國家示范工程陸相湖盆夾層型頁巖油高效開發技術

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技術［J］. 石油鉆采工藝，2024，46（2）：208-219.

摘要：鄂爾多斯盆地長7 地層發育一套典型的內陸坳陷淡水湖盆頁巖油，資源潛力巨大，隨著開發的深入，油藏進入穩產階段，配套的油藏穩產技術政策和管理手段相對缺乏，無法滿足生產需求。針對慶城油田管理人員少的特點，通過數字化建設，實現了線上資料錄取、管線泄漏監控、設備運行線上監控、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、非均質性強、開發難度大的特點，通過應用二氧化碳前置壓裂、精準分段酸化等工藝以及實施單井、平臺、油藏差異化管理，推動了地質工程一體化和差異化精細管理；針對長7 頁巖油單井產量高、氣量大的特點，創新大平臺布站模式，通過橇裝化、集成化、數智化，探索“油氣水綜合利用、全系統資源共享、多功能高效集成、全過程智能管控”的頁巖油大平臺至聯合站一級布站地面建設模式。通過上述技術的推廣應用，慶城油田長7 頁巖油各項生產參數逐漸向好，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，流飽比基本保持穩定（1.0～1.2）；單井產量較2022 年實現了大幅提升；完全成本降低至51.33 美元/桶，已經實現規模效益開發。探索、攻關形成的高效開發關鍵技術，助推慶城頁巖油實現規模效益開發，也對我國陸相頁巖油規模效益開發起到了良好的引領示范作用。

關鍵詞：夾層型頁巖油；非常規油氣；勘探開發；工程技術；數字化轉型；地質工程一體化；儲層改造；標準化平臺

中圖分類號：TE132.2；TE349 文獻標識碼： A

0 引言

我國常規油氣勘探開發難度日益增大。預測2020—2030 年中國的石油需求量平均對外依存度為76.19%［1］，尋找非常規石油資源接替領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、準噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組和瑪湖凹陷風城組、松遼盆地青山口組、鄂爾多斯盆地延長組等實現了頁巖油勘探開發突破。

鄂爾多斯盆地是發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，代表延長組湖盆發育的鼎盛階段，半深湖-深湖亞相面積超過6.5×104 km2，發育黑色頁巖、暗色泥巖和粉-細砂巖混積層系［ 7］，泥頁巖厚度可達15～50 m，局部地區超過60 m［8］。該地層發育典型的內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量發展的現實接替資源［10］，目前主要開采的是以長71、長72 為主的夾層型頁巖油［11］，地質特點與北美海相頁巖區別明顯［12］。慶城頁巖油經歷了4 個勘探開發過程。

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，認識到湖盆中部發育規模儲集體，但受技術條件限制，無法有效動用。2011 年以后，積極開展頁巖油攻關研究與試驗，經歷評價探索、開發試驗、示范建設3 個階段，探明了10×108 t 級慶城大油田，建成了百萬噸開發示范基地。（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，單井產量獲得突破。（2） 開發試驗階段（2012—2017 年），早期以短水平井注水開發為主，水平段長度600～1 000 m，井距500、600 m，水力噴砂環空加砂壓裂，開發見效難，見水風險大，該階段體積壓裂技術仍在探索階段；后期長水平井大井距體積壓裂開發，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，儲量動用程度低、采油速度低。（3） 示范建設階段（2018 年至今），該階段利用長水平井小井距大井叢立體式開發，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，單井產量、采油速度高。

經過十多年攻關，長慶油田實現了頁巖油規模效益開發，率先建成了中石油百萬噸頁巖油開發示范區。但相比北美致密油、頁巖油，長7 頁巖油地層壓力系數低、天然能量不足［13］，導致在自然能量開發時產量遞減快（第1 年遞減率超過30%）、采收率低（5%～8%），難以實現經濟合理的有效開發。因此，探究頁巖油藏高效開發技術，優化相關技術政策對長7 頁巖油藏經濟合理的開發至關重要。

隨著開發的深入，長7 頁巖油藏進入穩產階段，配套油藏穩產技術政策和管理手段相對缺乏，無法滿足生產需求。通過持續攻關，形成了完善的頁巖油高效開發技術系統。目前已有水平井513 口，平均單井日產油8.1 t，實現了頁巖油年產油150×104 t新跨越，建立規模效益開發技術體系。從智能化管理模式、地質工程一體化技術、油藏差異化管理技術和頁巖油地面建設新模式4 個方面總結了慶城油田頁巖油開發技術體系與實踐應用成果，以期為國內外陸相頁巖油規模效益開發提供借鑒與參考。

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管理創新，構建精干高效的新型“油公司”管理模式，推動組織機構由三級優化為兩級，建成了新型采油管理區，百萬噸用工控制在300 人以內，人均原油產量貢獻值為4 000 t/人［14］。為了適應這種“人少任務多”的運行模式，降低員工勞動強度，及時響應、處理異常工況，智能化建設勢在必行。

1.1.1 線上資料錄取

以物聯網云平臺為依托，建立“以分鐘為節點、實時在線反饋”的資料錄取模塊，已實現油套壓、單井產液量、含水、無桿泵工況等10 項資料在線實時錄取。單量數據上線設備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 多手段監控

通過數字化建設， 流程腐蝕監測、管線泄漏［15］、設備運行監控均可通過網絡完成，站點無人值守基本實現。

依托長慶油田管道隱患三年治理提升項目，在慶城油田嶺二聯搭建井口—平臺—增壓點—聯合站的全流程腐蝕監測系統，為評價頁巖油地面系統腐蝕狀態完善了技術手段；配套安裝25 套管線泄漏監測設備，實現由“單線”監控模式優化為“集群化”監控模式；實現智能裝置的數據遠程傳輸、遠程控制、遠程調參等功能， 截止目前， 數據上線率99.5%，累計接入監控數據1.3 萬點；應用機理數值模型、聯鎖聯動控制、應急流程切換和智能巡檢機器人等4 項核心技術，中小型場站無人值守覆蓋率91%（部分新建場站采用老標準，占9%），形成無人值守、應急巡護模式；應用含水流量監測、紅外熱成像、人工智能等技術，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 大自動聯鎖控制），實現大型聯合站無人監控，應急巡護。

1.1.3 多元化異常工況診斷

通過參數權重判斷，對數據質量、參數功能進行研究，將生產數據報警值及規則，按照不同類別、不同等級存入數據庫，構建了多類型、分模塊的專業報警數據庫。

應用區間數據趨勢跟蹤、數據異常波動監測技術，建立油套壓數據異常判斷模型，根據油井生產工藝實際情況，可快速確認油套壓數據在短時間內異常波動情況，實現“一井一壓”報警動態監控。

應用多參數智能預測預警技術、數據異常感知技術，建立抽油機運行位置（上行、下行） 及載荷數據關系的聯動模型，根據數據報警類型、生產工況、限值范圍，實現了閾值調整、數據超限、突變報警、閾值波動4 大類報警預警功能。

利用功圖數據，建立井筒工況診斷模型，開發井況結蠟預警功能，同時融合油井產量、載荷、電流等數據綜合算法，形成了以“載荷、周期預警”為核心的高效預警模塊，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 地質工程一體化方式

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

1.2.1 細分切割體積壓裂技術

慶城頁巖油儲層脆性指數低、天然裂縫不發育，不易形成復雜縫網［16］，進行分段多簇體積壓裂時，受儲層物性、地應力、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，長慶油田在國內率先開展頁巖油體積壓裂技術探索試驗，歷經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快速發展。通過“固化主體工藝、優化壓裂參數、調整壓裂液體系”，可溶球座細分切割體積壓裂廣泛應用，與2021 年相比油層段長由1 177 m 上升至1 442m， 井距基本持平； 壓裂段數由21.3 段上升至25.4 段；單段簇數由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化為納米滲吸驅油變黏滑溜水防垢壓裂液，實現了儲層均勻改造、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用。

1.2.2 二氧化碳前置體積壓裂技術

二氧化碳因具有黏度低易注入、擴散系數高、溶解性強、增能效果明顯、節約水資源等獨特優勢，在各大油田廣泛應用［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油效率的優勢，進一步提高頁巖油單井累產油，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，目標單井EUR 增加10%。

1.2.3 精準分段酸化技術

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

1.2.4 重復壓裂技術

慶城油田X233 老區采用水力噴砂分段壓裂，整體改造規模偏小，應用重復壓裂實現X233 老區低產井儲量再動用。

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

根據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性強，儲層變化快，巖性組合復雜，近年來頁巖油水平井技術政策研究經歷了總結、完善、優化、提升，但尚未固化形成開發技術政策標準，常規油藏管理方法不適用于頁巖油藏動態管理，因此需要從單井、平臺、油藏多角度分析其差異性，制定合適的開發管理政策。

1.3.1 單井差異化管理

篩查生產滿2 年的水平井200 口，利用關聯度檢查、PCA 主成分分析法、聚類分析等手段，篩選出累產油量、Ⅰ類油層長度、壓裂段數、壓裂簇數、入地液量、加砂量等6 個參數對油井進行分類。從表1 可以看出，頁巖油水平井可分為高產、中產、低產三類，通過對三類井的累產液和動液面數據進行擬合，建立了頁巖油水平井“累產液-動液面”預測圖版，如圖3 所示。

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

此外，針對水平井偏磨嚴重的問題，自主研發三維立體井身曲線軟件，一井一策開展“三優化四配套”防偏磨綜合治理385 井次，防偏磨治理工作更為科學、精準；針對長7 水平井結蠟嚴重問題，按照“一井一工藝、一井一周期、清防相結合”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，實現源頭防蠟、過程清蠟；針對水平井氣體影響問題，根據生產氣油比及功圖氣體影響現狀，積極開展氣體分類治理，結合合理流壓，持續優化套壓控制，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，將平臺井數大于10 口、單井產量高、存在遞減加大風險、持續優化流飽比、管理難度大的平臺劃分為Ⅰ類平臺（綜合評分＞90）；將平臺井數7～10 口、部分平臺遞減大、部分單井產能低、流飽比待優化、治理難度適中的平臺劃分為Ⅱ類平臺（綜合評分80～90）；將平臺井數4～6 口、遞減大、低流飽比、單井產能低、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、改造強度和開發動態，結合生產運行管理，制定2 項核心目標（產量目標和管理目標）、4 項控制指標（油氣當量完成率、生產時率、問題整改率、平臺長履職情況），開展平臺目標化管理。

結合平臺目標化管理實踐（指標管理、動靜結合、產量為主），應用頁巖油標準井分析圖版，按照“樹標、對標、追標”的思路構建頁巖油動態分析標準。樹標：以油藏特征研究和開發動態為基礎樹立產量、開發8 項指標；對標：對比分析各項指標的差距；追標：通過6 項管理手段+3 項技術手段，促進目標實現。

1.3.3 油藏差異化管理

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

（1） 悶井階段。人工縫網內壓裂液與基質孔隙間原油發生滲吸置換作用［20］。悶井能夠促進壓力傳導和段間壓力場均衡，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。悶井結束后水平井開始返排，過快返排會造成支撐劑產出增多20% 以上，導致裂縫體積損失增加，不利于形成有效縫網體系，過慢返排則會影響油井見油，該階段主要任務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。根據地質油藏方案排液量要求，結合生產動態，將排采制度細分為初期強排、見油控液和生產穩壓等3 個階段。

當含水≥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，增大基質與人工縫間壓差，助力地層流體突破水鎖滲流屏障；當含水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，避免井筒出砂嚴重；當含水＜60% 時進入生產階段，按照正常生產4 個階段合理采液強度執行。

1.4 標準化平臺建設

前期，長慶油田針對多井低產、滾動開發、規模建產和地形復雜的特點，推廣應用一體化集成增壓裝置，優化布局、形成了“大井組-增壓橇-聯合站”的一級半布站和二級布站相結合的布站模式，但頁巖油井液量大、伴生氣產量高，常規的二級布站模式不能有效利用油氣水資源，無法適應頁巖油開采，亟需新的地面建設模式，實現油氣水資源高效利用。

以HH10 增為例，該增壓點2022 年5 月投產，設計外輸能力800 m3/d，站內配套2 具300 m3/d 三相分離器、2 具400 m3/d 原油接轉一體化裝置、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；伴生氣通過壓縮后輸至HH10 混烴站，日集氣5.6×104 m3，日產混烴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，水質達標后外輸至附近井場循環利用。

2 現象結果討論

慶城油田通過貫徹落實合理開發技術政策、加強基礎資料提升管理，頁巖油開發形勢逐年變好。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 年新投產油井動液面基本保持穩定，平均泵深1 443 m，目前平均沉沒度712 m，地層供液能力充足，流飽比基本保持穩定（1.0～1.2），生產氣油比逐年上升，目前生產氣油比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。改造規模下調，投產后液量得到提升，與2022 年相比，2023 年井油層段長由1 476 m 下降至1 431 m，百米壓裂段數由2.5 段下降至1.9 段，單段簇數由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，單井產量較2022 年實現了大幅提升。

通過上述技術體系的推廣應用，運行成本由8.76 美元/桶下降至8.22 美元/桶， 生產成本由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，已經實現規模效益開發，帶動了主體產業發展，經濟社會效益顯著。

2.1 智能化管理模式效果分析

通過智能化的管理，基礎數據實現了實時錄取；報警數據分類、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，勞效指標位居中石油采油單位前列。

將報警數據按照類別存儲在統一的報警數據庫，通過物聯網云平臺的報警模塊進行展示，監控崗人員可在專屬界面快速查詢指定參數的報警信息，并快速響應處置，云平臺報警應用的工作效率提高40%。通過調整閾值、超限趨勢、短時間突變和閾值波動報警的應用，實現了平臺油井關鍵數據報警數量大幅度下降，如圖5 所示。

從圖5 可以看出，報警數量由原來的每天1 300多條減少至400 多條，報警有效率由68% 提高至95%，降低了監控人員處置報警的工作量。通過報警集中管理、預警模型搭建，根據工況等級、用戶分級、設備類型等信息，將預警結果推送到對應崗位，實現預警信息的高效處置和閉環管理，重點生產數據報警配置率已達98%，報警準確率94%，異常情況處理速率提升40%。

2.2 地質工程一體化效果分析

2.2.1 細分切割體積壓裂技術效果分析

在提高固井質量的基礎上［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］。應用細分切割體積壓裂技術后（改造38 段148 簇，入地液38 474 m3，加砂4 904m3），該井日產液184.7 m3，日產油105.2 t/d，日產氣12 620 m3/d，含水33.0%（油井不同階段含水率的平均值，下同），油氣當量115 t/d，超百噸累計生產30d 以上，累計產油已達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，提高單井產量。20/40 目砂（大粒徑砂） 與40/70 目砂（小粒徑砂） 比例由1∶5 調整至1∶8（小粒徑砂提升5 個百分點左右），增產效果明顯。同時礦場試驗發現，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，初期產量和同期累產量均顯著增加。

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，結果見表2，可以看出，小粒徑壓裂砂比例增加與初期日產油和10 個月累產油正相關，與見油周期負相關，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和同平臺4 口非試驗井的平均累產對比，可以看出，二氧化碳前置壓裂井與鄰井相比，階段產油量（生產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液43.6 m3/d、日產油28.1 t/d、含水24.2%，同平臺鄰井初期平均日產液43.4 m3/d、日產油18.4 t/d、含水50.1%，表明前置二氧化碳壓裂井具有初期產量高、含水下降快的特點。

2.2.3 精準分段酸化技術效果分析

精準分段酸化實現了分段布酸由“大段”向“小段”轉變，工具數量減少，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，2022 年7 月多級滑套管柱分4 段酸化，用酸160 m3，酸化前日產液6.0 m3/d，日產油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，2023年4 月應用精準酸化工藝（拖動多級滑套管柱分9 段酸化），用酸量130 m3，酸化前日產液7.6 m3/d，日產油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，對比發現，更加精準的拖動式布酸酸化效果明顯好于常規酸化。

2.2.4 重復壓裂技術效果分析

X233 老區采用水力噴砂分段壓裂，整體改造規模偏小。利用儲層分類分級圖版，進行測井精細二次解釋，根據水平段地質工程甜點識別結果，相鄰裂縫周圍區域剩余油飽和度維持在70% 以上，顯示出良好的生產潛力，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XP1 井采用大排量雙封單卡壓裂工藝進行重復壓裂，措施前日產液2.2 m3/d，日產油1.3t/d，含水率32.9%；目前日產液10.8 m3/d，日產油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，持續穩產效果好。

井筒再造+橋射連作重復壓裂工藝施工適用于井筒狀況復雜的長水平井重復壓裂。XP3 井利用多裂縫一次復合凝膠降漏、窄間隙小套管入井、高強度樹脂環空封固和?114.3 mm 套管回接等技術，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，目前日產液量25.4 m3/d，日產油量2.7 t/d。

2.3 差異化精細管理技術效果分析

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中應用累產液-動液面預測圖版開展異常單井篩查，制定下步穩產對策。以HH7-1 井為例，治理前圖版投影為高液面低產井，通過參數優化，日產油由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。

針對水平井偏磨嚴重的問題，通過優化生產參數、管柱組合、防偏磨治理方案，配套內襯管、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。

針對頁巖油結蠟嚴重特點，按照“一井一工藝、一井一周期、清防相結合”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，蠟卡作業從8 井次/月下降至1 井次/月，結蠟造成的故障作業占比由34.1% 下降至4.5%。

氣體影響嚴重井，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分析標準，開展平臺目標化管理， 對比2022 年12 月， Ⅰ 類平臺數量由15 個增加至18 個，管理目標向好轉變，目標完成率提高2.1%，平臺整體開發水平持續向好。

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單元，與常規油藏相比，油藏尺度變小，長71 油層發育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 等大平臺油井生產數據進行統計， 從表4 產油能力可以看出， HH3、HH10、HH4 平臺南支水平井開發動態好于北支水平井，而HH2、HH5、HH6 平臺與之相反，北支開發動態好于南支。

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

HH7 平臺北支采用150 m 小井距開發，北支日產油2.85 t/d，百米累產油754.49 t，百米達年產0.71t；南支井距300 m，日產油4.90 t/d，百米累產油656t，百米達年產0.54 t。雖然小井距日產油小于大井距，但從百米累產油和百米達年產兩個參數來看，小井距優于大井距開發效果。

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

從圖7 可以看出，HH10 平臺西側油藏情況好于東側、北側好于南側，靶前區相對較差。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［23］，湖區發育多級坡折帶［24］。慶城油田位于長7 頁巖油沉積中心，靠近盆地西南緣，重力流沉積發育［25］。

通過基礎地質資料分析發現，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、芳烴及瀝青質含量不同，瀝青質為暗褐色或黑色脆性固體物質。慶城油田北部上里塬區瀝青質含量1.27%，中部1.2%，東南部0.6%，中東部瀝青質含量相對較低，原油顏色呈黃色，油質更好；北部上里塬區伴生氣甲烷含量68.6%，南部慶城區域甲烷含量81.9%， 西部X233 區甲烷含量66.7%，東部B32、悅樂區域甲烷含量75.0%，伴生氣輕質組分呈南高北低、東高西低的特點。

垂向上，長7 頁巖油主要開發層位為長71 和長72，兩者從基礎地質條件到油藏開發參數均具有較大差異。研究發現，長71 平均厚度為35.3 m，是一套粉砂質泥巖、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，非均質性較強，平均飽和度長71 層高于長72 層。

通過繪制慶城地區長71 和長72 視微孔率平面分布圖發現，視微孔率在平面呈現“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、卅里鋪區域悶井時間為30～35 d、東部悅樂-南莊區域為40～45 d、南部區域為20～25 d，長71 層平均為35 d、長72 層30 d，通過優化悶井時間，縮短了見油周期。

通過實踐，慶城油田總結形成了“連續、穩定、按量”的放噴排液技術規范，連續放噴可縮短見油周期；穩定放噴可控制裂縫閉合速度，預防支撐劑大量返出；按量放噴能提高新井階段累產。按照“連續、穩定、按量”技術規范，細化放噴標準，自主設計單井進罐放噴閥組，實現“單井-單線-單罐-單計”，平均見油周期由120 d 降至26 d，單井當年產油由2 287 t 升至3 174 t，有效保障了新井正常排液。

2.4 標準化平臺建設效果分析

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

3 結論

（1） 通過智能化管控模式、地質工程一體化技術、油藏差異化管理技術和頁巖油地面建設新模式的推廣應用，形成了一套適合陸相湖盆夾層型頁巖油規模效益開發的技術體系，油藏穩產技術政策和管理手段更加完善，實現了經濟合理的有效開發。

（2） 通過數字化建設，實現了線上資料錄取、管線泄漏、設備運行監控線上監控、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、精準分段酸化等工藝的應用以及單井、平臺、油藏差異化管理等政策的實施，推動了地質工程一體化和油藏差異化管理；創新大平臺布站模式，通過橇裝化、集成化、數智化探索“油氣水綜合利用、全系統資源共享、多功能高效集成、全過程智能管控”的頁巖油大平臺至聯合站一級布站地面建設模式；探索、攻關形成的智能化管理模式、地質工程一體化技術、差異化管理技術、標準化大平臺建設等關鍵技術及模式，助推慶城頁巖油實現規模效益開發，也對我國陸相頁巖油規模效益開發起到了良好的引領示范作用。

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

致謝

大量工作是在長慶油田分公司機關各部門、長慶油田分公司勘探開發研究院、長慶油田分公司油氣工藝研究院等部門技術專家的協助下完成的；同時，在寫作過程中得到了中國石油大學（北京） 鄭力會教授的悉心指導，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〕