含油气的地层又叫储层。当钻头打到了目标储层，并不意味着每口井的油气都能通过管线直接喷涌出来。受岩性、埋深、地质构造等因素影响，油气在储层中流动的难易程度也不同。绝大多数超深储层中的油气难以在岩层中自由地流动，部分储层很难甚至无法开采。

为了将深层超深层储层中难以动用的油气资源顺利开采出来，需要对其进行人工改造，也就是储层改造。这项技术要在储层中“打开”多条具有高导流能力的裂缝，使油气有可以自由流动的“高速公路”，从而流入井筒，并被顺利地开采出来。储层改造不仅是拓宽油气流动通道的重要手段，更是实现效益开发的核心利器。

深井超深井在储层改造方面的难点是什么？技术上取得了哪些突破？与国外深层超深层储层改造相比，有哪些难点和挑战？《中国石油报》本期《“向地球深部进军”系列科普》，聚焦深层超深层油气勘探开发中的储层改造环节。敬请关注。

第一步 储层潜力评价

给油气储层“分班考试”

有没有油气？有多少油气？

油气勘探开发效果及成败，关键在于对储层的认识是否符合客观实际。在每口井正式投入开发生产前，都要对这口井的油气先天禀赋进行综合评价，开展油气产量、潜力、效益等多方面分析。前期的测井、录井等手段，只能获取油气储层的基本资料。由于影响储层特征的因素是复杂的、多方面的，因此只有对储层进行全方位的测定、分类、研究和评价，才能为后续储层改造和开发工作提供科学可行的指导。

首先，要做好储层的定性评价，解决有没有油气的问题。

储层改造是一种使难以动用资源得以经济高效开采出来的技术手段，并不能让油气从无到有、人为创造资源，也无法改变油气藏的先天禀赋。有些储层埋藏深度浅、渗透性好、油气流动顺畅，可以直接采油采气。然而，有的储层埋藏在6000至1万米的超深层，受超高温、超高压等因素影响，以及上方巨厚岩层压实作用增强，孔隙度和渗透率随着埋深的增加而下降，单井自然产能极低或者无产能，做好前期储层定性评价就显得尤为重要。根据前期地震、钻井、录井、测井、试井等相关资料数据，科研人员要对这些井的油气禀赋进行综合评价，对储层孔隙度、渗透率等进行“分班考试”、定性评级。按储集性能的优劣划分出好储集层（Ⅰ类储集层）、中等储集层（Ⅱ类储集层）、差储集层（Ⅲ类储集层）、非储集层（Ⅳ类储集层）等基本类型，看看储层到底有没有油气，是油层、气层、水层，还是多种流体共存，进而明确是否进行储层改造、花多大力气进行储层改造。

其次，要开展储层的定量评价，解决有多少油气的问题。

行业内常规的储层分类方法主要是定性和半定量两种，只能确定是否有油气、大概有多少油气，但无法得知具体有多少产量、高产层位究竟在哪里。对深层超深层储层来说，存在评价不精细、不准确等问题，进而影响后期储层改造方案的针对性和提产效果。影响储层储渗能力的因素有很多，如有效厚度、渗透率、孔隙度、砂体延伸广度、孔隙结构参数、非均质程度等。一项参数只能从一个方面表现储集层的特征，全面评价一个储集层必须采用多项参数，并依据各项参数影响高产的权重，从多个方面进行综合评价，从而判定这口井是“优等生”“中不溜”还是“差等生”，并为这些“成绩”高低不同的油气藏，给出更具针对性的“拔高”方案。

最后，要选准影响产量的高权重因素，解决“甜点区”在哪的问题。

“甜点”是指油气相对富集的高产区带，能够找到“甜点区”就意味着能获得更多的产量。塔里木油田联合中国石油勘探开发研究院、工程技术研究院等单位，创新探索出一种深层超深层“定性定量化储层评估方法”。塔里木油田从地质和工程两个层面重审地下，再盘“家底”，深化不同构造模式下储层发育研究，梳理出影响产量的16种主要因素，分析并明确每种因素对产量的影响权重，随后选取对产量影响较大的“目的层漏失量”“气测最大全烃”等权重参数，进行更加深入的综合测定、分类、研究和评价，找到富集油气的最大潜力层位，解开油气高产规律的“谜题”。

后期储层改造数据显示，在应用“定性定量化储层评估方法”后，经过储层改造，油气产量的高低和权重参数呈正相关性，基本实现了储层评估方法由“定性、半定量”向“定性定量”转变。相比以往“经验预测式”的储层评估，“定性定量化储层评估方法”对后期储层改造的指导更为具体，部分以往被视为“鸡肋”的致密、流动性差等油气藏，也能“品出新滋味”。储层评价技术的进步，对于一口井的资源禀赋到底如何、储集能力是高是低、如何找到“甜点区”，有了更加精准的评判，这也为后续储层改造和重大开发决策顺利实施提供了有力指导。

第二步 方案工艺设计

分区分类“因井而异”

能否采出来？怎样采出来？

有了储层定性定量评价的“藏宝图”，如何让这些“难动用”储量动起来？最关键的技术就是压裂。通过把一种被称作压裂液的高密度特殊液体注入地下，给七八千米深的岩层施加压力，从而破碎岩石产生裂缝，让藏在岩石里的油气流出来。

然而，不同于中浅层油气藏，深层超深层油气藏因为上部巨厚岩层的多年积压，普遍表现出低孔隙度、低渗透率、非均质性强等特性，绝大多数储层的质地异常坚硬、孔隙致密，可以说是“针插不进，水泼不进”，油气流动性很差。要从这样的石头里打出油来，犹如“干毛巾里拧水”。此外，深层超深层油气藏历经多期构造变形，地质结构也较中浅层更为复杂，几乎“百井百样”，储层改造没有“放之四海而皆准”的办法，需要因地制宜、因井而异，分区分类制定储层改造技术对策。

对于缝洞型碳酸盐岩油藏储层，打通这些油藏储集体之间的连通通道是关键

以我国最大超深油田富满油田为例，作为缝洞型碳酸盐岩的代表，富满油田的油藏如同一颗颗大小不一的豆子，埋藏在七八千米深的地下，相邻却不相连。往往在开采完其中一个油藏后，产量就会快速下降，极易陷入“前面产一吨、后面产一斤”的尴尬局面，“高产不稳产、见油不见田”成为这类超深油田的常态。塔里木油田首先明确各油藏储集体之间的位置关系，根据前期钻探情况，主要分三种模式设计储层改造方案。

方案一 对于顺利钻遇油藏储集体的井，直接采用酸化来疏通岩层孔隙。将能与储层岩石发生溶蚀反应的酸液注入地下，溶蚀储层中的碳酸盐岩等堵塞物，进而增强储层裂缝的连通性和储层的渗透能力。

方案二 对于没有钻遇油藏储集体、试油低产或没有油气流的井，基本采用“压裂+酸化”改造方案。首先通过常规压裂技术向井下注入高压压裂液，将原本“密不透风”的岩层撑开一条条裂缝，然后再将酸液注入地下，疏通裂缝通道。

方案三 对于钻遇多个油藏储集体的井，多采用“分段+压裂+酸化”改造方案，对多个油藏储集体进行分段压裂酸化改造，让压裂液依次撑开多个油藏储集体的裂缝通道，让每个油藏储集体实现“互连互通”，像穿糖葫芦一样用一口井“串”起更多油藏，提高原油产量。

对于裂缝型致密砂岩气藏储层，建立四通八达的天然气流动通道是重中之重

在我国最大超深凝析气田博孜-大北，其天然气储层则和富满油田截然不同，储层致密堪比磨刀石，经历了上亿年的强烈挤压变形推覆，地层构造支离破碎，天然气的分布与富集规律十分复杂。由于没有相对集中的天然气储集体，博孜-大北只能在一条条天然形成的裂缝中寻觅天然气。高效开发这类具有超深、超高温、超高压特点的“三超”致密砂岩气藏，是世界级难题。塔里木油田结合地下天然形成的裂缝情况，分门别类进行储层改造方案设计。

方案一 对于天然裂缝发育较好的储层，不需要打造新通道，采取酸化工艺疏通天然裂缝即可实现高产。

方案二 对于裂缝发育不均衡、变化大的储层，采用缝网压裂改造方案来激活天然裂缝系统。在将超高压、大排量压裂液注入地下打开裂缝后，采用暂堵转向工艺，精准控制压裂液向不同方向前进，实现“纵向上可以转层、同一层内可以转向”，在全井段进行均匀的压裂、造缝，把近井的“羊肠小道”改造为“高速公路”。

方案三 对于储层极其致密的裂缝不发育区，采用分段分簇+密切割大规模体积压裂技术。通过压裂液、支撑剂等“筑路”材料，对储层各井段开展更加密集的压裂改造，缩短压裂造缝间距，增加井段内裂缝条数，把储层“撑破”“打碎”，尽可能实现最大裂缝改造面积，同时沟通远端的相对发育的“公路系统”，在储层间修建四通八达的人造“道路网络”，尽可能提高储量动用程度。

第三步 现场压裂施工

在石头缝里“榨油”

储层改造怎么干？技术攻关怎么办？

在完成了储层优劣评价、确定了技术工艺方案后，储层改造就正式进入现场实施阶段——压裂施工。如果说试油是油气勘探开发的“临门一脚”，那么储层改造的压裂施工就是“射门失利”后的补救，或是一次得力的“进球助攻”。这是决定储层改造成败、提产效果好坏的关键一环。简单来说，主要分为前期准备、压裂造缝、压后评价。

一般的压裂作业，压力在70至90兆帕之间，井下压力、温度会随着井的深度加深而持续升高，压裂作业的功率、规模、复杂性以及风险程度也会不断增加。而在地下七八千米超深层开展压裂作业，其艰难复杂程度被称为在石头缝里“榨油”。值得一提的是，压裂工作一旦启动，会一直持续数天直至工作结束，这就对压裂生产组织、安全管控等提出了很高的要求，做好前期准备工作至关重要。

前期准备

以最为常见的酸化压裂、加砂压裂为例，施工正式开始前将有近20辆压裂车陆续开入井场，车头向外、车尾向内，紧密排成两列，一根根小腿般粗的高压管线将压裂车和井口连接起来。压裂液、化工料、混砂车等装备材料就位后，石油人将采用清水或压裂液，按照“液罐—混砂车—压裂泵—高压管汇—液罐”的循环流程，跟“洗肠胃”一样对管线、泵车等进行全方位“清洁”，逐车逐档检查连接运行状况，确保循环流程畅通，并进行压力测试，检查设备、井口、地面及所有连接部位有无刺漏，承高压性能是否达标。

压裂造缝

在储层改造“寻宝”方案的指导下，压裂车组将逐台启动，把性能优良的黏性流体以超高压快速注入井下，突破井壁地应力抗张强度，在岩层细小致密的孔隙间，崩开一条条裂缝。随后，将高强度、承压性强、颗粒均匀、形如砂粒的支撑剂，以一定比例与压裂液混合后，继续向地下加压注入，俗称“加砂”。在这些砂粒进入井下充填至裂缝后，就会像血管支架一样起到支撑作用，使刚形成的裂缝继续向地层深处延伸，形成足够长、具有高导流能力的填砂裂缝，使其不会重新闭合，后期可让油气轻松地通过裂缝开采出来，让“流不动的油气”流动起来，达到增产提采效果。

在压裂作业的“后半程”，施工人员将对压裂层位、压裂液排量、加砂量等多项指标进行综合研判，确定裂缝是否打通、陶粒支撑剂是否形成支撑，进而转入顶替作业，避免未进入裂缝的余砂造成后期井筒砂卡事故。同时，面对深层超深层压裂作业中，常规压裂液、支撑剂等材料强度不够、抗压不足等“水土不服”问题，近年来，塔里木油田持续攻关“筑路”材料，研发配套了颗粒均匀、来源广、成本低、抗压103兆帕的高强度陶粒支撑剂；在国际上首创并成功应用防蜡压裂支撑剂，超深高含蜡气藏防蜡有效期超过两年；创新研制氯化钾、硝酸钠等耐高温低伤害加重压裂液，进一步降低了井口压力和施工风险；配套攻关纤维、球形、不规则耐高温暂堵剂，实现超高温、超高压等不同类型油气藏的暂时封堵，为全井段均匀压裂造缝提供了有力保障。

压后评价

压裂后的评价工作也是储层改造中的重中之重，不仅能验证本次压裂工作各项参数的选择是否合理，也能说明储层改造方案的设计是否恰当，为同类深层超深层储层改造提供经验借鉴。压裂裂缝监测技术是压后评价当仁不让的“主角”，多采用近井筒、远场和间接裂缝监测技术，对储层进行微地震监测、压裂示踪剂等“望闻问切”测试，更好地了解压后产量情况、压裂后打通了多少条“道路”、改造的“路网”是否覆盖了所有油气层位、“条条大路”是否顺利通到了“罗马”。

科普问答

问 与常规中浅层储层改造相比，深层超深层储层改造取得了哪些技术突破？

答 相比常规中浅层储层，深层超深层储层面临埋深大、温度压力高、地层压实作用强、储层品位变差、地应力高等特点，导致储层改造安全施工风险高、充分改造难度大。近年来，塔里木油田在储层评价、改造液体、改造工艺等方面持续攻关，形成深层超深层储层改造技术。改造工艺由笼统改造发展到多样化体积改造，能够更好地匹配不同类型油气藏储层改造需求；改造液体系由常规压裂液到研发了3套耐高温、高密度压裂液，创新形成1套高温高密度加重酸液，为超深层储量动用提供了关键技术手段；装备作业能力耐压由105兆帕提高到140兆帕，研发出超深小井眼机械分层系列工具，配套了大温度范围（60至160摄氏度）系列暂堵材料，形成了超深井机械+暂堵复合分层改造工艺技术，使深井超深井储层得到充分改造。

问 与国外相比，国内深层超深层储层改造面临哪些难点和挑战？

答 对比北美等国外深层超深层储层改造，我国面临着比国外更多的技术难题。以国内塔里木油田为例，油气藏具有超深、超高温、超高压、高含硫“三超一高”特殊复杂地质特征，全球少有、国内仅有。比如国外的墨西哥湾、北海等超深油气田，其高温高压储层井况与塔里木油田相似，但储层物性好，不改造或很少改造就能获得高产油气流。在全世界衡量钻试采难度的13项指标中，塔里木油田有7项指标排名第一，综合难度为世界之最。对比国外，随着近年我国勘探开发不断向超深层、特深层挺进，储层改造的对象日趋复杂，开发难度越来越大，单井自然产能极低或者无产能，工程技术面临储层基质致密、孔渗极低、非均质性强、流体相态复杂、没有成熟的储层改造模式可供借鉴等复杂问题和关键技术的挑战，亟待在核心技术攻关方面持续发力，以技术创新实现对更劣质、更深层资源的有效开采。

问 与以往相比，近年来深井超深井储层改造方面取得了哪些技术进步？

答 通过近年持续攻关创新，首先，对深井超深井储层的认识更加清晰，地质工程一体化攻关更加紧密，多种储层评价手段配合发力，井周围200米范围内的断裂、裂缝、孔洞等“甜点区”空间位置也更加明确。在大物模实验的支持下，也逐步揭示了人工裂缝和天然裂缝的形成机理，为储层改造的实施提供了有力支撑。其次，在储层改造上纵横向沟通手段更丰富，研制了超深小井眼机械分层工具工艺，研发了新型低摩阻加重压裂液体系、高温暂堵材料，配置了超高压施工设备和地面流程，配套了超深井机械+暂堵复合分层工艺技术，实现了深层超深层长水平井段非均质性强储层“一段一策”的精准改造，大排量压裂下实现了精细分段高质量加砂，实现了压裂“指哪打哪”。建立了储层改造后评估体系，配套完善了广域电磁法裂缝监测、压裂示踪剂监测、分布式光纤监测等技术，储层改得怎么样、压裂效果好不好、人工裂缝压得准不准等情况一目了然。

深地故事

条件不好，创造条件也要上

讲述人：张燕 单位：西南油气田公司天然气研究院油气田开发化学研究所

随着深层超深层油气勘探取得一系列重大进展，中国石油在四川盆地发现了一批大型深层超深层碳酸盐岩油气藏。碳酸盐岩储层通常较为致密，必须采取一定的改造措施才能改善其储层连通性，保障生产。而井深的增加和储层温度、压力的不断升高，对酸压改造过程中的酸液性能及配套技术提出了极为严苛的要求。

面对技术要求高、改造难度大的境况，作为一名储层改造酸化液体研究人员，我心里一直绷着一根弦：“条件好，要上；条件不好，创造条件也要上。”

在各级领导的支持下，我们成立了高温酸液体系技术攻关小组，积极开展攻关工作。在关键添加剂研发方面，针对超高温造成的现有胶凝剂或缓蚀剂可能失效的难题，用技术需求倒逼产品研发，分子结构设计与产品复配创新“两条腿走路”；在仪器设备方面，针对国内外缺少超过200摄氏度高温、高压腐蚀评价装置的难题，从高温高压腐蚀仪主体结构的设计到优化，层层把关，力求实现安全、稳定、高效。针对高温高压流变仪等关键设备在恶劣环境条件下损耗高、核心配件更换频繁等问题，开展500余次室内液体性能评价实验，30余次修改、优化仪器设备设计图稿。最终，我们研发出超高温缓蚀剂及配套降阻剂，形成了超高温酸液配方1.0版本。同时，建立了超高温腐蚀评价实验装置，完善了关键设备配件存储机制，切实保障了研究工作安全、高效开展。

过去半年里，我们研发的超高温酸液体系及配套技术成功支撑了亚洲最深直井蓬深6井的储层酸化改造。相信在不久的将来，随着技术的不断进步，我们还会支撑更多万米深井的开发，不断为油气增储上产助力。（姬诗雯采访整理）

极限挑战，攻克世界级难题

讲述人：范润强 单位：西部钻探井下作业公司南疆项目部

2019年，我参加了塔里木盆地轮探1井深地储层改造施工。轮探1井井深8882米，相当于向下钻穿了一座珠穆朗玛峰，创造了当时亚洲陆上最深井、最深出油气井等7项纪录。塔里木盆地超深储层改造是世界级难题，是行业未知领域，更是中国石油人向极限地区发起的挑战。

做好压裂管汇安装试压后，在井口打开的那一瞬间，砰的一声，好像猛虎撞笼般的响声。打开闸门时，80多兆帕的井内压力便瞬间冲到地面管汇，让现场所有人都惊出一身冷汗。

“80多兆帕的压力，就如同枪膛射出的子弹，可以将1厘米厚的铁板瞬间击穿。这既是对现场装备的挑战，又是对施工人员心理素质的考验。” 一名在压裂行业摸爬滚打28年的压裂老兵马智说。

“起泵！”伴随着指挥的一声指令，压裂车发出巨大的轰鸣声，十几吨重的大家伙好像使出了全身力气，在高压大马力的作用下车身摇晃，施工压力快速爬升至100兆帕，地面140兆帕的压裂管线也开始微微颤抖起来。

根据压裂施工曲线分析，施工呈现明显的低排量、高泵压特征，不能满足加砂压裂要求。为了保证现场施工的安全性，塔里木油田公司将原加砂压裂改造方案调整为酸化压裂。

施工继续进行，压力突破121兆帕，终于撬开了“猛虎”的牙齿，地层开始平稳造缝进液。现场施工持续9个小时，可谓“步步惊心”。

多年来，我们西部钻探压裂铁军相继完成准噶尔盆地第一深井南缘呼102井、亚洲最深水平井塔里木盆地果勒3C井等重点井改造工程，承担了塔里木、准噶尔两大盆地80%以上的深地储层改造工程，为中国石油向地球深部进军、开发深层油气资源贡献了“西部钻探力量”。（张平采访整理）

（文字除署名文章外，由塔里木油田王成凯 任登峰 冯觉勇提供 / 图片除署名外，均由王成凯提供 / 技术支持：塔里木油田油气工程研究院、塔里木油田勘探开发研究院）

来源 | 中国石油报

编辑 | 许向芳

责编 | 华槿颜