陸相夾層型頁巖油超長水平井開發技術

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摘要：慶城油田長7 頁巖油礦區內水源區、林緣區分布較廣，開發動用難度大，地面受限地質儲量約1.67×108 t。超長水平井控制面積大、井控儲量高，能更好地動用受限儲量，提高長7 頁巖油采收率。在三維地質工程甜點精準刻畫的基礎上，優選了超長水平井部署區域，識別了優勢段、潛力段、斷層發育段、裂縫發育段，制定了精細差異化壓裂方案，實現了縫控儲量最大化，并建立了超長水平井評價體系，從油藏因子指標、油藏開發指標、經濟效益指標三方面對其開發效果進行了評價。現場應用表明，隨水平段長增加，Ⅰ+Ⅱ類油層由623 m 增至2 337 m，井控儲量由16.9×104 t 升至45.9×104 t，初期單井產量由9.6 t/d 升至25.1 t/d，階段單井產量由1×104 t 升至1.5×104 t。慶城油田采用超長水平井實現了環境敏感區不同類型儲層的有效動用，提升了頁巖油開發經濟效益。該研究對于同類頁巖油開發具有借鑒意義。

關鍵詞：頁巖油；低滲透油藏；油藏工程；地質工程一體化；超長水平井；開發技術；效果評價；慶城油田

中圖分類號：TE32 文獻標識碼： 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，北啟車道，南抵太平，西至三岔，東達正寧，面積約5 000 km2。慶城油田位于伊陜斜坡東部，構造較簡單，整體表現為東高西低的面貌，呈向西傾斜的單斜構造，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。目前已落實儲量規模30×108 t，已提交三級儲量11.54×108 t，是目前我國最大的整裝頁巖油田。慶城油田通過攻關示范，集成創新了以長水平井、小井距、大井叢、細分切割體積壓裂為核心的開發技術，完鉆水平井1 600 余口，平均水平段長度1 710m，單井達產年日產油13.6 t/d，預測單井累計產油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、林緣區分布范圍廣，井位批辦限制條件多，開發動用難度大，地面受限地質儲量約1.67×108 t，其中水源區14 個，水源區內未動用儲量1.09×108 t； 林緣區未動用儲量0.58×108 t［1］。

慶城油田水平井開發經歷了評價探索階段、開發試驗階段和探索規模效益開發模式階段。（1） 評價探索階段。為落實儲量，探索水平井提產技術，開展了儲量評價及水平井體積壓裂技術探索，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，單井產量初步獲得突破。（2） 開發試驗階段。此階段目標是探索合理開發方式及技術政策，開展了短水平井注水開發、長水平井大井距準自然能量開發，水平井水平段長度600～1 000 m，井距500 m、600 m，采用水力噴砂環空加砂壓裂，存在見效難、見水大的風險；同時開展了長水平井大井距體積壓裂開發實驗，水平井水平段長度1 500～2 700 m，井距600 m、1 000 m，儲量動用程度、采油速度低。（3） 探索規模效益開發模式階段。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，水平井水平段長度1 500～3 000 m，井距300～400 m，采用可溶球座/橋塞細分切割體積壓裂，單井產量、采油速度獲得突破。

當前，超長水平段水平井已經成為慶城油田開發的主體技術［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］，根據前人研究，單井水平段長度每增加20%，開發成本降低10.7%，且采用超長水平段水平井開發，可使用1.3 口井的成本完成近2 口井的產能［4］。長水平段水平井技術的應用最大限度地提高了油氣藏的裸露面積，節省了用地空間，可以大幅度提高單井產量和采收率，充分動用受限儲量［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間長，導致其在部署位置及井眼軌跡優化、鉆井技術選擇、壓裂參數優化等方面存在較多難題［6］。為此，提出采用地質工程一體化的技術思路，在地質工程甜點優選的基礎上，結合礦場實踐，對體積改造策略、裂縫參數、壓裂關鍵參數等進行優化，并建立超長水平井評價體系。

1 方法過程

1.1 室內研究

1.1.1 慶城油田頁巖油地質特征研究

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 個亞段，其中，長73 亞段發育厚層泥頁巖沉積，代表著最大湖侵期；長72、長71 亞段在大套泥巖中發育以三角洲前緣砂質碎屑流及濁流沉積為主的細粒沉積，整體巖性好于長73 亞段，目前長72 亞段和長71 亞段細粒砂巖已經實現規模開發，長73 亞段處于探索開發階段［8］。

較為發育的油層與相對穩定的砂體空間展布為超長水平井的部署提供了地質條件。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） 的區域，細粒級砂體呈疊合連片沉積，具有分布廣、厚度較大的特征。華池區南北向儲層相對穩定，東西向儲層變化較快，向東逐漸變薄，層內薄互層疊置發育，平均油層厚度9.2 m。

1.1.2 地質工程三維甜點精細刻畫研究

在頁巖油地質工程一體化開發過程中，地質“甜點”的精確識別尤為重要，其優劣直接關系到后期體積壓裂增能提效的成敗。目前常用的地質甜點識別方法為通過基礎地質研究，明確目標區域內的巖性、物性、地應力以及裂縫等發育情況，結合實驗井開發效果，建立水平井儲層品質和工程品質評價標準，最終建立不同“甜點”類型識別標準［9］。在此基礎上，通過三維地質資料、光纖產液剖面測試等多種手段建立多學科一體化“甜點”優選評價技術［10］，確保地質布井在“油藏甜點”，鉆井軌跡在“油層甜點”，改造位置在“水平段甜點”。

地質甜點一般通過孔隙度、滲透率來體現，頁巖油儲層物性差，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同建模對目標區域孔隙度分布進行了預測，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，即水下分流河道發育的位置砂體厚度較大，儲層孔隙度較高，而水下支流間灣發育的位置，泥巖較為發育，砂層厚度薄，孔隙度相對較低［11］。

頁巖油開發過程中一般進行大規模體積壓裂，其中，地應力方向、裂縫發育特征等都會對工程改造效果造成影響。在超長水平井設計中，需要綜合考慮地震預測斷裂、裂縫、脆性等工程甜點屬性成果，制定精細差異化壓裂方案，實現“縫控儲量最大化”。慶城油田斷裂帶分布如圖3 所示，可以看出，長7 構造裂縫走向以NWW 向和NEE 向為主，可見少量NE 向構造裂縫，構造裂縫密度在中部較大，而在西南部地區和東北部地區較小。

1.1.3 體積壓裂方案差異化設計

確定超長水平井地質、工程甜點后，對其體積改造策略、裂縫參數、壓裂關鍵參數進行優化。

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

礦場長期跟蹤12 口井156 段分段產出貢獻測試評價表明：儲層品質越好產量貢獻率越高，Ⅰ類油層占比50% 左右，對產出貢獻占比達70% 以上。因此，可確定體積改造策略：強化Ⅰ+Ⅱ類改造、適度改造Ⅲ類，實現甜點充分改造。其中，Ⅰ類儲層進行完全改造，密集布縫，提高加砂和進液強度；Ⅱ類儲層進行充分改造，均衡布縫；Ⅲ類儲層適度改造，精準布縫，控制壓裂成本。

針對縱向油層發育情況，優化不同儲層改造策略。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，高強度改造；多油層疊置：提高縱向動用和支撐，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） 裂縫參數優化方案。水平段方位垂直于最大主應力方向時，壓裂縫網體積最大，單井產能最高；水平段與最大主應力夾角越小，儲量動用程度和單井累產油量越低［12］，水平段與最大主應力夾角應大于60°；根據砂體展布和最大主應力方向優化水平段方位。依據水平段軌跡與三維砂體配置關系，把水平段劃分為優勢段、潛力區、裂縫發育區、斷層發育區4 類區段，為儲層差異化改造奠定基礎［13］。

隴東長7 水平井共26 井次325 段微地震監測，有效縫長83～122 m；通過產量不穩定分析法分析產量和壓力變化來獲取儲層、裂縫關鍵屬性和控制儲量。

（3） 壓裂參數優化。根據不同區塊儲層特點和前期論證，結合開發部署井網變化，通過礦場統計、裂縫模擬、產量預測，優化建立了壓裂關鍵參數體系。數值模擬結果表明，進液強度增加，地層壓力系數逐漸提高。在數值模擬的基礎上，分別測算了三類儲層不同進液強度下的單井經濟可采儲量，優化得到水平井進液強度范圍。數值模擬表明：隨著加砂強度增大，單井EUR 逐漸增加。礦場大數據統計證實：通過提高加砂強度，單井累計產量增加明顯，優化平均加砂強度達到3.5～4.0 t/m。

模擬不同類型儲層進液強度與單井EUR 關系，其相關性如圖4 所示。

從圖4 中可以看出，進液強度與單井EUR 呈現正相關，Ⅰ類儲層對單井EUR 貢獻程度明顯高于Ⅱ類儲層，進液強度在10 m3/m 以下時，不同儲層類型貢獻程度差異較小，隨著進液強度的增加，差異逐漸變大，整體上單井EUR 呈現先增加到最大后趨于穩定的趨勢，在20～30 m3/m 區間增加緩慢［14］。

為提升夾層型頁巖油段內多簇起裂有效性和裂縫均衡延伸，多簇裂縫控制技術由“單一排量限流”轉變為“差異化限流+復合暫堵”。結合儲層地質工程優選段簇，對射孔方式、孔眼流量進行優化，實施限流射孔（孔眼數小于40 孔），確保多簇模式下的起裂和裂縫擴展效果。

1.1.4 超長水平井開發效果評價體系的建立

頁巖油多平臺大井叢水平井開發技術已得到廣泛應用，但由于其水平段的復雜性，頁巖油水平井開發效果評價體系仍不健全，缺乏統一的標準。

水平井開發因其復雜性，其開發狀況與開發水平的描述需要采用多項指標進行綜合衡量［15］。根據慶城油田實際開發生產現狀，按油藏因子指標、油藏開發指標、經濟效益評價指標三類，優選油層百米產能、流飽比、氣油比、自然遞減、單井控制儲量、噸油成本等15 項指標進行開發效果評價，其評價體系如圖5 所示。

1.2 現場施工方案

為有效動用水源等環境敏感區儲量，結合室內研究成果，在HH1 平臺開展超長水平井試驗。

1.2.1 HH1 井地質甜點確定

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

HH1 平臺孔隙度主要分布在4%～10% 之間，平均孔隙度約為8.7%。孔隙度帶呈現北西—南東向分布，水平段不同位置差異較大，具有強非均質性，體現多薄層砂泥巖交互巖性特征，由此確定HH1 平臺布井方式為北西—南東向。

1.2.2 HH1-*井工程甜點確定

HH1 平臺附近兩向地應力差相對較高，主要介于4～8 MPa，脆性指數主要介于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，具有強非均質性，體現多薄層砂泥巖交互巖性特征。探評井長71 厚砂體層內上下應力差介于0.4～0.5 MPa，儲層應力差介于5.5～6.4 MPa。探評井電成像解釋裂縫特征顯示， HH1 平臺附近裂縫發育， 以高角度縫為主（72.1°～79.6°），整體走向以北東—南西為主。HH1-*井發育5 個明顯斷層區，與測井、鉆井漏失等異常響應一致。

1.2.3 HH1-*井壓裂參數優化

地震預測表明，沿井軌跡方向共發育5 個斷層區、4 個裂縫區，同相軸顯示為錯斷反應，斷距為5～8 m 不等。在隨鉆過程中，通過儲層、微構造的預測，給出軌跡指導意見，采用“穿高走低”的思路，即在第一個斷層之前，軌跡靠近儲層上部鉆進，在第一個斷層之后，軌跡靠近儲層底部鉆進。以三維空間甜點最大化動用為目標，對HH1-*井水平段地質、工程甜點進行綜合判識，具體壓裂改造策略見表1，可以看出，根據水平段甜點分級和縱向剖面分析，將整個水平段分為68 段313 簇。其中第1～24、29、44～51 靶點正常改造，第25～29 靶點向上改造（夾層0.3～0.9 m）， 第30～43 靶點向下改造（夾層1.1～5.0 m）。

綜合地質工程甜點判識與三維砂體精細刻畫，對目的井壓裂方案實現差異化精準設計，優勢段加大壓裂段數和簇數、裂縫發育區控制改造參數，實現了不同類型儲層的有效動用和縫控儲量最大化。同時，產油量與裂縫半長成正相關，隨著段長增加，增幅逐漸減小，考慮井間距的影響，優化裂縫半長130～160 m［16］。

2 結果現象討論

HH1-*井實鉆水平段超5 000 m。根據實鉆測井解釋， 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。

通過示蹤劑產液剖面測試對HH1-*井超長水平井實鉆效果進行了評價，全段均具有很好的產液貢獻，根據貢獻大小，可以分為三大段：跟部排液段、腰部排液段、趾部排液段，其中，跟部占據主導優勢，即第41 段之后。結合測井解釋來看，跟部砂體連續發育，孔隙度分布在10% 左右，Ⅰ類、Ⅱ類儲層較為發育，泥質隔夾層不發育。腰部鉆遇厚層泥質夾層，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，貢獻占比約30%，砂體發育程度略小于跟部。趾部排液段貢獻能力約占20%，砂體發育程度低、Ⅱ類油層較為發育，對應的壓裂段數較少。根據實鉆測試結果來看，HH1-*井通過地質工程甜點一體化設計、壓裂參數差異化優選等方案，達到了預期的實施效果。

2.1 井控面積提升討論

相較于同平臺常規水平井，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，可以有效動用綠色范圍內林緣區、水源地等環境敏感儲量，根據統計，水平段每增加100 m，儲量增加約1.5×104 t。

2.2 井控儲量增加討論

單井控制儲量是水平井長期高產和穩產的物質基礎，是決定水平井開發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 口常規水平井、74 口長水平井、13 口超長水平井。統計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，還保持了78.7% 鉆遇率，略低于長水平井，與常規水平井基本持平。井控儲量由16.9×104t 升至45.9×104 t。

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

2.3 初期單井產量討論

依據頁巖油單套砂體延伸長度，采用差異化水平段長度。對于環境敏感區等難動用區域，部署水平段長度3 000 m 以上。

統計短水平井、常規水平井、長水平井、超長水平井不同生產時期單井產量，日產液、日產油、含水如圖8 所示。可以看出，投產初期，短水平井日產液20.2 m3/d、常規水平井日產液30.2 m3/d、長水平井日產液37.1 m3/d、超長水平井日產液54.5 m3/d。初期含水基本相差不大，在38%～45% 之間。從日產油來看，相比常規水平井，長水平井日產油由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，相較于常規水平井提升了近10 t/d，相比短水平井，超長水平井日產油由9.6 t/d 上升到25.1t/d，單井產量是短水平井的2.6 倍，提升明顯。

在生產一段時間后，統計了4 種類型水平井當前產量，如圖9所示，可以看出，在長時間生產后，超長水平井仍保持27.6 m3/d 的液量水平，對比常規水平井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較低，在開發生產后期仍具有明顯優勢。

2.4 單井階段產能討論

頁巖油藏非均質性極強，巖性、物性、地應力、裂縫發育程度隨區域變化較大，進而導致壓裂施工各參數差異性均較大。儲層物性及巖石力學參數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、流體性質，壓裂施工參數包括壓裂段數、總砂量、總液量、單段簇數等［ 17］。

對比常規水平井與超長水平井日產液水平，超長水平井投產初期液量明顯高于常規水平井，自然遞減速度與常規水平井接近，在生產24 個月之后，仍具有明顯的液量優勢，平均高出常規水平井10m3/d。對比常規水平井，超長水平井累產油優勢隨生產時間的進行越加明顯，生產24 個月之后，單井累產油由1×104 t 上升到1.5×104t。

HH1-*井投產初期單井日產油50 t/d，達產年產量35 t/d；第1 年累產油1 萬t，根據同區塊前期水平井生產動態跟蹤情況，預測第1、2、3 年遞減率分別為32.9%、24.9%、20.0%，之后遞減逐漸降低。產量預測曲線如圖10 所示，可以看出，根據年度遞減率，測算得到HH1-*井在裂縫間距4～5 m、加砂強度5.0t/m，進液強度32.4 m3/m 條件下生產16 a 的累產油量達6.78×104 t。

3 結論

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

（2） 鄂爾多斯盆地陸相頁巖油超長水平井開發技術綜合地質甜點與工程甜點分布，實行鉆井、壓裂差異化設計，對于環境保護區地表環境復雜等受限儲量的動用具有一定的指導意義。

（3） 目前超長水平井還存在工藝難度高、鉆井周期長、配套生產技術不成熟等問題，需要進一步研究探索。

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（修改稿收到日期 2024-02-25）

〔編輯 景 暖〕