鄂尔多斯盆地页岩油水平井开发关键科技问题_雷启鸿.pdf

第 34卷 第 6期2023年 6月Vol.34 No.6Jun.2023天 然 气 地 球 科 学NATURALGASGEOSCIENCE引用格式：雷启鸿，何右安，郭芪恒，等.鄂尔多斯盆地页岩油水平井开发关键科技问题 J.天然气地球科学，2023，34（6）：939-949.LEI Qihong，HE You an，GUO Qiheng，et al.Key scientific and technological issues in the development of horizontal shale oil wells in the Ordos Basin J.Natural Gas Geoscience，2023，34（6）：939-949.DOI：10.11764/j.issn.1672-1926.2023.01.001鄂尔多斯盆地页岩油水平井开发关键科技问题雷启鸿1，2，何右安1，2，郭芪恒1，2，党永潮3，黄天镜1，2，刘长春1，2（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安 710018；2.中国石油长庆油田公司，陕西 西安 710018；3.中国石油长庆油田公司页岩油开发分公司，甘肃 庆阳 745000）摘要：中国石油长庆油田分公司以鄂尔多斯盆地三叠系延长组 7段（长 7段）富有机质泥页岩层系中的重力流砂岩薄夹层为目标，实现了陆相低压淡水湖盆夹层型页岩油的规模效益开发，发现并探明了 10亿吨级庆城页岩油大油田，累计提交探明储量 10.52108 t，率先建成了中国第一个百万吨页岩油整装开发区。随着产建规模不断扩大，地质体差异明显，单井初期产量低且递减快、采收率低、开发成本高等问题越来越突出。通过多年的矿场实践，提出了页岩油开发中的关键科技问题，并根据系统分析提出了合理建议。页岩油水平井钻遇率可分为纵向钻遇率及横向钻遇率，提高优质储层纵向、横向钻遇率是提高单井产量的重要举措；水平井部署时可优先考虑优质储层的延伸方向，提高优质储层的钻遇率；压裂液弹性能对采收率贡献占比相对较低，储层改造不能过度强调大砂量、大液量、大排量，要充分考虑井距、纵向隔夹层分布、裂缝发育情况，优化压裂规模、施工排量等参数；烃源岩品质变化和成岩作用的强弱是造成砂体含油性差异的主要原因，影响有利区选取及优质储层分布；前置 CO2增能体积压裂增能效果明显，是降黏提高采收率的有效手段。深化地质综合研究，明确页岩油差异成藏主控因素、精细刻画三维甜点展布、探索更加有效的开发方式，是保障长庆油田页岩油高效开发的重要举措。关键词：鄂尔多斯盆地；页岩油开发；长 7段；关键科技问题中图分类号：TE34 文献标志码：A 文章编号：1672-1926（2023）06-0939-110 引言“十三五”期间，中国已成为世界最大能源生产国、消费国和进口国1，但同时中国含油气盆地普遍进入勘探中后期，以构造、岩性油气藏为主的常规油气勘探取得新发现的难度越来越大2。中国页岩油资源丰富，技术可采资源量约为 44.8108 t，仅次于美国和俄罗斯，资源量远大于常规石油资源，是中国原油增储上产的重要战略接替领域3-5。与北美海相页岩油相比，中国页岩油以陆相为主，普遍具有储层类型多样、非均质性强、热演化成熟度较低、异常压力不明显、黏土矿物含量高、原油密度大及含蜡量高等特征6-9。近年来，中国加大了陆相“源内油气”的地质研究、技术储备及开发试验，陆相页岩油勘探取得了革命性进展，相继在鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、松辽盆地及渤海湾盆地烃源岩层系内实现了页岩油资源的重大突破及工业化开发10-14。中国石油长庆油田分公司在鄂尔多斯盆地延长组 7段（长 7段）泥页岩层系发现并探明了 10亿吨级的庆城页岩油大油田，20192021年累计提交页岩油探明储量 10.52108 t15-17。长庆油田通过多年攻关试验，探索形成了页岩油“大井丛立体布井、三收稿日期：20220911；修回日期：20221229；网络首发日期：20230119.基金项目：中国石油天然气集团有限公司前瞻性基础性研究重大科技项目（编号：2021DJ1806）；国家重点基础研究发展计划（编号：2014CB239003）联合资助.作者简介：雷启鸿（1974-），男，四川泸州人，硕士，教授级高级工程师，主要从事低渗致密油藏、页岩油开发技术研究和管理工作.E-mail：lqh_.通信作者：郭芪恒（1994-），男，甘肃庆阳人，硕士，工程师，主要从事低渗致密油藏、页岩油开发技术研究工作.E-mail：guoqh_.Vol.34天然气地球科学维优快钻完井、集成压裂”系列开发技术和平台一体化管理模式，实现了多层系源内低压页岩油的规模效益开发18-19。2021年庆城油田页岩油产量达到131.6104 t，长庆油田率先建成了中国第一个百万吨整装页岩油开发区。长 7段页岩油甜点为厚层泥页岩层系中的薄层重力流成因的砂岩薄夹层，储层横向非均质性强、连续性差、含油性多变，外加盆地低压特征影响，表现出采收率低、单井递减快、有效可动用程度低、开发成本高的问题18。生产上则表现出单井产能差异大、部分井低产低效的特点20。笔者在总结鄂尔多斯盆地长 7段页岩油地质特征及开发现状的基础上，重点分析了 6 个在页岩油开发中值得思考和关注的科技问题，并提出了建议，以期为鄂尔多斯盆地及国内外具有相似地质背景的陆相湖盆页岩油开发提供参考。1 地质特征与开发现状 1.1地质概况鄂尔多斯盆地中生界三叠系长 7段页岩油主要受控于半深湖深湖重力流沉积体系（图 1）。古气候、古地形、古水深控制下的陡坡带和湖盆中部发育的重力流沉积、缓坡带发育的三角洲沉积控制细粒砂岩与泥页岩形成大面积分布的源储共生模式；超富有机质供烃、深水区规模富砂、微纳米孔喉共储、高强度持续充注控制了页岩油甜点展布，夹持于厚层泥页岩中的中薄层粉细砂岩是页岩油效益开发的主要目标21-24（图 2）。鄂尔多斯盆地长 7段地层压力系数为 0.70.8，属于典型的低压盆地。原油具有低密度（0.730.78 g/cm3）、低黏度（1.361.47 mPa s）、低凝固点（15.6816.33）、不含硫的特点，整体为轻质原油，原始气油比为 90110 m3/t，高气油比降低了页岩油黏度和密度，是长 7 段低压页岩油效益开发的关键。1.2开发现状2011年以前，长 7段主要作为烃源岩进行研究，稀井广探并落实了多个含油有利区，但直井压裂后试 采 差、产 量 递 减 快，无 法 实 现 经 济 有 效 开 发。20112017 年，长庆油田实现了长 7 段页岩层系从“单一烃源岩”到“源储一体”认识的重大转变。借鉴北美页岩油勘探开发理念，以“水平井+体积压裂”为突破口，在西 233井区、庄 183井区、宁 89井区开展了水平井攻关试验。试验区初期单井日产油12.8 t，第一年产油3 970 t，目前平均单井日产油4.7 t，单井累积产油 2.3104 t，实现了单井日产和累产的突破，明确了长水平井细分切割体积压裂技术可进一步提升单井产量，是夹层型页岩油效益开发的重要技术手段。2018年以来进入了大井丛布井、工厂化作业规模开发阶段。2018 年以来庆城油田共投产水平井 511 口，平均水平段长度为 1 679 m，平均油层钻遇率为 77.0%，平均单井压裂 24 段、入地液量为2.7104 m3、加砂量为2 975 m3。生产满3个月水平井 350 口，初期单井日产油为 13.6 t/d，含水率为35.2%，达产年单井日产油为 12.3 t，第一年平均累积产油为 4 430 t，预测 20年单井 EUR值为 2.6104 t。1.3长 7段页岩油与其他盆地的区别中国陆相页岩油可分为夹层型、混积型和页岩型，长 7段发育典型的致密砂岩夹层型页岩油，与中国其他盆地页岩油相比，具有有机碳丰度高、单砂体厚度薄、纵横向砂泥变化快、地层压力系数低及地貌复杂等特点，开发难度大。松辽盆地古龙页岩油为典型的页岩型页岩油，主要采用高黏造主缝、低黏开页理、高黏携砂的复合改造模式，配套采用了前置 CO2工艺等；渤海湾盆地页岩型页岩油主要采用高起步连续加砂模式，提高有效裂缝支撑体积；准噶尔盆地吉木萨尔页岩油混积型页岩油在图 1鄂尔多斯盆地页岩油勘探成果（修改自文献 2）Fig.1Shale oil exploration results in the Ordos Basin（modified from Ref.2）940No.6雷启鸿等：鄂尔多斯盆地页岩油水平井开发关键科技问题“密切割+水平井体积压裂”主体改造技术基础上，进一步提高改造强度，不断缩小簇间距，增大加砂强度，扩大储层改造体积，提高缝网复杂性和裂缝导流能力。针对长 7段页岩油甜点纵向多甜点段发育、黄土塬地面条件复杂等情况，长庆油田构建了大井丛立体布井、三维水平井钻井、集成压裂提产的开发技术，由传统单一压裂向“造缝、补能、驱油”三位一体升级，有效提高了长 7 段低压页岩油单井动用程度。2 理论认识问题 近年来，随着庆城油田产建规模的扩大、产建区域的拓展，区域地质特征的差异越来越明显，单井产量呈下降趋势，规模效益开发面临挑战，对水平井甜点选区和部署井网提出了新的要求。2.1源内“砂层”与“油层”的区别和联系陆相页岩油在陆源、内源以及火山作用等多类型物源供给下形成了复杂的源储组合，与泥页岩频繁互层的碳酸盐岩、砂岩夹层在页岩油成藏过程中起着“仓储层”和“输导层”的作用，是陆相页岩油稳产、高产的关键因素。长 7段中高成熟度富有机质泥页岩与重力流砂体频繁互层、有序共生，烃源岩强生、排烃作用提供的强大动力促使与其相邻的砂岩形成了大面积分布、高饱和度的砂岩夹层型页岩油。在有机质成熟度0.8%的区域部署的水平井砂层钻遇率与油层钻遇率差值普遍在 10%以内，说明砂体整体含油性好，油气充注相对均匀，源内的“砂层”普遍是含油性较好的“油层”。但随着产建区域的不断扩大，部分地区砂层钻遇率和油层钻遇率差值较大，钻遇的源内“砂层”含油普遍不均匀，水平段无含油显示的砂岩比例不断增大，最高可达50%，且差值较大的地区普遍分布在有机质成熟度及丰度相对较低的区域，取心结果显示不含油的砂层普遍发育强烈的方解石胶结（图 3）。因此烃源岩品质变化和成岩作用的强弱是造成砂体含油性差异的主要原因。2.2水平井钻遇率与产量的关系页岩油水平井油层钻遇率被认为是影响单井产量高低的主要因素，但实际生产发现，单井初期产量与油层钻遇率相关性不强。初期产量低于10 t/d的井中，油层钻遇率高于 80%占比达 43%；初期产量高于 20 t/d的井中，油层钻遇率高于 80%的占比仅为 47%。H1-5井水平段长度为1 617 m，钻遇油层549 m，油层钻遇率仅为 34.7%，单井初期日产油22.12 t/d，累计生产39个月，累产油已突破1.5104 t，目前日产油10.7 t/d，产量稳定；H40-16井水平段长度为 1 805 m，钻遇油层 1 605 m，油层钻遇率为 90.7%，单井初期日产油 9.8 t/d，累计生产 12 个月，累产油图 2庆城油田长 7段页岩油剖面（修改自文献 2）Fig.2Shale oil profile of Chang 7 Member in Qingcheng Oilfield（modified from Ref.2）941Vol.34天然气地球科学0.2104 t，目前日产油仅为5.6 t/d，生产效果差。造成这种现象的主要原因是 H1-5井钻遇率虽然低，但是水平段起始和末端纵向油层厚度大，平均厚度为15 m（图 4），而 H40-16井纵向油层厚度仅为 5.5 m。通过 2 口典型井分析，本文将水平井钻遇率分为 2 种：横向钻遇率顺水平井轨迹延伸方向上油层的钻遇长度（绝对值）；纵向钻遇率垂直水平井延伸方向上压裂可动的油层垂直厚度及规模大小（相对值）。如图 5 所示，模型 A 横向钻遇率大于90%，但纵向钻遇率低（油层总体规模小）每百米段产能较差 图 5（a）；模型 B 横向钻遇率 40%，纵向钻遇