瑪湖油田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)對特低滲-致密油藏開發(fā)的借鑒意義

魏紹蕾，蘇映宏，黃學(xué)斌，肖玉茹

（中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

1 瑪湖油田概況

1.1 儲層和流體物性

瑪湖油田[1-3]位于準(zhǔn)格爾盆地，迄今為止，累計(jì)發(fā)現(xiàn)三級儲量超過10×108t，為世界上已發(fā)現(xiàn)的最大的砂礫巖油田?，敽吞锸菄鴥?nèi)首個大型致密礫巖油田成功開發(fā)的典范，也是中國石油新疆油田最重要的儲量接替陣地。目前，瑪湖油田的開發(fā)主要集中在瑪北斜坡和瑪西斜坡百口泉組的致密礫巖儲層。油藏埋深2 812～3 920 m，平均孔隙度為7.73%～11.63%，覆壓氣測滲透率為（0.02～0.45）×10-3μ m2，屬于超深致密砂礫巖，直井產(chǎn)量低或無自然產(chǎn)能。油藏受斷裂和巖性雙重控制，試采試油資料未見邊底水。油藏中部壓力31.78～70.88 MPa，壓力系數(shù)為1.25～1.77，地飽壓差多在20 MPa以上。地面原油密度0.825～0.858 g/cm3，50℃原油黏度為4.94～18.10 mPa·s。

1.2 開發(fā)歷程

瑪湖油田實(shí)現(xiàn)效益，開發(fā)大體經(jīng)歷了3個階段[4-6]：① 探索試驗(yàn)階段（2012-2014年），采用水平井常規(guī)分段壓裂，投產(chǎn)第一年平均單井累產(chǎn)3 836 t，提產(chǎn)效果明顯；② 擴(kuò)大試驗(yàn)階段（2014-2015年），采用水平井體積壓裂，投產(chǎn)第一年平均單井累產(chǎn)8 636 t，產(chǎn)量進(jìn)一步提升；③ 規(guī)模建產(chǎn)階段（2016年至今），整體部署規(guī)模實(shí)施，投產(chǎn)水平井88口，第一年平均單井累產(chǎn)10 110 t，實(shí)現(xiàn)油田效益開發(fā)。

1.2.1 探索試驗(yàn)階段

2012年3月，瑪131井首獲突破；10月，新疆油田提交預(yù)測儲量7 567×104t，116 km2含有面積內(nèi)僅有7井獲得工業(yè)油氣流。為了加快儲量升級，按照勘探開發(fā)一體化的策略，提出“直井控面，水平井提產(chǎn)”的思路。2013年整體部署實(shí)施預(yù)測井、評價(jià)井26口，其中水平井5口；5口水平井均采用常規(guī)分段壓裂，壓裂參數(shù)如表1所示，平均水平段長度為843 m，壓裂段數(shù)13段，平均縫間距為63 m，平均單井壓裂液6 747 m3，支撐劑788 m3/井。

表1 瑪131井區(qū)5口試驗(yàn)水平井常規(guī)壓裂參數(shù)

和直井相比，壓裂水平井的開發(fā)效果得到明顯提高，平均第一年累計(jì)產(chǎn)量達(dá)3 836 t，截至目前（投產(chǎn)約3.8年），平均日產(chǎn)油9.3 t/d，目前日產(chǎn)油7.4 t/d（見表2）。

表2 瑪131井區(qū)5口試驗(yàn)水平井常規(guī)壓裂開發(fā)效果

1.2.2 擴(kuò)大試驗(yàn)階段

2014-2015年，以效益開發(fā)為目標(biāo)對水平井井距、壓裂簇間距、水平段長度、井身結(jié)構(gòu)和壓裂參數(shù)開展試驗(yàn)，采用體積壓裂技術(shù)改造6口長水平井，壓裂參數(shù)如表3所示，平均水平段長度為1 482 m，壓裂段數(shù)19段，平均縫間距為30 m，平均單井壓裂液22 395 m3，支撐劑1 422 m3/井（見表3）。

表3 瑪131井區(qū)6口長水平井＋體積壓裂參數(shù)

和探索試驗(yàn)階段相比，水平井長度增加0.8倍，單井壓裂液用量增加2.3倍，支撐劑用量增加0.8倍。通過采用“長水平井＋大規(guī)模體積壓裂”的生產(chǎn)模式，開發(fā)效果進(jìn)一步提高，平均第一年累產(chǎn)達(dá)到8 636 t，比前期產(chǎn)量提高1.2倍（見表4）。

表4 瑪131井區(qū)6口長水平井＋體積壓裂開發(fā)效果

2015年，瑪18井區(qū)上報(bào)探明儲量5 947×104t，當(dāng)年完成開發(fā)試驗(yàn)方案，部署實(shí)施提產(chǎn)試驗(yàn)水平井2口，對開發(fā)方式、井型、水平段快速鉆探技術(shù)以及水平井細(xì)分切割體積壓裂技術(shù)進(jìn)行試驗(yàn)。2016年6月，MaHW6004井投產(chǎn)，峰值產(chǎn)油118.8 t，一年累積產(chǎn)油19 172 t，取得了良好效果，基本確立了“水平井＋細(xì)分體積壓裂”的開發(fā)方式。

1.2.3 規(guī)模建產(chǎn)階段

為了加快勘探開發(fā)步伐，縮短投資回收期，確定了“邊評價(jià)、邊試驗(yàn)、邊建產(chǎn)”的思路，已經(jīng)在6個區(qū)塊投產(chǎn)水平井88口，平均單井生產(chǎn)356天，第一年平均單井累產(chǎn)油9 047 t，平均日產(chǎn)油24.6 t，規(guī)模建產(chǎn)開發(fā)效果良好（見表5）。

表5 瑪湖地區(qū)水平井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表

瑪18井區(qū)于2016年10月完成水平井開發(fā)方案，當(dāng)年啟動現(xiàn)場實(shí)施，目前已投產(chǎn)29口井，平均水平段長度1 313 m，平均壓裂級數(shù)為18級，平均單井壓裂液用量為21 771 m3，平均單井支撐劑用量為1 227 m3，年開單井生產(chǎn)天數(shù)為294天，累產(chǎn)油10 975 t，平均日產(chǎn)油35.4 t/d。

1.3 瑪湖油田開發(fā)新技術(shù)

1.3.1 長水平井鉆井提速提效技術(shù)

與國內(nèi)其他致密油藏相比，瑪湖油田埋藏深、地層壓力高，鉆井施工難度大；縱向上發(fā)育有3套砂礫巖層，壓力特征復(fù)雜；儲層巖性以砂礫巖為主，塑性較大，可鉆性差。針對瑪湖地區(qū)地層壓力系統(tǒng)復(fù)雜、礫巖層鉆井速度慢、分段壓裂對古井質(zhì)量高等技術(shù)難題，通過針對性技術(shù)攻關(guān)，形成了適合瑪湖致密砂礫巖儲層開發(fā)的水平井高效鉆井技術(shù)[7-9]。

1）深化壓力及地層平剖面研究，優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)

采用地球物理手段，借助先進(jìn)的地震技術(shù)建立三維地質(zhì)模型，通過測井技術(shù)和工程實(shí)踐進(jìn)行修正，盡可能精確地刻畫儲層構(gòu)造、隔夾層分布、儲層物性、含油性、巖石脆性以及儲層溫壓系統(tǒng)，針對復(fù)雜壓力地層和特殊巖性地層進(jìn)行研究，揭示空間展布規(guī)律及特點(diǎn)。在平面上目的層壓力由斜坡區(qū)向湖盆區(qū)住建增大，壓力系數(shù)由1.0增至1.7；剖面上白堊系、侏羅系地層壓力系數(shù)為1.0，三疊系地層壓力系數(shù)高達(dá)1.7。侏羅系的煤層容易發(fā)生井漏，三疊系泥巖段則容易發(fā)生卡鉆。通過鉆前三維地質(zhì)模型獲得地下構(gòu)造特征，沿鉆井方向獲取物性剖面，優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)和井身軌跡設(shè)計(jì)。

2）研發(fā)新型鉆井液體系，攻克水平井容易漏失失穩(wěn)難題

長水平段井眼攜巖困難，容易卡鉆，對鉆井液的潤滑性能要求很高。為了克服以上難題，采用多元協(xié)同理論，開展多組抑制劑評價(jià)實(shí)驗(yàn)，優(yōu)選出“7%氯化鉀＋（8%～15%）有機(jī)鹽＋1%胺基抑制劑”組合，提升防塌能力；加入2%～3%陽離子乳化瀝青和天然瀝青粉提升封堵能力；在完井階段利用2%石墨粉提升潤滑性。新研制的強(qiáng)抑制水基鉆井液體系在瑪湖地區(qū)應(yīng)用76口井，最長裸眼段4 670 m，水平段長2 027 m，井徑擴(kuò)大率均控制在行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的10%以內(nèi)。

3）攻關(guān)韌性水泥漿體系及工藝，完善固井技術(shù)

通過試驗(yàn)確定水泥彈性模量小于6 GPa且抗壓強(qiáng)度大于18 MPa才能滿足壓裂要求。現(xiàn)有的常規(guī)體系和膠乳體系無法滿足要求，進(jìn)口韌性水泥漿費(fèi)用高。2015年，新疆油田開展了24種添加劑72組評價(jià)實(shí)驗(yàn)，形成了滿足壓裂需求的水泥漿體系，費(fèi)用僅為進(jìn)口水泥漿費(fèi)用的1/3。2017年，持續(xù)開發(fā)韌性材料優(yōu)化實(shí)驗(yàn)，水泥漿體系實(shí)現(xiàn)國產(chǎn)化，費(fèi)用進(jìn)一步降低50%。新研制的韌性水泥石與常規(guī)水泥石相比，彈性模量降低了50%以上，抗拉強(qiáng)度提高了100%以上，增加了抗沖擊破碎能力，提高了完井質(zhì)量。

1.3.2 大規(guī)模體積壓裂改造技術(shù)

瑪湖致密礫巖油田天然裂縫不發(fā)育、水平兩向應(yīng)力差大，難以形成復(fù)雜縫網(wǎng)；且埋藏深、閉合應(yīng)力大，水平井改造施工風(fēng)險(xiǎn)大、成本高。為了克服上述難題，科研人員以水平井體積壓裂為基礎(chǔ)，針對砂礫巖致密儲層的特點(diǎn)，建立了細(xì)分切割體積壓裂[10-12]的開發(fā)方式。

1）基于水平井體積改造理念，確定細(xì)分切割壓裂方式

基于人工裂縫展布規(guī)律，形成裂縫系統(tǒng)評判圖版，確立了細(xì)分切割體積壓裂改造方式?，敽貐^(qū)水平井平均壓裂級數(shù)為24級，最大壓裂級數(shù)為35級；平均裂縫間距為30 m左右，最小為15 m，實(shí)現(xiàn)了體積壓裂改造方式的轉(zhuǎn)變。采用了固井橋塞和分簇射孔工藝，實(shí)現(xiàn)細(xì)分切割，推廣應(yīng)用56井次，滿足了油藏埋深4 000 m、井深6 000 m、改造長度2 000 m以內(nèi)水平井的改造需求。另外，針對橋塞分段壓裂改造動用程度不均勻、壓后鉆磨等問題，引入連續(xù)油管帶底封拖動-水力噴射、無限級可開關(guān)固井滑套兩種精準(zhǔn)定點(diǎn)可控分壓工藝，進(jìn)一步豐富技術(shù)手段，同時(shí)開始探索水平井重復(fù)壓裂技術(shù)。

2）結(jié)合油藏特征與改造需求，優(yōu)化設(shè)計(jì)實(shí)現(xiàn)縫控儲量

瑪湖礫巖油藏水平段物性、含油性、巖石力學(xué)性質(zhì)特征和地應(yīng)力差異大，需要針對不同井段開展射孔位置優(yōu)選、壓裂參數(shù)和壓裂規(guī)模個性化設(shè)計(jì)。制定壓裂方案時(shí)，應(yīng)立足地質(zhì)特征差異性，開展裂縫間距、施工工藝等關(guān)鍵參數(shù)室內(nèi)模擬和現(xiàn)場試驗(yàn)，優(yōu)化形成瑪湖地區(qū)不同類型油藏體積壓裂關(guān)鍵參數(shù)設(shè)計(jì)準(zhǔn)則。設(shè)計(jì)過程中，應(yīng)綜合地質(zhì)、巖石力學(xué)、地應(yīng)力參數(shù)，建立應(yīng)力耦合壓裂數(shù)值模型，模擬不同參數(shù)組合下人工裂縫空間展布形態(tài)，實(shí)現(xiàn)單井單縫設(shè)計(jì)向縫控油藏轉(zhuǎn)變。

3）攻關(guān)砂礫巖致密油改造難題，集成體積壓裂系列技術(shù)

礪石粒徑變化大，人工裂縫延伸曲折且縫面粗糙，縫內(nèi)支撐劑運(yùn)移規(guī)律復(fù)雜，影響造縫效果和人工裂縫的遠(yuǎn)端支撐。通過室內(nèi)模擬不同液體、排量以及注入方式下支撐劑運(yùn)移規(guī)律，形成胍膠啟縫、滑溜水段塞攜砂、凍膠加砂的逆混合壓裂工藝。施工排量達(dá)到l8 m3/min以上，提高了裂縫搏擊體積，段塞加砂量達(dá)到25%～30%，改善了支撐劑鋪置效果。另外，針對規(guī)模開發(fā)帶來的用水挑戰(zhàn)，研究形成了壓裂液反排和風(fēng)城稠油凈化水等工業(yè)廢水再利用技術(shù)，拓展了壓裂配水供水來源，緩解了區(qū)域水資源供給緊張的矛盾，大幅降低了環(huán)保壓力。

2 國內(nèi)特低滲-致密油藏開發(fā)現(xiàn)狀

隨著常規(guī)油氣資源發(fā)現(xiàn)難度增大，非常規(guī)（超/特）低滲透油藏已成為國內(nèi)各個油田增儲上產(chǎn)的主力資源。該類油藏巖性復(fù)雜、儲層物性差，開發(fā)動用難度大，開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益差。通過借鑒瑪湖油田以及國內(nèi)外其他（超/特）低滲透油藏成功開發(fā)的經(jīng)驗(yàn)，形成適合國內(nèi)（超/特）低滲透油藏開發(fā)的專有配套技術(shù)，改善開發(fā)效果和提升經(jīng)濟(jì)效益。

2.1 國內(nèi)特低滲-致密油資源狀況

近年來，隨著常規(guī)油氣資源發(fā)現(xiàn)難度增大，以特低滲-致密油為代表的非常規(guī)油氣資源逐漸成為新增儲量的主體。對于油藏來說，滲透率小于50 mD為低滲透油藏，其中滲透率小于10 mD界定為特低滲透油藏；50～500 mD為中滲透，500～1 000 mD為高滲透，滲透率大于1 000 mD為特高滲透。從圖1看出，近年來國內(nèi)新增石油探明地質(zhì)儲量品質(zhì)逐漸變差，特低滲透油藏新增探明地質(zhì)儲量所占比例逐年增加，由2013年的51.0%增至2017年的73.7%；另外，中-高滲透油藏新增探明地質(zhì)儲量所占比例不斷減少，由2013年的22.8%降至8.5%。低滲-致密油藏新增儲量已成為未來儲量接替的主力。

圖 1 2013-2017年新增石油探明地質(zhì)儲量品質(zhì)變化趨勢

2.2 典型特低滲-致密油資源開發(fā)特征

國內(nèi)致密油資源主要分布在鄂爾多斯（華北）、渤海灣（勝利）、塔里木（西北）3個盆地。油藏類型多，地質(zhì)條件復(fù)雜，多為陸相碎屑巖沉積，分布范圍小，單層厚度薄，穩(wěn)定性差。儲量豐度低，為中低豐度分布；大部分油藏埋藏深，裂縫發(fā)育程度低；脆性礦物含量低，原油黏度高，溶解氣油比低，地層壓力系數(shù)低。受油藏孔滲條件制約，特低滲-致密油藏開發(fā)過程面臨以下問題：

1）產(chǎn)能低，自然遞減快

大部分特低滲透油藏有一定的自然產(chǎn)能，但自然產(chǎn)能很低，無經(jīng)濟(jì)效益；致密油藏一般無自然產(chǎn)能，特低滲-致密油藏的開發(fā)需要借助水平井分段壓裂技術(shù)，壓裂后初始產(chǎn)能6.5～16.5 t/d。產(chǎn)量遞減快，符合雙曲遞減規(guī)律，1～6個月階段遞減率32%～70%。

2）初期含水率高

致密儲層孔喉半徑細(xì)小，毛管力大，成藏過程中油水分異作用差，基質(zhì)孔隙含水飽和度高，油井生產(chǎn)過程中油水同出。如鄂南紅河長8為孔隙型儲層，基質(zhì)孔隙為主要儲集空間，含油飽和度低，油井投產(chǎn)即見水，且含水較高，裂縫相對發(fā)育區(qū)油井含水30%；裂縫不發(fā)育區(qū)高達(dá)80%。

3）能量補(bǔ)充困難

致密油儲層屬微米～納米級孔隙介質(zhì)，喉道細(xì)?。ǎ?μm），滲流阻力大；由于天然裂縫及人工裂縫的存在，注入介質(zhì)難以進(jìn)入致密孔隙中，且易水竄。在鄂南渭北長3、紅河長8、長9油藏水（氣）驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，效果不理想。北美Bakken注水先導(dǎo)試驗(yàn)，由于裂縫溝通，注水后水竄現(xiàn)象明顯，油井單井月產(chǎn)油量下降30%～50%，注水期間從基本不含水上升至含水80%～90%，無增油效果。

2.3 國內(nèi)特低滲-致密油藏開發(fā)潛力

國內(nèi)探區(qū)特低滲-致密油資源豐富，是原油生產(chǎn)的重要接替資源。從目前勘探開發(fā)狀況看，特低滲-致密油開發(fā)已經(jīng)獲得突破，但由于地質(zhì)條件復(fù)雜，整體認(rèn)識程度較低，尚未形成適應(yīng)不同地質(zhì)條件的中低豐度儲量的配套開發(fā)技術(shù)，目前還沒有進(jìn)入大規(guī)模的開發(fā)階段。

借鑒瑪湖油田成功開發(fā)的經(jīng)驗(yàn)，引入勘探開發(fā)新技術(shù)，在國內(nèi)部分探區(qū)開展先導(dǎo)試驗(yàn)。如，勝利義34塊多段壓裂水平井驅(qū)替補(bǔ)充能量先導(dǎo)試驗(yàn)、鄂南紅河多段壓裂水平井體積改造＋吞吐補(bǔ)充能量先導(dǎo)試驗(yàn)、準(zhǔn)中永1超深層致密油開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)。通過試驗(yàn)進(jìn)一步積累經(jīng)驗(yàn)，全面國內(nèi)探明未開發(fā)特低滲-致密油資源的全面動用。

3 結(jié)論與建議

1）瑪湖油田開發(fā)過程中存在地質(zhì)條件復(fù)雜、開發(fā)工程難度大等問題。通過工程技術(shù)的進(jìn)步，特別是長水平井鉆井技術(shù)和體積壓裂技術(shù)的規(guī)模應(yīng)用，大幅降低了生產(chǎn)成本，提高了單井產(chǎn)量，實(shí)現(xiàn)了瑪湖油田致密油資源的有效動用。

2）國內(nèi)探區(qū)特低滲-致密油資源豐富，但勘探開發(fā)尚不成熟，各個區(qū)塊的油藏地質(zhì)特征復(fù)雜，且認(rèn)識程度低。通過借鑒馬湖地區(qū)致密砂礫巖成功開發(fā)的經(jīng)驗(yàn)，引入“長水平井＋體積壓裂”技術(shù)，實(shí)現(xiàn)國內(nèi)致密油氣資源的有效動用，提高儲采比，提升上游板塊的經(jīng)濟(jì)效益。