國家示范工程陸相湖盆夾層型頁巖油高效開發(fā)技術(shù)

引用格式：黨永潮，梁曉偉，羅錦昌，張玉良，柴小勇，高趙偉，蔣勇鵬，焦眾鑫. 國家示范工程陸相湖盆夾層型頁巖油高效開發(fā)技術(shù)［J］. 石油鉆采工藝，2024，46（2）：208-219.

摘要：鄂爾多斯盆地長7 地層發(fā)育一套典型的內(nèi)陸坳陷淡水湖盆頁巖油，資源潛力巨大，隨著開發(fā)的深入，油藏進入穩(wěn)產(chǎn)階段，配套的油藏穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)政策和管理手段相對缺乏，無法滿足生產(chǎn)需求。針對慶城油田管理人員少的特點，通過數(shù)字化建設(shè)，實現(xiàn)了線上資料錄取、管線泄漏監(jiān)控、設(shè)備運行線上監(jiān)控、異常工況報警等功能，形成了頁巖油智能化管理模式；針對長7 儲層致密、非均質(zhì)性強、開發(fā)難度大的特點，通過應(yīng)用二氧化碳前置壓裂、精準(zhǔn)分段酸化等工藝以及實施單井、平臺、油藏差異化管理，推動了地質(zhì)工程一體化和差異化精細管理；針對長7 頁巖油單井產(chǎn)量高、氣量大的特點，創(chuàng)新大平臺布站模式，通過橇裝化、集成化、數(shù)智化，探索“油氣水綜合利用、全系統(tǒng)資源共享、多功能高效集成、全過程智能管控”的頁巖油大平臺至聯(lián)合站一級布站地面建設(shè)模式。通過上述技術(shù)的推廣應(yīng)用，慶城油田長7 頁巖油各項生產(chǎn)參數(shù)逐漸向好，頁巖油水平井自然遞減由16.6% 下降至15.9%；地層供液能力充足，流飽比基本保持穩(wěn)定（1.0～1.2）；單井產(chǎn)量較2022 年實現(xiàn)了大幅提升；完全成本降低至51.33 美元/桶，已經(jīng)實現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)。探索、攻關(guān)形成的高效開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)，助推慶城頁巖油實現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)，也對我國陸相頁巖油規(guī)模效益開發(fā)起到了良好的引領(lǐng)示范作用。

關(guān)鍵詞：夾層型頁巖油；非常規(guī)油氣；勘探開發(fā)；工程技術(shù)；數(shù)字化轉(zhuǎn)型；地質(zhì)工程一體化；儲層改造；標(biāo)準(zhǔn)化平臺

中圖分類號：TE132.2；TE349 文獻標(biāo)識碼： A

0 引言

我國常規(guī)油氣勘探開發(fā)難度日益增大。預(yù)測2020—2030 年中國的石油需求量平均對外依存度為76.19%［1］，尋找非常規(guī)石油資源接替領(lǐng)域成為保障國家能源安全的迫切需要［2］。頁巖油氣革命助力美國于2020 年成為油氣凈出口國，據(jù)美國能源信息署（EIA） 評估， 全球頁巖油可采資源量為469×108 t［3］。

頁巖油資源潛力巨大，屬于中國油氣的戰(zhàn)略性替代資源［4］。近年來在渤海灣盆地孔店組和沙河街組、準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組和瑪湖凹陷風(fēng)城組、松遼盆地青山口組、鄂爾多斯盆地延長組等實現(xiàn)了頁巖油勘探開發(fā)突破。

鄂爾多斯盆地是發(fā)育于華北克拉通淺海臺地之上的大型多旋回疊合盆地，面積達37×104 km2，含有豐富的油氣資源，主要分布在古生代（奧陶系馬家溝組、石炭系—二疊系、三疊系延長組和侏羅系延安組［5］，具有“上油下氣”的特征［6］。

長7 段厚度為100～120 m，其早期為最大湖侵期，代表延長組湖盆發(fā)育的鼎盛階段，半深湖-深湖亞相面積超過6.5×104 km2，發(fā)育黑色頁巖、暗色泥巖和粉-細砂巖混積層系［ 7］，泥頁巖厚度可達15～50 m，局部地區(qū)超過60 m［8］。該地層發(fā)育典型的內(nèi)陸坳陷淡水湖盆頁巖油［9］，儲量40×108 t，是長慶油田二次高質(zhì)量發(fā)展的現(xiàn)實接替資源［10］，目前主要開采的是以長71、長72 為主的夾層型頁巖油［11］，地質(zhì)特點與北美海相頁巖區(qū)別明顯［12］。慶城頁巖油經(jīng)歷了4 個勘探開發(fā)過程。

2011 年以前，長7 作為烴源巖進行研究，強化了深水重力流富砂理論研究，認識到湖盆中部發(fā)育規(guī)模儲集體，但受技術(shù)條件限制，無法有效動用。2011 年以后，積極開展頁巖油攻關(guān)研究與試驗，經(jīng)歷評價探索、開發(fā)試驗、示范建設(shè)3 個階段，探明了10×108 t 級慶城大油田，建成了百萬噸開發(fā)示范基地。（1） 評價探索階段（2011—2014 年），水平井水平段以1 500 m 為主，井距300、600、1 000 m，利用水力噴砂油管加砂壓裂技術(shù)，單井產(chǎn)量獲得突破。（2） 開發(fā)試驗階段（2012—2017 年），早期以短水平井注水開發(fā)為主，水平段長度600～1 000 m，井距500、600 m，水力噴砂環(huán)空加砂壓裂，開發(fā)見效難，見水風(fēng)險大，該階段體積壓裂技術(shù)仍在探索階段；后期長水平井大井距體積壓裂開發(fā)，水平段長度1 500～2 700m，井距600、1 000 m，采用速鉆橋塞分段多簇壓裂技術(shù)，儲量動用程度低、采油速度低。（3） 示范建設(shè)階段（2018 年至今），該階段利用長水平井小井距大井叢立體式開發(fā)，水平段長度1 500～3 000 m，井距300～400 m，采用可溶球座/橋塞細分切割壓裂技術(shù)，單井產(chǎn)量、采油速度高。

經(jīng)過十多年攻關(guān)，長慶油田實現(xiàn)了頁巖油規(guī)模效益開發(fā)，率先建成了中石油百萬噸頁巖油開發(fā)示范區(qū)。但相比北美致密油、頁巖油，長7 頁巖油地層壓力系數(shù)低、天然能量不足［13］，導(dǎo)致在自然能量開發(fā)時產(chǎn)量遞減快（第1 年遞減率超過30%）、采收率低（5%～8%），難以實現(xiàn)經(jīng)濟合理的有效開發(fā)。因此，探究頁巖油藏高效開發(fā)技術(shù)，優(yōu)化相關(guān)技術(shù)政策對長7 頁巖油藏經(jīng)濟合理的開發(fā)至關(guān)重要。

隨著開發(fā)的深入，長7 頁巖油藏進入穩(wěn)產(chǎn)階段，配套油藏穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)政策和管理手段相對缺乏，無法滿足生產(chǎn)需求。通過持續(xù)攻關(guān)，形成了完善的頁巖油高效開發(fā)技術(shù)系統(tǒng)。目前已有水平井513 口，平均單井日產(chǎn)油8.1 t，實現(xiàn)了頁巖油年產(chǎn)油150×104 t新跨越，建立規(guī)模效益開發(fā)技術(shù)體系。從智能化管理模式、地質(zhì)工程一體化技術(shù)、油藏差異化管理技術(shù)和頁巖油地面建設(shè)新模式4 個方面總結(jié)了慶城油田頁巖油開發(fā)技術(shù)體系與實踐應(yīng)用成果，以期為國內(nèi)外陸相頁巖油規(guī)模效益開發(fā)提供借鑒與參考。

1 方法和過程

1.1 智能化管理模式

慶城油田深化扁平化組織架構(gòu)管理創(chuàng)新，構(gòu)建精干高效的新型“油公司”管理模式，推動組織機構(gòu)由三級優(yōu)化為兩級，建成了新型采油管理區(qū)，百萬噸用工控制在300 人以內(nèi)，人均原油產(chǎn)量貢獻值為4 000 t/人［14］。為了適應(yīng)這種“人少任務(wù)多”的運行模式，降低員工勞動強度，及時響應(yīng)、處理異常工況，智能化建設(shè)勢在必行。

1.1.1 線上資料錄取

以物聯(lián)網(wǎng)云平臺為依托，建立“以分鐘為節(jié)點、實時在線反饋”的資料錄取模塊，已實現(xiàn)油套壓、單井產(chǎn)液量、含水、無桿泵工況等10 項資料在線實時錄取。單量數(shù)據(jù)上線設(shè)備110 臺，覆蓋單井461 口；油套壓在線錄取覆蓋率100%；含水資料上線覆蓋率25%。

1.1.2 多手段監(jiān)控

通過數(shù)字化建設(shè)， 流程腐蝕監(jiān)測、管線泄漏［15］、設(shè)備運行監(jiān)控均可通過網(wǎng)絡(luò)完成，站點無人值守基本實現(xiàn)。

依托長慶油田管道隱患三年治理提升項目，在慶城油田嶺二聯(lián)搭建井口—平臺—增壓點—聯(lián)合站的全流程腐蝕監(jiān)測系統(tǒng)，為評價頁巖油地面系統(tǒng)腐蝕狀態(tài)完善了技術(shù)手段；配套安裝25 套管線泄漏監(jiān)測設(shè)備，實現(xiàn)由“單線”監(jiān)控模式優(yōu)化為“集群化”監(jiān)控模式；實現(xiàn)智能裝置的數(shù)據(jù)遠程傳輸、遠程控制、遠程調(diào)參等功能， 截止目前， 數(shù)據(jù)上線率99.5%，累計接入監(jiān)控數(shù)據(jù)1.3 萬點；應(yīng)用機理數(shù)值模型、聯(lián)鎖聯(lián)動控制、應(yīng)急流程切換和智能巡檢機器人等4 項核心技術(shù)，中小型場站無人值守覆蓋率91%（部分新建場站采用老標(biāo)準(zhǔn)，占9%），形成無人值守、應(yīng)急巡護模式；應(yīng)用含水流量監(jiān)測、紅外熱成像、人工智能等技術(shù)，形成“1127”少人值守模式（1 套機器人巡檢，1 架無人機巡檢，2 大流程自動切換、7 大自動聯(lián)鎖控制），實現(xiàn)大型聯(lián)合站無人監(jiān)控，應(yīng)急巡護。

1.1.3 多元化異常工況診斷

通過參數(shù)權(quán)重判斷，對數(shù)據(jù)質(zhì)量、參數(shù)功能進行研究，將生產(chǎn)數(shù)據(jù)報警值及規(guī)則，按照不同類別、不同等級存入數(shù)據(jù)庫，構(gòu)建了多類型、分模塊的專業(yè)報警數(shù)據(jù)庫。

應(yīng)用區(qū)間數(shù)據(jù)趨勢跟蹤、數(shù)據(jù)異常波動監(jiān)測技術(shù)，建立油套壓數(shù)據(jù)異常判斷模型，根據(jù)油井生產(chǎn)工藝實際情況，可快速確認油套壓數(shù)據(jù)在短時間內(nèi)異常波動情況，實現(xiàn)“一井一壓”報警動態(tài)監(jiān)控。

應(yīng)用多參數(shù)智能預(yù)測預(yù)警技術(shù)、數(shù)據(jù)異常感知技術(shù)，建立抽油機運行位置（上行、下行） 及載荷數(shù)據(jù)關(guān)系的聯(lián)動模型，根據(jù)數(shù)據(jù)報警類型、生產(chǎn)工況、限值范圍，實現(xiàn)了閾值調(diào)整、數(shù)據(jù)超限、突變報警、閾值波動4 大類報警預(yù)警功能。

利用功圖數(shù)據(jù)，建立井筒工況診斷模型，開發(fā)井況結(jié)蠟預(yù)警功能，同時融合油井產(chǎn)量、載荷、電流等數(shù)據(jù)綜合算法，形成了以“載荷、周期預(yù)警”為核心的高效預(yù)警模塊，為油井熱洗管理增添有力保障。從圖1 可看出，該模型可以判斷出供液不足、氣體影響、漏失、卡泵等抽油機常見故障工況。

1.2 地質(zhì)工程一體化方式

為了打破傳統(tǒng)地質(zhì)與工程之間的壁壘，得到最大程度接近儲層實際的結(jié)果，實現(xiàn)儲量最大化控制及動用，慶城油田從人員管理到油藏開發(fā)，始終貫徹地質(zhì)工程一體化思想，形成了以細分切割、二氧化碳前置體積壓裂為代表的產(chǎn)建技術(shù)和精準(zhǔn)酸化、重復(fù)壓裂為代表的儲層改造技術(shù)，為頁巖油規(guī)模開發(fā)提供了技術(shù)儲備。

1.2.1 細分切割體積壓裂技術(shù)

慶城頁巖油儲層脆性指數(shù)低、天然裂縫不發(fā)育，不易形成復(fù)雜縫網(wǎng)［16］，進行分段多簇體積壓裂時，受儲層物性、地應(yīng)力、各向異性及水力裂縫簇間干擾等因素影響，簇間進液不均，達不到儲層均勻改造的目的［17］。

自2010 年起，長慶油田在國內(nèi)率先開展頁巖油體積壓裂技術(shù)探索試驗，歷經(jīng)直井混合水體積壓裂、水平井分段多簇體積壓裂和長水平段細分切割體積壓裂3 個階段，推動盆地頁巖油勘探開發(fā)快速發(fā)展。通過“固化主體工藝、優(yōu)化壓裂參數(shù)、調(diào)整壓裂液體系”，可溶球座細分切割體積壓裂廣泛應(yīng)用，與2021 年相比油層段長由1 177 m 上升至1 442m， 井距基本持平； 壓裂段數(shù)由21.3 段上升至25.4 段；單段簇數(shù)由5.5 簇下降至3.9 簇；進液強度由23 m3/m 下降至18.8 m3/m；壓裂液由低摩阻可回收壓裂液體系優(yōu)化為納米滲吸驅(qū)油變黏滑溜水防垢壓裂液，實現(xiàn)了儲層均勻改造、縫控儲量的目的。目前，已在慶城油田10 余口頁巖油水平井進行應(yīng)用。

1.2.2 二氧化碳前置體積壓裂技術(shù)

二氧化碳因具有黏度低易注入、擴散系數(shù)高、溶解性強、增能效果明顯、節(jié)約水資源等獨特優(yōu)勢，在各大油田廣泛應(yīng)用［18］。目前，我國陸相頁巖油前置二氧化碳體積壓裂還處于礦場探索試驗階段，利用二氧化碳易進入微裂縫和納米孔喉，增加地層彈性能量并提高驅(qū)油效率的優(yōu)勢，進一步提高頁巖油單井累產(chǎn)油，降低水資源消耗，2022 年在慶城油田QH1 平臺、HH1 平臺開展二氧化碳補能試驗7 口，目標(biāo)單井EUR 增加10%。

1.2.3 精準(zhǔn)分段酸化技術(shù)

與傳統(tǒng)籠統(tǒng)酸化相比，精準(zhǔn)分段酸化利用光纖產(chǎn)液剖面測試結(jié)果，確定各段出液情況，提高低產(chǎn)段酸量、控制高產(chǎn)段酸量。從圖2 可看出，不同位置產(chǎn)液貢獻存在差異，針對產(chǎn)液貢獻小的位置提高加酸量，產(chǎn)液貢獻大的位置減少加酸量，酸化參數(shù)更加精確。同時利用可重復(fù)拖動式多級滑套管柱工藝，首次將常規(guī)分段工具由“不動”向“拖動”升級，通過方案優(yōu)化和技術(shù)升級，水平井分段酸化工藝更為精細（籠統(tǒng)酸化向段間分段酸化、段間分段酸化向段內(nèi)精準(zhǔn)酸化轉(zhuǎn)變）、酸液體系更為完善，酸化解堵技術(shù)日趨成熟。

1.2.4 重復(fù)壓裂技術(shù)

慶城油田X233 老區(qū)采用水力噴砂分段壓裂，整體改造規(guī)模偏小，應(yīng)用重復(fù)壓裂實現(xiàn)X233 老區(qū)低產(chǎn)井儲量再動用。

“密切割、立體式、超長水平井”是北美對體積改造技術(shù)理解與應(yīng)用的新突破，其核心是進一步縮短基質(zhì)中的流體向裂縫滲流的距離，大幅降低驅(qū)動壓差，增大基質(zhì)與裂縫的接觸面積。通過數(shù)值模擬，優(yōu)選“老縫增能+新縫壓裂”模式，對X233 老區(qū)進行重復(fù)壓裂。

根據(jù)井筒工況條件的差異，可采用雙封單卡工藝和井筒再造+橋射連作重復(fù)壓裂工藝，井筒狀況好的使用前者，而井筒狀況較差，套管變形、套損的則需要在重復(fù)壓裂前進行井筒再造。

1.3 差異化精細管理

長7 夾層型頁巖油非均質(zhì)性強，儲層變化快，巖性組合復(fù)雜，近年來頁巖油水平井技術(shù)政策研究經(jīng)歷了總結(jié)、完善、優(yōu)化、提升，但尚未固化形成開發(fā)技術(shù)政策標(biāo)準(zhǔn)，常規(guī)油藏管理方法不適用于頁巖油藏動態(tài)管理，因此需要從單井、平臺、油藏多角度分析其差異性，制定合適的開發(fā)管理政策。

1.3.1 單井差異化管理

篩查生產(chǎn)滿2 年的水平井200 口，利用關(guān)聯(lián)度檢查、PCA 主成分分析法、聚類分析等手段，篩選出累產(chǎn)油量、Ⅰ類油層長度、壓裂段數(shù)、壓裂簇數(shù)、入地液量、加砂量等6 個參數(shù)對油井進行分類。從表1 可以看出，頁巖油水平井可分為高產(chǎn)、中產(chǎn)、低產(chǎn)三類，通過對三類井的累產(chǎn)液和動液面數(shù)據(jù)進行擬合，建立了頁巖油水平井“累產(chǎn)液-動液面”預(yù)測圖版，如圖3 所示。

從圖3 可以看出，可將正常生產(chǎn)中的油井分為4 類：高累產(chǎn)-高液面井、高累產(chǎn)-低液面井、低累產(chǎn)-高液面井、低累產(chǎn)-低液面井。高累產(chǎn)-高液面井由于地層能量充足，儲層物性好，改造效果好，屬于穩(wěn)產(chǎn)井，可控制其生產(chǎn)參數(shù)，實現(xiàn)長期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)；高累產(chǎn)-低液面井，由于采液強度大，井底流壓下降快，屬于低流壓井，需要優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)，提高流飽比；低累產(chǎn)-高液面井具有較好的上產(chǎn)潛力，可以適當(dāng)提高參數(shù)，發(fā)揮油井潛力；低累產(chǎn)-低液面井很可能是井筒堵塞導(dǎo)致能量傳播受阻，可作為下一步的措施儲備井［19］。該圖版的應(yīng)用，方便了現(xiàn)場單井技術(shù)管理，具有較好的推廣性。

此外，針對水平井偏磨嚴(yán)重的問題，自主研發(fā)三維立體井身曲線軟件，一井一策開展“三優(yōu)化四配套”防偏磨綜合治理385 井次，防偏磨治理工作更為科學(xué)、精準(zhǔn)；針對長7 水平井結(jié)蠟嚴(yán)重問題，按照“一井一工藝、一井一周期、清防相結(jié)合”的治理思路，通過配套防蠟油管、強化日常熱洗管理、井口投加清蠟劑等工作，實現(xiàn)源頭防蠟、過程清蠟；針對水平井氣體影響問題，根據(jù)生產(chǎn)氣油比及功圖氣體影響現(xiàn)狀，積極開展氣體分類治理，結(jié)合合理流壓，持續(xù)優(yōu)化套壓控制，堅持一井一套壓。

1.3.2 平臺差異化管理

圍繞“一平臺一油藏”的理念，以大平臺為管理單元，將平臺井?dāng)?shù)大于10 口、單井產(chǎn)量高、存在遞減加大風(fēng)險、持續(xù)優(yōu)化流飽比、管理難度大的平臺劃分為Ⅰ類平臺（綜合評分＞90）；將平臺井?dāng)?shù)7～10 口、部分平臺遞減大、部分單井產(chǎn)能低、流飽比待優(yōu)化、治理難度適中的平臺劃分為Ⅱ類平臺（綜合評分80～90）；將平臺井?dāng)?shù)4～6 口、遞減大、低流飽比、單井產(chǎn)能低、治理難度大的平臺確定為Ⅲ類平臺（綜合評分＜80）。按照平臺特點、改造強度和開發(fā)動態(tài)，結(jié)合生產(chǎn)運行管理，制定2 項核心目標(biāo)（產(chǎn)量目標(biāo)和管理目標(biāo)）、4 項控制指標(biāo)（油氣當(dāng)量完成率、生產(chǎn)時率、問題整改率、平臺長履職情況），開展平臺目標(biāo)化管理。

結(jié)合平臺目標(biāo)化管理實踐（指標(biāo)管理、動靜結(jié)合、產(chǎn)量為主），應(yīng)用頁巖油標(biāo)準(zhǔn)井分析圖版，按照“樹標(biāo)、對標(biāo)、追標(biāo)”的思路構(gòu)建頁巖油動態(tài)分析標(biāo)準(zhǔn)。樹標(biāo)：以油藏特征研究和開發(fā)動態(tài)為基礎(chǔ)樹立產(chǎn)量、開發(fā)8 項指標(biāo)；對標(biāo)：對比分析各項指標(biāo)的差距；追標(biāo)：通過6 項管理手段+3 項技術(shù)手段，促進目標(biāo)實現(xiàn)。

1.3.3 油藏差異化管理

在原油組分、氣體組分、蠟質(zhì)成分、水型及垢樣分析的基礎(chǔ)上，完善砂體、油層、儲層物性、含油性等各類圖件，明確不同區(qū)域、不同層系的地質(zhì)差異，深化地質(zhì)規(guī)律認識。在此基礎(chǔ)上創(chuàng)新形成了“分區(qū)帶差異悶井、分階段精細放噴、六字方針排液”的新井快速見油技術(shù)。

（1） 悶井階段。人工縫網(wǎng)內(nèi)壓裂液與基質(zhì)孔隙間原油發(fā)生滲吸置換作用［20］。悶井能夠促進壓力傳導(dǎo)和段間壓力場均衡，為平衡裂縫周圍地層壓力以及為油水滲吸置換提供時間，起到超前補能作用。將以伊利石為代表的富含晶間孔隙的黏土礦物含量定義為微孔，將黏土礦物+粒間孔+溶孔定義為總孔，兩者的比值為視微孔率，視微孔率越大，微孔增多、大孔減少，需要更長的悶井時間。

（2） 放噴階段。悶井結(jié)束后水平井開始返排，過快返排會造成支撐劑產(chǎn)出增多20% 以上，導(dǎo)致裂縫體積損失增加，不利于形成有效縫網(wǎng)體系，過慢返排則會影響油井見油，該階段主要任務(wù)是確定合理日排液量，控制壓降速率，使油井盡快見油、降低含水率并防止出砂。根據(jù)地質(zhì)油藏方案排液量要求，結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)，將排采制度細分為初期強排、見油控液和生產(chǎn)穩(wěn)壓等3 個階段。

當(dāng)含水≥90% 時，返排強度為4.0～5.0 m3/100m，1 500 m 水平井排液量60～75 m3/d，該階段快速返排，增大基質(zhì)與人工縫間壓差，助力地層流體突破水鎖滲流屏障；當(dāng)含水60%～90% 時，返排強度為2.0～3.0 m3/100 m， 1 500 m 水平井排液量30～45m3/d，避免井筒出砂嚴(yán)重；當(dāng)含水＜60% 時進入生產(chǎn)階段，按照正常生產(chǎn)4 個階段合理采液強度執(zhí)行。

1.4 標(biāo)準(zhǔn)化平臺建設(shè)

前期，長慶油田針對多井低產(chǎn)、滾動開發(fā)、規(guī)模建產(chǎn)和地形復(fù)雜的特點，推廣應(yīng)用一體化集成增壓裝置，優(yōu)化布局、形成了“大井組-增壓橇-聯(lián)合站”的一級半布站和二級布站相結(jié)合的布站模式，但頁巖油井液量大、伴生氣產(chǎn)量高，常規(guī)的二級布站模式不能有效利用油氣水資源，無法適應(yīng)頁巖油開采，亟需新的地面建設(shè)模式，實現(xiàn)油氣水資源高效利用。

以HH10 增為例，該增壓點2022 年5 月投產(chǎn)，設(shè)計外輸能力800 m3/d，站內(nèi)配套2 具300 m3/d 三相分離器、2 具400 m3/d 原油接轉(zhuǎn)一體化裝置、1 具伴生氣分液計量一體化裝置、1 具集油收球加藥一體化裝置、3 臺2×104 m3/d 伴生氣壓縮機。

HH10 平臺日產(chǎn)液1 000 m3，來液通過三相分離器進行油氣水分離，原油通過一體化橇外輸至嶺三聯(lián)；伴生氣通過壓縮后輸至HH10 混烴站，日集氣5.6×104 m3，日產(chǎn)混烴18 t、液化天然氣（LNG）33 t；采出水通過水處理站集中處理，日處理量570 m3，水質(zhì)達標(biāo)后外輸至附近井場循環(huán)利用。

2 現(xiàn)象結(jié)果討論

慶城油田通過貫徹落實合理開發(fā)技術(shù)政策、加強基礎(chǔ)資料提升管理，頁巖油開發(fā)形勢逐年變好。從圖4 遞減情況可以看出，水平井自然遞減率從2020 年的24.6% 下降至2023 年的16.1%，綜合遞減由23.5% 下降至15.9%。

2023 年新投產(chǎn)油井動液面基本保持穩(wěn)定，平均泵深1 443 m，目前平均沉沒度712 m，地層供液能力充足，流飽比基本保持穩(wěn)定（1.0～1.2），生產(chǎn)氣油比逐年上升，目前生產(chǎn)氣油比125.3 m3/t。

近3 年通過單井差異化管理，有桿泵維護性作業(yè)頻次由每年1.47 次/口下降至0.74 次/口，檢泵周期由372 d 上升至445 d，抽油泵效由41.9% 上升至51.0%；無桿泵維護性作業(yè)頻次由每年2.62 次/口下降至1.03 次/口，檢泵周期由165 d 上升至336 d。改造規(guī)模下調(diào)，投產(chǎn)后液量得到提升，與2022 年相比，2023 年井油層段長由1 476 m 下降至1 431 m，百米壓裂段數(shù)由2.5 段下降至1.9 段，單段簇數(shù)由2.0 簇上升至3.8 簇，加砂強度由3.4 t/m 上升至3.8t/m，整體含水下降速度快，單井產(chǎn)量較2022 年實現(xiàn)了大幅提升。

通過上述技術(shù)體系的推廣應(yīng)用，運行成本由8.76 美元/桶下降至8.22 美元/桶， 生產(chǎn)成本由38.96 美元/桶下降至38.02 美元/桶， 完全成本由51.95 美元/桶下降至51.33 美元/桶，已經(jīng)實現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)，帶動了主體產(chǎn)業(yè)發(fā)展，經(jīng)濟社會效益顯著。

2.1 智能化管理模式效果分析

通過智能化的管理，基礎(chǔ)數(shù)據(jù)實現(xiàn)了實時錄取；報警數(shù)據(jù)分類、集中存儲展示，人員工作效率進一步提高；無效報警明顯減少，百萬噸用工控制在300 人以內(nèi)，勞效指標(biāo)位居中石油采油單位前列。

將報警數(shù)據(jù)按照類別存儲在統(tǒng)一的報警數(shù)據(jù)庫，通過物聯(lián)網(wǎng)云平臺的報警模塊進行展示，監(jiān)控崗人員可在專屬界面快速查詢指定參數(shù)的報警信息，并快速響應(yīng)處置，云平臺報警應(yīng)用的工作效率提高40%。通過調(diào)整閾值、超限趨勢、短時間突變和閾值波動報警的應(yīng)用，實現(xiàn)了平臺油井關(guān)鍵數(shù)據(jù)報警數(shù)量大幅度下降，如圖5 所示。

從圖5 可以看出，報警數(shù)量由原來的每天1 300多條減少至400 多條，報警有效率由68% 提高至95%，降低了監(jiān)控人員處置報警的工作量。通過報警集中管理、預(yù)警模型搭建，根據(jù)工況等級、用戶分級、設(shè)備類型等信息，將預(yù)警結(jié)果推送到對應(yīng)崗位，實現(xiàn)預(yù)警信息的高效處置和閉環(huán)管理，重點生產(chǎn)數(shù)據(jù)報警配置率已達98%，報警準(zhǔn)確率94%，異常情況處理速率提升40%。

2.2 地質(zhì)工程一體化效果分析

2.2.1 細分切割體積壓裂技術(shù)效果分析

在提高固井質(zhì)量的基礎(chǔ)上［21］，實施細分切割體積壓裂。QH2-1 井實鉆水平段2 280 m，I 類油層1 916 m、Ⅱ類油層255 m，測井油層鉆遇率96.7%，平均全烴34.2%［22］。應(yīng)用細分切割體積壓裂技術(shù)后（改造38 段148 簇，入地液38 474 m3，加砂4 904m3），該井日產(chǎn)液184.7 m3，日產(chǎn)油105.2 t/d，日產(chǎn)氣12 620 m3/d，含水33.0%（油井不同階段含水率的平均值，下同），油氣當(dāng)量115 t/d，超百噸累計生產(chǎn)30d 以上，累計產(chǎn)油已達7 974 t。QH2-1 與同層鄰井相比，油層物性相似，分析高產(chǎn)主控因素為：一是改造充分，加砂量和入地液量較高，加砂量由3 862m3 升至4 904 m3，入地液量由3×104 m3 升至3.8×104 m3；二是采用細分切割，增加小粒徑壓裂砂比例更有利于增加儲量動用，提高單井產(chǎn)量。20/40 目砂（大粒徑砂） 與40/70 目砂（小粒徑砂） 比例由1∶5 調(diào)整至1∶8（小粒徑砂提升5 個百分點左右），增產(chǎn)效果明顯。同時礦場試驗發(fā)現(xiàn)，小粒徑壓裂砂更容易進入地層，其比例增加后，更有利于形成有效滲流裂縫，地層改造更充分。與同平臺其他井相比，初期產(chǎn)量和同期累產(chǎn)量均顯著增加。

對HH3 平臺不同大粒徑壓裂砂與小粒徑壓裂砂占比進行對比，結(jié)果見表2，可以看出，小粒徑壓裂砂比例增加與初期日產(chǎn)油和10 個月累產(chǎn)油正相關(guān)，與見油周期負相關(guān)，表明更有利于形成有效滲流裂縫，地層改造更充分。

2.2.2 二氧化碳前置體積壓裂技術(shù)效果分析

QH1 平臺3 口試驗井累計注二氧化碳1.06×104t，總減水量2.78×104 t，加砂強度3.4 t/m，進液強度16.4 m3/m。圖6 為3 口試驗井的平均累產(chǎn)和同平臺4 口非試驗井的平均累產(chǎn)對比，可以看出，二氧化碳前置壓裂井與鄰井相比，階段產(chǎn)油量（生產(chǎn)6 個月） 增多531 t。

前置二氧化碳壓裂試驗井見油周期縮短至10d，同平臺其他井見油周期30 d；前置二氧化碳壓裂試驗井初期平均日產(chǎn)液43.6 m3/d、日產(chǎn)油28.1 t/d、含水24.2%，同平臺鄰井初期平均日產(chǎn)液43.4 m3/d、日產(chǎn)油18.4 t/d、含水50.1%，表明前置二氧化碳壓裂井具有初期產(chǎn)量高、含水下降快的特點。

2.2.3 精準(zhǔn)分段酸化技術(shù)效果分析

精準(zhǔn)分段酸化實現(xiàn)了分段布酸由“大段”向“小段”轉(zhuǎn)變，工具數(shù)量減少，成本降低60% 以上。從3 口試驗井措施效果表3 可看出，精準(zhǔn)酸化平均日增油3.69 t/d，平均累增油896 t。HH5-1 井2021 年投產(chǎn)，2022 年7 月多級滑套管柱分4 段酸化，用酸160 m3，酸化前日產(chǎn)液6.0 m3/d，日產(chǎn)油4.8t/d，含水10.2%，已失效，有效期274 d，累增油1 419t，平均日增油5.2 t/d。HH6-1 井2021 年投產(chǎn)，2023年4 月應(yīng)用精準(zhǔn)酸化工藝（拖動多級滑套管柱分9 段酸化），用酸量130 m3，酸化前日產(chǎn)液7.6 m3/d，日產(chǎn)油4.6 t/d，含水28.7%，截至目前有效期181 d，累增油1 064 t，平均日增油5.8 t/d，對比發(fā)現(xiàn)，更加精準(zhǔn)的拖動式布酸酸化效果明顯好于常規(guī)酸化。

2.2.4 重復(fù)壓裂技術(shù)效果分析

X233 老區(qū)采用水力噴砂分段壓裂，整體改造規(guī)模偏小。利用儲層分類分級圖版，進行測井精細二次解釋，根據(jù)水平段地質(zhì)工程甜點識別結(jié)果，相鄰裂縫周圍區(qū)域剩余油飽和度維持在70% 以上，顯示出良好的生產(chǎn)潛力，在剩余Ⅰ類和Ⅱ類甜點段可進行加密布縫。

雙封單卡工藝適用于短水平段井筒狀況較好的油井。X233 區(qū)XP1 井采用大排量雙封單卡壓裂工藝進行重復(fù)壓裂，措施前日產(chǎn)液2.2 m3/d，日產(chǎn)油1.3t/d，含水率32.9%；目前日產(chǎn)液10.8 m3/d，日產(chǎn)油6.5t/d， 含水率36.4%， 初期日增油9.2 t/d， 累增油量1 965.8 t，有效時間260 d，持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)效果好。

井筒再造+橋射連作重復(fù)壓裂工藝施工適用于井筒狀況復(fù)雜的長水平井重復(fù)壓裂。XP3 井利用多裂縫一次復(fù)合凝膠降漏、窄間隙小套管入井、高強度樹脂環(huán)空封固和?114.3 mm 套管回接等技術(shù)，對井筒實施再造，井筒再造水平段長度達到1 531 m，僅用17 d 完成壓裂施工，目前日產(chǎn)液量25.4 m3/d，日產(chǎn)油量2.7 t/d。

2.3 差異化精細管理技術(shù)效果分析

2.3.1 單井差異化管理效果分析

2023 年長慶油田在慶城頁巖油開發(fā)中應(yīng)用累產(chǎn)液-動液面預(yù)測圖版開展異常單井篩查，制定下步穩(wěn)產(chǎn)對策。以HH7-1 井為例，治理前圖版投影為高液面低產(chǎn)井，通過參數(shù)優(yōu)化，日產(chǎn)油由6.4 t/d 上升至12.1 t/d，流飽比維持在1.1 左右，效果較好。

針對水平井偏磨嚴(yán)重的問題，通過優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)、管柱組合、防偏磨治理方案，配套內(nèi)襯管、防磨涂層油管、防磨桿、限位扶正抽油桿，有桿泵維護性作業(yè)頻次由每年1.47 次/口下降至0.74 次/口，檢泵周期由372 d 上升至445 d。

針對頁巖油結(jié)蠟嚴(yán)重特點，按照“一井一工藝、一井一周期、清防相結(jié)合”的治理思路，通過強化日常熱洗管理、開展熱洗溫場測試、防蠟新工藝試驗等工作，實現(xiàn)源頭防蠟、過程清蠟，形成了頁巖油井筒清防蠟體系，蠟卡作業(yè)從8 井次/月下降至1 井次/月，結(jié)蠟造成的故障作業(yè)占比由34.1% 下降至4.5%。

氣體影響嚴(yán)重井，通過開展源頭治理控氣、工藝配套防氣、一井一套壓等工作控氣，2023 年完成治理498 井次，抽油泵效上升6.2%。

2.3.2 平臺差異化管理效果分析

按照建立的水平井動態(tài)分析標(biāo)準(zhǔn)，開展平臺目標(biāo)化管理， 對比2022 年12 月， Ⅰ 類平臺數(shù)量由15 個增加至18 個，管理目標(biāo)向好轉(zhuǎn)變，目標(biāo)完成率提高2.1%，平臺整體開發(fā)水平持續(xù)向好。

頁巖油水平井鉆遇不同微相砂體，形成一平臺一油藏的開發(fā)單元，與常規(guī)油藏相比，油藏尺度變小，長71 油層發(fā)育1 套主力油層，單油層厚度1.5～8m，隔夾層厚度0.5～2 m；長72 油層發(fā)育2 套主力油層，層間隔5～8 m，單油層厚度2～6 m，隔夾層厚度0.5～2 m，不同平臺不同鉆井方向均存在明顯差異。對HH3、HH2、HH10 等大平臺油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計， 從表4 產(chǎn)油能力可以看出， HH3、HH10、HH4 平臺南支水平井開發(fā)動態(tài)好于北支水平井，而HH2、HH5、HH6 平臺與之相反，北支開發(fā)動態(tài)好于南支。

為了提高大平臺儲量動用程度，在HH10 平臺南北兩側(cè)水平井中間的靶前區(qū)增加了2 口井，靶前區(qū)日產(chǎn)油4.84 t/d，百米累產(chǎn)油316.44 t，百米達年產(chǎn)0.72 t。靶前區(qū)井相對同平臺其他井，單井控制面積大，初期含水下降快，但日產(chǎn)液量在3 個月后大幅下降，10 個月后單井百米日產(chǎn)油量靶前區(qū)低于北支水平井，同時，HH10 平臺由于靶前區(qū)2 口井的壓裂，北支見水，原本降低的含水突然升高，影響油井產(chǎn)量，因此是否動用靶前區(qū)控制儲量應(yīng)慎重考慮。

HH7 平臺北支采用150 m 小井距開發(fā)，北支日產(chǎn)油2.85 t/d，百米累產(chǎn)油754.49 t，百米達年產(chǎn)0.71t；南支井距300 m，日產(chǎn)油4.90 t/d，百米累產(chǎn)油656t，百米達年產(chǎn)0.54 t。雖然小井距日產(chǎn)油小于大井距，但從百米累產(chǎn)油和百米達年產(chǎn)兩個參數(shù)來看，小井距優(yōu)于大井距開發(fā)效果。

利用OFM（Oil Field Manager） 軟件，通過儲層靜態(tài)、改造等參數(shù)計算了HH10 平臺單井油藏指數(shù)（Ci），Ci 值越大，油藏情況越好，結(jié)果如圖7 所示。

從圖7 可以看出，HH10 平臺西側(cè)油藏情況好于東側(cè)、北側(cè)好于南側(cè)，靶前區(qū)相對較差。因此，不同平臺、不同鉆井方向、不同井距的水平井單井產(chǎn)能均存在差異。

2.3.3 油藏差異化管理效果分析

鄂爾多斯盆地長7 沉積時期，湖盆整體呈東北寬緩、西南陡窄的不對稱坳陷形態(tài)［23］，湖區(qū)發(fā)育多級坡折帶［24］。慶城油田位于長7 頁巖油沉積中心，靠近盆地西南緣，重力流沉積發(fā)育［25］。

通過基礎(chǔ)地質(zhì)資料分析發(fā)現(xiàn)，慶城油田在平面上具有較大差異。油藏埋深東北部較深（2 050 m），西南部靠近斜坡帶逐漸變淺，南北高差80～100 m；原油組分飽和烴、芳烴及瀝青質(zhì)含量不同，瀝青質(zhì)為暗褐色或黑色脆性固體物質(zhì)。慶城油田北部上里塬區(qū)瀝青質(zhì)含量1.27%，中部1.2%，東南部0.6%，中東部瀝青質(zhì)含量相對較低，原油顏色呈黃色，油質(zhì)更好；北部上里塬區(qū)伴生氣甲烷含量68.6%，南部慶城區(qū)域甲烷含量81.9%， 西部X233 區(qū)甲烷含量66.7%，東部B32、悅樂區(qū)域甲烷含量75.0%，伴生氣輕質(zhì)組分呈南高北低、東高西低的特點。

垂向上，長7 頁巖油主要開發(fā)層位為長71 和長72，兩者從基礎(chǔ)地質(zhì)條件到油藏開發(fā)參數(shù)均具有較大差異。研究發(fā)現(xiàn)，長71 平均厚度為35.3 m，是一套粉砂質(zhì)泥巖、細砂巖、頁巖沉積體，孔隙度6.0%、滲透率0.06×10?3 μm2；長72 平均厚度為34.2 m，主要發(fā)育細砂巖， 孔隙度7.2%、滲透率0.09×10?3μm2，長71 砂體比長72 砂體延伸更遠，并具有前積疊置的特征，兩期砂體疊合連片沉積，分布廣、厚度較大，為頁巖油的形成提供了良好儲集條件［26］；長7 儲層含油飽和度分布在16%～76.1%， 平均51.2%，平面上變化較大，局部存在高飽和度區(qū)，非均質(zhì)性較強，平均飽和度長71 層高于長72 層。

通過繪制慶城地區(qū)長71 和長72 視微孔率平面分布圖發(fā)現(xiàn)，視微孔率在平面呈現(xiàn)“東高西低、南高北低”，層系呈長71 高、長72 低的趨勢。由于視微孔率越大，微孔增多、大孔減少，需要更多的悶井時間， 因此， 北部上里塬、卅里鋪區(qū)域悶井時間為30～35 d、東部悅樂-南莊區(qū)域為40～45 d、南部區(qū)域為20～25 d，長71 層平均為35 d、長72 層30 d，通過優(yōu)化悶井時間，縮短了見油周期。

通過實踐，慶城油田總結(jié)形成了“連續(xù)、穩(wěn)定、按量”的放噴排液技術(shù)規(guī)范，連續(xù)放噴可縮短見油周期；穩(wěn)定放噴可控制裂縫閉合速度，預(yù)防支撐劑大量返出；按量放噴能提高新井階段累產(chǎn)。按照“連續(xù)、穩(wěn)定、按量”技術(shù)規(guī)范，細化放噴標(biāo)準(zhǔn)，自主設(shè)計單井進罐放噴閥組，實現(xiàn)“單井-單線-單罐-單計”，平均見油周期由120 d 降至26 d，單井當(dāng)年產(chǎn)油由2 287 t 升至3 174 t，有效保障了新井正常排液。

2.4 標(biāo)準(zhǔn)化平臺建設(shè)效果分析

HH10 增通過應(yīng)用“橇裝建站、油氣分輸、平臺增壓、智能管控”工藝技術(shù)，構(gòu)建“平臺增壓至聯(lián)合站”一級布站［27］，形成“油氣水綜合利用、全系統(tǒng)資源共享、多功能高效集成、全過程智能管理”的頁巖油地面建設(shè)模式，踐行“綠色低碳”發(fā)展理念，實現(xiàn)全生命周期效益開發(fā)，有效減少用地60%，縮短建設(shè)周期50%，降低投資20%。

3 結(jié)論

（1） 通過智能化管控模式、地質(zhì)工程一體化技術(shù)、油藏差異化管理技術(shù)和頁巖油地面建設(shè)新模式的推廣應(yīng)用，形成了一套適合陸相湖盆夾層型頁巖油規(guī)模效益開發(fā)的技術(shù)體系，油藏穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)政策和管理手段更加完善，實現(xiàn)了經(jīng)濟合理的有效開發(fā)。

（2） 通過數(shù)字化建設(shè)，實現(xiàn)了線上資料錄取、管線泄漏、設(shè)備運行監(jiān)控線上監(jiān)控、異常工況報警等功能，形成了頁巖油智能化管理模式；二氧化碳前置壓裂、精準(zhǔn)分段酸化等工藝的應(yīng)用以及單井、平臺、油藏差異化管理等政策的實施，推動了地質(zhì)工程一體化和油藏差異化管理；創(chuàng)新大平臺布站模式，通過橇裝化、集成化、數(shù)智化探索“油氣水綜合利用、全系統(tǒng)資源共享、多功能高效集成、全過程智能管控”的頁巖油大平臺至聯(lián)合站一級布站地面建設(shè)模式；探索、攻關(guān)形成的智能化管理模式、地質(zhì)工程一體化技術(shù)、差異化管理技術(shù)、標(biāo)準(zhǔn)化大平臺建設(shè)等關(guān)鍵技術(shù)及模式，助推慶城頁巖油實現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)，也對我國陸相頁巖油規(guī)模效益開發(fā)起到了良好的引領(lǐng)示范作用。

（3） 頁巖油水平井準(zhǔn)自然能量開發(fā)，壓力保持水平較差。該套開發(fā)技術(shù)體系針對前期產(chǎn)建、新井放噴、日常管理、產(chǎn)能恢復(fù)等方面存在問題均形成了有效指導(dǎo)，但針對老區(qū)低產(chǎn)低效井的補能并未形成成熟技術(shù)，注水、注氣等補能技術(shù)需進一步攻關(guān)。

致謝

大量工作是在長慶油田分公司機關(guān)各部門、長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院、長慶油田分公司油氣工藝研究院等部門技術(shù)專家的協(xié)助下完成的；同時，在寫作過程中得到了中國石油大學(xué)（北京） 鄭力會教授的悉心指導(dǎo)，在此一并表示感謝！

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（修改稿收到日期 2024-02-20）

〔編輯 朱 偉〕