陸相夾層型頁巖油超長水平井開發(fā)技術(shù)

引用格式：馬立軍，梁曉偉，賈劍波，何啟航，韓子闊，吳霞，關(guān)云，方澤昕，曹鵬福. 陸相夾層型頁巖油超長水平井開發(fā)技術(shù)［J］. 石油鉆采工藝，2024，46（2）：220-227，237.

摘要：慶城油田長7 頁巖油礦區(qū)內(nèi)水源區(qū)、林緣區(qū)分布較廣，開發(fā)動(dòng)用難度大，地面受限地質(zhì)儲(chǔ)量約1.67×108 t。超長水平井控制面積大、井控儲(chǔ)量高，能更好地動(dòng)用受限儲(chǔ)量，提高長7 頁巖油采收率。在三維地質(zhì)工程甜點(diǎn)精準(zhǔn)刻畫的基礎(chǔ)上，優(yōu)選了超長水平井部署區(qū)域，識(shí)別了優(yōu)勢(shì)段、潛力段、斷層發(fā)育段、裂縫發(fā)育段，制定了精細(xì)差異化壓裂方案，實(shí)現(xiàn)了縫控儲(chǔ)量最大化，并建立了超長水平井評(píng)價(jià)體系，從油藏因子指標(biāo)、油藏開發(fā)指標(biāo)、經(jīng)濟(jì)效益指標(biāo)三方面對(duì)其開發(fā)效果進(jìn)行了評(píng)價(jià)?，F(xiàn)場應(yīng)用表明，隨水平段長增加，Ⅰ+Ⅱ類油層由623 m 增至2 337 m，井控儲(chǔ)量由16.9×104 t 升至45.9×104 t，初期單井產(chǎn)量由9.6 t/d 升至25.1 t/d，階段單井產(chǎn)量由1×104 t 升至1.5×104 t。慶城油田采用超長水平井實(shí)現(xiàn)了環(huán)境敏感區(qū)不同類型儲(chǔ)層的有效動(dòng)用，提升了頁巖油開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益。該研究對(duì)于同類頁巖油開發(fā)具有借鑒意義。

關(guān)鍵詞：頁巖油；低滲透油藏；油藏工程；地質(zhì)工程一體化；超長水平井；開發(fā)技術(shù)；效果評(píng)價(jià)；慶城油田

中圖分類號(hào)：TE32 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A

0 引言

慶城油田位于鄂爾多斯盆地西南部，地處甘肅省華池縣、慶城縣、合水縣及寧縣境內(nèi)，北啟車道，南抵太平，西至三岔，東達(dá)正寧，面積約5 000 km2。慶城油田位于伊陜斜坡東部，構(gòu)造較簡單，整體表現(xiàn)為東高西低的面貌，呈向西傾斜的單斜構(gòu)造，坡度較緩，地層傾角為0.5°，其頁巖油類型為陸相夾層型頁巖油。目前已落實(shí)儲(chǔ)量規(guī)模30×108 t，已提交三級(jí)儲(chǔ)量11.54×108 t，是目前我國最大的整裝頁巖油田。慶城油田通過攻關(guān)示范，集成創(chuàng)新了以長水平井、小井距、大井叢、細(xì)分切割體積壓裂為核心的開發(fā)技術(shù)，完鉆水平井1 600 余口，平均水平段長度1 710m，單井達(dá)產(chǎn)年日產(chǎn)油13.6 t/d，預(yù)測單井累計(jì)產(chǎn)油2.6×104 t，采收率7%～8%。但是，慶城油田長7 頁巖油也面臨較多難題，其中水源區(qū)、林緣區(qū)分布范圍廣，井位批辦限制條件多，開發(fā)動(dòng)用難度大，地面受限地質(zhì)儲(chǔ)量約1.67×108 t，其中水源區(qū)14 個(gè)，水源區(qū)內(nèi)未動(dòng)用儲(chǔ)量1.09×108 t； 林緣區(qū)未動(dòng)用儲(chǔ)量0.58×108 t［1］。

慶城油田水平井開發(fā)經(jīng)歷了評(píng)價(jià)探索階段、開發(fā)試驗(yàn)階段和探索規(guī)模效益開發(fā)模式階段。（1） 評(píng)價(jià)探索階段。為落實(shí)儲(chǔ)量，探索水平井提產(chǎn)技術(shù)，開展了儲(chǔ)量評(píng)價(jià)及水平井體積壓裂技術(shù)探索，水平井水平段長度約1 500 m，井距300 m、600 m 和1 000m，采用水力噴砂油管加砂壓裂，單井產(chǎn)量初步獲得突破。（2） 開發(fā)試驗(yàn)階段。此階段目標(biāo)是探索合理開發(fā)方式及技術(shù)政策，開展了短水平井注水開發(fā)、長水平井大井距準(zhǔn)自然能量開發(fā)，水平井水平段長度600～1 000 m，井距500 m、600 m，采用水力噴砂環(huán)空加砂壓裂，存在見效難、見水大的風(fēng)險(xiǎn)；同時(shí)開展了長水平井大井距體積壓裂開發(fā)實(shí)驗(yàn)，水平井水平段長度1 500～2 700 m，井距600 m、1 000 m，儲(chǔ)量動(dòng)用程度、采油速度低。（3） 探索規(guī)模效益開發(fā)模式階段。以“水平井+體積壓裂”為突破口，開展長水平井小井距、大井叢、立體式開發(fā)，水平井水平段長度1 500～3 000 m，井距300～400 m，采用可溶球座/橋塞細(xì)分切割體積壓裂，單井產(chǎn)量、采油速度獲得突破。

當(dāng)前，超長水平段水平井已經(jīng)成為慶城油田開發(fā)的主體技術(shù)［2］。頁巖油超長水平井一般指水平段長度大于3 000 m 的水平井［3］，根據(jù)前人研究，單井水平段長度每增加20%，開發(fā)成本降低10.7%，且采用超長水平段水平井開發(fā)，可使用1.3 口井的成本完成近2 口井的產(chǎn)能［4］。長水平段水平井技術(shù)的應(yīng)用最大限度地提高了油氣藏的裸露面積，節(jié)省了用地空間，可以大幅度提高單井產(chǎn)量和采收率，充分動(dòng)用受限儲(chǔ)量［5］。然而，超長水平井水平段較長，鉆遇砂體多樣，鉆井液和鉆具與地層接觸時(shí)間長，導(dǎo)致其在部署位置及井眼軌跡優(yōu)化、鉆井技術(shù)選擇、壓裂參數(shù)優(yōu)化等方面存在較多難題［6］。為此，提出采用地質(zhì)工程一體化的技術(shù)思路，在地質(zhì)工程甜點(diǎn)優(yōu)選的基礎(chǔ)上，結(jié)合礦場實(shí)踐，對(duì)體積改造策略、裂縫參數(shù)、壓裂關(guān)鍵參數(shù)等進(jìn)行優(yōu)化，并建立超長水平井評(píng)價(jià)體系。

1 方法過程

1.1 室內(nèi)研究

1.1.1 慶城油田頁巖油地質(zhì)特征研究

慶城油田長7 段頁巖油藏沉積類型為三角洲相和半深湖—深湖亞相［7］。長7 段分為3 個(gè)亞段，其中，長73 亞段發(fā)育厚層泥頁巖沉積，代表著最大湖侵期；長72、長71 亞段在大套泥巖中發(fā)育以三角洲前緣砂質(zhì)碎屑流及濁流沉積為主的細(xì)粒沉積，整體巖性好于長73 亞段，目前長72 亞段和長71 亞段細(xì)粒砂巖已經(jīng)實(shí)現(xiàn)規(guī)模開發(fā)，長73 亞段處于探索開發(fā)階段［8］。

較為發(fā)育的油層與相對(duì)穩(wěn)定的砂體空間展布為超長水平井的部署提供了地質(zhì)條件。長7 頁巖油厚度分布如圖1 所示。

從圖1 中可以看出，慶城油田長7 頁巖油水平井位于中部烴源巖厚度較大（平均厚度9.4 m） 的區(qū)域，細(xì)粒級(jí)砂體呈疊合連片沉積，具有分布廣、厚度較大的特征。華池區(qū)南北向儲(chǔ)層相對(duì)穩(wěn)定，東西向儲(chǔ)層變化較快，向東逐漸變薄，層內(nèi)薄互層疊置發(fā)育，平均油層厚度9.2 m。

1.1.2 地質(zhì)工程三維甜點(diǎn)精細(xì)刻畫研究

在頁巖油地質(zhì)工程一體化開發(fā)過程中，地質(zhì)“甜點(diǎn)”的精確識(shí)別尤為重要，其優(yōu)劣直接關(guān)系到后期體積壓裂增能提效的成敗。目前常用的地質(zhì)甜點(diǎn)識(shí)別方法為通過基礎(chǔ)地質(zhì)研究，明確目標(biāo)區(qū)域內(nèi)的巖性、物性、地應(yīng)力以及裂縫等發(fā)育情況，結(jié)合實(shí)驗(yàn)井開發(fā)效果，建立水平井儲(chǔ)層品質(zhì)和工程品質(zhì)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，最終建立不同“甜點(diǎn)”類型識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)［9］。在此基礎(chǔ)上，通過三維地質(zhì)資料、光纖產(chǎn)液剖面測試等多種手段建立多學(xué)科一體化“甜點(diǎn)”優(yōu)選評(píng)價(jià)技術(shù)［10］，確保地質(zhì)布井在“油藏甜點(diǎn)”，鉆井軌跡在“油層甜點(diǎn)”，改造位置在“水平段甜點(diǎn)”。

地質(zhì)甜點(diǎn)一般通過孔隙度、滲透率來體現(xiàn)，頁巖油儲(chǔ)層物性差，空氣孔隙度一般為 6%～11%，空氣滲透率一般為（0.08～0.30）×10?3μm2。慶城油田平均孔隙度為8.2%，平均滲透率為0.10×10?3μm2。通過地震反演孔隙度協(xié)同建模對(duì)目標(biāo)區(qū)域孔隙度分布進(jìn)行了預(yù)測，孔隙度平面分布如圖2 所示。

從圖2 中可以看出，主體帶孔隙度、滲透率的分布基本上與砂體的展布一致，即水下分流河道發(fā)育的位置砂體厚度較大，儲(chǔ)層孔隙度較高，而水下支流間灣發(fā)育的位置，泥巖較為發(fā)育，砂層厚度薄，孔隙度相對(duì)較低［11］。

頁巖油開發(fā)過程中一般進(jìn)行大規(guī)模體積壓裂，其中，地應(yīng)力方向、裂縫發(fā)育特征等都會(huì)對(duì)工程改造效果造成影響。在超長水平井設(shè)計(jì)中，需要綜合考慮地震預(yù)測斷裂、裂縫、脆性等工程甜點(diǎn)屬性成果，制定精細(xì)差異化壓裂方案，實(shí)現(xiàn)“縫控儲(chǔ)量最大化”。慶城油田斷裂帶分布如圖3 所示，可以看出，長7 構(gòu)造裂縫走向以NWW 向和NEE 向?yàn)橹?，可見少量NE 向構(gòu)造裂縫，構(gòu)造裂縫密度在中部較大，而在西南部地區(qū)和東北部地區(qū)較小。

1.1.3 體積壓裂方案差異化設(shè)計(jì)

確定超長水平井地質(zhì)、工程甜點(diǎn)后，對(duì)其體積改造策略、裂縫參數(shù)、壓裂關(guān)鍵參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化。

（1） 體積改造策略方案。慶城頁巖油脆性指數(shù)、水平兩向應(yīng)力差較大，微地震測試表明人工裂縫呈現(xiàn)主縫+分支縫簡單特征，相比大慶古龍、北美二疊盆地難以形成復(fù)雜裂縫，為大幅度提高水平井縫控程度和單井產(chǎn)量，細(xì)分切割體積壓裂成為長慶頁巖油改造關(guān)鍵技術(shù)方向。

礦場長期跟蹤12 口井156 段分段產(chǎn)出貢獻(xiàn)測試評(píng)價(jià)表明：儲(chǔ)層品質(zhì)越好產(chǎn)量貢獻(xiàn)率越高，Ⅰ類油層占比50% 左右，對(duì)產(chǎn)出貢獻(xiàn)占比達(dá)70% 以上。因此，可確定體積改造策略：強(qiáng)化Ⅰ+Ⅱ類改造、適度改造Ⅲ類，實(shí)現(xiàn)甜點(diǎn)充分改造。其中，Ⅰ類儲(chǔ)層進(jìn)行完全改造，密集布縫，提高加砂和進(jìn)液強(qiáng)度；Ⅱ類儲(chǔ)層進(jìn)行充分改造，均衡布縫；Ⅲ類儲(chǔ)層適度改造，精準(zhǔn)布縫，控制壓裂成本。

針對(duì)縱向油層發(fā)育情況，優(yōu)化不同儲(chǔ)層改造策略。單一薄油層：單層有效改造，提高支撐縫長，適度改造；單一厚油層：單層有效改造，提高改造體積，高強(qiáng)度改造；多油層疊置：提高縱向動(dòng)用和支撐，高黏造縫高、低黏造縫長、小粒徑支撐劑縱向充填、定向射孔。

（2） 裂縫參數(shù)優(yōu)化方案。水平段方位垂直于最大主應(yīng)力方向時(shí)，壓裂縫網(wǎng)體積最大，單井產(chǎn)能最高；水平段與最大主應(yīng)力夾角越小，儲(chǔ)量動(dòng)用程度和單井累產(chǎn)油量越低［12］，水平段與最大主應(yīng)力夾角應(yīng)大于60°；根據(jù)砂體展布和最大主應(yīng)力方向優(yōu)化水平段方位。依據(jù)水平段軌跡與三維砂體配置關(guān)系，把水平段劃分為優(yōu)勢(shì)段、潛力區(qū)、裂縫發(fā)育區(qū)、斷層發(fā)育區(qū)4 類區(qū)段，為儲(chǔ)層差異化改造奠定基礎(chǔ)［13］。

隴東長7 水平井共26 井次325 段微地震監(jiān)測，有效縫長83～122 m；通過產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法分析產(chǎn)量和壓力變化來獲取儲(chǔ)層、裂縫關(guān)鍵屬性和控制儲(chǔ)量。

（3） 壓裂參數(shù)優(yōu)化。根據(jù)不同區(qū)塊儲(chǔ)層特點(diǎn)和前期論證，結(jié)合開發(fā)部署井網(wǎng)變化，通過礦場統(tǒng)計(jì)、裂縫模擬、產(chǎn)量預(yù)測，優(yōu)化建立了壓裂關(guān)鍵參數(shù)體系。數(shù)值模擬結(jié)果表明，進(jìn)液強(qiáng)度增加，地層壓力系數(shù)逐漸提高。在數(shù)值模擬的基礎(chǔ)上，分別測算了三類儲(chǔ)層不同進(jìn)液強(qiáng)度下的單井經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量，優(yōu)化得到水平井進(jìn)液強(qiáng)度范圍。數(shù)值模擬表明：隨著加砂強(qiáng)度增大，單井EUR 逐漸增加。礦場大數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)證實(shí)：通過提高加砂強(qiáng)度，單井累計(jì)產(chǎn)量增加明顯，優(yōu)化平均加砂強(qiáng)度達(dá)到3.5～4.0 t/m。

模擬不同類型儲(chǔ)層進(jìn)液強(qiáng)度與單井EUR 關(guān)系，其相關(guān)性如圖4 所示。

從圖4 中可以看出，進(jìn)液強(qiáng)度與單井EUR 呈現(xiàn)正相關(guān)，Ⅰ類儲(chǔ)層對(duì)單井EUR 貢獻(xiàn)程度明顯高于Ⅱ類儲(chǔ)層，進(jìn)液強(qiáng)度在10 m3/m 以下時(shí)，不同儲(chǔ)層類型貢獻(xiàn)程度差異較小，隨著進(jìn)液強(qiáng)度的增加，差異逐漸變大，整體上單井EUR 呈現(xiàn)先增加到最大后趨于穩(wěn)定的趨勢(shì)，在20～30 m3/m 區(qū)間增加緩慢［14］。

為提升夾層型頁巖油段內(nèi)多簇起裂有效性和裂縫均衡延伸，多簇裂縫控制技術(shù)由“單一排量限流”轉(zhuǎn)變?yōu)椤安町惢蘖?復(fù)合暫堵”。結(jié)合儲(chǔ)層地質(zhì)工程優(yōu)選段簇，對(duì)射孔方式、孔眼流量進(jìn)行優(yōu)化，實(shí)施限流射孔（孔眼數(shù)小于40 孔），確保多簇模式下的起裂和裂縫擴(kuò)展效果。

1.1.4 超長水平井開發(fā)效果評(píng)價(jià)體系的建立

頁巖油多平臺(tái)大井叢水平井開發(fā)技術(shù)已得到廣泛應(yīng)用，但由于其水平段的復(fù)雜性，頁巖油水平井開發(fā)效果評(píng)價(jià)體系仍不健全，缺乏統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)。

水平井開發(fā)因其復(fù)雜性，其開發(fā)狀況與開發(fā)水平的描述需要采用多項(xiàng)指標(biāo)進(jìn)行綜合衡量［15］。根據(jù)慶城油田實(shí)際開發(fā)生產(chǎn)現(xiàn)狀，按油藏因子指標(biāo)、油藏開發(fā)指標(biāo)、經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)指標(biāo)三類，優(yōu)選油層百米產(chǎn)能、流飽比、氣油比、自然遞減、單井控制儲(chǔ)量、噸油成本等15 項(xiàng)指標(biāo)進(jìn)行開發(fā)效果評(píng)價(jià)，其評(píng)價(jià)體系如圖5 所示。

1.2 現(xiàn)場施工方案

為有效動(dòng)用水源等環(huán)境敏感區(qū)儲(chǔ)量，結(jié)合室內(nèi)研究成果，在HH1 平臺(tái)開展超長水平井試驗(yàn)。

1.2.1 HH1 井地質(zhì)甜點(diǎn)確定

長7 油層組致密砂巖儲(chǔ)層與烴源巖大面積直接接觸，源儲(chǔ)配置好，自生自儲(chǔ)、源內(nèi)聚集，有利于石油近距離大規(guī)模富集成藏。廣覆的致密砂巖儲(chǔ)集體與烴源巖互鄰共生，在異常高壓的持續(xù)作用下，流動(dòng)性好的油氣就近持續(xù)充注，形成了大面積連續(xù)分布的高油飽長7 油藏。

HH1 平臺(tái)孔隙度主要分布在4%～10% 之間，平均孔隙度約為8.7%?？紫抖葞С尸F(xiàn)北西—南東向分布，水平段不同位置差異較大，具有強(qiáng)非均質(zhì)性，體現(xiàn)多薄層砂泥巖交互巖性特征，由此確定HH1 平臺(tái)布井方式為北西—南東向。

1.2.2 HH1-*井工程甜點(diǎn)確定

HH1 平臺(tái)附近兩向地應(yīng)力差相對(duì)較高，主要介于4～8 MPa，脆性指數(shù)主要介于35%～50%，可壓性整體較好，其中東部HH1-X1 脆性最高，西部HH1-X2 脆性最低，不同位置差異較大，具有強(qiáng)非均質(zhì)性，體現(xiàn)多薄層砂泥巖交互巖性特征。探評(píng)井長71 厚砂體層內(nèi)上下應(yīng)力差介于0.4～0.5 MPa，儲(chǔ)層應(yīng)力差介于5.5～6.4 MPa。探評(píng)井電成像解釋裂縫特征顯示， HH1 平臺(tái)附近裂縫發(fā)育， 以高角度縫為主（72.1°～79.6°），整體走向以北東—南西為主。HH1-*井發(fā)育5 個(gè)明顯斷層區(qū)，與測井、鉆井漏失等異常響應(yīng)一致。

1.2.3 HH1-*井壓裂參數(shù)優(yōu)化

地震預(yù)測表明，沿井軌跡方向共發(fā)育5 個(gè)斷層區(qū)、4 個(gè)裂縫區(qū)，同相軸顯示為錯(cuò)斷反應(yīng)，斷距為5～8 m 不等。在隨鉆過程中，通過儲(chǔ)層、微構(gòu)造的預(yù)測，給出軌跡指導(dǎo)意見，采用“穿高走低”的思路，即在第一個(gè)斷層之前，軌跡靠近儲(chǔ)層上部鉆進(jìn)，在第一個(gè)斷層之后，軌跡靠近儲(chǔ)層底部鉆進(jìn)。以三維空間甜點(diǎn)最大化動(dòng)用為目標(biāo)，對(duì)HH1-*井水平段地質(zhì)、工程甜點(diǎn)進(jìn)行綜合判識(shí)，具體壓裂改造策略見表1，可以看出，根據(jù)水平段甜點(diǎn)分級(jí)和縱向剖面分析，將整個(gè)水平段分為68 段313 簇。其中第1～24、29、44～51 靶點(diǎn)正常改造，第25～29 靶點(diǎn)向上改造（夾層0.3～0.9 m）， 第30～43 靶點(diǎn)向下改造（夾層1.1～5.0 m）。

綜合地質(zhì)工程甜點(diǎn)判識(shí)與三維砂體精細(xì)刻畫，對(duì)目的井壓裂方案實(shí)現(xiàn)差異化精準(zhǔn)設(shè)計(jì)，優(yōu)勢(shì)段加大壓裂段數(shù)和簇?cái)?shù)、裂縫發(fā)育區(qū)控制改造參數(shù)，實(shí)現(xiàn)了不同類型儲(chǔ)層的有效動(dòng)用和縫控儲(chǔ)量最大化。同時(shí)，產(chǎn)油量與裂縫半長成正相關(guān)，隨著段長增加，增幅逐漸減小，考慮井間距的影響，優(yōu)化裂縫半長130～160 m［16］。

2 結(jié)果現(xiàn)象討論

HH1-*井實(shí)鉆水平段超5 000 m。根據(jù)實(shí)鉆測井解釋， HH1 水平段鉆遇多套砂體， 平均全烴17.9%。測井解釋鉆遇Ⅰ類油層3 551.7 m，Ⅱ類油層868.7 m，Ⅰ+Ⅱ類油層鉆遇率88.7%。壓裂68 段313 簇，累計(jì)加砂量9 745 m3、入地液量74 196 m3，平均砂比19.4%、排量10.1 m3/min。

通過示蹤劑產(chǎn)液剖面測試對(duì)HH1-*井超長水平井實(shí)鉆效果進(jìn)行了評(píng)價(jià)，全段均具有很好的產(chǎn)液貢獻(xiàn)，根據(jù)貢獻(xiàn)大小，可以分為三大段：跟部排液段、腰部排液段、趾部排液段，其中，跟部占據(jù)主導(dǎo)優(yōu)勢(shì)，即第41 段之后。結(jié)合測井解釋來看，跟部砂體連續(xù)發(fā)育，孔隙度分布在10% 左右，Ⅰ類、Ⅱ類儲(chǔ)層較為發(fā)育，泥質(zhì)隔夾層不發(fā)育。腰部鉆遇厚層泥質(zhì)夾層，將腰部排液段與跟部排液段相隔。腰部排液能力僅次于跟部，貢獻(xiàn)占比約30%，砂體發(fā)育程度略小于跟部。趾部排液段貢獻(xiàn)能力約占20%，砂體發(fā)育程度低、Ⅱ類油層較為發(fā)育，對(duì)應(yīng)的壓裂段數(shù)較少。根據(jù)實(shí)鉆測試結(jié)果來看，HH1-*井通過地質(zhì)工程甜點(diǎn)一體化設(shè)計(jì)、壓裂參數(shù)差異化優(yōu)選等方案，達(dá)到了預(yù)期的實(shí)施效果。

2.1 井控面積提升討論

相較于同平臺(tái)常規(guī)水平井，其水平段長度多出接近一倍，較長的水平段長度決定了其更大的井控面積，可以有效動(dòng)用綠色范圍內(nèi)林緣區(qū)、水源地等環(huán)境敏感儲(chǔ)量，根據(jù)統(tǒng)計(jì)，水平段每增加100 m，儲(chǔ)量增加約1.5×104 t。

2.2 井控儲(chǔ)量增加討論

單井控制儲(chǔ)量是水平井長期高產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)的物質(zhì)基礎(chǔ)，是決定水平井開發(fā)效益的主要因素之一。

目前，慶城油田已部署27 口短水平井、376 口常規(guī)水平井、74 口長水平井、13 口超長水平井。統(tǒng)計(jì)了不同水平段長砂體鉆遇情況，水平段長度、Ⅰ+Ⅱ類油層長度、鉆遇率如圖6 所示，可以看出，隨著水平段長度的增加，單井Ⅰ類油層由451 m 增至1 725 m，Ⅰ+Ⅱ類油層由623 m 增至2 417 m。超長水平井相較于常規(guī)水平井，Ⅰ類油層增加了800m 左右，Ⅰ+Ⅱ類油層增加了1 000 m 左右。在水平段增加的同時(shí)，還保持了78.7% 鉆遇率，略低于長水平井，與常規(guī)水平井基本持平。井控儲(chǔ)量由16.9×104t 升至45.9×104 t。

從圖7 可以看出，短水平井井控儲(chǔ)量為16.9 萬t、常規(guī)水平井井控儲(chǔ)量為25.3 萬t、長水平井井控儲(chǔ)量為30.4 萬t、超長水平井井控儲(chǔ)量為45.9 萬t。水平段長度增加而鉆遇率卻基本不變，超長水平井井控儲(chǔ)量增加了接近一倍。

2.3 初期單井產(chǎn)量討論

依據(jù)頁巖油單套砂體延伸長度，采用差異化水平段長度。對(duì)于環(huán)境敏感區(qū)等難動(dòng)用區(qū)域，部署水平段長度3 000 m 以上。

統(tǒng)計(jì)短水平井、常規(guī)水平井、長水平井、超長水平井不同生產(chǎn)時(shí)期單井產(chǎn)量，日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、含水如圖8 所示?？梢钥闯?，投產(chǎn)初期，短水平井日產(chǎn)液20.2 m3/d、常規(guī)水平井日產(chǎn)液30.2 m3/d、長水平井日產(chǎn)液37.1 m3/d、超長水平井日產(chǎn)液54.5 m3/d。初期含水基本相差不大，在38%～45% 之間。從日產(chǎn)油來看，相比常規(guī)水平井，長水平井日產(chǎn)油由15.7t/d 升至18.1 t/d，提升并不明顯，而超長水平井提升到25.1 t/d，相較于常規(guī)水平井提升了近10 t/d，相比短水平井，超長水平井日產(chǎn)油由9.6 t/d 上升到25.1t/d，單井產(chǎn)量是短水平井的2.6 倍，提升明顯。

在生產(chǎn)一段時(shí)間后，統(tǒng)計(jì)了4 種類型水平井當(dāng)前產(chǎn)量，如圖9所示，可以看出，在長時(shí)間生產(chǎn)后，超長水平井仍保持27.6 m3/d 的液量水平，對(duì)比常規(guī)水平井17.6 m3/d 仍高出10 m3/d，含水水平保持一致，油量高出5.9 t/d，表明超長水平井遞減水平相對(duì)較低，在開發(fā)生產(chǎn)后期仍具有明顯優(yōu)勢(shì)。

2.4 單井階段產(chǎn)能討論

頁巖油藏非均質(zhì)性極強(qiáng)，巖性、物性、地應(yīng)力、裂縫發(fā)育程度隨區(qū)域變化較大，進(jìn)而導(dǎo)致壓裂施工各參數(shù)差異性均較大。儲(chǔ)層物性及巖石力學(xué)參數(shù)包括水平井有效長度、有效厚度、孔隙度、滲透率、含油飽和度、脆性指數(shù)、流體性質(zhì)，壓裂施工參數(shù)包括壓裂段數(shù)、總砂量、總液量、單段簇?cái)?shù)等［ 17］。

對(duì)比常規(guī)水平井與超長水平井日產(chǎn)液水平，超長水平井投產(chǎn)初期液量明顯高于常規(guī)水平井，自然遞減速度與常規(guī)水平井接近，在生產(chǎn)24 個(gè)月之后，仍具有明顯的液量優(yōu)勢(shì)，平均高出常規(guī)水平井10m3/d。對(duì)比常規(guī)水平井，超長水平井累產(chǎn)油優(yōu)勢(shì)隨生產(chǎn)時(shí)間的進(jìn)行越加明顯，生產(chǎn)24 個(gè)月之后，單井累產(chǎn)油由1×104 t 上升到1.5×104t。

HH1-*井投產(chǎn)初期單井日產(chǎn)油50 t/d，達(dá)產(chǎn)年產(chǎn)量35 t/d；第1 年累產(chǎn)油1 萬t，根據(jù)同區(qū)塊前期水平井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)跟蹤情況，預(yù)測第1、2、3 年遞減率分別為32.9%、24.9%、20.0%，之后遞減逐漸降低。產(chǎn)量預(yù)測曲線如圖10 所示，可以看出，根據(jù)年度遞減率，測算得到HH1-*井在裂縫間距4～5 m、加砂強(qiáng)度5.0t/m，進(jìn)液強(qiáng)度32.4 m3/m 條件下生產(chǎn)16 a 的累產(chǎn)油量達(dá)6.78×104 t。

3 結(jié)論

（1） 超長水平井能有效動(dòng)用水源、林緣等環(huán)境敏感區(qū)儲(chǔ)量，井控面積高出50%，井控儲(chǔ)量由16.9×104t 上升到45.9×104 t，單井日產(chǎn)量由15.7 t/d 提升到25.1 t/d， 水平段每增加100 m 井控儲(chǔ)量增加約1.5×104 t，解決了非均質(zhì)性頁巖油儲(chǔ)層提產(chǎn)難題。

（2） 鄂爾多斯盆地陸相頁巖油超長水平井開發(fā)技術(shù)綜合地質(zhì)甜點(diǎn)與工程甜點(diǎn)分布，實(shí)行鉆井、壓裂差異化設(shè)計(jì)，對(duì)于環(huán)境保護(hù)區(qū)地表環(huán)境復(fù)雜等受限儲(chǔ)量的動(dòng)用具有一定的指導(dǎo)意義。

（3） 目前超長水平井還存在工藝難度高、鉆井周期長、配套生產(chǎn)技術(shù)不成熟等問題，需要進(jìn)一步研究探索。

參考文獻(xiàn)：

［1］何永宏， 薛婷， 李楨， 等. 鄂爾多斯盆地長7 頁巖油開發(fā)

技術(shù)實(shí)踐——以慶城油田為例［J］. 石油勘探與開發(fā)，

2023， 50（6）：1245-1258.

HE Yonghong， XUE Ting， LI Zhen， et al. Development

technologies for Triassic Chang 7 shale oil in Ordos

Basin： A case study of Qingcheng Oilfield， NW China

［ J］. Petroleum Exploration and Development， 2023，

50（6）： 1245-1258.

［2］謝江鋒， 段志鋒， 歐陽勇， 等. 長慶油田致密氣藏超長水

平段水平井鉆完井技術(shù)［J］. 科學(xué)技術(shù)與工程， 2023，

23（31）：13332-13339.

XIE Jiangfeng， DUAN Zhifeng， OU YANG Yong， et al.

Drilling and completion technology of tight gas reservoir

horizontal well with super-long horizontal laterals in the

changqing oilfield［ J］. Science Technology and Engineering，

2023， 23（31）： 13332-13339.

［3］付強(qiáng). 四川盆地頁巖氣超長水平段水平井鉆井實(shí)踐與

認(rèn)識(shí)［J］. 鉆采工藝， 2022， 45（4）：9-18.

FU Qiang. Drilling practice and understanding of ultralong

horizontal section wells of shale gas in Sichuan

basin［ J］. Drilling amp; Production Technology， 2022，

45（4）： 9-18.

［4］袁建強(qiáng). 中國石化頁巖氣超長水平段水平井鉆井技術(shù)

新進(jìn)展與發(fā)展建議［J］. 石油鉆探技術(shù)， 2023， 51（4）：

81-87.

YUAN Jianqiang. New progress and development proposals

of sinopec's drilling technologies for ultra-long horizontal

shale gas wells［ J］. Petroleum Drilling Techniques，

2023， 51（4）： 81-87.

［5］王蓉. 頁巖氣長水平段水平井鉆完井關(guān)鍵技術(shù)［J］.

石化技術(shù)， 2023， 30（3）：185-187.

WANG Rong. Key technologies for drilling and completion

of horizontal wells with long horizonta in shale

gas［ J］. Petrochemical Industry Technology， 2023，

30（3）： 185-187.

［6］郭元恒， 何世明， 劉忠飛， 等. 長水平段水平井鉆井技術(shù)

難點(diǎn)分析及對(duì)策［J］. 石油鉆采工藝， 2013， 35（1）：14-

18.

GUO Yuanheng， HE Shiming， LIU Zhongfei， et al. Difficulties

and countermeasures for drilling long lateral-section

horizontal wells［ J］. Oil Drilling amp; Production

Technology， 2013， 35（1）： 14-18.

［7］胡榮強(qiáng)， 扈玖戰(zhàn)， 李永義， 等. 地震多屬性融合與水平井

導(dǎo)向技術(shù)在致密油勘探開發(fā)中的應(yīng)用［J］. 石油地球

物理勘探， 2022， 57（S2）：154-159，232.

Hu Rongqiang， Hu Jiuzhan， Li Yongyi， et al. Application

of seismic multi-attribute fusion and horizontal well guidance

technology in tight oil exploration and development

［ J］. Petroleum Geophysical Exploration， 2022，

57（S2）： 154-159，232.

［8］李國欣， 吳志宇， 李楨， 等. 陸相源內(nèi)非常規(guī)石油甜點(diǎn)優(yōu)

選與水平井立體開發(fā)技術(shù)實(shí)踐——以鄂爾多斯盆地延

長組7 段為例［J］. 石油學(xué)報(bào)， 2021， 42（6）：736-750.

Li Guoxin， Wu Zhiyu， Li Zhen， et al. Optimization of unconventional

petroleum desserts in continental sources

and practice of horizontal well stereoscopic development

technology： Taking the 7th Member of the Yanchang

Formation in the Ordos Basin as an example［J］. Jour-

nal of Petroleum， 2021， 42（6）： 736-750.

［9］吳順林， 劉漢斌， 李憲文， 等. 鄂爾多斯盆地致密油水平

井細(xì)分切割縫控壓裂試驗(yàn)與應(yīng)用［J］. 鉆采工藝，

2020， 43（3）：53-55，63.

WU Shunlin， LIU Hanbin， LI Xianwen， et al. Test and

application of subdivision fracture control fracturing for

tight oil horizontal wells in Ordos Basin［J］. Drilling amp;

Production Technology， 2020， 43（3）： 53-55，63.

［10］趙振峰， 李楷， 趙鵬云， 等. 鄂爾多斯盆地頁巖油體積

壓裂技術(shù)實(shí)踐與發(fā)展建議［J］. 石油鉆探技術(shù)， 2021，

49（4）：85-91.

ZHAO Zhenfeng， LI Kai， ZHAO Pengyun， et al. Practice

and development suggestions for volumetric fracturing

technology for shale oil in the Ordos Basin［ J］.

Petroleum Drilling Techniques， 2021， 49（4）： 85-91.

［11］孫寧亮， 鐘建華， 劉紹光， 等. 鄂爾多斯盆地南部延長

組重力流致密儲(chǔ)層成巖作用及物性演化［J］. 地球

科學(xué)， 2017， 42（10）：1802-1816.

SUN Ningliang， ZHONG Jianhua， LIU Shaoguang，

et al. Diagenesis and physical property evolution of

gravity flow tight reservoir of Yanchang formation in

southern Ordos Basin［ J］. Earth Science， 2017，

42（10）： 1802-1816.

［12］慕立俊， 李向平， 喻文鋒， 等. 超低滲透油藏水平井重

復(fù)壓裂新老縫合理配比研究［J］. 石油鉆探技術(shù)，

2023， 51（3）：97-104.

MU Lijun， LI Xiangping， YU Wenfeng， et al. Research

on the optimal proportions of the new and old fractures

in refracturing of horizontal wells in ultra-low permeability

reservoirs［ J］. Petroleum Drilling Techniques，

2023， 51（3）： 97-104.

［13］賀沛， 吳金橋， 劉安邦， 等. 陸相頁巖氣水平井壓裂分

簇參數(shù)優(yōu)化及應(yīng)用——以延長探區(qū)山西組陸相頁巖

為例［J］. 非常規(guī)油氣， 2023， 10（6）：123-130.

HE Pei， WU Jinqiao， LIU Anbang， et al. Optimization

and application of fracturing cluster parameters in continental

shale gas horizontal wells： A case study of the

continental shale of Shanxi Formation in Yanchang exploration

area［ J］. Unconventional Oil amp; Gas， 2023，

10（6）： 123-130.

［14］石道涵， 張礦生， 唐梅榮， 等. 長慶油田頁巖油水平井

體積壓裂技術(shù)發(fā)展與應(yīng)用［J］. 石油科技論壇， 2022，

41（3）：10-17.

SHI Daohan， ZHANG Kuangsheng， TANG Meirong，

et al. Development and application of shale oil horizontal

well volume fracturing technology in Changqing oilfield

［J］. Oil Forum， 2022， 41（3）： 10-17.

［15］李波， 何東博， 寧波， 等. 致密砂巖氣藏水平井井控儲(chǔ)

量快速評(píng)價(jià)新方法［J］. 地質(zhì)科技情報(bào)， 2015， 34（2）：

174-180.

LI Bo， HE Dongbo， NING Bo， et al. A new method of

evaluating well controlled reserves of horizontal wells in

tight gas sandstone reservoirs［J］. Geological Science

and Technology Information， 2015， 34（2）： 174-180.

［16］王華， 崔越華， 劉雪玲， 等. 致密砂巖氣藏多層系水平

井立體開發(fā)技術(shù)——以鄂爾多斯盆地致密氣示范區(qū)

為例［J］. 天然氣地球科學(xué)， 2021， 32（4）：472-480.

Wang Hua， Cui Yuehua， Liu Xueling， et al. Stereoscopic

development technology of multi-layer horizontal

wells in tight sandstone gas reservoirs - taking the tight

gas demonstration area in the Ordos Basin as an example

［ J］. Natural Gas Earth Science， 2021， 32（4）：

472-480.

［17］翁定為， 張啟漢， 郭子義， 等. 致密油水平井分段多簇

優(yōu)化設(shè)計(jì)方法［J］. 中國石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)

版）， 2015， 39（5）：117-123.

WENG Dingwei， ZHANG Qihan， GUO Ziyi， et al.

Multi-stage and cluster fracturing design in horizontal

wells for tight oil production［ J］. Journal of China

University of Petroleum （Edition of Natural Science），

2015， 39（5）： 117-123.

（修改稿收到日期 2024-02-25）

〔編輯 景 暖〕