玛湖油区一体化高效开发模式实践与应用

李晓山 ，叶义平，王硕，李婷，顾开放

1.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依834000

2.中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依834000

引言

北美地区致密油成功开发和地质理论发展，为国内致密油规模效益开发带来了生机[1-2]。北美致密油主产区Bakken、Eagle Ford 和Barnett 主体采用水平井+体积压裂技术使得单井产量得到大幅提升，并通过一体化集成公关，采用长水平段、小井距、细分切割技术，钻井成本大幅降低，单井产量大幅增加，使得低品位油藏得到效益开发[3]。

国内油气工作者受北美致密油先进开发技术理念的启发，开始尝试采用一体化的工作思路来破解“低品位资源效益建产”的难题，并取得了较好的开发效果。四川页岩气采用一体化的作业模式为南方海相山地页岩气高效开发做出了有益的探索[4]；塔里木油田采用一体化的作业模式实现了碳酸盐岩增储上产，取得良好规模效益[5-6]。实践表明，一体化的作业模式是低品位资源效益建产的必由之路[7]。

玛湖致密砾岩油藏储层非均质性较强、储量丰度低、应力状态复杂。直井一般无自然产能，需要进行大规模体积改造，效益建产难度大。针对玛湖地区复杂地质特征，通过认真消化吸收国内外致密油藏效益开发的成功做法，经过前期的实践和探索，形成了一体化高效开发模式，指导了玛湖地区百万吨级原油产能建设。

本文以勘探开发一体化为研究基础，以地质工程一体化为核心，以技术经济一体化为目的，以地面地下一体化和试验建产一体化为保障，采用全生命周期一体化管理模式，加快勘探开发节奏，实现玛湖地区规模效益建产。

1 一体化开发模式在玛湖地区探索

玛湖凹陷位于准噶尔盆地西北缘，西与西部隆起的山前断裂带相邻，东与陆梁隆起相接，整体呈NE—SW 向展布，面积约7 300 km2，目前，已在平面上多个区域及纵向上10 个层系发现油藏，是准噶尔盆地近期增储上产最现实的主战场。主力层系百口泉组、上乌尔禾组岩性以致密砾岩为主，物性较差，油层孔隙度为8.84%∼10.38%，气测渗透率为1.44∼5.48 mD，属低孔、特低渗油藏[8-9]。直井产量低或无稳产能力，需要大规模改造才能获得工业油流，开发难度大[10]。

经过前期开发探索，确定了“水平井+体积压裂”为主的开发方式，水平井初期平均单井日产达20 t 以上，取得较好的开发效果。但与成功开发的北美地区及国内致密油区块相比，玛湖地区实现效益开发还面临以下3 个难题：（1）储层的岩性复杂，储量丰度低，隔夹层发育，有效动用难度大。储层岩性以砾岩为主，包括砂岩、火山岩及页岩，储量丰度（14.7∼47.1）×104t/km2，为特低丰度油藏。隔夹层较发育，一般1∼5 m，储层整体有效动用难度大。（2）储层埋深跨度大，应力状态复杂，施工难度大。已发现油藏埋深1 500∼4 230 m，平均3 600 m，压力系数变化大（从凹陷边部1.0 增加到中部的1.8），钻井施工难度大。两向应力差较大，不易形成复杂人工缝网，闭合应力高，对支撑剂强度提出较高要求[11-12]。（3）效益建产难度大。由于地质情况复杂，对钻采工艺要求较高，导致前期建产成本较高（单井投资超5000 万元）。

复杂地质背景使得玛湖地区致密油藏产能建设存在较大的施工难度，加上产能建设初期钻采配套工艺技术尚未成型，合理的压裂施工方案尚需要探索，如何实现低品位油藏效益开发是目前亟待解决的难题。经过长期实践探索，形成了以勘探开发、地质工程、技术经济、地面地下、试验建产为核心的全生命周期一体化开发模式，大幅提高单井产量及效益，为玛湖地区规模效益开发打下坚实基础。

2 一体化开发模式在玛湖地区实践应用

玛湖地区目前已在平面及纵向10 套含油层系发现油藏，盆地满凹含油的格局已经形成。目前，百口泉组已呈现整体连片探明之势，凹陷区“东、西百里油区”已见雏形，部分已探明区块之间勘探程度较低，需要加强勘探开发一体化研究，实现平面整体连片探明，降低资源及产能不确定性风险。储层非均质性强，甜点识别难度大，需要采用地质工程一体化方法，加强三维地质模型与现场结合，使地质模型及时更新并指导钻井轨迹优化，提高储层钻遇率。在甜点落实区，需要以效益建产为导向，采用技术经济一体化优化方法，优化井网井距设计及压裂参数设计，达到提高单井产量、降低投资成本的目的。在建产的过程中，考虑地面地下一体化，通过统筹建产节奏，确保投资与系统效率最优化。在产能规模建设同时，开展试验建产一体化攻关研究，开展新工艺及提高采收率等相关试验，进一步提高单井产量及效益。

2.1 稳固推进勘探开发一体化，加快资源转化

玛湖地区油气勘探始于20 世纪80 年代，虽较早地提出了“跳出断裂带，走向斜坡区”的勘探思路，但受传统的勘探认识和低渗透储层改造技术限制，早期勘探并没有明显的突破。随着勘探层系向深部探索以及非常规储层改造技术的跨越式进步，勘探家们对玛湖地区系统地开展了整体研究与潜力评价，突破扇体沿盆缘分布、湖盆中心为细粒沉积的传统认识，建立退覆式扇三角洲沉积模式[13-15]，勘探方向由源边断裂带构造逐步转到源内主体区。2012 年3月，Ma131 井百口泉组获得重大突破，拉开了斜坡区油气勘探的序幕。目前，已在百口泉组、上乌尔禾组开辟亿吨级储量规模，并逐渐向深部探索，玛页1 井高产试油，证实深层二叠系风城组页岩具有广阔的开发前景[16-18]。由于玛湖地区油气资源具有明显分区分带、施工季节性强等特点，传统的勘探开发方式周期性长、难度大。为了加快资源转化，落实储量，采用勘探开发一体化模式，加快玛湖地区原油上产。

2.1.1 勘探开发一体化理念

玛湖地区勘探开发一体化融入“规划”理念，为了满足未来一段时间区块原油上产目标，合理有效地规划动用地下资源，根据勘探开发的难易程度，由浅及深、由易及难，科学制定分年探明规划，实现资源有效接替，降低资源探明风险。根据资源落实程度，按照4 个层次开展工作，加快资源探明和建产节奏。（1）已探明储量，整体规模建产。以百口泉组、上乌尔禾组为主体，兼顾纵向多层系潜力，平面上连片实施，整体规模快速建产。（2）较落实资源，边试验边建产。本着勘探、评价、开发并举的原则，在落实程度较高的区块开辟试验区，在落实地质特征同时，加快资源的探明程度。（3）待落实资源，加强资源评价，尽量提交效益储量。（4）待发现资源，加快勘探节奏。勘探领域向凹陷中部及已探明区块间的低勘探区转移，积极探索探明区周缘空白区，加强中下二叠统整体研究，开辟深层页岩油新领域。通过分年资源探明规划，根据资源的落实程度实现有序的接替开发，建立分层系、分区带资源互补机制，加快玛湖地区勘探开发一体化进程。

2.1.2 勘探开发一体化做法

玛湖地区勘探开发一体化是实现勘探与开发的有机结合[19]。主要表现在以下两个方面：（1）开发早期介入，紧密跟踪勘探动态。开发的早期进入对加深认识预测区的地质规律及开发潜力具有重要的作用。当勘探成功进入评价阶段后，产能建设与探明储量同步进行。开发过程中秉持“整体部署、分批实施”的原则，在完成油气生产的同时也加强资源的探明程度。（2）勘探向开发渗透，实施滚动勘探开发。依据开发区块的最新地质认识，充分认识区块的油气运聚规律，实施滚动勘探开发。MH1 井区上乌尔禾组采用勘探、评价、开发一体化应用（图1），按照“直井探边控面、侧钻水平井提产、水平井组试验同步进行”一体化工作思路，开展预探井、评价井、开发井部署，优选资源落实程度相对较高地区试验建产，把落实探明储量和开发设计井位结合起来统一部署，在增加资源落实程度的同时，也加快油气试验建产。

图1 MH1 井区勘探开发一体化施工Fig.1 Integrated construction of exploration and development in MH1 Well Area

2.2 强化实施地质工程一体化，提高单井产量

为提高单井产量，实现高效开发，需要将地质认识与工程实践紧密结合，以地质认识为基础，以更好的服务于工程应用为目的，通过一体化实施平台，打破部门及学科壁垒，将不同部门、不同专业背景人员进行深度融合，真正实现一体化作业。地质工程一体化以提高储层钻遇率为核心，以钻压优化设计为手段，以提高单井产量为目的。由于地质工程一体化在玛湖地区油气上产中具有决定性作用，新疆油田公司高度重视，形成一体化水平井设计及跟踪优化团队，保障了水平井设计、实施、压后评价各个环节紧密联系。

2.2.1 优化精细三维地质模型，提高储层钻遇率

前期生产实践表明，水平井钻遇率极大影响了单井产能，精细三维地质模型指导下的地质导向钻井可有效提高钻遇率和钻井效率。由于玛湖地区储层岩性复杂，非均质性较强，油层厚度较小（5∼25 m），隔夹层发育，地质甜点识别难度较大，在开发过程中对地质模型的精度有更高的要求。在地质工程一体化实施过程中，以测井资料为基础，以地震属性为约束，建立三维地质模型，通过井震结合的方法反演储层的岩性、岩相和厚度等参数。在钻井施工过程中，正钻井把握关键轨迹控制点，快速更新三维模型，利用修正后模型指导后续轨迹调控，完钻井通过利用更新区域三维模型，优化相邻待钻井轨迹设计，提高同区域后续水平井入靶准确度，减少水平段钻进过程中的轨迹调整（图2）。通过三维地质模型快速更新指导水平井轨迹调控，将油层钻遇率由73%提高到95%，取得了显著效果。

图2 三维地质模型迭代更新示意图Fig.2 Geological model iteration update schematic diagram

2.2.2 优化方案设计，提高单井产能

综合运用地震、测井、录井、岩石力学计算等多种方法，建立孔隙度、渗透率、含油饱和度等地质甜点属性剖面以及杨氏模量、泊松比、脆性指数、水平最小主应力等工程甜点属性剖面。依据“好层多压，差层少压、按甜点品质分级、按应力平衡分簇”的设计原则，按照“一井一藏、井井不同”的设计思路，开展个性化压裂设计。并采用“逆向设计、正向施工”，在地质储层及岩石力学基础上开展套管变形、压裂窜扰、井眼垮塌等现场工程问题研究，反馈钻压设计中存在的问题并优化钻压设计，通过不断反馈及优化设计，确保压裂施工效果及单井产量的不断提高。

2.3 贯彻落实技术经济一体化，实现效益开发

玛湖地区目前主体采用“水平井+体积压裂”的开发方式，规划投产水平井数占开发总井数的90%以上。由于国际油价低迷、建产成本高，目前正处于投资效益边缘。对玛湖地区2017—2018 年已投产近50 口水平井进行经济效益分析，部分水平井达不到效益建产要求。前期建产区块埋藏浅，储层物性相对较好尚且存在效益风险，后期深层物性较差的领域将会面临更大的效益开发风险。由于非常规开发产能是新区产能建设的主力，若不进行效益优化，新疆油田公司将面临巨大的经济压力，因此，实施技术经济一体化迫在眉睫。

2.3.1 优化水平井设计参数，实现效益最优

水平段长、井距、压裂簇间距等关键参数不仅影响生产效果也决定了投资效益。前期水平井生产实践表明，水平段长度等设计参数与单井产量并非线性相关，即存在最优的设计参数在保障生产效果的同时使得效益最优。需要在前期水平井生产规律及渗流规律基础上，建立经济与产能的关联方程（图3）。以投资回报率最大化为目标，开展部署参数优化研究，提出效益优化解决方案[20]。

图3 技术经济一体化流程图Fig.3 Technical and economic integration flow chart

2.3.2 优化方案设计，源头控制投资

玛湖地区水平井钻井费用及压裂费用占总投资的95%，因此，主要通过对钻井及压裂进行整体方案优化，从源头控制投资，实现降本增效。

钻井投资优化主要通过优化井身结构、钻井液材料、采用大井丛施工模式来实现钻井成本大幅下降。在深层高压区块推广小三开井深结构，与常规三开井身结构相比，单井节约费用约300 万元。在保持钻井液体系不变的情况下，优化主剂及辅剂用量，并优选国产韧性水泥替代进口弹性水泥材料，大幅降低钻井成本。采用“大平台、工厂化”的作业模式，实现钻井液最大化重复利用，重复利用钻井液占总用量的20%∼30%，同时强化施工环节标准化建设，提高“工厂化”作业水平，缩短单井钻井工期，降低投资费用。

压裂投资优化主要采取优化压裂材料、推广可溶桥塞等措施。持续优化压裂液体系，大幅提高滑溜水比例至100%；优化支撑剂类型，3 500 m 以浅采用全石英砂代替陶粒，3 500 m 以深采用部分石英砂替代陶粒，单井投资成本降低350∼600 万元；开展可溶桥塞现场试验，节约作业时间及投资成本。

2.4 加快运行地面地下一体化，保障平稳运行

按照“地面服从于地下，地下兼顾地面”的基本思路，进行地面工程建设。根据油气产能建设规划的要求，对玛湖地区分区油、气、液指标进行规划，为地面水、点、路、讯设计提供依据，指导地面建设合理、高效运行。通过严谨的组织管理，实现地面建设与勘探开发同步进行，具体做法体现在如下两个方面：（1）开发框架方案与试验方案先行，为地面环评与征地节约时间。开发框架方案提前至预探及评价阶段，提前评估区块的建产能力，做好地面建设策划工作。开发方案编制提前半年以上，为环境评估及征地预留时间，保障地面建设能够及时跟进勘探开发建设节奏。（2）建立地面地下一体化设计平台。为提高工作效率，节省野外踏勘工作量，将地面复杂环境信息与地下地质认识成果以可视化的方式叠合呈现（图4），在井位设计过程中规避地面敏感信息，并运用移动终端进行井位现场验证与微调，解决了设计井位一次落地的难题，提高了勘探开发井位研究与决策效率。

图4 地面地下一体化分析图Fig.4 Ground and underground integration analysis diagram

2.5 积极探索试验建产一体化，实现高效开采

致密砾岩油藏无规模效益开发先例可循，全生命周期开发规律尚不掌握，现阶段的开发技术虽已满足效益开发基本要求，但仍存在进一步提升空间。特别是在进一步提升开发效益与采收率方面有待持续攻关。在规模上产过程中通过试验建产一体化，开展相关试验，同时为新技术迅速推广保留空间，进一步提高开发质量和效益。目前，已在玛湖地区开展Ma131 小井距示范区，开展“长水平段、小井距、密切割、大平台、工厂化”立体开发试验，生产实践表明，小井距具有采油速度高、采收率高的优势，但单井累计产量低，具有效益开发的风险。此外，在Ma131、M18 井区同步开展CO2吞吐、烃气驱等提高采收率试验，积极探索高效开发新模式。

3 玛湖一体化开发实践启示

以非常规储层改造理念为指导的“五个一体化”创新实践，探索和积累了大型探区整体勘探开发实践，可为大型复杂油气田的快速效益建产优化提供借鉴。（1）勘探开发一体化开发模式融入“规划”理念，以分年资源探明规划及产能建设规划为指导，由浅及深、由易到难，逐步有序实施，使一体化实施有落脚点，增强可实施性。（2）地质工程一体化模式以精确三维地质模型为基础，以提高储层钻遇率为核心，以钻完井及压裂优化设计为手段，以提高单井产量为目的，通过建立实时迭代更新油藏属性、岩石力学属性等三维地质模型，持续开展储层地质认识、水平井钻井轨迹调控、压裂优化设计与压后综合评价等项目研究，采用“逆向思维设计、正向施工”的思路，根据现场实施效果及时优化钻采设计方案，实现致密油储层高效开发。（3）采用技术经济一体化开发模式在产能建设投资管控和提质增效方面发挥了巨大作用。建立了不同类型油藏标准井全生命周期效益评价模型，根据现场实施情况修正效益评价学习曲线，并与国内外进行效益对标研究，确保产量效益最优。（4）采用全生命周期一体化管理的模式，实现从勘探评价、钻采优化、生产调控分阶段管理，确保各环节无缝衔接，有效提高作业效率，达到提高单井产量和采收率、降低工程投资和运行成本的目的。