章敬

（新疆昆侖工程咨詢有限責(zé)任公司，新疆 克拉瑪依 834000）

0 引言

隨著頁巖油氣資源的勘探開發(fā)技術(shù)逐步成熟，頁巖油氣的規(guī)?；_發(fā)受到國內(nèi)外的廣泛關(guān)注［1-6］，而地質(zhì)工程一體化攻關(guān)，是實現(xiàn)頁巖油氣等非常規(guī)油氣資源效益開發(fā)的基礎(chǔ)和必由之路［7-13］。通過開發(fā)實踐，系統(tǒng)性、持續(xù)不斷地優(yōu)化技術(shù)組合和解決方案，可以提高單井產(chǎn)能，改進(jìn)作業(yè)效率，降低油氣單位成本。

目前，吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油已成為中國首個規(guī)?；_發(fā)的陸源碎屑沉積頁巖油藏，但與北美地區(qū)海相頁巖油相比，蘆草溝組頁巖油儲層埋藏深度大、物性差、非均質(zhì)性強、原油黏度大［14-18］，高效開發(fā)對工程技術(shù)需求更為迫切。

自2012年采取以“水平井+體積壓裂”為主體的技術(shù)開發(fā)以來，圍繞實現(xiàn)釋放水平井產(chǎn)能的目標(biāo)，采油工程技術(shù)體系逐步完善。通過地質(zhì)工程一體化攻關(guān)，針對性集成“優(yōu)質(zhì)甜點鉆遇率+密切割+高強度改造”技術(shù)系列，配套完善完井和舉升工藝，滿足了壓裂和后期長期穩(wěn)產(chǎn)的需求。

2017年，上甜點部署的開發(fā)試驗井創(chuàng)造了最高日產(chǎn)油108.3 t、投產(chǎn)150 d平均累計產(chǎn)油6 400 t的好成績；2018年，在上甜點推廣試驗水平井10口，投產(chǎn)150d平均累計產(chǎn)油4 250 t；2019年，下甜點接續(xù)突破，投產(chǎn)150d平均累計產(chǎn)油4260t。采油工程技術(shù)的發(fā)展，逐步提振了吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油有效開發(fā)的信心。

1 基本地質(zhì)特征及一體化開發(fā)重點

1.1 基本地質(zhì)特征

吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組埋深800～4 500 m、平均3 570 m，厚度25～300 m、平均200 m?？v向上，蘆草溝組自下而上分為一段（P2l1）和二段（P2l2），各段分成 2 個砂層組，分別為 P2l12，P2l11，P2l22，P2l21。根據(jù)物性和含油性分布，分為上、下2個甜點體。上甜點位于蘆草溝組二段二砂組（P2l22），細(xì)劃分為 4 個小層（P2l22-1，P2l22-2，P2l22-3，P2l22-4），其中油層發(fā)育在 P2l22-1—P2l22-3小層，優(yōu)勢巖性為紋層狀砂屑白云巖、紋層狀巖屑長石粉細(xì)砂巖、紋層狀云屑砂巖；下甜點位于蘆草溝組一段二砂組（P2l12），細(xì)劃分為 7 個小層（P2l12-1，P2l12-2，P2l12-3，P2l12-4，P2l12-5，P2l12-6，P2l12-7），其中油層發(fā)育在 P2l12-1—P2l12-3小層，優(yōu)勢巖性為紋層狀云質(zhì)粉砂巖。

1.2 一體化開發(fā)重點

1）上甜點中部P2l22-2小層鉆遇長度是水平井高產(chǎn)的保障。該小層油層主體區(qū)域厚度大，孔隙度、含油飽和度最優(yōu)，且橫向連續(xù)性好。2012—2014年的水平井開發(fā)實踐結(jié)果表明，單井產(chǎn)量與P2l22-2小層鉆遇長度呈正相關(guān)（見圖1），明確該層為鉆井、壓裂的主要目標(biāo)層。

圖1 P2l22-2小層鉆遇長度與累計產(chǎn)油量的相關(guān)性

2）薄互多層、縱向高應(yīng)力隔層發(fā)育，裂縫高度受限。吉木薩爾凹陷蘆草溝組為咸化還原環(huán)境的湖相沉積，上、下甜點對應(yīng)2個咸化高峰，縱向呈薄互層狀，單層平均厚度為0.25 m，多數(shù)小于1 m。

大型物理模擬巖心實驗結(jié)果顯示，裂縫易沿層理擴(kuò)展，對裂縫縱向擴(kuò)展有明顯的限制作用［19］。同時，優(yōu)質(zhì)甜點段縱向發(fā)育2套穩(wěn)定高強度隔層，進(jìn)一步限制了裂縫縱向溝通多套油層的能力（見表1）。

表1 上甜點實驗力學(xué)參數(shù)對比

縱向上，甜點內(nèi)較強的遮擋層和層理面的相互作用，限制了人工裂縫的縱向穿層能力，難以實現(xiàn)縱向整體動用［20-21］。

3）甜點物性差、原油黏度高，需提高儲量縫控程度來釋放水平井產(chǎn)能。頁巖油具有微米孔、納米喉的孔喉組合特征，采用水平井體積壓裂后才具備生產(chǎn)能力。巖心覆壓孔滲資料表明：上甜點孔隙度為5.27%～19.84%、平均 10.84%，滲透率為 0.000 4×10-3～1.950 0×10-3μm2、平均 0.014 0×10-3μm2；下甜點孔隙度為 5.64%～20.72%、平均 11.20%，滲透率為 0.000 2×10-3～2.760 0×10-3μm2、平均0.009 0×10-3μm2?！瘘c區(qū)整體上為典型的低孔特低滲儲層。

頁巖油的膠質(zhì)及石蠟質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高，原油密度和黏度偏大、流動性差，體積改造需盡可能縮短流體流動距離［22］。上甜點地面原油密度為 0.888 g/cm3，地下原油黏度在 9～21 mPa·s；下甜點原油密度為 0.912 g/cm3，地下原油黏度在 6～60 mPa·s，高于上甜點。

立足縫控儲量理念［23］，通過優(yōu)化段內(nèi)多簇射孔，縮小各簇射孔間距，減少流體流動距離，是充分釋放水平井產(chǎn)能的基礎(chǔ)。

4）天然裂縫不發(fā)育，水平兩向應(yīng)力差大，但縱向?qū)永戆l(fā)育，優(yōu)化體積改造技術(shù)可進(jìn)一步提高改造體積。整體上，天然裂縫欠發(fā)育，成像測井解釋裂縫密度小于0.5條/m（見表2）。水平兩向應(yīng)力差偏高，最大超過7 MPa。不同巖性的脆性差異較大，巖石脆性程度中等。P2l22-1小層泊松比 0.25～0.27， 彈性模量 25～29 GPa；P2l22-2小層泊松比 0.26～0.28， 彈性模量 26～30 GPa；P2l22-3小層泊松比 0.32～0.34，彈性模量 25～28 GPa。但縱向?qū)永磔^發(fā)育，裂縫沿層理擴(kuò)展，提高了各簇裂縫間相互溝通的可能性［24］。通過體積改造參數(shù)和工藝的協(xié)同優(yōu)化，可增加水平層理開啟和裂縫轉(zhuǎn)向能力，增大改造體積。

表2 成像測井裂縫發(fā)育統(tǒng)計

根據(jù)水平井壓后試井測試數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合分析，在水平井附近形成了主裂縫和類似雙重孔隙介質(zhì)的壓裂改造區(qū)［25-27］，表明頁巖油水平井壓后可形成一定復(fù)雜程度的裂縫網(wǎng)絡(luò)。

5）優(yōu)質(zhì)甜點段改造物質(zhì)基礎(chǔ)好，具備壓后高產(chǎn)的條件。頁巖油具備較好的體積改造基礎(chǔ)，含油飽和度75%～95%，是水平井體積壓裂后高產(chǎn)的物質(zhì)基礎(chǔ)。原油以表面吸附態(tài)和游離狀態(tài)賦存于孔隙中，游離油是水平井體積壓裂開發(fā)的主要動用部分，水平井第1年累計產(chǎn)油量與游離油孔隙度、游離油儲量豐度具有明顯的正相關(guān)關(guān)系［22］。較高的游離油儲量豐度是保證水平井壓后高產(chǎn)的最重要因素。

全巖X衍射分析顯示，黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均僅1.96%，巖心浸泡前后穩(wěn)定率基本在99%以上，水敏性不強，具備體積壓裂大液量注入的大規(guī)模改造條件。

儲層屬異常高壓、常溫系統(tǒng)，地層壓力系數(shù)在1.31～1.68，可為壓后長期穩(wěn)定自噴生產(chǎn)提供充足的能量。

2 地質(zhì)工程一體化開發(fā)對策

2.1 嚴(yán)格控制水平段軌跡，保障優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率

受縱向高強度隔層和層理的雙重作用，壓裂只能實現(xiàn)對水平段所處油層層內(nèi)改造，因此，確保軌跡在目標(biāo)區(qū)內(nèi)有效延伸是壓后獲得高產(chǎn)的首要條件。

采用旋轉(zhuǎn)地質(zhì)導(dǎo)向及薄砂層探邊工具，配合隨鉆碳酸鹽分析、巖屑礦物分析等手段，多靶點精細(xì)控制水平井軌跡。2017年部署實施的HW23和HW25井在P2l22-2層鉆遇率達(dá)90%以上。

2.2 采用固井完井方式，滿足體積壓裂需求

2012—2014年勘探評價和先導(dǎo)試驗階段以裸眼完井為主，該方式具有作業(yè)時間短、成本低、分段改造施工效率高等優(yōu)勢；但試驗區(qū)的水平井由于水平段較長，分段數(shù)較多，部分井段球座失效，導(dǎo)致這些井段無法改造，其后采取優(yōu)化措施，靠近趾端井段壓裂排量仍受限，影響壓裂作業(yè)效果。

后經(jīng)調(diào)整，先導(dǎo)試驗階段的HW17，HW20井實施固井完井方式試驗，通過橋塞分段，實現(xiàn)“大排量、大規(guī)?！钡母脑炖砟?。2017年后開發(fā)水平井方案均采用固井完井方式，以滿足密切割、高強度體積改造的需求。

固井完井時，HW17，HW20井采用 φ114.3 mm×7.37 mm TP125V套管。從壓裂情況看，該套管滿足了壓裂過程中10～12 m3/min的施工設(shè)計要求，但施工壓力相對較高。

2017年起，為進(jìn)一步降低管柱摩阻，提高施工排量，采用φ139.7 mm×10.54 mm P110油層套管，配合使用承壓105 MPa的井口，滿足了壓裂過程中14 m3/min的施工設(shè)計要求（見圖2）。

圖2 不同尺寸完井管柱摩阻對比

2018年起，規(guī)模開發(fā)過程中水平井套變現(xiàn)象成為制約水平井開發(fā)的另一因素。12口水平井在壓裂前、中、后的水平段/直井段發(fā)生套變，固井作業(yè)質(zhì)量和射孔壓裂作業(yè)是引發(fā)套變的誘因。通過增加完井管柱強度——采用12.09 mm或14.29 mm壁厚和TP125V鋼級，保證了后續(xù)施工措施（壓裂、修井等）安全進(jìn)行。

2.3 密切割+高強度體積改造釋放單井產(chǎn)能

2012—2014年，受限于當(dāng)時的射孔和壓裂理念及技術(shù)，主要采用 “裸眼封隔器+投球滑套分段壓裂”工藝，并初步試驗“固井橋塞+分簇射孔分段”工藝。由于前期對人工裂縫縱向延伸受限的認(rèn)識不清，對甜點的重要性認(rèn)識不足，壓裂規(guī)模整體較低（見圖3）；裂縫系統(tǒng)有效支撐性不足，導(dǎo)致前期水平井產(chǎn)量較低，僅甜點鉆遇率、加砂強度最高的J172井獲得較好的產(chǎn)量，該井第1年累計產(chǎn)油量超過8 000 t，其余井同期僅產(chǎn)油600～4 200 t（見圖4）［22-23］。

圖3 水平井加砂強度對比

圖4 前期水平井累計產(chǎn)油量曲線

2017年，在前期實踐認(rèn)識的基礎(chǔ)上，HW23，HW25井鉆井時嚴(yán)控軌跡在最優(yōu)層內(nèi)穿行，再通過縮小縫間距（至15 m），實現(xiàn)儲量縫控，通過提高施工排量（至14 m3/min），提升水平井裂縫復(fù)雜程度。微地震監(jiān)測顯示，裂縫帶寬波及相鄰井段，實現(xiàn)了儲層充分改造（見圖5）。

圖5 HW23井微地震解釋結(jié)果

為保證裂縫長期導(dǎo)流能力，設(shè)計單縫加砂量30 m3，折合加砂強度為2.0 m3/m，同時采用支撐劑組合篩目（70/140，40/70，30/50，20/40 目比例為 1∶1∶7∶1）設(shè)計，力求不同尺度裂縫均獲有效支撐。HW23，HW25兩口井生產(chǎn)效果較前期均明顯提高（見圖6），也因此確立了頁巖油水平井體積改造主體技術(shù)體系。

圖6 HW23，WH25，J172井產(chǎn)油量對比

2018年起，在“優(yōu)質(zhì)甜點鉆遇率+密切割+高強度改造”的主體工藝基礎(chǔ)上，貫徹低成本理念，以優(yōu)化入井材料、減少橋塞封隔次數(shù)及用量為原則，推行石英砂替代陶粒、提高滑溜水比例和大段多簇改造試驗等措施，在保證改造效果的前提下，有效降低了壓裂整體費用，提高了頁巖油水平井開發(fā)效益。

2.4 高效舉升技術(shù)保障長期穩(wěn)產(chǎn)

頁巖油水平井地質(zhì)配產(chǎn)為20～40 t/d，體積壓裂后初期自噴生產(chǎn)，待井口壓力無法維持自噴后，再借助舉升系統(tǒng)維持產(chǎn)能。為減輕偏磨、降低能耗，采用具備長沖程、慢沖次技術(shù)特點的立式抽油機（見表3）。選擇14型立式抽油機，采用EH級抽油桿二級組合——φ22 mm+φ19 mm，根據(jù)轉(zhuǎn)抽前液量大小選擇φ44 mm或φ56 mm抽油泵，下泵深度約2 000 m。

表3 立式抽油機和游梁機主要參數(shù)對比

考慮后期的深抽、防偏磨、攜砂生產(chǎn)需求，電潛螺桿泵適應(yīng)性最佳，但目前該技術(shù)不夠成熟、一次性投資高。2018年起開展無桿泵舉升試驗，在泵效和節(jié)能方面均優(yōu)于傳統(tǒng)有桿泵舉升（見圖7）。

圖7 不同舉升工藝耗電與泵效對比

在此基礎(chǔ)上，逐步優(yōu)化投撈電纜式電潛螺桿泵機組，使其逐步適應(yīng)φ139.7 mm套管工況。目前優(yōu)化的機組電機最大外徑108 mm、功率15 kW、揚程2 600 m，排液能力達(dá)10～60 m3/d?，F(xiàn)已轉(zhuǎn)抽22口，下泵深度在1 500～2 611 m，單井產(chǎn)液量在 3.5～49.7 t/d，基本滿足該區(qū)舉升需求。

3 結(jié)論

1）以體積壓裂提高單井產(chǎn)量為目標(biāo)，水平井鉆井時采用多方法、多靶點精細(xì)控制軌跡，提高優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率，為壓裂進(jìn)行高效改造奠定基礎(chǔ)。

2）配套φ139.7 mm套管固井完井方式，實現(xiàn)大排量、大規(guī)模壓裂的目標(biāo)；同時，在經(jīng)濟(jì)、技術(shù)條件允許的前提下，通過改變鋼級和增加壁厚來提高套管抗壓強度，規(guī)避施工復(fù)雜風(fēng)險。

3）集成“密切割+高強度體積改造”主體技術(shù)，實現(xiàn)水平井儲量縫控目標(biāo)，大幅度提高單井產(chǎn)能。

4）形成了以有桿泵舉升工藝為主的技術(shù)體系，解決頁巖油黏度較高、單井產(chǎn)量差異大的問題；同時，通過開展無桿泵舉升工藝試驗，進(jìn)一步提升頁巖油舉升效率。