陆相源内非常规石油甜点优选与水平井立体开发技术实践—以鄂尔多斯盆地延长组 ７ 段

　　原标题：陆相源内非常规石油甜点优选与水平井立体开发技术实践—以鄂尔多斯盆地延长组 ７ 段为例

　　鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段(长7段)是一套典型的陆相湖盆沉积,整体以深色泥页岩的生油岩系为主,中—上段发育多套砂泥互层的细粒含油薄砂,该套页岩层系储层纵､横向沉积非均质性强,且盆地本身具有低压特征,以单套油层为对象进行开发时,表现出储层动用程度低､采收率低､单井递减快､开发成本高的问题,开发难度大｡通过多年研究和开发实践,形成了针对长7段页岩层系平面小规模､垂向多套发育的细粒砂岩储层的优选方法,并提出了以平台为单元,“大井丛立体开发”的布署动用理念,构建了“大井丛立体布井､三维水平井钻井､集成压裂”等系列陆相源内非常规石油开发技术｡针对长7段页岩层系储层甜点的地质特征,对砂体几何形态､空间分布､脆性指数和裂缝分布进行立体刻画,实现地质—工程一体化甜点评价,同时开展平面､纵向和水平段立体优选;基于优选结果,以实现甜点的空间最大体积控制和经济动用为目的,开展立体式大井丛布井;通过三维水平井钻井技术实现井丛防碰和大偏移距施工,优质快速完井;根据钻遇砂体的地质—工程特征,结合储层渗吸和低压特点,采用集成压裂模式,由传统单一压裂向“造缝､补能､驱油”三位一体升级;同时,平台一体化管理提高工作和作业效率,降低成本｡应用大井丛立体式布署动用方式建立了鄂尔多斯盆地陇东示范区,取得了良好效果,为陆相源内非常规石油的规模开发提供了有益借鉴｡

　　陆相页岩油;源内非常规“甜点”;大井丛立体开发;立体布井;三维水平井钻井;集成压裂;平台一体化管理

　　随着世界经济的发展,各国对油气资源的需求量持续增加,常规油气资源越来越难以满足工业和经济发展的需要,非常规油气资源已经成为世界油气勘探开发的趋势｡

　　美国页岩油资源丰富､资源条件良好,主要分布于海相沉积盆地中,且产层面积大､连续性好､TOC和压力系数普遍较高,历经60年探索攻关,形成了“水平井+体积压裂”的开发技术｡2019年,美国页岩油产量达到3.86×108t,占比总产量52%,原油产量止跌回升,改变了世界能源格局｡美国页岩油的成功开发证明页岩油是现今油气资源的重要接替领域｡

　　据美国能源信息署(EIA)预测,中国页岩油技术可采资源量达44.8×108t,资源潜力巨大｡然而与北美海相页岩油相比,中国页岩油以陆相为主,甜点整体规模较海相小,具有沉积相变化快､非均质性强､热演化程度偏低的特征｡因此,开发理念也存在较大的差异,北美大规模发育的海相页岩油目前采取“多区块接替”的思路组织生产,即开发区初期高产以快速收回成本､产能不足后其他区块接替;中国陆相页岩油规模小､资源有限,秉持着“追求较长时间稳产､努力提高最终采收率”的开发理念｡目前,中国国内陆相页岩油“甜点”评价､页岩油开发方法较统一,采用地质—工程一体化的思路,综合地质､地震､测井和工程等多学科研究方法,优选“储集层甜点”;针对小规模的页岩油甜点,加强人工干预研究,对甜点进行“体积开发”,在甜点体积空间内形成复杂缝网体系,建立人造高渗区,构建“人工油气藏”。

　　中国陆相页岩油开发尚处于起步阶段,目前已在准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组､渤海湾盆地孔店组､松辽盆地青山口组以及鄂尔多斯盆地延长组7段(长7段)探索规模开发｡准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油的储层岩性为粉砂岩和白云岩,通过不断调整开发方式和水平井参数,提高油层动用程度,目前完钻水平井178口,已进行了不同开发方式的对比实验;渤海湾盆地孔店组白云质型“甜点”勘探开发也取得重大突破,已完钻38口水平井,累积产油2.9×104t,正逐渐形成规模开发;松辽盆地青山口组页岩油甜点类型为纹层型､页理型页岩,虽然通过直井缝网压裂､水平井体积压裂在古页油平1井､英页1H井获产量超35m3/d的工业油流,但在2018—2019年实施的19口探井中,仅10口获得工业油流,效益开发仍需继续探索;鄂尔多斯盆地长7段页岩油通过持续攻关试验,在储层岩性为粉砂—细砂岩的地质条件下进行开发,目前完钻水平井285口,初期单井产油量为18.6t/d,开发效果较好｡从中国陆相页岩油资源的开发现状可知,陆相页岩油地质条件不一,开发效果差异显著｡因此,在体积开发思路的指导下,仍需进一步研究复杂地质条件与开发技术的适配性｡

　　笔者以鄂尔多斯盆地长7段为例,阐述了长7段源内非常规“甜点”的地质内涵和地质特征,在甜点精细表征和评价的基础上,有针对性地布井､钻井､压裂等,形成了适应长7段地质特征的“大井丛立体开发”技术,并以平台为例说明了该项技术的应用实践｡

　　鄂尔多斯盆地处于中国东部构造域与西部构造域接合部位,古生代时属大华北盆地的一部分,晚三叠世发生的印支运动使扬子板块北缘与华北板块发生挤压碰撞,在盆山耦合作用下,形成了鄂尔多斯大型内陆坳陷湖盆｡根据现今盆地构造形态及演化历史,划分出西缘冲断带､天环坳陷､伊陕斜坡､晋西挠褶带､伊盟隆起及渭北隆起6个二级构造单元(图1)｡

　　三叠系延长组是一套内陆河流—三角洲—湖泊相碎屑岩系,自上而下依次划分为长1—长10共10段(图1)｡长7段沉积期,盆地周缘区域构造较活跃,盆地受SW向强烈挤压和NE向垂向隆升的影响,发生了南北不均衡､不对称的快速坳陷过程,湖盆基底呈“南陡北缓”的展布格局｡长7段沉积期是湖盆最大的扩张期,湖水深、水域广,形成了面积达6.5×104km2的半深湖—深湖区(图1),沉积了一套以暗色泥岩､黑色页岩为主的厚度达100m以上的生油岩系,奠定了中生代陆相湖盆生油的基础｡

　　长7段砂泥叠合发育,受水动力条件､湖盆底形起伏特征等因素影响,纵向和横向储层非均质性强,整体以泥页岩类为主,平均砂地比17.8%,自下而上可细分为长73亚段､长72亚段和长71亚段(图1)｡长7段以三角洲相和半深湖—深湖亚相沉积为主,长73亚段为最大湖侵期,发育大套厚层页岩;长72亚段和长71亚段沉积期随着湖盆的萎缩,因河流注入,受重力流沉积作用,建造了一套以三角洲前缘的水下分流河道､砂质碎屑流以及浊流砂体为主的细粒沉积,整体岩性为粉砂—细砂岩,是油气富集的主要场所｡长7段广覆式分布的泥页岩与大面积粉砂—细砂岩紧密接触或互层共生,源-储配置好,油气近源高压充注,潜力巨大｡

　　长72亚段和长71亚段粉砂—细砂岩致密,地面空气孔隙度为5%~11%,地面空气渗透率为0.03~0.3mD｡储层孔喉尺度小,孔喉半径小,孔隙半径集中在2~8μm,喉道为20~150nm,但这些小尺度孔隙数量众多,多尺度的微米级孔隙提高了页岩层系储集层的储集能力｡

　　鄂尔多斯盆地现今地层压力为14.7~15.8MPa,地层压力系数为0.7~0.8,属于低压盆地｡地层能量的不足造成产量快速递减｡但长7段属于源内自生自储,含油饱和度达70%以上,含油性好;原始气油比为70~120m3/t(生产气油比为2300m3/t),原油黏度平均为1.35mPa·s,有利于水平井体积压裂改造后规模产出｡

　　在2004年以前,鄂尔多斯盆地长7段主要作为生油层研究,为长6段､长8段多个大油田的油源｡在2004—2011年,在创新形成的深水重力流富砂理论指导下,重新将长7段作为储层认识,试油获得工业油流,但单井产量低,受当时技术经济条件限制,无法有效动用｡在2011—2017年先后开展了短水平井五点､七点注水井网和长水平井体积压裂效果对比｡结果显示,注水后水平井见水风险大,见效不明显｡长水平井体积压裂后初期单井产量高,较注水效果好｡以“水平井+体积压裂”为突破口,在长7段的中—上段(长72亚段和长71亚段)探索提产试验,先后开辟了西233､庄183､宁89共3个试验区｡试验区共布署水平井25口,水平段平均为1560m,井距为600~1000m,第1年累积产油量平均为3970t,单井产量获得突破,明确了长7段水平井体积开发的技术方向,形成了水平井提高单井产量核心技术,但由于井间距大､采出程度低,不适合规模开发｡

　　2018年以来,为实现规模效益开发,进一步细化针对长7段地质条件的体积开发技术,取得了较好的效果｡除了在长7段下部(长73亚段)的中—高成熟区开展风险勘探､中—低成熟区进行原位转化实验以外,目前已在长7段中—上段建成开发示范区,累积生产原油为298.7×104t,其中,2020年生产原油为93.1×104t,完钻水平井285口,如期建成百万吨级产能示范区｡

　　陆相源内石油聚集在岩性较细且致密的储层里,源-储组合较多,储层里普遍含油｡陆相源内非常规“甜点”是指在陆相页岩烃源层系内,在整体含油背景下,相对更富含油､物性更好､更易改造､在现有经济技术条件下具商业开发价值的有利储集层｡长7段整体以暗色泥岩､黑色页岩的生油岩系为主,中—上段砂泥互层,发育多套含油砂体,岩性为粉砂—细砂岩,单砂体厚度薄,平均厚度为3.5m,砂体横向规模较小,为1500~4000m(图2),埋深为1600~2500m｡长7段泥页岩内石英､碳酸盐等脆性矿物含量为30%~40%,脆性指数为35%~45%;粉砂—细砂岩内脆性矿物含量较高,脆性指数高,为40%~60%;水平两向应力差较小,为4~7MPa;同时发育高角度(平均倾角为86.5°)天然裂缝,有利于大规模体积压裂改造形成缝网系统。因此,长7段内的含油粉砂—细砂岩是典型的陆相源内非常规“甜点”,属于夹层型页岩油储层甜点,整体表现出平面小规模､垂向多套发育的特征｡在表征及优选时需将地质特性与工程特性统筹考虑｡

　　砂体结构､储层性质(物性､含油性和可压性)和裂缝的刻画是源内非常规“甜点”评价优选的关键｡在砂体几何形态､空间分布的立体刻画基础上,对脆性指数和裂缝分布进行研究,实现地质—工程一体化甜点评价,同时综合地质､地震以及测井技术方法,通过平面､纵向和水平段进行立体优选,为陆相源内非常规石油的立体开发奠定了基础｡

　　在排除压裂规模影响的情况下,依据水平井产量和经济性对储层进行定量评价,通过研究产量与储层品质和可压性的关系,确定各类储层的砂体结构､有效储集空间､裂缝密度和脆性指数等关键参数分布区间,建立鄂尔多斯盆地长7段页岩层系储层综合评价标准(表1)｡

　　Ⅰ类储层为多期砂体叠置厚层型,孔渗条件较好,含油饱和度和脆性指数较高,水平井产量大于13t/d,内部收益率较高;Ⅱ类储层为以砂为主的砂泥互层型,砂体厚度为8~15m,孔渗和含油饱和度较Ⅰ类差,岩石脆性指数为40~50,水平井产量介于9.5~13.0t/d,内部收益率大于3.5%;Ⅲ类储层为以泥为主的砂泥互层型,砂体厚度较薄,孔渗和含油饱和度较差,岩石脆性指数较低,水平井产量小于9.5t/d,具有较低的内部收益率｡

　　通过测井单井单砂体精细刻画,结合三维地震预测井间储层,将地震属性里反映砂体厚度､含油性､脆性的信息通过神经网络法进行融合(如叠前反演､密度､30 Hz单频､均方根振幅属性等),建立三维地质模型,预测各类储层的空间分布｡形成地质—工程一体化“甜点”平面预测技术｡

　　优选出油层厚度大､含油性好､脆性指数高的砂体作为平面目标“甜点”｡以庆城油田北部为例,优选Ⅰ+Ⅱ类“甜点”584km2(图3)｡由于分布范围较广,Ⅱ类“甜点”区(图3中偏橙色部分)与Ⅰ类“甜点”区相邻分布,是下一步持续勘探及储量扩边的重要潜力区｡

　　在平面“甜点”展布的基础上,通过三维地震分频相移技术精细刻画薄储层及微构造,结合钻井要求开展水平井轨迹设计｡针对井控程度低､地质情况复杂的区域,通过精细化导向提高油层钻遇率｡通过随钻方位伽马测井应用和三维地震,判断储层产状､构造等信息,明确轨迹调整方向,使平均油层钻遇率提高了7.9%,优质油层钻遇率达到80%｡H7井(图4)通过纵向甜点优选成功钻成水平段长达4088m｡

　　针对水平段岩性､砂体地质力学参数难以表征的问题,通过加测密度､中子､阵列声波等测井,形成储层品质､工程力学品质测井评价技术,精细评价岩石组分､脆性、地应力等参数及裂缝发育情况,建立水平井分类评价标准(表2),为射孔段优选和压裂方案优化提供依据｡

　　在水平段储层分段分级精细评价的基础上,优选射孔段,指导压裂改造方案的差异化设计(图5)｡其中,Ⅰ类储层进行完全改造,密集布缝,提高加砂和进液强度;Ⅱ类储层进行充分改造,均衡布缝;Ⅲ类储层适度改造,精准布缝,控制压裂成本｡长7段页岩油水平井设计压裂段全部压开,其中一次压开成功率为93.7%｡

　　前期试验开发阶段中,因对长7段页岩油甜点的分布和特性认识不清,以单套油层为对象进行开发时,表现出储层动用程度低､采收率低､单井递减快､开发成本高的问题,整体开发效果一般,不满足工业化开发需求｡经历了近十年的试验探索,针对此类平面小规模､垂向多套发育的细粒砂岩储层,以“体积开发”理论为指导,结合鄂尔多斯盆地沟壑纵横使井场面积受限的黄土塬地貌､考虑水平井压裂成本和环保压力,引入了以平台为单元的“大井丛立体开发”布署动用思路｡即对空间上分布的甜点,从前期研究规划至组织生产,均进行立体设计,包括布井方式的选择､钻井的实施､压裂的设计以及平台一体化的作业方式和管理,以实现规模效益开发｡

　　立体式布署动用过程仍面临着5个挑战:①如何布井以实现对空间上发育的多套小规模甜点的最大动用;②如何解决小范围空间上多口井实施的施工挑战;③如何形成有效复杂缝网最大化动用油藏;④如何优化组织管理实现高效生产;⑤如何实现经济可行｡通过持续攻关试验和现场实践,深入认识了长7段页岩层系甜点特性和生产特点,对此类源内非常规储层的有效开发技术和组织管理方式也取得了长足进步｡通过大井丛立体式布井和三维水平井钻井,实现对甜点的最大体积控制和经济动用;“造缝､补能､驱油”三位一体集成压裂实现裂缝对近井筒储量的高效覆盖并提高采出程度;同时建立了独具特色的平台一体化管理模式;最终从单平台“大井丛立体开发”应用至全区,实现了规模效益开发｡

　　黄土塬井场受限,且鄂尔多斯盆地长7段存在多小层叠合的地质特征,为实现最大体积控制和经济动用,使平台效益最大化,形成了大井丛立体布井技术｡以“井网一次布署､井距合理优化”为原则,通过多角度论证单层井网参数,结合实际发育的油层数,形成空间立体布井方式｡

　　影响水平井体积压裂开发效果的井网参数主要为井距和水平井长度｡水平井长度由地质体规模决定,新井布署时应充分考虑｡井距的大小影响着储层动用程度､采油速度和采出程度,因而为确定井网参数时的重点研究对象｡前期试验表明,采用大井距(600~1000m)的方式开发,初期产量高,后期递减慢,但储层动用程度低,采油速度和采出程度较低;小井距(150~200m)试验时,储层动用程度高,采油速度和采出程度高,但单井产量递减快､开发成本高｡在大井丛立体开发时,井距的大小同样影响着平台的整体经济效益,因此通过建立平台经济技术评价模型来确定井距。

　　建立平台经济技术评价模型的核心在于如何在经济可行的条件下,通过优化平台单井井距和水平段长度,动用适度地质储量,实现单井EUR(估算最终采收量)和最终采收率最大化｡基于单井EUR预测和全生命周期经济模型,按照“最优规模和最佳形态”压裂优化技术理念,通过研究有效支撑缝长(支撑剂到达长度)和布缝方式确定井距｡根据理论模型模拟结果､现场测试和实验结果综合决定有效缝长和布缝方式｡首先经由微地震监测和压裂模拟得到长7段细粒砂岩储层理论最大有效缝长为200m,初步优化井距约为400m｡但由于反演过程中地震波处理方法的不足,微地震事件并不等同于实际开启的裂缝,应进一步研究优化｡压裂模拟和现场实验结果表明,随着井距减小,单井累积产量降低,但采出程度较高(图6),压窜比例也越高(图7)｡

　　经过生产试验确定了示范区的平面井距为300~400m(图8)｡在压裂规模不变的条件下,有效利用井间干扰,单井控制储量为(20~30)×104t,通过大井丛立体布井整体压裂,增强缝网复杂性､最大化动用储量,可保证单井EUR在(2~3)×104t,具有良好的经济效益指标｡

　　理论分析认为,压裂过程中的“应力漩涡”(井筒附近的不均匀压降导致的复杂应力场分布)可能引起水力裂缝沿漩涡边缘突进,造成储层不充分改造｡为了避免加密井网时产生严重的井间干扰,采取“井网一次布署”原则,充分利用原状应力场,提高整体开发效果｡最终形成“纵向立体错隔,平面规模覆盖”的布井方式(图8)｡

　　考虑到压裂效果,结合地区最大主应力方向,将水平井方位确定为与最大主应力方向垂直,为NE75°｡同时,基于油藏发育特征,结合井场大小､井距､偏移距等因素,采用单方位立体式布井,水平井长为2000m,同层井距为300~400m｡在现今陇东示范区已实施平台中,单平台平均水平井数为6~10口,最大22口｡H40平台3个层位布署水平井20口(单层井距为400m),单平台水平段累计长度超过40km,控制储量为720×104t,水平井储量控制程度提高至90%,实现了叠合小层的充分动用(图8)｡

　　水平井方位并不一定严格与最大主应力方向垂直,鉴于研究区两向应力差不大,轨迹方向对体积改造影响小,依据“主动干扰理论”,可以通过实施设计,减少由于井网不规则对储量动用带来的影响｡目前,为进一步提高大井丛布井储量动用程度,同时探索大规模压裂后局部地应力变化,在H60平台南北两侧水平井中间增加2口井,开展了井场靶前距储量区动用试验｡采用最大程度斜交主应力方向布井,轨迹避开两侧相邻的水平井,预留足够的距离保证钻井安全,在压裂缝改造过程中,用单喷点射孔的方式,避开两侧水平井,可为大平台模式下储量的充分动用提供技术方向｡在同一平台布署多方位角度的水平井,如扇形排布水平井,是研究区下一步的试验方向｡

　　单平台井数的增加可增大平台动用储量｡基于单平台动用储量最大化的现实需求,持续优化钻井轨迹设计与控制､集成降摩减阻工艺,使偏移距逐步提升,实现了单平台井数的增多,形成了三维水平井钻井技术｡

　　三维水平井钻井技术主要通过平面上优化井口间距､排距;空间上优化井口与靶点对应关系,整体分区三维设计,解决工厂化施工､井丛防碰､大偏移距施工的挑战(图9)｡建立井场走向､井口位置与靶点关系模板,防碰绕障设计一次到位,实现单向拖动流水线作业,形成大偏移距三维水平井布局方法｡针对不同地形与井场条件,结合地质布署与生产进度需求,形成了分区作业､多钻机同向､平行等多种工厂化钻井布局方式,提高平台建设效率｡

　　大偏移距三维水平井轨迹立体设计主要在空间上针对靶前位移､剖面类型以及造斜率进行优化,主要原则为:①在满足地质开发要求的条件下尽量减小滑动导向钻进和下套管摩阻;②轨迹的总长度和导向钻进段的长度尽可能短;③全井的狗腿角之和尽可能小;④井眼曲率不宜太大或太小｡基于分段设计模型,从造斜点到入窗点,可形成具有不同造斜点､扭方位点及造斜率的三维剖面设计方法｡开展了“多段制”剖面设计优选,可根据不同井的位置进行剖面选择｡

　　基于空间圆弧+分段设计的大偏移距三维水平井井身轨迹设计方法,结合钻井工具的实际造斜能力,对摩阻系数､靶前距､偏移距､偏移角度三维剖面设计的关键参数进行计算优选｡通过现场实钻井的大钩负荷､井眼轨迹､钻具､钻井液密度､钻压和扭矩等工程参数来计算钻柱和套管､裸眼的摩阻系数,利用该摩阻系数进行钻柱摩阻预测分析｡矿场实践表明,随着实际最大偏移距的提高,剖面设计与施工轨迹控制难度大幅提高,与前期较为成熟的二维水平井剖面设计､小偏移距三维水平井相比,大井丛剖面设计需综合考虑井斜､方位和整体防碰｡综合储层垂深､偏移距､靶前距､水平段长等地质需求,采用三维轨迹节点参数计算与实钻造斜参数相结合的方法,平台造斜点整体分区设计､分段造斜率整体优化,形成大井丛水平井井身轨迹设计(图10)｡目前通过该方法实现了1000m以上偏移距钻井的突破｡

　　该项技术使单平台水平井实施能力由6口上升至31口(具备单个平台钻32口井的能力),平台控制储量由180×104t上升至1000×104t(表3)｡

　　长7段页岩层系储层发育大量的微纳米级喉道,孔喉半径小,具有渗吸的特性｡室内核磁共振渗吸实验表明,水相在毛细管力作用下,由细微孔道进入岩心,能够将其中赋存的原油推动至大孔道,逐步汇集后排出,实现油水置换(图11)｡

　　矿场试验也表明,随返排率的提高,地层含水降低,水体含盐升高,含水率稳定在20%~30%后,含盐量逐渐接近原始地层水矿化度(图12),说明地层水与压裂液发生了置换｡

　　前期的分段压裂､分段多簇压裂的目的仅为造缝,鄂尔多斯盆地长7段页岩层系储层具有渗吸的特性和低压特点,通过强化进液强度和在压裂液中加入高效渗吸改善剂,达到补充地层能量和提高采出程度的目的｡按照人造渗流体控制储量最大化的理念,从传统单一压裂造缝向“造缝､补能､驱油”三位一体升级,形成了更适应鄂尔多斯盆地长7段页岩层系储层的集成压裂模式｡

　　细分切割造缝的目的是为增大改造体积｡与北美页岩油同步压裂技术和四川页岩气重复压裂技术不同,细分切割通过一次性增加网状裂缝､缩短改造段数和簇数,有效改造体积,提高单井产量｡利用复杂裂缝扩展､油藏工程､数值模拟及大数据分析等方法,对改造段数和簇数进行综合优化,实现裂缝对近井筒储量的高效覆盖。以改造体积最大为目标,依据模拟结果,裂缝间距10~20m时,缝间产生应力干扰可形成复杂裂缝网络,间距越小,干扰越明显(图13)｡

　　以渗流距离最短为目标,综合考虑致密储层基质渗流率､生产压差及启动压力梯度,计算地层基质有效渗流距离为3~5m,优化裂缝间距为6~10m｡矿场统计前期示范区改造段数､簇数与百米有效水平段半年累积产油量关系可知,随着改造段数､簇数增大,水平井半年累积产油量也呈现增大趋势(图14)｡

　　综合“改造体积最大､渗流距离最短､累积产量最高､技术经济最优”目标,优化得到最优裂缝间距为5~15m,裂缝密度为8~10条/hm,井下微地震测试表明,与NP1井对比,H6平台在提高改造段数和簇数后,图中用不同颜色区分不同的改造带,图15(b)中储层改造形态由面到体,改造程度得到了大幅提升(图15)｡

　　强化进液强度的目标为提高补充地层能量｡鄂尔多斯盆地长7段压力系数低,压裂后需要人工举升生产｡压裂液需要具有造缝和增能双重作用,考虑井组缝网全覆盖和初期自喷生产,将压裂造缝与超前补能相融合,根据液体效率､水平段长､井距等参数优化入地液量｡根据压裂入地液体物质守恒原理,定义页岩油改造后地层压力系数αp:

　　现场实践结果表明,地层压力为井筒静液柱压力的1.2倍以上可实现自喷生产｡在满足压裂后裂缝全覆盖及压力系数大于1.2的基础上,还需考虑压裂液的投入产出情况,寻找入地液量的经济化参数｡矿场水平井进液强度与百米水平段半年累积产油量散点图表明(图16),随着进液强度增大,阶段累积产油量呈上升趋势,年递减率明显下降;当进液强度超过25m3/m,产量增幅和递减趋势变缓,综合优化有效水平段进液强度为20~25m3/m｡自2018年以来,长7段页岩油水平井压裂后地层能量得到充分补充,压力系数由0.8提高到1.2以上,投产初期自喷井比例达到92%,年递减率降至30%以下。

　　为进一步提高采出程度,融合压裂工程和三次采油工艺,研发了高效渗吸改善剂｡界面张力是影响长7段页岩油储层渗吸效率的主控因素｡以改善基质润湿性､增强毛细管自吸力为目的,基于水相乳液合成技术,解决多种添加剂匹配性问题,研发形成集“降阻､造缝､携砂､驱油､防垢”为一体的驱油型多功能压裂液体系｡该体系能够改变油水界面张力和岩石壁面润湿性,将微孔､纳米孔中不可动油部分置换为可动油,加快油水置换,提高渗吸效率(图17)｡室内评价表明,该压裂液油水渗吸置换效率较常规压裂液提升30%;减阻率达到72%,减阻起效时间小于10s;在70℃下,阻止钙､钡､镁离子结垢性能达到90%以上｡目前已规模应用25.3×104m3,排液周期缩短2个月以上｡

　　采用造缝､补能､驱油一体化的集成压裂模式,示范区水平井平均单井初期日产油量由12.1t/d提高到18.6t/d,单井EUR由1.8×104t提高到2.8×104t,采收率提高2%｡

　　针对目前因体制不能适应陆相非常规低品位资源有效开发动用､市场化不充分､工程成本高､项目全生命周期管理不佳等严重制约资源有效动用开发的问题,改革现有模式､强化管理是必要举措｡基于大井丛立体开发理念,以平台为单元探索平台一体化管理模式,为陆相页岩油规模效益勘探开发提供保障｡

　　2018年以来,长7段页岩层系储层的效益开发以平台化为基础,强化平台技术集成,创新平台组织管理,形成了平台式项目管理模式｡以大井丛平台为单元,探索平台责任制管理模式,按照“平台化设计､平台长负责､平台化运行”的思路,执行设计､生产两级台长责任制,分区统筹管理,实现了区域内工程进度和原油生产的最佳平衡,提升了项目建设管理水平｡

　　通过推广大井丛立体式布井,坚持“平台小工厂､区域大工厂”的生产组织理念,探索形成了以“大井丛水平井立体实施､平台连续供水､高效施工装备配套､钻试投分区同步作业”为特色的黄土塬地貌工厂化作业新模式,大幅提高了作业效率,同时节约用地､用水,降低了成本｡单平台平均布署水平井数由前期的1~2口上升至6~10口｡尤其是地面与地下相结合,实践“同向钻井､同向压裂､同向投产”,最大程度避免了不同工序间的相互干扰,减少非必要等停时间及对产量的影响,钻井周期由29.1d下降为18.0d,压裂效率由每天1.2段上升至每天3.1段,逐步实现了“平台→区域”工厂化的升级｡

　　通过建立平台一体化管理模式,储量动用得以最大化,作业效率有所提升,同时节约用地､用水,降低了成本,大幅提高了开发效率和效益｡同时实施智能化管控,从油田开发开始,采用自动化､智能化､数字化,建立了现代化生产基地｡通过方案优化､技术革新､管理升级等多项措施,在2018—2020年,在水平段长度逐年增长､压裂段数增加､压裂规模增大的情况下(图18),水平井单井投资降低10%以上｡

　　前期定向井开发单井产量为0.3~0.5t/d,单井场钻井数为1~2口｡2018—2020年,以单平台立体开发､全区多平台为建设思路,在鄂尔多斯盆地陇东地区建立示范区,建设年产能为200×104t,完钻水平井285口,平均每个平台井数提至6口井以上,井距为300~400m,井均水平段长为1732m,钻遇率为75.2%｡采用“造缝､补能､驱油”三位一体集成压裂工艺压裂水平井214口,井均22段115簇,入地液量为2.89×104m3,加砂量为3136m3｡投产170口井,初期单井日产油水平比2017年以前提高近1倍,目前产油量为13.6t/d,含水为29.9%,平均累积产油量为4701t/a,平均第1年采油速度达1.8%,整体开发效果较好｡2018—2020年开发技术也在逐年提升,具体表现为在水平段平均长度逐年增加的条件下(图18),压裂段数和单井投资逐年下降,单井产量基本保持不变｡

　　H60平台是贯彻“大井丛立体开发”理念与设计的典型案例｡通过前期地质—工程一体化甜点优选,在H60平台附近建立井场,采用三套小层交错大井丛立体开发,共组合水平井22口,水平段长为1500~2000m,同层井距为300m,平面井距为150m,控制地质储量为600×104t,实现了多个小层的一次性动用(图19)｡根据油层钻遇和砂体发育特征,H60平台采用“造缝､补能､驱油”集成压裂技术,通过储层分类分级评价和裂缝参数差异化设计,实现“缝控储量最大化”,平台储量充分动用｡平台22口水平井预计累计设计压裂502段,入地液量为64.3×104m3､砂量为7.66×104t,压裂周期为60d。

　　开发理念的转变､钻井技术的创新实现了“超小井场､超大井丛”钻井施工作业,对敏感区布井､工厂化施工､劳动组织架构带来了积极变化｡通过技术提升,贯彻绿色发展,H60平台利用原有老井场开发,将22口水平井的地面设施置于一个86m×43m的井场范围内,井口间距优化为6m,双钻机间距为30m,单平台节约占地为13.3×104m2｡H60平台建成后,预计达产年采油速度为2.2%､单井产油量为16.0~20.0t/d,平台产油量为360t/d､平台年产原油为12×104t｡

　　H60平台占地面积较常规缩小97%,产能建设周期提高40%,单井产量提高30%以上,单井投资下降10%,储量动用程度提高了30%,取得了“创新､智能､高效､绿色”的成果,是目前研究区已实施平台中单平台实施井数最多､储量动用程度最高、效率最高的平台之一,为中国源内非常规储层的效益开发探索了新的模式｡

　　(1)鄂尔多斯盆地长7段储层为深色泥页岩中夹杂的粉砂—细砂岩,具有平面小规模､垂向多套发育的特征｡通过地质—工程一体化的思路对甜点进行立体优选,在砂体几何形态､空间分布､脆性指数和裂缝分布的立体刻画基础上,进行平面､纵向和水平段甜点评价优选｡

　　(2)复杂地质条件与开发技术的匹配性决定开发效果｡针对此类页岩层系储层,通过开发实践和理论研究,提出了平台“大井丛立体开发”布署动用思路,从前期研究规划至组织生产,均进行立体设计,以实现规模效益开发｡

　　(3)形成了大井丛立体布井技术｡针对平面小规模､垂向多层发育的页岩层系甜点,以“井网一次布署､井距合理优化”为原则,通过建立平台经济技术评价模型,形成“纵向立体交错,平面规模覆盖”的布井方式｡实现单井与平台EUR最大化的目标｡

　　(4)形成了小井场大井丛三维水平井钻井技术｡针对不同地形与井场条件,结合地质布署与生产进度需求,整体分区设计,工厂化钻井布局｡提高小井场储量动用程度和平台建设效率｡

　　(5)形成了集成压裂技术｡针对鄂尔多斯盆地长7段页岩油储层低压特点,采用造缝､补能､驱油一体化的集成压裂模式｡示范区页岩油水平井平均单井产量达到18.6t/d,单井EUR由1.8×104t提高到2.8×104t,采收率提高2%｡

　　(6)建立了平台一体化管理模式｡针对工程成本高､项目全生命周期管理不佳的现状,基于立体开发理念,建立了以平台为单元的全生命周期管理体系,提高开发效率和效益｡

　　(7)在鄂尔多斯盆地长7段页岩层系储层探索形成了“大井丛立体布井､三维优快钻完井､集成压裂”的系列开发技术和平台一体化管理模式,是地质与工程一体化、管理与技术相结合的综合性创新成果,将为中国陆相源内非常规石油的大规模有效动用发挥示范引领作用｡

　　本文作者:李国欣,吴志宇,李桢,陈强,鲜成刚,刘合｡本文转自《石油学报》2021年6月第42卷第6期,内容不做商用,仅用于信息传播,如有侵权,请与我们联系｡

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