2008年，库车前陆区克拉苏构造带上部署的克深2井在白垩系巴什基奇克组完井测试获46.64×10⁴m³/d高产工业气流，标志着深层盐下天然气勘探的战略性突破，由此揭开了库车前陆地区超深超高压复杂气藏开发的序幕。截至目前，克拉苏构造带深层盐下白垩系相继发现克深2、克深8、克深9、克深6、大北1、大北3、博孜1、博孜3等致密砂岩气藏，形成了万亿立方米天然气区格局，为西气东输的气源保障奠定了坚实基础^[1-6]。

克拉苏白垩系致密砂岩气藏具有埋藏深(6500~8000m)、储层巨厚(300~650m)、裂缝发育(密度为0.13~0.6条/m)、高地应力(130~180MPa)、高温(130~180℃)、高压(116~138MPa)、储层基质致密(渗透率介于0.01~0.1mD)等特点，由于工程地质条件复杂，建井周期长(300~390天)、建井成本高(2亿元~2.2亿元)、单井产量低(平均单井产量17×10⁴m³/d)，需要进行储层改造作业，才能实现效益建产^[7-14]。储层改造面临主要挑战是：①提产机理不清，缺乏有效的提产技术手段；②高温高压井况、安全作业风险大，改造规模和提产效果受限；③储层厚度大(120~300m)，缺乏纵向均匀改造手段；④储层非均质性强，井间差异大，改造工艺优选难。

塔里木油田以安全有效改造、更快更好地将储量转化为产量为攻关目标，坚持地质工程一体化，创新攻关组织模式，利用开放的市场合作机制，整合和协同国内国际技术力量，按照“持续基础研究、形成配套技术、拓展研究成果、加快规模化应用”的总体技术思路，在装备配套、核心改造理论攻关、材料开发、设计方法优化、实施与控制等方面取得攻关进展，确定了改造天然裂缝为目标的缝网改造提产理念，创新形成缝网酸压和缝网压裂工艺技术，完成了超高压压裂车组、大通径完井管柱配套，研发两套加重压裂液，研发一项专用酸液缓蚀剂，实现超深高温高压气井安全改造，取得的系列关键技术确保了76口高温高压气井改造施工成功率为100%，其中95%的井显著提高了产量，为库车前陆区致密砂岩气藏效益开发提供了提产技术保障。

塔里木油田根据攻关需要，规划建设T(一体化提产攻关团队)T(一体化软件研究平台)E(协同工作环境)W(协同工作流程)，实现最优的技术整合，提高攻关质量和时效。首先，整合生产、科研单位技术力量，创新组建了涵盖地质、测井、油气藏、岩石力学、储层改造等多专业技术小组；同时，坚持“以我之长引领攻关、以他人之长提升攻关能力”的理念，利用开放的市场合作机制，积极引进国内国际技术力量，完善形成学科完备、技术能力优良的一体化协同攻关团队(图 1)。搭建了一套统一的具备储层评价、改造设计、产能预测功能的综合研究软件平台，提高研究成果的兼容质量，装修了具备办公、远程会议功能的一体化办公室，最大限度地减小油田与合作技术量协同过程中的时空限制；梳理优化一套地质气藏—工程一体化、生产—科研一体化工作流程，进一步提高了协同工作效率。

图 1

图 1 塔里木油田油气工程研究院地质工程一体化提产团队与各协作单位合作示意图

要应用储层改造实现库车前陆区白垩系超深超高温高压致密气藏的增产目标，亟待解决复杂气藏地质特征与改造理念、储层改造攻关的工作节奏与技术认识周期、关键技术精细研究与改造方案全局优化、新的改造工艺技术实践与潜在风险等主要矛盾。塔里木油田在一体化协同工作模式保障下，开展系统攻关，凝练了两项裂缝性致密砂岩缝网改造工艺技术，安全有效提高了单井产量。

基于克拉苏构造带致密气藏超深、高温、高地应力特点，评估井况和改造工况，系统配套了140MPa压裂车组，优配$4{}^{1}\!\!\diagup\!\!{}_{2}\;''$大通径完井管柱(图 2a)，研发了两套加重压裂液体系(硝酸钠加重压裂液，最高密度为1.32g/cm³，耐温170℃；氯化钾加重压裂液，最高密度为1.15g/cm³，耐温160℃)(图 2b)。以上措施有效保障了压裂施工安全。

图 2

图 2 装备和工作液配套示意图

克拉苏白垩系致密砂岩气藏渗透率介于0.01~0.1mD，天然裂缝渗透率介于20~300mD，从石油工业界的裂缝性致密储层改造实践经验看，改造天然裂缝、制造缝网是实现单井高质量提产的关键^[15-20]；油田聚焦地质力学基础研究和现场先导性试验，论证了克拉苏白垩系致密砂岩气藏高水平应力差条件下，仍然可以通过适当的工程手段改造天然裂缝、制造缝网。首先，与页岩气地质力学指标“比个子”，针对与页岩气不同的地质力学指标(表 1)，根据储层地质力学特点设计储层露头大岩样压裂模拟实验，实验结果证明即使在高水平主应力差条件下仍能形成缝网；同时，在克深气藏选择两个井组开展“滑溜水+线性胶+冻胶”复合泵注、纤维携砂暂堵转向的缝网压裂工艺技术先导性实验(图 3a)，微地震监测信号显示形成了压裂缝网(图 3b)；最终确定了克拉苏白垩系致密气藏单井提产要走缝网改造之路，即规模化激活和连通天然裂缝系统以实现单井的增产目标。

表 1

表 1 有利于激活天然裂缝的地质力学指标对比 对比指标 页岩气 克拉苏致密砂岩气 对比情况 岩石脆性指数 一般大于50% 大于50% 相似 天然裂缝(水平层理) 发育、较发育 发育、较发育 相似 水平主应力差 小于7MPa 15~30MPa 不同 应力状态 Shmin＜Sv＜Shmax Shmin＜Sv＜Shmax 相同   注：Sv—垂直主应力，Shmin—最小水平主应力，Shmax—最大水平主应力。

表 1 有利于激活天然裂缝的地质力学指标对比

图 3

图 3 缝网改造现场先导性试验

缝网酸压工艺技术，适用于张性裂缝发育、裂缝内以钙质充填为主、裂缝力学活性好的井。该工艺技术的特点和内涵是：多种工艺技术的集成配套，重点包括了射孔及分级技术、复合液体及泵注技术、转向技术、液体用量设计技术。利用低黏压裂液沟通和激活天然裂缝网络，再利用酸液溶解缝网中钙质填充物和钻完井液堵塞物建立缝网导流能力，用可降解暂堵转向材料实现缝内液体转向、层间液体转向，最终建造高质量、大规模油气泄流面积。

缝网压裂工艺技术，适用于裂缝内没有钙质充填、裂缝力学活性差的井。该工艺技术的特点和内涵是：多种工艺技术的集成配套，重点包括了可压裂性评估及分级方案设计技术、缝网形态预测技术、液体组合设计技术、纤维转向设计技术、返排控制技术。采用低黏前置液沟通和激活天然裂缝网络，同时制造人工裂缝，再泵注高黏携砂液支撑压裂缝网，用纤维转向材料实现层间液体转向，最终建造高质量、大规模油气泄流面积。

暂堵转向技术是实现缝网压裂和缝网酸压的关键技术，该技术特点是：横向上对于与最大主应力平行的天然裂缝，通过天然裂缝暂堵和转向，形成更宽的人工裂缝带；对于与最大主应力垂直的天然裂缝，通过天然裂缝暂堵实现人工裂缝更长穿越，提高缝网改造程度。纵向上通过铺设可降解的纤维来暂时堵塞改造层段，使液体进入其他层段从而实施液体的转向，起到机械桥塞分段压裂的作用，大大提高储层纵向上的改造程度，增大改造体积。改造结束后，可降解纤维可以在储层温度下完全降解返排，对储层无伤害，恢复裂缝与井筒的流通通道，实现清洁暂堵转向改造；并且可以替代机械桥塞，节省压裂后钻磨或桥塞作业环节，大大缩短了分段压裂施工作业周期与综合成本。

改造工艺优选方面，在不断总结不足和持续优化研究后，统筹考虑裂缝发育情况、力缝夹角(最大水平主应力方向与天然裂缝走向的夹角)来优选改造工艺，形成了基于天然裂缝发育模式及天然裂缝渗透率的改造工艺优选方法，提高了工艺优选准确度。对于天然裂缝系统是网状特征的情况，裂缝渗透率高，采用酸压即可实现增产。对于天然裂缝是简单缝的情况，小力缝夹角类型井，天然裂缝的正应力低，裂缝渗透率中等，采用缝网酸压可实现增产；大力缝夹角类型井，天然裂缝的正应力高，裂缝渗透率低，需进行缝网压裂。裂缝不发育井(类基质型)采用加砂压裂。

表 2

表 2 改造工艺优选原则 分类标准 改造工艺优选 天然裂缝发育模式 裂缝渗透率/mD 裂缝发育井 网状缝 ＞10 缝网酸压 简单缝 力缝夹角小于30° 3~10 力缝夹角大于30° ＜3 缝网压裂 裂缝不发育井/局部集中发育井 加砂压裂

表 2 改造工艺优选原则

以上改造工艺优选原则是基于裂缝发育质量建立的，核心是天然裂缝发育质量评价，库车前陆区不同区块天然裂缝发育质量评价方法和评价参数有很大差异^[21-26]，具体实施过程中需要坚持地质工程一体化，分区对待和评价。

改造参数设计方面，在依据摩尔—库仑准则确定裂缝被激活的井底压力基础上，持续优化裂缝激活井底压力计算方法，综合考虑水力裂缝延伸压力计算井底施工压力，提高预测的准确性，优化管柱配置和施工参数。过去单纯依据天然裂缝激活压力确定井底施工压力可能不准确，造成配置管柱、施工参数设计不合理，目前在原有基础上，综合考虑水力裂缝延伸压力(取3种水力延伸压力的最小值)计算井底施工压力，通过液体黏度、排量优化，达到天然裂缝的激活条件。

射孔和分级方案设计方面，充分应用地质力学研究成果，综合储层品质、完井品质、可压裂性指数等多属性，优选起裂甜点及射孔簇。分级采用应力相似、可压裂性相近原则，优选可压裂性指数高的位置分簇射孔。射孔原则优化后采用大段射开的射孔方案，现场实施效果良好。

创新取得的两项主体改造工艺技术在克拉苏构造带裂缝性致密砂岩气藏的高效开发中发挥了关键的作用。目前推广应用76井次，单井平均产量由14×10⁴m³/d提高到60×10⁴m³/d，增产4.28倍。以克深8区块效益开发为例(图 4)，该区块方案设计井数21口，设计产能25×10⁸m³，实际实施了17口井就完成了产能建设，其中16口井经过改造，平均单井提产3.8倍，高效井比例为100%，产能到位率达114%。

图 4

图 4 克深8区块改造效果统计图

博孜1凝析气藏位于克拉苏构造带西部，与邻区克深5、大北3气藏相比，更靠近物源，博孜1气藏储层物性较好，应力环境、裂缝发育密度与克深5气藏、大北3气藏相近(表 3)；博孜1气藏天然气含蜡量为15.6%，析蜡、结蜡条件随压力环境复杂多变；博孜101井、博孜102井进行了缝网酸压，压后产量为(10~16)×10⁴m³/d，生产压差为34~55MPa，井口温度为22℃以下，气井结蜡、出砂严重，不能持续正常生产。博孜104井是一口新钻评价井，首要目标是准确评价天然裂缝发育质量，制定合适的改造工艺提高单井产量，改善出砂和结蜡问题。

表 3

表 3 气藏物性和应力环境统计表 气藏 储层埋深/m 钻揭厚度/m 岩心孔隙度/% 岩心渗透率/mD 应力梯度/[MPa·(100m)-1] 分布范围 平均值 分布范围 平均值 博孜1 6700~7100 150~180 4.0~12.0 5.93 0.1~1 0.341 2.1~2.2 大北3 6900~7200 150~200 3.5~9.5 5.4 0.01~1 0.055 2.1~2.2 克深5 6350~6800 180~220 4.0~8.0 5.5 0.01~0.5 0.055 2.0~2.1

表 3 气藏物性和应力环境统计表

在研究博孜区块天然裂缝时重点参考井漏特征，加强测井成像裂缝参数的精细分类，通过实验和老井施工数据分析获得不同类别天然裂缝的Biot系数，实现裂缝力学激活条件的精细评价。钻井井漏特征上：博孜1井有2点较为分散的漏失，博孜101井下部有3点较为集中的漏失，博孜102井和博孜104井没有漏失，表 4数据显示漏失与井的无阻流量对应关系好。邻区克深5区块东部克深503井、克深504井、克深505井钻井漏失呈现多段分散特点，实施酸压后即获得高产；西部的克深501井、克深508井、克深506井漏失点少且较为集中，其中克深501井、克深506井酸压后低产，后进行加砂压裂获得高产，克深508井酸压后产量低。从井漏特征上认识到，漏失点多且分散的井优质裂缝发育的储层厚度大，酸压即可获得高产；不漏、或者漏失点集中的井优质裂缝发育的储层厚度薄，压裂提产与裂缝发育特征更匹配。

表 4

表 4 井漏与产量的关系 井名 钻井液密度/（g·cm-3） 井漏量/m3 无阻流量/（104m3·d-1） 备注 博孜1 2 241.9 38.2 自然产能 博孜101 1.92 98.8 22.6 酸压产能 博孜102 1.88 0 13.77 酸压产能 博孜104 1.89 0 — —

表 4 井漏与产量的关系

基于上述认识，通过成像测井参数分析，应用裂缝宽度、倾角和力缝夹角形成了天然裂缝的分类标准和储层改造工艺优选标准(表 5)。

表 5

表 5 博孜区块天然裂缝发育质量分类 裂缝分类 Ⅰ类裂缝 Ⅱ类裂缝 Ⅲ类裂缝 井漏特征 明显漏失 高密度(＞3条/m)发育时渗漏，低密度(＜3条/m)发育时不漏 不漏 测井识别裂缝描述 裂缝宽度大于0.1mm，裂缝倾角大于70°，力缝夹角小于30° 裂缝宽度多小于0.1mm，裂缝倾角中高角度，力缝夹角小于30° 裂缝宽度多小于0.1mm，裂缝倾角中低角度，力缝夹角大于30° Biot系数 1 0.85 0.7 激活难易 容易 中等 难 单井的裂缝发育特征 发育Ⅰ类裂缝储层厚度大 发育Ⅱ类裂缝储层厚度大 发育Ⅲ类裂缝储层厚度大 代表井 博孜1 博孜101、博孜104 博孜102 改造工艺优选 缝网酸压 缝网压裂 常规压裂

表 5 博孜区块天然裂缝发育质量分类

根据上述研究成果，博孜104井设计纤维暂堵转向缝网压裂工艺，改造层厚93m，射孔36m/8簇，根据储层纵向应力与裂缝发育差异分为两级压裂(6757.0~6800.0m，6800.0~6850.0m)，采用滑溜水+线性胶+冻胶混合泵注，通过产能预测设计压裂裂缝尺寸、优化施工规模参数和改造完井一体化管柱，产能预测模型综合考虑基质、天然裂缝、水力裂缝的渗透率，以及应力敏感效应、流体PVT属性、相对渗透率等因素，改造规模为1171m³，陶粒为49.5m³，排量为5m³/min。完井管柱$4{}^{1}\!\!\diagup\!\!{}_{2}\;''$油管4471m，$3{}^{1}\!\!\diagup\!\!{}_{2}\;''$油管2198m，预测生产压差5MPa下改造后初期产气量为34.3×10⁴m³/d，井口温度将会达到37℃，能明显改善井筒出砂、结蜡问题。

博孜104井实际施工改造规模为1153m³，陶粒为51.2m³，排量为5.3m³/min；改造后博孜104井折日产气51.6×10⁴m³，生产压差为7.2MPa，井口温度为45.4℃；目前已稳定生产356天，累计产气量为2.13×10⁸m³，累计产油量为4644t，平均日产气58.9×10⁴m³，平均日产油21t，油压稳定在75MPa左右。博孜104井与邻井博孜101井、博孜102井生产参数对比(图 5)，实现了提产目标，同时改善了井流动保障性差的生产问题，为博孜区块千亿立方米储量的动用建立了信心。

图 5

图 5 博孜104井与博孜101井、博孜102井生产参数对比

(1) 地质与工程一体化兼具技术与管理的双重内涵，技术上多专业深度融合，在一致的成果平台上各专业有针对性开展前瞻性、预测性的研究，提高地质工程融合度和统一性；同时，需要具有一体化理念和决心的决策者及开放心态的团队，建立科学的管理架构和可量化的考核制度，确保地质工程一体化有保障、有目标的高效运行。

(2) 塔里木油田地质工程一体化提产实践中建立了一体化的研究团队、软件平台、协同工作环境及工作流程，为加深储层地质特征认识及攻关形成超深高温高压致密气藏缝网改造技术奠定了重要基础，该技术在克深等气藏的高效开发中发挥了重要作用。

(3) 针对博孜超深低地温梯度裂缝性凝析气藏气井蜡堵严重、无法正常生产的问题，制定了大幅度提产兼顾提高井筒温度解决井筒蜡堵的技术策略；综合应用测井成像分析、钻井井漏等信息厘定了博孜气藏天然裂缝系统有效性总体偏差，制定并实施了缝网压裂方案，提产效果好，井筒温度大幅上升，试采一年产量稳定。