2013年以来，吐哈油田借鉴致密油勘探思路，积极推广应用水平井+体积压裂工艺改造技术，对吐哈盆地台北凹陷红台地区低渗低饱和度油藏开展地质工程一体化攻关，取得了重要突破，基本搞清了低饱和度油藏储层特征、成藏要素及分布规律，实现了红台地区整装规模储量的发现和效益建产。同时，建立了区域成藏模式，预测了区域勘探方向，并以此为指导，在台北凹陷鄯善、温米、北部山前带等地区低渗低饱和度油藏勘探中相继获得重要发现，扩展出一个具有良好前景的勘探新领域[1-8]。
1 低渗低饱和度油藏基本特点及勘探成效 1.1 低饱和度油藏勘探概况吐哈盆地台北凹陷低饱和度油藏是吐哈油田近年在油气勘探上取得的重要发现，主要分布在中—下侏罗统水西沟群。低饱和度油藏指储层中共存水饱和度远高于常规束缚水饱和度的一类油藏，即油藏中存在一定数量的可动水。吐哈盆地低饱和度油藏的勘探主要经历了3个阶段：第一阶段为油气显示阶段，2004年之前在鄯善弧形带、北部山前带和火焰山构造带多口井钻井油气显示活跃，常规压裂改造后试采基本为干层或低产油水同层，一直没有获得效益突破。第二阶段为以火8井为代表的发现阶段，2004年完钻的火8井于三工河组常规压裂后长期油水同出，试采近10年，累计产油5322t，认识到该类油藏的勘探价值。第三阶段是以红台为代表的规模突破阶段，2013年以来，借鉴致密油勘探思路——压碎低渗储层、将孔隙内束缚流体变为可动流体、提高导流能力，提液的同时，提高油产量，推广应用到红台地区，老井复试率先获得成功，随后钻探的红台2301井、红台302H井相继获得高产工业油流，实现了低饱和度轻质油藏勘探领域的重要突破。红台地区完试预探井、评价井16口，其中10口井获得工业油气流，发现了规模可观的整装储量区块并实现快速开发建产。
红台地区取得突破后，针对台北凹陷展开水西沟群低饱和度油藏的区域探索，部署探井、评价井12口，其中温13井、鄯12井、照4H井、葡北105井等6口井获得工业油流，鄯善弧形带、葡北、北部山前带多个区块展现出良好的勘探前景。
1.2 低渗低饱和度油藏基本特征及资源潜力储层表现为“四低两高”的特点，即低孔隙度（图 1）、特低渗透率（图 2）、低含油饱和度（表 1）、低泊松比、高脆度、高杨氏模量（表 2）。
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图 1 红台地区孔隙度频率直方图 |
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图 2 红台地区渗透率频率直方图 |
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表 1 红台地区西山窑组储层参数表 |
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表 2 红台地区西山窑组岩石力学统计表 |
孔喉分布表现为“双峰”（图 3），结构复杂，连通性较差，排驱压力高（1~4MPa），排替效率低（退汞效率为34.5%），造成含油饱和度低，油气分异不明显，共存水（45%~60%）含量高。
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图 3 红台地区孔喉半径频率直方图 |
压裂改造后排液时间长（直井见油返排率大于等于63%），试采长期油水同出。直井+常规压裂初期产量低、后期稳产效果差（表 3），水平井+体积压裂初期高产、中长期稳产（图 4）。
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表 3 红台地区低饱和度油藏产量对比表 |
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图 4 红台302H井试采曲线图 |
油水分布受构造背景、沉积微相和保存条件共同控制，为构造—岩性复合油藏，大面积分布，纵向上发育3个油层组，储层的单层平均厚度为21m3，单井厚度为44~147m，油藏埋深为2525~3086m, 压力系数为0.85，原油密度为0.81g/cm3，黏度为5.5mPa·s，气油比为50~100m3/m3。依据成藏基本条件，初步评价有利勘探面积约×平方千米, 资源量×亿吨。
2 地质工程一体化勘探的主要做法解放思想，转变观念，针对低渗低饱和度油藏复杂油气藏的地质特点和工程技术难点，提出了以规模发现与效益动用为主线，以“提液、增油”为目标的地质工程一体化技术路线（图 5），从成藏研究、甜点预测、井点落实、优化部署、钻井设计与轨迹控制、压裂参数优化等方面，全过程开展地质工程一体化攻关，实现了重点勘探领域的突破和规模储量效益动用。该技术路线和经验做法，可为其他地区同类型油藏的勘探提供参考。
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图 5 地质工程一体化技术路线示意图 |
(1) 以鼻隆构造背景下的优质储层相带为有利方向，井震结合，刻画微构造、断裂分布和沉积微相，预测油藏平面“甜点”区。
(2) 纵向上综合应用录井、核磁、成像、岩心分析等资料，研究储层岩性、物性、含油性、电性和脆性关系，综合密闭取心分析、特殊测井解释等，明确“孔隙度7.0%, 渗透率0.1mD，含油饱和度40%”的有效储层下限（图 6），选准纵向上的甜点层。
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图 6 红台地区西山窑组深侧向电阻率与孔隙度交会图 |
(3) 直井结合老井复试，取全取准油藏资料, 落实地层产出状况，控制含油范围，优选出水平井工艺措施突破的“靶区”。红台2301井获高产，红台4井、红台21井两口老井复试见到油流，地质与工程结合，优选红台3号构造西块打出了日产油95m3的高产样板井红台302H井，确定了效益动用的技术路线。
2.2 地质工程一体化协作，探索提质增效的技术措施(1) 水平井设计方位与区域最大主应力场有一定夹角，保证人工立体缝网形成。主缝网延伸方位与最大主应力方向一致，裂缝与井筒夹角应大于70°。结合裂缝监测、主应力方向、构造和地层分布特征，设计水平井井网方位。
(2) 建立油层“箱体”顶底预测模型，一体化协作提高油层钻遇率。井震结合，精细标定油层相位，建立水平井轨迹模型。施工过程中，造斜段根据邻井资料，确定多个标志层卡准地层，不断修正着陆点位置（移动A靶），实现精确中靶；水平段根据油层箱体顶底边界的岩屑、自然伽马、气测等随钻资料，判断轨迹在油层箱体内相对位置及地层倾角，及时优化微调轨迹。同时，随钻的地质测量及高效的定向钻具组合（方位伽马成像导向+旋转定向钻井），地质、工程技术人员24小时实时跟踪，实现了精确高效的轨迹调控。通过以上地质工程一体化措施，吐哈油田近年来完钻水平井水平段平均长745m，油层段平均长734m，油层钻遇率平均为98.5%（表 4），保持了较高水平，为样板工程的实施提供了保障[9-12]。
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表 4 水平井油层钻遇率统计表 |
(3) 针对低饱和度油藏特性，优化体积压裂规模和工艺参数，人工缝网最大程度沟通地层原始微孔，获得较高的储层改造体积（SRV）。红台地区西山窑组岩石力学性质表现为高杨氏模量、高脆度、低泊松比，易于压裂改造形成剪切缝，具备体积压裂的条件。按照含油饱和度低、岩石脆性较强、低孔特低渗、水平应力差小的储层特性，确定以扩大渗流面积、造网状缝为主的改造思路，开展技术、工艺和参数优化，确定了速钻桥塞分段多簇和“滑溜水+低浓度瓜尔胶”复合压裂液体系，以及大排量、中等液量、中等砂比、适当排液速度的体积压裂改造和排采工艺，取得了良好效果[13-15]。完成2井次井下微地震裂缝监测，表明可形成相对较复杂缝网体系，达到了设计目标（表 5、图 7）。
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表 5 井下微地震裂缝监测 |
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图 7 红台地区体积压裂裂缝监测图 |
压前电测解释与压后测试对比分析也表明，体积压裂改造可彻底改变低孔渗储层的渗流条件，例如马706H井渗透率由压前的1.56~2.41mD提升到压后613mD，提高了近300倍。
2.3 坚持点面结合，加快勘探评价和效益建产速度复杂油气藏地质认识不可能一步到位，不断深化油藏认识，不断完善适用技术，先产量、后储量，勘探开发一体化运作，是实现规模增储、效益动用的核心。
在实践过程中，按照“预探突出发现、评价攻关提产、开发规模推广”的三步走勘探开发一体化模式组织实施（图 8），取得了良好效果。
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图 8 红台地区勘探开发一体化模式图 |
预探获得发现后，地质与工程结合，在试采产量高的甜点区部署第一轮水平井，主要任务是提高单井产量，确立效益动用的技术路线。技术成功成熟后，逐步扩展，开发及时跟进规模推广，确定了以水平井为主的开发方案[16-19]，当年发现，当年动用，当年形成产能。
2.4 精细工程过程质量管理，确保实现效益勘探地质目标(1) 根据地质目的，优化井身结构和完井方式，满足大型压裂需求。采用直井、水平井、侧钻井井型，二至三层套管层序，套管固井完井方式，标准套管头压力级别70MPa或105MPa，套管P110钢级、抗内压大于90MPa。
(2) 攻关并推广应用一趟钻钻井提速技术、高陡地层防斜打快技术、长水平段工程地质导向技术、新型安全钻井液及井下清洁技术，提速效果显著。红台23块钻井周期由最初的75天缩短至33.7天，缩短55%；平均机械钻速由5.03m/h提高至8.65m/h，提高72%，复杂事故时效降低11.8%。
(3) 严格控制井眼曲率，优化钻具组合，避免频繁过大调整轨迹，保证井眼质量。优化水平井轨迹设计，对“直井段、造斜段、水平段”分段严格控制设计井眼曲率与实钻符合度，最大偏差控制在15%以内，套管固井安全下入率为100%。
(4) 优化管串设计和固井工艺技术，采用专业化下套管技术服务，提高了固井质量，保障大型体积压裂需求。水平段长度超过1100m应用可旋转浮鞋与漂浮套管接箍，降低套管串下入摩阻及风险。优选刚性滚轮旋流扶正器，加密斜井段扶正器用量，保证套管居中度，提高顶替效率。优选BCG-300S增韧防窜水泥浆体系，提高一、二界面胶结质量，压裂时抗冲击性能更强。强化固井施工工艺参数，根据软件模拟结果，将水平段替浆排量强化至2.4m3/min。
2.5 多措并举，强化工程降本增效，进一步提高低饱和度油藏勘探开发效益(1) 强化市场管理，通过区块打包招标，钻井、录井、测井等关联交易单位成本下降2%~3%，试油排采、地貌恢复等市场化单位成本下降20%~30%。
(2) 强化成熟技术集成配套，持续推进钻井提速，实现了提速增效。全面推行复杂区域探井“提速示范井”工程。采用“甲方主导，甲方投入，专业化提速，利益共享”措施，形成提速技术序列，大幅度缩短周期、降低钻井成本。
(3) 坚持“低成本高效改造”原则，优化液量、砂量及压裂液参数配比。滑溜水比例由2013年的35%提高到目前的55%，石英砂与陶粒比例由1:1提高到4.7:1，目前实施65口井，累计节约成本1961.4万元，单井节约30.2万元。
3 认识和体会(1) 应对低品位储量，必须牢固树立效益勘探的理念。首先必须要有规模，用规模来摊薄成本；其次，在勘探阶段就要攻关确定储量动用的主体技术路线，引领并促进开发主动升级动用，实现“有规模、有技术、有效益”。
(2) 找出关键控制因素，是地质工程一体化破解瓶颈难题的关键。针对不同类型油藏的特点，开展地质工程“一体化研究、一体化部署、一体化组织实施”瓶颈技术联合攻关。吐哈油田近3年针对致密油、低饱和度及低压砂岩油藏开展攻关，油层钻遇率平均为90.2%，初期产量较直井产量提高5~10倍，累计产油量提高20倍，不但促进了勘探新领域的突破，也带动了开发规模建产。
(3) 坚持勘探开发一体化，是实现低品位储量效益动用的保障。预探阶段突出发现、控制规模；评价阶段持续攻关，确立效益动用技术路线；开发规模推广，实现效益建产。
(4) 红台地区低饱和度油气藏的勘探已取得阶段性成果，还需深化研究与持续攻关。构造带主体已获突破，油藏主控因素基本清晰，但是油气成藏机理、低饱和度的主要影响因素还有待进一步认识；含油饱和度的准确计算、油层的下限标准有待进一步完善；区域扩展随着井深的加大，现有水平井+速钻桥塞技术、压裂液体系是否适应；压裂见油返排周期长，压裂液的地层“增能”作用不明显，后期开发地层能量补充需要进一步攻关试验；需开展低密度支撑剂+全程滑溜水压裂试验及压裂液重复利用试验，进一步降低施工成本。
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