西加盆地致密油开发特征分析

李朝霞，王 健，刘 伟，徐向华，陈焕杰

(中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083)

受页岩气革命的影响，美国把页岩气开发的技术和经验引入了致密油资源开发，在威林斯顿盆地巴肯组( Bakken) 率先取得成功，并不断向其他地区扩展。目前美国是全球致密油勘探开发最成功的地区，2012年美国页岩油产量为210万桶/日，占其石油总产量的24%。正是由于致密油产量的大幅增长，使美国扭转了连续二十多年石油产量下滑的颓势[1]。

加拿大与美国具有相似的地质构造和地质背景，其致密油资源也较为丰富，主要分布在西加拿大沉积盆地(以下简称西加盆地)。致密油开发技术的日益成熟、开发成本的逐渐降低、国际油价的持续高位和加拿大良好的投资环境，加之北美地区天然气价格的持续低迷，使得越来越多的公司削减页岩气业务，转而投向致密油开发业务，使得西加盆地致密油实现了规模经济开发并进入了新一轮开发热潮。

1 资源分布

西加盆地油气资源十分丰富，常规油气资源虽然居于举足轻重的地位，但其资源量远不及非常规油气资源。在西加盆地，常规油气资源和非常规油气资源是一个连续统一体，成因上密切联系、空间上相互伴生。

西加盆地致密油资源分布广泛，平面上涵盖阿尔伯达省(简称AB省，下同)、萨斯喀彻温省(SK)、马尼托巴省(MB)和不列颠哥伦比亚省(BC)等，主要分布在阿尔伯达省。主要致密油区带包括Bakken/Exshaw、Cardium、Viking、Montney/Doig、Duvernay/Muskwa、Lower Shaunavon、Beaverhill Lake等。

西加盆地大面积分布的优质烃源岩和非均质致密储层、稳定宽缓的构造背景、源储紧密接触与短距离运移为致密油的形成提供了有利条件。西加盆地致密油可划分为两种类型: ①在作为源岩的页岩中的石油资源，即通常所称的页岩油。由于页岩的渗透性差，且其中的微孔隙常不能很好的连通，故页岩油藏的储层物性很差。这类致密油区带源储共生，通常为全新勘探区域，如Duvernay/Muskwa地层。②从源岩中排出，并运移至附近或远处的致密砂岩、粉砂岩、灰岩或白云岩等地层中的石油资源，与致密气类似，但这类油藏的储层物性比页岩好很多。这类致密油区带通常伴生在常规油藏周围，如位于Pembina油田周围的Cardium层。

西加盆地致密油藏通常伴生在常规油藏周围，埋深范围变化较大，仅Bakken、Cardium、Viking和Lower Shaunavo四个区带原油2P可采储量就高达5.06亿桶(表1)，且随着技术进步有进一步增加的潜力[2]。

2 开发现状

西加盆地致密油开发相对较晚，目前整体处于起步阶段。2005年，受高油价以及水平井和水力压裂技术成功商业化应用推动，在加拿大作业的公司开始涉足致密油生产。西加盆地致密油产量自2007年之后开始快速增长(图1)。截至2012年6月，西加盆地致密油产量超过20万桶/日，预计到2020年有望增至45万桶/日[3]。

表1 西加盆地主要致密油区带

图1 西加拿大盆地致密油产量构成曲线

Bakken/ Exshaw是加拿大最早开始致密油生产的区带，也是目前最大的致密油产区。随着Cardium等致密油区块投入开发，致密油产量快速增长，但Bakken组虽然仍是主力产区且产量平稳，但其产量贡献却已降至30%左右。Cardium致密油区是第二大致密油产区，致密油产量约为5万桶/日。

西加盆地致密油区钻井数量逐年增加，水平井比例也逐年提高。2005年水平井比例约为28%，到2012年这一比例增加到80%，期间水平井钻机数量由10台增加到240台。目前水平钻井活动主要集中在Cardium、Bakken和Viking，约占总钻井数的67%。

借鉴页岩气勘探开发思路与技术，水平井钻井和多级压裂技术推动了致密油开发的迅猛发展，是实现致密油有效动用的关键技术，也是目前普遍采用的开发技术。水平井技术可以大幅度提高单井控制储量，多级压裂技术则改善了储层物性，大幅度增加了井筒与地层的接触面积，提高了储层渗流能力，从而有效支撑了致密油的商业化开发。

影响水平井产能的关键因素包括水平井在油层中的位置、水平段长度、水平井方向等，在水平井钻井过程中必须保证水平井以最佳井身轨迹钻进。水平段的延伸长度设计必须与储层砂体发育规模相一致，并综合考虑已钻井的井网部署和地面环境等因素。水平段的设计长度并不是越长越好，只有根据储层地质条件、钻井成本和作业风险等方面的优化研究，才能获得比较好的开发效果。

在进行水平井多级压裂时，其水平段应垂直最大地应力方向，通过多段压裂形成多条垂直水平层段的裂缝，以获得最大产能。在水平段长度和裂缝间距一定的情况下，水平井产量随裂缝条数增加而增大，但缝数增加到一定条数后，多条裂缝对产量的贡献就会相互干扰，使得增产幅度逐渐变缓。致密储层的非均质性、岩石的内应力和地质特征的差别，决定了不同井的钻井和压裂方式是不同的。实际生产资料也表明，有相当比例的压裂段对产量贡献很小。因此，大量收集储层参数对水平井压裂设计和产能优化有非常重要的作用。将地质和工程参数相结合，认清致密储层裂缝空间分布，有选择的打开裂缝并使裂缝成为流体流动的稳定通道，是水平井压裂改造技术和施工的关键[4]。

3 开发特征

致密油气藏具有与常规油气藏不同的地质特征，主要表现为储层致密、资源丰度低、大面积含油气、“甜点”区局部富集，油气水关系复杂、不完全受圈闭控制，普遍存在压力异常、原油性质好等基本特征。这些地质特征也决定了其开发动态与常规油藏具有较大的差异。以Bakken某工区为例，该工区储层有效厚度为8 m，平均孔隙度12%，平均含油饱和度55%，资源丰度8.1百万桶/平方英里，气油比为666立方英尺/桶，原油重度为45OAPI。其具有如下的典型开发特征。

3.1 低产或无自然产能

由于致密油藏低孔-低渗及资源丰度低的特征，一般无自然产能或自然产能较低。如上述研究工区内直井的测试产量基本都低于8桶/日，不采取特殊的增产措施，不具备经济开发价值。

3.2 改造后初期产量高、递减快，后期生产稳定且生产时间长

通过压裂改造后，生产井初始产量较高，但油气产量递减很快，通常9～12个月后开始进入稳定低递减阶段。对研究区的生产分析表明，第一个月平均初始产量138桶/日，三个月平均初始产量为113桶/日，12个月后平均初始产量则降至72桶/日。产量递减模式呈现出较为明显的两段式的特点，初期递减率高达98.6%，末端递减率为5.0%，单井产量稳定在35桶/日左右。根据典型井曲线估算(图2)，油井生产期通常可达30～50年，递减率一般小于5%(多数为2%～3%)。

3.3 存在4种类型的产量变化趋势

通过对Bakken致密油藏生产井的产量-时间半对数图生产递减曲线形状进行分析，得到了4种模式的生产特征(图3)。模式1中由于基质向裂缝系统供液能力较弱，所以虽然后期产量逐渐趋于稳定，但气油比明显高于初始气油比。模式2中初期裂缝生产占主导，裂缝内压力下降很快，但很快基质开始向裂缝系统供液，并且供液能力很强，因此产量逐渐趋于稳定，气油比也不断下降趋于初始气油比。模式3是仅靠裂缝网络生产的采油井，没有来自基质的供液，因此产量一直递减不能趋于稳定，同时气油比不断增加。此外，一部分采油井的生产仅靠基质供液，油藏压力会一直高于饱和压力，因此产油量低而且递减较为缓慢，整个开发期内气油比保持稳定，可归为模式4。大多数油井生产遵循前3种模式，反映了Bakken页岩油气藏的生产特征：初期由于裂缝生产占主导，裂缝内压力下降很快，同时产油量快速递减；裂缝内压力降至饱和压力时，基质是否开始供液以及供液能力的强弱将决定着产气量大小以及后期产油量递减规律[5-7]。

图2 研究区典型井曲线

图3 Bakken致密油藏4种生产模式

3.4 单井最终可采储量约50%将在投产后前5年内产出

根据研究区典型井生产曲线，可以预测出单井致密油最终可采储量为13.14万桶，投产后5年内的累积产量为6.18万桶，约占单井最终可采储量的47%。投产后第一个五年的净现值约占生命周期内总净现值的69%。对盆地内其他致密油藏的生产分析也与此类似，约50%的预测最终可采储量将在投产后前5年内产出。这也揭示致密油单井生产时不能追求长期稳产，而是要尽快收回投资，强调单井控制可采储量和累积产油量，靠井间接替和区块接替来实现一个区块/区带的持续发展。

4 结论与建议

(1)加拿大致密油资源主要分布在西加拿大沉积盆地，资源潜力巨大；发育地层主要有Bakken/Exshaw、Cardium、Viking、Montney/Doig、Duvernay/Muskwa 等；致密油是加拿大非常规油气资源中最现实最重要的石油资源之一。

(2)西加盆地致密油具有油井改造后初期产量高、递减快、后期稳产且生产时间长等特点，受致密油藏非均质性的影响，表现出4种类型的典型生产特征。

(3)基质和裂缝网络相互作用使致密油气藏的渗流机理比常规油气藏复杂得多。研究储层岩石、流体和裂缝对油气生产的影响可以优化单井初期产量和最终可采储量，对致密油效益开发具有指导意义。

(4)致密油单井生产不能追求长期稳产，强调油井初期产量、单井控制可采储量和累积产油量，实现尽快收回投资和经济效益最大化，靠井间接替和区块接替实现一个地区的持续稳定开发。

[1] U.S. Energy Information Administration. Outlook for shale gas and tight oil development in the U.S. [EB/OL]. http://www.eia.gov/pressroom/presentations/sieminski_05212013.pdf, 2013.

[2] National Energy Board. Tight oil developments in the Western Canada sedimentary basin [EB/OL].http://www.neb-one.gc.ca/clf-nsi/rnrgynfmtn/nrgyrprt/l/tghtdvlpmntwcsb2011/tghtdvlpmntwcsb2011-eng.html, 2011.

[3] Mike Johnson ，Bill Wall. An update on WCSB tight oil development[EB/OL]. http://www.empr.gov.bc.ca/OG/oilandgas/petroleumgeology/UnconventionalGas/Documents/M%20Johnson.pdf, 2012.

[4] 赵政璋,杜金虎.致密油气[M].北京:石油工业出版社，2012：80-81.

[5] Tan Tran, Pahala Sinurat，R A Wattenbarger. Production characteristics of the Bakken shale oil[A].SPE 145684.2011-11.

[6] C R Clarkson,P K Pedersen.Production analysis of Western Canadian unconventional light oil plays[A].CSUG/SPE 149005.2011.

[7] Reservoir evaluation report-Bakken shale fields, Williston basin, U.S.A./Canada[R].C&C Reservoirs，2012.