楊杰友，于宏超

（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710018）

1 致密油氣給開發(fā)帶來的機遇與挑戰(zhàn)

致密油氣成功的關鍵是要有“一體化”的理念和“一體化”的技術，“甜”與“甜”的有機結合，地質評價與工程設計的完美融合。其中，儲層質量包括總有機碳（toc）、干酪根類型和成熟度、游離氣和吸附氣含量（束縛流和可動流含量）、飽和度和非均質性、有效孔隙度、孔喉特征、孔隙壓力異常。

2 致密油氣開發(fā)關鍵技術

致密油氣開發(fā)關鍵技術圍繞致密油氣開發(fā)工作的重點與難點，著力發(fā)展5 項關鍵技術，直接或間接開展了不同程度的研究工作，取得了一定的研究進展。

2.1 化學地層剖面開發(fā)技術

元素礦物組成檢測與評價是致密油氣藏研究的重要內容之一。它在化學地層評價、沉積環(huán)境識別、應力環(huán)境描述、水平井地質指導、壓裂及地層選擇等方面發(fā)揮著重要作用。元素礦物開發(fā)具有全井剖面分析、元素礦物集中、價格低廉等優(yōu)點。元素礦物轉換法是開發(fā)行業(yè)首次建立的，可用于計算不同黏土礦物含量。主礦物計算精度達到80% 以上，提出了元素礦物轉換的軟件實現方法。在此基礎上，建立了基于元素和礦物的兩種脆性評價方法和基于厚度、成熟度、脆性指數、油氣相關系數、鉆時比和總有機碳的綜合評價方法。元素和礦物組成的檢測與評價是致密油氣藏研究的重要內容之一。它在化學地層評價、沉積環(huán)境識別、應力環(huán)境描述、水平井地質指導、壓裂及地層選擇等方面發(fā)揮著重要作用。元素礦物開發(fā)具有全井剖面分析、元素礦物采集、價格低廉等優(yōu)點。

2.2 納米孔儲層物性及孔隙結構評價技術

納米孔儲層物性及孔隙結構評價技術[1]，致密油藏孔喉直徑為30～400 nm，致密氣藏孔喉直徑為5～200 nm。核磁共振（n）的孔喉分辨率與cpmg 序列的磁場強度、表面弛豫速率和回波間隔密切相關。孔隙度越大，在小孔中丟失的信息就越多，孔隙度的準確性就越差。通過測開發(fā)所及蘇州紐邁科技的共同研究，將脈沖頻率從目前的2～5 MHz 提高到11 MHz，將TE 從0.6 ms 縮短到0.06 ms，將T2 譜反演從0.1 ms前提到0.01 ms，從而實現了1.5 nm 直徑的孔喉檢測，將D-T2 譜上的T2 檢測信號從國外的20 ms 縮短到2 ms，以滿足致密油氣藏評價的需要。

3 致密油氣開發(fā)定量評價與監(jiān)測技術

3.1 油基鉆井液及納米孔儲層油氣識別與定量評價技術

油基鉆井液是水包油鉆井液，水包油鉆井液是不同于混合油鉆井液的水包油鉆井液。油基鉆井液中的油氣信息遠遠超出井筒非常規(guī)石油信息，隱藏了真實油氣的識別，影響了評價的準確性。利用核磁共振技術可以準確地識別和定量評價油基鉆井液中的地層含油量，探測含油量和含油量的變化。對于常規(guī)儲層，核磁共振技術可以測量流體分布，用氯化錳溶液浸泡消除水信號，測量含油飽和度參數。對于特低滲透致密儲層，錳離子難以擴散到納米級孔隙中，這種方法也受到限制。通過優(yōu)化高分辨率多維核磁共振參數，實現了無機孔隙和微裂縫中流體信息的檢測。

3.2 致密水平段孔隙壓力隨鉆預測和監(jiān)測技術

許多致密油氣藏具有異常高壓特征，川南志留系已鉆探15 口井，井噴、井漏、井涌、氣侵等直觀反映了致密油氣藏的特征。致密油層測試普遍存在異常高壓，井底油氣顯示良好，有溢流伴生硫化氫，提前1 h 井完成。

3.3 致密水平井地質導向隨鉆評價技術

水平井的成本是直井1.5 倍，但可采儲量是直井的3～4 倍。隨著非常規(guī)石油和天然氣需求的快速增長和水平井鉆井技術的快速發(fā)展，水平井的數量也在不斷增加。近年來，北美barnett 鉆探的水平井，占每年完成的水平井總數的90% 以上。水平井地質導向是決定鉆探成敗的關鍵，是人和技術相結合、相對預期目標進行井軌跡實時優(yōu)化作業(yè)的系統工程。長慶的致密氣水平井地質導向隨鉆評價及應用過程中，著重于三維地質建模及實時優(yōu)化調整技術、水平井井身軌跡控制及預警技術、隨鉆測井曲線校正及地層綜合對比技術，應用于20 余口井，反饋異常20 井次，大幅度提高了儲層鉆遇及井身質量。

4 開發(fā)試驗及效果

低滲透油藏巖石親水性弱，決定了水驅開發(fā)致密油藏的基礎，從而實現了裂縫與基質的良好匹配，降低了啟動壓力和油藏壓力敏感傷害，注水條件下有效驅替的確定是油藏合理開發(fā)的關鍵。

4.1 不同井網適應性試驗

為探索致密儲層有效開發(fā)的思路，實現長慶油田的合理有效開發(fā)，采用5 套定向井網和4 套水平井網進行了試驗開發(fā)。2020 年，超前注水采用450～140 m長方形井網，平均超前注水45 d，平均超前注水1.6 t，含水29.2%，在開發(fā)過程中暴露出油井效果慢、單井產量低的問題。2021 年則縮小注采井距，改變井網，進行不同井排鉆井井網、方井網等試驗，初始單井日產量平均為1.5 t，含水39.4%，目前僅為了改變開發(fā)方式，提高單井產量，在長7 致密油井進行了七點水平井井網試驗單井產能0.3 t，含水47.2%，采用先進的注水開發(fā)技術，水平井多方位突水，含水難以控制，目前單井日產油量為1.64 t，含水73%。

4.2 不同工藝措施試驗

定向井采用多段加砂壓裂、斜井多段壓裂和多羥醇壓裂水力壓裂進行改造。目前，單井日平均產油量為0。在水平井開發(fā)初期，采用陶粒208 m3、速度2 m3/min、注入液950 m3和5 t，目前單井日產油1 t，體積壓裂單井平均含陶粒600～800 m3，排水量2 m3/min，原位流體5 500～6 500 m3，目前單井日產油8 t 的容積壓裂實現了儲層中人工裂縫的最大接觸面積和最大容積，形成了復雜的裂縫網絡，增加了與儲層的接觸面積，達到了充分釋放油氣的目的，大大提高了單井產能。

4.3 水驅規(guī)律研究

動態(tài)觀測和示蹤劑監(jiān)測結果表明，該區(qū)滲水方向以75 度為主，有64 口井。通過注水剖面測試，該區(qū)強非均質水驅程度為71.4%時，隨著時間的推移，注水井由相對均勻吸水向強非均勻吸水轉變，天然裂縫易于層間發(fā)育，注水裂縫開啟后吸水強度高。儲層中存在高滲透帶和厚度較大的微裂縫，注水分布不同，導致驅油效率低，油井易見水。

4.4 探索有效補充能量

針對致密儲層、小井眼轟鳴、界面作用明顯、低滲透和天然裂縫的存在、超前注水、不同注采比試驗、深井調驅、油井堵水等工作，效果不明顯。為緩解注水矛盾，提高采收率，在定向井網注水井上進行了泡沫驅試驗。產能從0.5 t 上升為0.8 t，含水由61.8%下降為36%?？諝馀菽尡人尭m合于裂縫性油藏的驅替。

5 結語

長慶致密油氣具有獨特的非常規(guī)性，不能照搬常規(guī)的開發(fā)技術與方法，需要在充分認識地質特性、工程特性及其需求的基礎上，采取非常規(guī)的思維和技術，發(fā)展關鍵技術，實現新的突破。開發(fā)是實現致密油氣地質與工程一體化的紐帶，其5 項關鍵技術對地質、鉆井、壓裂、環(huán)保、降本增效均具有重要的意義，需要加強重視，加大應用與完善力度。