松遼盆地古龍頁(yè)巖油水平井開(kāi)發(fā)技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限

龐彥明 張?jiān)獞c 蔡 敏 張紅麗 郭志強(qiáng)

（1.大慶油田有限責(zé)任公司，黑龍江 大慶 163002；2.黑龍江省陸相頁(yè)巖油重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 163712；3.大慶油田有限責(zé)任公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712）

0 引 言

國(guó)內(nèi)頁(yè)巖油以陸相成油為主，按照儲(chǔ)集特征分為夾層型、混積型和頁(yè)巖型［1-3］。鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7段為夾層型［4-5］，吉木薩爾凹陷蘆草溝組為混積型［6-7］，松遼盆地北部青山口組古龍頁(yè)巖油為純頁(yè)巖型。古龍頁(yè)巖具有獨(dú)特的地質(zhì)特征，蘊(yùn)含著豐富的頁(yè)巖油資源［8-10］。

松遼盆地下白堊統(tǒng)青山口組形成了大面積分布的半深湖—深湖相沉積，青一段、青二段湖相沉積面積分別為4.2×104、2.8×104km2，其中，青山口組中—高熟頁(yè)巖油有利區(qū)面積為1.46×104km2，石油資源量為1.51×1010t，天然氣資源量為1.9×1012m3。

自1981年至今，大慶油田的頁(yè)巖油勘探經(jīng)歷了發(fā)現(xiàn)探索、研究認(rèn)識(shí)、試采突破3個(gè)階段。2018年以來(lái)，基于非常規(guī)理念和分析測(cè)試技術(shù)的創(chuàng)新，古龍頁(yè)巖油產(chǎn)量獲得突破，通過(guò)頁(yè)巖油探井、資料井評(píng)價(jià)選層及老井復(fù)查，18口直井見(jiàn)油流，試油1.4～6.7 t／d，單層測(cè)試5口井，縱向上9個(gè)油層中開(kāi)展單層試油的8個(gè)油層（Q1、Q2、Q3、Q4、Q5、Q6、Q8、Q9）均具有產(chǎn)油能力。水平井試油4口，試油產(chǎn)量為11.9～30.5 t／d，試采3口，試采產(chǎn)量為6.5～15.6 t／d，均表現(xiàn)出長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)能力，展現(xiàn)出工業(yè)化開(kāi)發(fā)前景［11］。

頁(yè)巖油作為非常規(guī)油氣資源的重要組成部分和典型代表，以巨大的可采資源基礎(chǔ)、逐步成熟的開(kāi)發(fā)技術(shù)和不斷攀升的工業(yè)產(chǎn)量，成為全球非常規(guī)油氣開(kāi)發(fā)的亮點(diǎn)。

頁(yè)巖油開(kāi)發(fā)初期，國(guó)外大多采用“初期高產(chǎn)、快速收回投資”的壓力衰竭式開(kāi)發(fā)方式，尤其是在高油價(jià)時(shí)期，美國(guó)大部分石油公司采取放噴的方式使油井在短時(shí)間內(nèi)達(dá)到最大產(chǎn)量，從而盡快回收前期投入成本。這種做法導(dǎo)致油井產(chǎn)量迅速遞減（L形遞減）和單井最終可采儲(chǔ)量（EUR）損失。在低油價(jià)和提高資源利用率的雙重作用影響下，壓力衰竭式開(kāi)發(fā)變得難以為繼，國(guó)內(nèi)外石油公司逐步轉(zhuǎn)變開(kāi)發(fā)理念，更加注重長(zhǎng)期效益，由放噴生產(chǎn)轉(zhuǎn)變?yōu)榭貕荷a(chǎn)，通過(guò)試井解釋、數(shù)值模擬方法進(jìn)行全生命周期開(kāi)發(fā)方式優(yōu)選，最大限度地提高頁(yè)巖油采收率，以獲得最大的經(jīng)濟(jì)效益。

古龍頁(yè)巖油為純頁(yè)巖型頁(yè)巖油，處于工業(yè)化開(kāi)發(fā)試驗(yàn)階段，頁(yè)巖油水平井開(kāi)發(fā)規(guī)律及開(kāi)發(fā)技術(shù)正處于探索階段，從目前水平井試油、試采情況看，產(chǎn)能已取得一定突破，但不同類型資源的地質(zhì)特征、油藏類型及開(kāi)發(fā)特征差異較大，其技術(shù)、經(jīng)濟(jì)界限評(píng)價(jià)方法尚未進(jìn)行相關(guān)研究，亟需探索各類資源水平井的開(kāi)發(fā)規(guī)律及建產(chǎn)能力［12-16］。

古龍頁(yè)巖油作為大慶油田振興發(fā)展的重要戰(zhàn)略接替資源，進(jìn)一步開(kāi)展資源分類評(píng)價(jià)，研究不同資源類型的產(chǎn)能水平及開(kāi)發(fā)特征，為古龍頁(yè)巖油規(guī)劃部署及規(guī)模效益上產(chǎn)提供技術(shù)支撐［17］。在古龍頁(yè)巖油地質(zhì)基礎(chǔ)研究的基礎(chǔ)上，分析試采井試采動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，采用遞減曲線圖版法對(duì)典型井進(jìn)行遞減規(guī)律標(biāo)定，結(jié)合水平井產(chǎn)量影響因素分析，考慮輕質(zhì)油帶不同資源的商品價(jià)值，應(yīng)用經(jīng)濟(jì)極限法建立不同投資下的單井EUR下限標(biāo)準(zhǔn)，評(píng)價(jià)古龍頁(yè)巖油在目前油價(jià)與成本環(huán)境下實(shí)現(xiàn)效益開(kāi)發(fā)的單井EUR下限。

1 古龍頁(yè)巖油儲(chǔ)層特征

松遼盆地北部齊家—古龍凹陷下白堊統(tǒng)青山口組為大規(guī)模湖侵，形成了大面積的半深湖—深湖相沉積，青一段半深湖—深湖相發(fā)育規(guī)模最大，為古龍頁(yè)巖油的形成奠定了良好的物質(zhì)基礎(chǔ)［18］。青山口組沉積時(shí)期為湖泛期，自下而上為水退沉積過(guò)程。半深湖—深湖相區(qū)內(nèi)，青一段暗色泥頁(yè)巖厚度為30～100 m，青二段暗色泥頁(yè)巖厚度為60～240 m。根據(jù)最新實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析可知，青山口組輕質(zhì)油有利區(qū)面積為2 778 km2，石油資源量54.58×108t，是增儲(chǔ)建產(chǎn)的現(xiàn)實(shí)資源。

古龍頁(yè)巖巖性純，以泥級(jí)的長(zhǎng)英質(zhì)頁(yè)巖為主，黏土礦物含量高。頁(yè)巖的體積分?jǐn)?shù)達(dá)95%以上，厚度為0.05～0.15 m，夾薄層的白云巖、介殼灰?guī)r和粉砂巖紋層。跟國(guó)內(nèi)外的頁(yè)巖油氣田相比，古龍頁(yè)巖的黏土礦物含量高（體積分?jǐn)?shù)為34.5%～36.3%）、長(zhǎng)石含量高（體積 分 數(shù)為18.1%～22.3%）、碳酸鹽含量低（體積分?jǐn)?shù)為6.5%～8.0%）［19-22］。場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡、CT掃描等技術(shù)識(shí)別出古龍頁(yè)巖孔隙類型主要分為頁(yè)理縫、基質(zhì)孔隙2大類，認(rèn)為頁(yè)理縫和黏土礦物晶間孔是主要的儲(chǔ)集空間，其中頁(yè)理縫的體積分?jǐn)?shù)達(dá)到53.1%，縫寬為0.79～30.44 μm，連通性好。

古龍頁(yè)巖油輕質(zhì)油帶的低—高氣油比區(qū)內(nèi)富集層橫向上分布穩(wěn)定、連續(xù)性好，縱向上分布集中、累計(jì)厚度大。受成熟度及含油性控制，鏡質(zhì)體反射率大于1.4%的地區(qū)，縱向上以Ⅰ類層（游離烴質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于（等于）6.0 mg／g，總有機(jī)碳含量大于（等于）2.0%，有效孔隙度大于（等于）6.0%，總孔隙度大于（等于）8.0%，含油飽和度大于（等于）55.0%）為主，主要發(fā)育在青一段和青二段下部。其中，青一段下部Q1—Q4層的厚度為45～55 m，Ⅰ類層厚度占比大于95%，呈現(xiàn)頁(yè)理非常發(fā)育的箱體特征，為頁(yè)巖油立體多層水平井箱體開(kāi)發(fā)提供了儲(chǔ)層基礎(chǔ)。

2 古龍頁(yè)巖油典型井開(kāi)發(fā)特征

2.1 古龍頁(yè)巖油水平井產(chǎn)能特征

2.1.1 高氣油比型資源典型井產(chǎn)能特征

井A1為高氣油比型資源典型井，位于齊家—古龍凹陷的中部高成熟度區(qū)，目的層為青山口組青一段下部的Q2、Q3層，巖性以層狀黏土質(zhì)長(zhǎng)英頁(yè)巖為主，實(shí)測(cè)w（TOC）為2.0%～4.5%，實(shí)測(cè)S1為3.0～7.0 mg／g，實(shí)測(cè)Ro為1.67%，地層壓力系數(shù)為1.52。鉆探水平段的長(zhǎng)度為1 562 m。采用大規(guī)模體積壓裂技術(shù)壓裂36段，累計(jì)加入總砂量3 063 m3，總液量82 314 m3，液態(tài)二氧化碳3 475 t，纖維2 474 kg。

2019年9月9日采用直徑2.0～2.8 mm油嘴放噴排液求產(chǎn)。排液164 d見(jiàn)油，累計(jì)排液量16 454.6 m3，返排率為19.9%。見(jiàn)油初期采用直徑2.8 mm的油嘴控制放噴，日產(chǎn)油量快速增長(zhǎng)至3.8 t；采用直徑5 mm的油嘴放噴，日產(chǎn)油穩(wěn)定在5.1 t，日產(chǎn)氣7 489 m3；放大油嘴直徑到5.4 mm，日產(chǎn)油升至13.6 t，該階段產(chǎn)液量與生產(chǎn)氣油比持續(xù)下降；放大油嘴至5.8、6.7、7.0 mm，日產(chǎn)油量上升至18.4、27.8、30.5 t。

2020年6月11日調(diào)整油嘴至5.8 mm進(jìn)行試采。試采初期日產(chǎn)油14.9 t、套壓7 MPa，日產(chǎn)氣8 193 m3，試采階段產(chǎn)量、壓力變化整體平緩，產(chǎn)量遞減趨勢(shì)較慢。截至2021年4月22日，日產(chǎn)油12.9 t，日產(chǎn)氣5 907 m3。后進(jìn)行洗井作業(yè)并關(guān)井進(jìn)行 測(cè) 試。井A1累 計(jì) 生 產(chǎn)444 d，累 產(chǎn) 油5 544.7 t，累 產(chǎn) 氣340.2×104m3，油 氣 當(dāng) 量8 255.1 t，返排率為58.0%（圖1），顯示了古龍頁(yè)巖油水平井較好的穩(wěn)產(chǎn)能力及開(kāi)發(fā)潛力。

2.1.2 低氣油比型資源典型井產(chǎn)能特征

低氣油比型資源典型井S7位于齊家—古龍凹陷北部齊家向斜的中成熟度區(qū)，目的層為青一段下部的Q2層，巖性以層狀黏土質(zhì)長(zhǎng)英頁(yè)巖為主，實(shí)測(cè)w（TOC）為2.0 %～4.5%，實(shí)測(cè)S1為4.5～19.5 mg／g，實(shí)測(cè)Ro為1.3%，地層壓力系數(shù)為1.44，鉆探水平段長(zhǎng)度為831 m。體積壓裂10段，累計(jì)加入總砂量721 m3，總液量17 099 m3，液態(tài)二氧化碳600 t，纖維2 320 kg。

2019年7月14日至10月30日用直徑為1～16 mm的油嘴及敞口放噴排液求產(chǎn)，累計(jì)排液量為3 682.74 m3，其中返排壓裂液3 202.94 m3、累計(jì)產(chǎn)油479.8 m3、總返排率為18.73%。10月27至29日 敞 口 自 噴 求 產(chǎn)，日 產(chǎn) 油11.9 t，日 產(chǎn) 氣322 m3，試油結(jié)束。

2019年11月8日開(kāi)始試采，初期以3.5 mm油嘴定產(chǎn)5 m3，試采121 d產(chǎn)量、壓力穩(wěn)定；調(diào)整油嘴至3.49 mm定產(chǎn)7 m3生產(chǎn)167 d，產(chǎn)量、壓力穩(wěn)定；放大油嘴至5 mm，日產(chǎn)油升至10.98 m3，壓力下降速度變快，調(diào)整油嘴至4.36 mm，產(chǎn)量、壓力保持穩(wěn)定，日產(chǎn)油5.8 t，日產(chǎn)氣325 m3，累計(jì)生產(chǎn)576 d，累產(chǎn)油3 184.3 t，累產(chǎn)氣16.5×104m3，油氣當(dāng)量為3 315.5 t，返排率為20.6%（圖2）。

2.2 古龍頁(yè)巖油水平井開(kāi)發(fā)規(guī)律

經(jīng)過(guò)大規(guī)模改造后，古龍頁(yè)巖油儲(chǔ)層滲流能力大幅度提高，地層能量得到補(bǔ)充，人工油藏投產(chǎn)初期一般具有較強(qiáng)的自噴能力，并表現(xiàn)出油氣同出的生產(chǎn)特征。試油期間產(chǎn)量由油嘴控制，但由于儲(chǔ)層基質(zhì)和人工縫滲析作用依賴壓力，導(dǎo)致試采井的供液能力較弱，采油速度較慢，為保證油井長(zhǎng)期穩(wěn)定生產(chǎn)提高單井EUR，采用控壓生產(chǎn)方式。試采產(chǎn)量變化主要受壓裂縫控范圍影響，試采初期以壓裂主縫供給為主，隨著主縫供液能力變?nèi)?，支撐及?yè)理縫供給逐漸增加，當(dāng)生產(chǎn)120～200 d時(shí)，壓力與壓力導(dǎo)數(shù)曲線相交，達(dá)到邊界控制流（圖3、圖4），開(kāi)始進(jìn)入緩慢遞減階段，遞減速度取決于壓裂規(guī)模與儲(chǔ)層改造效果。

分析井A1試采特征可知，放大油嘴在試油階段單位壓降累計(jì)產(chǎn)油量由55.7 t增加到400 t，控制油嘴生產(chǎn)后，單位壓降累計(jì)產(chǎn)油量趨于穩(wěn)定，保持在650～700 t（圖5），按照目前井口壓力3.21 MPa預(yù)測(cè)，自噴階段可產(chǎn)油2 100 t，自噴期累計(jì)產(chǎn)油量可達(dá)到7 500 t。

應(yīng)用遞減曲線圖版法對(duì)古龍頁(yè)巖油典型井進(jìn)行遞減規(guī)律標(biāo)定，初步判斷古龍頁(yè)巖油生產(chǎn)井具有雙曲遞減規(guī)律特征，對(duì)比國(guó)內(nèi)其他盆地頁(yè)巖油和松遼盆地致密油的開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)特征［24-27］，古龍頁(yè)巖油控制壓力生產(chǎn)展現(xiàn)出初期低遞減率的生產(chǎn)規(guī)律，展現(xiàn)了良好的開(kāi)發(fā)潛力（圖6）。

3 古龍頁(yè)巖油水平井開(kāi)發(fā)技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限

3.1 技術(shù)開(kāi)發(fā)界限

3.1.1 水平段長(zhǎng)度下限

國(guó)內(nèi)外研究認(rèn)為［28-30］，頁(yè)巖油氣水平井體積壓裂基質(zhì)—人工縫滲流可分為3個(gè)階段：早期線性流、中期“縫控單元”流動(dòng)、后期“基縫單元”流動(dòng)。早期線性流僅在體積壓裂縫內(nèi)非干擾流動(dòng)；中期瞬變流主要為耗能衰竭流動(dòng)，有效裂縫間將存在干擾；后期穩(wěn)定流主要為“基縫單元”流動(dòng)，基質(zhì)—裂縫疊加的線性流動(dòng)［29-31］。

礦場(chǎng)試驗(yàn)表明，古龍頁(yè)巖油水平井試油階段，流態(tài)以線性流為主，試油產(chǎn)量與水平段長(zhǎng)度呈正相關(guān)（圖7）；試采階段，流態(tài)以線性、縫控流為主，Ⅰ類層是產(chǎn)能的主要貢獻(xiàn)層，試采穩(wěn)定產(chǎn)量與鉆遇Ⅰ類層長(zhǎng)度呈正相關(guān)［32-35］（圖8）。

由圖7可知，頁(yè)巖油水平井試油產(chǎn)量大于40 t／d，水平段不小于2 000 m，試采穩(wěn)定產(chǎn)量大于20 t／d，鉆遇Ⅰ類層長(zhǎng)度不小于1 800 m。通過(guò)數(shù)模方法研究古龍地區(qū)水平井隨生產(chǎn)時(shí)長(zhǎng)不同水平段長(zhǎng)度的單井累計(jì)產(chǎn)油量的模擬結(jié)果（圖9）可知，單井累計(jì)產(chǎn)量與水平段長(zhǎng)度呈正相關(guān)，根據(jù)目前對(duì)古龍頁(yè)巖油產(chǎn)能水平的認(rèn)識(shí)，要想實(shí)現(xiàn)單井EUR在2×104t以上，水平段長(zhǎng)度不能小于2 000 m。

目前針對(duì)古龍頁(yè)巖儲(chǔ)層采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向儀器可實(shí)現(xiàn)2 000 m水平段1趟鉆，要進(jìn)一步提高開(kāi)發(fā)效果，需實(shí)現(xiàn)2 500 m水平段2趟鉆，攻關(guān)1趟鉆。

3.1.2 合理開(kāi)發(fā)井距

對(duì)古龍頁(yè)巖油先導(dǎo)試驗(yàn)井組的微地震監(jiān)測(cè)結(jié)果分析發(fā)現(xiàn)，目前壓裂工藝下，頁(yè)巖儲(chǔ)層水平井大規(guī)模壓裂改造后可實(shí)現(xiàn)300～400 m的縫控傳導(dǎo)范圍（圖10）。應(yīng)用多口壓裂井實(shí)際壓裂施工參數(shù)與裂縫監(jiān)測(cè)結(jié)果，以壓裂模擬軟件對(duì)古龍頁(yè)巖進(jìn)行壓裂裂縫模擬，建立單條裂縫壓裂規(guī)模與液量的關(guān)系（圖11）。由于古龍頁(yè)巖油儲(chǔ)層黏土礦物含量相對(duì)較高，裂縫延展能力受到一定的限制。當(dāng)裂縫半長(zhǎng)在0～150 m時(shí)，主要受壓裂規(guī)?？刂?，呈近似的線性關(guān)系，當(dāng)裂縫半長(zhǎng)超過(guò)150 m時(shí)，裂縫延展能力明顯變低，在裂縫半長(zhǎng)為200 m處出現(xiàn)拐點(diǎn)。

通過(guò)分析北美地區(qū)現(xiàn)場(chǎng)壓裂斜取心井監(jiān)測(cè)試驗(yàn)結(jié)果［20］（圖12），發(fā)現(xiàn)在大規(guī)模體積壓裂下，微地震監(jiān)測(cè)結(jié)果多為壓裂傳導(dǎo)范圍（包括有效滲流改善區(qū)、部分支撐區(qū)和強(qiáng)支撐區(qū)），單井控制儲(chǔ)量范圍內(nèi)改造效果存在較強(qiáng)的非均質(zhì)性，支撐劑有效支撐范圍（部分支撐區(qū)和強(qiáng)支撐區(qū)）小于裂縫監(jiān)測(cè)范圍。單井縫控儲(chǔ)量范圍內(nèi)，近井地帶改造效果最好，支撐劑對(duì)縫控體積做到有效支撐，儲(chǔ)層滲流能力得到大幅度提高，支撐縫面積約占?jí)毫芽p總面積的25%～30%。部分支撐區(qū)的改造效果低于強(qiáng)支撐區(qū)，支撐劑有效支撐縫較少；有效滲流改善區(qū)只是壓裂破碎改造區(qū)域，未得到有效支撐，隨生產(chǎn)過(guò)程中壓力場(chǎng)的變化，部分裂縫容易閉合變?yōu)闊o(wú)效改造區(qū)。

從古龍頁(yè)巖油先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)的井組壓裂效果來(lái)看，200 m井距的2口井裂縫延展區(qū)域出現(xiàn)了交叉現(xiàn)象，470 m井距的2口井井間存在死油區(qū)（圖13），改造效果不充分。從整體壓裂監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)上看，共監(jiān)測(cè)段數(shù)127段，裂縫網(wǎng)絡(luò)長(zhǎng)度為250～300 m的有96段，占比75.6%，裂縫網(wǎng)絡(luò)長(zhǎng)度大于300 m的有12段，占比9.5%，因此，從目前的工藝效果看，基于壓裂縫控體積最大化，古龍頁(yè)巖油水平井開(kāi)發(fā)采用350 m井距較為合理。

3.1.3 立體井網(wǎng)開(kāi)發(fā)方式

古龍頁(yè)巖油縱向上多套富集層連續(xù)穩(wěn)定發(fā)育，儲(chǔ)量豐度較大。針對(duì)儲(chǔ)層發(fā)育特點(diǎn)，區(qū)域上常采用直井控面、水平井開(kāi)發(fā)。利用水平井開(kāi)發(fā)可實(shí)現(xiàn)優(yōu)勢(shì)靶層精準(zhǔn)定位，同時(shí)創(chuàng)新“一次井網(wǎng)、平臺(tái)部署、整體壓裂、立體開(kāi)發(fā)”的開(kāi)發(fā)理念，建立了“平臺(tái)雙向交錯(cuò)、縱向W井網(wǎng)”的立體布井方式，實(shí)現(xiàn)整體動(dòng)用。以古龍頁(yè)巖油1號(hào)試驗(yàn)井組為例，設(shè)計(jì)了12口井的平臺(tái)化部署，采用3層水平井立體井網(wǎng)方式動(dòng)用Q1—Q4層箱體，并結(jié)合交錯(cuò)式布縫、拉鏈?zhǔn)綁毫压に嚕瑢?shí)現(xiàn)整個(gè)儲(chǔ)層箱體充分動(dòng)用（圖14）。在充分動(dòng)用儲(chǔ)層的同時(shí)實(shí)現(xiàn)壓裂液對(duì)井間能量的有效補(bǔ)充，從而進(jìn)一步提高單井初期產(chǎn)量及EUR。

3.2 經(jīng)濟(jì)開(kāi)發(fā)界限

古龍頁(yè)巖油輕質(zhì)油帶中高成熟度區(qū)域由于在地層原始狀態(tài)下處于兩相共存狀態(tài)，生產(chǎn)過(guò)程中表現(xiàn)為油氣同產(chǎn)，且油質(zhì)較輕，輕烴含量較高，商業(yè)價(jià)值高于常規(guī)原油。根據(jù)中國(guó)石油天然氣集團(tuán)有限公司《關(guān)于股份公司內(nèi)部輕烴資源定價(jià)機(jī)制指導(dǎo)意見(jiàn)的通知》（油稅價(jià)［2018］295號(hào)），油田輕烴價(jià)格由原油價(jià)格、固定價(jià)差和貼水構(gòu)成，當(dāng)油價(jià)≤55美元／桶時(shí)，固定差價(jià)為500元／t（含增值稅）；當(dāng)55＜油價(jià)≤75美元／桶時(shí)，固定差價(jià)為400元／t（含增值稅）；當(dāng)油價(jià)＞75美元／桶時(shí)，固定差價(jià)為300元／t（含增值稅），貼水為零。

經(jīng)過(guò)地下開(kāi)采及地面處理流程，最終生產(chǎn)產(chǎn)品為原油（穩(wěn)后油）、輕烴、天然氣3種，其中輕烴產(chǎn)值決定于資源油品性質(zhì)及原穩(wěn)工藝。在目前原油處理工藝下，依據(jù)中國(guó)石油天然氣集團(tuán)有限公司《油氣勘探開(kāi)發(fā)投資項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法》和《中國(guó)石油天然氣集團(tuán)有限公司投資項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)參數(shù)》規(guī)定，輕質(zhì)油帶不同資源商品價(jià)值可應(yīng)用經(jīng)濟(jì)極限法建立不同投資下的單井EUR下限（圖15），在油價(jià)45美元／桶、單井投資4 000萬(wàn)元的條件下，高氣油比型資源單井的EUR下限為1.9×104～2.2×104t，低氣油比型資源單井的EUR下限為2.2×104～2.5×104t。綜合經(jīng)濟(jì)極限法的計(jì)算結(jié)果，古龍頁(yè)巖油在目前油價(jià)與成本環(huán)境下，實(shí)現(xiàn)效益開(kāi)發(fā)單井EUR需突破2.0×104～2.5×104t。

4 結(jié) 論

（1）古龍頁(yè)巖油經(jīng)過(guò)人工壓裂改造后，水平井可獲得較高的初期產(chǎn)能水平，通過(guò)控壓生產(chǎn)后具備長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)特征，展現(xiàn)了良好的開(kāi)發(fā)前景。

（2）古龍頁(yè)巖油先導(dǎo)試驗(yàn)井組壓裂監(jiān)測(cè)顯示，壓裂裂縫縫長(zhǎng)以250～300 m為主；當(dāng)裂縫半長(zhǎng)在0～150 m時(shí)，裂縫半長(zhǎng)與壓裂單簇液量規(guī)模呈近似的線性關(guān)系，當(dāng)裂縫半長(zhǎng)超過(guò)150 m時(shí)，裂縫延展能力明顯變低，在裂縫半長(zhǎng)為200 m處出現(xiàn)拐點(diǎn)。古龍頁(yè)巖油水平井開(kāi)發(fā)采用350 m井距較為合理。

（3）“平臺(tái)雙向交錯(cuò)、縱向W井網(wǎng)”的立體布井方式在充分動(dòng)用儲(chǔ)層的同時(shí)實(shí)現(xiàn)壓裂液對(duì)井間能量的有效補(bǔ)充，可進(jìn)一步提高單井初期產(chǎn)量及EUR。

（4）古龍頁(yè)巖油礦場(chǎng)試驗(yàn)表明，試油產(chǎn)量與水平井長(zhǎng)度呈正相關(guān)，合理水平井段長(zhǎng)度2 000～2 500 m，在目前技術(shù)、經(jīng)濟(jì)條件下，古龍頁(yè)巖油水平井效益開(kāi)發(fā)界限為單井EUR達(dá)到2×104t以上，對(duì)應(yīng)的水平井水平段長(zhǎng)度應(yīng)大于2 000 m。