓狀態。DXHW141井三開采用全過程欠平衡鉆井技術及油基鉆井完井液體系，采用凍膠閥技術，實現了欠平衡完井作業，系統試氣結果：9mm油嘴日產氣量達到20.20×104m3。
4 增產改造及采氣配套工藝技術
    針對克拉美麗氣田火山巖儲層的特點，結合生產實際，優選出下述增產改造和采氣配套工藝技術。
4.1 深層火山巖儲層壓裂技術
    綜合評價已實施增產改造的5口井壓裂效果，不斷調整和優化壓裂施工參數。通過凈壓力擬合及壓后裂縫反演，確定了凈壓力大小及其上升趨勢、多裂縫條數和濾失系數大小、壓后裂縫延伸情況等參數，優化了該區后期儲層改造施工參數。
    克拉美麗氣田火山巖儲層人工裂縫半長要求在120m以上，導流能力為30.0μm 2·cm。支撐劑規模在30～45m3，采用(Ø73mm)油管作為施工管柱，排量為3.5～4.0m3/min，前置液百分數為45%～55%。確定壓裂液防膨體系為氯化鉀復合陽離子體系，氯化鉀的用量超過4%，陽離子防膨劑用量為0.4%，篩選了可增大液固兩相接觸角至60°以上的氣井專用助排劑，降低了毛細管壓力、減輕了賈敏效應、提高了壓裂液返排效率。
4.2 井下作業儲層保護技術
    針對克拉美麗氣田的儲層特點，開發了密度在1.0～2.3g/cm3間可調的GCP系列氣井儲層保護液體系，該體系具有無固相、低濾失、低腐蝕、性能穩定、抗溫性能好、低黏度等特點。在滴西17井大修套管補貼、DXHW182井壓井現場應用2井次，試驗均獲得了成功。特別是滴西17井整個大修作業在GCP系列氣井儲層保護液中進行，在施工作業的21天中，取樣檢測高溫高壓濾失量小于8mL，未出現沉淀、分層現象。GCP系列氣井儲層保護液體系避免了固相堵塞，能夠有效降低液體濾失造成的液相侵入傷害，較好的保護了儲層，減小了修井液對儲層的傷害，滴西17井修井結束試氣，日產氣18.50×104m3、日產油15.60m3，產量與作業前相差不大。
4.3 直井和水平井現場壓裂施工獲得成功
   2009年對DX1424井采用小階梯類似線形加砂壓裂，控制前置液比例50%以上，排量確定為4m3/min左右，加砂規模介于2.0～3.0m3/min，壓裂后日產氣29.0×104m3。
    DXHWl82井采用直井段(Ø244.5mm)技術套管、水平段裸眼完井方式。采用KQ105/103-78井口裝置，5½″(Ø139.7mm)套管及同規格壓裂管柱，總共帶有10個封隔器和5級壓裂端口，分5級壓裂，共用壓裂液1372m3，支撐劑95.6m3(見圖3)。系統試氣獲無阻流量198×104m3/a，投產油壓為28.8MPa，日產氣18.1×104m3/a。
 
5 結論和認識
   通過近兩年在克拉美麗氣田進行的開發試驗和探索，基本形成了火山巖有利儲層的預測技術、不同地質特征的井型優選技術、復雜地層鉆井提速技術、氣層分級壓裂和儲層保護技術等開發主體技術。目前，上述配套技術正應用于該氣田的開發并不同程度地提高了氣井單井產量，取得了較好的應用效果。
參考文獻
[1] 王璞珺，遲元林，劉萬沫，等.松遼盆地火山巖相：類型、特征和儲層意義[J].吉林大學學報：地球科學版，2003，33(4)：449-456.
[2] 周波，李周波，潘保芝，等.火山巖巖性識別方法研究[J].吉林大學學報：地球科學版，2005，35(3)：395-397.
[3] 陳文利.克拉美麗氣田石炭系巴塔瑪依內山組地震地質解釋[R].克拉瑪依：中國石油新疆油田公司，2008：9-19.
 
(本文作者：孫曉崗1 王彬2 楊作明2 1.中國石油新疆油田公司；2.中國石油新疆油田公司勘探開發研究院)