江汉油田技术创新引领江东区块复杂构造带高效开发

去年以来，江汉油田在江东区块高陡构造带开展压后取心工作，取得页岩储层高陡构造带压裂缝网扩展新认识，并指导了江东区块立体开发调整技术政策的优化，使江东区块开发调整井组采收率提升至28.5%，较一次井网提高了12%，实现了在复杂地质条件下的页岩气立体开发技术突破。

江东区块紧邻焦石坝区块，龙马溪组主力气层段页岩厚度稳定、储层特征与含气性较优，与焦石坝同属优质的页岩气藏。该区块评价井试获日产14.9万立方米气流，拉开了涪陵气田二期产建的序幕。自2019年实施立体开发调整以来，江东高陡区受构造更为复杂、地层陡倾角超过20度、埋深超过3500米等地质条件制约，高陡区人工缝网的扩展形态与改造范围认识不清，压裂改造效果与产能不理想，后续合理的开发调整技术政策有待进一步攻关，严重制约高陡区开发调整的进程。

在此困境下，科研人员借鉴焦石坝通过压后取心取得压裂缝网特征的成功经验，为评价江东高陡区压后缝网延伸情况，提出了钻探一口压后取心井的设想，并按照页岩压后取心井“定方位、定井距、定井斜、定靶点”的“四定”设计原则，完成该井井位设计。该井钻探取心时正值春节，江汉油田研究院派出地质专家驻井开展取心卡层与岩心描述工作，最终取心进尺182米，取心收获率达到100%，圆满完成取心任务。

科研人员综合岩心裂缝描述、岩屑中压裂砂检测和电成像测井等多种手段，分析得出复杂构造带压后缝网与传统认知不同，取得页岩储层在高陡构造区裂缝扩展的新认识，结合前期实施评价井组的生产效果，创新性提出“天然裂缝网络-人工缝网-井网”矢量化三网协同立体开发模式，优化穿行层位与井网井距，使江东区块水平井间距缩小，储量控制率提升至91%。

这种矢量化三网协同立体开发模式的成功应用，标志着我国在高陡构造页岩气开发领域形成了完整技术体系，为类似复杂区块开发提供了中国方案，更为全球复杂构造区非常规资源开发提供了重要参考。