試論中國陸相致密油有效開發(fā)技術(shù)

杜金虎，劉合 ，馬德勝 ，付金華，王玉華，周體堯

(1.中國石油勘探與生產(chǎn)分公司；2.中國石油勘探開發(fā)研究院；3.提高石油采收率國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；4.中國石油長慶油田公司；5.大慶油田有限責(zé)任公司)

0 引言

借鑒頁巖氣開發(fā)中的“甜點(diǎn)”識(shí)別、長水平井體積壓裂、工廠化開采等非常規(guī)開發(fā)技術(shù)[1]，美國致密油開發(fā)規(guī)模不斷擴(kuò)大，產(chǎn)量實(shí)現(xiàn)了跨越式增長，2011年致密油產(chǎn)量約 3 000×104t，2012 年達(dá)到約 9 690×104t[2]。中國鄂爾多斯盆地延長組、準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組、松遼盆地白堊系、四川盆地中下侏羅統(tǒng)及柴達(dá)木盆地古近系等均具豐富的致密油資源潛力，初步估算地質(zhì)資源量（80～100）×108t[1,3-6]。根據(jù)中國致密油的主要特征，結(jié)合近年來致密油勘探取得的成效，分析有效開發(fā)面臨的主要挑戰(zhàn)，探索致密油開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)方向，對(duì)中國致密油開發(fā)具有重要指導(dǎo)意義。

1 致密油勘探開發(fā)進(jìn)展

經(jīng)過近 3年的穩(wěn)步推進(jìn)，中國陸相致密油地質(zhì)評(píng)價(jià)方法已經(jīng)基本成熟，在儲(chǔ)集層類型、源儲(chǔ)關(guān)系、甜點(diǎn)主控因素及致密油聚集類型等方面已形成較系統(tǒng)的認(rèn)識(shí)，致密油勘探取得重要突破。在鄂爾多斯盆地長7段、準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組以及松遼盆地扶余和高臺(tái)子油層，目前已初步控制+預(yù)測(cè)儲(chǔ)量數(shù)十億噸，落實(shí)控制儲(chǔ)量超過6×108t，在三塘湖盆地、華北、遼河、大港也均發(fā)現(xiàn)了億噸級(jí)的有利區(qū)。

致密油勘探開發(fā)技術(shù)攻關(guān)取得重要進(jìn)展，創(chuàng)新完善了 4項(xiàng)配套關(guān)鍵技術(shù)：①建立了多參數(shù)巖石物理圖版為基礎(chǔ)的致密油儲(chǔ)集層地震預(yù)測(cè)技術(shù)，形成了地質(zhì)甜點(diǎn)、工程甜點(diǎn)、經(jīng)濟(jì)甜點(diǎn)綜合評(píng)價(jià)的致密油“甜點(diǎn)區(qū)”優(yōu)選技術(shù)，為致密油勘探開發(fā)選準(zhǔn)靶區(qū)、平臺(tái)式叢式水平井部署奠定基礎(chǔ)。②建立了以測(cè)井新技術(shù)為主體的“七性關(guān)系”評(píng)價(jià)方法體系，為水平井鉆井選層、井眼軌跡和壓裂造縫設(shè)計(jì)提供依據(jù)。③形成了長水平井優(yōu)快鉆井和水泥漿體系等技術(shù)系列，為提高水平井油層鉆遇率、安全快速鉆進(jìn)提供有效支撐。④形成了水力噴砂、水力泵送橋塞、裸眼封隔器滑套等多項(xiàng)水平井分段體積壓裂主體技術(shù)，壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)、壓裂液體系研發(fā)取得創(chuàng)新進(jìn)展，實(shí)現(xiàn)了“千方砂、萬方液”的大規(guī)模體積改造。

致密油開發(fā)成效初顯。鄂爾多斯盆地西 233示范區(qū)水平井體積壓裂改造后試油產(chǎn)量均超過 100 m3/d，安83叢式水平井工廠化壓裂試驗(yàn)區(qū)建成產(chǎn)能30×104t，水平井單井平均日產(chǎn)量比直井提高了8倍；松遼盆地3個(gè)致密油試驗(yàn)區(qū)建成產(chǎn)能規(guī)模13.9×104t，早期試采水平井單井累計(jì)產(chǎn)油已超10 000 m3；吉林油田致密油區(qū)形成產(chǎn)能規(guī)模6.5×104t，多段壓裂水平井日產(chǎn)油26～53 t，是直井的7倍以上；吉木薩爾凹陷水平井試油日產(chǎn)油71 m3，達(dá)到周圍直井產(chǎn)量的7倍。

2 致密油主要地質(zhì)特征

中國致密油主要以陸相沉積為主，不同盆地致密油發(fā)育層位跨度大，在儲(chǔ)集層類型、物性特征、巖石特性等方面，也存在較大差異（見表1）。主要地質(zhì)特征如下。

①中國陸相致密油分布面積相對(duì)偏小。受陸相湖盆沉積特征影響，中國致密油烴源巖分布面積為幾百至數(shù)萬平方千米，而北美威利斯頓盆地巴肯組海相頁巖分布面積7×104km2。但中國陸相致密油烴源巖厚度較大（大于30 m），總有機(jī)碳含量中—高，為致密油的形成提供了豐富的物質(zhì)基礎(chǔ)。

表1 中國陸相盆地典型致密油儲(chǔ)集層成因類型

②中國致密油儲(chǔ)集層類型多、物性差，非均質(zhì)性強(qiáng)。儲(chǔ)集層巖石類型復(fù)雜多樣，包括致密砂巖、砂礫巖、灰?guī)r、白云巖、沉凝灰?guī)r及其過渡巖類。源儲(chǔ)組合關(guān)系多，以源內(nèi)致密油為主，源上、源下均有發(fā)現(xiàn)。鄂爾多斯盆地長7段油層厚度大（10～30 m）、微裂縫發(fā)育；松遼盆地扶余油層單層厚3～5 m，多層疊置、變化快。相比而言，北美致密油儲(chǔ)集層巖性較單一、物性好，油層巖性以砂巖、碳酸鹽巖為主。

③低孔低滲特征明顯。北美致密油儲(chǔ)集層孔隙度10%～13%，中國致密油孔隙度一般小于10%、滲透率一般小于0.1×10?3μm2。儲(chǔ)集層喉道具有突出的微—納米級(jí)孔喉系統(tǒng)特征，以長 7段致密油為例，儲(chǔ)集層喉道半徑主要分布于0.10～0.75 μm（見圖1）。

圖1 恒速壓汞測(cè)試致密油儲(chǔ)集層喉道半徑頻率分布

④受沉積模式影響，源內(nèi)、源外儲(chǔ)集層含油飽和度差別較大。源內(nèi)致密油含油飽和度普遍較高，例如長7段含油飽和度65%～85%（見圖2），吉木薩爾蘆草溝組含油飽和度 70%～95%。松遼盆地扶余油層是典型的源下致密油，含油飽和度普遍低于 50%，生產(chǎn)井普遍油水同出。

圖2 長7段致密砂巖孔隙度與含油飽和度關(guān)系

⑤中國各盆地致密油原油密度、氣油比差別大，壓力系統(tǒng)以常壓和低壓為主，但也有高壓儲(chǔ)集層。長7段原油密度 0.70～0.85 g/cm3，氣油比高（100～200 m3/m3），壓力系數(shù)0.60～0.80；松遼盆地北部青山口組致密油原油密度0.85 g/cm3，氣油比約40 m3/m3，壓力系數(shù)達(dá)1.2以上。吉木薩爾蘆草溝組原油密度為0.80～0.90 g/cm3，地層壓力屬正常壓力系統(tǒng)。而美國致密油原油密度0.80～0.82 g/cm3，氣油比90～250 m3/m3，壓力系數(shù)1.35～1.80，為異常高壓儲(chǔ)集層。

⑥不同盆地的儲(chǔ)集層巖石脆性、地應(yīng)力差變化大。長7段油層脆性指數(shù)40%，地應(yīng)力差相對(duì)較小，一般為4～7 MPa；吉木薩爾蘆草溝組甜點(diǎn)儲(chǔ)集層整體脆性較好，地應(yīng)力差一般小于 6 MPa；松遼盆地扶余油層塑性強(qiáng)，地應(yīng)力差約10 MPa。脆性指數(shù)高容易形成網(wǎng)狀裂縫，水平兩向主應(yīng)力之差是控制裂縫走向的關(guān)鍵因素之一[7-8]。

⑦儲(chǔ)集層埋深相差較大。鄂爾多斯延長組、松遼盆地扶余油層埋深均在2 000 m左右，吉木薩爾蘆草溝組埋深約 3 000 m，而束鹿沙三段致密儲(chǔ)集層埋深3 500～4 000 m。

3 致密油有效開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)

中國陸相致密油突出的低孔、低滲、低壓等特征，導(dǎo)致開發(fā)過程中產(chǎn)量遞減快、能量補(bǔ)充困難、動(dòng)用效果差，有效開發(fā)面臨諸多挑戰(zhàn)。

第一，儲(chǔ)集層發(fā)育微—納米級(jí)孔喉，提高儲(chǔ)量有效動(dòng)用率面臨挑戰(zhàn)。由圖 3可見，致密儲(chǔ)集層孔喉細(xì)小，30%～50%的可動(dòng)原油儲(chǔ)集于0.1～1.0 μm的亞微米級(jí)孔喉中。由于儲(chǔ)集層物性非常差，常規(guī)壓裂提高孔隙連通程度幅度有限，改造效果普遍不理想。長慶油田長 7儲(chǔ)集層常規(guī)壓裂后試油獲工業(yè)油流井僅占總井?dāng)?shù)的 40%左右，儲(chǔ)量難以有效動(dòng)用。大慶扶余油層常規(guī)壓裂直井供液半徑僅90 m，單井控制動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量僅1.9×104t，600 m常規(guī)壓裂水平井控制動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量僅（7～9）×104t。

圖3 長7段致密砂巖可動(dòng)油分布

第二，儲(chǔ)集層低壓、低滲，提高單井產(chǎn)量面臨挑戰(zhàn)。受地層壓力低、單井控制儲(chǔ)量低的共同影響，天然能量十分有限，經(jīng)過初期的短期高產(chǎn)后，生產(chǎn)井產(chǎn)量普遍快速遞減；滲流阻力大導(dǎo)致致密油地層壓力傳導(dǎo)慢，生產(chǎn)上表現(xiàn)為長期低產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)特征，單井累計(jì)產(chǎn)油量低。長慶油田長 7段常規(guī)壓裂獲工業(yè)油流的井平均單井試油產(chǎn)量5.8 t/d，而試采產(chǎn)量僅0.6～0.9 t/d。面臨動(dòng)液面下降快、產(chǎn)量遞減快的困境。

第三，補(bǔ)充地層能量難度大，提高采收率面臨挑戰(zhàn)。致密儲(chǔ)集層依靠天然能量生產(chǎn)的采出程度一般低于 10%，而大規(guī)模壓裂改造形成裂縫體系后，水驅(qū)開發(fā)注入水容易沿裂縫快速突進(jìn)，在生產(chǎn)井形成暴性水淹，基質(zhì)孔隙中原油難以有效動(dòng)用。

第四，投資成本高，提高開發(fā)效益面臨挑戰(zhàn)。大慶油田松遼盆地致密油長水平井鉆井和體積壓裂的單井綜合費(fèi)用（3 000～5 000）×104元，而基于目前設(shè)計(jì)水平井平均單井累計(jì)產(chǎn)量1.48×104t，單井總投資必須降到 3 000×104元以下才能實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。準(zhǔn)噶爾、渤海灣、柴達(dá)木等盆地致密油埋藏深度大，長慶油田具獨(dú)特的黃土塬地貌、水資源匱乏，松遼盆地扶余油層含油性差，受不同因素影響，有效降低致密油開發(fā)成本難度大。只有圍繞不同盆地致密油特征，創(chuàng)新發(fā)展個(gè)性化的低成本開發(fā)模式，才能實(shí)現(xiàn)致密油的有效開發(fā)。

4 致密油有效開發(fā)思路及關(guān)鍵技術(shù)

中國陸相致密油資源規(guī)模大，勘探開發(fā)前景不容置疑。對(duì)低產(chǎn)量、低效益的開發(fā)現(xiàn)實(shí)，面臨的最大問題是采取何種開發(fā)思路與開發(fā)技術(shù)，以最大限度地提高儲(chǔ)量動(dòng)用率、采收率以及勘探開發(fā)綜合效益。綜合國內(nèi)外致密油開發(fā)技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀[9-13]，特別是近年來技術(shù)攻關(guān)的實(shí)踐和探索，對(duì)致密油的有效開發(fā)提出以下幾點(diǎn)思考。

4.1 指導(dǎo)思想

轉(zhuǎn)變觀念，突破常規(guī)開發(fā)技術(shù)的思維模式，以經(jīng)濟(jì)效益為中心，堅(jiān)持勘探與開發(fā)、地質(zhì)與工程、技術(shù)與經(jīng)濟(jì)、地面與地下以及科研與生產(chǎn)“五個(gè)一體化”，以水平井規(guī)模重復(fù)“壓采”為主導(dǎo)開發(fā)技術(shù)，采用“工廠化”作業(yè)、“集中式”地面建設(shè)、精細(xì)化經(jīng)營管理的組織模式，努力提高儲(chǔ)量動(dòng)用率，降低開發(fā)成本，提高開發(fā)效益。

4.2 開發(fā)技術(shù)的內(nèi)涵

水平井規(guī)模重復(fù)“壓采”一體化開發(fā)技術(shù)主要包括3方面內(nèi)涵：①一次壓采，采用長水平段、多段簇、高排量、大液量的壓裂方式改善滲流條件，提高地層能量、提高單井及累計(jì)采油量，實(shí)現(xiàn)“一次采油”；②重復(fù)壓采，在同一平臺(tái)井組，采用多井（同時(shí)或異時(shí)）更大規(guī)模的重復(fù)壓裂轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)，進(jìn)一步延拓原有裂縫，形成新縫網(wǎng)系統(tǒng)，挖潛剩余油富集區(qū)，同時(shí)有效補(bǔ)充地層能量，提高儲(chǔ)量動(dòng)用率，完成“二次采油”；③技術(shù)一體化，即集“一體化”設(shè)計(jì)、“平臺(tái)式”鉆井、“規(guī)?；眽毫选ⅰ爸貜?fù)式”改造、“控制式”采油、“集中式”地面建設(shè)等關(guān)鍵技術(shù)于一體的致密油開發(fā)模式。

4.3 技術(shù)機(jī)理

由于致密油藏孔喉細(xì)小、連通性差，滲流規(guī)律不符合達(dá)西定律，儲(chǔ)集層壓力系數(shù)低，衰竭開采過程中地層能量不能及時(shí)補(bǔ)充，地層壓力下降快、驅(qū)替動(dòng)力進(jìn)一步降低，造成單井產(chǎn)量快速下降、采收率降低。改善儲(chǔ)集層的連通性，補(bǔ)充地層能量，建立有效的滲流動(dòng)力系統(tǒng)是致密油藏開發(fā)的關(guān)鍵。規(guī)模改造、重復(fù)“壓采”的開發(fā)技術(shù)具備科學(xué)的增產(chǎn)理論基礎(chǔ)：致密油水平井壓裂期間，人造裂縫壓力高于喉道和孔隙壓力，壓裂液進(jìn)入連通的孔隙，在擴(kuò)壓放噴前逐步趨于平衡；放噴時(shí)裂縫內(nèi)的壓力降低，孔喉中原油在壓差驅(qū)動(dòng)下通過裂縫進(jìn)入井筒，形成工業(yè)產(chǎn)能；經(jīng)過一段時(shí)間采油生產(chǎn)后，當(dāng)產(chǎn)量低于經(jīng)濟(jì)下限時(shí)，實(shí)施重復(fù)轉(zhuǎn)向改造，力求既拓展原裂縫、又形成新縫網(wǎng)系統(tǒng)，再次補(bǔ)充地層能量，形成多次“壓采”的采油過程。

4.4 關(guān)鍵技術(shù)

4.4.1 “一體化”設(shè)計(jì)

“一體化”設(shè)計(jì)集成勘探、開發(fā)、工程、管理等各環(huán)節(jié)的優(yōu)化設(shè)計(jì)方案，通過勘探向后延伸、開發(fā)提前介入的方式，建立滿足油藏全生命周期評(píng)價(jià)需求的一體化交互式信息處理平臺(tái)（見圖4），遵循“逆向思維、正向?qū)嵤痹瓌t，根據(jù)實(shí)時(shí)動(dòng)態(tài)變化的參數(shù)，及時(shí)調(diào)整優(yōu)化所有環(huán)節(jié)的設(shè)計(jì)方案?！耙惑w化”設(shè)計(jì)的內(nèi)涵主要包括：①“逆向思維”，從地表環(huán)境、地面建設(shè)與系統(tǒng)管理的優(yōu)化設(shè)計(jì)出發(fā)，基于勘探評(píng)價(jià)初步形成的“甜點(diǎn)”資源規(guī)模，對(duì)鉆井平臺(tái)數(shù)量、位置、規(guī)模提出要求，再基于鉆井平臺(tái)位置開展井型、井位、井身軌跡優(yōu)化，根據(jù)地應(yīng)力方向及裂縫特征進(jìn)行水平井方向、壓裂規(guī)模及井距優(yōu)化，完成開發(fā)井網(wǎng)優(yōu)化設(shè)計(jì)；②“正向?qū)嵤?，根?jù)設(shè)計(jì)的開發(fā)井網(wǎng)方案，結(jié)合地質(zhì)認(rèn)識(shí)程度優(yōu)化設(shè)計(jì)鉆井順序，實(shí)施后不斷根據(jù)新井資料及時(shí)修正地質(zhì)模型，并隨著監(jiān)測(cè)、試采、分析資料的補(bǔ)充完善，動(dòng)態(tài)優(yōu)化調(diào)整井網(wǎng)井距、完井方式、采油及地面建設(shè)方案，直至實(shí)現(xiàn)油藏整體動(dòng)用?！耙惑w化”設(shè)計(jì)的目標(biāo)是儲(chǔ)量整體動(dòng)用、綜合開發(fā)效益最好。

圖4 “一體化”交互式信息處理平臺(tái)示意圖

4.4.2 “平臺(tái)式”長水平井鉆井

長水平井鉆井的目的是通過增加水平井段的長度大幅度增加單井控制儲(chǔ)量，而“平臺(tái)式”則是通過增加平臺(tái)井?dāng)?shù)實(shí)現(xiàn)單個(gè)平臺(tái)有效動(dòng)用儲(chǔ)量最大化。“平臺(tái)式”長水平井鉆井的主要優(yōu)勢(shì)是大幅度減少了用地面積，并為“工廠化”作業(yè)、集中式地面建設(shè)提供了有利條件?！捌脚_(tái)式”長水平井設(shè)計(jì)以水平段的方位、長度、井距為重點(diǎn)設(shè)計(jì)內(nèi)容。不同區(qū)域的致密油地質(zhì)條件不同，設(shè)計(jì)參數(shù)也不相同。例如，目前長慶油田致密油開發(fā)水平井的水平段長度一般為1 500 m，根據(jù)體積壓裂縫網(wǎng)監(jiān)測(cè)及油藏工程計(jì)算確定合理井距為500 m；大慶油田根據(jù)不同區(qū)塊儲(chǔ)集層發(fā)育特點(diǎn)，水平段長度為1 200～1 500 m，試井解釋確定體積壓裂水平井的合理井距則為700～1 400 m。目前“平臺(tái)式”鉆井尚處于技術(shù)完善階段。大慶油田致密油試驗(yàn)區(qū)長水平井體積壓裂單井控制動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量達(dá)到（12～27）×104t，是常規(guī)壓裂直井的6～14倍，已完成單平臺(tái)4口井的鉆完井作業(yè)。長慶油田致密油長水平井體積壓裂單井控制動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量可達(dá)（30～50）×104t，單井場(chǎng)可鉆叢式井6口，推廣應(yīng)用可節(jié)約土地60%以上。

4.4.3 “規(guī)?；斌w積壓裂

“規(guī)模化”體積壓裂采用大規(guī)模分段壓裂的方法，優(yōu)化基質(zhì)孔隙與人造裂縫網(wǎng)絡(luò)的空間配置，在盡量增大井控體積的同時(shí)，促進(jìn)長水平井控制范圍內(nèi)儲(chǔ)量的高效動(dòng)用。實(shí)施規(guī)模化體積壓裂需要把握 5點(diǎn)：①增加壓裂段簇，以實(shí)現(xiàn)整個(gè)長水平井段內(nèi)儲(chǔ)量的有效動(dòng)用，目前可壓裂22段以上；②細(xì)分“模塊”改造，根據(jù)滲透率將整個(gè)水平井分成很多小“模塊”，再根據(jù)儲(chǔ)集層展布特征優(yōu)化每個(gè)模塊內(nèi)的單縫規(guī)模（見圖 5），主要包括裂縫間距、長度、導(dǎo)流能力和射孔參數(shù)等，理想效果是實(shí)現(xiàn)均勻改造；③提高壓裂液排量，目的是擴(kuò)大裂縫規(guī)模、增加有效供給半徑，目前壓裂液注入排量可達(dá)到15 m3/min，體積壓裂井的供給半徑比常規(guī)壓裂可提高1倍以上；④增大入地液量、改造體積，中國陸相致密儲(chǔ)集層普遍低壓，大體積改造可有效補(bǔ)充地層能量；⑤低砂比、大砂量，通過尾追支撐劑提高壓裂縫的支撐能力，減少裂縫閉合?，F(xiàn)場(chǎng)施工中，在水平主應(yīng)力差別大、滲流能力較高的井段推薦采用切割式的體積改造，減少裂縫間的干擾；在基質(zhì)滲流能力偏差的井段，單條裂縫控制的基質(zhì)范圍有限，此時(shí)應(yīng)采用“打碎基質(zhì)”的方式，溝通含油裂縫與孔隙，形成較大的裂縫網(wǎng)絡(luò)；水平主應(yīng)力差小的儲(chǔ)集層易形成復(fù)雜裂縫，可以考慮減少分段數(shù)、增加簇?cái)?shù)的改造方式，降低作業(yè)成本。此外，很多陸相致密油儲(chǔ)集層單層薄、多層疊合發(fā)育，水平井鉆遇率相對(duì)較低，應(yīng)加強(qiáng)目的層上下鄰近油層的地質(zhì)評(píng)價(jià)，探索垂向造縫為主的穿層壓裂技術(shù)，擴(kuò)大單井改造范圍。

圖5 模塊化體積改造示意圖

“規(guī)模化”體積壓裂可大幅度增加基質(zhì)與裂縫的接觸面積，提高單井產(chǎn)量。長慶油田在西 233井區(qū)開展了不同工藝的“長水平井體積壓裂”開發(fā)試驗(yàn)（見表2），結(jié)果表明：改造的段數(shù)/簇?cái)?shù)、排量、規(guī)模與試油產(chǎn)量呈現(xiàn)一定的正相關(guān)關(guān)系；段數(shù)最多、入地液量最大的 YP10井的試油產(chǎn)量最高，但井底壓力下降明顯，產(chǎn)量遞減較快，300 d累產(chǎn)量并非最高。YP6井、YP9井雖然壓裂段數(shù)最少，但排量最高，砂量、入地液量大，累產(chǎn)量與 YP10井接近；而壓裂段數(shù)/簇?cái)?shù)、砂量、入地液量均較大的YP7井累產(chǎn)量最高。因此采用多段、多簇、大排量、大砂量、大液量的大規(guī)模改造技術(shù)是體積壓裂的主要發(fā)展方向。

表2 西233井區(qū)長7段致密油水平井體積壓裂統(tǒng)計(jì)表

大規(guī)模體積壓裂除了大幅度提高長水平井段內(nèi)的動(dòng)用儲(chǔ)量外，入地液在地層中還會(huì)有效補(bǔ)充地層能量。長慶油田現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)證實(shí)，壓裂入地液的返排率較低，大量入地液滯留在水平井周圍，形成高壓區(qū)，地層壓力增幅達(dá) 16%～28%（見表3），起到“超前注水”補(bǔ)充能量的效果。

表3 致密油水平井體積壓裂施工參數(shù)及地層壓力水平預(yù)測(cè)表

4.4.4 “重復(fù)式”改造

“重復(fù)式”改造將大規(guī)模重復(fù)轉(zhuǎn)向壓裂與補(bǔ)充地層能量相結(jié)合，既改變裂縫延伸方向形成新的更均勻孔縫改造體系，改善原人工裂縫兩側(cè)高含油飽和度區(qū)域的動(dòng)用效果，同時(shí)補(bǔ)充地層能量，有效提高單井產(chǎn)量，實(shí)現(xiàn)二次采油?！爸貜?fù)式”改造主要包括以下幾方面：①重復(fù)轉(zhuǎn)向均勻壓裂改造，例如受局部地應(yīng)力影響形成“V”形裂縫網(wǎng)絡(luò)（見圖6a），此時(shí)要針對(duì)單井開展精細(xì)化的重復(fù)轉(zhuǎn)向壓裂設(shè)計(jì)，而一次壓裂后的閉合裂縫也是重復(fù)改造的對(duì)象，盡量實(shí)現(xiàn)水平井段內(nèi)均勻改造的理想效果；②一次改造效果好的井組，長期生產(chǎn)后在水平裂縫兩側(cè)存在動(dòng)用效果較差的高含油區(qū)（見圖7a），此時(shí)可開展多井規(guī)模的整體重復(fù)改造試驗(yàn)（見圖6b），轉(zhuǎn)變裂縫方向連通剩余油區(qū)域（見圖7b），改善開發(fā)效果；③受水平井入靶段影響，2個(gè)水平井井排中間往往有一定規(guī)模剩余儲(chǔ)量，此時(shí)可補(bǔ)打水平井，進(jìn)行壓裂改造，最終實(shí)現(xiàn)整體有效動(dòng)用（見圖7c）。

圖6 重復(fù)轉(zhuǎn)向壓裂改造裂縫展布示意圖

圖7 重復(fù)轉(zhuǎn)向壓裂改造前后剩余油分布

按照致密油“壓采”思路，目前需要開展CO2/N2攜砂的體積改造技術(shù)研究，完善形成水平井無水重復(fù)轉(zhuǎn)向壓裂改造技術(shù)。氣體作為攜砂液進(jìn)入儲(chǔ)集層，有效補(bǔ)充地層能量，同時(shí)有效降低界面張力，提高原油采收率。吉林油田已經(jīng)完成CO2/N2干法壓裂技術(shù)裝備的研究與配套，大規(guī)模壓裂即將進(jìn)入現(xiàn)場(chǎng)。

4.4.5 “控制式”采油

“控制式”采油是通過采用合理生產(chǎn)工作制度維持單井長時(shí)間的穩(wěn)定生產(chǎn)，實(shí)現(xiàn)單井控制儲(chǔ)量的相對(duì)均勻動(dòng)用，從而獲得更高的單井累計(jì)產(chǎn)量。大規(guī)模體積改造后，致密油生產(chǎn)井可以獲得較高的產(chǎn)量，如果不采取控制措施，產(chǎn)量遞減快，生產(chǎn)過程面臨多方面問題：①初期快速返排容易造成壓裂縫閉合，改造失效；②生產(chǎn)制度頻繁調(diào)整，生產(chǎn)壓差、流速的頻繁波動(dòng)使得支撐劑帶失穩(wěn)，易造成出砂堵塞井筒，影響正常生產(chǎn)；③近井地帶壓力下降快，容易引起地層壓敏傷害。另外，生產(chǎn)制度多次調(diào)整也給生產(chǎn)管理帶來不便。“控制式”采油可有效避免上述問題，保證壓裂效果。大慶油田通過制定井口壓力與返排量圖版，選擇合理油嘴控制放噴，防止返排攜出壓裂砂，目前已形成水平井壓后放噴技術(shù)。在穩(wěn)定的生產(chǎn)制度下，新疆油田致密油試驗(yàn)區(qū)直井及水平井的增產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)效果均較好。長慶油田西233井區(qū)YP7井穩(wěn)定自噴 14.0 t/d以上，1 a內(nèi)產(chǎn)量無遞減，試采效果最好；而改造段數(shù)更多的YP10井，初期產(chǎn)量高但動(dòng)液面下降明顯，年遞減率達(dá)48.7%（見表4）。

表4 長慶致密油試驗(yàn)區(qū)水平井體積壓裂施工參數(shù)及生產(chǎn)效果對(duì)比表

4.4.6 “工廠化”作業(yè)

“工廠化”作業(yè)是指在同一區(qū)域采用大平臺(tái)集中部署一批井身結(jié)構(gòu)相似、完井方式相同的井，大量使用成熟的、標(biāo)準(zhǔn)化的技術(shù)系列和標(biāo)配裝備，以流水線形式進(jìn)行鉆井、完井、壓裂、生產(chǎn)等作業(yè)的生產(chǎn)模式。“工廠化”作業(yè)以“平臺(tái)式”鉆井為基礎(chǔ)，以成熟的工程技術(shù)為手段，以大幅度提高作業(yè)效率為目標(biāo)，可顯著降低致密油鉆壓成本。中國“工廠化”作業(yè)尚處于工藝流程試驗(yàn)和裝備配套階段。長慶油田創(chuàng)新優(yōu)化形成了多井交替壓裂作業(yè)技術(shù)（見圖8）。安83試驗(yàn)區(qū)水平井體積壓裂作業(yè)周期由2012年的平均62 d降低為2013年的31 d，作業(yè)效率提高1倍。通過研發(fā)高分子減阻劑、高效助排劑、黏土穩(wěn)定劑及高效降解劑，形成了體積改造壓裂液體系，實(shí)現(xiàn)了壓裂液低摩阻、低成本、可回收利用的設(shè)計(jì)要求，目前累計(jì)應(yīng)用95井次，壓裂返排液回收14 070 m3。

圖8 單井體積壓裂與雙水平井交替壓裂對(duì)比示意圖

4.4.7 “集中式”地面建設(shè)

“集中式”地面建設(shè)是指在一定的有效半徑內(nèi)，建設(shè)集壓裂水源供應(yīng)、壓裂液回收處理、原油集輸三位一體的聯(lián)合站（見圖 9），采用一套管網(wǎng)與各叢式水平井場(chǎng)相連，集輸管道在體積壓裂作業(yè)階段反輸壓裂用水，放噴和采油階段油水正向混輸，從而有效降低運(yùn)行成本，實(shí)現(xiàn)節(jié)能減排、安全環(huán)保、“綠色”開發(fā)。長慶油田設(shè)計(jì)了多水源井集中供應(yīng)的配套模式，有效解決了“工廠化”作業(yè)面臨的水資源匱乏問題。通過將壓裂供水、污水處理、原油集輸與處理等作業(yè)整體規(guī)劃、統(tǒng)一建設(shè)，實(shí)現(xiàn)集約化生產(chǎn)、數(shù)字化地面管理，提高了運(yùn)營效率，減少了勞動(dòng)強(qiáng)度。針對(duì)部分井場(chǎng)距離較遠(yuǎn)、建水源集中供應(yīng)中心難度大的問題，可采用小型撬裝壓裂液回收裝置、撬裝多功能高效集輸處理工藝等，實(shí)現(xiàn)單井場(chǎng)的集約化地面處理配套技術(shù)。

圖9 叢式水平井場(chǎng)的集中供輸中心示意圖

5 建議

中國陸相致密油開發(fā)整體仍處于試驗(yàn)探索階段，與美國海相致密油的開發(fā)相比，面臨更大技術(shù)挑戰(zhàn)，大幅度降低開發(fā)成本、實(shí)現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)仍有很長的路要走?；谀壳爸旅苡涂碧介_發(fā)取得的重要進(jìn)展，建議下一步應(yīng)重點(diǎn)開展3方面工作。

第一，加強(qiáng)致密油孔縫系統(tǒng)滲流規(guī)律的基礎(chǔ)理論攻關(guān)研究。開展物理模擬實(shí)驗(yàn)，研究致密砂巖造縫機(jī)理、重復(fù)壓裂機(jī)理，深化致密儲(chǔ)集層孔喉結(jié)構(gòu)認(rèn)識(shí)，明確致密油儲(chǔ)集層孔縫系統(tǒng)滲流規(guī)律、“壓采”開發(fā)補(bǔ)充能量機(jī)理，盡快形成致密油開發(fā)基礎(chǔ)理論體系。

第二，水平井規(guī)模重復(fù)“壓采”一體化開發(fā)技術(shù)是致密油開發(fā)的主要技術(shù)，由于不同盆地致密油地質(zhì)特征及勘探認(rèn)識(shí)程度存在差異，在完善重點(diǎn)區(qū)塊“甜點(diǎn)”資源勘探評(píng)價(jià)基礎(chǔ)上，應(yīng)加強(qiáng)開發(fā)理念創(chuàng)新與實(shí)際應(yīng)用的緊密結(jié)合，通過現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)探索完善開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)，形成致密油開發(fā)技術(shù)系列。

第三，致密油開發(fā)必須以效益為中心，堅(jiān)持完善勘探、開發(fā)、工程、地面建設(shè)“一體化”的動(dòng)態(tài)管理模式，通過油藏規(guī)模的整體設(shè)計(jì)、規(guī)模實(shí)施，有效降低單位動(dòng)用儲(chǔ)量的投資成本。致密油開發(fā)推進(jìn)過程中，應(yīng)積極開展產(chǎn)量遞減規(guī)律研究，加強(qiáng)提高采收率技術(shù)的探索與效果評(píng)價(jià)，實(shí)現(xiàn)致密油開發(fā)的全生命周期經(jīng)濟(jì)技術(shù)評(píng)價(jià)，為規(guī)模效益開發(fā)提供科學(xué)依據(jù)。

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