鄂尔多斯盆地页岩油水平井开发关键科技问题_雷启鸿.pdf

第 34卷 第 6期2023年 6月Vol.34 No.6Jun.2023天 然 气 地 球 科 学NATURALGASGEOSCIENCE引用格式：雷启鸿，何右安，郭芪恒，等.鄂尔多斯盆地页岩油水平井开发关键科技问题 J.天然气地球科学，2023，34（6）：939-949.LEI Qihong，HE You an，GUO Qiheng，et al.Key scientific and technological issues in the development of horizontal shale oil wells in the Ordos Basin J.Natural Gas Geoscience，2023，34（6）：939-949.DOI：10.11764/j.issn.1672-1926.2023.01.001鄂尔多斯盆地页岩油水平井开发关键科技问题雷启鸿1，2，何右安1，2，郭芪恒1，2，党永潮3，黄天镜1，2，刘长春1，2（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安 710018；2.中国石油长庆油田公司，陕西 西安 710018；3.中国石油长庆油田公司页岩油开发分公司，甘肃 庆阳 745000）摘要：中国石油长庆油田分公司以鄂尔多斯盆地三叠系延长组 7段（长 7段）富有机质泥页岩层系中的重力流砂岩薄夹层为目标，实现了陆相低压淡水湖盆夹层型页岩油的规模效益开发，发现并探明了 10亿吨级庆城页岩油大油田，累计提交探明储量 10.52108 t，率先建成了中国第一个百万吨页岩油整装开发区。随着产建规模不断扩大，地质体差异明显，单井初期产量低且递减快、采收率低、开发成本高等问题越来越突出。通过多年的矿场实践，提出了页岩油开发中的关键科技问题，并根据系统分析提出了合理建议。页岩油水平井钻遇率可分为纵向钻遇率及横向钻遇率，提高优质储层纵向、横向钻遇率是提高单井产量的重要举措；水平井部署时可优先考虑优质储层的延伸方向，提高优质储层的钻遇率；压裂液弹性能对采收率贡献占比相对较低，储层改造不能过度强调大砂量、大液量、大排量，要充分考虑井距、纵向隔夹层分布、裂缝发育情况，优化压裂规模、施工排量等参数；烃源岩品质变化和成岩作用的强弱是造成砂体含油性差异的主要原因，影响有利区选取及优质储层分布；前置 CO2增能体积压裂增能效果明显，是降黏提高采收率的有效手段。深化地质综合研究，明确页岩油差异成藏主控因素、精细刻画三维甜点展布、探索更加有效的开发方式，是保障长庆油田页岩油高效开发的重要举措。关键词：鄂尔多斯盆地；页岩油开发；长 7段；关键科技问题中图分类号：TE34 文献标志码：A 文章编号：1672-1926（2023）06-0939-110 引言“十三五”期间，中国已成为世界最大能源生产国、消费国和进口国1，但同时中国含油气盆地普遍进入勘探中后期，以构造、岩性油气藏为主的常规油气勘探取得新发现的难度越来越大2。中国页岩油资源丰富，技术可采资源量约为 44.8108 t，仅次于美国和俄罗斯，资源量远大于常规石油资源，是中国原油增储上产的重要战略接替领域3-5。与北美海相页岩油相比，中国页岩油以陆相为主，普遍具有储层类型多样、非均质性强、热演化成熟度较低、异常压力不明显、黏土矿物含量高、原油密度大及含蜡量高等特征6-9。近年来，中国加大了陆相“源内油气”的地质研究、技术储备及开发试验，陆相页岩油勘探取得了革命性进展，相继在鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、松辽盆地及渤海湾盆地烃源岩层系内实现了页岩油资源的重大突破及工业化开发10-14。中国石油长庆油田分公司在鄂尔多斯盆地延长组 7段（长 7段）泥页岩层系发现并探明了 10亿吨级的庆城页岩油大油田，20192021年累计提交页岩油探明储量 10.52108 t15-17。长庆油田通过多年攻关试验，探索形成了页岩油“大井丛立体布井、三收稿日期：20220911；修回日期：20221229；网络首发日期：20230119.基金项目：中国石油天然气集团有限公司前瞻性基础性研究重大科技项目（编号：2021DJ1806）；国家重点基础研究发展计划（编号：2014CB239003）联合资助.作者简介：雷启鸿（1974-），男，四川泸州人，硕士，教授级高级工程师，主要从事低渗致密油藏、页岩油开发技术研究和管理工作.E-mail：lqh_.通信作者：郭芪恒（1994-），男，甘肃庆阳人，硕士，工程师，主要从事低渗致密油藏、页岩油开发技术研究工作.E-mail：guoqh_.Vol.34天然气地球科学维优快钻完井、集成压裂”系列开发技术和平台一体化管理模式，实现了多层系源内低压页岩油的规模效益开发18-19。2021年庆城油田页岩油产量达到131.6104 t，长庆油田率先建成了中国第一个百万吨整装页岩油开发区。长 7段页岩油甜点为厚层泥页岩层系中的薄层重力流成因的砂岩薄夹层，储层横向非均质性强、连续性差、含油性多变，外加盆地低压特征影响，表现出采收率低、单井递减快、有效可动用程度低、开发成本高的问题18。生产上则表现出单井产能差异大、部分井低产低效的特点20。笔者在总结鄂尔多斯盆地长 7段页岩油地质特征及开发现状的基础上，重点分析了 6 个在页岩油开发中值得思考和关注的科技问题，并提出了建议，以期为鄂尔多斯盆地及国内外具有相似地质背景的陆相湖盆页岩油开发提供参考。1 地质特征与开发现状 1.1地质概况鄂尔多斯盆地中生界三叠系长 7段页岩油主要受控于半深湖深湖重力流沉积体系（图 1）。古气候、古地形、古水深控制下的陡坡带和湖盆中部发育的重力流沉积、缓坡带发育的三角洲沉积控制细粒砂岩与泥页岩形成大面积分布的源储共生模式；超富有机质供烃、深水区规模富砂、微纳米孔喉共储、高强度持续充注控制了页岩油甜点展布，夹持于厚层泥页岩中的中薄层粉细砂岩是页岩油效益开发的主要目标21-24（图 2）。鄂尔多斯盆地长 7段地层压力系数为 0.70.8，属于典型的低压盆地。原油具有低密度（0.730.78 g/cm3）、低黏度（1.361.47 mPa s）、低凝固点（15.6816.33）、不含硫的特点，整体为轻质原油，原始气油比为 90110 m3/t，高气油比降低了页岩油黏度和密度，是长 7 段低压页岩油效益开发的关键。1.2开发现状2011年以前，长 7段主要作为烃源岩进行研究，稀井广探并落实了多个含油有利区，但直井压裂后试 采 差、产 量 递 减 快，无 法 实 现 经 济 有 效 开 发。20112017 年，长庆油田实现了长 7 段页岩层系从“单一烃源岩”到“源储一体”认识的重大转变。借鉴北美页岩油勘探开发理念，以“水平井+体积压裂”为突破口，在西 233井区、庄 183井区、宁 89井区开展了水平井攻关试验。试验区初期单井日产油12.8 t，第一年产油3 970 t，目前平均单井日产油4.7 t，单井累积产油 2.3104 t，实现了单井日产和累产的突破，明确了长水平井细分切割体积压裂技术可进一步提升单井产量，是夹层型页岩油效益开发的重要技术手段。2018年以来进入了大井丛布井、工厂化作业规模开发阶段。2018 年以来庆城油田共投产水平井 511 口，平均水平段长度为 1 679 m，平均油层钻遇率为 77.0%，平均单井压裂 24 段、入地液量为2.7104 m3、加砂量为2 975 m3。生产满3个月水平井 350 口，初期单井日产油为 13.6 t/d，含水率为35.2%，达产年单井日产油为 12.3 t，第一年平均累积产油为 4 430 t，预测 20年单井 EUR值为 2.6104 t。1.3长 7段页岩油与其他盆地的区别中国陆相页岩油可分为夹层型、混积型和页岩型，长 7段发育典型的致密砂岩夹层型页岩油，与中国其他盆地页岩油相比，具有有机碳丰度高、单砂体厚度薄、纵横向砂泥变化快、地层压力系数低及地貌复杂等特点，开发难度大。松辽盆地古龙页岩油为典型的页岩型页岩油，主要采用高黏造主缝、低黏开页理、高黏携砂的复合改造模式，配套采用了前置 CO2工艺等；渤海湾盆地页岩型页岩油主要采用高起步连续加砂模式，提高有效裂缝支撑体积；准噶尔盆地吉木萨尔页岩油混积型页岩油在图 1鄂尔多斯盆地页岩油勘探成果（修改自文献 2）Fig.1Shale oil exploration results in the Ordos Basin（modified from Ref.2）940No.6雷启鸿等：鄂尔多斯盆地页岩油水平井开发关键科技问题“密切割+水平井体积压裂”主体改造技术基础上，进一步提高改造强度，不断缩小簇间距，增大加砂强度，扩大储层改造体积，提高缝网复杂性和裂缝导流能力。针对长 7段页岩油甜点纵向多甜点段发育、黄土塬地面条件复杂等情况，长庆油田构建了大井丛立体布井、三维水平井钻井、集成压裂提产的开发技术，由传统单一压裂向“造缝、补能、驱油”三位一体升级，有效提高了长 7 段低压页岩油单井动用程度。2 理论认识问题 近年来，随着庆城油田产建规模的扩大、产建区域的拓展，区域地质特征的差异越来越明显，单井产量呈下降趋势，规模效益开发面临挑战，对水平井甜点选区和部署井网提出了新的要求。2.1源内“砂层”与“油层”的区别和联系陆相页岩油在陆源、内源以及火山作用等多类型物源供给下形成了复杂的源储组合，与泥页岩频繁互层的碳酸盐岩、砂岩夹层在页岩油成藏过程中起着“仓储层”和“输导层”的作用，是陆相页岩油稳产、高产的关键因素。长 7段中高成熟度富有机质泥页岩与重力流砂体频繁互层、有序共生，烃源岩强生、排烃作用提供的强大动力促使与其相邻的砂岩形成了大面积分布、高饱和度的砂岩夹层型页岩油。在有机质成熟度0.8%的区域部署的水平井砂层钻遇率与油层钻遇率差值普遍在 10%以内，说明砂体整体含油性好，油气充注相对均匀，源内的“砂层”普遍是含油性较好的“油层”。但随着产建区域的不断扩大，部分地区砂层钻遇率和油层钻遇率差值较大，钻遇的源内“砂层”含油普遍不均匀，水平段无含油显示的砂岩比例不断增大，最高可达50%，且差值较大的地区普遍分布在有机质成熟度及丰度相对较低的区域，取心结果显示不含油的砂层普遍发育强烈的方解石胶结（图 3）。因此烃源岩品质变化和成岩作用的强弱是造成砂体含油性差异的主要原因。2.2水平井钻遇率与产量的关系页岩油水平井油层钻遇率被认为是影响单井产量高低的主要因素，但实际生产发现，单井初期产量与油层钻遇率相关性不强。初期产量低于10 t/d的井中，油层钻遇率高于 80%占比达 43%；初期产量高于 20 t/d的井中，油层钻遇率高于 80%的占比仅为 47%。H1-5井水平段长度为1 617 m，钻遇油层549 m，油层钻遇率仅为 34.7%，单井初期日产油22.12 t/d，累计生产39个月，累产油已突破1.5104 t，目前日产油10.7 t/d，产量稳定；H40-16井水平段长度为 1 805 m，钻遇油层 1 605 m，油层钻遇率为 90.7%，单井初期日产油 9.8 t/d，累计生产 12 个月，累产油图 2庆城油田长 7段页岩油剖面（修改自文献 2）Fig.2Shale oil profile of Chang 7 Member in Qingcheng Oilfield（modified from Ref.2）941Vol.34天然气地球科学0.2104 t，目前日产油仅为5.6 t/d，生产效果差。造成这种现象的主要原因是 H1-5井钻遇率虽然低，但是水平段起始和末端纵向油层厚度大，平均厚度为15 m（图 4），而 H40-16井纵向油层厚度仅为 5.5 m。通过 2 口典型井分析，本文将水平井钻遇率分为 2 种：横向钻遇率顺水平井轨迹延伸方向上油层的钻遇长度（绝对值）；纵向钻遇率垂直水平井延伸方向上压裂可动的油层垂直厚度及规模大小（相对值）。如图 5 所示，模型 A 横向钻遇率大于90%，但纵向钻遇率低（油层总体规模小）每百米段产能较差 图 5（a）；模型 B 横向钻遇率 40%，纵向钻遇率高（油层总体规模大），每百米段产能较高 图 5（b），因此水平井布井应该兼顾横向钻遇率和纵向钻遇率。砂体横向连续性差，以追求纵向钻遇率为主，较高的纵向钻遇率可以抵消横向钻遇率的不足，应根据纵向油层规模开展短水平井实验。水平井产液测试结果表明，优质油层（I 类油层）对产能贡献率可达 77%以上（图 6）。因此提高优质储层纵向、横向钻遇率是提高单井产量的重要举措。钻前充分利用三维地震刻画储层纵向、横向展布并指导靶点轨迹设计，钻后通过精细的地震解释优化压裂段，给出优势段、潜力段及断层避让段等建议（图 7），突出纵向、横向甜点压裂动用最大化。2.3水平井方位理论分析认为水平段方位垂直于最大主应力方向时，压裂缝网体积最大，模拟产能最大。鄂尔图 4H1-5井叠前地质统计学反演剖面Fig.4Prestack geostatistical inversion profile of Well H1-5图 5水平井横向钻遇率和纵向钻遇率特征示意Fig.5Schematic diagram of the characteristics of lateral drilling rate and vertical drilling rate in horizontal wells图 3砂岩层中强烈的碳酸盐胶结（长 7段，2 030.22 m，CY1井）Fig.3Strong carbonate cementation in sandstone layers（Chang 7 Member，2 030.22 m，Well CY1）942No.6雷启鸿等：鄂尔多斯盆地页岩油水平井开发关键科技问题多斯盆地长 7段最大主应力方向主要为北东 75，为保证压裂过程中裂缝最大程度起裂，目前页岩油水平井方位以垂直主应力方向的 165、345为主。微地震监测结果显示垂直主应力方向的井储层压裂后主要为沿着最大主应力方向的主裂缝，裂缝复杂程度明显偏低（图 8）。按照目前的布井方式主要存在以下问题：庆城油田林源区及水源区控制储量共 1.2108 t，目前采用垂直最大主应力的常规布井模式造成林源区、水源区储量无法动用；现有大平台布井模式下，井场靶前区 500600 m 宽度含油面积无法动用，目前 610 口井的大平台靶前距区无法动用地质储量约为（18.937.8）108 t，占平台总地质储量的 17%以上；随着产建规模的扩大，部分地区优质油层展布方向普遍多变，按照现有布井模式无法提高优势储层的纵向钻遇率，从而影响了单井产量。2020 年为提高大平台靶前空白区域储量动用程度，在 H60平台部署 2口水平井，开展斜交最大主应力水平井体积压裂开发试验（图 9）。2 口井与最大主应力夹角均小于 30。2 口水平井平均水平段长度为 750 m，钻遇油层 516 m，油层钻遇率 70.6%，投产后初期日产油 13.1 t/d，投产 12 个月平均单井累产油 2 875 t，开发效果良好。虽然微地震监测估算结果显示与常规方向水平井相比储量动用面积有所下降，但裂缝复杂因子和微地震事件点数均有所提高（图 10），复杂的缝网沟通了更多的基质，提高了单井产量。斜角的井与平台常规井相比，在油层长度约为正常井 50%的情况下，初期产量和累积产油量明显高于正常井。2022 年长 73亚段的一口风险水平探井方向顺着优势砂体展布方向，与最大主应力角度差 51，在砂岩粒度细、泥质含量高的情况下试油获 116.8 t/d 的高产油流，累计放喷 62 d，累积产油已经突破1 000 t，试采期平均日产油15.8 t，生产效果好25。试验结果表明水平井部署时可优先考虑优质储层的延伸方向，提高优势储层的钻遇率，从而提高单井产量。3 技术工艺问题 3.1压裂补能与井网的适配性鄂尔多斯盆地长 7 段页岩油储层具有低压、低脆性指数特征，地层能量严重不足26-29，是阻碍体积压裂建立高效驱替渗流系统的重要因素。为提高单井产量和储量动用程度，压裂增产突破传统理念束缚，水平井改造由早期分段压裂向分段多簇压裂，再向细分切割体积压裂转变，形成了以“细分切割提高缝控程度、超前蓄能提高地层能量、渗吸驱油提高采出程度”为特色的体积压裂技术体系，高强度改造有效提高了单井产能。随着改造强度的增加和规模开发水平井井距的不断减小，长 7段压窜井比例不断升高，对单井产能影响较大（表 1）。因此，“压裂补能”应该强调井图 7H37-4井地震压裂段优化（叠前反演）Fig.7Optimization of Well H37-4 seismic fracturing section（prestack inversion）图 6不同类型储层对产量贡献Fig.6Contribution of different types of reservoirs to production943Vol.34天然气地球科学网与压裂的适配性，防止压窜从而影响单井产量。数值模拟和油藏工程方法结果显示储层流体弹性能对采收率贡献最高，占比达 48.9%，压裂液弹性能贡献占比相对较低，占比仅为 10.9%（图 11）。因此，建立高精度三维地质模型和岩石力学模型，对空间地质甜点和工程甜点进行精准识别，为射孔段簇优选和压裂参数优化提供依据，强化压裂补能参数与井网和地质甜点的匹配性，实现优质储层缝控储量最大化是进一步提高页岩油效益开发的关键。3.2排量与压裂缝网的适配性体积改造技术的核心是“打碎”储层，“人造”渗透率。高排量有利于复杂缝网的形成，能大幅度提高单井产量和储层动用效果30。长 7段纵向上砂泥互层频繁，纵向上普遍发育多套优势油层，部分平台属于立体井网多层系开发。为实现井控储量的最大动用，压裂时过度强调“大排量”。但由于部分立体开发平台 2 套油层之间隔夹层较薄、或者受到图 11不同介质弹性能以及贡献率占比Fig.11Elastic energy of different media and contribution ratio图 8NP1平台井下微地震监测Fig.8Downhole microseismic monitoring of NP1 platform图 9H60平台井位部署示意Fig.9Schematic diagram of well location deployment of H60 platform图 10H60平台 3口水平井微地震监测结果对比表Fig.10Comparison table of microseismic monitoring results of three horizontal wells in H60 platform表 1庆城油田不同井距压窜比例（修改自文献 18）Table 1The ratio of pressure channeling at different well spacings in Qingcheng Oilfield（modified from Ref.18）井距/m150200400总压裂井数/个41342压窜井数/个41012压窜井比例/%1007729总压裂段数/段100310948压窜段数/段91821压窜段比例/%962944No.6雷启鸿等：鄂尔多斯盆地页岩油水平井开发关键科技问题高角度天然裂缝的影响（图 12），造成平台层间压窜比例较高。H101 平台施工压力异常段占比达到15%，异常段主要分布在 2 套油层隔夹层较薄的区域（图 13）。压窜井普遍具有高含水、压力下降快，图 13H101平台压裂期间异常隔夹层厚度关系Fig.13The thickness relationship of abnormal interlayers during fracturing on H101 platform图 12H101井区长 7段蚂蚁体裂缝属性剖面Fig.12Attribute profile of ant body fractures in Chang 7 Member of H101 well area945Vol.34天然气地球科学地层能量严重不足的特征。因此，立体开发的平台要充分考虑井距、纵向隔夹层分布、裂缝发育情况，优化压裂规模、施工排量等参数。3.3CO2补能降黏提高采收率长 7 段页岩油属于典型的低压页岩油藏，受有机质成熟度的影响，区域上气油比、原油黏度变化较大，高产井普遍分布在成熟度高、气油比大、原油黏度较小的区域。目前孔喉更加细微、储层厚度更薄的类储层成为页岩油产建的主要目标，却面临着地层能量严重不足、单井产量递减快的难题，补能降黏成为了夹层型页岩油亟待解决的关键问题。CO2不仅在页岩油储层增能潜力评价中吞吐提高采收率效果最好，而且还能有效避免黏土水化膨胀及注入困难等问题9。利用 CO2易进入微裂缝和纳米孔喉，增加地层弹性能量并提高驱油效率的优势，扩大裂缝波及范围，可进一步提高页岩油单井累积产油量，降低水资源消耗。前置 CO2增能体积压裂现场试验结果表明试验井相比正常井焖井阶段压力高 23 MPa，而且压降慢，增能效果显著（图 14）。4 未来攻关方向（1）随着鄂尔多斯盆地产建区由庆城油田中心向外围不断拓展，烃源岩规模、成熟度、有机质丰度也越来越低，重力流砂体的厚度也越来越薄，连续性也越来越差，优势砂体的方向也呈现多变的特征，储层含油性及原油品质也越来越差，因此庆城油田不同区带的沉积相及砂体展布规律、沉积动力机制及成岩作用差异、流体性质等需要综合研究，明确页岩油差异成藏主控因素，建立区域性的有利区优选标准。（2）加大三维地质应用，开展 35 m 薄储层地震预测攻关，提升三维甜点精细刻画程度。充分利用三维地震、三维建模进行井间构造、储层预测，明确重点攻关靶体。科学设计水平井长度、方位及靶点轨迹，确保轨迹在黄金霸体稳步穿行，提高水平井优质甜点纵向、横向钻遇率，对甜点段进行充分改造，提高单井产量。（3）进一步论证斜角最大主应力方向的页岩油水平井压裂生产开发效果，明确提出应对压裂缝网复杂程度的方法，提高大平台靶前区、环境敏感区、砂体连续性差且优势方向多变地质体的资源动用程度。充分考虑井距、纵向隔夹层分布、裂缝发育情况，不断地优化立体开发大平台井网部署及压裂施工参数，探索超前补能新方法，提高采收率。参考文献（References）1 邹才能，赵群，王红岩，等.非常规油气勘探开发理论技术助力我国油气增储上产 J.石油科技论坛，2021，40（3）：72-79.ZOU C N，ZHAO Q，WANG H Y，et al.Theory and technology of unconventional oil and gas exploration 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