阿姆河右岸區塊地質特征與鉆井設計

摘 要

摘要：針對土庫曼斯坦阿姆河右岸區塊原鉆探的190余口探井中，工程報廢井40余口，干井、水井等地質報廢井70余口，探井氣井率僅占1/3的現狀，正確認識阿姆河右岸地質特征，科學合理地鉆井
摘要：針對土庫曼斯坦阿姆河右岸區塊原鉆探的190余口探井中，工程報廢井40余口，干井、水井等地質報廢井70余口，探井氣井率僅占1/3的現狀，正確認識阿姆河右岸地質特征，科學合理地鉆井設計與鉆井施工，提高鉆井成功率和氣井率，是阿姆河右岸項目需要突破的關鍵技術問題。在對卡洛夫組-牛津階組氣層儲滲特征與幾何形態特征研究的基礎上，提出卡洛夫組-牛津階組儲層類型主要為堤礁相塊狀高孔滲儲層、點礁相透鏡狀中-高孔滲儲層和灘相層狀中-低孔滲儲層，應根據不同儲層類型設計水平井、大斜度井和直井，以提高單井產能。并建議開展麥捷讓等構造老井挖潛研究，篩選1～2口井進行修井、酸化或壓裂等老井挖潛改造，獲氣可能性極大。新的鉆井設計不能效仿原來部分井使用鉆井液密度過大導致儲層損害的做法，而應把該類不當做法視為勘探失敗的教訓，結合新的鉆探成果認真地歸納、總結出符合該區地質特點的方法。
關鍵詞：土庫曼斯坦；阿姆河右岸地區；地質特征；鉆井設計；大斜度井；水平井；直井
0 引言
   土庫曼斯坦阿姆河右岸天然氣開發項目是中國石油集團公司在海外投資運營的最大天然氣項目之一。項目區塊位于中國中亞天然氣管線項目的氣源地——土庫曼斯坦東南部阿姆河右岸地區，區挾面積為1.8km2。
    據統計，阿姆河右岸區塊原鉆探井190余口，其中工程原因報廢井40余口，干井、水井等地質原因報廢井70余口，探井氣井率僅占1/3(表1)。原鉆井成功率與氣井率均很低。因此，正確認識阿姆河右岸地質特征，科學合理地鉆井設計與鉆井施工，提高鉆井成功率和氣井率，是阿姆河右岸項目需要突破的關鍵技術。
表1 阿姆河右岸原鉆井統計表
區帶名稱
總井數/口
測試井/口
報廢井/口
氣井數
氣顯示或氣水井
水井數
干井數
目的層報廢
鹽層以上報廢
查爾朱隆起
27
5
3
11
5
2
1
堅基茲庫爾隆起
62
27
15
4
11
1
3
卡拉別克坳陷
6
0
1
4
0
0
2
桑迪克累隆起
54
10
4
19
5
6
11
別什肯特坳陷
35
0
5
5
9
3
13
西南基薩爾山前沖斷帶
10
3
0
3
1
0
3
合計鉆井數/口
194
45
28
46
31
12
33
    筆者針對鉆井地質設計及鉆井施工過程中發現的地質問題，經過對區塊內地層特征和主力氣層卡洛夫組-牛津階組氣層儲滲特征與幾何形態類型的綜合研究，提出了不同氣藏的鉆井地質設計要求。
    經過對原勘探失利井原因的分析，提出將原鉆井中部分井使用鉆井液密度過大導致儲層損害的不當做法視為勘探失敗的教訓的建議。項目實施以來，已新鉆井20多口，實現了鉆井成功率和氣井率均100%的佳績。
1 地質特征
    阿姆河右岸項目區塊大部分地區為沙漠和半沙漠，僅部分為阿姆河綠洲。構造位置位于阿姆河盆地東北部，從北東向南西橫跨阿姆河盆地查爾朱臺階、別什肯特坳陷和西南基薩爾山前沖斷帶3個二級構造單元[1～3]，按現今構造格局分6個三級構造區帶，9個四級構造帶(表2)。
表2 阿姆河右岸構造帶劃分表
序號
三級構造區帶
四級構造帶
1
查爾朱隆起
 
2
堅基茲庫爾隆起
 
3
卡拉別克坳陷
 
4
桑迪克累隆起
坦格古伊-鮑塔-烏茲恩古伊構造群
別列克特利-皮爾古伊構造帶
揚古伊-恰什古伊構造帶
桑迪克雷構造帶
5
別什肯特坳陷
別希爾構造帶
霍賈姆巴茲構造帶
杜戈巴-召拉麥爾根構造帶
6
西南基薩爾山前沖斷帶
阿蓋雷構造帶
阿克古莫拉姆構造帶
    各構造帶的勘探程度差異較大。堅基茲庫爾隆起和桑迪克雷隆起勘探程度最高，鉆探發現12個氣田：基什圖凡(Kishtuwan)、薩曼杰佩(Samandepe)、涅列齊姆(Nerezim)、根吉別克(Geniibek)、麥捷讓(Metejan)、亞希爾杰佩(Yashyldepe)、坦格古伊(Tangygui)、鮑塔(Bota)、烏茲恩古伊(Uzyngui)、別列克特利+皮爾古伊(Bereketli+Pirgui)、恰什古伊+揚古伊(Chashgui+Yangui)、桑迪克雷(Sandykly)。查爾朱隆和別什肯特坳陷勘探程度次之，各發現有2個氣田：伊利吉克(Iljik)、法拉勃(Farab)和基爾桑(Girsan)、別希爾(Beshir)。西南基薩爾山前沖斷帶勘探程度差，只發現1個氣田：阿克古莫拉姆(Akkumulam)。卡拉別克坳陷勘探程度最強低，尚未有氣田發現。
1.1 地層特征
    阿姆河盆地地層由基底、過渡層和沉積蓋層組成。
    基底為古生界變質巖，埋深變化大，一般在4000m以下。阿姆河右岸地區鉆穿基底的井極少。
    過渡層為二疊系-三疊系陸源碎屑巖，角度不整合于基底變質巖之上，區內廣泛分布，厚度變化大，盆地內由北向南變厚。
    沉積蓋層由侏羅系、白堊系、古近系、新近系組成。
    中下侏羅統是在相對平緩的過渡層上沉積的砂泥巖互層夾石灰巖、薄層煤線，分布范圍廣，是主要的烴源巖。上侏羅統下部卡洛夫組-牛津階組為一套碳酸鹽巖，厚度為250～410m，是最主要的區域性儲集巖；中部基末利組為一套鹽巖及石膏巖，厚度為750～1000m，是最重要的區域性蓋層；上部提塘組為紅色泥巖與灰色砂巖互層，夾膏鹽薄層。
    下白堊統不整合于提塘組之上，下部凡蘭呤組與戈捷里夫組為一套紅色泥巖夾砂巖、粉砂巖和膏鹽巖；上部巴雷姆組、阿普特組和阿爾布組為灰色、灰綠色砂巖、泥巖薄互層夾石灰巖。上白堊統賽諾曼組、土侖組和謝農組為一套灰綠色、淺灰色泥巖與砂巖互層，局部夾石灰巖。
    古近系古新統(布哈爾層)為一套碳酸鹽巖，角度不整合于謝農組之上。始新統一漸新統為一套灰色、灰綠色砂泥巖互層。
    新近系為一套雜色砂泥巖，廣泛遭受剝蝕。阿姆河右岸區塊內殘存厚度差異大。
    阿姆河右岸區塊油氣勘探的重點層系是卡洛夫組-牛津組，其他層系尚未發現工業性氣層。基末利組巨厚的鹽膏層，局部含高壓鹽水，是鉆井工程易發生復雜的地層，多數工程報廢井都是在該層段發生復雜并進一步惡化造成的。卡洛夫組-牛津組碳酸鹽巖由于存在異常高壓，原鉆井中也有多口井發生井噴失控、燒毀鉆機等事故。安全鉆過巨厚的基末利組鹽膏層和異常高壓的卡洛夫組-牛津組碳酸鹽巖，是鉆井工程面臨的主要技術難點。
    由于儲層儲滲特征及幾何形態不同，鉆探開發各類型氣藏的井型設計也應有所區別。
1.2 儲層特征
    阿姆河右岸儲氣層主要分布在上侏羅統卡洛夫組-牛津組碳酸鹽巖，巖石類型主要有顆粒灰巖、亮晶顆粒石灰巖、生物礁石灰巖、鮞粒石灰巖、粉-細晶云巖、泥-微晶石灰巖、含石灰巖硬石膏、泥質石灰巖。可見藻類碎屑、藻團粒、內碎屑、苔蘚蟲、海綿、有孔蟲、雙殼類與生物骨架殘余。生物礁石灰巖、球粒石灰巖、亮晶顆粒石灰巖、鮞粒石灰巖、粉-細晶云巖結構較粗，粒間孔、粒內溶孔、晶間孔、晶間溶孔、超大溶孔和鑄模孔較發育，是主要儲集巖。
儲集空間類型主要是孔隙、溶洞及裂縫。粒間孔和晶間孔是主要孔隙類型之一。
儲集類型主要為孔隙-溶洞型，局部構造裂縫相對發育，為裂縫-孔隙型。孔隙分布主要受沉積相控制，裂縫受構造制約。
橫向上，阿姆河右岸西部為堤礁相帶，儲層發育較好，多為中-高孔滲儲層，呈層狀或塊狀分布；中部為灘相帶，儲層發育相對差，為中-低孔儲層，呈層狀分布為主；東部及東南部為點礁相帶，生物礁成帶、成群分布，主要為中-高孔滲礁塊儲層，呈透鏡狀分布。
1.3 壓力特征
   由于沉積環境的不同，阿姆河右岸區塊卡洛夫組-牛津組儲層壓力存在巨大差異。西部區域為低壓-正常壓力系統，壓力系數為0.94～1.08；東部及東南部區域為異常高壓壓力系統，壓力系數為1.65～1.90。西部低壓正常壓力系統區域的鉆井設計要重點體現油氣層保護，盡量減輕人井工作液對儲層的損害。該區域內部分構造原鉆井使用的鉆井液密度明顯偏大，新井設計時要慎重參考老井鉆井資料。東部及東南部異常高壓壓力系統區域的鉆井設計要重點強調異常高壓氣層和基末利組鹽水層的安全風險防范。
2 鉆井地質設計
鉆井是油氣勘探開發的重要環節，是實現地質目的的必要手段。鉆井設計是確保油氣鉆井工程順利實施和質量控制的重要保證，也是鉆井工程預算的依據。鉆井設計是鉆井作業必須遵循的準則，也是組織鉆井生產和技術協作的基礎。因此，鉆井設計的科學性、先進性和可操作性對鉆井工程作業的成敗和油氣開發的效益起著十分關鍵的作用。
2.1 堅持實現地質目的和鉆井安全第一的設計原則
鉆井設計應堅持實現勘探開發地質目的，充分考慮開發、增產措施等方面的需要，且滿足鉆井安全第一為原則。主要勘探目的層段的設計必須體現有利于保護油氣層、提高勘探開發綜合效益。非目的層段設計應主要考慮滿足鉆井工程施工作業的需要。此外，鉆井設計還要充分采用各種成熟的先進設備和技術，不斷提高勘探開發效益。要充分體現工程技術的進步對油氣勘探發現的重要作用[2]。
2.2 從原鉆探失利的教訓中，歸納總結鉆井設計和鉆井經驗
    在勘探過程中，很多地區油氣資源豐富，成藏地質條件也好，就是由于鉆井設計和鉆井施工不合理而推遲了油氣田的發現[2～5]。對阿姆河右岸地區已鉆井的研究，發現涅列齊姆、根吉別克和麥捷讓3個構造的目的層地層壓力系數為0.94～1.08，但原鉆井卻用密度(1.30～1.40)g/cm3的鉆井液鉆探，結果是麥捷讓構造有多口井測試為干井。研究認為使用遠高于地層壓力的鉆井液密度，嚴重損害儲層，是導致這些井測試為干井的主要原因。建議開展麥捷讓構造老井挖潛研究，篩選1～2口井進行修井、酸化或壓裂等老井挖潛改造，獲氣可能性大。新鉆井設計更不能一味地效仿這些老井的錯誤做法，而應把這些不當做法視為勘探失敗的教訓，結合新的鉆探成果認真地歸納、總結出符合阿姆河右岸地質特點的鉆井設計和鉆井經驗。
2.3 根據不同氣藏類型，優化設計井型，提高單井產能
    阿姆河右岸卡洛夫組-牛津組氣藏類型主要有堤礁相塊狀高孔滲氣藏、點礁相透鏡狀中-高孔滲氣藏和灘相層狀中-低孔滲氣藏。不同類型的氣藏具有不同的油氣層儲滲特征和幾何形態，其井型設計也不盡相同。
    堤礁相塊狀儲層，儲層物性好，厚度大，橫向和縱向上連通性好，多為高孔滲儲層，具有統一的氣水界面，以構造控制氣藏為主，氣藏規模一般都較大。堤礁相塊狀高孔滲氣藏由于物性好，儲層垂直和水平方向的滲透率差異小，用水平井和大斜度井開發的效果優于直井，且水平井具有較好的控制底水效果。實際鉆井證實，該類型氣藏的水平井XX-35-1H井，無阻流量為422×104m3/d(測試儲層段長720m)；大斜度井XX-36-1D井無阻流量為204×104m3/d(測試儲層段長389m)；直井XX-44-2井無阻流量為176×104m3/d(測試儲層段長49m)。水平井無阻流量是直井的2～3倍，大斜度井無阻流量是直井的1～2倍。該類氣藏適宜設計水平井和大斜度井。
    點礁相透鏡狀儲層，儲層物性也好，厚度較大，縱向上連通性較好，但橫向上連通性變化大，多為中-高孔滲儲層，無統一的氣水界面，氣藏主要受巖性控制，氣藏規模決定于點礁的大小，差異較大。點礁相透鏡狀高滲氣藏物性較好，儲層垂直和水平方向的滲透率差異也因點礁體的規模大小存在較大的差異。該類氣藏只有規模較大，有布井空問，才適宜設計水平井和大斜度井開發；規模小的點礁氣藏則宜設計直井。
    灘相層狀儲層，儲層物性發育較差，厚度一般較薄，縱向和橫向上的連通性較差，多為中-低孔滲儲層。氣水關系較復雜，無統一的氣水界面，氣藏受構造、巖性雙重因素控制。灘相層狀中低孔滲氣藏由于儲層非均質性較強，且儲層薄，實施水平井存在較大的儲層鉆遇率風險，用大斜度井并進行壓裂投產的效果好于直井。
    影響氣藏開發井型選擇的因素較多[6～8]，阿姆河右岸區塊井型設計選擇的主要因素是氣藏類型。在該區塊勘探開發初期，就應有針對性地開展井型選擇的相關先導試驗和研究，弄清不同井型在該地區各類氣藏中的適應性，為井型優化設計提供依據。
2.4 重視水平井與大斜度井的軌跡參數設計，確保產能最大化
    對于各向異性，但均質的儲層，水平井相對于直井的增產倍數隨儲層厚度的增加而減小。水平井的產能主要由巨厚儲層的垂向滲透率決定，而直井產能則由儲層的水平滲透率決定。一般情況下，對水平井起主要作用的垂向滲透率遠低于對直井起重要作用的水平滲透率。因此，不能過于強調水平井與直井的泄氣面積的差異，而弱化水平井與直井的滲透性特征。對于達到開發條件的氣藏，選擇設計水平井或大斜度井時，必須借助數值模擬技術，優化定向方位、水平巷道垂深及長度等水平井軌跡參數設計，以保證水平巷道從優質儲層的中心部位穿過，確保產能最大化。對于儲層認識不完全清楚的氣藏，原則上不宜鉆水平井，只適合鉆大斜度井和直井。
3 結論與建議
    1) 阿姆河右岸西部區域卡洛夫組-牛津組為低壓-常壓力系統，壓力系數為0.85～1.08；鉆井設計要重點強調油氣層保護，盡量減輕入井工作液對儲層的損害。東部及東南部區域卡洛夫組-牛津組為異常高壓壓力系統，壓力系數為1.65～1.90；基末利組為巨厚鹽膏層，局部含透鏡狀高壓鹽水體；鉆井設計要重點強調異常高壓氣層和鹽膏層內鹽水的預防和風險防范。
    2) 根據不同類型儲層的儲滲特征及幾何形態特征設計水平井、大斜度井和直井，可以使單井產能最大化，提高勘探效益。
    3) 以薩曼杰佩為代表的堤礁塊狀高孔滲邊水氣藏，水平井是控制底水的有效方法。水平段位于氣水界面以上的優質儲層內，其產能是直井的2～3倍。
    4) 在油氣勘探過程中，不乏由于鉆井設計或鉆井施工不合理而推遲油氣田發現的實例。阿姆河右岸地區涅列齊姆、根吉別克和麥捷讓等構造的目的層地層壓力系數為0.85～1.08，屬于低壓-常壓氣藏，但原鉆井卻用密度(1.30～1.40)g/cm3的高密度鉆井液，是導致儲層損害和鉆井失利的主要原因。鉆井設計應該充分吸取這些勘探失敗的教訓，要敢于打破常規，突破傳統認識，才能走出誤區，發現更多的油氣。
    5) 作為海外油氣勘探項目，更要強調解放思想，改變勘探項目中各工種各自為政、目的單一和追求自己小單位簡單利益的做法，建立一種勘探的系統工作方法，才有利于縮短一個地區的勘探時間，提高勘探成功率，降低勘探風險。
參考文獻
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(本文作者：嚴維理1 江鴻1，2 吳先忠2 徐剛2 陳仁金1，2 1.川慶鉆探工程公司地質勘探開發研究院；2.中國石油(土庫曼斯坦)阿姆河天然氣公司)