试论中国陆相致密油有效开发技术

杜金虎，刘合 ，马德胜 ，付金华，王玉华，周体尧

(1.中国石油勘探与生产分公司；2.中国石油勘探开发研究院；3.提高石油采收率国家重点实验室；4.中国石油长庆油田公司；5.大庆油田有限责任公司)

0 引言

借鉴页岩气开发中的“甜点”识别、长水平井体积压裂、工厂化开采等非常规开发技术[1]，美国致密油开发规模不断扩大，产量实现了跨越式增长，2011年致密油产量约 3 000×104t，2012 年达到约 9 690×104t[2]。中国鄂尔多斯盆地延长组、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组、松辽盆地白垩系、四川盆地中下侏罗统及柴达木盆地古近系等均具丰富的致密油资源潜力，初步估算地质资源量（80～100）×108t[1,3-6]。根据中国致密油的主要特征，结合近年来致密油勘探取得的成效，分析有效开发面临的主要挑战，探索致密油开发的关键技术方向，对中国致密油开发具有重要指导意义。

1 致密油勘探开发进展

经过近 3年的稳步推进，中国陆相致密油地质评价方法已经基本成熟，在储集层类型、源储关系、甜点主控因素及致密油聚集类型等方面已形成较系统的认识，致密油勘探取得重要突破。在鄂尔多斯盆地长7段、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组以及松辽盆地扶余和高台子油层，目前已初步控制+预测储量数十亿吨，落实控制储量超过6×108t，在三塘湖盆地、华北、辽河、大港也均发现了亿吨级的有利区。

致密油勘探开发技术攻关取得重要进展，创新完善了 4项配套关键技术：①建立了多参数岩石物理图版为基础的致密油储集层地震预测技术，形成了地质甜点、工程甜点、经济甜点综合评价的致密油“甜点区”优选技术，为致密油勘探开发选准靶区、平台式丛式水平井部署奠定基础。②建立了以测井新技术为主体的“七性关系”评价方法体系，为水平井钻井选层、井眼轨迹和压裂造缝设计提供依据。③形成了长水平井优快钻井和水泥浆体系等技术系列，为提高水平井油层钻遇率、安全快速钻进提供有效支撑。④形成了水力喷砂、水力泵送桥塞、裸眼封隔器滑套等多项水平井分段体积压裂主体技术，压裂优化设计、压裂液体系研发取得创新进展，实现了“千方砂、万方液”的大规模体积改造。

致密油开发成效初显。鄂尔多斯盆地西 233示范区水平井体积压裂改造后试油产量均超过 100 m3/d，安83丛式水平井工厂化压裂试验区建成产能30×104t，水平井单井平均日产量比直井提高了8倍；松辽盆地3个致密油试验区建成产能规模13.9×104t，早期试采水平井单井累计产油已超10 000 m3；吉林油田致密油区形成产能规模6.5×104t，多段压裂水平井日产油26～53 t，是直井的7倍以上；吉木萨尔凹陷水平井试油日产油71 m3，达到周围直井产量的7倍。

2 致密油主要地质特征

中国致密油主要以陆相沉积为主，不同盆地致密油发育层位跨度大，在储集层类型、物性特征、岩石特性等方面，也存在较大差异（见表1）。主要地质特征如下。

①中国陆相致密油分布面积相对偏小。受陆相湖盆沉积特征影响，中国致密油烃源岩分布面积为几百至数万平方千米，而北美威利斯顿盆地巴肯组海相页岩分布面积7×104km2。但中国陆相致密油烃源岩厚度较大（大于30 m），总有机碳含量中—高，为致密油的形成提供了丰富的物质基础。

表1 中国陆相盆地典型致密油储集层成因类型

②中国致密油储集层类型多、物性差，非均质性强。储集层岩石类型复杂多样，包括致密砂岩、砂砾岩、灰岩、白云岩、沉凝灰岩及其过渡岩类。源储组合关系多，以源内致密油为主，源上、源下均有发现。鄂尔多斯盆地长7段油层厚度大（10～30 m）、微裂缝发育；松辽盆地扶余油层单层厚3～5 m，多层叠置、变化快。相比而言，北美致密油储集层岩性较单一、物性好，油层岩性以砂岩、碳酸盐岩为主。

③低孔低渗特征明显。北美致密油储集层孔隙度10%～13%，中国致密油孔隙度一般小于10%、渗透率一般小于0.1×10−3μm2。储集层喉道具有突出的微—纳米级孔喉系统特征，以长 7段致密油为例，储集层喉道半径主要分布于0.10～0.75 μm（见图1）。

图1 恒速压汞测试致密油储集层喉道半径频率分布

④受沉积模式影响，源内、源外储集层含油饱和度差别较大。源内致密油含油饱和度普遍较高，例如长7段含油饱和度65%～85%（见图2），吉木萨尔芦草沟组含油饱和度 70%～95%。松辽盆地扶余油层是典型的源下致密油，含油饱和度普遍低于 50%，生产井普遍油水同出。

图2 长7段致密砂岩孔隙度与含油饱和度关系

⑤中国各盆地致密油原油密度、气油比差别大，压力系统以常压和低压为主，但也有高压储集层。长7段原油密度 0.70～0.85 g/cm3，气油比高（100～200 m3/m3），压力系数0.60～0.80；松辽盆地北部青山口组致密油原油密度0.85 g/cm3，气油比约40 m3/m3，压力系数达1.2以上。吉木萨尔芦草沟组原油密度为0.80～0.90 g/cm3，地层压力属正常压力系统。而美国致密油原油密度0.80～0.82 g/cm3，气油比90～250 m3/m3，压力系数1.35～1.80，为异常高压储集层。

⑥不同盆地的储集层岩石脆性、地应力差变化大。长7段油层脆性指数40%，地应力差相对较小，一般为4～7 MPa；吉木萨尔芦草沟组甜点储集层整体脆性较好，地应力差一般小于 6 MPa；松辽盆地扶余油层塑性强，地应力差约10 MPa。脆性指数高容易形成网状裂缝，水平两向主应力之差是控制裂缝走向的关键因素之一[7-8]。

⑦储集层埋深相差较大。鄂尔多斯延长组、松辽盆地扶余油层埋深均在2 000 m左右，吉木萨尔芦草沟组埋深约 3 000 m，而束鹿沙三段致密储集层埋深3 500～4 000 m。

3 致密油有效开发面临的挑战

中国陆相致密油突出的低孔、低渗、低压等特征，导致开发过程中产量递减快、能量补充困难、动用效果差，有效开发面临诸多挑战。

第一，储集层发育微—纳米级孔喉，提高储量有效动用率面临挑战。由图 3可见，致密储集层孔喉细小，30%～50%的可动原油储集于0.1～1.0 μm的亚微米级孔喉中。由于储集层物性非常差，常规压裂提高孔隙连通程度幅度有限，改造效果普遍不理想。长庆油田长 7储集层常规压裂后试油获工业油流井仅占总井数的 40%左右，储量难以有效动用。大庆扶余油层常规压裂直井供液半径仅90 m，单井控制动态储量仅1.9×104t，600 m常规压裂水平井控制动态储量仅（7～9）×104t。

图3 长7段致密砂岩可动油分布

第二，储集层低压、低渗，提高单井产量面临挑战。受地层压力低、单井控制储量低的共同影响，天然能量十分有限，经过初期的短期高产后，生产井产量普遍快速递减；渗流阻力大导致致密油地层压力传导慢，生产上表现为长期低产、稳产特征，单井累计产油量低。长庆油田长 7段常规压裂获工业油流的井平均单井试油产量5.8 t/d，而试采产量仅0.6～0.9 t/d。面临动液面下降快、产量递减快的困境。

第三，补充地层能量难度大，提高采收率面临挑战。致密储集层依靠天然能量生产的采出程度一般低于 10%，而大规模压裂改造形成裂缝体系后，水驱开发注入水容易沿裂缝快速突进，在生产井形成暴性水淹，基质孔隙中原油难以有效动用。

第四，投资成本高，提高开发效益面临挑战。大庆油田松辽盆地致密油长水平井钻井和体积压裂的单井综合费用（3 000～5 000）×104元，而基于目前设计水平井平均单井累计产量1.48×104t，单井总投资必须降到 3 000×104元以下才能实现经济有效开发。准噶尔、渤海湾、柴达木等盆地致密油埋藏深度大，长庆油田具独特的黄土塬地貌、水资源匮乏，松辽盆地扶余油层含油性差，受不同因素影响，有效降低致密油开发成本难度大。只有围绕不同盆地致密油特征，创新发展个性化的低成本开发模式，才能实现致密油的有效开发。

4 致密油有效开发思路及关键技术

中国陆相致密油资源规模大，勘探开发前景不容置疑。对低产量、低效益的开发现实，面临的最大问题是采取何种开发思路与开发技术，以最大限度地提高储量动用率、采收率以及勘探开发综合效益。综合国内外致密油开发技术发展现状[9-13]，特别是近年来技术攻关的实践和探索，对致密油的有效开发提出以下几点思考。

4.1 指导思想

转变观念，突破常规开发技术的思维模式，以经济效益为中心，坚持勘探与开发、地质与工程、技术与经济、地面与地下以及科研与生产“五个一体化”，以水平井规模重复“压采”为主导开发技术，采用“工厂化”作业、“集中式”地面建设、精细化经营管理的组织模式，努力提高储量动用率，降低开发成本，提高开发效益。

4.2 开发技术的内涵

水平井规模重复“压采”一体化开发技术主要包括3方面内涵：①一次压采，采用长水平段、多段簇、高排量、大液量的压裂方式改善渗流条件，提高地层能量、提高单井及累计采油量，实现“一次采油”；②重复压采，在同一平台井组，采用多井（同时或异时）更大规模的重复压裂转向压裂技术，进一步延拓原有裂缝，形成新缝网系统，挖潜剩余油富集区，同时有效补充地层能量，提高储量动用率，完成“二次采油”；③技术一体化，即集“一体化”设计、“平台式”钻井、“规模化”压裂、“重复式”改造、“控制式”采油、“集中式”地面建设等关键技术于一体的致密油开发模式。

4.3 技术机理

由于致密油藏孔喉细小、连通性差，渗流规律不符合达西定律，储集层压力系数低，衰竭开采过程中地层能量不能及时补充，地层压力下降快、驱替动力进一步降低，造成单井产量快速下降、采收率降低。改善储集层的连通性，补充地层能量，建立有效的渗流动力系统是致密油藏开发的关键。规模改造、重复“压采”的开发技术具备科学的增产理论基础：致密油水平井压裂期间，人造裂缝压力高于喉道和孔隙压力，压裂液进入连通的孔隙，在扩压放喷前逐步趋于平衡；放喷时裂缝内的压力降低，孔喉中原油在压差驱动下通过裂缝进入井筒，形成工业产能；经过一段时间采油生产后，当产量低于经济下限时，实施重复转向改造，力求既拓展原裂缝、又形成新缝网系统，再次补充地层能量，形成多次“压采”的采油过程。

4.4 关键技术

4.4.1 “一体化”设计

“一体化”设计集成勘探、开发、工程、管理等各环节的优化设计方案，通过勘探向后延伸、开发提前介入的方式，建立满足油藏全生命周期评价需求的一体化交互式信息处理平台（见图4），遵循“逆向思维、正向实施”原则，根据实时动态变化的参数，及时调整优化所有环节的设计方案。“一体化”设计的内涵主要包括：①“逆向思维”，从地表环境、地面建设与系统管理的优化设计出发，基于勘探评价初步形成的“甜点”资源规模，对钻井平台数量、位置、规模提出要求，再基于钻井平台位置开展井型、井位、井身轨迹优化，根据地应力方向及裂缝特征进行水平井方向、压裂规模及井距优化，完成开发井网优化设计；②“正向实施”，根据设计的开发井网方案，结合地质认识程度优化设计钻井顺序，实施后不断根据新井资料及时修正地质模型，并随着监测、试采、分析资料的补充完善，动态优化调整井网井距、完井方式、采油及地面建设方案，直至实现油藏整体动用。“一体化”设计的目标是储量整体动用、综合开发效益最好。

图4 “一体化”交互式信息处理平台示意图

4.4.2 “平台式”长水平井钻井

长水平井钻井的目的是通过增加水平井段的长度大幅度增加单井控制储量，而“平台式”则是通过增加平台井数实现单个平台有效动用储量最大化。“平台式”长水平井钻井的主要优势是大幅度减少了用地面积，并为“工厂化”作业、集中式地面建设提供了有利条件。“平台式”长水平井设计以水平段的方位、长度、井距为重点设计内容。不同区域的致密油地质条件不同，设计参数也不相同。例如，目前长庆油田致密油开发水平井的水平段长度一般为1 500 m，根据体积压裂缝网监测及油藏工程计算确定合理井距为500 m；大庆油田根据不同区块储集层发育特点，水平段长度为1 200～1 500 m，试井解释确定体积压裂水平井的合理井距则为700～1 400 m。目前“平台式”钻井尚处于技术完善阶段。大庆油田致密油试验区长水平井体积压裂单井控制动态储量达到（12～27）×104t，是常规压裂直井的6～14倍，已完成单平台4口井的钻完井作业。长庆油田致密油长水平井体积压裂单井控制动态储量可达（30～50）×104t，单井场可钻丛式井6口，推广应用可节约土地60%以上。

4.4.3 “规模化”体积压裂

“规模化”体积压裂采用大规模分段压裂的方法，优化基质孔隙与人造裂缝网络的空间配置，在尽量增大井控体积的同时，促进长水平井控制范围内储量的高效动用。实施规模化体积压裂需要把握 5点：①增加压裂段簇，以实现整个长水平井段内储量的有效动用，目前可压裂22段以上；②细分“模块”改造，根据渗透率将整个水平井分成很多小“模块”，再根据储集层展布特征优化每个模块内的单缝规模（见图 5），主要包括裂缝间距、长度、导流能力和射孔参数等，理想效果是实现均匀改造；③提高压裂液排量，目的是扩大裂缝规模、增加有效供给半径，目前压裂液注入排量可达到15 m3/min，体积压裂井的供给半径比常规压裂可提高1倍以上；④增大入地液量、改造体积，中国陆相致密储集层普遍低压，大体积改造可有效补充地层能量；⑤低砂比、大砂量，通过尾追支撑剂提高压裂缝的支撑能力，减少裂缝闭合。现场施工中，在水平主应力差别大、渗流能力较高的井段推荐采用切割式的体积改造，减少裂缝间的干扰；在基质渗流能力偏差的井段，单条裂缝控制的基质范围有限，此时应采用“打碎基质”的方式，沟通含油裂缝与孔隙，形成较大的裂缝网络；水平主应力差小的储集层易形成复杂裂缝，可以考虑减少分段数、增加簇数的改造方式，降低作业成本。此外，很多陆相致密油储集层单层薄、多层叠合发育，水平井钻遇率相对较低，应加强目的层上下邻近油层的地质评价，探索垂向造缝为主的穿层压裂技术，扩大单井改造范围。

图5 模块化体积改造示意图

“规模化”体积压裂可大幅度增加基质与裂缝的接触面积，提高单井产量。长庆油田在西 233井区开展了不同工艺的“长水平井体积压裂”开发试验（见表2），结果表明：改造的段数/簇数、排量、规模与试油产量呈现一定的正相关关系；段数最多、入地液量最大的 YP10井的试油产量最高，但井底压力下降明显，产量递减较快，300 d累产量并非最高。YP6井、YP9井虽然压裂段数最少，但排量最高，砂量、入地液量大，累产量与 YP10井接近；而压裂段数/簇数、砂量、入地液量均较大的YP7井累产量最高。因此采用多段、多簇、大排量、大砂量、大液量的大规模改造技术是体积压裂的主要发展方向。

表2 西233井区长7段致密油水平井体积压裂统计表

大规模体积压裂除了大幅度提高长水平井段内的动用储量外，入地液在地层中还会有效补充地层能量。长庆油田现场试验证实，压裂入地液的返排率较低，大量入地液滞留在水平井周围，形成高压区，地层压力增幅达 16%～28%（见表3），起到“超前注水”补充能量的效果。

表3 致密油水平井体积压裂施工参数及地层压力水平预测表

4.4.4 “重复式”改造

“重复式”改造将大规模重复转向压裂与补充地层能量相结合，既改变裂缝延伸方向形成新的更均匀孔缝改造体系，改善原人工裂缝两侧高含油饱和度区域的动用效果，同时补充地层能量，有效提高单井产量，实现二次采油。“重复式”改造主要包括以下几方面：①重复转向均匀压裂改造，例如受局部地应力影响形成“V”形裂缝网络（见图6a），此时要针对单井开展精细化的重复转向压裂设计，而一次压裂后的闭合裂缝也是重复改造的对象，尽量实现水平井段内均匀改造的理想效果；②一次改造效果好的井组，长期生产后在水平裂缝两侧存在动用效果较差的高含油区（见图7a），此时可开展多井规模的整体重复改造试验（见图6b），转变裂缝方向连通剩余油区域（见图7b），改善开发效果；③受水平井入靶段影响，2个水平井井排中间往往有一定规模剩余储量，此时可补打水平井，进行压裂改造，最终实现整体有效动用（见图7c）。

图6 重复转向压裂改造裂缝展布示意图

图7 重复转向压裂改造前后剩余油分布

按照致密油“压采”思路，目前需要开展CO2/N2携砂的体积改造技术研究，完善形成水平井无水重复转向压裂改造技术。气体作为携砂液进入储集层，有效补充地层能量，同时有效降低界面张力，提高原油采收率。吉林油田已经完成CO2/N2干法压裂技术装备的研究与配套，大规模压裂即将进入现场。

4.4.5 “控制式”采油

“控制式”采油是通过采用合理生产工作制度维持单井长时间的稳定生产，实现单井控制储量的相对均匀动用，从而获得更高的单井累计产量。大规模体积改造后，致密油生产井可以获得较高的产量，如果不采取控制措施，产量递减快，生产过程面临多方面问题：①初期快速返排容易造成压裂缝闭合，改造失效；②生产制度频繁调整，生产压差、流速的频繁波动使得支撑剂带失稳，易造成出砂堵塞井筒，影响正常生产；③近井地带压力下降快，容易引起地层压敏伤害。另外，生产制度多次调整也给生产管理带来不便。“控制式”采油可有效避免上述问题，保证压裂效果。大庆油田通过制定井口压力与返排量图版，选择合理油嘴控制放喷，防止返排携出压裂砂，目前已形成水平井压后放喷技术。在稳定的生产制度下，新疆油田致密油试验区直井及水平井的增产、稳产效果均较好。长庆油田西233井区YP7井稳定自喷 14.0 t/d以上，1 a内产量无递减，试采效果最好；而改造段数更多的YP10井，初期产量高但动液面下降明显，年递减率达48.7%（见表4）。

表4 长庆致密油试验区水平井体积压裂施工参数及生产效果对比表

4.4.6 “工厂化”作业

“工厂化”作业是指在同一区域采用大平台集中部署一批井身结构相似、完井方式相同的井，大量使用成熟的、标准化的技术系列和标配装备，以流水线形式进行钻井、完井、压裂、生产等作业的生产模式。“工厂化”作业以“平台式”钻井为基础，以成熟的工程技术为手段，以大幅度提高作业效率为目标，可显著降低致密油钻压成本。中国“工厂化”作业尚处于工艺流程试验和装备配套阶段。长庆油田创新优化形成了多井交替压裂作业技术（见图8）。安83试验区水平井体积压裂作业周期由2012年的平均62 d降低为2013年的31 d，作业效率提高1倍。通过研发高分子减阻剂、高效助排剂、黏土稳定剂及高效降解剂，形成了体积改造压裂液体系，实现了压裂液低摩阻、低成本、可回收利用的设计要求，目前累计应用95井次，压裂返排液回收14 070 m3。

图8 单井体积压裂与双水平井交替压裂对比示意图

4.4.7 “集中式”地面建设

“集中式”地面建设是指在一定的有效半径内，建设集压裂水源供应、压裂液回收处理、原油集输三位一体的联合站（见图 9），采用一套管网与各丛式水平井场相连，集输管道在体积压裂作业阶段反输压裂用水，放喷和采油阶段油水正向混输，从而有效降低运行成本，实现节能减排、安全环保、“绿色”开发。长庆油田设计了多水源井集中供应的配套模式，有效解决了“工厂化”作业面临的水资源匮乏问题。通过将压裂供水、污水处理、原油集输与处理等作业整体规划、统一建设，实现集约化生产、数字化地面管理，提高了运营效率，减少了劳动强度。针对部分井场距离较远、建水源集中供应中心难度大的问题，可采用小型撬装压裂液回收装置、撬装多功能高效集输处理工艺等，实现单井场的集约化地面处理配套技术。

图9 丛式水平井场的集中供输中心示意图

5 建议

中国陆相致密油开发整体仍处于试验探索阶段，与美国海相致密油的开发相比，面临更大技术挑战，大幅度降低开发成本、实现规模效益开发仍有很长的路要走。基于目前致密油勘探开发取得的重要进展，建议下一步应重点开展3方面工作。

第一，加强致密油孔缝系统渗流规律的基础理论攻关研究。开展物理模拟实验，研究致密砂岩造缝机理、重复压裂机理，深化致密储集层孔喉结构认识，明确致密油储集层孔缝系统渗流规律、“压采”开发补充能量机理，尽快形成致密油开发基础理论体系。

第二，水平井规模重复“压采”一体化开发技术是致密油开发的主要技术，由于不同盆地致密油地质特征及勘探认识程度存在差异，在完善重点区块“甜点”资源勘探评价基础上，应加强开发理念创新与实际应用的紧密结合，通过现场试验探索完善开发关键技术，形成致密油开发技术系列。

第三，致密油开发必须以效益为中心，坚持完善勘探、开发、工程、地面建设“一体化”的动态管理模式，通过油藏规模的整体设计、规模实施，有效降低单位动用储量的投资成本。致密油开发推进过程中，应积极开展产量递减规律研究，加强提高采收率技术的探索与效果评价，实现致密油开发的全生命周期经济技术评价，为规模效益开发提供科学依据。

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