致密礫巖油田高效開發(fā)理論認(rèn)識(shí)、關(guān)鍵技術(shù)與實(shí)踐
——以準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖油田為例

李國欣，覃建華，鮮成鋼，范希彬，張景，丁藝

（1. 中國石油勘探與生產(chǎn)分公司，北京 100007；2. 中國石油準(zhǔn)噶爾盆地重點(diǎn)探區(qū)勘探開發(fā)指揮部，新疆克拉瑪依 834000；3. 油氣資源與探測(cè)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（中國石油大學(xué)（北京）），北京 102249；4. 中國石油新疆油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依 834000）

0 引言

準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖油田是近年來在凹陷區(qū)成藏理論指導(dǎo)下發(fā)現(xiàn)的儲(chǔ)量規(guī)模達(dá)10×108t 級(jí)的特大型致密礫巖油田[1-2]，在開發(fā)方式、開發(fā)技術(shù)等方面存在許多科學(xué)問題和技術(shù)難題。

從地質(zhì)條件看，國外典型海相致密油/頁巖油儲(chǔ)集層具有沉積穩(wěn)定，構(gòu)造相對(duì)簡(jiǎn)單，分布面積廣，厚度大，熱成熟度高，埋深適中，頁巖層系壓力高、含油飽和度高、氣油比高、流動(dòng)性較好等特點(diǎn)[3-4]，而瑪湖油田因其獨(dú)特的沉積特點(diǎn)與成藏特征，具有顯著的特殊性。一是巖性更加復(fù)雜、儲(chǔ)集層橫向變化快、非均質(zhì)性強(qiáng)，優(yōu)質(zhì)“甜點(diǎn)”鉆遇難度大；二是遠(yuǎn)源成藏、含油飽和度低，油井獲得高產(chǎn)的難度大；三是儲(chǔ)集層物性差、天然裂縫不發(fā)育、水平兩向應(yīng)力差大，不利于壓裂復(fù)雜縫網(wǎng)的形成。作為國內(nèi)外非常規(guī)資源開發(fā)的主體技術(shù)，水平井是否適合本區(qū)特殊復(fù)雜的地質(zhì)條件，體積壓裂能否形成復(fù)雜縫網(wǎng)，均需要進(jìn)行論證。

從開發(fā)理念看，北美基于快速收回成本的考慮，多采用“初期高產(chǎn)快速收回投資、后期長(zhǎng)時(shí)間穩(wěn)定低產(chǎn)、產(chǎn)能不足后區(qū)塊接替”的理念。鑒于中國資源有限、需求旺盛的現(xiàn)狀，開發(fā)理念應(yīng)該是“初期控壓、延長(zhǎng)相對(duì)高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間、在滿足一定投資回報(bào)率條件下盡可能提高采收率”[5]。針對(duì)準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖致密礫巖油田巖性復(fù)雜、非均質(zhì)性強(qiáng)、含油飽和度低、兩向水平應(yīng)力差大、天然裂縫不發(fā)育、油層有效動(dòng)用率較低等特點(diǎn)，必須聚焦提高儲(chǔ)量動(dòng)用率、單井最終累計(jì)產(chǎn)量和采收率，以小井距立體開發(fā)為載體，以井距這一開發(fā)參數(shù)為關(guān)鍵，突破目前致密礫巖成縫和井間干擾的理論認(rèn)識(shí)瓶頸，發(fā)展創(chuàng)新與小井距立體開發(fā)相匹配的井網(wǎng)部署、干擾控制與利用、壓裂優(yōu)化和多元協(xié)同等關(guān)鍵開發(fā)技術(shù)，并在實(shí)踐中不斷檢驗(yàn)和完善。

本文簡(jiǎn)要介紹瑪湖致密礫巖油田的地質(zhì)特征，重點(diǎn)闡述小井距水平井立體高效開發(fā)的理論認(rèn)識(shí)和關(guān)鍵技術(shù)，回顧開發(fā)試驗(yàn)歷程，分析不同水平井距開發(fā)效果，提出下一步工作應(yīng)關(guān)注的重點(diǎn)問題和理論研究方向。

1 瑪湖油田地質(zhì)特征

瑪湖油田目前投入開發(fā)的主要含油層系為三疊系百口泉組和二疊系烏爾禾組，兩套層系均為扇三角洲前緣砂質(zhì)碎屑流為主的礫巖沉積，夾少量分流河道礫巖，礫巖顆粒分選差，粒徑差異大（2～64 mm），呈復(fù)模態(tài)結(jié)構(gòu)，導(dǎo)致孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，其中粒徑較小的細(xì)礫巖、小礫巖形成優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層。儲(chǔ)集空間類型主要為剩余粒間孔和長(zhǎng)石溶孔，儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)及孔喉組合類型多樣，具有典型的小孔隙細(xì)喉道特征[6-7]，生產(chǎn)井不經(jīng)壓裂基本無產(chǎn)能。作為膠結(jié)物的黏土礦物絕對(duì)含量較低（0.24%～4.57%），南部瑪1 井區(qū)上烏爾禾組、北部瑪2 井區(qū)下烏爾禾組的儲(chǔ)集層具有中強(qiáng)—強(qiáng)水敏特征。

主力開發(fā)層系三疊系百口泉組油層埋深2 500～ 4 000 m，沉積厚度110～140 m，縱向分為3 段，即百一段（T1b1）、百二段（T1b2）、百三段（T1b3），3 段均有油層分布，油層厚度6～25 m，平均11.5 m，單油層厚度2～10 m，延伸1 500～3 000 m。油層孔隙度7.7%～11.8%，氣測(cè)滲透率（0.3～1.0）×10-3μm2，屬于低孔、低滲透—特低滲透儲(chǔ)集層。

三疊系百口泉組與主力烴源巖二疊系風(fēng)城組垂向距離超過200 m，原油聚集經(jīng)歷了相對(duì)遠(yuǎn)距離的運(yùn)移，巖性致密導(dǎo)致的孔喉半徑偏小使油層含油飽和度低（41%～67%）。儲(chǔ)集層多以塑性較強(qiáng)的玄武質(zhì)凝灰?guī)r為母巖，混有一定含量的砂巖（12%～45%）、泥巖（1.8%～6.1%），脆性礦物少，天然裂縫不發(fā)育，兩向水平主應(yīng)力差較大（12.16～38.21 MPa），壓裂后形成復(fù)雜縫網(wǎng)的難度大[8]。儲(chǔ)集層壓力系數(shù)0.92～1.82，平均1.41，多屬異常高壓儲(chǔ)集層。地面原油密度0.82～0.85 g/cm3，50 ℃原油黏度2.0～17.3 mPa·s，氣油比180～400 m3/m3。

2 致密礫巖油田高效開發(fā)理論認(rèn)識(shí)

瑪湖致密礫巖油田由于其沉積、儲(chǔ)集層和成藏的獨(dú)特性，在全球范圍內(nèi)缺乏可直接類比和借鑒的開發(fā)經(jīng)驗(yàn)。早期開發(fā)實(shí)踐表明，傳統(tǒng)開發(fā)理論不能有效指導(dǎo)致密礫巖油田的高效開發(fā)，粗粒沉積礫巖與細(xì)粒沉積頁巖本質(zhì)上的不同也決定了不能完全套用北美致密油的開發(fā)理論。

針對(duì)致密礫巖油田開發(fā)的獨(dú)特性，在開展系列試驗(yàn)、尋找高效開發(fā)技術(shù)對(duì)策的同時(shí)，進(jìn)行了系統(tǒng)的理論探索。在引入非常規(guī)油氣開發(fā)理念、確定“水平井+多級(jí)壓裂”為主體技術(shù)后，突破傳統(tǒng)認(rèn)識(shí)和北美經(jīng)驗(yàn)，提出“繞礫成縫”和“井間主動(dòng)干擾”等理論，為瑪131 小井距立體交錯(cuò)井網(wǎng)高效開發(fā)示范區(qū)（簡(jiǎn)稱示范區(qū)）提供了有力的理論指導(dǎo)。在示范區(qū)取得良好開發(fā)效果的同時(shí)，通過深入研究、分析和總結(jié)，提出了在不同階段需要?jiǎng)?chuàng)新發(fā)展的致密礫巖油田高效開發(fā)理論認(rèn)識(shí)系列（見表1）。本文重點(diǎn)論述與提產(chǎn)提效密切相關(guān)的繞礫成縫與井間主動(dòng)干擾這兩項(xiàng)理論認(rèn)識(shí)。

表1 致密礫巖油田高效開發(fā)系列理論認(rèn)識(shí)簡(jiǎn)表

2.1 致密礫巖復(fù)雜縫網(wǎng)繞礫成縫理論

儲(chǔ)集層壓裂形成復(fù)雜縫網(wǎng)需要有利的應(yīng)力場(chǎng)條件和巖石組構(gòu)特征，在此基礎(chǔ)上，通過工藝技術(shù)優(yōu)化和對(duì)水力裂縫擴(kuò)展的人工控制，一定條件下可以使縫網(wǎng)進(jìn)一步復(fù)雜化。以頁巖為例，兩向水平主應(yīng)力差越小、層理縫/天然裂縫越發(fā)育、脆性指數(shù)越高，就越容易形成復(fù)雜縫網(wǎng)。但示范區(qū)儲(chǔ)集層兩向水平主應(yīng)力差較大（大于10 MPa）、層理縫/天然裂縫不發(fā)育、脆性礦物少、偏塑性，依據(jù)上述理論認(rèn)識(shí)，瑪湖致密礫巖不利于形成復(fù)雜縫網(wǎng)。運(yùn)用UFM（Unconventional Fracture Modeling，非常規(guī)裂縫模擬）模型進(jìn)行了多種條件組合的算例模擬：兩向水平主應(yīng)力差分別為0.5，1.0，3.0，5.0，10.0 MPa，井距分別為100，150，200，300 m，簇間距分別為10，20 m。結(jié)果表明，當(dāng)不考慮天然裂縫存在時(shí)，所有算例均只形成簡(jiǎn)單雙翼縫；在模型中人工引入少量“虛擬天然裂縫”后，在水平兩向主應(yīng)力差（0.5 MPa）和簇間距（10 m）均很小時(shí)，水力裂縫才出現(xiàn)了一定程度的復(fù)雜化（見圖1）。因此，基于現(xiàn)有理論模型的模擬，示范區(qū)無法形成復(fù)雜縫網(wǎng)。

圖1 兩向水平主應(yīng)力差0.5 MPa、井距200 m 且引入少量“虛擬天然裂縫（圖中未顯示）”條件下UFM 壓裂縫網(wǎng)模擬

圖2 瑪湖油田礫巖巖心斷面特征

巖心觀察發(fā)現(xiàn)，不同礫徑礫巖斷面以繞礫斷面為主，僅存在少量穿礫斷裂，具備形成以繞礫縫為主的復(fù)雜縫網(wǎng)的條件（見圖2）。通過深入研究和實(shí)驗(yàn)，提 出致密礫巖復(fù)雜縫網(wǎng)“繞礫成縫”的理論：粗粒沉積礫巖與細(xì)粒沉積頁巖具有不同的力學(xué)性質(zhì)和成縫機(jī)理，礫石相互支撐結(jié)構(gòu)是與頁巖層理縫/天然裂縫不同、 有利于形成復(fù)雜縫網(wǎng)的巖石組構(gòu)特征，礫巖礫徑和巖性變化引起的強(qiáng)非均質(zhì)性也是縫網(wǎng)復(fù)雜化的有利條件。膠結(jié)物較少、具有足夠礫間孔的礫巖可形成有效儲(chǔ)集層，其在力學(xué)測(cè)量中表現(xiàn)出來的塑脆性，不僅與巖性有關(guān)，更與其礫徑、膠結(jié)和相互支撐結(jié)構(gòu)等組構(gòu)特征有關(guān)。當(dāng)?shù)[巖母巖中安山玄武質(zhì)凝灰?guī)r成分增加時(shí)，塑性就增強(qiáng)；當(dāng)母巖中花崗巖成分增加時(shí)，脆性就增加；也可能盡管礫石本身的巖性是偏脆性的，但礫石在外力作用下易沿礫石間接觸面發(fā)生錯(cuò)動(dòng)或滑 移，使其在力學(xué)實(shí)驗(yàn)中表現(xiàn)出偏塑性的特征。礫石間的接觸面是力學(xué)弱面，水力裂縫主要沿礫石邊緣水力弱面成縫和延伸，受張性破裂和剪切滑移的綜合作用，在裂縫延伸過程中可以不斷分支和復(fù)雜化。當(dāng)?shù)[石內(nèi)部存在較多溶蝕孔，和/或膠結(jié)物含量較高、膠結(jié)強(qiáng)度較大時(shí)，可形成穿礫裂縫，比如在瑪湖1 井區(qū)上烏爾禾組，礫內(nèi)溶蝕孔比例為30%～53%，可能形成穿礫裂縫。因?yàn)榈[內(nèi)溶蝕孔的連通性相對(duì)較差，能夠連通建立高孔隙壓力的幾率較低，張裂縫較為少見，所以“繞礫成縫”仍是礫巖儲(chǔ)集層成縫的最主要形式。如果沒有斷層的誘導(dǎo)或牽引作用，水力壓裂時(shí)強(qiáng)非均質(zhì)性礫巖自身不易形成簡(jiǎn)單主縫，而是更易形成相對(duì)較短、迂曲度大的復(fù)雜縫（見圖3）。示范區(qū)微地震監(jiān)測(cè)和生產(chǎn)特征也表明壓裂形成了復(fù)雜縫網(wǎng)。這說明現(xiàn)有復(fù)雜縫網(wǎng)理論模型不適用于致密礫巖儲(chǔ)集層。

圖3 礫巖和頁巖不同組構(gòu)特征及不同復(fù)雜縫網(wǎng)特征示意圖

2.2 致密礫巖油田井間主動(dòng)干擾理論

井間干擾對(duì)鄰井（老井）生產(chǎn)效果的影響可能是正面、中性或負(fù)面的，時(shí)間上也可能是瞬時(shí)、短期、長(zhǎng)期甚至永久的（導(dǎo)致鄰井失效報(bào)廢），并沒有特定的規(guī)律[10]，但相當(dāng)多作業(yè)者和研究者仍然把利用工藝技術(shù)降低或預(yù)防井間干擾作為第一選擇。在瑪湖油田開發(fā)試驗(yàn)歷程中，井間干擾在不同井距試驗(yàn)中均有不同程度的發(fā)生，觀察到的最遠(yuǎn)干擾距離達(dá)2 km，在實(shí)踐中是無法回避的挑戰(zhàn)。經(jīng)研究認(rèn)為，致密礫巖體積壓裂引起的井間干擾可能存在如下3 種機(jī)理。

①壓裂液前緣未到達(dá)、壓應(yīng)力前緣到達(dá)型（Ⅰ類，見圖4a 和圖4b），即壓裂時(shí)地層產(chǎn)生應(yīng)變或移動(dòng)對(duì)鄰井套管形成擠壓，套管產(chǎn)生局部彈性甚至塑性變形，使封閉井筒內(nèi)液體壓力增高。若鄰井已經(jīng)實(shí)施過壓裂，當(dāng)壓應(yīng)力區(qū)到達(dá)時(shí)，瞬時(shí)壓縮水力裂縫內(nèi)的液體，產(chǎn)生壓力變化并將壓力變化傳遞到井筒內(nèi)液體，使壓力計(jì)上能觀察到壓裂干擾。Ⅰ類干擾通常是瞬時(shí)或短時(shí)的，沒有受到足夠的重視。實(shí)際上通過地層、裂縫、水泥環(huán)、套管和井筒的耦合力學(xué)研究，Ⅰ類干擾機(jī)理對(duì)研究鉆井優(yōu)化和井筒完整性具有重要理論價(jià)值。

②壓裂液到達(dá)溝通型（Ⅱ類，見圖4c），即壓裂時(shí)壓裂液到達(dá)某個(gè)位置但支撐劑并未到達(dá)，形成溝通而產(chǎn)生壓力干擾。當(dāng)油井返排生產(chǎn)時(shí)，孔隙壓力逐漸降低，遠(yuǎn)端無支撐裂縫間的水力連通隨有效應(yīng)力升高逐漸閉合，因此這類干擾通常是短期的。

③壓裂液和支撐劑均到達(dá)溝通型（Ⅲ類，見圖4d）。在這種情況下，井間干擾是長(zhǎng)期的，除非部分支撐縫網(wǎng)失效而使井間裂縫連通喪失。在生產(chǎn)制度變化或井間干擾試井時(shí)，均可以觀察到明顯的壓力響應(yīng)，當(dāng)井筒位于斷裂或裂縫帶附近時(shí)，壓裂可激活或開啟斷裂或裂縫帶，也可以出現(xiàn)Ⅰ類或Ⅱ類情形，帶來遠(yuǎn)距離的井間干擾。

圖4 井間干擾的3 類機(jī)理示意圖

按照“人工油藏”理論，介于第Ⅱ類和第Ⅲ類模式之間的某種臨界模式是應(yīng)追求的最優(yōu)化目標(biāo)。在這種情況下，應(yīng)力和壓力干擾可以產(chǎn)生多種正效應(yīng)使水力裂縫復(fù)雜化，包括：井間多裂縫之間發(fā)生“應(yīng)力陰影效應(yīng)（stress shadow）”，使多條裂縫間相互作用，增加縫網(wǎng)復(fù)雜度；壓裂液傳質(zhì)傳壓可減小兩向應(yīng)力差，有利于提高井間裂縫復(fù)雜度，通過對(duì)示范區(qū)壓裂施工過程中的地層壓力監(jiān)測(cè)和動(dòng)態(tài)應(yīng)力場(chǎng)模擬，發(fā)現(xiàn)在壓裂施工過程中地層壓力可上升6.0 MPa 以上、裂縫尖端兩向應(yīng)力差可減小10 MPa 以上；應(yīng)力區(qū)相互疊合發(fā)生類似波場(chǎng)的相干效應(yīng)，減小甚至消除了鄰井壓應(yīng)力區(qū)因主應(yīng)力方向扭轉(zhuǎn)形成的動(dòng)態(tài)應(yīng)力隔擋，一定程度上抑制張應(yīng)力區(qū)沿主應(yīng)力方向突進(jìn)，有利于裂縫進(jìn)一步復(fù)雜化。這就是部署小井距立體交錯(cuò)井網(wǎng)、主動(dòng)利用空間應(yīng)力場(chǎng)干擾產(chǎn)生整體復(fù)雜縫網(wǎng)的理論基礎(chǔ)。

3 致密礫巖油田高效開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)

致密礫巖油田開發(fā)是復(fù)雜的系統(tǒng)工程，示范區(qū)建設(shè)過程中形成了多項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)（見表2），本文重點(diǎn) 討論對(duì)提高采收率產(chǎn)生重要影響的 4 項(xiàng)創(chuàng)新性關(guān)鍵 技術(shù)。

3.1 小井距立體交錯(cuò)井網(wǎng)優(yōu)化部署技術(shù)

基于理論認(rèn)識(shí)和對(duì)北美小井距加密井網(wǎng)的分析，結(jié)合不同的經(jīng)濟(jì)參數(shù)和全生命周期經(jīng)濟(jì)模型，分析瑪湖油田各種布井方式的開發(fā)效果，形成了小井距立體交錯(cuò)井網(wǎng)優(yōu)化部署技術(shù)，包括如下技術(shù)要點(diǎn)。

表2 致密礫巖油田示范區(qū)高效開發(fā)系列技術(shù)簡(jiǎn)表

①一次井網(wǎng)部署。理論分析認(rèn)為，由于沿井筒改造充分程度和均勻程度不同，生產(chǎn)引起的不均勻壓降導(dǎo)致應(yīng)力場(chǎng)分布復(fù)雜，可能形成“應(yīng)力漩渦”并牽引水力裂縫沿漩渦邊緣突進(jìn)，使改造不充分并可導(dǎo)致嚴(yán)重井間干擾。北美致密油多采用逐步加密的方式形成小井距立體井網(wǎng)，而不同代的井逐次加密，使應(yīng)力場(chǎng)分布更加復(fù)雜而難以控制，隨著加密輪次的增加、生產(chǎn)時(shí)間的延長(zhǎng)，實(shí)施應(yīng)力場(chǎng)恢復(fù)或重建的難度不斷增加，不同井距加密井的歸一化經(jīng)濟(jì)指標(biāo)一般都低于上一代老井。而小井距一次井網(wǎng)不但可以充分動(dòng)用儲(chǔ)量，還為原狀應(yīng)力場(chǎng)充分利用應(yīng)力干擾的正效應(yīng)提供了有利條件，整體開發(fā)效果優(yōu)于加密井網(wǎng)。

②井距協(xié)調(diào)設(shè)計(jì)?；谀壳皢尉A(yù)測(cè)最終可采儲(chǔ)量和全生命周期經(jīng)濟(jì)模型，估算單井所需控制的地質(zhì)儲(chǔ)量范圍并根據(jù)水平段長(zhǎng)設(shè)計(jì)初始井距；根據(jù)壓裂模擬和油藏工程評(píng)價(jià)確定平均水力縫長(zhǎng)（即壓裂液到達(dá)長(zhǎng)度）和平均有效支撐縫長(zhǎng)（即支撐劑到達(dá)長(zhǎng)度），考慮布縫方式，參照井間干擾模式Ⅱ（見圖4c）設(shè)計(jì)井距范圍；根據(jù)儲(chǔ)集層條件調(diào)整井距，若儲(chǔ)集層較薄可適當(dāng)拉大井距，若儲(chǔ)集層較厚則適當(dāng)縮小井距。

③細(xì)分開發(fā)層系?；诘刭|(zhì)力學(xué)劃分流動(dòng)單元，根據(jù)壓裂縫網(wǎng)在垂向上的平均高度，指示所能波及的最大流動(dòng)范圍和有效流動(dòng)范圍。對(duì)于單層儲(chǔ)集層，根據(jù)其厚度和地質(zhì)力學(xué)流動(dòng)單元，在垂向上劃分為幾套水平井網(wǎng)，并優(yōu)化每套井網(wǎng)的著陸位置；對(duì)于垂向上多薄層疊置的情況，優(yōu)化多薄層的組合方式及在每個(gè)組合中的最佳著陸小層。劃分原則是：在現(xiàn)有主體技術(shù)條件下，用最少的層系實(shí)現(xiàn)垂向上的有效動(dòng)用。

④立體交錯(cuò)布井?！癢”型立體交錯(cuò)方式（見圖5）能夠減小井間垂向不利干擾，強(qiáng)化垂向有利干擾。通過開展小井距立體平臺(tái)壓裂作業(yè)流程優(yōu)化，可達(dá)到整體壓裂、增強(qiáng)縫網(wǎng)復(fù)雜性的目的。

圖5 示范區(qū)立體開發(fā)示意圖

3.2 立體井網(wǎng)空間應(yīng)力場(chǎng)主動(dòng)利用技術(shù)

井間干擾影響到的空間應(yīng)力場(chǎng)，可以被控制和主動(dòng)利用，并在致密礫巖復(fù)雜縫網(wǎng)形成、多元協(xié)同優(yōu)化和全生命周期管理中發(fā)揮積極作用。與小井距立體交錯(cuò)布井配合，形成了立體井網(wǎng)空間應(yīng)力場(chǎng)主動(dòng)利用技術(shù)，包括如下技術(shù)要點(diǎn)。

①抑制近井地帶不利干擾。多縫密切割時(shí)，由于縫間應(yīng)力干擾，內(nèi)側(cè)裂縫易發(fā)生扭曲，裂縫迂曲度增大、彎曲摩阻增大，造成加砂難度加大甚至施工風(fēng)險(xiǎn)。采用限流射孔提高單炮眼排量、較高黏度液體抑制濾失、快速建立排量等裂縫控制手段，降低近井地帶縫網(wǎng)復(fù)雜度。

②強(qiáng)化平面有利干擾。同一層井網(wǎng)采取井間交錯(cuò)布縫方式，按照井距的2/3～3/4 設(shè)計(jì)裂縫半長(zhǎng)（即讓水力縫長(zhǎng)實(shí)現(xiàn)交叉），拉鏈?zhǔn)阶鳂I(yè)。這種方法使井間相對(duì)壓裂段的應(yīng)力漩渦形成錯(cuò)位，既避免井間兩個(gè)應(yīng)力漩渦的“突進(jìn)帶”正對(duì)接近或直接貫通，從而出現(xiàn)簡(jiǎn)單的超長(zhǎng)縫而引起不利干擾；又避免各個(gè)應(yīng)力漩渦平行于井筒方向的動(dòng)態(tài)應(yīng)力隔擋帶彼此連接，造成井間改造不充分。這種錯(cuò)位的應(yīng)力漩渦，通過拉鏈?zhǔn)阶鳂I(yè)使壓裂段的壓應(yīng)力區(qū)和拉應(yīng)力區(qū)局部疊合、產(chǎn)生類似波場(chǎng)的相干效應(yīng)，有利于消除因最大水平主應(yīng)力轉(zhuǎn)向形成的動(dòng)態(tài)應(yīng)力隔擋帶和相鄰兩個(gè)應(yīng)力漩渦邊緣的突進(jìn)帶。壓裂過程中，動(dòng)態(tài)兩向應(yīng)力差減小，尤其是裂縫尖端附近減小最多，通過壓裂液黏度和排量設(shè)計(jì)，可以使裂縫尖端最小水平主應(yīng)力增大10 MPa 以上，有利于縫網(wǎng)在遠(yuǎn)離井筒部位復(fù)雜化。而2/3～3/4 井距的裂縫半長(zhǎng)設(shè)計(jì)，保證在兩井中間地帶形成應(yīng)力干擾帶，降低了兩向應(yīng)力差，有利于提升縫網(wǎng)復(fù)雜度和井間改造有效程度。遠(yuǎn)離井筒的裂縫盡可能復(fù)雜化，可以一定程度上抑制水力裂縫長(zhǎng)度，降低井間不利干擾風(fēng)險(xiǎn)。

③強(qiáng)化垂向有利干擾。采取交錯(cuò)布井方式，在垂向上形成與平面上交錯(cuò)布縫類似的效果。根據(jù)應(yīng)力剖面，確定垂向上作業(yè)順序。若裂縫易向下延伸，則采取從上層井網(wǎng)到下層井網(wǎng)依次壓裂的作業(yè)程序；若裂縫易向上延伸，則采取從下層井網(wǎng)到上層井網(wǎng)依次壓裂的作業(yè)程序，從而充分利用垂向上應(yīng)力干擾的正效應(yīng)。除了垂向應(yīng)力干擾外，垂向上壓裂液的竄流與干擾導(dǎo)致孔隙壓力進(jìn)一步提高，有利于復(fù)雜縫網(wǎng)的形成。

④空間應(yīng)力干擾整體利用。在大井叢立體平臺(tái)作業(yè)時(shí)，采取“由外到內(nèi)、由下到上（或由上到下，取決于應(yīng)力剖面）、空間拉鏈”的作業(yè)方式，有利于形成整體空間應(yīng)力場(chǎng)正向干擾。

3.3 最優(yōu)規(guī)模和最佳形態(tài)壓裂優(yōu)化技術(shù)

示范區(qū)T1b2段單井用液規(guī)模和加砂規(guī)模平均比T1b3段高40%以上，但其生產(chǎn)指標(biāo)與T1b3段相比并無優(yōu)勢(shì)。分析認(rèn)為，T1b2段相對(duì)較薄，在“大液量、大砂量”施工時(shí)，相當(dāng)部分壓裂液和支撐劑實(shí)際上進(jìn)入了非儲(chǔ)集層段。此外，根據(jù)對(duì)瑪湖油田大量生產(chǎn)井的統(tǒng)計(jì)分析，發(fā)現(xiàn)部分井區(qū)液量和產(chǎn)量之間并無明顯的正相關(guān)性，也就是說大液量沒有帶來高產(chǎn)量。因此，要根據(jù)井距和儲(chǔ)集層條件，優(yōu)化壓裂液和支撐劑規(guī)模，控制縫高、優(yōu)化縫長(zhǎng)，在保證最大化動(dòng)用井間儲(chǔ)量的同時(shí)，盡可能減少用液量和加砂量，體現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性。形成了致密礫巖最優(yōu)規(guī)模和最佳形態(tài)壓裂優(yōu)化技術(shù)（見圖6），包括如下技術(shù)要點(diǎn)。

①根據(jù)儲(chǔ)集層厚度，優(yōu)化液體黏度、排量、砂量液量規(guī)模和泵注程序設(shè)計(jì)，控制縫高及垂向上裂縫形態(tài)，保證壓裂液和支撐劑主體在儲(chǔ)集層內(nèi)分布，即達(dá)到垂向上的最佳形態(tài)。

②根據(jù)井距、縫長(zhǎng)和布縫設(shè)計(jì)，逐段定制液量和砂量，優(yōu)化液體性質(zhì)、液量與砂量的配比，提升平均有效支撐縫長(zhǎng)與平均水力裂縫縫長(zhǎng)之間的匹配程度。

③通過極限限流、動(dòng)態(tài)暫堵、變載荷或脈沖載荷等裂縫綜合控制工藝方法，強(qiáng)化沿井筒改造均勻性和縫網(wǎng)井間展布的均勻性，即平面上的最佳形態(tài)，既避免出現(xiàn)相對(duì)簡(jiǎn)單長(zhǎng)縫造成的井間不利干擾，又避免出現(xiàn)有效支撐裂縫發(fā)育不夠造成的井間改造空白區(qū)。

④根據(jù)油井全生命周期經(jīng)濟(jì)模型，尋求產(chǎn)量和效益之間的最優(yōu)平衡點(diǎn)，確定壓裂最優(yōu)規(guī)模。

圖6 最優(yōu)規(guī)模和最佳形態(tài)壓裂優(yōu)化示意圖

3.4 立體開發(fā)多元協(xié)同優(yōu)化技術(shù)

地質(zhì)工程一體化本質(zhì)上是一項(xiàng)針對(duì)特定目標(biāo)、通過多元協(xié)同優(yōu)化實(shí)現(xiàn)全局最優(yōu)的復(fù)雜系統(tǒng)工程，包括多學(xué)科理論和多領(lǐng)域技術(shù)的結(jié)合，以及技術(shù)方案、管理流程、關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)全生命周期的優(yōu)化。

小井距立體交錯(cuò)井網(wǎng)為多元協(xié)同優(yōu)化創(chuàng)造了條件，也提出了更高要求?！靶【?、大井叢”模式能夠有效提高鉆完井和壓裂工廠化工程作業(yè)效率和組織管理效率，通過流程優(yōu)化可以進(jìn)一步降低成本。小井距立體交錯(cuò)井網(wǎng)從設(shè)計(jì)階段就需要充分考慮井距與水力裂縫縫長(zhǎng)、布井方式與井間布縫方式、同一層系井網(wǎng)多井作業(yè)序列、整體壓裂后同步控壓返排及生產(chǎn)等多元協(xié)同優(yōu)化機(jī)制，以達(dá)到最大化動(dòng)用井間資源量，充分利用應(yīng)力場(chǎng)使縫網(wǎng)復(fù)雜化，降低油井非協(xié)調(diào)生產(chǎn)帶來的壓力干擾和應(yīng)力敏感性對(duì)油井產(chǎn)能的不利影響，保護(hù)中長(zhǎng)期產(chǎn)能和單井最終采出量的目的。

在示范區(qū)采取了“大井叢工廠化、立體交錯(cuò)布井、井間交錯(cuò)布縫、平臺(tái)整體壓裂、拉鏈?zhǔn)浇诲e(cuò)施工、整體燜井平衡、井群同步返排、控壓協(xié)調(diào)生產(chǎn)”為主要措施的立體開發(fā)多元協(xié)同優(yōu)化技術(shù)，作業(yè)效率和生產(chǎn)效果大幅度提高，各生產(chǎn)指標(biāo)總體反映出關(guān)鍵要素和環(huán)節(jié)之間實(shí)現(xiàn)了較好的協(xié)同優(yōu)化。

4 瑪湖致密礫巖油田開發(fā)試驗(yàn)與實(shí)踐

4.1 瑪湖油田開發(fā)試驗(yàn)歷程

為了探索致密礫巖油田高效開發(fā)技術(shù)政策，在開展理論探索的同時(shí)，瑪湖油田進(jìn)行了一系列井型井距試驗(yàn)，經(jīng)歷了直井超前注水、直井衰竭開采+注水、大井距水平井、小井距水平井和小井距立體開發(fā)5 個(gè)階段。

4.1.1 直井超前注水試驗(yàn)階段

最早試驗(yàn)開發(fā)的是瑪2 井區(qū)，2011 年采用直井250 m×433 m 五點(diǎn)注采井網(wǎng)超前注水試驗(yàn)，受儲(chǔ)集層敏感性強(qiáng)、油層橫向變化快等因素影響，油井投產(chǎn)后整體表現(xiàn)出產(chǎn)油量低、水竄嚴(yán)重、注水不見效等特征，注水直井產(chǎn)量?jī)H是衰竭式開發(fā)直井產(chǎn)量的一半，直井超前注水未達(dá)到預(yù)期效果。

4.1.2 直井衰竭開采+注水試驗(yàn)階段

2015 年，在瑪18 井區(qū)兩個(gè)斷塊進(jìn)行了菱形井網(wǎng)直井衰竭式開發(fā)試驗(yàn)，兩井間短軸距離分別為200，300 m，長(zhǎng)軸（裂縫延伸方向）距離分別為346，520 m。壓裂時(shí)顯示長(zhǎng)軸方向存在明顯的井間干擾，投產(chǎn)后產(chǎn)量遞減較大，生產(chǎn)效果不佳。之后進(jìn)行了兩個(gè)井組的水驅(qū)開發(fā)試驗(yàn)，將中心井轉(zhuǎn)注，形成菱形反九點(diǎn)注采井網(wǎng)，試驗(yàn)顯示，兩口注水井表現(xiàn)出裂縫吸水特征，在人工裂縫方向的油井快速水竄，其他方向則未見注水反應(yīng)，表明該區(qū)儲(chǔ)集層不適合水驅(qū)。

4.1.3 大井距水平井試驗(yàn)階段

從2013 年開始，瑪湖油田進(jìn)入水平井開發(fā)試驗(yàn)階段，在多個(gè)區(qū)塊進(jìn)行了多批次的水平井距、段長(zhǎng)、壓裂段間距、壓裂規(guī)模等參數(shù)試驗(yàn)?，?31 井區(qū)是水平井開發(fā)試驗(yàn)最多的區(qū)塊。2015 年在瑪133 井區(qū)斷塊T1b2段開展了6 口水平井先導(dǎo)試驗(yàn)，井距400 m，水平段長(zhǎng) 1 200，1 600，2 000 m 各2 口，壓裂中存在干擾，表現(xiàn)為鄰近壓力急劇上升。2016 年繼續(xù)在瑪133 井區(qū)斷塊T1b2段開展500 m 井距試驗(yàn)，瑪131 井區(qū)斷塊T1b3段開展400，500 m 井距試驗(yàn)。兩個(gè)斷塊試驗(yàn)井個(gè)別段壓裂時(shí)依然出現(xiàn)較為嚴(yán)重的壓裂干擾，且影響范圍最遠(yuǎn)達(dá)2 km。油井受到干擾后，含水率及壓力均快速上升，經(jīng)過9～50 d 不等的排采泄壓后，產(chǎn)量能恢復(fù)到干擾前水平，對(duì)后期生產(chǎn)效果沒有明顯影響。

4.1.4 小井距水平井試驗(yàn)階段

鑒于以上試驗(yàn)結(jié)果和認(rèn)識(shí)，2018 年整體開發(fā)方案部署了以300，260 m 井距為主的水平井井網(wǎng)，其中物性較好的瑪131、瑪133 井區(qū)井距為300 m，物性較差的夏72 井區(qū)為260 m，同時(shí)在瑪133、夏72 井區(qū)局部分別開展200 m 井距試驗(yàn)。

與此同時(shí)，在瑪湖其他區(qū)塊如瑪18、風(fēng)南4 井區(qū)也都進(jìn)行了井距試驗(yàn)，井距從最初的500，550 m，減小到200，300 m，不同井距下壓裂時(shí)都有干擾，投產(chǎn)后干擾并不明顯。試驗(yàn)結(jié)果顯示300，400，500 m 井距下單井產(chǎn)量及預(yù)測(cè)累計(jì)產(chǎn)量與井距相關(guān)性不強(qiáng)，也就是生產(chǎn)效果并未因井距縮短而變差。

4.1.5 小井距立體開發(fā)試驗(yàn)階段

2018 年6 月，為了進(jìn)一步提高單井產(chǎn)量、儲(chǔ)量動(dòng)用率和采收率，提升鉆完井工程效率，有效降低投資和成本，在致密礫巖“繞礫成縫”和“井間主動(dòng)干擾”理論認(rèn)識(shí)的基礎(chǔ)上，結(jié)合大量數(shù)值模擬，創(chuàng)新性地設(shè)計(jì)了以“大井叢、多層系、小井距、長(zhǎng)井段、交錯(cuò)式、密切割、拉鏈?zhǔn)?、工廠化”系列技術(shù)為核心的瑪131井高效立體開發(fā)試驗(yàn)示范區(qū)，在一個(gè)大平臺(tái)上縱向針對(duì)T1b2段（5 口）、T1b3段（7 口）兩套層系共部署12口水平井，井距100，150 m，呈“W”型交錯(cuò)排布，水平段長(zhǎng)1 800 m，簇間距10，20 m，采用工廠化平臺(tái)作業(yè)，拉鏈?zhǔn)酱笠?guī)模壓裂并同步投產(chǎn)。

近6 年的水平井+多級(jí)壓裂試驗(yàn)歷程中，隨著工程技術(shù)的進(jìn)步和施工組織能力的提升，水平段長(zhǎng)度不斷增加，從2013 年的800 m 增加到2019 年的1 428 m，示范區(qū)更達(dá)1 800 m，平均水平段長(zhǎng)度增加了1 000 m，最長(zhǎng)水平段達(dá)3 000 m，最大井深達(dá)6 130 m。至此，瑪湖油田基本完成了開發(fā)試驗(yàn)，優(yōu)選出在目前工藝水平下適合油田地質(zhì)特征的井型、井距和主體壓裂技術(shù)。

4.2 小井距立體開發(fā)試驗(yàn)設(shè)計(jì)與實(shí)施

4.2.1 小井距立體交錯(cuò)井網(wǎng)開發(fā)設(shè)計(jì)

采用小井距立體交錯(cuò)井網(wǎng)優(yōu)化部署技術(shù)，示范區(qū)對(duì)縱向上油層跨度35～40 m 的兩套油層（T1b3、T1b21）進(jìn)行立體開發(fā)（見圖5），共部署水平井12 口，其中T1b3段7 口，井距100 m，油層厚度12.5 m，孔隙度10.5%，滲透率1.1×10-3μm2；T1b21段5 口，井距150 m，油層厚度8.0 m，孔隙度10.2%，滲透率1.5×10-3μm2。兩套油層交錯(cuò)布井，設(shè)計(jì)水平段長(zhǎng)1 800 m，半縫長(zhǎng)80～90 m，簇間距主體20 m，交叉布縫縱向形成10 m縫間距（見表3）。

表3 瑪131 小井距立體開發(fā)示范區(qū)水平井壓裂參數(shù)設(shè)計(jì)表

12 口井采用工廠化平臺(tái)式設(shè)計(jì)，平臺(tái)井口“一”字排開，每4 口井為一組，組間距60 m，組內(nèi)井間距10 m，3 部鉆機(jī)同時(shí)作業(yè)，先鉆一開二開，后集中完成三開水平段。

4.2.2 小井距立體開發(fā)大平臺(tái)實(shí)施

采用立體開發(fā)多元協(xié)同優(yōu)化技術(shù)，示范區(qū)于2018年7 月開鉆，2019 年6 月全部完鉆，平均完鉆井深4 932 m，平均水平段長(zhǎng)1 720 m，平均儲(chǔ)集層鉆遇率96.8%，平均鉆井周期62 d。與本區(qū)塊平均水平相比，平均井深增加50 m，水平段長(zhǎng)增加160 m，鉆遇率提高9.6%，鉆井周期縮短32.6 d，鉆井指標(biāo)和效率得到較大提升，多元協(xié)同優(yōu)化技術(shù)取得顯著效果。

采用最優(yōu)規(guī)模和最佳形態(tài)壓裂優(yōu)化技術(shù)，2019 年6 月11 日開始進(jìn)行工廠化集中壓裂，同一組平臺(tái)同層位進(jìn)行拉鏈?zhǔn)綁毫眩瑝毫鸭?jí)數(shù)為24～33 級(jí)，平均28級(jí)，簇?cái)?shù)為51～168 簇，平均94 簇，簇間距11～30 m，平均21 m，加砂量1 670～3 330 m3，平均2 350 m3，壓裂液量23 986～57 661 m3，平均35 944 m3（見表 4）。全部壓裂于8 月28 日完成，進(jìn)入燜井平衡期，平均燜井28 d，井口壓力平衡后開井生產(chǎn)。

表4 瑪131 小井距立體開發(fā)示范區(qū)各井施工工程參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

4.2.3 小井距立體壓裂工程效果分析

采用小井距立體井網(wǎng)空間應(yīng)力場(chǎng)主動(dòng)利用技術(shù)，示范區(qū)按照“平臺(tái)組間先壓兩邊后壓中間、平臺(tái)內(nèi)井間交叉壓裂”的作業(yè)順序，壓裂液及支撐劑沿著水平最小主應(yīng)力方向的大量充注與充填導(dǎo)致了水平最小主應(yīng)力的提升，而水平最大主應(yīng)力受影響則相對(duì)較小，水平兩向應(yīng)力差減小，利用大量注液形成的“憋壓”效應(yīng)實(shí)現(xiàn)應(yīng)力場(chǎng)正向干預(yù)，壓裂停泵壓力（見圖7）顯示，壓裂液增加了地層孔隙壓力，后壓裂井停泵壓力明顯上升，大致平行于水平最小主應(yīng)力方向的加砂使最小主應(yīng)力提高，中心井兩向應(yīng)力差由壓前的15～20 MPa 縮小到8～15 MPa。地層壓力監(jiān)測(cè)表明，在壓裂施工過程中地層壓力上升6 MPa，進(jìn)一步增加了形成復(fù)雜縫網(wǎng)的幾率，較小的井距及立體井網(wǎng)導(dǎo)致的單位孔隙體積中更多的壓裂液量是孔隙壓力大幅上升的關(guān)鍵。

圖7 示范區(qū)壓裂單井平均停泵壓力分布圖

井下微地震監(jiān)測(cè)選取位于較中間位置的水平井 M1244 井和區(qū)內(nèi)直井瑪15 井作為共同監(jiān)測(cè)井，其中M1244 井檢波器下入水平段中，按照“與壓裂段保持合適距離”的原則適時(shí)拖動(dòng)，兩口監(jiān)測(cè)井均位于有效監(jiān)測(cè)范圍（半徑600 m）內(nèi)，監(jiān)測(cè)質(zhì)量合格。結(jié)果顯示，初期壓裂段微地震響應(yīng)更為集中，表明前期在兩向應(yīng)力差較大的情況下，形成裂縫較為單一，后期壓裂段及中心區(qū)域孔隙壓力升高后，降低了縫網(wǎng)形成的巖石強(qiáng)度界限。根據(jù)停泵壓力初步評(píng)價(jià)，最小水平主應(yīng)力提高了5～10 MPa，兩向應(yīng)力差降低。兩方面原因都有利于支縫形成，使得縫網(wǎng)更加復(fù)雜，監(jiān)測(cè)解釋結(jié)果顯示后壓井或段的儲(chǔ)集層改造體積（SRV）更大（見圖8），裂縫長(zhǎng)寬比更?。ㄒ妶D9），同層裂縫相互交錯(cuò)，布滿整個(gè)示范區(qū)控制范圍，縫網(wǎng)復(fù)雜程度增加（見圖10），空間應(yīng)力場(chǎng)主動(dòng)利用效果顯現(xiàn)。

同樣在有效監(jiān)測(cè)范圍內(nèi)，與小井距示范區(qū)形成的復(fù)雜縫網(wǎng)相比，400 m 井距條件下形成的裂縫相對(duì)單一（見圖11），井間有大面積區(qū)域尚未被壓裂縫覆蓋，這部分資源可能并未有效動(dòng)用，這也印證了致密礫巖最優(yōu)規(guī)模和最佳形態(tài)壓裂優(yōu)化技術(shù)的重要性和縮小井距的必要性。

圖8 示范區(qū)水平井微地震監(jiān)測(cè)儲(chǔ)集層改造體積統(tǒng)計(jì)

圖9 示范區(qū)水平井微地震監(jiān)測(cè)單井平均裂縫長(zhǎng)寬比統(tǒng)計(jì)

圖10 示范區(qū)水平井微地震監(jiān)測(cè)成果圖

圖11 瑪131 井區(qū)微地震監(jiān)測(cè)成果

4.3 不同井距試驗(yàn)生產(chǎn)效果分析

4.3.1 實(shí)施工程參數(shù)對(duì)比分析

分別選擇6 種井距典型井進(jìn)行對(duì)比（見表5），隨著時(shí)間推移，瑪湖油田水平井開發(fā)工程參數(shù)總體上表現(xiàn)為鉆完井周期的縮短和井距的縮小。

4.3.2 典型井產(chǎn)量對(duì)比分析

示范區(qū)生產(chǎn)情況如表6 所示，為了體現(xiàn)可比性，對(duì)產(chǎn)量進(jìn)行生產(chǎn)制度及水平段長(zhǎng)度歸一化（見圖12），可見T1b3段100 m 井距下的7 口井平均單井產(chǎn)油量高于T1段150 m 井距下的5 口井。

示范區(qū)平均產(chǎn)量比全區(qū)平均水平高34.5%，與全區(qū)表現(xiàn)最好的前10%井基本相當(dāng)，整體表現(xiàn)優(yōu)秀（見圖13）。進(jìn)一步分別與200，300，400，500 m 井距典型水平井對(duì)比，發(fā)現(xiàn)小井距油井見油時(shí)間短，開井1～3 d 即見油。對(duì)比前180 d 不同井距產(chǎn)量，發(fā)現(xiàn)總體上小井距單井累計(jì)產(chǎn)量比大井距高（見圖14a）。歸一化后排除水平段長(zhǎng)影響，小井距每1 000 m 水平段日產(chǎn)油總體上高于大井距（見圖14b），但由于井距縮小，單井控制地質(zhì)儲(chǔ)量減少，使得采收率等指標(biāo)變好，示范區(qū)顯示出明顯優(yōu)勢(shì)。

表5 不同井距下典型井工程參數(shù)對(duì)比表

表6 示范區(qū)2020 年4 月各井生產(chǎn)情況統(tǒng)計(jì)表

圖12 示范區(qū)油嘴及水平段長(zhǎng)歸一化累計(jì)產(chǎn)量對(duì)比圖

圖13 示范區(qū)與全區(qū)產(chǎn)量對(duì)比圖

4.3.3 壓力變化對(duì)比分析

對(duì)比同一斷塊同層位不同井距井口壓力（見圖15），發(fā)現(xiàn)雖然初期壓力存在差異，但不同井距壓降趨勢(shì)基本一致且小井距油壓絕對(duì)值較高，表明小井距下在較小范圍內(nèi)注入較大液量，起到增能作用，且壓降速率并未因井距縮小而變大，反映了較強(qiáng)的穩(wěn)產(chǎn)能力。

4.3.4 儲(chǔ)量占用對(duì)比分析

對(duì)比不同井距下各井平均占用地質(zhì)儲(chǔ)量情況，發(fā)現(xiàn)井距越大每1 000 m 水平段占用的儲(chǔ)量就越大（見圖16）。井距變小，單井占用地質(zhì)儲(chǔ)量降低，也反映出較小井距可以更加充分動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量。

4.3.5 生產(chǎn)趨勢(shì)分析

圖14 不同井距下典型井180 d 產(chǎn)量對(duì)比

圖15 示范區(qū)不同井距下油壓曲線

圖16 不同井距千米水平段控制儲(chǔ)量

根據(jù)瑪131 井區(qū)投產(chǎn)時(shí)間大于1 年的36 口水平井 生產(chǎn)統(tǒng)計(jì)，初期月遞減率為2.0%～2.9%，折算年遞減率為21.5%～29.8%。與北美致密油第1 年遞減率通常達(dá)40%～50%相比，瑪湖油田較低的遞減率是普遍采取控壓生產(chǎn)方式所致，這也有效延長(zhǎng)了較高產(chǎn)量的生產(chǎn)時(shí)間，對(duì)于提高單井最終可采儲(chǔ)量作用顯著。

北美的研究和實(shí)踐表明，致密油井前180 d 累計(jì)產(chǎn)量可以很好地指示該井長(zhǎng)期的產(chǎn)能表現(xiàn)[11]。分析示范區(qū)水平井前180 d 生產(chǎn)特征發(fā)現(xiàn)，第5 個(gè)月達(dá)到產(chǎn)量峰值后進(jìn)入緩慢遞減階段。目前生產(chǎn)水平與遞減趨勢(shì)更接近于本區(qū)投產(chǎn)井產(chǎn)量表現(xiàn)最優(yōu)的前10%井（見圖17），借鑒該遞減規(guī)律預(yù)測(cè)示范區(qū)單井累計(jì)產(chǎn)油量為（2.02～3.82）×104t，平均單井累計(jì)產(chǎn)油量為3.07×104t。

圖17 瑪131 井區(qū)投產(chǎn)水平井遞減階段產(chǎn)量曲線

4.3.6 經(jīng)濟(jì)效益分析

建立不同井距與采收率和投資回報(bào)率關(guān)系模型（見圖18），發(fā)現(xiàn)采收率與井距呈負(fù)相關(guān)關(guān)系，而最佳方案取決于經(jīng)濟(jì)條件，低油價(jià)時(shí)過小的井距由于單井預(yù)測(cè)最終可采儲(chǔ)量較少，經(jīng)濟(jì)性較差，而油價(jià)越高小井距越有優(yōu)勢(shì)。

圖18 井距與采收率、投資回報(bào)率關(guān)系圖

遞減法預(yù)測(cè)結(jié)果顯示，100，150 m 小井距井最終采收率在25%以上（見圖19a），明顯優(yōu)于大井距井。按照中國石油天然氣股份有限公司現(xiàn)行投資回報(bào)率計(jì) 算方法，大井距井按照當(dāng)年結(jié)算實(shí)際成本分析，小井距井按照2020 年與服務(wù)公司確定價(jià)格測(cè)算，小井距經(jīng)濟(jì)效益同樣具有明顯優(yōu)勢(shì)（見圖19b）。

圖19 不同井距遞減法預(yù)測(cè)采收率及投資回報(bào)率圖

此外，北美致密油的小井距井網(wǎng)通常是經(jīng)過一次或多次加密后逐步形成，隨著井距變小，單井歸一化（單位長(zhǎng)度）最終可采儲(chǔ)量總體上逐步變小[12]，而示范區(qū)單井180 d 平均累計(jì)產(chǎn)量并沒有因井距縮小而明顯降低，充分反映了一次井網(wǎng)整體動(dòng)用的優(yōu)勢(shì)。

5 關(guān)注與討論

①繼續(xù)關(guān)注示范區(qū)單井和平臺(tái)遞減規(guī)律。示范區(qū)生產(chǎn)已達(dá)8 個(gè)月以上，表現(xiàn)良好，需繼續(xù)跟蹤評(píng)價(jià)未來遞減規(guī)律、單井預(yù)測(cè)最終可采儲(chǔ)量及最終采收率。

②盡快開展示范區(qū)人工縫網(wǎng)定量描述與評(píng)價(jià)工作。致密礫巖因其復(fù)雜特殊的沉積特征，使得人工裂縫形成機(jī)理、分布形態(tài)也極為復(fù)雜，異于細(xì)粒沉積的砂巖、頁巖等，應(yīng)盡快開展大斜度井取心以及系統(tǒng)配套的測(cè)錄井?dāng)?shù)據(jù)采集分析工作，深入了解和定量評(píng)價(jià)致密礫巖人工縫網(wǎng)的細(xì)節(jié)。

③繼續(xù)完善最優(yōu)規(guī)模和最佳形態(tài)設(shè)計(jì)。從生產(chǎn)表現(xiàn)看，采用密切割、大液量、高強(qiáng)度壓裂的3 口井，生產(chǎn)效果未見明顯優(yōu)勢(shì)。因此，合理設(shè)計(jì)壓裂段簇?cái)?shù)和砂液量是進(jìn)一步提高單井產(chǎn)量、降低成本的關(guān)鍵，是未來工藝探索的主要方向。

④加大致密礫巖油田高效開發(fā)理論與關(guān)鍵技術(shù)的推廣工作。2020 年優(yōu)選瑪18、風(fēng)南4、瑪東2、瑪2、艾湖2 共5 個(gè)井區(qū)針對(duì)T1b1、T1b2、T1b3、P3w1、P3w2等5 個(gè)層系開展推廣應(yīng)用，計(jì)劃鉆井125 口，建成產(chǎn)能109×104t，深入評(píng)價(jià)影響產(chǎn)能的主要因素。擬對(duì)不同油層厚度、兩向應(yīng)力差、孔隙壓力系數(shù)的致密礫巖儲(chǔ)集層在小井距下的開發(fā)效果進(jìn)行深入評(píng)價(jià)。

⑤持續(xù)探索致密礫巖力學(xué)機(jī)制和研究最優(yōu)縫網(wǎng)理論。目前示范區(qū)井眼軌跡主要采用平行于水平最大主應(yīng)力方向設(shè)計(jì)，但少量水平井方向與水平最大主應(yīng)力方向呈小角度相交的井獲得了更高產(chǎn)量，改變布井方向是否會(huì)有更高產(chǎn)量、水平井方向與地應(yīng)力夾角多大合適、最終的井距多大合理、一次密井網(wǎng)充分動(dòng)用儲(chǔ)量追求高的一次采收率和一次大井距井網(wǎng)后期通過注氣等方式提高采收率哪種方式更經(jīng)濟(jì)，這些問題都需要深入的理論研究和實(shí)踐探索。

6 結(jié)論

提出了致密礫巖復(fù)雜縫網(wǎng)繞礫成縫理論，認(rèn)為對(duì)于發(fā)育礫間孔隙的致密礫巖，人工壓裂縫獨(dú)特的繞礫行為是該類儲(chǔ)集層在水平兩向應(yīng)力差較大且缺乏天然裂縫的情況下仍能形成復(fù)雜縫網(wǎng)的主要因素，傳統(tǒng)的復(fù)雜縫網(wǎng)理論模型不適用于該類儲(chǔ)集層。

提出了致密礫巖油田壓裂井間主動(dòng)干擾理論，小井距井網(wǎng)條件下工廠化壓裂時(shí)產(chǎn)生的井間干擾是提高縫網(wǎng)復(fù)雜程度的有效手段，也是提高單井產(chǎn)量及大幅提升采收率的關(guān)鍵，后期井間加密方式的地應(yīng)力場(chǎng)因老井孔隙壓力下降而不易被主動(dòng)干擾，形成復(fù)雜縫網(wǎng)難度大，一次形成小井距井網(wǎng)優(yōu)于逐步加密井網(wǎng)。

提出了“最優(yōu)規(guī)?！焙汀白罴研螒B(tài)”設(shè)計(jì)理念，按照“交錯(cuò)布縫、拉鏈?zhǔn)┕?、合理?guī)模、整體動(dòng)用”的原則，實(shí)施了立體交叉壓裂作業(yè)，達(dá)到了充分利用應(yīng)力場(chǎng)實(shí)現(xiàn)縫網(wǎng)復(fù)雜化、最大程度動(dòng)用井間資源的效果，實(shí)現(xiàn)了單井與平臺(tái)最終可采儲(chǔ)量最大化的目標(biāo)。

通過進(jìn)行開發(fā)試驗(yàn)確定了水平井+多級(jí)壓裂是瑪湖油田的主體開發(fā)技術(shù)。進(jìn)一步試驗(yàn)表明，小井距立體開發(fā)是瑪湖致密礫巖油田高效開發(fā)的主要方向。

致謝：項(xiàng)目研究和本文寫作過程中，得到了劉合院士、鄒才能院士、吳奇教授、匡立春教授、王元基教授、霍進(jìn)教授和支東明教授等專家的悉心指導(dǎo)，在此深表感謝。