鄂尔多斯盆地长7页岩油开发技术实践——以庆城油田为例.pdf

石 油 勘 探 与 开 发 2023 年 12 月 PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT Vol.50 No.6 1245 文章编号：1000-0747(2023)06-1245-14 DOI:10.11698/PED.20230248 鄂尔多斯盆地长 7 页岩油开发技术实践 以庆城油田为例 何永宏1，薛婷2,3，李桢2,3，白晓虎2,4，樊建明2,3，张旭泽2,3（1.中国石油长庆油田公司，西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710018；3.中国石油长庆油田 公司勘探开发研究院，西安 710018；4.中国石油长庆油田公司油气工艺研究院，西安 710018）基金项目：中国石油科技重大专项“鄂尔多斯盆地页岩油勘探开发理论与关键技术研究”（2021DJ1806）；中国石油科技重大专项“陆相页岩油规模增储上产与勘探开发技术研究”（2023ZZ15）摘要：针对鄂尔多斯盆地庆城油田三叠系延长组 7 段（简称长 7）页岩油单砂层厚度薄、储集层致密且非均质性强、地层压力系数低、地貌复杂等特点，历经勘探发现、评价探索、开发试验、规模开发阶段，形成了以“甜点”优选技术、差异化立体布井技术、大井丛水平井优快钻完井技术、长水平井细分切割体积压裂技术和合理生产制度优化技术为核心的技术体系，以及黄土塬大平台工厂化作业为主的生产组织模式。通过以上关键技术的应用，大幅度提高了庆城油田单井产量，降低了投资成本，实现了完全成本 55 美元下的规模效益开发，2022 年鄂尔多斯盆地长 7页岩油年产油量达到 221104 t，占中国页岩油年产量的 70%，为陆相页岩油高效开发提供了有益借鉴。关键词：鄂尔多斯盆地；页岩油；开发技术；开发效果；庆城油田 中图分类号：TE122.3 文献标识码：A Development technologies for Triassic Chang 7 shale oil in Ordos Basin:A case study of Qingcheng Oilfield,NW China HE Yonghong1,XUE Ting2,3,LI Zhen2,3,BAI Xiaohu2,4,FAN Jianming2,3,ZHANG Xuze2,3(1.PetroChina Changqing Oilfield Company,Xian 710018,China;2.National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low Permeability Oil&Gas Fields,Xian 710018,China;3.Research Institute of Exploration&Development,PetroChina Changqing Oilfield Company,Xian 710018,China;4.Oil&Gas Technology Research Institute,PetroChina Changqing Oilfield Company,Xian 710018,China)Abstract:The reservoirs in the seventh member of the Triassic Yanchang Formation(Chang 7 Member)in the Qingcheng Oilfield of the Ordos Basin are characterized by thin sandbody,tight rocks,high heterogeneity,low formation pressure coefficient,and complex geomorphology.Through the efforts in the stages of exploration,appraisal,pilot testing and development,a series of key technologies have been formed,including“sweet spot”optimization,differentiated three-dimensional well deployment,fast drilling and completion of large-scale horizontal well cluster,intensively-staged volume fracturing in long horizontal well,and optimization of rational production system.Furthermore,a production organization mode represented by factory-like operations on loess platform has been implemented.Application of these technologies has enabled to significantly improve the single-well production of the Qingcheng Oilfield,reduce the investment cost,and realize a large-scale and beneficial development at a full cost below$55 per barrel.In 2022,the annual production of Chang 7 shale oil in the Ordos Basin reached 221104 t,accounting for 70%of the annual shale oil production of China.The practice of development technologies in the Qingcheng Oilfield provides valuable references for efficient development of continental shale oil.Key words:Ordos Basin;shale oil;development technology;development effect;Qingcheng Oilfield 引用：何永宏,薛婷,李桢,等.鄂尔多斯盆地长 7 页岩油开发技术实践:以庆城油田为例J.石油勘探与开发,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 ChinaJ.Petroleum Exploration and Development,2023,50(6):1245-1258.0 引言 21 世纪以来，美国海相页岩油气的成功开发助推美国实现了能源独立，页岩油开发方式先后经历了直井压裂、长水平井密切割压裂以及丛式井工厂体积压裂的发展历程，单井产量不断提升1-2。中国具有丰富1246 石油勘探与开发油气田开发 Vol.50 No.6 的陆相页岩油资源，近年来在渤海湾盆地古近系孔店组3-4和沙河街组5-6、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组7和玛湖凹陷二叠系风城组8、松辽盆地白垩系青山口组9、鄂尔多斯盆地三叠系延长组10等实现了页岩油重要勘探开发突破。与北美海相页岩油相比，中国页岩油以陆相为主，具有相变快、非均质性强、热演化程度低、甜点规模小的特征10-11。中国陆相页岩油储集层“甜点”大致可分为夹层型、混积型、页岩型11。目前开发思路较统一：针对小规模的页岩油“甜点”，综合地质工程一体化技术手段，加强人工干预研究，在“甜点”体积空间内形成复杂缝网体系，建立人造高渗区，进行“体积开发”11。但由于地质条件具有一定差异性，单井产量差异大，需进一步研究适应不同地质条件的差异化开发技术。鄂尔多斯盆地三叠系延长组 7 段（简称长 7）页岩油目前勘探开发的主要对象是夹层型页岩油，受陆相湖盆气候条件、构造条件复杂等因素影响，整体呈现储集层分布非均质性强、原油性质变化大等特征，规模效益开发面临极大挑战。2018 年至今，通过持续深化陆相湖盆页岩油基础地质研究、加强技术攻关，在页岩油“甜点”优选及改造工艺等方面取得了一系列突破，形成了长 7 页岩油地质工程一体化的主体开发技术体系，发现庆城油田。20192022 年庆城油田累计提交探明储量 11.54108 t，实现了长 7 页岩油规模效益开发，2022 年庆城油田年产量达到 164104 t。本文从页岩油“甜点”综合优选、大井丛布井模式、优快钻完井、细分切割体积压裂、合理生产制度等方面系统总结庆城油田页岩油开发技术体系与实践应用成果，以期为国内外陆相页岩油规模效益开发提供借鉴与参考。1 地质特征 庆城油田处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部，受盆地构造沉降、沉积环境演化等因素影响，长 7 段沉积了一套半深湖深湖相泥页岩与重力流砂体沉积组合，总厚度约 110 m12。综合沉积旋回、岩性组合差异，将长 7 段自下而上划分为长 73、长 72和长 71亚段。长 73亚段以泥页岩为主，夹薄层粉细砂岩。长 72和长71亚段主要发育泥页岩与细砂岩、粉砂岩互层沉积组合，单层砂岩厚度较小，多在 0.53.0 m，纵向上砂体变化快，垂向叠置厚度具有一定规模，平面上多期砂质碎屑流、浊流成因的粉砂岩、细砂岩叠置连片，是目前开发的主要对象13。长 71、长 72亚段储集层非均质性强、岩性致密、压力系数低，但具有脆性指数高、含油饱和度高、原油物性好等优势13。气测孔隙度平均为 8.8%，空气渗透率平均为 0.10103 m2。孔喉半径小，孔隙半径主要集中在 28 m，喉道半径为 20100 nm，属微纳米级孔喉系统，但小尺度孔隙数量众多，提高了储集能力。油藏埋深 1 7502 030 m，地层压力 14.715.8 MPa，压力系数低（0.770.82），属低压油藏。脆性指数与低渗超低渗储集层相比较高，平均为 46.7%，有利于水平井体积压裂形成复杂缝网。长 7 段油气近源充注，原始含油饱和度较高，平均为 70%左右，含油性好。原始溶解气油比高，平均为 101 m3/t，地层原油黏度低，平均为 1.35 mPas，易于流动。2 开发历程 鄂尔多斯盆地长 7 页岩油开发经历了勘探发现、评价探索、开发试验、规模开发 4 个阶段，主体技术和管理模式逐步成熟。2011 年之前，勘探发现阶段。2004 年以前鄂尔多斯盆地长 7 段主要作为烃源岩进行研究，庄 9、固 3等井钻遇含油显示，在湖盆中心发现局部发育砂体。20042010 年，强化深水重力流富砂理论研究，稀井广探，认识到湖盆中部发育规模储集体，但受技术条件限制，无法有效动用该类储集体。20112013 年，评价探索阶段。在 X233 区、Z183 区、N89 区开展水平井体积压裂攻关试验，实施水平井 25 口，平均水平段长度 1 560 m，井距 600 1 000 m。平均首年累计产油量 3 970 t，单井产量获得突破，明确了水平井分段多簇体积压裂是开发页岩油的主要手段。20142017 年，开发试验阶段。在 X233 区、Z183 区先后开展了短水平井五点井网/七点井网注水开发（水平段长度 6001 000 m、井距 500600 m）、长水平井大井距自然能量开发（水平段长度 1 500 2 700 m、井距 6001 000 m）试验。但水平井注水开发因储集层致密难以建立有效压力驱替系统导致见效难，且裂缝沟通见水风险大，见水比例大于 45%。长水平井大井距自然能量开发由于井间距大，导致采油速度低、储量动用程度低，均无法规模效益开发。2018 年至今，规模开发阶段。采用长水平井、小井距、大井丛立体式布井和水平井细分切割体积压裂等关键技术，以及与之相适应的生产组织管理模式，实现了长庆油田长 7 页岩油规模效益开发。2023 年 12 月 何永宏 等：鄂尔多斯盆地长 7 页岩油开发技术实践 以庆城油田为例 1247 3 主体开发技术 3.1“甜点”优选技术 页岩油“甜点”是指在整体含油背景下，相对更富含油、物性更好、更易改造、在现有经济技术条件下具商业开发价值的有利储集层11。考虑到页岩油储集层异常致密的特征，储集层中地层能量及流体的可动性也是优选页岩油“甜点”需要考虑的重要因素。需将地质特征（砂体结构、储集层性质、流体性质）和工程特征（可压性）统筹考虑。鄂尔多斯盆地长 7 页岩油砂泥互层，垂向发育多段含油砂体，砂体纵横向变化快。流体性质在平面上也有一定的差别，溶解气油比 60120 m3/t，地层原油黏度 13 mPas。需综合地质、地震及测井资料，对平面、纵向和水平段进行多维立体优选，以优化平面井位部署、纵向水平井轨迹设计、水平段射孔段选择，为盆地页岩油规模效益开发奠定地质基础。在不同维度侧重点略有不同，平面优选侧重于区块的平均品质，如流体性质、砂体分布规模、储集层性质和可压性，纵向优选侧重于目标储集层本身的物性及含油性等，水平段优选侧重于轨迹在地质体中的空间位置，在三维空间对优质储集层进行优选。3.1.1 平面“甜点”优选 平面“甜点”的优选采用在区域上定性筛选与目标区定量评价相结合的方法。首先，通过井震结合，确定鄂尔多斯盆地陇东地区地层结构样式为“进积-不等厚”式。同时，结合三维地震对长 7 段底部古构造进行恢复，发现陇东地区湖盆底形呈现出“3 级陡坡带+3 级坡脚带”的分布规律。陡坡区砂体厚度平均为 4.6 m，砂体结构为薄砂-泥互层型，主力油层之间的隔层厚度多大于 20.0 m。坡脚带砂体厚度平均为 18.3 m，砂体结构为多期砂叠置厚层型，为“甜点”有利区，多期砂体纵向频繁叠置，主要油层段间稳定泥质隔层厚度为 615 m。然后，综合考虑生烃特征、砂体结构、储集层性质和流体性质参数定量评价“甜点”目标区。通过皮尔逊相关系数法、灰色关联法等大数据分析法，明确了储油能力和流体性质共同决定页岩油“甜点”品质，产量主控因素量化排序为孔隙度、含油饱和度、原油黏度（气油比）、油层厚度。结合不同含油性岩样频率分布、流体性质与产量的关系，进一步划分了孔隙度、含油饱和度以及流体性质等参数的分类界限。在常规砂体结构、含油性、厚度等因素基础上，增加黏度、气油比、脆性指数等关键参数，发展完善页岩油储集层分类评价标准（见表 1）。根据该标准对庆城油田已提交的三级储量进行井位部署分类优化（见图 1）。3.1.2 纵向“甜点”优选 在平面“甜点”优选的基础上，纵向“甜点”优选主要是通过精细地层对比和纵向主力贡献层优选来优化水平井轨迹设计。表 1 庆城油田长 7 页岩油储集层综合评价标准 生烃强度 沉积特征 储油能力 流体性质 可压性 分 类 页岩厚度/m 湖盆底形 沉积机制 砂体结构 目标层厚度/m孔隙度/%含油饱和度/%气油比/(m3t1)地层原油 黏度/(mPas)岩石脆性指数/%15 坡脚带 砂质碎屑流 多期砂叠置厚层型 10 1055 100 1.5 45 1 1015 坡脚带+陡坡带 砂质碎屑流 或浊流 厚砂与薄砂-泥互层型 610710455570100 1.52.5 4045 2 1015 坡脚带+陡坡带 砂质碎屑流 或浊流 薄砂-泥互层型 46 7 40506080 1.52.5 40 首先进行精细地层对比，在庆城油田长 7“进积-不等厚”式沉积模式认识基础上，利用地震横向识别构造优势与测井曲线纵向高精度优势，根据长 7 段顶、底三维地震同向轴趋势，卡顶、底界线，依据测井曲线反映的沉积旋回细分小层，即利用三维地震卡大层、测井沉积旋回卡小层，建立精细沉积地层格架。然后开展纵向主力贡献层优选，基于产量主控因素认识及骨架井岩心观察和测试分析，利用孔隙度、含油饱和度、泥质含量等参数建立“甜点”分级指数量化评价公式（见（1）式），并通过核磁测井、成像测井结果验证、校正公式准确性。以 H6-1 井为例，其纵向解释评价成果如图 2 所示，优选分级指数较高的长 712-2单砂层的下部“甜点”作为纵向主力贡献层。oshmin 1,min 1,0 10 81 0SVf.=-（1）在纵向“甜点”优选基础上，针对页岩油储集层纵横向变化快且纵向隔夹层多的特点，采用三维地震分频相移技术和高精度三维地质建模技术，通过精细刻画井间微构造及薄储集层三维空间展布来优化水平井轨迹设计。在实钻过程中，根据实时数据更新三维 1248 石油勘探与开发油气田开发 Vol.50 No.6 图 1 庆城油田页岩油长 71亚段储集层分类图 地震、三维地质模型，优化水平井轨迹，针对井控程度低、储集层/构造变化更快的平台，选择旋转导向、方位伽马等不同类型导向工具辅助调整，使油层钻遇率达到 80%以上，优质油层钻遇率达到 60%。3.1.3 水平段“甜点”优选 水平井产液测试结果表明，优质油层（A 类油层）对单井产能起主要贡献作用（见图 3），产出贡献占比达 77%以上。基于该认识，考虑钻遇水平段油层横向非均质性强的特征，通过产量主控因素分析，结合高产、中产、低产井参数分布特征，建立“七参数”水平段油层分区分类解释评价标准（见表 2）。在水平段油层评价基础上，利用三维地震、三维地质建模精准识别水平段“甜点”，指导射孔段优选及压裂改造方案的差异化设计。识别断层和裂缝分布，在断层或裂缝带附近进行避让，降低纵向缝高失控或平面井间压窜风险。优选水平段钻遇优质“甜点”段及空间上相邻好储集层的隐蔽性“甜点”作为压裂射孔段，其中 A1、A2类油层充分改造，均匀密集布缝，B类油层适度改造，精准布缝，控制压裂成本。根据水平井井眼在目标箱体的空间位置精准指导定向射孔，将水平段“甜点”整体空间分布作为压裂改造方案设计时差异化优化入地液量、加砂量等改造参数的依据。3.2 差异化立体布井技术 针对庆城油田长 7 页岩油平面规模小且变化快、垂向多套油层发育的地质特征，结合鄂尔多斯盆地黄土塬地貌沟壑纵横使井场面积受限的现状，按照当前工艺技术完全适应、长期开发效益好、多油层一次井网充分动用、单井控制储量合理、差异化改造的原则，通过技术经济一体化优化水平段方位、水平段长度、井距及平台组合井数等井网参数，并针对不同地质、地面条件，形成 4 种布井模式。3.2.1 井网参数优化 3.2.1.1 水平段方位 数值模拟及矿场实践表明，水平段方位与最大主应力方向垂直时，压裂缝网体积最大，单井产能最高。通过井下微地震监测数据对比分析发现，小夹角井（水平段方位与最大主应力方向之间夹角小于 90）储集层改造体积小于常规井（水平段方位与最大主应力方向垂直），但井筒附近微地震信号密度较大，裂缝复杂程度较高。因此，一般情况下水平段方位应与最大主应力方向垂直，而在砂体边部或因地形地貌储量受限区应优先顺砂体展布方向部署水平段以提高油层钻遇率，然后再考虑与最大主应力方向夹角。3.2.1.2 水平段长度 水平段长度需综合考虑水平井油层钻遇率、单井产量、单井控制储量、工艺技术适应性、经济性等因素进行优化。庆城油田长 7 页岩油平面规模小且变化快，为提高油层尤其是优质油层钻遇率，水平段长度的设计应以穿单砂体为主。基于砂体垂向发育期次、沉积微相研究，结合水平井实钻特征，分析单砂体形态、统计单砂体定量特征，发现单砂体展布范围相差较大，单砂体厚度为 210 m、宽度为 5003 380 m。数值模拟及矿场统计表明，水平段越长，单井产量越高，但当水平段长度大于 1 500 m 后，水平井平均钻井周期、平均钻井趟数和钻遇无效进尺明显增加，同时单井产量增幅不及井筒投资增幅（见图 4），后期井筒清理等维护频率也大幅上升。因此，依据单套砂体延伸长度、投资与产量增幅关系、后期维护治理措施难度，采用差异化水平段长度设计。对于油层分布稳定区域，优化水平段长度主体为 1 500 m。受砂体延伸长度短（小于 800 m）影响的区域水平段长度为 600800 m。对于油层分布稳定但受地形、地貌限制等难动用区域，水平段长度为 2 000 m 以上，提高储量动用程度。2023 年 12 月 何永宏 等：鄂尔多斯盆地长 7 页岩油开发技术实践 以庆城油田为例 1249 图 2 H6-1 井长 7 段精细解释成果图 图 3 HH21-4 井产液剖面示踪剂测试结果图 1250 石油勘探与开发油气田开发 Vol.50 No.6 表 2 水平段油层分区分类评价标准 地区 分类 自然伽马/API 声波时差/(sm1)密度/(gm3)地层真电阻率/(m)气测全烃/%最小水平主应力/MPa脆性指数/%A1 215 50 10 50 A2 95 210220 2.512.56 4090 610 3034 4050 X233 B 34 40 A1 215 90 10 50 A2 100 205215 2.512.55 50200 610 3034 4050 Z183 B 34 40 图 4 不同水平段长度钻井投资与单井产量关系图 3.2.1.3 井距 井距是页岩油体积压裂自然能量开发方式下井网参数的重点优化对象，其核心是与压裂缝长的匹配。井距偏小，有利于提高采油速度，但单井控制储量小，压窜井段较多，不利于发挥体积压裂改造能力，导致后期产量递减大。井距偏大，单井设计控制储量较大，但是采油速度低、井间基质储量未有效动用、采收率低，且平台组合井数受限、开发成本高。因此井距优化需以动用储量最大、采收率最高、经济效益最优为目标，以压裂缝长与可动基质范围为依据，实现地质工程一体化技术与经济的平衡。首先，根据经济极限法确定最小井距。通过计算不同投资、不同油价下的单井经济极限累产油，并基于已开发区块的产量及投资情况，依据容积法石油地质储量计算公式，单井累产油、采收率和单井控制储量的关系，单井控制储量与井距、水平段长度的关系，得到单井经济极限累产油下的单井经济极限井距。依据该方法，计算得到不同油层厚度下采收率与单井经济极限井距关系图版（见图 5）。从庆城油田页岩油开发实践来看，预测采收率 10%，目前动用油层厚度 810 m，阶梯油价下，依据图 5 确定单井经济极限井距在 280350 m。其次，根据油藏工程法确定最大井距。要确定水平井最大井距，需要确定人工裂缝有效半长和基质最大渗流距离。在井下微地震监测基础上，通过应用水平井分区渗流模型及拟合水平井生产数据进行校正14，并建立入地液量与水平井人工裂缝有效半长关系图版（见图 6）。目前长 7 页岩油主体单段入地液量在 1 2001 400 m3，根据图 6 得到人工裂缝有效半长为220230 m。依据鄂尔多斯盆地启动压力梯度室内实验测试分析结果，得到启动压力梯度与岩心渗透率之间的关系式，根据目前动用的储集层渗透率（0.1103 m2）与地层压差得到基质最大渗流距离在 75 m左右。因此，根据油藏工程方法确定最大井距为 600 m 左右。图 5 采收率与单井经济极限井距关系图版 图 6 单段入地液量与人工裂缝有效半长关系图版 最后，根据矿场实践及经济效益确定合理井距。通过矿场统计分析不同井距下水平井单井控制储量、单井产量及其递减规律，并依据实际投资进行经济效益评价，结果表明，井距在 500 m 左右时单井日产油量较高且递减慢，内部收益率较高。综合多种方法确定合理井距在 500 m 左右，不同油层厚度下可以有差异，单井控制储量为（2530）104 t。2023 年 12 月 何永宏 等：鄂尔多斯盆地长 7 页岩油开发技术实践 以庆城油田为例 1251 3.2.1.4 立体开发井网隔层厚度 采用物理模拟实验及Kinetix软件模拟人工裂缝扩展情况，结果表明，水力裂缝从砂岩穿层扩展至泥岩和页岩难度大，隔层厚度越大，人工裂缝纵向穿过储集层-隔层界面的高度越小，当隔层厚度大于 10 m 时，纵向层间人工裂缝不易发生窜通。矿场压裂过程中相邻定向井压力监测及压裂后阵列声波测井表明，泥岩隔夹层厚度大于 10 m 的层段压力响应弱，压裂缝的垂向延伸结束在距离目标层顶底 0.55.0 m 的泥岩中。矿场统计立体开发平台水平井隔层厚度与平均 100 m油层初期日产油量的关系表明，当隔层厚度大于 10 m时，水平井受纵向缝高沟通干扰较小，100 m 油层初期日产油量较高。因此，考虑人工裂缝纵向延伸距离，立体开发井网合理隔层厚度需大于 10 m。3.2.1.5 平台部署井数 理论上平台部署井数越多，越有利于减少整体征地面积、水电路讯统一规划、钻井压裂投产工厂化作业、设备物料共享及后期生产管理，促进降本增效。2018 年规模开发以来，平均平台组合井数为 46 口，最大 31 口。生产实践表明，平台井数越多，平台建设周期越长、被动焖井时间越长、当年新井贡献率越低，同时存在钻井造斜扭方位早、偏移距大、井眼轨迹复杂，后端采油及井下作业配套难度大等问题。综合考虑经济及工艺技术适应性、生产组织等优化合理平台井数，针对单油层发育或多油层叠置发育但泥岩隔夹层厚度小于 10 m 的储集层，平台井数 46 口。若多油层叠置发育且泥岩隔夹层厚度大于 10 m，采用立体部署方式，平台井数 810 口。3.2.2 布井模式 针对单套油层发育、多套油层叠置发育、长 6 段长 8 段注水叠合区、储量动用受限区等不同地质、地面条件，形成 4 种布井模式（见图 7）。对于单套油层发育或多套油层叠置发育但泥岩隔夹层厚度小于 10 m的储集层，采用单套层系单层布井。水平段长度 1 500 m 为主，井距 500 m 为主，平台组合井数 46 口。对于多套油层叠置发育且泥岩隔夹层厚度大于10 m的储集层，采用多套层系立体布井。水平段长度 1 500 m 为主，井距 500 m 为主，平台组合井数 810 口。对于因地形、地貌影响导致的储量动用受限区，采用扇形布井最大限度动用储量。水平段长度 2 0004 000 m，水平段方位不严格垂直于最大水平主应力方向，顺砂体展布方向或多方位角度扇形布井，顺砂体展布方向井距 500 m 为主，扇形布井水平段跟部井距为 150200 m、中部井距大于 300 m，平台组合井数620 口。长 6 段长 8 段注水开发叠合区采用差异化布井，为避免纵向压窜上下层影响单井产量，在单层井网参数优化基础上，结合叠合区注采井网调整长 7 页岩油布井井位，井位部署及布缝避开上下层油水井，水平井段避开叠合区开发井 100 m 以上，水平井压裂缝与注水井距离 50 m 以上，并缩小压裂规模精准压裂。通过优化井网参数及布井模式，实现了多油层一次井网充分动用，储量动用程度由 60%提高至 85%。图 7 鄂尔多斯盆地长 7 页岩油布井模式 3.3 大井丛水平井优快钻完井技术 黄土塬地貌梁峁交错、沟壑纵横，同时具有众多水资源、农田和森林保护区，对常规水平井开发方式造成了较大限制。为有效解决地面布井难度大的难题，实现最大程度动用储量的目标，基于钻具力学分析，开展了大偏移距三维水平井轨迹优化研究和长水平井1252 石油勘探与开发油气田开发 Vol.50 No.6 优快钻井研究，同时研发了高强韧性水泥浆体系，形成大井丛水平井快速钻完井关键技术。应用该技术后，平台井数、钻井速度、施工的偏移距不断增加，效果显著。3.3.1 大平台丛式井设计 针对陇东特殊地貌，基于摩阻扭矩最小化思路，提出了“空间圆弧+分段设计”的轨迹设计方法，形成了大偏移距三维水平井井身剖面优化技术，建立井场走向、井口位置、靶前距和偏移距与靶点之间的关系模板，实时分析动态轨迹数据，建立预分防碰绕障技术15。应用上述技术极大地提升了丛式水平井的设计能力和相关技术指标，其中平台井数最多达到 31 口（见图 8），偏移距由设计最初的 302 m 提高到 1 266 m，平台控制储量由 180104 t 提高到 1 000104 t，实现了水平井对地质储量的最大化控制。图 8 HH100 平台平面部署图 3.3.2 长水平井优快钻井 针对页岩油地层研磨性强、单只钻头进尺短的难题，以机械钻速为标签，应用神经网络法建立钻速预测模型优选钻头（见图 9）。该模型的建立分为 3 个步骤：基础数据的准备，主要包括邻井的工程参数、测井解释数据和录井数据等。对基础数据进行处理，首先是降噪处理和异常值处理，剔除由施工工况突变导致的异常值和重复值，将缺失的部分采用插值法进行补齐，然后应用（0，1）标准化法进行归一化处理，使得不同类型的数据有同样的度量尺度，进一步应用斯皮尔曼相关系数法对数据进行主成分分析，选出与钻时相关的参数类别，至此完成数据处理过程。将前面得到的高质量数据分为地层参数、施工参数、钻头参数等 3 类进行模拟训练，完成钻速预测模型的建立。将目标井的轨迹设计及地层参数等信息输入该模型，即可获得最优的钻头推荐结果。在优化钻具组合方面，对现场已完钻井的周期进行统计分析，建立钻井学习曲线（见图 10）。对于钻井指标较好的井，总结分析同区域钻完井各开次的钻具组合特点，最终形成适用于页岩油的钻具组合推荐模板。其中水平段推荐钻具组合为：215.9 mm CZS1653B 钻头+1.25单弯螺杆+210 mm螺旋稳定器+NC46 止回阀+随钻测量仪+转换接头+斜坡加重钻杆（120 m）+水力振荡器+钻杆至井口。图 9 钻头智能优选模型技术路线图 图 10 页岩油 1 500 m 水平段水平井钻井学习曲线 通过规模应用上述技术，水平段钻头平均机械钻速提高了 10%，1 500 m 水平段钻井周期由初期的 29.1 d缩短至17.8 d，水平段一趟钻比例由35.1%提高至54.9%，其中 HH44-3 井 1 500 m 水平段钻井周期仅为 8.5 d。3.3.3 高强韧性水泥浆体系 水平井固井质量对分段体积压裂有效性有决定性的作用。通过优选增韧、增强水泥添加剂，优化水泥2023 年 12 月 何永宏 等：鄂尔多斯盆地长 7 页岩油开发技术实践 以庆城油田为例 1253 浆体系配方，形成高强韧性水泥浆体系。与常规降失水水泥浆、韧性水泥浆相比，该体系 API 失水量低于30 mL，降低了 40%；55 条件下水泥石抗压强度达到 45 MPa 以上，提高了 40%；弹性模量低于 7 MPa，降低了 30%；在 80、30 MPa 条件下，稠化时间范围由 120130 min 扩展为 90300 min。水平段固井质量合格率由前期 75.0%提高至 81.1%。3.4 细分切割体积压裂技术 非常规储集层流体流动性差，水平井分段体积压裂是国内外低渗致密储集层实现有效开发的主体技术。其主要理念是通过体积压裂的方式“打碎”储集体，实现长、宽、高三维方向“立体改造”，使裂缝壁面与储集层基质的接触面积最大，使得油气从任意方向的基质向裂缝的渗流距离最短，极大地提高储集层整体渗透率16。多年攻关研究与矿场实践表明，鄂尔多斯盆地长 7 页岩油储集层非均质性较强，且天然微裂缝发育程度不高，采取大间距布缝、大排量压裂的改造模式形成复杂缝网难度较大。因此，通过高密度细分切割缩短布缝间距提高人工裂缝控制程度，是提高页岩油单井产量和累计产量的现实方向。3.4.1 水力裂缝特征 明确水力压裂裂缝特征是开展体积压裂设计的基础。鄂尔多斯盆地长 7 页岩油体积压裂裂缝特征研究采用了大型物模实验、水平检查井取心观察和微地震频度与震级分析等方法。采集 4 块长、宽、高为 1 m1 m1 m 的页岩油天然露头岩样（微裂缝、结构弱面发育程度不同），开展水力压裂大型物模实验，采用黏度为 35 mPas 的滑溜水，夹持岩样的水平两向主应力相等。实验结束后在微裂缝发育的岩心中观测到一定程度的复杂裂缝，而微裂缝不发育的岩心中以单一主裂缝。选取页岩油大排量压裂改造直井（排量 6.0 m3/min，入地液量 630 m3，井下微地震监测裂缝带长310 m、带宽 80 m），在垂直最大水平主应力方向（即垂直水力裂缝方向）、距离压裂井东侧 50 m 的微地震监测事件区域内，部署 1 口水平井取心，取心段长 80 m，与微地震带宽相同。岩心观察发现 3 条人工裂缝，且集中在垂直最大水平主应力方向 10 m 范围内，裂缝总体波及痕迹远小于微地震监测的带宽。因井下微地震监测到的带宽与实际取心观察结果差异较大，利用Gutenberg-Richter 经验公式（见（2）式）计算井下微地震监测地震频度与震级关系17-19。当 b 值为 1.52.0时主要是水力压裂响应，当 b 值小于 1.5 且越接近 1.0时，表明激活的天然裂缝越多，且总体复杂程度越高。统计分析页岩油体积压裂微地震事件，b 值在 1.5 以上的井段占 60%70%，表明裂缝系统呈现以人工主裂缝为主、分支缝+微裂缝为辅的形态，需要通过进一步增加人工裂缝密度来提高裂缝控制程度。lgNabM（2）3.4.2 细分切割裂缝设计 页岩油水平井人工裂缝段间距、簇间距是影响压裂效果和作业成本的关键因素。降低射孔密度、增加裂缝间距时，裂缝间干扰小，裂缝呈现强主缝特征，单缝造缝效果较优，但不能满足裂缝对储集层最大化控制的需求。提高射孔密度、缩短裂缝间距时，可提高多簇裂缝复杂性，增大与储集层接触面积，但会大幅增加作业成本。兼顾优质“甜点”最大化改造和压裂成本控制，根据前期示踪剂测试（最长达 1.5 年）对不同“甜点”的贡献评价，结合储集层分类分级结果制定差异化的压裂策略。其中 A1、A2类油层充分改造，均匀密集布缝，B 类油层适度改造，精准布缝，控制压裂成本。建立长 7 页岩油储集层复杂缝网模型模拟裂缝扩展过程，可综合考虑储集层非均质性、应力各向异性、水力裂缝和天然裂缝的相互作用、水力裂缝之间相互作用（应力阴影效应）。模拟 50 m 水平段长、不同裂缝间距下的多簇裂缝扩展形态（见图 11），结果表明，间距 20，15 m 时应力阴影影响非常小，水力裂缝呈独立扩展；间距 10，5 m 时应力阴影对裂缝扩展有一定影响，有的裂缝发生侧弯，有的裂缝扩展有限，整体裂缝复杂程度有所增加，且获得一定的扩展长度；间距 2.5 m 时水力裂缝之间有强烈竞争，导致很多水力压裂裂缝扩展有限，整体裂缝改造范围较小。在不同裂缝间距多簇裂缝扩展形态模拟基础上，利用油藏数值模拟软件计算了各套方案的产量。结果表明，当裂缝间距在 510 m 时，采油速度与单井预测可采储量（EUR）最优。因此，长 7 页岩油裂缝簇间距设计为 5 图 11 不同间距多簇裂缝扩展形态模拟结果 1254 石油勘探与开发油气田开发 Vol.50 No.6 10 m，段间距设计考虑套管内封隔安全作业距离，下限通常为 18 m 左右，上限则结合“甜点”钻遇情况及固井质量进行优选。3.4.3 高效体积压裂工艺 基于长水平段细分切割人工裂缝设计，考虑压裂效率及作业成本，形成以“多簇射孔密布缝+可溶球座硬封隔+暂堵转向软分簇”为主体的高效体积压裂工艺。考虑长 7 页岩油水平段地应力（簇间应力差 13 MPa）、岩石断裂韧性差异（24 MPa）及缝间扩展应力干扰，单段设计 35 簇裂缝。模拟表明高排量注入（单簇排量大于 2.5 m3/min，每段 35 簇，排量 812 m3/min）一定程度上可实现多簇裂缝均衡起裂及扩展，通过集成应用差异化分簇射孔和动态暂堵转向多簇裂缝控制技术，进一步提升多簇起裂有效性和裂缝复杂程度。基于限流法压裂原理，实施段内簇间差异化射孔设计。段内低应力簇适度减少孔眼数（最少 3孔），高应力簇则适度增加孔眼数（最多 12 孔）。阶梯排量测试分析表明，差异化分簇射孔孔眼有效率可达到 80%以上，较常规多簇射孔（50%60%）明显提升。利用高黏液体将绳结暂堵剂或多粒径组合暂堵剂等可溶转向材料携带至已开启的射孔孔眼、裂缝缝口或缝端