塔里木油田库车山前白垩系储层为高压高温超深裂缝性致密砂岩储层，具有基质低孔（5%～7%）、低渗（0.01～0.10 mD）、天然裂缝发育（0.5～3.0条/m）、储层厚度大（150～300 m）及地层压力系数高（1.60～1.90）等特征^[1–4]。研究区储层裂缝整体发育，纵向跨度大（120～300 m），层内和层间非均质性强，全面动用有效储层难度大。前期应用缝网压裂技术改造后发现，部分改造井存在局部供气特征，因此亟需升级储层改造工艺，彻底释放产能。

对于巨厚且多薄层集中分布或地质条件复杂的储层，分层改造是实现其纵向高效动用的有力手段。国内多个区块已开展过相关研究，如为了提高单井产量，延长稳产期，长庆、云南保山等砂岩气藏利用纵向分层压裂技术，在降低开发成本的同时均提高了气藏产能^[5–6]。库车山前的前期实践表明，超深高温高压储层受ϕ127.0 mm或ϕ139.7 mm完井井身结构的限制，采用机械分层仅能分2级，无法满足巨厚储层改造需求，且施工压力和风险高，施工后钢球返排困难，改造后无法供液；若采用暂堵转向分层改造工艺，层间应力差过大（大于6 MPa）或过小（小于3 MPa），均会使暂堵分层改造效果不理想。同时，目前储层纵向分层不合理、横向近远井裂缝发育情况认识不清，导致分层改造工艺不精细，库车山前部分单井改造后单井产量没有达到配产需求。针对这些问题，笔者提出一种针对超深厚储层的“机械+暂堵”纵向细分层改造技术：首先，基于工程地质一体化研究，建立了一套多尺度近远井储层裂缝精细识别方法；然后，通过分层压裂工具研发和工艺优化，根据单层单策的设计原则，优化每层的改造液体规模，最终实现了库车山前厚储层高效动用。

1.   超深厚储层精细评估方法

库车前陆盆地储层具有埋藏深（6 000～8 098 m）、地层压力高（105～136 MPa）、温度高（150～188 ℃）、地应力高（最小水平主应力90～130 MPa）、施工泵压高（一般超过100 MPa）等特点。主力储层为白垩系巴什基奇克组，储层纵向跨度达120～300 m，纵向应力差较大（个别储层大于20 MPa），层间非均质性较强，储层改造难以实现均匀改造。储层天然裂缝发育程度不一，对改造效果影响大^[7]。

由于纵向上各储层间存在地应力差异、矿物成分复杂、薄层漏失大、部分层缺失、物性差异、压裂改造程度差异等原因，若采用多层合压的方式，会使一些薄层难以压开或压开程度有限，导致增产幅度小，而高渗厚层却因压裂液和支撑剂进入的量大，实际缝长远大于设计缝长，压裂后含水量增大^[8]。

为了缓解这一矛盾，对于储层厚度大且中间有明显隔层的井可实施分层压裂工艺，分层治理。具体思路为：1）借助测井成像、远探测声波和地震技术解释不同距离裂缝发育情况，用于指导储层裂缝精细预测；基于钻井漏失量与产量关系认识，结合储层裂缝发育情况，建立储层评估分类图版，将储层进行分类，指导后续精细改造作业；2）为实现超深厚储层的精细改造，降低超深井下入多封隔器导致的安全风险，设计机械硬分层+暂堵软分层的复合分层精细改造工艺；3）为确保新工艺顺利实施，优化分层压裂完井管柱和暂堵材料。

1.1   中远井区储层裂缝精细预测

库车山前勘探实践表明，白垩系储层天然裂缝是影响产量的主控因素，对储层裂缝的识别主要通过成像测井资料，局限在于虽能认识近“井壁”天然裂缝，但对远井裂缝发育情况认识不清楚。储层改造不仅要充分激活近井储层天然裂缝，同时需要沟通远井处优质裂缝带^[9–11]。为了识别远井地带天然裂缝，更加明确和优化分层改造目标，引入地震建模和远探测等测井数据，建立了一套中、远井区储层裂缝精细预测方法。为完成储层裂缝精细评估，在原有成像测井和漏失等为主的近井储层评估的基础上，引入远探测声波测井和地质力学建模等手段^[12–15]，可实现近井（0～3 m）、中远井（3～30 m）、远井（30～300 m）区储层裂缝的精准预测（见图1），指导射孔井段和定量化改造工艺设计，为横向裂缝集中改造、纵向科学分段提供依据，全方位沟通井周优质裂缝系统，动用储层。

图  1  测井成像、远探声波、地震技术解释不同距离裂缝示意

Figure  1.  Interpretation of fractures with different distances by logging imaging, remote sonic wave, and seismic techniques

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1.2   压裂前储层分类评估

库车前陆区天然裂缝发育，对天然裂缝一般通过成像测井和岩心观察和钻井过程中不同程度的漏失认识^[16–17]。井漏是从工程角度认识储层，库车山前迪那、大北、克深等气藏统计结果表明，漏失量越大，漏速越高，单井产量越高^[18]，因此，笔者采用钻井液完井液等的漏失量表征天然裂缝有效性（开度）。根据克深气藏改造井的地质特征，选用Huang Jinsong等人^[19]的视开度计算方法，计算克深气藏漏失井的裂缝视开度在0.2～1.0 mm，而FMI成像解释的克深2气藏裂缝的开度峰值为0.06 mm，克深8气藏裂缝的开度峰值为0.2 mm，视开度计算结果与解释结果基本一致（如图2所示），裂缝视开度计算结果与改造后无阻流量成正比，和漏失量与无阻流量成正比^[20–21]。

图  2  克深2和克深8气藏裂缝视开度与无阻流量的关系

Figure  2.  Relationship between apparent fracture opening and unimpeded flow for Keshen 2 and Keshen 8 reservoirs

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基于对钻井漏失量与产量关系的认识，综合考虑构造位置、钻井井漏（漏点数量、漏点分布、漏失量）、裂缝发育情况、力学活动性等资料，建立了地质工程一体化的储层评估分类方法，将储层划分为3类（见表1）。

表  1  库车山前气藏白垩系巴什基奇克组储层评估分类

Table  1.  Reservoir evaluation classification of Cretaceous Bashijiqike Formation in gas reservoir in Kuqa Piedmont

储层分类	井的位置	岩心裂缝特征	成像解释 （SLB成像数据）	井漏	代表井/区
Ⅰ类储层	构造高部位	裂缝以半充填或未充填为主，裂缝开度大	裂缝密度>0.4条/m， 应力–裂缝夹角<30°	漏失量400～1 200 m3，漏点5～15个，且纵向均匀分布	克深8区块，B132 井，博孜3井
Ⅱ类储层	构造高部位	裂缝以半充填或未充填为主，裂缝开度大	裂缝密度>0.3条/m， 应力–裂缝夹角<30°	漏失量30～400 m3；漏点3～5个，且纵向均匀分布	B241井，C104井
Ⅲ类储层	构造较低部位	裂缝不发育或少量的张剪缝，裂缝尺度小，充填性好	裂缝密度<0.3条/m， 应力–裂缝夹角>30°	漏失量0～30 m3，单个漏点或无漏失	B605井，C506井

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2.   巨厚储层软硬复合分层工艺

为实现巨厚储层全面改造，降低在超深井下入多封隔器的安全风险，进一步提高单井产能，提出了“机械硬分层+暂堵软分层”的复合分层精细改造工艺，在常规改造工艺基础上形成了多封隔器管柱配置，用可溶球代替钢球，优选不规则多级暂堵颗粒代替以往的球形规则暂堵颗粒，降低多封隔器下入安全风险，使厚储层改造更加彻底，大幅提高储层泄流面积，助力提产提效。

2.1   多封隔器分层压裂完井管柱配置工艺

2010—2013年，库车山前进行过多次多封隔器分层压裂试验，提产效果比笼统压裂好，但试油改造作业风险大，如X-1井改造期间封隔器心轴拉断，X-2井压裂用钢球未全部返出。为了解原因，对X-1井拉断封隔器心轴进行了深入分析，认为需要考虑环空内外压力和温度改变引起的环空体积变化。模拟了改造期间双封隔器之间环空压力及封隔器受到载荷的变化情况，结果表明，改造过程中封隔器间环空压力变化幅度非常大（见图3）；封隔器受到的载荷呈先急剧上升、后缓慢下降趋势，导致封隔器受载恶化，封隔器受到的载荷超出了信封曲线，导致双封隔器在作业中失效。

图  3  改造期间双封隔器之间环空压力随时间的变化

Figure  3.  Changes in annular pressure between double packers during transformation with time

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为避免封隔器因轴向载荷过大而失效，研究后提出，在双封隔器之间加装弹性伸缩短节，以减缓管柱轴向载荷冲击，避免封隔器失效：可通过控制伸缩短节销钉的数量来确保伸缩短节在压裂作业前处于闭合状态，而在压裂作业时，确保伸缩短节处于拉开状态，避免压裂时封隔器之间轴向力过大，造成封隔器失效。同时，采用一个球座投一个钢球的方法，可以确保坐封多个封隔器，避免了不同尺寸不同型号封隔器需要单个坐封的情况。封隔器具体参数见表2。

表  2  库车山前储层分层压裂常用封隔器技术参数

Table  2.  Technical parameters of commonly used packers for layered fracturing in reservoir in Kuqa Piedmont

生产套管组合	完井封隔器组合	封隔器 内径/mm	坐封压力/MPa			球座打开 压力/MPa
			最小	最大	设计
ϕ206.4 mm套管+ ϕ139.7 mm套管（悬挂）	ϕ206.4 mm永久式封隔器	73.66	19.995	68.948	48.000	53.32
	ϕ139.7 mm永久式封隔器	58.62	31.233	59.226	48.000
ϕ177.8 mm套管+ ϕ127.0 mm套管（悬挂）	ϕ177.8 mm永久式封隔器	73.25	27.410	59.590	38.000	43.63
	ϕ127.0 mm永久式封隔器	48.51	26.200	59.295	38.000

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通过优化配置，形成2套多封隔器分层压裂完井管柱，能够增大管柱通径，保障试油压裂作业中管柱的安全。一套是ϕ206.4 mm+ϕ139.7 mm复合套管井：油管挂+气密封扣油管+上提升短节+上流量短节+安全阀+下流量短节+下提升短节+气密封扣油管+ϕ206.4 mm永久式封隔器+气密封扣油管+伸缩管+ϕ88.9 mm压裂滑套+ϕ139.7 mm永久式封隔器+全通径压裂滑套+气密封扣油管+球座。另一套是ϕ177.8 mm+ϕ127.0 mm复合套管井：油管挂+气密封扣油管+上提升短节+上流量短节+安全阀+下流量短节+下提升短节+气密封扣油管+ϕ177.8 mm永久式封隔器+气密封扣油管+伸缩管+ϕ88.9 mm压裂滑套+ϕ127.0 mm永久式封隔器+全通径压裂滑套+气密封扣油管+球座。2套多封隔分层压裂完井管柱的结构如图4所示，相关技术参数见表2。

图  4  库车山前多封隔分层压裂完井管柱

Figure  4.  Completion pipe string of multiple packers for layered fracturing in Kuqa Piedmont

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2.2   多封隔器管柱压裂滑套投球工艺

为解决分层压裂滑套的钢球返排难度大的问题，提出采用可溶球代替钢球，分层压裂施工作业后球自动溶解，不需要返排。可溶球表面涂有特殊保护膜材料（厚度为0.05 mm的Zr和Ce），可以保证可溶球在压裂施工过程中不溶解；施工完成后，保护膜缓慢溶解完后本体才与溶液接触溶解，而本体材料的溶解速度比保护膜快，可以快速溶解。

图5为塔里木油田研发的可溶球在70 ℃、1.2% KCl溶液中的溶解情况。从图5可以看出，经过22 h的溶解，可溶球外径由63.0 mm减小至51.0 mm，48 h后减小至32.0 mm，72 h后全部溶解，说明可溶球具有良好的可溶解性能。这既保证了分层压裂时滑套的精细开关控制，又可以省去压裂后钢球返排的步骤，极大地提高了施工效率。

图  5  可溶球在70 ℃、1.2% KCl溶液中的溶解情况

Figure  5.  Solubility of soluble spheres in 1.2% KCl solution at 70 ℃

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2.3   软分层暂堵材料优化

现阶段分层施工条件下，库车山前储层埋深小于7 000 m的井能优化完井管柱配置，下入双封隔器，实现机械2分层；但对于埋深大于7 000 m的井，双封隔器下入困难，不能实现厚储层动用。因此，提出采用不同粒径的暂堵颗粒进行架桥暂堵，进行层间转向提高分层效果，暂堵颗粒在施工完成后一定时间内自动降解，不会对地层产生伤害，从而提高储层改造程度，提高产能^[22–23]。改造施工过程中的转向压力和漏失速度如图6所示，转向压力越高，暂堵效果越好，漏失速度越高，地层渗透性越好，暂堵效果和地层渗透性基本呈负相关。

图  6  压裂井的转向压力与漏失速度

Figure  6.  The turning pressure and leakage rate of fractured wells

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沉积学研究认为，砂岩分选性越好，圆度越高，渗透性越好。为增大颗粒间接触面积，降低渗透性，用不规则块状颗粒架桥；同时，根据炮眼直径（8.0 mm），考虑颗粒在高压流体下变形的因素，增大粒径范围至10.0 mm，进一步降低渗透空间，建立更好的低渗带。恒定压差15 MPa下暂堵剂的承压效果如图7所示，可以看出，该条件下暂堵剂承压效果无降低趋势，完全满足现场施工要求。

图  7  暂堵剂承压试验结果（15 MPa）

Figure  7.  Pressure bearing test results of temporary plugging agent（15 MPa）

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3.   现场应用

克深E井是库车山前一口探井，其目的层上方发育2～3套断层，采用大斜度井避开断层，应用储层精细评估方法，考虑钻井漏失、测井、裂缝发育等方面，综合评价储层为Ⅲ类储层。改造6 805～7 020 m井段（斜厚215.0 m/垂厚96.6 m），结合数值模拟结果和管柱配置需求，采用ϕ177.8 mm+ϕ127.0 mm永久式组合封隔器硬分层、暂堵软分层和可溶球等配套工艺，分4层依次改造，液体总规模2 600 m³，加砂量170 m³，排量5～6 m³/min。GOHFER软件压裂模拟结果显示，水力裂缝高度达90 m，纵向上错落布置，覆盖优质储层，实现储层高比例动用（见图8）。

图  8  克深E井软硬分层压裂裂缝参数模拟结果

Figure  8.  Simulation results of fracture parameters for soft and hard layered fracturing in Well Keshen E

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克深E井改造过程中管柱、工具未见异常，施工顺利，压裂后用ϕ9.0 mm油嘴求产，油压75.7 MPa，折算日产气量74.2×10⁴ m³，折算无阻流量264.7×10⁴ m³/d，相对改造前无阻流量提高了9倍。克深E井漏失、裂缝发育和用液强度均不强于邻井，但从该井与邻井改造和投产数据可以看出，在储层物性条件和改造强度不优于邻井的条件下，其改造后无阻流量相对邻井提高了11倍（见表3）。

表  3  克深E井与邻井改造和投产数据对比

Table  3.  Comparison of stimulation and production data for Well Keshen E and adjacent wells

井号	改造工艺	解释油气层 厚度/m3	总漏失 量/m3	孔隙 度，%	裂缝密度/ （条∙m−1）	用液强度/ （m3∙m−1）	加砂强度/ （m3∙m−1）	改造前无阻流量/ （104m3∙d–1）	改造后无阻流量/ （104m3∙d–1）
克深A	笼统酸压	114.5	26.3	7.21	0.180	20.43		0	24.13
克深C	笼统酸化	94.5	619.7	6.83	0.740	20.00		118.49	35.64
克深B	笼统压裂	116.0	214.1	9.47	0.958	32.50	1.54	8.52	7.82
克深E	机械+暂堵复合分层压裂	115.5	2.7	7.33	0.180	23.20	1.47	29.40	264.67

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截至目前，超深巨厚致密砂岩纵向细分层改造技术已在塔里木油田库车山前应用20口井，通过裂缝精细预测、储层分类评估、复合分层等手段，暂堵升压平均为12 MPa，达到了纵向精细改造的效果，改造后平均单井产气量由6.7×10⁴ m³/d提高至34.0×10⁴ m³/d，平均增产4倍，极大地提升了改造效果。库车山前部分应用井的暂堵效果如表4所示。

表  4  库车山前部分井暂堵升压效果统计

Table  4.  Statistics of temporary plugging and pressure ramp-up in partial wells in Kuqa Piedmont

井号	改造井段/m	改造工艺	暂堵材料粒径/ mm	暂堵升压/MPa
A-1	5412.00～5525.00	暂堵酸压	1～5，5～10	12.8
A-2	5524.00～5620.00	暂堵酸压	1～5，5～10	5.2
A-3	6805.00～6937.00	机械分层+暂堵转向压裂	1～5，5～10	7.0
	6959.00～7020.00		1～5，5～10	8.9
A-4	6112.00～6197.50	暂堵加砂压裂	1～5，5～10	13.0
A-5	7677.00～7760.50	暂堵加砂压裂	1～5，5～10	11.3
A-6	6267.00～6336.00	暂堵加砂压裂	1～5，5～10	8.0
A-7	6873.00～6991.00	暂堵加砂压裂	1～5，5～10	6.2
A-8	7177.00～7259.50	暂堵酸压	1～5，5～10	20.5
平均				10.3

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4.   结论与建议

1）为实现近井、中远井、远井区储层的精细分类，采用储层裂缝精细预测方法和储层分类评估方法，定量化改造工艺设计，为横向裂缝集中改造、纵向上科学分段提供重要指导，全方位沟通井周优质裂缝系统，实现储层井周裂缝精细评估。

2）为了增加分层数量，降低超深井下入多封隔器的安全风险，通过优化多封隔器管柱配置、研发可溶球、优选粒径1～5 mm和5～10 mm暂堵颗粒组合，形成了“机械硬分层+暂堵软分层”精细改造技术，提升了库车山前巨厚储层改造效果。

3）超深巨厚致密砂岩储层纵向细分层改造技术已在库车山前应用20口井，改造后单井产量平均增产4倍，实现了深层气藏巨厚储层的高效增产，对于类似超深厚储层的增产改造具有推广应用价值。

4）目前分层效果评价主要根据暂堵转向压力、施工压力等参数综合确定，地下实际分层效果确定手段尚不明确，建议根据测试产能情况、裂缝监测结果来确定改造后的分层效果。