天然气地球科学, 2023, 34(6): 963-972 DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.01.004

天然气开发

超深层气藏裂缝发育模式及水侵规律——以塔里木盆地克深 2、9、8 气藏为例

刘群明,, 唐海发, 吕志凯, 王琦峰, 刘兆龙, 常宝华

中国石油勘探开发研究院，北京 100083

Study on gas-water distribution and water invasion law under different fracture development models in ultra-deep gas reservoir： Taking Keshen 2， 9 and 8 gas reservoirs of Tarim Basin as examples

Qunming LIU,, Haifa TANG, Zhikai LÜ, Qifeng WANG, Zhaolong LIU, Baohua CHANG

Research Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina，Beijing 100083，China

收稿日期: 2022-10-17   修回日期: 2023-01-09   网络出版日期: 2023-02-28

基金资助: 中国石油天然气股份有限公司“十四五”前瞻性基础性科技攻关项目下属课题“深层/超深层气藏控水提高采收率技术研究”.  2021DJ1005

Received: 2022-10-17   Revised: 2023-01-09   Online: 2023-02-28

作者简介 About authors

刘群明（1985-），男，山东潍坊人，博士，高级工程师，主要从事天然气开发地质研究.E-mail：liuqunming10@petrochina.com.cn.

摘要

裂缝发育程度是塔里木盆地超深层气藏高产及水侵主控因素，但针对不同气藏间裂缝发育模式划分及不同模式下水侵规律研究较少。为此，以塔里木盆地超深层气藏典型代表克深2、9、8气藏为主要研究对象，基于野外露头、岩心观察、成像测井、泥浆漏失、试井解释、生产动态等资料，结合水侵物理模拟实验及气藏开发实践验证，系统研究了不同气藏裂缝发育模式及水侵规律。结果表明：①克深2、9、8气藏分别发育方向型、过渡型、缝网型3种裂缝模式，裂缝发育程度、分布均匀性、连续性逐渐增高；②克深2、9、8气藏主要发育EW向高角度构造裂缝，裂缝规模、有效性、物性、无阻流量、泥浆漏失量等裂缝定量表征静动态参数均值及其井间差异程度依次增高；③气水分布主要受裂缝发育模式控制，克深2、9、8气藏气水分异程度逐渐增高，分别对应厚气水过渡带、薄气水过渡带、正常气水分异3种气水分布模式；④裂缝发育模式决定水侵速度和采收率，方向型克深2气藏非均匀水侵速度快，物理模拟水驱气效率低，气藏最终采收率低，缝网型克深8气藏水侵规律反之，过渡型克深9气藏表现居中。研究成果可为气藏全生命周期控水开发提高采收率技术的形成提供理论模型和地质指导。

关键词： 超深层气藏 ; 克拉苏构造带 ; 裂缝发育模式 ; 定量表征 ; 气水分布 ; 物理模拟 ; 水侵规律

Abstract

The degree of fracture development is the main controlling factor for high production and water invasion of ultra-deep gas reservoir in Tarim Basin， but there are few studies on the division of fracture development model among different gas reservoirs and its effect on static gas-water distribution and dynamic water invasion. Taking Keshen 2，9 and 8 gas reservoirs as examples，the typical ultra-deep gas reservoirs in Tarim Basin，as the main research object，based on the outcrop，core，FMI，mud loss，well test interpretation and production data， combined with water invasion physical simulation experiment and gas reservoir development practice verification， the gas-water distribution and water invasion law of gas reservoirs under different fracture development models are systematically studied.The results show：（1）Three fracture models are developed in Keshen 2，9 and 8 gas reservoirs， namely direction type， transition type and fracture network type， respectively. The fracture occurrence of each gas reservoir is basically the same， and the mean values of static and dynamic parameters of fracture quantitative characterization， such as fracture size， effectiveness， physical property， open flow rate and mud loss amount， as well as the degree of difference between wells increase successively.（2）The gas-water distribution is mainly controlled by fracture development model， and the gas-water differentiation degree increases gradually in Keshen 2， 9 and 8 gas reservoirs， corresponding to three gas-water distribution models of thick gas-water transition zone， thin gas-water transition zone and normal gas-water differentiation respectively.（3）The fracture development model determines the water invasion rate and recovery factor. The non-uniform water invasion rate of Keshen 2 gas reservoir is fast， and the water flooding efficiency of the physical simulation is low， and the ultimate recovery factor of gas reservoir is low. The water invasion law of Keshen 8 gas reservoir is opposite， and Keshen 9 gas reservoir is in the middle. The research results can provide theoretical model and geological guidance for the formation of water control development and EGR technology in gas reservoir life cycle

Keywords： Ultra-deep gas reservoir ; Kelasu tectonic belt ; Fracture development model ; Quantitative charac-terization ; Gas-water distribution ; Physical simulation ; Water invasion law

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本文引用格式

刘群明, 唐海发, 吕志凯, 王琦峰, 刘兆龙, 常宝华. 超深层气藏裂缝发育模式及水侵规律——以塔里木盆地克深 2、9、8 气藏为例. 天然气地球科学[J], 2023, 34(6): 963-972 DOI:10.11764/j.issn.1672-1926.2023.01.004

Qunming LIU, Haifa TANG, Zhikai LÜ, Qifeng WANG, Zhaolong LIU, Baohua CHANG. Study on gas-water distribution and water invasion law under different fracture development models in ultra-deep gas reservoir： Taking Keshen 2， 9 and 8 gas reservoirs of Tarim Basin as examples. Natural Gas Geoscience[J], 2023, 34(6): 963-972 DOI:10.11764/j.issn.1672-1926.2023.01.004

0 引言

塔里木盆地超深层气藏主要是指储层埋藏深度大于6 000 m［1-4］的天然气藏，构造上位于盆地北缘库车山前克拉苏构造带克深区带内，勘探面积为5 500 km2，天然气资源量为3×1012 m3，截至2020年底累积提交探明储量为1.2×1012 m3，2020年天然气产量为174.3×108 m3，达到油田天然气总产量的60%。该类气藏是塔里木盆地“十四五”天然气增储上产的主战场［5-6］，也是继克拉2中浅层气藏之后“西气东输”的又一个重要气源地。

该类气藏具有超高压高温、储层巨厚致密、裂缝广泛发育、气水关系复杂的地质特征，气藏类型为典型的有水裂缝性致密砂岩气藏，裂缝发育程度是气井高产主控因素，沿裂缝通道的快速水侵是该类气藏稳产难度大、采收率较低的主要原因［7-9］。不同学者对超深层裂缝从多资料裂缝识别与描述［10-11］、裂缝分布规律及空间预测［12］、裂缝对气井产能［13］及水侵影响［14］等多个角度进行了较为深入的研究，但缺乏对不同气藏裂缝发育模式的系统性研究，对不同裂缝发育模式下气水分布及水侵规律的研究也较少。笔者以塔里木盆地超深层气藏典型代表克深2、9、8气藏为主要研究对象，基于野外露头、岩心观察、成像测井、泥浆漏失、试井解释、生产动态等资料，结合水侵物理模拟实验及气藏开发实践验证，系统研究了超深层气藏裂缝发育模式及其对气水分布及水侵规律的影响，研究成果可以为气藏全生命周期控水开发提高采收率技术的形成提供理论模型和地质指导，为国内同类型气藏裂缝模式与水侵关系研究提供参考。

1 地质特征

克深区带东北侧与克拉区带毗邻，西北、东北、南侧分别受克拉苏北断裂西段、克拉苏断裂、拜城断裂3条边界大断层控制［15］，平面上自东向西划分为克深、大北、博孜和阿瓦4 个区段（图1），纵向上发育盐下大型楔形冲断体，断背斜成排成带发育，其中克深2、9、8气藏位于克深区段内。主产层系为白垩系巴什基奇克组，埋藏超深（6 400~8 200 m），储层巨厚（250~310 m），属宽浅湖盆背景下辫状河（扇）三角洲前缘水下分流河道沉积，砂岩纵横向叠置连片，砂地比值较高（70%~83%），泥岩以夹层形式出现，厚度一般小于2 m［16］。岩石类型主要为中、细粒岩屑长石砂岩，储集空间以残余粒间孔和粒间溶孔为主，由微米级孔隙、纳米级喉道组成［16］。储层物性差，基质致密，实测岩心基质孔隙度为4%~7%，基质渗透率为（0.01~0.5）×10-3 μm2。发育超微缝、显微镜、小尺度缝、大尺度缝等不同级次构造裂缝，超微及显微缝作为微观级次裂缝，主要起到改善基质孔隙连通网格的作用，小、大尺度缝为宏观级次裂缝，是天然气运移产出与气藏水侵优势通道［17］。岩心实测裂缝孔隙度值占总孔隙度值百分比较小，仅为0.15%~2.9%，然而试井测储层渗透率值为（1.3~116.5）×10-3 μm2，说明裂缝的存在对孔隙度贡献较小，但作为流体运移主要通道，可提升基质渗透率值2~4个数量级。超深层裂缝同时还具有多期次发育、多组系产出、力学成因复杂的地质特征，空间分布非均质性较强，不同气藏之间或者同一气藏不同构造部位、不同层位裂缝发育程度差异也较大［12］。

图1

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图1   塔里木盆地克拉苏构造带平面及剖面

Fig.1   Plane and sectional map of Kelasu tectonic belt in Tarim Basin


2 裂缝发育模式划分

克深区段投入开发时间最早，目前投入开发气藏12个，其中克深2、9、8气藏天然气储量及产能规模最大，年产能力都超过10×108 m3，气藏完钻井数多，录取静动态资料丰富，且分别代表高陡式、突发式、宽缓式3种超深层断背斜构造样式［15］，针对该3个气藏开展超深层裂缝模式划分具有代表性和全区可类比性。

参考野外露头裂缝空间组合样式［图2（a）—图2（c）］，基于成像测井及岩心观察资料，根据宏观级次裂缝发育程度、组合形态、分布均匀性、连续性的不同，总结克深2、9、8气藏依次发育方向型、过渡型、缝网型3种裂缝发育模式。克深2方向型裂缝模式总体裂缝发育程度低，主要发育孤立及平行缝组合［图2（d），图2（e）］，空间呈非均匀分布，连续性较差，局部相对集中发育的裂缝组合表现出一定的方向性；相反克深8缝网型模式总体裂缝发育程度高，以发育网状缝、斜交缝组合为主［图2（h），图2（i）］，缝网空间均匀分布，连续性较强，产状多样无优势方向；克深9过渡型裂缝发育程度、分布均匀性和连续性3个方面表现居中，岩心及成像测井多见斜交或共轭缝组合［图2（g），图2（f）］。

图2

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图2   塔里木盆地超深层裂缝发育模式划分

（a）索汗露头剖面观测，方向型裂缝模式；（b）索汗露头剖面观测，过渡型裂缝模式；（c）索汗露头剖面观测，缝网型裂缝模式；（d）KS2-E井，6 767.5 m，方解石半充填孤立缝；（e）KS2-H井，6 800.3~6 825.6 m，孤立或平行裂缝组合；（f）KS9-B井，7 821.5 m，硬石膏半充填—全充填斜交缝；（g）KS9-D井，7 726.5~7 751.8 m，斜交裂缝组合；（h）KS8-D井，6 782.3 m，泥质、硬石膏半充填网状缝；（i）KS8-F井，6 760.5~6 785.6 m，网状裂缝组合

Fig.2   Division of ultra-deep fracture development model in Tarim Basin


3 裂缝模式定量表征

不同裂缝模式克深2、9、8气藏区域构造位置毗邻，目的层横向展布稳定，地层厚度基本相同，且储层空间上处于同一沉积微相背景，导致气藏间储层规模及物性特征差异不大。在储层基质地质特征相似的前提下（图3），气藏动态响应差异仅与裂缝发育特征相关。在充分利用好有限单井静态资料的同时，在“以动态补静态”研究思路的指导下，开展了不同裂缝模式静动态综合定量表征。为实现不同气藏间裂缝表征参数对比标准的统一，研究过程中主要统计位于构造轴线且尽可能钻穿目的层的井。

图3

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图3   塔里木盆地克深2、8、9气藏沉积微相对比剖面

Fig.3   Sedimentary microfacies profile of Keshen 2， 8 and 9 gas reservoirs in Tarim Basin


3.1　静态参数表征

静态表征主要是指基于单井地质资料评价井点裂缝发育特征，参数包含裂缝产状、规模、有效性及裂缝物性4个方面。对比发现（表1）不同气藏间裂缝产状基本一致，主要发育高角度构造裂缝，轴线井主体走向为EW向，但克深8气藏在裂缝规模、有效性、物性上要明显好于克深2气藏，克深9气藏参数值介于二者之间。

表1   克深2、9、8气藏裂缝模式静态参数对比

Table 1  The static parameters comparison of fracture development model of Keshen 2, 9 and 8 gas reservoirs

气藏产状规模有效性物性

倾角

/（°）

走向

线密度

/（条/m）

开度

/mm

未充填缝占比

/%

矿物

成分

力缝夹角

/（°）

孔隙度

/%

渗透率

/（10-3 μm2）

范围均值范围均值范围均值范围均值范围均值范围均值范围均值
克深222~8867核部EW向为主0.13~1.420.620.08~0.340.1811~5233

白云石

白云石

5~76340.005~0.0370.0211.3~28.218.1
克深920~85730.21~1.930.820.13~1.110.4315~1007116~40250.011~0.0860.0421.07~59.230.8
克深820~86710.28~2.230.970.24~1.300.5012~10073方解石0~20100.031~0.0900.05410.6~116.566.3

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3.1.1　产状与规模表征

裂缝产状主要表征裂缝产出的空间几何形态，包含倾角、走向2个参数。岩心观察、微米CT及成像测井解释发现各气藏均发育高角度构造裂缝，水平缝和低角度缝不发育，成像测井解释统计克深2、9、8这3个气藏裂缝倾角总体集中分布区间在65°~85°之间，倾角大于60°裂缝占总裂缝数量的比例为87.1%，分气藏倾角均值依次为67°、73°、71°，基本差异不大。将基于成像测井资料解释的各井裂缝走向与构造图叠合（图4），发现各气藏裂缝走向因受同一NS向区域古构造应力影响，平面展布特征总体基本一致，局部受构造应力变化略有差异，具体表现为：高部位核部裂缝主体走向与构造轴线平行呈EW向展布；低部位东西两翼主体裂缝走向都与构造轴线呈不同角度相交，克深2、9气藏东西两翼、克深8的西翼均呈NW—SE向，克深8气藏东翼主体呈NE—SW向展布。

图4

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图4   塔里木盆地克深2、9、8气藏裂缝线密度、走向及最大水平主应力方向分布

Fig.4   Distribution of fracture linear density， strike and direction of maximum horizontal principal stress of Keshen 2， 9 and 8 gas reservoirs in Tarim Basin


裂缝规模主要表征裂缝发育程度，包含裂缝线密度、开度2个参数，前者反映井点裂缝纵向发育密集程度，后者常被用来划分裂缝尺度。裂缝密度值通常可利用岩心观察或成像测井资料识别获得，但是基于岩心资料统计的线密度仅代表取心井段裂缝发育程度，同时考虑到不同泥浆条件下成像测井识别裂缝精度的不同［10］，按水基和油基2类泥浆类型分别进行了统计对比（图4），结果显示：基于水基泥浆成像测井数据计算克深2、8气藏裂缝线密度均值分别为0.62条/m、0.97条/m，克深9气藏无水基成像测井；基于油基泥浆成像测井数据计算克深2、9、8气藏均值分别为0.30条/m、0.36条/m、0.45条/m。岩心测量开度值因上覆地层压力释放往往比真实地下开度值偏大，该参数取值重点参考了水基泥浆成像测井计算结果，结果显示：克深2、9、8气藏裂缝开度均值分别为0.180 mm、0.430 mm、0.50 mm。裂缝线密度及开度值都反映克深2、9、8气藏裂缝发育规模依次增大。

3.1.2　有效性与物性表征

裂缝有效性主要受裂缝充填及开启程度控制［18］，充填比例越低，开启程度越好，裂缝有效性越高。根据岩心观察资料统计克深2气藏充填程度高，未充填缝占比为33%，充填矿物成分主要为偏淡水成岩环境下的方解石；克深9、8气藏充填程度低，未充填缝占比相当，比例值分别为71%、73%，充填矿物成分主要为偏咸水成岩环境下的白云石和硬石膏；克深2气藏未充填程度明显低于克深9、8气藏，主要与断背斜构造定型的时间前者要早于后两者有关［12］，越晚期形成的裂缝受胶结作用的影响越有限。 裂缝开启程度主要与力缝夹角（现今水平最大主应力与裂缝主体走向夹角）大小有关，通常夹角值越大，裂缝越不易开启，有效开度越小，裂缝活性越差，其中现今最大水平主应力方向与成像测井解释的井壁垮塌方位或诱导缝倾向垂直。统计发现（图4）：克深2气藏力缝夹角值范围跨度最大为5°~76°，平均值为34°，裂缝有效性最差；克深8气藏力缝夹角普遍小于20°，平均值10°，有效性最好；克深9气藏力缝夹角均值25°，有效性居中。

裂缝物性与有效裂缝主要通过裂缝孔隙度、裂缝渗透率2个参数表征。孔隙度值主要基于水基泥浆成像测井资料测算，结果显示：克深8气藏裂缝孔隙度均值最高为0.054%，达到克深2气藏均值0.021%的2.6倍，克深9气藏均值居中为0.042%。裂缝渗透率主要通过试井解释获得，结果显示：3个气藏所有试井解释渗透率都大于1×10-3 μm2，克深2、9、8气藏裂缝渗透率均值逐渐增大，依次为18.1×10-3 μm2、30.8×10-3 μm2、66.3×10-3 μm2。

3.2　动态参数表征

动态表征主要是指基于动态资料来反演井周裂缝发育程度及组合模式，常用的参数包括无阻流量、压力恢复试井压力导数曲线后期直线段斜率［19］及泥浆漏失量。无阻流量反映了气井最大产能，其值大小主要与井筒钻遇有效裂缝线密度及规模尺度有关，统计发现［图5（a）］：无阻流量平均值从高到低依次为克深8气藏（377.90×104 m3/d）、克深9气藏（320.53×104 m3/d）、克深2气藏（117.12×104 m3/d），无阻流量井间差异性也依次变大，说明井间裂缝分布非均质性逐渐变大；克深8气藏生产动态特征表现为单井产量高、稳产能力强，而克深2气藏压力、产量则递减快，克深9气藏表现居中。研究区气藏压力恢复试井压力导数曲线后期常表现为直线段，直线段斜率可一定程度上反映井周裂缝组合模式，试井曲线对比发现：克深2气藏该斜率值更接近1/2［图5（c）］，克深8气藏接近1［图5（e）］，克深9气藏［图5（d）］介于1/2~1之间。研究区钻井过程中的泥浆漏失通常是因为钻遇到裂缝发育带所致，泥浆漏失量大小可以从一个侧面反映相对大尺度裂缝的发育程度，统计发现［图5（b）］：克深2气藏泥浆漏失量平均值最低为74.26 m3，克深8气藏最大为497.51 m3，克深9气藏居中为179.02 m3。

图5

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图5   塔里木盆地克深2、9、8气藏裂缝模式动态参数对比

（a）无阻流量参数对比；（b）泥浆漏失量参数对比；（c）KS2-E井压力恢复试井压力导数曲线；

（d）KS9-B井压力恢复试井压力导数曲线；（e）KS8-H井压力恢复试井压力导数曲线

Fig.5   The dynamic parameters comparison of fracture development model of Keshen 2， 9 and 8 gas reservoirs in Tarim Basin


4 不同模式气水分布与水侵规律

4.1　气水分布模式

塔里木盆地超深层克深区带内气藏储层致密化时间在新近纪康村期（11~10 Ma），而大规模天然气充注主要发生在新近纪库车晚期—第四纪西域期（3~1 Ma）［20］，同时在该时期由于喜马拉雅运动晚期近南北向区域应力的快速强挤压，导致在气藏内部产生了大规模有效构造裂缝，喜马拉雅早期和中期形成的构造缝多被胶结物充填而变为无效［18］，所以研究区气藏类型属于“先致密后成藏、兼同期裂缝改造”型。在裂缝不发育区，先致密型气藏因基质孔喉半径小、孔隙连通性差，后期成藏无法形成有效连续气柱，导致主要充注动力浮力偏低，无法克服基质毛管阻力，形成厚度不等的气水过渡带［7，21-22］。在裂缝发育区，不同尺度裂缝沟通了相互孤立的基质孔隙，形成裂缝—孔隙连通网格系统，裂缝发育程度越高，网格系统空间连通程度越高，成藏气驱水过程就越彻底，气水过渡带越薄或表现为无过渡带。

依据裂缝发育模式及气水过渡带厚度的不同，将塔里木盆地超深层气藏宏观气水分布模式划分为厚气水过渡带、薄气水过渡带及正常气水分异型3种类型，分别对应方向型、过渡型及缝网型3种裂缝发育模式（图6），典型代表气藏依次为克深2、9、8。克深2气藏因方向型裂缝非均质发育，且有效裂缝发育程度相对最低，导致气水分异不彻底，试气证实存在较厚气水过渡带，纯气界面为一空间起伏曲面，局部最厚处如翼部Z井气水同层厚度可到210 m；克深8气藏因发育缝网型均质裂缝，有效裂缝发育程度最高，气水分异正常且具有统一的气水界面；克深9气藏发育过渡型裂缝，纯气界面以下具有薄气水过渡带，通常厚度小于20 m，纯气区里局部裂缝不发育处也会出现局部高含水的特征，如KS9-H井试气表现出下部射孔层产气、上部气水同出的生产特征。

图6

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图6   塔里木盆地超深层气藏气水分布模式

Fig.6   Gas-water distribution modes of ultra-deep gas reservoir in Tarim Basin


4.2　气藏水侵规律

4.2.1　水侵物理模拟实验

基于研发的高温、超高压条件下全直径岩心渗流实验装置［23］，挑选塔里木盆地超深层具有代表性的全直径岩心，通过人工压裂制造方向型、过渡型和缝网型3种岩心裂缝组合模式，模拟地层高温（实验温度：164.5 ℃）、超高压（实验压力：116 MPa）环境，开展3种裂缝发育模式下的水驱气物理模拟实验。

实验曲线结果表明裂缝发育模式决定了水驱气效率和含水率上升速率。水驱气驱替效率曲线具体表现为［图7（a）］：地层水在沿裂缝快速水窜的过程中，因受毛管力和润湿性作用，裂缝中地层水会不断向基质渗析形成水封气，导致岩心尺度水驱气效率整体不高；方向型表现为沿单条裂缝的快速水侵，驱替效率最低为24.41%；缝网型因裂缝条数多、均匀网状分布，驱替效率相对最高为61.14%；过渡型驱替效率居中为46.44%。含水率变化曲线具体表现为［图7（b）］：方向型裂缝岩心水驱突破时间最早（0.23 HCPV），水侵速度最快，突破后含水率迅速上升至90%以上，岩心快速水淹；缝网型裂缝突破时间最晚（0.47 HCPV），水侵速度最慢，且突破后含水率上升缓慢；过渡型突破时间居中（0.40 HCPV），水侵速度居中。

图7

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图7   塔里木盆地超深层不同裂缝模式下全直径岩心水驱气物理模拟实验结果

（a）水驱气驱替效率曲线；（b）含水率变化曲线

Fig.7   Experimental results of physical simulation of water gas displacement of full-diameter cores under different fracture models of ultra-deep stratum in Tarim Basin


4.2.2　气藏开发实践验证

典型气藏开发实践同样证实，在水体能量（次活跃水体，动态水体倍数2~3倍）、构造幅度（500~600 m）、采气速度（2%左右）相差不大的前提下，裂缝发育模式决定了气藏水侵速度及最终采收率，从方向型克深2气藏、过渡型克深9气藏到缝网型克深8气藏，水侵速度逐渐变慢，采收率逐渐增高。具体表现为：克深2、8气藏于2014年方案同时实施［24］，克深2气藏2015年西东两翼边部井KS2-W井、KS2-C井陆续见水，2019年后年全气藏见水，相比之下克深8气藏直到2019年底西翼边部井KS8-P见水，且东部未出现明显水侵，目前仅西翼5口井见水；克深9气藏于2017年方案实施，2019年东西两翼KS9-H、KS9-B陆续见水，目前邻近井位仍未见水；截至2021年5月，克深2、9、8气藏水气比分别为2.68 m3/104 m3、0.24 m3/104 m3、0.4 m3/104 m3，动态储量采出程度分别为15.56%、13.49%、32.27%，数值模拟计算最终采收率分别为18.24%、45.02%、60.57%。

图8

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图8   塔里木盆地克深2、9、8气藏水气比变化曲线

Fig.8   Water-gas ratio curve of Keshen 2， 9 and 8 gas reservoirs in Tarim Basin


5 结论

（1）克深2、9、8气藏储层基质地质特征差异不大，依次发育方向型、过渡型、缝网型3种裂缝组合模式，裂缝发育程度、分布均匀性、连续性逐渐增高，裂缝组合形态从以孤立、斜交型裂缝组合为主向缝网型组合转变。

（2）克深2、9、8气藏裂缝产状基本一致，主要发育高角度构造裂缝，轴线井主体走向为EW向，裂缝规模、有效性、物性、气井无阻流量、泥浆漏失量等静动态参数均值依次增高，井间值差异程度逐渐增大，压力恢复试井双对数曲线直线段斜率值分别为近1/2、1/2~1、近1。

（3）气藏类型为“先致密后成藏、兼同期裂缝改造”型，气水分布主要受裂缝发育模式控制，克深2、9、8气藏气水分异程度逐渐增高，分别对应厚气水过渡带、薄气水过渡带、正常气水分异3种气水分布模式，过渡带局部最厚可达210 m。

（4）水侵物理模拟实验证实从方向型、过渡型到缝网型，含水率上升速度逐渐变慢，水驱气效率逐渐增高，驱替效率依次为24.41%、46.44%、61.14%；气藏开发实践证实裂缝发育模式决定了气藏水侵速度和采收率，克深2、9、8气藏水侵速度逐渐变慢，气藏最终采收率逐渐增高，数值模拟预测值分别为18.24%、45.02%、60.57%。

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