阿姆河右岸区块地质特征与钻井设计_技术研究

摘要

摘要：针对土库曼斯坦阿姆河右岸区块原钻探的190余口探井中，工程报废井40余口，干井、水井等地质报废井70余口，探井气井率仅占1/3的现状，正确认识阿姆河右岸地质特征，科学合理地钻井

摘要：针对土库曼斯坦阿姆河右岸区块原钻探的190余口探井中，工程报废井40余口，干井、水井等地质报废井70余口，探井气井率仅占1/3的现状，正确认识阿姆河右岸地质特征，科学合理地钻井设计与钻井施工，提高钻井成功率和气井率，是阿姆河右岸项目需要突破的关键技术问题。在对卡洛夫组-牛津阶组气层储渗特征与几何形态特征研究的基础上，提出卡洛夫组-牛津阶组储层类型主要为堤礁相块状高孔渗储层、点礁相透镜状中-高孔渗储层和滩相层状中-低孔渗储层，应根据不同储层类型设计水平井、大斜度井和直井，以提高单井产能。并建议开展麦捷让等构造老井挖潜研究，筛选1～2口井进行修井、酸化或压裂等老井挖潜改造，获气可能性极大。新的钻井设计不能效仿原来部分井使用钻井液密度过大导致储层损害的做法，而应把该类不当做法视为勘探失败的教训，结合新的钻探成果认真地归纳、总结出符合该区地质特点的方法。

关键词：土库曼斯坦；阿姆河右岸地区；地质特征；钻井设计；大斜度井；水平井；直井

0 引言

土库曼斯坦阿姆河右岸天然气开发项目是中国石油集团公司在海外投资运营的最大天然气项目之一。项目区块位于中国中亚天然气管线项目的气源地——土库曼斯坦东南部阿姆河右岸地区，区挟面积为1.8km²。

据统计，阿姆河右岸区块原钻探井190余口，其中工程原因报废井40余口，干井、水井等地质原因报废井70余口，探井气井率仅占1/3(表1)。原钻井成功率与气井率均很低。因此，正确认识阿姆河右岸地质特征，科学合理地钻井设计与钻井施工，提高钻井成功率和气井率，是阿姆河右岸项目需要突破的关键技术。

表1 阿姆河右岸原钻井统计表

区带名称	总井数/口	测试井/口				报废井/口
区带名称	总井数/口	气井数	气显示或气水井	水井数	干井数	目的层报废	盐层以上报废
查尔朱隆起	27	5	3	11	5	2	1
坚基兹库尔隆起	62	27	15	4	11	1	3
卡拉别克坳陷	6	0	1	4	0	0	2
桑迪克累隆起	54	10	4	19	5	6	11
别什肯特坳陷	35	0	5	5	9	3	13
西南基萨尔山前冲断带	10	3	0	3	1	0	3
合计钻井数/口	194	45	28	46	31	12	33

笔者针对钻井地质设计及钻井施工过程中发现的地质问题，经过对区块内地层特征和主力气层卡洛夫组-牛津阶组气层储渗特征与几何形态类型的综合研究，提出了不同气藏的钻井地质设计要求。

经过对原勘探失利井原因的分析，提出将原钻井中部分井使用钻井液密度过大导致储层损害的不当做法视为勘探失败的教训的建议。项目实施以来，已新钻井20多口，实现了钻井成功率和气井率均100%的佳绩。

1 地质特征

阿姆河右岸项目区块大部分地区为沙漠和半沙漠，仅部分为阿姆河绿洲。构造位置位于阿姆河盆地东北部，从北东向南西横跨阿姆河盆地查尔朱台阶、别什肯特坳陷和西南基萨尔山前冲断带3个二级构造单元^[1～3]，按现今构造格局分6个三级构造区带，9个四级构造带(表2)。

表2 阿姆河右岸构造带划分表

序号	三级构造区带	四级构造带
1	查尔朱隆起
2	坚基兹库尔隆起
3	卡拉别克坳陷
4	桑迪克累隆起	坦格古伊-鲍塔-乌兹恩古伊构造群别列克特利-皮尔古伊构造带扬古伊-恰什古伊构造带桑迪克雷构造带
5	别什肯特坳陷	别希尔构造带霍贾姆巴兹构造带杜戈巴-召拉麦尔根构造带
6	西南基萨尔山前冲断带	阿盖雷构造带阿克古莫拉姆构造带

各构造带的勘探程度差异较大。坚基兹库尔隆起和桑迪克雷隆起勘探程度最高，钻探发现12个气田：基什图凡(Kishtuwan)、萨曼杰佩(Samandepe)、涅列齐姆(Nerezim)、根吉别克(Geniibek)、麦捷让(Metejan)、亚希尔杰佩(Yashyldepe)、坦格古伊(Tangygui)、鲍塔(Bota)、乌兹恩古伊(Uzyngui)、别列克特利+皮尔古伊(Bereketli+Pirgui)、恰什古伊+扬古伊(Chashgui+Yangui)、桑迪克雷(Sandykly)。查尔朱隆和别什肯特坳陷勘探程度次之，各发现有2个气田：伊利吉克(Iljik)、法拉勃(Farab)和基尔桑(Girsan)、别希尔(Beshir)。西南基萨尔山前冲断带勘探程度差，只发现1个气田：阿克古莫拉姆(Akkumulam)。卡拉别克坳陷勘探程度最强低，尚未有气田发现。

1.1 地层特征

阿姆河盆地地层由基底、过渡层和沉积盖层组成。

基底为古生界变质岩，埋深变化大，一般在4000m以下。阿姆河右岸地区钻穿基底的井极少。

过渡层为二叠系-三叠系陆源碎屑岩，角度不整合于基底变质岩之上，区内广泛分布，厚度变化大，盆地内由北向南变厚。

沉积盖层由侏罗系、白垩系、古近系、新近系组成。

中下侏罗统是在相对平缓的过渡层上沉积的砂泥岩互层夹石灰岩、薄层煤线，分布范围广，是主要的烃源岩。上侏罗统下部卡洛夫组-牛津阶组为一套碳酸盐岩，厚度为250～410m，是最主要的区域性储集岩；中部基末利组为一套盐岩及石膏岩，厚度为750～1000m，是最重要的区域性盖层；上部提塘组为红色泥岩与灰色砂岩互层，夹膏盐薄层。

下白垩统不整合于提塘组之上，下部凡兰呤组与戈捷里夫组为一套红色泥岩夹砂岩、粉砂岩和膏盐岩；上部巴雷姆组、阿普特组和阿尔布组为灰色、灰绿色砂岩、泥岩薄互层夹石灰岩。上白垩统赛诺曼组、土仑组和谢农组为一套灰绿色、浅灰色泥岩与砂岩互层，局部夹石灰岩。

古近系古新统(布哈尔层)为一套碳酸盐岩，角度不整合于谢农组之上。始新统一渐新统为一套灰色、灰绿色砂泥岩互层。

新近系为一套杂色砂泥岩，广泛遭受剥蚀。阿姆河右岸区块内残存厚度差异大。

阿姆河右岸区块油气勘探的重点层系是卡洛夫组-牛津组，其他层系尚未发现工业性气层。基末利组巨厚的盐膏层，局部含高压盐水，是钻井工程易发生复杂的地层，多数工程报废井都是在该层段发生复杂并进一步恶化造成的。卡洛夫组-牛津组碳酸盐岩由于存在异常高压，原钻井中也有多口井发生井喷失控、烧毁钻机等事故。安全钻过巨厚的基末利组盐膏层和异常高压的卡洛夫组-牛津组碳酸盐岩，是钻井工程面临的主要技术难点。

由于储层储渗特征及几何形态不同，钻探开发各类型气藏的井型设计也应有所区别。

1.2 储层特征

阿姆河右岸储气层主要分布在上侏罗统卡洛夫组-牛津组碳酸盐岩，岩石类型主要有颗粒灰岩、亮晶颗粒石灰岩、生物礁石灰岩、鲕粒石灰岩、粉-细晶云岩、泥-微晶石灰岩、含石灰岩硬石膏、泥质石灰岩。可见藻类碎屑、藻团粒、内碎屑、苔藓虫、海绵、有孔虫、双壳类与生物骨架残余。生物礁石灰岩、球粒石灰岩、亮晶颗粒石灰岩、鲕粒石灰岩、粉-细晶云岩结构较粗，粒间孔、粒内溶孔、晶间孔、晶间溶孔、超大溶孔和铸模孔较发育，是主要储集岩。

储集空间类型主要是孔隙、溶洞及裂缝。粒间孔和晶间孔是主要孔隙类型之一。

储集类型主要为孔隙-溶洞型，局部构造裂缝相对发育，为裂缝-孔隙型。孔隙分布主要受沉积相控制，裂缝受构造制约。

横向上，阿姆河右岸西部为堤礁相带，储层发育较好，多为中-高孔渗储层，呈层状或块状分布；中部为滩相带，储层发育相对差，为中-低孔储层，呈层状分布为主；东部及东南部为点礁相带，生物礁成带、成群分布，主要为中-高孔渗礁块储层，呈透镜状分布。

1.3 压力特征

由于沉积环境的不同，阿姆河右岸区块卡洛夫组-牛津组储层压力存在巨大差异。西部区域为低压-正常压力系统，压力系数为0.94～1.08；东部及东南部区域为异常高压压力系统，压力系数为1.65～1.90。西部低压正常压力系统区域的钻井设计要重点体现油气层保护，尽量减轻人井工作液对储层的损害。该区域内部分构造原钻井使用的钻井液密度明显偏大，新井设计时要慎重参考老井钻井资料。东部及东南部异常高压压力系统区域的钻井设计要重点强调异常高压气层和基末利组盐水层的安全风险防范。

2 钻井地质设计

钻井是油气勘探开发的重要环节，是实现地质目的的必要手段。钻井设计是确保油气钻井工程顺利实施和质量控制的重要保证，也是钻井工程预算的依据。钻井设计是钻井作业必须遵循的准则，也是组织钻井生产和技术协作的基础。因此，钻井设计的科学性、先进性和可操作性对钻井工程作业的成败和油气开发的效益起着十分关键的作用。

2.1 坚持实现地质目的和钻井安全第一的设计原则

钻井设计应坚持实现勘探开发地质目的，充分考虑开发、增产措施等方面的需要，且满足钻井安全第一为原则。主要勘探目的层段的设计必须体现有利于保护油气层、提高勘探开发综合效益。非目的层段设计应主要考虑满足钻井工程施工作业的需要。此外，钻井设计还要充分采用各种成熟的先进设备和技术，不断提高勘探开发效益。要充分体现工程技术的进步对油气勘探发现的重要作用^[2]。

2.2 从原钻探失利的教训中，归纳总结钻井设计和钻井经验

在勘探过程中，很多地区油气资源丰富，成藏地质条件也好，就是由于钻井设计和钻井施工不合理而推迟了油气田的发现^[2～5]。对阿姆河右岸地区已钻井的研究，发现涅列齐姆、根吉别克和麦捷让3个构造的目的层地层压力系数为0.94～1.08，但原钻井却用密度(1.30～1.40)g/cm³的钻井液钻探，结果是麦捷让构造有多口井测试为干井。研究认为使用远高于地层压力的钻井液密度，严重损害储层，是导致这些井测试为干井的主要原因。建议开展麦捷让构造老井挖潜研究，筛选1～2口井进行修井、酸化或压裂等老井挖潜改造，获气可能性大。新钻井设计更不能一味地效仿这些老井的错误做法，而应把这些不当做法视为勘探失败的教训，结合新的钻探成果认真地归纳、总结出符合阿姆河右岸地质特点的钻井设计和钻井经验。

2.3 根据不同气藏类型，优化设计井型，提高单井产能

阿姆河右岸卡洛夫组-牛津组气藏类型主要有堤礁相块状高孔渗气藏、点礁相透镜状中-高孔渗气藏和滩相层状中-低孔渗气藏。不同类型的气藏具有不同的油气层储渗特征和几何形态，其井型设计也不尽相同。

堤礁相块状储层，储层物性好，厚度大，横向和纵向上连通性好，多为高孔渗储层，具有统一的气水界面，以构造控制气藏为主，气藏规模一般都较大。堤礁相块状高孔渗气藏由于物性好，储层垂直和水平方向的渗透率差异小，用水平井和大斜度井开发的效果优于直井，且水平井具有较好的控制底水效果。实际钻井证实，该类型气藏的水平井XX-35-1H井，无阻流量为422×10⁴m³/d(测试储层段长720m)；大斜度井XX-36-1D井无阻流量为204×10⁴m³/d(测试储层段长389m)；直井XX-44-2井无阻流量为176×10⁴m³/d(测试储层段长49m)。水平井无阻流量是直井的2～3倍，大斜度井无阻流量是直井的1～2倍。该类气藏适宜设计水平井和大斜度井。

点礁相透镜状储层，储层物性也好，厚度较大，纵向上连通性较好，但横向上连通性变化大，多为中-高孔渗储层，无统一的气水界面，气藏主要受岩性控制，气藏规模决定于点礁的大小，差异较大。点礁相透镜状高渗气藏物性较好，储层垂直和水平方向的渗透率差异也因点礁体的规模大小存在较大的差异。该类气藏只有规模较大，有布井空问，才适宜设计水平井和大斜度井开发；规模小的点礁气藏则宜设计直井。

滩相层状储层，储层物性发育较差，厚度一般较薄，纵向和横向上的连通性较差，多为中-低孔渗储层。气水关系较复杂，无统一的气水界面，气藏受构造、岩性双重因素控制。滩相层状中低孔渗气藏由于储层非均质性较强，且储层薄，实施水平井存在较大的储层钻遇率风险，用大斜度井并进行压裂投产的效果好于直井。

影响气藏开发井型选择的因素较多^[6～8]，阿姆河右岸区块井型设计选择的主要因素是气藏类型。在该区块勘探开发初期，就应有针对性地开展井型选择的相关先导试验和研究，弄清不同井型在该地区各类气藏中的适应性，为井型优化设计提供依据。

2.4 重视水平井与大斜度井的轨迹参数设计，确保产能最大化

对于各向异性，但均质的储层，水平井相对于直井的增产倍数随储层厚度的增加而减小。水平井的产能主要由巨厚储层的垂向渗透率决定，而直井产能则由储层的水平渗透率决定。一般情况下，对水平井起主要作用的垂向渗透率远低于对直井起重要作用的水平渗透率。因此，不能过于强调水平井与直井的泄气面积的差异，而弱化水平井与直井的渗透性特征。对于达到开发条件的气藏，选择设计水平井或大斜度井时，必须借助数值模拟技术，优化定向方位、水平巷道垂深及长度等水平井轨迹参数设计，以保证水平巷道从优质储层的中心部位穿过，确保产能最大化。对于储层认识不完全清楚的气藏，原则上不宜钻水平井，只适合钻大斜度井和直井。

3 结论与建议

1) 阿姆河右岸西部区域卡洛夫组-牛津组为低压-常压力系统，压力系数为0.85～1.08；钻井设计要重点强调油气层保护，尽量减轻入井工作液对储层的损害。东部及东南部区域卡洛夫组-牛津组为异常高压压力系统，压力系数为1.65～1.90；基末利组为巨厚盐膏层，局部含透镜状高压盐水体；钻井设计要重点强调异常高压气层和盐膏层内盐水的预防和风险防范。

2) 根据不同类型储层的储渗特征及几何形态特征设计水平井、大斜度井和直井，可以使单井产能最大化，提高勘探效益。

3) 以萨曼杰佩为代表的堤礁块状高孔渗边水气藏，水平井是控制底水的有效方法。水平段位于气水界面以上的优质储层内，其产能是直井的2～3倍。

4) 在油气勘探过程中，不乏由于钻井设计或钻井施工不合理而推迟油气田发现的实例。阿姆河右岸地区涅列齐姆、根吉别克和麦捷让等构造的目的层地层压力系数为0.85～1.08，属于低压-常压气藏，但原钻井却用密度(1.30～1.40)g/cm³的高密度钻井液，是导致储层损害和钻井失利的主要原因。钻井设计应该充分吸取这些勘探失败的教训，要敢于打破常规，突破传统认识，才能走出误区，发现更多的油气。

5) 作为海外油气勘探项目，更要强调解放思想，改变勘探项目中各工种各自为政、目的单一和追求自己小单位简单利益的做法，建立一种勘探的系统工作方法，才有利于缩短一个地区的勘探时间，提高勘探成功率，降低勘探风险。

参考文献

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(本文作者：严维理¹ 江鸿^1，2 吴先忠² 徐刚² 陈仁金^1，2 1.川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院；2.中国石油(土库曼斯坦)阿姆河天然气公司)