准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油上甜点地质工程一体化开发实践

2019-11-15吴宝成李建民邬元月赵廷峰邹雨时

中国石油勘探 2019年5期

吴宝成李建民邬元月韩乐赵廷峰邹雨时

（ 1中国石油新疆油田公司；2中国石油新疆培训中心；3中国石油大学（北京））

0 引言

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部，二叠系芦草沟组（P2l）发育的一套页岩、薄层砂质云岩和云质粉砂岩，是凹陷内最主要的烃源岩和页岩油赋存层系，具有典型的自生自储特点，分布范围达到1278km2。芦草沟组页岩油烃源岩有机碳含量（TOC）平均为3.24%，生烃潜力（S1+S2）多大于6.0mg/g，镜质组反射率（Ro）普遍大于1%。芦草沟组页岩油储层覆压孔隙度分布范围为6%～16%，覆压渗透率小于0.1mD，具有中、低孔—低、特低渗透特征[1-6]。

芦草沟组厚度为100～320m，最厚区域位于凹陷中部并向周缘减薄;埋藏深度为800～5200m，主体部位埋深为3000～4500m;地层岩性矿物成分复杂，纵向变化快，呈互层状分布，单层厚度薄，均为厘米级。纵向上全井段含油，平均含油饱和度为65%～84%，整体含油性较好;主要发育上、下两个甜点体，上甜点体油层主要分布在、、3个小层，岩性主要为砂屑云岩、岩屑长石粉细砂岩和云屑砂岩;下甜点体油层分布在、、3个小层，岩性主要为云质粉砂岩。芦草沟组页岩油井控资源量达到11.12×108t，资源蕴含丰富，勘探开发潜力巨大[1-4]。

吉木萨尔凹陷页岩油最早发现于20世纪80年代[1]。2011年，吉25井获工业油流实现了页岩油勘探的阶段突破，随后部署了20口直井实施分层压裂试油，其中14口井获工业油流，试油出油率高。但直井产量低，压后以抽汲生产为主;产量递减快、持续稳产能力差，经济效益较差。

“十二五”以来，为探索吉木萨尔凹陷页岩油规模开发可行性，新疆油田公司逐步加大勘探开发力度，分阶段部署水平井体积改造提产试验，主要历经勘探突破、先导试验、开发试验、扩大试验等阶段。吉172_H水平井取得突破后，实施了10口先导试验水平井，推动了水平井改造技术大幅进步，但压后生产效果未达预期，给吉木萨尔凹陷页岩油有效开发造成巨大的不确定性。针对先导试验的问题，新疆油田公司基于地质工程一体化研究，在强化地质甜点认识、评价优选甜点目标的基础上，剖析吉木萨尔凹陷页岩油压裂难点，开展甜点体纵向地应力和岩石力学特性精细分析、层理地层人工裂缝穿层规律等综合研究，针对性地提出了确保水平段优质甜点钻遇率和水平井密切割、高强度体积改造等技术措施。2017年，再次部署的开发试验水平井取得了日产108.3t的产量突破，有力提振了吉木萨尔凹陷页岩油有效开发的信心，推动了规模开发的全面实施。

图1 吉172_H井压后生产曲线图Fig.1 The post-frac production curve of Ji172_H

1 勘探突破阶段水平井改造探索与实践认识

2012年，在吉木萨尔凹陷东南部实施了勘探水平井吉172_H井，水平段钻井目标为上甜点，埋深为2910～2960m，水平段长1233m，测井解释水平段油层钻遇率达到92%，具备良好的地质条件。

吉172_H井采用裸眼封隔器+投球滑套分段工艺，共分压15段，平均段长80.6m;采用大排量瓜尔胶连续加砂工艺，施工排量为6～8m3/min，共计加入陶粒支撑剂1798m3、瓜尔胶压裂液16030m3，实现了“千方砂、万方液”大规模压裂。

吉172_H井压后见油速度快、含水下降快，6.5mm油嘴自喷生产，最高日产油达到69.5t;持续生产能力强，自喷期达728天，其后转抽生产。截至2019年4月底，该井已累计生产2145天，累计产油21131t，平均日产油9.85t（图1）。与直井相比，吉172_H井生产效果大幅提升，不但日产油量获得明显的提高，而且展现出稳定的持续生产能力。通过与前期直井和同期水平井的对比，分析认为吉172_H井取得突破的原因主要表现在两个方面：

（1）钻遇油层厚、品质好。

吉木萨尔凹陷页岩油上甜点体内纵向发育3套油层，分别为上部砂屑云岩层、中部岩屑长石粉细砂岩层和下部云屑砂岩层（图2）。

核磁测井解释显示，吉172_H井水平段轨迹主要在有效孔隙度和可动流体孔隙度相对较大的中部岩屑长石粉细砂岩油层中穿行，钻遇油层品质较好;钻遇长度达到1045m，增大了单井的油藏控制面积，奠定了压后高产的物质基础。

图2 导眼井吉172井测井综合解释图Fig.2 The comprehensive log interpretation of guiding well Ji172

（2）油层纵向动用程度高。

吉172_H井轨迹位于中部油层，地应力评价显示甜点体内纵向应力差异小、隔层遮挡能力差（图2）;压裂模拟也显示大排量、大规模改造可有效沟通上下油层（图3），实现3套油层的整体动用，创造了压后高产的工程条件。

吉172_H井的高产、稳产标志着页岩油水平井开发获得重大突破，初步展现了应用水平井实现吉木萨尔凹陷页岩油有效开发的可能性。但受到当时页岩油综合评价技术手段的限制，对地质、工程特性的认识存在一定局限性，吉木萨尔凹陷页岩油规模开发的地质基础并未扎牢，水平井改造技术也存在短板，给后续先导试验开发效果未达预期埋下了伏笔。

2 先导试验阶段水平井改造面临的问题与对策分析

2013—2014年，以上甜点体为目标部署先导试验区，通过借鉴吉172_H井实施经验，攻关水平井体积改造技术，形成可复制的标准开发模式和规范，实现页岩油“技术可采”与“经济可采”的统一，加快吉木萨尔凹陷页岩油规模开发步伐。

图3 压裂人工裂缝延伸情况模拟图Fig.3 The simulation of extension of artificial fractures

2.1 先导试验水平井实施情况与问题

先导试验区共部署水平井10口，其中8口井水平段长1300m，2口井水平段长1800m。钻井过程采用地质导向技术，轨迹均按照地质设计实现了精确中靶，并在上甜点体内穿行。在改造方面，8口水平井裸眼完井，实施封隔器+投球滑套分段改造;2口水平井固井完井，实施速钻桥塞+分簇射孔分段改造;单井分压15～24段，支撑剂用量为760～1700m3，压裂液用量为10300～25420m3。

先导试验水平井严格按照设计要求完成压裂改造施工，但生产效果均未达到设计的产量目标。初期生产水平较吉172_H井下滑明显，最高日产油量仅5.2～36.2t;长期累计产量也较差，累计生产5年后，平均单井累计产油仅8085t，未达到两年期累计产量1.52×104t的设计指标，生产效果与吉172_H井相比存在较大差距。结合国外非常规油气和川渝地区页岩气开发经验[7-23]，分析认为先导试验水平井地质目标层位选取不准和压裂改造程度较低是导致压后低产的主要问题（表1）。

表1 先导试验水平井油层钻遇情况与压裂施工参数对比表Table 1 The reservoir drilling situation and fracturing parameters of the guiding testing horizontal well

2.2 先导试验取得的工程地质认识

通过开展地质甜点精细评价和地层应力与岩石力学特征的再认识研究，横向对比吉172_H井与先导试验水平井的储层改造表征现象，取得了以下三方面认识。

2.2.1 层理面和高强度泥岩隔层导致甜点体无法实现纵向整体动用

对比美国巴肯页岩油的开发模式[7-8]，其水平井将厚度15～25m的中巴肯层作为整体目标层，通过压裂改造实现层内6种岩相地层的沟通。先导试验部署过程中以巴肯页岩油和吉172_H井为参考，认为水平段轨迹只要位于上甜点体中，大排量、大规模压裂可有效改造整个甜点体，实现整体动用。

但先导试验水平井的微地震监测结果显示，井眼轨迹的纵向空间位置不同，人工裂缝纵向延伸特征也不同（图4、图5）。Jx07井，轨迹位于P2l22-3层的井段，人工裂缝向下延展较大，不能穿透上部P2l22-2油层;Jx03井，轨迹位于P2l22-1层的井段，人工裂缝在P2l22-1层延展，部分波及到P2l22-2层，但不能穿透下部P2l22-3油层。微地震监测结果显现出明显的人工裂缝纵向穿层能力受限特征，分析认为造成这种现象的原因主要有以下两方面：

图4 Jx07井微地震监测图Fig.4 Microseismic monitoring of Jx07

图5 Jx03井微地震监测图Fig.5 Microseismic monitoring of Jx03

（1）甜点体内可能存在较强的遮挡层。

为了印证甜点体内可能存在较强的遮挡层，同步开展三轴应力、岩石力学特性实验和直井分层测试矿场试验。通过对岩性进行精确分类描述，发现在甜点体内发育多套泥岩隔层（图6），储隔层地应力评价显示，隔层1厚度小，与上下储层应力差小，封隔效果中等;隔层2厚度大，与上下储层应力差异大，封隔效果好。同时对岩石力学特征进行精细评价，发现同级围压下，泥岩隔层岩心表现出明显的高抗压强度，强度约为相同围压下储层岩心强度的1.3～1.5倍（表2），具备较强的遮挡性[24-26]。

在直井分层测试矿场试验中，Jx01井在P2l22-1和P2l22-2层分层压裂试油，P2l22-1层套管生产，P2l22-2层油管生产，层间用封隔器进行封隔（图6）。测试显示，油管抽汲套管关井时，套压不降反而上升，说明油套间有明显压差;油管、套管同时生产时，油管抽汲产油1.58m3/d，套管自喷产油14.26m3/d，说明油套间有明显产量差异;油管套管同时关井时，套管最高压力为28.6MPa，油管最高压力为26.0MPa，说明油套管压力不同步。这同样证明，在高强度泥岩隔层的遮挡作用下，人工裂缝无法实现纵向沟通。

（2）页岩层理面限制了人工裂缝纵向延伸能力。

国内外研究表明，页岩层理发育会对人工裂缝的纵向和横向延伸形态造成影响[27-32]。吉木萨尔凹陷页岩油地层呈薄互层状，单层厚度为厘米级，在不同的地层条件、压裂工艺和施工参数作用下，人工裂缝会出现垂直纵向穿层、横向层理延伸和垂直偏转等延伸形态（图7）。而通过物模实验模拟裂缝延伸情况，显示人工裂缝受薄互层作用，易沿层理不对称扩展并发生转折，纵向扩展受限（图8）。

对页岩地层人工裂缝延伸规律开展数模研究，显示出水平层理与缝高扩展、缝网形成的关系：对比不同层理密度，随着层理密度的增大，人工裂缝与层理面相交的可能性增大，更多的压裂液将渗入层理面，导致层理开启（图9）。而在层理面渗透率方面，在层理面胶结较好，即渗透率较低的情况下，人工裂缝不太可能压开层理面;但如果层理面本身弱胶结或存在一定的开度，即层理面具备一定渗透率，则压裂液很容易渗入层理面，导致层理开启（图10）。层理开启会降低人工裂缝缝内净压力，制约水力裂缝在高度方向上的扩展能力，降低储层改造厚度[27-32]。

图6 Jx01井综合测井解释与分层测试示意图Fig.6 The schematic diagram of comprehensive logging interpretation and layered testing in well Jx01

表2 上甜点体储隔层应力与岩石力学特性对比表Table 2 The comparison of geostress and rock mechanical properties of reservoirs and barriers in upper sweet spots

图7 薄互层状地层人工裂缝纵向延伸机理Fig.7 The vertical extension of artificial fracture in layered formation

图8 页岩压裂物理模拟实验结果Fig.8 The physical simulation results of shale fracturing

图9 层理密度对人工裂缝延伸的影响Fig.9 The influence of bedding density on the extension of artificial fractureBP—沿层理延伸裂缝;HF—纵向延伸裂缝

图10 层理面渗透率对人工裂缝延伸的影响Fig.10 The influence of bedding permeability on the extension of artificial fracture

2.2.2 优质甜点钻遇率是吉木萨尔凹陷页岩油高产的地质保障

通过调研，对比川渝地区页岩气的开发实践情况，优质甜点的确定和钻遇率对压后生产效果起到决定性作用[9]。吉木萨尔凹陷页岩油人工裂缝纵向扩展规律的研究证明，层理面和高强度泥岩隔层导致压裂只能对水平段所处油层进行层内改造，无法实现纵向3个油层的全部动用。因此，选择最优地质甜点目标、并确保轨迹在目标区内有效延伸同样成为压后高产的基础条件。

开展储层特征的精细研究，通过16口井、约400层次的岩性、物性、微观孔隙结构、烃源岩特性、含油性等精细对比，完成了甜点体内油层品质的综合评价，最终利用岩心含油性分析结果和核磁测井解释结果，将油层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类。对单井油层分类进行重新解释：上甜点体中P2l22-2油层纵向集中发育，以Ⅰ类油层为主，平均厚度为6.7m，且平面上分布连续，油层品质最好;而P2l22-1油层内纵向细分为2～5个小油层，平均跨度为7.5m，以Ⅰ类和Ⅱ类油层为主，油层品质次之;P2l22-3油层内分散发育多套小油层，平均跨度为13.2m，以Ⅲ类油层为主，油层品质最差（图11）。因此，P2l22-2油层成为潜在的优质甜点目标。

图11 吉木萨尔凹陷页岩油油层分类连井剖面图Fig.11 The oil layer profile of shale oil in Jimsar sag

对比先导试验水平井与吉172_H井油层钻遇情况。Jx15井轨迹主要在P2l22-1层中延伸，Jx16井轨迹主要在P2l22-3层中延伸，峰值日产油分别仅为17.9t和10.2t，累计产量均未达到8085t平均水平，生产效果不理想;而吉172_H井和Jx18井轨迹主要在P2l22-2层中延伸，压后峰值日产油分别达到69.5t和36.2t，累计产量也较高（表3），显示P2l22-2层的钻遇长度与产量有较强的相关性，从矿场试验的角度也证明P2l22-2层优质甜点钻遇率是吉木萨尔凹陷页岩油高产的地质保障。

2.2.3 密切割、高强度体积改造是吉木萨尔凹陷页岩油高产的工程保障

近年来，国内外页岩油气资源的改造经验显示[7-23，33-34]，通过缩小裂缝间距、增大改造强度，对水平段实施体积改造，可以在页岩储层中形成具有较大波及体积的裂缝网络系统，缩短地层中的油气向高渗通道流动的距离，加快流动速度。吉木萨尔凹陷页岩油人工裂缝数模和矿场试验研究，也证明密切割、高强度体积改造可以提高生产效果。

表3 4口水平井生产情况对比表Table 3 The comparison of the production of 4 wells

（1）缩小裂缝间距可以增加裂缝的复杂程度，有效提高储层改造体积。

吉木萨尔凹陷页岩油水平两向应力差较大（8～12MPa），人工裂缝呈现双翼延伸特征。模拟14m3/min施工排量、段内射孔3簇、15m和25m裂缝间距条件下的人工裂缝延伸情况，显示缩小裂缝间距后，近井筒地带裂缝复杂程度明显增加，提高了改造体积（图12）。

图12 水平井不同裂缝间距裂缝形态模拟Fig.12 The fracture morphology simulation of different fracture spacing

（2）高强度改造有利于提升压后生产效果。

在改造规模方面，吉172_H井支撑剂用量较高，加砂强度达到1.5m3/m，而先导试验水平井加砂强度为0.75～1.0m3/m，仅为吉172_H井的50%～60%，对压后生产效果也造成一定的影响。以生产效果最好的Jx18井为例，该井水平段长度为1800m，其中优质甜点P2l22-2油层钻遇长度为1002m，与吉172_H井基本相当，具备较好的地质基础。两口井均采用裸眼封隔器+投球滑套工艺实施分段改造，裂缝间距和施工参数均相近，但Jx18井的加砂强度仅为0.94m3/m，约为吉172_H井的60%，投产半年后累计产油量较吉172_H井低近50%，说明改造规模也是吉172_H井高产的关键因素。因此，需保证水平井获得足够的改造强度。

综合以上分析结果认为，在确保优质甜点钻遇率的基础上，实施密切割、高强度的体积改造是吉木萨尔凹陷页岩油水平井获得高产的地质、工程保障。

3 开发试验阶段水平井体积改造技术的攻关完善与效果评价

基于先导试验取得的经验和认识，借鉴国外非常规油气藏的最新改造理念[11-15]，2016—2017年，在吉木萨尔凹陷页岩油继续开展开发试验，部署实施Jx23井和Jx25井，一方面确定P2l22-2层优质甜点的可靠性，另一方面验证密切割、高强度体积压裂对压后提产的作用，最终再次评价水平井+体积压裂开发吉木萨尔凹陷页岩油的可行性。

Jx23井和Jx25井将P2l22-2层作为钻井目标，水平段长1250m，优质甜点钻遇率分别达到96%和92%，相对于前期水平井不足70%的优质甜点钻遇率，Jx23井和Jx25井获得了较高甜点品质。

基于密切割、高强度体积改造理念，压裂采用固井桥塞+分簇射孔分压工艺，平均段长45m，段内分3簇射孔，裂缝间距缩小至15m，施工排量提升到14m3/min，对水平段进行密切割;同时采用多粒径支撑剂组合，单井支撑剂用量达到2480m3，压裂液用量为3.8×104m3，对储层实施高强度改造。压裂监测显示微地震事件集中在井筒周围，且单段裂缝带宽波及到相邻井段，实现了大排量开启多缝、增加裂缝复杂程度、充分改造储层的目的。

Jx23井和Jx25井压后峰值产量创新高，分别达到88.3t和108.3t;持续生产能力也明显提高，投产600天后，Jx23井累计产油量已达到2×104t，Jx25井累计产油量也达到1.7×104t（图13），试验证明密切割、高强度体积改造可以有效提高单井产量，取得较高的开发效益。

在Jx23井、Jx25井成功的基础上，2018年继续开展吉木萨尔凹陷页岩油扩大试验，推广应用水平井密切割、高强度体积改造技术，新投产水平井21口。截至2019年4月，生产时间较长的10口扩大试验水平井，150天平均日产油量达到30.4t，充分证明了水平井体积压裂开发吉木萨尔凹陷页岩油的可行性，为吉木萨尔凹陷页岩油的规模有效开发提供了有力支撑。