0 引言

吐哈油田油藏类型多样，复杂油气藏增多，低压砂岩油藏、低饱和度油藏、致密油藏和牛东火山岩油藏等非常规油藏成为近年勘探开发增储上产的重点对象，然而，这类油藏一般直井无法达到商业产能。前期实践证明，采用长段水平井和多段多簇体积压裂技术是实现该类非常规油藏经济有效动用的重要手段^[1-3]。为了解决复杂、低效油藏储量难动用问题，近年依托技术进步和转变勘探思路，通过实施地质工程一体化精细管理^[4-5]，在红台低渗透低饱和度油藏、三塘湖低压砂岩油藏等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^[6]。

1 勘探现状

吐哈油田探区较分散，复杂油藏在吐哈盆地、三塘湖盆地等都有分布，稠油油藏分布在吐哈盆地台北凹陷鲁克沁构造二叠系、三叠系，低饱和度油藏主要分布在吐哈盆地台北凹陷红台构造带、温米构造带侏罗系，低压砂岩油藏主要分布在三塘湖盆地马朗凹陷侏罗系西山窑组，致密油藏主要分布在三塘湖盆地马朗凹陷二叠系条湖组和芦草沟组，火山岩油藏主要分布在三塘湖盆地马朗凹陷牛东地区石炭系。吐哈探区具有发现整装大油田的地质条件^[7]，工程技术的进步解放了思想认识和勘探领域，为勘探发现与效益增储提供强大助力^[8]。近年来，吐哈油田勘探工程建设速度逐年稳步提高，施工节奏明显加快；工作量到位率逐年提高，主要工程质量指标保持较高水平；主要工程技术进步明显，大位移井、水平井钻探技术进步明显，玉北区块开展大位移井技术攻关，大位移井井底位移不断增加；体积压裂技术获得较大突破，吐哈探区内2013年首次引入大排量施工，使用混合压裂液体系，应用速钻桥塞工具和控压排采工艺^[9-11]。

然而，吐哈油田勘探依然面临诸多挑战，经过长时间的勘探开发，所属的三塘湖盆地、吐哈盆地已经是中高勘探程度，较突出的问题主要表现在：

（1）勘探对象日趋复杂，地质认识缺乏系统性，部署进度不能满足勘探要求。

（2）资源品质劣质化日趋明显，采收率连年降低，完成SEC储量难度加大。从近年来上交探明储量来看，油藏类型多样，规模发现减少，非常规油藏占比增加（图 1），地质条件复杂以及储层非均质性强，效益动用的技术措施需要创新。随着资源品质劣质化，采用直井方式进行油气钻探已无法满足油层改造的需要，因此水平井钻探成为目前油气勘探突破的最优选择^[12-13]，探井水平井钻井数量由2013年的3口增加到2017年的16口；酸化、压裂等储层改造井比例占78%，改造层比例占71%，显示油藏品质较差。

（3）勘探成本控制难度加大，技术创新需求迫切。钻探深度逐年增加，2011年钻探4500 m以上探井2口，最大完钻井深为4718 m；2016年增加至8口，最大完钻井深为5210 m。复杂油气藏水平井、体积压裂大幅度增加，水平段长度及压裂规模不断增加，工程成本控制难度越来越大^[14]。压裂改造成为常态施工，压裂规模逐年增加，2013年探井压裂液用量为2.9×10⁴ m³，支撑剂用量为2200 m³；而2016年探井压裂液用量突破10×10⁴ m³，支撑剂用量突破8000 m³。油料、套管价格已出现明显上涨，2016年全年增加成本1500万元以上。

（4）勘探区域扩大，安全环保管控的风险进一步加大。2017年，勘探工作区域扩大至吐哈、三塘湖、内蒙古银额地区，由于所在地气候条件差，距生产基地偏远，可依托的当地社会资源相对缺乏，钻井、试油中井控安全风险、交通安全风险、环保安全风险进一步加大，应急救援难度增大。安全环保的要求和油地协调的难度也越来越高，井位部署完成到开钻之间用时越来越长。

2 地质工程一体化勘探精细管理的主要做法

针对存在的问题，吐哈油田公司强化精细管理，持续推进降本增效，勘探管理水平不断提升；以高效勘探为核心，强化地质综合研究，加强工程技术攻关，降低工程成本，依靠规模增储、科技进步、精细管理、绿色勘探，实现降本增效。

2.1 深化勘探开发一体化管理模式，促进储量升级动用，提高勘探开发效益

坚持勘探开发一体化，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；开发阶段规模推广，实现效益建产^[15]，最终实现低品位储量效益动用。

在新发现的储量区块，探索开展预探、评价、产能建设一体化项目制管理，投资、成本、效益一体化考核，促进勘探开发、地质工程、科研生产的深度融合，确保储量落实及产能建设优质高效，杜绝新增储量区块低效油气资产形成。调整机构职能，原来的“油藏评价项目部”职能为负责评价井实施全过程的生产运行、安全环保、成本控制、承包商及监督管理，调整后改成为“评价及产能建设项目部”，职能新增了承担产能建设和产量总体责任。新发现的马朗凹陷Ma216块低压砂岩油藏，由吐哈油田公司勘探公司主导，实施增储建产一体化管理，提升储量可动用性，提高产能的到位率和开发效益。

2.2 坚持点面结合、科研与生产结合，深化成藏机理研究，找准地质工程甜点

（1）紧抓顶层设计，优化勘探部署方案，既保证当前增储增效目标实现，同时兼顾持续稳健有效发展。强化效益储量精细勘探，加大高采收率效益储量领域工作量投入，保持优质储量持续增长；加大低勘探程度区探索力度，力争勘探新突破，发现新的整装储量区块。

（2）创新科研管理机制，借助外部科研力量，破解制约井位研究瓶颈，引进同行业有研究能力的单位共同参与研究，实行量化考核与激励措施并重，扭转井位研究滞后和区带准备不足的局面。将吐哈油田复杂油藏勘探划分为台北精细勘探、三塘湖立体勘探、区域及风险勘探、煤层气勘探4个领域，将研究区域划分给多家科研单位，进行联合研究、联合勘探、联合部署。依托科研项目促进研究，内外部生产研究项目全部签订风险合同，充分调动井位研究的积极性与主动性。所有内、外部科研项目与目标挂钩，增加风险条款，奖励与鞭策结合，提高科研项目质量。

（3）强化油藏特征整体再评价和老井复查，推动高效勘探和效益建产。一是三塘湖盆地马朗凹陷西山窑组低压砂岩油藏老井复查持续推进，盘活未动用储量，扩展了马朗凹陷西峡沟区块新增控制储量；老井复查拓展出三塘湖盆地二叠系致密油勘探的新层系和新领域。二是台北凹陷红台地区、温吉桑区块低饱和度油藏勘探开发持续推进，老井复查扩展出温吉桑区块新含油层系。三是再评价未动用储量, 探索鲁克沁稠油效益动用方式，玉西区块的Yx1-101H井获工业油流。四是对台北凹陷的红连—胜北区块精细油藏解剖及难采储量动用进行攻关，新增了储量。

（4）运用录井、测井等地质工程技术综合评价油层。针对三塘湖盆地马朗凹陷马中区块二叠系条湖组致密凝灰岩油藏，综合运用多种资料确定甜点层，研究认为岩屑显示好、气测异常、源储配置好、声波时差与电阻率镜像段是致密油甜点发育段。三塘湖盆地条湖组凝灰岩油藏储层储集结构复杂, 物性、含油性和力学性质呈强非均质性分布, 压裂改造面临高应力、高滤失、难控缝等技术难题，主要从地质和施工工艺两方面因素，讨论条湖组致密油体积压裂的可行性和适用性。通过储层物性、成像测井资料裂缝解释、黏土矿物成分分析、压裂液岩心伤害实验、岩石力学特性分析、储层脆性评价分析等一体化论证，最终确定形成了体积压裂路线，以及适用于三塘湖盆地致密油储层的压裂工艺和新型压裂液体系。

2.3 深化复杂油藏单井提液增产技术攻关

（1）攻关特殊钻井液体系以及水平井、大位移井钻井工艺，安全快速钻进技术日趋成熟。

在玉北区块开展大位移井技术攻关，大位移井井底位移不断增加，玉北101井完钻井深为5070 m，井底位移达到了2086.9 m。

水平井技术日趋成熟并屡创纪录，建立油层“箱体”顶底预测模型，一体化协作提高油层钻遇率，奠定了高产稳产的基础^[16-20]。2016年探井水平井油层钻遇率达到了98.2%，其中致密油水平井M56-101H井水平段长度达到1354 m，山前带钻井玉北10H井完钻井深达到5210 m。

浅层水平井钻井工艺日趋成熟，Ma216H井钻井周期为31.1天，水平段长969.68 m，井底位移为1057.8 m，水垂比为1.09；马Ma217H井钻井周期仅为25.5天，水平段长858 m，井底位移为1110.43 m，水垂比为1.02；Ma218H井钻井周期仅为27.5天，水平段长960 m，井底位移为1211.82 m，水垂比为1.18。

阳离子体系钻井液、新型环保钻井液成功应用，复杂时效为零。

（2）单井改造工艺技术获得成效。

在复杂油气藏探索体积压裂和二次加砂为主的压裂工艺，优化压裂液体系，初期产量平均较直井提高5~10倍，提产、稳产效果显著（表 1）。

相比于常规压裂，二次加砂压裂技术主要具有几个特点：①裂缝长度和裂缝高度相对较短, 主要是增加裂缝宽度；②加砂强度增大，裂缝导流能力提高，大幅提高了单井产量，延长有效期；③可以降低压裂砂堵风险。在W1301井、W1302井、Yb602井等现场实施二次加砂压裂应用中，证实了二次加砂压裂动态裂缝宽度大于常规压裂，裂缝拓宽迅速；动态裂缝高度低于常规压裂，裂缝增高缓慢。

(3) 通过逐步完善配套工艺技术，验证了工艺措施的有效性。

红台地区西山窑组低饱和度油藏、三塘湖盆地二叠系致密油等压裂实施过程中, 采用井下微地震裂缝监测，监测裂缝扩展长度，通过缝网破裂面拟合得出储层改造体积，监测结果表明实施的体积压裂工艺可形成相对较复杂的缝网体系，达到体积缝网改造的效果。

红台23块水平井压裂采用井间示踪监测，以稳定注入为基本条件，跟踪注入流体走向，分析井间连通性，完成注采动态分析。针对压裂井Ht2304H井及周边具备取样条件的8口井（Ht23-2井、Ht23-3井、Ht23-35井、Ht23-P10-2井、Ht23-P12-2井、Ht23-P15-2井、Ht23-P18-2井、Ht2301井）进行了取样化验，证明施工成功，资料能够反映Ht2304H井组在压裂状况下的井间连通情况及相关的渗流特性。利用稳定注入方式模拟计算，显示Ht23-P15-2井、Ht23-P18-2井、Ht23-35井储层渗透率较高，孔喉半径较大，具有较好的渗透性。

通过压裂后取得的效果分析，结合裂缝监测、主应力方向、构造和地层分布特征，指导水平井的轨迹方位设计，水平井设计方位应与区域最大水平主应力场有一定夹角，保证人工立体缝网形成，主缝网延伸方位应与最大水平主应力方向一致。

2.4 精细过程质量管理，持续开展工程技术攻关，确保地质目标实现效益勘探，助推勘探突破

（1）强化市场管理，依靠市场化招标、区块总包等手段进一步降低施工成本。逐年压减服务成本，2017年在2016年度结算价格基础上，钻井、试油技术服务成本下降5%，录井、测井技术服务成本下降3%；2016年和2017年井筒工程技术服务成本累计下降近20%，在水平井工作量达到70%的情况下保持了评价综合单位成本不升高（图 2）。

（2）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，甲方主导开展钻井提速攻关与示范井推广，大幅缩短周期，降低成本。2017年组织探井水平井钻井提速攻关11井次，占评价进尺总工作量的42%，平均单井节约周期6.15天，结算周期缩短14%，节约成本308万元，降低进尺成本104元/m。

通过优化井身结构、完井方案、录测井方案等，减少了施工周期，节约了投资（表 2）。

（3）坚持“低成本高效改造”原则，优化压裂液体系和支撑剂组合，提高滑溜水比例，滑溜水比例由2013年的35%逐步提高到2018年的45.4%；低压砂岩区块和低含油饱和度区块推广应用“清水+滑溜水+压裂液”三段式组合，液体费用降低20%。增大石英砂与陶粒比例，石英砂占比由2013年的50%提高到2018年的87.7%，小于2500 m的井压裂支撑剂全程使用石英砂，部分区块大于2500 m的井也已经实现全程石英砂压裂，例如红台和牛圈湖砂岩区块石英砂比例提高到90%~100%，单井节约费用46万元，压裂材料成本进一步降低。

（4）生产组织优质高效，工程质量持续提高。

落实单井负责制，同步启动井位部署、踏勘、环评、钻机协调，缩短上钻周期，减少钻试衔接等停时间。严密过程监管和关键环节监督，利用录井数字信息平台实时监控，及时调整参数，钻井工程质量合格率、优质率显著提升。主要工程指标全面达标，钻井事故复杂时效约降低3.5个百分点（图 3）。

钻机平均月速度在“十二五”期间已提高43.2%的基础上，2017年再提高10.7%，大幅度缩短了勘探认识周期、降低了钻井成本（图 4）。

3 地质工程一体化实施效果

（1）通过地质工程一体化协作制定地质导向措施，水平井钻探成果显著，随钻地质测量及高效的定向钻具组合保障了数据录取的有效性和及时性，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。吐哈油田近年来完钻水平井水平段平均长度超过800 m，油层段平均长度为735 m，油层钻遇率平均为92%，为样板工程的实施提供了保障。

（2）体积压裂后初期产量较直井产量提高5~10倍，累计产油量提高20倍，促进了致密油藏、低饱和油藏、火山岩油藏和低压砂岩油藏等勘探新领域的突破，使低效储量得到有效开发。

（3）通过科研管理机制的创新，井位部署进度和成功率明显提高，预探井井位部署到位率、进尺完成率分别提高14%和20%；工业油气井数、预探井成功率较上一年度同期明显提高，加快了勘探评价和效益建产速度。

4 结论和认识

应对低品位储量，吐哈油田树立效益勘探理念，依托技术的进步和认识的深化拓展了勘探空间。然而，吐哈探区几个盆地地质条件复杂，还有待进一步加强研究与认识，在新领域、新区带、新层系还有发现潜力，未认识到的油气藏类型可能还非常丰富。

针对吐哈油田不同类型油藏的特点，分类开展了地质工程“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，通过探索试验新技术、新工艺、新方法，完成了所属盆地内致密油、低饱和度油藏、低压砂岩油藏等复杂油藏的高效勘探，同时带动了开发规模建产。

吐哈油田非常规油藏勘探取得的进展得益于勘探管理水平不断提升，通过强化市场管理、强化成熟技术集成配套、坚持“低成本高效改造”等多措并举，强化了工程降本增效，使得勘探工程各项指标完成较好。