致密砾岩油田高效开发理论认识、关键技术与实践 <br/>——以准噶尔盆地玛湖油田为例

致密砾岩油田高效开发理论认识、关键技术与实践
——以准噶尔盆地玛湖油田为例

2020-05-05李国欣覃建华鲜成钢范希彬张景丁艺

石油勘探与开发 2020年6期

李国欣，覃建华，鲜成钢，范希彬，张景，丁艺

（1. 中国石油勘探与生产分公司，北京 100007；2. 中国石油准噶尔盆地重点探区勘探开发指挥部，新疆克拉玛依 834000；3. 油气资源与探测国家重点实验室（中国石油大学（北京）），北京 102249；4. 中国石油新疆油田公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依 834000）

0 引言

准噶尔盆地玛湖油田是近年来在凹陷区成藏理论指导下发现的储量规模达10×108t 级的特大型致密砾岩油田[1-2]，在开发方式、开发技术等方面存在许多科学问题和技术难题。

从地质条件看，国外典型海相致密油/页岩油储集层具有沉积稳定，构造相对简单，分布面积广，厚度大，热成熟度高，埋深适中，页岩层系压力高、含油饱和度高、气油比高、流动性较好等特点[3-4]，而玛湖油田因其独特的沉积特点与成藏特征，具有显著的特殊性。一是岩性更加复杂、储集层横向变化快、非均质性强，优质“甜点”钻遇难度大；二是远源成藏、含油饱和度低，油井获得高产的难度大；三是储集层物性差、天然裂缝不发育、水平两向应力差大，不利于压裂复杂缝网的形成。作为国内外非常规资源开发的主体技术，水平井是否适合本区特殊复杂的地质条件，体积压裂能否形成复杂缝网，均需要进行论证。

从开发理念看，北美基于快速收回成本的考虑，多采用“初期高产快速收回投资、后期长时间稳定低产、产能不足后区块接替”的理念。鉴于中国资源有限、需求旺盛的现状，开发理念应该是“初期控压、延长相对高产稳产时间、在满足一定投资回报率条件下尽可能提高采收率”[5]。针对准噶尔盆地玛湖致密砾岩油田岩性复杂、非均质性强、含油饱和度低、两向水平应力差大、天然裂缝不发育、油层有效动用率较低等特点，必须聚焦提高储量动用率、单井最终累计产量和采收率，以小井距立体开发为载体，以井距这一开发参数为关键，突破目前致密砾岩成缝和井间干扰的理论认识瓶颈，发展创新与小井距立体开发相匹配的井网部署、干扰控制与利用、压裂优化和多元协同等关键开发技术，并在实践中不断检验和完善。

本文简要介绍玛湖致密砾岩油田的地质特征，重点阐述小井距水平井立体高效开发的理论认识和关键技术，回顾开发试验历程，分析不同水平井距开发效果，提出下一步工作应关注的重点问题和理论研究方向。

1 玛湖油田地质特征

玛湖油田目前投入开发的主要含油层系为三叠系百口泉组和二叠系乌尔禾组，两套层系均为扇三角洲前缘砂质碎屑流为主的砾岩沉积，夹少量分流河道砾岩，砾岩颗粒分选差，粒径差异大（2～64 mm），呈复模态结构，导致孔隙结构复杂，其中粒径较小的细砾岩、小砾岩形成优质储集层。储集空间类型主要为剩余粒间孔和长石溶孔，储集层孔隙结构及孔喉组合类型多样，具有典型的小孔隙细喉道特征[6-7]，生产井不经压裂基本无产能。作为胶结物的黏土矿物绝对含量较低（0.24%～4.57%），南部玛1 井区上乌尔禾组、北部玛2 井区下乌尔禾组的储集层具有中强—强水敏特征。

主力开发层系三叠系百口泉组油层埋深2 500～ 4 000 m，沉积厚度110～140 m，纵向分为3 段，即百一段（T1b1）、百二段（T1b2）、百三段（T1b3），3 段均有油层分布，油层厚度6～25 m，平均11.5 m，单油层厚度2～10 m，延伸1 500～3 000 m。油层孔隙度7.7%～11.8%，气测渗透率（0.3～1.0）×10-3μm2，属于低孔、低渗透—特低渗透储集层。

三叠系百口泉组与主力烃源岩二叠系风城组垂向距离超过200 m，原油聚集经历了相对远距离的运移，岩性致密导致的孔喉半径偏小使油层含油饱和度低（41%～67%）。储集层多以塑性较强的玄武质凝灰岩为母岩，混有一定含量的砂岩（12%～45%）、泥岩（1.8%～6.1%），脆性矿物少，天然裂缝不发育，两向水平主应力差较大（12.16～38.21 MPa），压裂后形成复杂缝网的难度大[8]。储集层压力系数0.92～1.82，平均1.41，多属异常高压储集层。地面原油密度0.82～0.85 g/cm3，50 ℃原油黏度2.0～17.3 mPa·s，气油比180～400 m3/m3。

2 致密砾岩油田高效开发理论认识

玛湖致密砾岩油田由于其沉积、储集层和成藏的独特性，在全球范围内缺乏可直接类比和借鉴的开发经验。早期开发实践表明，传统开发理论不能有效指导致密砾岩油田的高效开发，粗粒沉积砾岩与细粒沉积页岩本质上的不同也决定了不能完全套用北美致密油的开发理论。

针对致密砾岩油田开发的独特性，在开展系列试验、寻找高效开发技术对策的同时，进行了系统的理论探索。在引入非常规油气开发理念、确定“水平井+多级压裂”为主体技术后，突破传统认识和北美经验，提出“绕砾成缝”和“井间主动干扰”等理论，为玛131 小井距立体交错井网高效开发示范区（简称示范区）提供了有力的理论指导。在示范区取得良好开发效果的同时，通过深入研究、分析和总结，提出了在不同阶段需要创新发展的致密砾岩油田高效开发理论认识系列（见表1）。本文重点论述与提产提效密切相关的绕砾成缝与井间主动干扰这两项理论认识。

表1 致密砾岩油田高效开发系列理论认识简表

2.1 致密砾岩复杂缝网绕砾成缝理论

储集层压裂形成复杂缝网需要有利的应力场条件和岩石组构特征，在此基础上，通过工艺技术优化和对水力裂缝扩展的人工控制，一定条件下可以使缝网进一步复杂化。以页岩为例，两向水平主应力差越小、层理缝/天然裂缝越发育、脆性指数越高，就越容易形成复杂缝网。但示范区储集层两向水平主应力差较大（大于10 MPa）、层理缝/天然裂缝不发育、脆性矿物少、偏塑性，依据上述理论认识，玛湖致密砾岩不利于形成复杂缝网。运用UFM（Unconventional Fracture Modeling，非常规裂缝模拟）模型进行了多种条件组合的算例模拟：两向水平主应力差分别为0.5，1.0，3.0，5.0，10.0 MPa，井距分别为100，150，200，300 m，簇间距分别为10，20 m。结果表明，当不考虑天然裂缝存在时，所有算例均只形成简单双翼缝；在模型中人工引入少量“虚拟天然裂缝”后，在水平两向主应力差（0.5 MPa）和簇间距（10 m）均很小时，水力裂缝才出现了一定程度的复杂化（见图1）。因此，基于现有理论模型的模拟，示范区无法形成复杂缝网。

图1 两向水平主应力差0.5 MPa、井距200 m 且引入少量“虚拟天然裂缝（图中未显示）”条件下UFM 压裂缝网模拟

图2 玛湖油田砾岩岩心断面特征

岩心观察发现，不同砾径砾岩断面以绕砾断面为主，仅存在少量穿砾断裂，具备形成以绕砾缝为主的复杂缝网的条件（见图2）。通过深入研究和实验，提出致密砾岩复杂缝网“绕砾成缝”的理论：粗粒沉积砾岩与细粒沉积页岩具有不同的力学性质和成缝机理，砾石相互支撑结构是与页岩层理缝/天然裂缝不同、有利于形成复杂缝网的岩石组构特征，砾岩砾径和岩性变化引起的强非均质性也是缝网复杂化的有利条件。胶结物较少、具有足够砾间孔的砾岩可形成有效储集层，其在力学测量中表现出来的塑脆性，不仅与岩性有关，更与其砾径、胶结和相互支撑结构等组构特征有关。当砾岩母岩中安山玄武质凝灰岩成分增加时，塑性就增强；当母岩中花岗岩成分增加时，脆性就增加；也可能尽管砾石本身的岩性是偏脆性的，但砾石在外力作用下易沿砾石间接触面发生错动或滑移，使其在力学实验中表现出偏塑性的特征。砾石间的接触面是力学弱面，水力裂缝主要沿砾石边缘水力弱面成缝和延伸，受张性破裂和剪切滑移的综合作用，在裂缝延伸过程中可以不断分支和复杂化。当砾石内部存在较多溶蚀孔，和/或胶结物含量较高、胶结强度较大时，可形成穿砾裂缝，比如在玛湖1 井区上乌尔禾组，砾内溶蚀孔比例为30%～53%，可能形成穿砾裂缝。因为砾内溶蚀孔的连通性相对较差，能够连通建立高孔隙压力的几率较低，张裂缝较为少见，所以“绕砾成缝”仍是砾岩储集层成缝的最主要形式。如果没有断层的诱导或牵引作用，水力压裂时强非均质性砾岩自身不易形成简单主缝，而是更易形成相对较短、迂曲度大的复杂缝（见图3）。示范区微地震监测和生产特征也表明压裂形成了复杂缝网。这说明现有复杂缝网理论模型不适用于致密砾岩储集层。

图3 砾岩和页岩不同组构特征及不同复杂缝网特征示意图

2.2 致密砾岩油田井间主动干扰理论

井间干扰对邻井（老井）生产效果的影响可能是正面、中性或负面的，时间上也可能是瞬时、短期、长期甚至永久的（导致邻井失效报废），并没有特定的规律[10]，但相当多作业者和研究者仍然把利用工艺技术降低或预防井间干扰作为第一选择。在玛湖油田开发试验历程中，井间干扰在不同井距试验中均有不同程度的发生，观察到的最远干扰距离达2 km，在实践中是无法回避的挑战。经研究认为，致密砾岩体积压裂引起的井间干扰可能存在如下3 种机理。

①压裂液前缘未到达、压应力前缘到达型（Ⅰ类，见图4a 和图4b），即压裂时地层产生应变或移动对邻井套管形成挤压，套管产生局部弹性甚至塑性变形，使封闭井筒内液体压力增高。若邻井已经实施过压裂，当压应力区到达时，瞬时压缩水力裂缝内的液体，产生压力变化并将压力变化传递到井筒内液体，使压力计上能观察到压裂干扰。Ⅰ类干扰通常是瞬时或短时的，没有受到足够的重视。实际上通过地层、裂缝、水泥环、套管和井筒的耦合力学研究，Ⅰ类干扰机理对研究钻井优化和井筒完整性具有重要理论价值。

②压裂液到达沟通型（Ⅱ类，见图4c），即压裂时压裂液到达某个位置但支撑剂并未到达，形成沟通而产生压力干扰。当油井返排生产时，孔隙压力逐渐降低，远端无支撑裂缝间的水力连通随有效应力升高逐渐闭合，因此这类干扰通常是短期的。

③压裂液和支撑剂均到达沟通型（Ⅲ类，见图4d）。在这种情况下，井间干扰是长期的，除非部分支撑缝网失效而使井间裂缝连通丧失。在生产制度变化或井间干扰试井时，均可以观察到明显的压力响应，当井筒位于断裂或裂缝带附近时，压裂可激活或开启断裂或裂缝带，也可以出现Ⅰ类或Ⅱ类情形，带来远距离的井间干扰。

图4 井间干扰的3 类机理示意图

按照“人工油藏”理论，介于第Ⅱ类和第Ⅲ类模式之间的某种临界模式是应追求的最优化目标。在这种情况下，应力和压力干扰可以产生多种正效应使水力裂缝复杂化，包括：井间多裂缝之间发生“应力阴影效应（stress shadow）”，使多条裂缝间相互作用，增加缝网复杂度；压裂液传质传压可减小两向应力差，有利于提高井间裂缝复杂度，通过对示范区压裂施工过程中的地层压力监测和动态应力场模拟，发现在压裂施工过程中地层压力可上升6.0 MPa 以上、裂缝尖端两向应力差可减小10 MPa 以上；应力区相互叠合发生类似波场的相干效应，减小甚至消除了邻井压应力区因主应力方向扭转形成的动态应力隔挡，一定程度上抑制张应力区沿主应力方向突进，有利于裂缝进一步复杂化。这就是部署小井距立体交错井网、主动利用空间应力场干扰产生整体复杂缝网的理论基础。

3 致密砾岩油田高效开发关键技术

致密砾岩油田开发是复杂的系统工程，示范区建设过程中形成了多项关键技术（见表2），本文重点讨论对提高采收率产生重要影响的 4 项创新性关键技术。

3.1 小井距立体交错井网优化部署技术

基于理论认识和对北美小井距加密井网的分析，结合不同的经济参数和全生命周期经济模型，分析玛湖油田各种布井方式的开发效果，形成了小井距立体交错井网优化部署技术，包括如下技术要点。

表2 致密砾岩油田示范区高效开发系列技术简表

①一次井网部署。理论分析认为，由于沿井筒改造充分程度和均匀程度不同，生产引起的不均匀压降导致应力场分布复杂，可能形成“应力漩涡”并牵引水力裂缝沿漩涡边缘突进，使改造不充分并可导致严重井间干扰。北美致密油多采用逐步加密的方式形成小井距立体井网，而不同代的井逐次加密，使应力场分布更加复杂而难以控制，随着加密轮次的增加、生产时间的延长，实施应力场恢复或重建的难度不断增加，不同井距加密井的归一化经济指标一般都低于上一代老井。而小井距一次井网不但可以充分动用储量，还为原状应力场充分利用应力干扰的正效应提供了有利条件，整体开发效果优于加密井网。

②井距协调设计。基于目前单井预测最终可采储量和全生命周期经济模型，估算单井所需控制的地质储量范围并根据水平段长设计初始井距；根据压裂模拟和油藏工程评价确定平均水力缝长（即压裂液到达长度）和平均有效支撑缝长（即支撑剂到达长度），考虑布缝方式，参照井间干扰模式Ⅱ（见图4c）设计井距范围；根据储集层条件调整井距，若储集层较薄可适当拉大井距，若储集层较厚则适当缩小井距。

③细分开发层系。基于地质力学划分流动单元，根据压裂缝网在垂向上的平均高度，指示所能波及的最大流动范围和有效流动范围。对于单层储集层，根据其厚度和地质力学流动单元，在垂向上划分为几套水平井网，并优化每套井网的着陆位置；对于垂向上多薄层叠置的情况，优化多薄层的组合方式及在每个组合中的最佳着陆小层。划分原则是：在现有主体技术条件下，用最少的层系实现垂向上的有效动用。

④立体交错布井。“W”型立体交错方式（见图5）能够减小井间垂向不利干扰，强化垂向有利干扰。通过开展小井距立体平台压裂作业流程优化，可达到整体压裂、增强缝网复杂性的目的。

图5 示范区立体开发示意图

3.2 立体井网空间应力场主动利用技术

井间干扰影响到的空间应力场，可以被控制和主动利用，并在致密砾岩复杂缝网形成、多元协同优化和全生命周期管理中发挥积极作用。与小井距立体交错布井配合，形成了立体井网空间应力场主动利用技术，包括如下技术要点。

①抑制近井地带不利干扰。多缝密切割时，由于缝间应力干扰，内侧裂缝易发生扭曲，裂缝迂曲度增大、弯曲摩阻增大，造成加砂难度加大甚至施工风险。采用限流射孔提高单炮眼排量、较高黏度液体抑制滤失、快速建立排量等裂缝控制手段，降低近井地带缝网复杂度。

②强化平面有利干扰。同一层井网采取井间交错布缝方式，按照井距的2/3～3/4 设计裂缝半长（即让水力缝长实现交叉），拉链式作业。这种方法使井间相对压裂段的应力漩涡形成错位，既避免井间两个应力漩涡的“突进带”正对接近或直接贯通，从而出现简单的超长缝而引起不利干扰；又避免各个应力漩涡平行于井筒方向的动态应力隔挡带彼此连接，造成井间改造不充分。这种错位的应力漩涡，通过拉链式作业使压裂段的压应力区和拉应力区局部叠合、产生类似波场的相干效应，有利于消除因最大水平主应力转向形成的动态应力隔挡带和相邻两个应力漩涡边缘的突进带。压裂过程中，动态两向应力差减小，尤其是裂缝尖端附近减小最多，通过压裂液黏度和排量设计，可以使裂缝尖端最小水平主应力增大10 MPa 以上，有利于缝网在远离井筒部位复杂化。而2/3～3/4 井距的裂缝半长设计，保证在两井中间地带形成应力干扰带，降低了两向应力差，有利于提升缝网复杂度和井间改造有效程度。远离井筒的裂缝尽可能复杂化，可以一定程度上抑制水力裂缝长度，降低井间不利干扰风险。

③强化垂向有利干扰。采取交错布井方式，在垂向上形成与平面上交错布缝类似的效果。根据应力剖面，确定垂向上作业顺序。若裂缝易向下延伸，则采取从上层井网到下层井网依次压裂的作业程序；若裂缝易向上延伸，则采取从下层井网到上层井网依次压裂的作业程序，从而充分利用垂向上应力干扰的正效应。除了垂向应力干扰外，垂向上压裂液的窜流与干扰导致孔隙压力进一步提高，有利于复杂缝网的形成。

④空间应力干扰整体利用。在大井丛立体平台作业时，采取“由外到内、由下到上（或由上到下，取决于应力剖面）、空间拉链”的作业方式，有利于形成整体空间应力场正向干扰。

3.3 最优规模和最佳形态压裂优化技术

示范区T1b2段单井用液规模和加砂规模平均比T1b3段高40%以上，但其生产指标与T1b3段相比并无优势。分析认为，T1b2段相对较薄，在“大液量、大砂量”施工时，相当部分压裂液和支撑剂实际上进入了非储集层段。此外，根据对玛湖油田大量生产井的统计分析，发现部分井区液量和产量之间并无明显的正相关性，也就是说大液量没有带来高产量。因此，要根据井距和储集层条件，优化压裂液和支撑剂规模，控制缝高、优化缝长，在保证最大化动用井间储量的同时，尽可能减少用液量和加砂量，体现经济性。形成了致密砾岩最优规模和最佳形态压裂优化技术（见图6），包括如下技术要点。

①根据储集层厚度，优化液体黏度、排量、砂量液量规模和泵注程序设计，控制缝高及垂向上裂缝形态，保证压裂液和支撑剂主体在储集层内分布，即达到垂向上的最佳形态。

②根据井距、缝长和布缝设计，逐段定制液量和砂量，优化液体性质、液量与砂量的配比，提升平均有效支撑缝长与平均水力裂缝缝长之间的匹配程度。

③通过极限限流、动态暂堵、变载荷或脉冲载荷等裂缝综合控制工艺方法，强化沿井筒改造均匀性和缝网井间展布的均匀性，即平面上的最佳形态，既避免出现相对简单长缝造成的井间不利干扰，又避免出现有效支撑裂缝发育不够造成的井间改造空白区。

④根据油井全生命周期经济模型，寻求产量和效益之间的最优平衡点，确定压裂最优规模。

图6 最优规模和最佳形态压裂优化示意图

3.4 立体开发多元协同优化技术

地质工程一体化本质上是一项针对特定目标、通过多元协同优化实现全局最优的复杂系统工程，包括多学科理论和多领域技术的结合，以及技术方案、管理流程、关键节点全生命周期的优化。

小井距立体交错井网为多元协同优化创造了条件，也提出了更高要求。“小井距、大井丛”模式能够有效提高钻完井和压裂工厂化工程作业效率和组织管理效率，通过流程优化可以进一步降低成本。小井距立体交错井网从设计阶段就需要充分考虑井距与水力裂缝缝长、布井方式与井间布缝方式、同一层系井网多井作业序列、整体压裂后同步控压返排及生产等多元协同优化机制，以达到最大化动用井间资源量，充分利用应力场使缝网复杂化，降低油井非协调生产带来的压力干扰和应力敏感性对油井产能的不利影响，保护中长期产能和单井最终采出量的目的。

在示范区采取了“大井丛工厂化、立体交错布井、井间交错布缝、平台整体压裂、拉链式交错施工、整体焖井平衡、井群同步返排、控压协调生产”为主要措施的立体开发多元协同优化技术，作业效率和生产效果大幅度提高，各生产指标总体反映出关键要素和环节之间实现了较好的协同优化。

4 玛湖致密砾岩油田开发试验与实践

4.1 玛湖油田开发试验历程

为了探索致密砾岩油田高效开发技术政策，在开展理论探索的同时，玛湖油田进行了一系列井型井距试验，经历了直井超前注水、直井衰竭开采+注水、大井距水平井、小井距水平井和小井距立体开发5 个阶段。

4.1.1 直井超前注水试验阶段

最早试验开发的是玛2 井区，2011 年采用直井250 m×433 m 五点注采井网超前注水试验，受储集层敏感性强、油层横向变化快等因素影响，油井投产后整体表现出产油量低、水窜严重、注水不见效等特征，注水直井产量仅是衰竭式开发直井产量的一半，直井超前注水未达到预期效果。

4.1.2 直井衰竭开采+注水试验阶段

2015 年，在玛18 井区两个断块进行了菱形井网直井衰竭式开发试验，两井间短轴距离分别为200，300 m，长轴（裂缝延伸方向）距离分别为346，520 m。压裂时显示长轴方向存在明显的井间干扰，投产后产量递减较大，生产效果不佳。之后进行了两个井组的水驱开发试验，将中心井转注，形成菱形反九点注采井网，试验显示，两口注水井表现出裂缝吸水特征，在人工裂缝方向的油井快速水窜，其他方向则未见注水反应，表明该区储集层不适合水驱。

4.1.3 大井距水平井试验阶段

从2013 年开始，玛湖油田进入水平井开发试验阶段，在多个区块进行了多批次的水平井距、段长、压裂段间距、压裂规模等参数试验。玛131 井区是水平井开发试验最多的区块。2015 年在玛133 井区断块T1b2段开展了6 口水平井先导试验，井距400 m，水平段长 1 200，1 600，2 000 m 各2 口，压裂中存在干扰，表现为邻近压力急剧上升。2016 年继续在玛133 井区断块T1b2段开展500 m 井距试验，玛131 井区断块T1b3段开展400，500 m 井距试验。两个断块试验井个别段压裂时依然出现较为严重的压裂干扰，且影响范围最远达2 km。油井受到干扰后，含水率及压力均快速上升，经过9～50 d 不等的排采泄压后，产量能恢复到干扰前水平，对后期生产效果没有明显影响。

4.1.4 小井距水平井试验阶段

鉴于以上试验结果和认识，2018 年整体开发方案部署了以300，260 m 井距为主的水平井井网，其中物性较好的玛131、玛133 井区井距为300 m，物性较差的夏72 井区为260 m，同时在玛133、夏72 井区局部分别开展200 m 井距试验。

与此同时，在玛湖其他区块如玛18、风南4 井区也都进行了井距试验，井距从最初的500，550 m，减小到200，300 m，不同井距下压裂时都有干扰，投产后干扰并不明显。试验结果显示300，400，500 m 井距下单井产量及预测累计产量与井距相关性不强，也就是生产效果并未因井距缩短而变差。

4.1.5 小井距立体开发试验阶段

2018 年6 月，为了进一步提高单井产量、储量动用率和采收率，提升钻完井工程效率，有效降低投资和成本，在致密砾岩“绕砾成缝”和“井间主动干扰”理论认识的基础上，结合大量数值模拟，创新性地设计了以“大井丛、多层系、小井距、长井段、交错式、密切割、拉链式、工厂化”系列技术为核心的玛131井高效立体开发试验示范区，在一个大平台上纵向针对T1b2段（5 口）、T1b3段（7 口）两套层系共部署12口水平井，井距100，150 m，呈“W”型交错排布，水平段长1 800 m，簇间距10，20 m，采用工厂化平台作业，拉链式大规模压裂并同步投产。

近6 年的水平井+多级压裂试验历程中，随着工程技术的进步和施工组织能力的提升，水平段长度不断增加，从2013 年的800 m 增加到2019 年的1 428 m，示范区更达1 800 m，平均水平段长度增加了1 000 m，最长水平段达3 000 m，最大井深达6 130 m。至此，玛湖油田基本完成了开发试验，优选出在目前工艺水平下适合油田地质特征的井型、井距和主体压裂技术。

4.2 小井距立体开发试验设计与实施

4.2.1 小井距立体交错井网开发设计

采用小井距立体交错井网优化部署技术，示范区对纵向上油层跨度35～40 m 的两套油层（T1b3、T1b21）进行立体开发（见图5），共部署水平井12 口，其中T1b3段7 口，井距100 m，油层厚度12.5 m，孔隙度10.5%，渗透率1.1×10-3μm2；T1b21段5 口，井距150 m，油层厚度8.0 m，孔隙度10.2%，渗透率1.5×10-3μm2。两套油层交错布井，设计水平段长1 800 m，半缝长80～90 m，簇间距主体20 m，交叉布缝纵向形成10 m缝间距（见表3）。

表3 玛131 小井距立体开发示范区水平井压裂参数设计表

12 口井采用工厂化平台式设计，平台井口“一”字排开，每4 口井为一组，组间距60 m，组内井间距10 m，3 部钻机同时作业，先钻一开二开，后集中完成三开水平段。

4.2.2 小井距立体开发大平台实施

采用立体开发多元协同优化技术，示范区于2018年7 月开钻，2019 年6 月全部完钻，平均完钻井深4 932 m，平均水平段长1 720 m，平均储集层钻遇率96.8%，平均钻井周期62 d。与本区块平均水平相比，平均井深增加50 m，水平段长增加160 m，钻遇率提高9.6%，钻井周期缩短32.6 d，钻井指标和效率得到较大提升，多元协同优化技术取得显著效果。

采用最优规模和最佳形态压裂优化技术，2019 年6 月11 日开始进行工厂化集中压裂，同一组平台同层位进行拉链式压裂，压裂级数为24～33 级，平均28级，簇数为51～168 簇，平均94 簇，簇间距11～30 m，平均21 m，加砂量1 670～3 330 m3，平均2 350 m3，压裂液量23 986～57 661 m3，平均35 944 m3（见表 4）。全部压裂于8 月28 日完成，进入焖井平衡期，平均焖井28 d，井口压力平衡后开井生产。

表4 玛131 小井距立体开发示范区各井施工工程参数统计表

4.2.3 小井距立体压裂工程效果分析

采用小井距立体井网空间应力场主动利用技术，示范区按照“平台组间先压两边后压中间、平台内井间交叉压裂”的作业顺序，压裂液及支撑剂沿着水平最小主应力方向的大量充注与充填导致了水平最小主应力的提升，而水平最大主应力受影响则相对较小，水平两向应力差减小，利用大量注液形成的“憋压”效应实现应力场正向干预，压裂停泵压力（见图7）显示，压裂液增加了地层孔隙压力，后压裂井停泵压力明显上升，大致平行于水平最小主应力方向的加砂使最小主应力提高，中心井两向应力差由压前的15～20 MPa 缩小到8～15 MPa。地层压力监测表明，在压裂施工过程中地层压力上升6 MPa，进一步增加了形成复杂缝网的几率，较小的井距及立体井网导致的单位孔隙体积中更多的压裂液量是孔隙压力大幅上升的关键。

图7 示范区压裂单井平均停泵压力分布图

井下微地震监测选取位于较中间位置的水平井 M1244 井和区内直井玛15 井作为共同监测井，其中M1244 井检波器下入水平段中，按照“与压裂段保持合适距离”的原则适时拖动，两口监测井均位于有效监测范围（半径600 m）内，监测质量合格。结果显示，初期压裂段微地震响应更为集中，表明前期在两向应力差较大的情况下，形成裂缝较为单一，后期压裂段及中心区域孔隙压力升高后，降低了缝网形成的岩石强度界限。根据停泵压力初步评价，最小水平主应力提高了5～10 MPa，两向应力差降低。两方面原因都有利于支缝形成，使得缝网更加复杂，监测解释结果显示后压井或段的储集层改造体积（SRV）更大（见图8），裂缝长宽比更小（见图9），同层裂缝相互交错，布满整个示范区控制范围，缝网复杂程度增加（见图10），空间应力场主动利用效果显现。

同样在有效监测范围内，与小井距示范区形成的复杂缝网相比，400 m 井距条件下形成的裂缝相对单一（见图11），井间有大面积区域尚未被压裂缝覆盖，这部分资源可能并未有效动用，这也印证了致密砾岩最优规模和最佳形态压裂优化技术的重要性和缩小井距的必要性。

图8 示范区水平井微地震监测储集层改造体积统计

图9 示范区水平井微地震监测单井平均裂缝长宽比统计

图10 示范区水平井微地震监测成果图

图11 玛131 井区微地震监测成果

4.3 不同井距试验生产效果分析

4.3.1 实施工程参数对比分析

分别选择6 种井距典型井进行对比（见表5），随着时间推移，玛湖油田水平井开发工程参数总体上表现为钻完井周期的缩短和井距的缩小。

4.3.2 典型井产量对比分析

示范区生产情况如表6 所示，为了体现可比性，对产量进行生产制度及水平段长度归一化（见图12），可见T1b3段100 m 井距下的7 口井平均单井产油量高于T1段150 m 井距下的5 口井。

示范区平均产量比全区平均水平高34.5%，与全区表现最好的前10%井基本相当，整体表现优秀（见图13）。进一步分别与200，300，400，500 m 井距典型水平井对比，发现小井距油井见油时间短，开井1～3 d 即见油。对比前180 d 不同井距产量，发现总体上小井距单井累计产量比大井距高（见图14a）。归一化后排除水平段长影响，小井距每1 000 m 水平段日产油总体上高于大井距（见图14b），但由于井距缩小，单井控制地质储量减少，使得采收率等指标变好，示范区显示出明显优势。

表5 不同井距下典型井工程参数对比表

表6 示范区2020 年4 月各井生产情况统计表

图12 示范区油嘴及水平段长归一化累计产量对比图

图13 示范区与全区产量对比图

4.3.3 压力变化对比分析

对比同一断块同层位不同井距井口压力（见图15），发现虽然初期压力存在差异，但不同井距压降趋势基本一致且小井距油压绝对值较高，表明小井距下在较小范围内注入较大液量，起到增能作用，且压降速率并未因井距缩小而变大，反映了较强的稳产能力。

4.3.4 储量占用对比分析

对比不同井距下各井平均占用地质储量情况，发现井距越大每1 000 m 水平段占用的储量就越大（见图16）。井距变小，单井占用地质储量降低，也反映出较小井距可以更加充分动用地质储量。

4.3.5 生产趋势分析

图14 不同井距下典型井180 d 产量对比

图15 示范区不同井距下油压曲线

图16 不同井距千米水平段控制储量

根据玛131 井区投产时间大于1 年的36 口水平井生产统计，初期月递减率为2.0%～2.9%，折算年递减率为21.5%～29.8%。与北美致密油第1 年递减率通常达40%～50%相比，玛湖油田较低的递减率是普遍采取控压生产方式所致，这也有效延长了较高产量的生产时间，对于提高单井最终可采储量作用显著。

北美的研究和实践表明，致密油井前180 d 累计产量可以很好地指示该井长期的产能表现[11]。分析示范区水平井前180 d 生产特征发现，第5 个月达到产量峰值后进入缓慢递减阶段。目前生产水平与递减趋势更接近于本区投产井产量表现最优的前10%井（见图17），借鉴该递减规律预测示范区单井累计产油量为（2.02～3.82）×104t，平均单井累计产油量为3.07×104t。

图17 玛131 井区投产水平井递减阶段产量曲线

4.3.6 经济效益分析

建立不同井距与采收率和投资回报率关系模型（见图18），发现采收率与井距呈负相关关系，而最佳方案取决于经济条件，低油价时过小的井距由于单井预测最终可采储量较少，经济性较差，而油价越高小井距越有优势。

图18 井距与采收率、投资回报率关系图

递减法预测结果显示，100，150 m 小井距井最终采收率在25%以上（见图19a），明显优于大井距井。按照中国石油天然气股份有限公司现行投资回报率计算方法，大井距井按照当年结算实际成本分析，小井距井按照2020 年与服务公司确定价格测算，小井距经济效益同样具有明显优势（见图19b）。

图19 不同井距递减法预测采收率及投资回报率图

此外，北美致密油的小井距井网通常是经过一次或多次加密后逐步形成，随着井距变小，单井归一化（单位长度）最终可采储量总体上逐步变小[12]，而示范区单井180 d 平均累计产量并没有因井距缩小而明显降低，充分反映了一次井网整体动用的优势。

5 关注与讨论

①继续关注示范区单井和平台递减规律。示范区生产已达8 个月以上，表现良好，需继续跟踪评价未来递减规律、单井预测最终可采储量及最终采收率。

②尽快开展示范区人工缝网定量描述与评价工作。致密砾岩因其复杂特殊的沉积特征，使得人工裂缝形成机理、分布形态也极为复杂，异于细粒沉积的砂岩、页岩等，应尽快开展大斜度井取心以及系统配套的测录井数据采集分析工作，深入了解和定量评价致密砾岩人工缝网的细节。

③继续完善最优规模和最佳形态设计。从生产表现看，采用密切割、大液量、高强度压裂的3 口井，生产效果未见明显优势。因此，合理设计压裂段簇数和砂液量是进一步提高单井产量、降低成本的关键，是未来工艺探索的主要方向。

④加大致密砾岩油田高效开发理论与关键技术的推广工作。2020 年优选玛18、风南4、玛东2、玛2、艾湖2 共5 个井区针对T1b1、T1b2、T1b3、P3w1、P3w2等5 个层系开展推广应用，计划钻井125 口，建成产能109×104t，深入评价影响产能的主要因素。拟对不同油层厚度、两向应力差、孔隙压力系数的致密砾岩储集层在小井距下的开发效果进行深入评价。

⑤持续探索致密砾岩力学机制和研究最优缝网理论。目前示范区井眼轨迹主要采用平行于水平最大主应力方向设计，但少量水平井方向与水平最大主应力方向呈小角度相交的井获得了更高产量，改变布井方向是否会有更高产量、水平井方向与地应力夹角多大合适、最终的井距多大合理、一次密井网充分动用储量追求高的一次采收率和一次大井距井网后期通过注气等方式提高采收率哪种方式更经济，这些问题都需要深入的理论研究和实践探索。