鄂尔多斯盆地页岩油储层改造技术研究

刘鹏程 李彦飞

延长油田股份有限公司定边采油厂开发科 陕西榆林 718699

页岩油是一种重要的非常规石油资源，我国页岩油资源比较丰富，开发潜力巨大。鄂尔多斯盆地三叠系延长组油页岩不仅是延长组的生油岩，而且是延长组页岩气的生、储层位。为解除近井地带可能的储层伤害或在储层中建立高导流能力的通道，可采取酸化、压裂及其他增产措施来提高油气水井的能力。

1 页岩油储层改造技术

对比分析国内外页岩油储层改造技术发现，改造理念基本相同，均为密切割强加砂分段压裂技术，仅部分技术指标存在差异。国外水平段长、压裂段数多，目前水平段长2000.00～6000.00m，压裂段数50～80 段；国内水平段长1000.00～2000.00m，压裂段数20～30 段。国外射孔簇数多在5～15 簇，国内射孔簇数多在3～6 簇。以下以鄂尔多斯盆地为例，主要介绍国内的储层改造技术。

1.1 改良压裂液体系

压裂液是储层改造的重要材料，其化学组成不仅影响携砂能力，还会对储层造成伤害，影响裂缝延伸距离和范围、缝网的复杂程度，从而影响储层的改造效果。

1.2 重复压裂技术

重复压裂技术是使用封堵剂封堵储层中高渗透裂缝，同时向储层加压；在高压力作用下，使储层中低渗透性裂缝开启，从而提升压裂效果。采用重复压裂技术能够在储层中形成一个高压带，在压力作用下，原有裂缝得到了延伸，裂缝导流能力得到了进一步提升，从而增强了原油的流通性。

1.3 变排量压裂技术

变排量压裂技术是通过频繁大幅度改变压裂液排量，快速由最大排量变为最低排量，然后又快速由最低排量变为最高排量。

1.4 大规模体积压裂改造技术

现阶段，水平井压裂技术已经得到了长足发展，由早期的分段压裂、多级压裂，已经发展为大规模分段体积压裂。大规模体积压力特点是压裂排量大、注砂量大、砂液比低、颗粒粒径小等。

2 页岩油储层改造前景

根据国家能源局页岩油推进会的会议精神，按照延长油田工作要求，制定了新增页岩油20 亿t 探明储量的加快发展规划建议。发育夹层型、页岩型两种类型的页岩油分布范围广，资源丰富。其中重力流型储量规模30 亿t，三角洲前缘型储量规模10 亿t；纹层型资源量60 亿t，页理型原位转化攻关探索。根据加大油气勘探开发力度、保障能源安全的重要指示，延长油田优化二次加快发展目标，长7 页岩油是下一步增储上产的主要领域。“十四五”计划完钻探评井200 口，完成三维地震6500km2，落实探明地质储量10 亿t，控制储量3.5 亿t，预测页岩油储量7.5 亿t。“十四五”动用Ⅰ、Ⅱ1 类储量，2025 年产量达到380 万t；“十五五”动用Ⅱ1、Ⅱ2 类储量，2030 年产量达到503 万t；“十四五”期间，动用储量4.5 亿t，建产能524.9 万t/ a。图1 为2021—2030 年页岩油探明地质储量规划直方图。

图1 2021—2030 年页岩油探明地质储量规划直方图

3 页岩油储层改造面临挑战

3.1 页岩油“甜点”目标变化快

页岩油“甜点”目标变化快，地质评价风险较大，深水沉积砂岩厚度薄、连续性差、非均质性强，预测难度大，存在“甜点”目标变化的风险。开发对象品质逐年变差，开发效果面临挑战。目前页岩油开发对象主要为Ⅰ+Ⅱ1，后期逐步转变为Ⅱ1+Ⅱ2，具有多薄层叠合发育、横向连续性更差的特征，开发效果难以保证。储层改造技术适应性不够，页岩油提产难度大，长7 岩性组合类型多样，砂体结构复杂，针对不同油藏特征的压裂改造技术适应性不够，提产难度大。

3.2 中后期补能方式难以确定

长7 页岩油地层压力系数低，天然能量不足，自然能量开发下水平井前3 年递减率分别为34.1%、20.1%、14.3%。借鉴北美页岩油注气补能开发经验，前期开展的注气补能试验，注气后邻井气窜严重，后期仍需加强注气补能方式研究。

3.3 规模效益勘探开发面临较大挑战

根据开发规划，十四五期间动用的以Ⅰ类、II1 类资源为主，2026—2030 年动用的以Ⅱ2、Ⅲ类资源为主，资源品质逐年变差，效益开发面临较大挑战。变油价下，Ⅰ类甜点区经济效益较好，Ⅱ1 类甜点区内部收益率在6%左右，Ⅱ2 类甜点区内部收益率达不到行业标准。

4 优化储层改造措施

4.1 提高水平井油层钻遇率

针对页岩油多薄层叠合发育特征，开展大平台油藏地质研究，结合三维地震属性，建立三维地质建模，提升地质模型精度，优化水平井轨迹设计；根据实钻数据实时更新模型，结合随钻导向，指导水平井轨迹调整，提高水平井钻遇率。

4.2 强化压裂技术适应性认识及优化

在多簇起裂有效性、压裂液性能优化、水平井防砂工艺等方面持续攻关试验，提高压裂技术适应性。提高多簇起裂有效性，射孔簇由6～8↓3～4 簇/ 段，完成单井方案调整。试验绳结暂堵，提高多簇起裂，试验连续油管单簇密切割压裂，优化压裂液性能，压裂液中加入阻垢剂等成分。试验CNI 纳米驱油压裂液。完善防砂工艺，方案源头设计防回流支撑剂，下步计划开展现场试验，制定连续控压放喷工作制度。图2 为2017—2021 年平均单段簇数年度变化直方图。

图2 2017—2021 年平均单段簇数年度变化直方图

4.3 开展页岩油开发试验

开展钻井提速提效、体积压裂提产、注气提高采收率等试验，不断完善页岩油开发配套技术系列，为控降投资、稳产储备技术。针对页岩油水平井“一趟钻”比例低问题，2021 年示范区开展长水平段一趟钻攻关试验，连续3 口井实现水平段“一趟钻”，平均水平段长2115m，平均钻井周期12.5d，提速效果显著。通过提高多簇起裂效率、增加有效支撑缝长、强化I+Ⅱ类储层改造程度，进一步提升段簇有效性，大幅提升缝网波及系数，提高单井产量。

下一步主要增产对策包括，采用新型暂堵技术提高多簇有效性10%以上；超细支撑剂增加有效支撑缝长20%以上；差异化设计提高优质段贡献率10%以上；预期目标缝网波及系数提高15 个百分点，单井产量达到20t/ d，单井EUR 提高15%，

4.4 制定不同生产制度

为探索快速收回投资与经济效益最大化的生产制度，选取4 口井开展试验。试验井按1.5 倍产量放大压差生产，配产液量38～45m3/ d，对比井液量20～25m3/ d。对环境敏感区、井场靶前距区等储量难动用区，提出了扇形井网布井模式，探索环境敏感区储量有效动用技术。

5 结论

随着油田持续开采，我国常规油气资源可采储量逐渐减少、开发难度不断增加，非常规油气资源成为开发热点。我国拥有丰富的页岩油资源，加大对页岩油资源开发力度，提升开发效果，提升非常规油气资源在资源产量中占比，形成稳定的接替能源，对于实现油田可持续发展、保障国家能源安全具有重要意义。