致密油采油工程成本优化的设计方法与实践

冯　立,蒋国斌,于浩波，冯陶然

(1.大庆油田有限责任公司采油工程研究院工程设计研究室，黑龙江大庆 163453;2.中国地质大学(北京)能源学院，北京 100083)



致密油采油工程成本优化的设计方法与实践

冯立1,蒋国斌1,于浩波1，冯陶然2

(1.大庆油田有限责任公司采油工程研究院工程设计研究室，黑龙江大庆 163453;2.中国地质大学(北京)能源学院，北京 100083)

摘要：致密油具有储层厚度薄、渗透率低、孔喉半径小、含油饱和度低等特点，动用难度较大，必须进行大型压裂改造等措施，由于投资较大，进行成本控制是致密油勘探开发的难点。针对此问题，结合致密油采油工程投资构成分析，加强油藏—工程一体化设计，在射孔、压裂、举升等几个重点节点技术上进行了经济优化措施；通过“工厂化”施工提高施工效率，形成了水平井+体积压裂的致密油采油工程技术系列，有效降低了致密油采油工程投资，已在大庆油田致密油开发中取得良好应用效果。未来致密油应从深入一体化技术经济优化设计，关键工具、材料低成本化及深化“工厂化”作业模式3方面进行攻关，进一步降低致密油投资，促进致密油的勘探开发。

关键词：致密油；采油工程；成本优化；投资

致密油是指储集在与生油岩互层或紧邻的、覆压基质渗透率小于或等于0.1mD(空气渗透率小于或等于1mD)的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储层中，未经大规模长距离运移的石油[1]。中国致密油资源丰富，各含油盆地均有发育，主要分布在鄂尔多斯、松辽、四川、准噶尔等盆地。其中松辽盆地致密油资源潜力为16.1×108t，是非常现实的资源接替。但与国内外典型致密油相比，松辽盆地致密油具有储层厚度薄、渗透率低、孔喉半径小、含油饱和度低等特点，动用难度较大，必须进行大型压裂改造等措施，投资较大。随着国际原油价格持续低迷，控制成本、提高效益是致密油勘探开发面临的重要挑战之一[2-4]。本文根据致密油采油工程的程序，从部署设计到射孔压裂，再到入井选材，逐项分析了控制致密油采油工程投资的措施，对促进致密油勘探开发具有一定的借鉴意义。

1 控制致密油采油工程投资措施

致密油采油工程投资中储层压裂费用约占总投资的35%，试油试采费用约占总投资的15%。压裂费用中压裂液、支撑剂费用约占52%、压裂施工费用约占29%；试油试采费用中压裂井口、管汇等施工材料约占54%、施工作业及车辆等工序费约占18%。分析投资构成可见，压裂和试油试采费用是致密油采油工程投资的主要组成部分，因此通过油藏—工程一体化结合，围绕效率、效益对射孔、压裂、举升等重点环节进行优化，可降低施工材料成本，提高施工效率，达到控制致密油采油工程投资的目的。

1.1 水平井部署逆向设计

常规水平井部署模式是先考虑烃源岩、储层、含油性等地质要素，最后到压裂时才考虑储层的可压性、压裂规模等细节，有时会出现所钻水平井不适合压裂或压裂规模不适合的问题，造成投资浪费。井控储量、压裂施工规模、累计产量和最终经济效益息息相关，压裂规模小，裂缝波及体积小，有效动用程度低，则无法保证初期高产和长期稳产；压裂规模过大，产量增加不明显，总体经济效益下降(图1)。而逆向布井首先考虑储层的压裂特性，根据精细地质研究成果，结合烃源岩特性、储层岩性、物性、电性、含油性、脆性及各向异性的“七性”特征进行储层分类和甜点区块、层段优选[5-6]。然后考虑具体地质因素，采取压裂模式—改造工具—完井方式—钻井方式—井身结构—井型设计—布井的逆向设计方式。在宽度较大的河道砂体中以压裂为主导进行井距优化，根据储层性质优化经济缝长，结合缝长确定合理水平井间距；独立断块、砂体中，结合断块形状、砂体规模进行压裂规模设计，确保有效控制；纵向多层发育的储层布井时考虑穿层压裂工艺、立体动用的布井方式，使致密油压裂效果和效益得到最优化。

1.2 体积压裂方式优选

广义“体积压裂”是指提高纵向动用程度的分层压裂技术，以及提高储层渗流能力、增大储层泄油面积的水平井分段改造技术；狭义的体积压裂技术是指通过压裂手段产生网络裂缝的储层改造技术[7]。基质中的流体向单一裂缝的渗流中，如果基质渗透率极低，则有效渗流的距离非常短，要实现“长距离”渗流需要的驱动力非常大，储层的有效动用受到极大限制[8]。

根据储层脆性等特征，将单缝控制有效宽度计算结果绘制在单对数坐标上可以看出，随着流度的降低，单缝控制宽度也随之降低，储层流度大于0.1mD /(mPa·s)时，单缝控制宽度较大，采用切割式体积改造方式，砂体宽度与高度优化的裂缝间距相匹配能实现储层可控；储层流度小于0.1mD /(mPa·s)时，单缝控制宽度较小，单缝控油面积急剧降低，裂缝波及范围成为影响压裂效果的主控因素，适合采用“缝网”压裂，形成较大的裂缝体积网络，最大限度沟通含油裂缝及孔隙(图2)。

1.3 优化缝间距

适合的缝间距不仅能保证压裂效果，还可以有效控制压裂投资。在储层渗透率一定时，随着缝间距的减小，单缝控制范围逐渐增加，定义这一范围为裂缝未干扰区；当缝间距减小到某一值时，单缝控制范围出现最大值；继续减小缝间距，单缝控制范围反而减小，定义这一区域为裂缝干扰区(图3)。采取“切割”体积压裂方式需要通过缝间距优化保证主缝正常延伸；而对于“缝网”压裂，应尽量利用应力干扰，同时避免在近井筒附近出现转向。应通过优化缝间距，使单缝控制范围达到最大，避免压裂规模过大，浪费投资。

1.4 针对性降低材料成本

压裂液、支撑剂及压裂井口等材料占致密油采油工程总投资比例较大。据统计，压裂液成本构成中，稠化剂占60.7%，交联剂占9.5%，其余为破胶剂、岩石稳定剂及消泡剂等辅剂费用。对于大规模体积压裂来说，配液成本及液罐占地费用同样较高，通过优化配方、选取无储连续配液的压裂液体系，减少现场占地等均可有效降低压裂液成本。

图4为不同闭合压力下不同支撑剂组合短期导流能力评价结果，实验结果表明，覆膜砂可降低支撑剂破碎率，提高导流能力，随着覆膜砂所占比例增加，不同闭合压力下的导流能力增大，但覆膜砂价格较高。若支撑剂组合使用，如闭合压力为30MPa、裂缝导流能力需求为60mD·cm时，优选10%覆膜砂+90%石英砂支撑剂组合，既可保证储层导流能力，又不会造成覆膜砂浪费，可显著降低支撑剂成本。

1.5 优选射孔枪弹

不同射孔枪弹组合的价格差异明显，在满足压裂前提下，应选用成本较低的射孔枪弹射孔。应用射孔软件，根据射孔枪弹混凝土靶结果对地层中的孔径、孔深进行预测(表1)，YD-89射孔枪+DP41 RDX-1射孔弹孔径最大，YD-89射孔枪+ DP36RDX-1射孔弹孔深最深。为确保正常起裂，单孔排量在0.45m3/min以上，单孔摩阻应大于10MPa，根据回归的不同射孔孔径下单孔排量与摩阻关系曲线，选用YD-89射孔枪+DP36RDX-1射孔弹或YD-89射孔枪+DP41RDX-1射孔弹进行射孔。

1.6 举升工艺优化

建立不同举升工艺经济、技术及社会指标评价体系(表2)，基于TOPSIS方法对不同举升工艺进行综合评价，使优选出的举升工艺技术达到最佳的技术、经济效果。

表1　射孔枪弹地层孔深、孔径预测结果表

表2　举升工艺综合评价指标体系表

1.7 “工厂化”设计

“工厂化”钻井是利用一系列先进钻完井技术、装备、通信工具，系统优化管理整个建井过程的多项因素，集中布置进行批量钻井、压裂等作业的一种高效率作业方式[9-11]。致密油开发优先考虑平台布井，后期压裂进行“工厂化”施工，减少设备搬迁次数，提高设备利用率和施工效率。具体实施时可采取优化作业工序模式；水源井、蓄水池共用；引进专业化设备，建立信息化管理平台等措施。

2 应用效果

通过采取以上系列做法，大庆油田致密油井取得了较好的开发效果，平均单井液量为15642m3，单井加砂967m3，初期平均单井日产油20t以上，投资显著下降，射孔试油投资小于350万元，体积压裂投资控制在1000万元以下(表3)。

表3　大庆油田致密油施工成本降低成果表

3 建议

未来国内致密油应继续从以下几个方面深入开展工作，提高致密油开发效益。

3.1 深入推进一体化技术经济优化设计

致密油方案设计中应继续深化地质工程一体化设计思想，综合考虑井网、井型、井距、水平段长度、压裂规模、段数等多因素进行油藏、钻井、压裂整体优化设计，从设计源头上降低成本。

3.2 关键工具和材料低成本化

开展新型压裂工艺试验，加快关键工具国产化，降低压裂工具成本；优化压裂液配方，优化添加剂种类数量，应用新型压裂，降低压裂液费用和环保压力；优化支撑剂类型，深入开展支撑剂复配，低密度支撑剂等试验研究，降低支撑剂费用。

3.3 深化“工厂化”作业模式

美国致密砂岩气、页岩气，英国北海油田、墨西哥湾和巴西深海油田开发都采用“工厂化”作业方式，采取同步压裂或交叉压裂[12-13]，包括连续泵注、连续供砂、连续配液、连续供水、工具下入及后勤保障系统等[14-15]。国内应学习先进经验，完善“工厂化”作业模式，充分利用“工厂化”提高效率，降低致密油开发成本。

参考文献

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Design Method and Practice of Tight Oil Production Engineering Cost Optimization

Feng Li1, Jiang Guobin1, Yu Haobo1,Feng Taoran2

(1.Engineering Design Office, Research Institute of Production Engineering, Daqing Oilfield Company Limited, Daqing,Heilongjiang163453，China；2.EnergyResourcesofChinaUniversityofGeosciences，Beijing100083，China)

Abstract:Tight oil is characterized by low reservoir thickness, low permeability, small pore throat radius, and low oil saturation, etc., which is hard to be produced. As a result, large-scale fracturing and other related measures are urgently needed. However, it needs higher investment, so cost control is a difficult in tight oil exploration and development. To solve this problem, combined with analysis on investment composition of tight oil production engineering, we economically optimized some key techniques like perforation, fracturing and lifting through strengthening oil reservoir and engineering integrative design. In addition, we enhanced efficiency by “industrialized” construction, and developed systematic tight oil production engineering technology of horizontal well+volume fracturing, effectively reducing investment on tight oil production engineering. The systematic technology has been applied well in tight oil development in Daqing Oilfield. In the future, we had to deepen economic and optimal design of integrative technology and carry on the work from the aspects of key tool and material low-cost optimization as well as deepening “industrialized” operation model, further reduce investment on tight oil, and thus promote tight oil exploration and development.

Key words:tight oil; production engineering; cost optimization; investment

第一作者简介：冯立(1965年生)，男，博士，高级工程师，目前从事采油工程方案、规划等管理工作。邮箱：fengli01@petrochina.com.cn。

中图分类号：TE322

文献标识码:A