吳承美，許長福，陳依偉，譚 強，徐田錄

中國石油新疆油田分公司吉慶油田作業(yè)區(qū)，新疆 吉木薩爾 831700

引言

隨著油氣勘探開發(fā)的不斷深入發(fā)展，頁巖氣、頁巖油等非常規(guī)油氣在現(xiàn)有經(jīng)濟技術條件下展示了巨大的潛力：美國頁巖革命的成功使美國對外依存度大幅度降低，2018 年，美國原油產(chǎn)量中頁巖油產(chǎn)量占比達到了60%。中國石油和天然氣在2018年對外依存度已分別達到了69.8% 和45.3%，因此，大力推動頁巖油氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展對于確保中國油氣安全與經(jīng)濟增長具有重要意義。對比北美頁巖油，中國的頁巖油資源也十分豐富，初步估算中國陸上主要盆地頁巖油資源量為（74～372）×108t，經(jīng)鉆探證實，吉木薩爾凹陷蘆草溝組有利區(qū)資源量達到11.12×108t[1-4]，中國陸相頁巖油與北美海相頁巖油地質(zhì)條件差異巨大（表1），具有沉積相變快，單層薄，孔隙度、含油飽和度低，壓力系數(shù)低，流體黏度高的特點。此外，中國頁巖油還存在地質(zhì)研究起步較晚，儲層復雜多變，賦存機理認識不清，甜點構成要素不明，原油流動機理和有效動用條件難以確定，開發(fā)技術相對落后等一系列復雜問題[2]。

表1 北美海相與吉木薩爾蘆草溝組頁巖油上下甜點參數(shù)對比表Tab.1 Comparison table of upper and lower sweet spot parameters of shale oil Lucaogou Formation of Jimsar Sag and North American marine

吉木薩爾頁巖油目的層二疊系蘆草溝組油藏在2011 年被發(fā)現(xiàn)。初期直井試油、試采產(chǎn)能低，2012年，采用側鉆水平井、大規(guī)模壓裂投產(chǎn)，單井日產(chǎn)油69 t，取得了突破。2013 年，開展降本增效先導性開采試驗，投產(chǎn)平臺井10 口，效果未達預期；2017 年，采用長水平段、體積壓裂工藝，投產(chǎn)水平井兩口，單井日產(chǎn)油上百噸。

2018 年，利用直井控面，水平井建產(chǎn)方式，開展擴大規(guī)模開發(fā)試驗，主體采用長水平段、固井完井方式、分段分簇體積壓裂工藝，探明石油地質(zhì)儲量1.53×108t，完鉆投產(chǎn)水平井87 口，是2020 年國家能源局、自然資源部批復設立的首個國家級陸相頁巖油示范區(qū)。上、下甜點水平井生產(chǎn)表現(xiàn)差異大，因此，弄清產(chǎn)能的主要控制因素，提高認識對于實現(xiàn)頁巖油規(guī)模效益開發(fā)，具有重要的意義。本文在吉木薩爾頁巖油成藏機理分析的基礎上，結合儲層特征、井軌跡控制、體積壓裂參數(shù)、工作制度優(yōu)化等，多角度、系統(tǒng)分析了影響頁巖油水平井產(chǎn)能的控制因素，以期為頁巖油水平井的開發(fā)部署、提產(chǎn)增效提供依據(jù)。

1 油田概況

1.1 地質(zhì)概況

吉木薩爾凹陷是一個相對獨立的箕狀凹陷，整體為東高西低的西傾單斜，主體部位地層傾角為3°～5°，斷裂不發(fā)育（圖1）。

圖1 吉木薩爾凹陷蘆草溝組頂部構造圖Fig.1 Well location map of the top structure of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

油田目的層蘆草溝組為咸化還原環(huán)境的湖相沉積[5]，沉積厚度25～300 m，平均200 m，埋深800～4 500 m，平均3 570 m，縱向上呈薄互層狀特征。蘆草溝組自下而上分為蘆一段（P2l1）和蘆二段（P2l2）。依據(jù)物性和含油性，蘆二段中上部發(fā)育P2l22?1、P2l22?2、P2l22?3等3 套“上甜點”儲層，其中，P2l22?2層厚度5.5～8.0 m，沉積穩(wěn)定、全區(qū)發(fā)育，P2l22?1、P2l22?3層僅局部發(fā)育，厚度較小?！吧咸瘘c”優(yōu)勢巖性為巖屑長石粉細砂巖。蘆一段發(fā)育“下甜點”儲層，具有層數(shù)多，厚度?。▎螌雍?.5～2.0 m），連片分布的特點，優(yōu)勢巖性為云質(zhì)粉砂巖。蘆草溝組源儲一體、烴源巖段原位聚集，“甜點”以鄰源供烴為主、自生為輔，是典型的陸相中高成熟度頁巖油[6]。鏡質(zhì)體反射率為0.73%～1.19%，有機質(zhì)處于成熟—中高成熟階段。儲集空間主要由剩余粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、晶間孔、微裂縫和有機質(zhì)孔組成，以次生溶孔為主，占比70%以上?！疤瘘c”具有微米孔納米喉的孔喉組合特征。巖芯覆壓孔滲分析資料表明，上甜點孔隙度平均為12.67%，滲透率平均為0.14 mD。下甜點孔隙度平均為8.45%，滲透率平均為0.03 mD，天然裂縫欠發(fā)育，成像測井解釋裂縫密度小于0.5 條/m?？傊?，蘆草溝組頁巖油屬于受地層、斷層、源巖控制，沒有邊底水，大面積連續(xù)分布的源儲一體油藏。

1.2 水平井生產(chǎn)特征

水平井及多級壓裂技術是頁巖油經(jīng)濟有效開發(fā)的兩大關鍵技術[7]。截至2020 年12 月，吉木薩爾頁巖油累計投產(chǎn)水平井92 口，其中，上甜點水平井76 口，下甜點水平井16 口。上、下甜點體水平井生產(chǎn)特征具有明顯的差異。統(tǒng)計上甜點水平井20 口，產(chǎn)能分布區(qū)間大（圖2）。

圖2 上甜點水平井日產(chǎn)油曲線Fig.2 Production curve of horizontal well in the upper sweet spot

上甜點單井產(chǎn)能3.0～42.0 t/d，平均19.8 t/d，一年期累產(chǎn)（0.1～1.5）×104t，平均0.7×104t，生產(chǎn)動態(tài)表明，上甜點水平井含水下降慢，含水達到穩(wěn)定時含水率為18%～95%，平均59%，反映了儲層非均質(zhì)性強的特點。

統(tǒng)計下甜點水平井7 口，產(chǎn)能較集中（圖3）。

圖3 下甜點水平井日產(chǎn)油曲線Fig.3 Production curve of horizontal well in the lower sweet spot

下甜點單井產(chǎn)能24.0～48.0 t/d，平均30.1 t/d，一年期累產(chǎn)（0.9～1.8）×104t，平均1.1×104t，穩(wěn)定含水率15%～40%，平均率25%，反映了儲層非均質(zhì)性弱的特點。

2 水平井產(chǎn)能影響因素分析

蘆草溝組不同甜點體或同一甜點體的不同水平井表現(xiàn)出差異較大的生產(chǎn)特征。從開發(fā)實踐來看，影響水平井產(chǎn)能的因素非常多，包括地質(zhì)因素、工程因素、排采制度等多個方面。

2.1 地質(zhì)因素

2.1.1 源儲配置關系

吉木薩爾二疊系蘆草溝組是中國典型的陸相液態(tài)烴頁巖層系之一，形成于殘留海封閉后的陸緣近海咸化湖盆沉積，主要由陸源碎屑與湖相碳酸鹽組分混合沉積形成，受沉積影響，其內(nèi)部上下甜點差異大（表2）。從儲層來看，下甜點巖性以泥晶云巖、砂屑云巖（36.5%）為主、其次為粉細砂巖，具有源儲一體、高頻互層的特征，單井統(tǒng)計烴源巖厚度與儲集層厚度之比約為4.5：1.0，源儲匹配關系優(yōu)，主力生產(chǎn)層單層厚度?。?.5～2.0 m），但平面上連片性好，基質(zhì)溶蝕孔較發(fā)育，原油成熟度高（鏡質(zhì)體反射率0.90～1.19）；上甜點巖性以粉細砂巖、云質(zhì)砂巖（54%）為主、其次為砂屑云巖，單層厚度較大（5.5～8.0 m），源儲比3.0：1.0，原油成熟度偏低（鏡質(zhì)體反射率0.7～0.9），橫向非均質(zhì)性較強。

表2 吉木薩爾蘆草溝組頁巖油上下甜點參數(shù)對比表Tab.2 Comparison table of upper and lower sweet spot parameters of shale oil in Lucaogou Formation of Jimsar Sag

2.1.2 成藏保存條件

從封閉條件來看，下甜點具有穩(wěn)定分布的碳質(zhì)泥巖和鈣質(zhì)泥巖蓋層，厚度80 m，油氣主要沿原位—近源順層聚集，垂向運移聚集較難[8]。上甜點與上覆梧桐溝組呈不整合接觸，梧桐溝組底部為一套砂礫巖常規(guī)儲層沉積。上甜點頂部蓋層厚度薄，在全區(qū)發(fā)育不穩(wěn)定，局部缺失。

因無穩(wěn)定分布的頂部蓋層，頁巖油容易沿構造或?qū)娱g裂縫、斷裂運移聚集[9]，在上部地層形成夾層或裂縫型油藏[10]（圖4）。

圖4 吉木薩爾凹陷頁巖油成藏模式圖Fig.4 Reservoir forming pattern of shale oil in Jimsar Sag

在上甜點頂部蓋層厚度減薄或沉積缺失的吉171 井區(qū)和斷裂發(fā)育的吉36井區(qū)，梧桐溝試油獲得了高產(chǎn)油流也證明了前文所述的成藏保存條件。上甜點水平井產(chǎn)能受構造影響較為明顯，在構造高部位的吉31 井區(qū)含水下降快、穩(wěn)定含水低，產(chǎn)能較高；構造低部位水平井無油排液期長，穩(wěn)定含水高，下甜點水平井產(chǎn)能與構造無明顯關系。

2.1.3 甜點品質(zhì)

蘆草溝組沉積微相主要為云砂坪、云泥坪、砂質(zhì)壩、砂質(zhì)灘、瀉湖、水下砂堤和淺湖泥等7 種類型。沉積微相控制巖性，巖性決定了儲層物性和含油性。通過巖芯觀察和高壓壓汞實驗數(shù)據(jù)分析，砂質(zhì)壩樣品全部處于有利儲層及優(yōu)質(zhì)儲層范圍內(nèi)，其中，60%以上都能達到優(yōu)質(zhì)儲層的標準；其次是遠砂壩，90%能夠達到有利儲層的標準，砂質(zhì)壩、遠砂壩等微相以粉砂巖為主。

據(jù)巖芯實驗和核磁測井結果，吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油以表面吸附態(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，其含量代表著水平井可開發(fā)動用的物質(zhì)基礎，應用核磁測井實現(xiàn)了對蘆草溝組頁巖油可動油含量的定量評價[6]。統(tǒng)計表明，水平井產(chǎn)能高低主要取決于可動儲量豐度（圖5）。因此，在頁巖油開發(fā)部署時，應優(yōu)選“甜點體”內(nèi)可動儲量豐度高的層段和區(qū)域進行部署。

圖5 水平井產(chǎn)能與可動儲量豐度關系Fig.5 Relationship between horizontal well productivity and movable reserves abundance

2.2 工程因素

2.2.1 油層鉆遇率

吉木薩爾頁巖油薄互層的地層特點以及水平層理縫較發(fā)育，使壓裂縫在縱向上的穿透能力有限[11]。直井壓裂前后偶極子聲波及井溫測井成果表明，體積壓裂所造成的裂縫縱向延伸10～42 m，半縫高5～21 m，射孔段上部延伸長度優(yōu)于下部。室內(nèi)物模實驗表明，當儲層發(fā)育水平層理縫時，人工縫易沿層理縫擴展，從而影響縫高[12]。2018 年，因井控儲量程度低，構造、儲層認識不足，完鉆的JHW038 井水平段位于上甜點頂部，距主力油層12～25 m，壓裂后基本未見油；在同一區(qū)域，同一目的層后期完鉆投產(chǎn)的JHW0423 井，油層鉆遇率86.0%，平均日產(chǎn)油44.8 t，含水40%，進一步說明壓裂縫縱向上溝通能力有限[13]，單純靠壓裂很難充分動用油層。

頁巖油薄互層交錯，特別是下甜點主力油層厚1.5～2.0 m，井軌跡控制難度大。在開發(fā)初期，井控程度不高，油層鉆遇率普遍偏低，2012—2014 年完鉆的14 口水平井平均油層鉆遇率為72.0%，而I類油層鉆遇率僅為22.9%，第一年平均日產(chǎn)油量僅為8.6 t。

隨著旋轉(zhuǎn)導向技術和元素錄井技術的應用，水平井油層鉆遇率大幅度提高[14]，達到90% 以上，2020 年完鉆的10 口井平均I 類油層鉆遇率達86%。采用細分切割體積壓裂工藝改造后，第一年平均日產(chǎn)油量達36 t。說明水平段在油層內(nèi)，特別是最優(yōu)質(zhì)的甜點段內(nèi)穿行，是水平井獲得高產(chǎn)的基礎[15]。

2.2.2 儲層改造規(guī)模

“大排量、大液量、密切割”體積壓裂目前正在成為水平井提高產(chǎn)能的主要手段[16-20]，但合理的壓裂規(guī)模需要綜合考慮投入與產(chǎn)出比。文獻調(diào)研及現(xiàn)場數(shù)據(jù)統(tǒng)計表明，在儲層條件相同的情況下，水平段越長，累積產(chǎn)油越高[16-18]。為分析壓裂規(guī)模對水平井生產(chǎn)的影響，引入了壓裂液用液強度、加砂強度、產(chǎn)能強度和累產(chǎn)強度的概念，消除了水平段長度的影響，建立壓裂參數(shù)和單井產(chǎn)能與最終累產(chǎn)的關系。

分析表明，壓裂用液強度與一年期產(chǎn)能、預測累產(chǎn)呈明顯的正相關。相同用液強度下，單井產(chǎn)能和累積產(chǎn)油差異大的原因主要受水平段壓裂改造方式、加砂強度及地層流體性質(zhì)的影響[21-23]。同理，加砂強度越大，單井一年期產(chǎn)能越高，預測累積產(chǎn)油越高（表3）；相同加砂強度下，單井產(chǎn)能和累積產(chǎn)油差異主要受儲層品質(zhì)和壓裂液強度的影響。

表3 1 800 m 水平段加砂強度與生產(chǎn)參數(shù)關系Tab.3 Relationship between sand adding strength and production parameters in horizontal section of 1 800 m

目前1 800 m 水平段、簇間距15 m、段間距45 m，壓裂用液強度30 m3/m，加砂強度2.0 m3/m，投入產(chǎn)出1：2，具有較好的經(jīng)濟效益。

2.2.3 提高采收率技術

頁巖油藏經(jīng)過水平井分段壓裂后初始采油速度較高，但產(chǎn)量遞減快，一次采收率低，只有5%～10%[24]，仍有大量的原油滯留于泥頁巖儲層孔隙中。與常規(guī)油藏不同，頁巖油藏黏土含量高，微納米孔隙發(fā)育，注入能力低，二氧化碳在原油中具有較好的溶解性和較強的萃取能力，通過與原油接觸，發(fā)生擴散、溶解、抽提和混相作用，可以降低原油黏度和界面張力，因此，二氧化碳具有良好的注入能力，是提高頁巖油采收率的有效方法之一[25]。吉木薩爾頁巖油開展了二氧化碳室內(nèi)研究和現(xiàn)場試驗，室內(nèi)測得二氧化碳與頁巖油的混相壓力為42.3 MPa。在地層壓力條件下（49.4 MPa），二氧化碳能快速混溶于原油中，使原油體積膨脹，增加原油的彈性能量，隨著溶解度增加膨脹系數(shù)增加較快，原油黏度降低，大大提高原油的流動性，與下甜點原油黏度高有較好的契合性。2019 年，選擇J43_H 井開展前置二氧化碳壓裂試驗，與鄰井A、B、C 井對比，在相同的壓裂液返排率，J43_H 井較鄰井壓力保持程度高20%（圖6），表現(xiàn)出較強的生產(chǎn)能力，預計EUR 高5 000～8 000 t。盡管前置二氧化碳壓裂取得了初步成效，但是由于現(xiàn)場工作量少，樣本點不足，規(guī)模推廣實施還需要進一步開展礦場試驗，進一步開展效益評價。

圖6 前置二氧化碳壓裂累退比與壓力保持程度關系Fig.6 Relationship between regressive fluid of pre-CO2 fracturing and ratio of fracturing fluid and pressure retention degree

2.3 排采制度影響分析

2.3.1 燜井

頁巖油采用水平井大規(guī)模體積壓裂衰竭式開發(fā)，合理的排采制度對油藏的最終采收率有一定的影響[18]。吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲層中部埋深3 053～3 770 m，地層溫度84.07～101.14°C，地層原油黏度8.49～31.88 mPa·s，凝固點4～44°C。水平井體積壓裂施工后，大量常溫壓裂液[（3.0～7.0）×104m3]進入地層，井筒周圍地層溫度急劇降低，原油流動性變差，滲吸效率損失50%以上[19]，為減少冷傷害，壓裂后需要燜井。井筒監(jiān)測表明，水平井壓裂用液3.5×104m3，壓后燜井35 d，地層溫度可以恢復到原始狀態(tài)。

室內(nèi)實驗表明，燜井能夠在高壓下增加壓裂液進入巖塊的深度，提高波及體積；壓裂液與儲層長時間接觸，有利于巖石潤濕性改變，提高滲吸效率[20]?，F(xiàn)場統(tǒng)計表明，頁巖油水平井壓裂后隨著燜井時間的延長，無油排液期大幅度縮短，燜井40 d，85%的井投產(chǎn)后3 d 內(nèi)即可見油，部分井投產(chǎn)即見油。以J23、J25 井為例，二者地質(zhì)條件、水平段長度、改造規(guī)模等相似，J23 井燜井56 d，自噴期內(nèi)累產(chǎn)油20 400 t，累產(chǎn)水9 380 m3，較不燜井的J25 井自噴期累產(chǎn)油增加3 140 t，累產(chǎn)水降低5 235 m3（表4）。

表4 典型井燜井與未燜井投產(chǎn)效果對比Tab.4 Comparison of the operation effect of typical well smothered and unsmothered well

2.3.2 排采制度

“初期高產(chǎn)快速收回投資，還是合理控制采油速度最終獲得更高采油量”一直是非常規(guī)油氣業(yè)內(nèi)爭論的問題。北美基本采用快速收回投資的方式組織生產(chǎn)，但對于中國來說，資源豐度低、油氣需求旺盛、供給保障壓力大，在開發(fā)政策上，初期應控制一定產(chǎn)量，讓地層保有充足的能量，盡可能延長相對高產(chǎn)的生產(chǎn)周期，努力提高單井采出量[4]。

從頁巖油水平井系統(tǒng)試井結果來看，隨著工作制度的放大，每產(chǎn)百方液壓降增大，能量損耗加快。典型井如J19-H 井，該井經(jīng)歷了一個油嘴從2.5 mm 逐級放大至4.5 mm，然后再縮小至3.0 mm的連續(xù)系統(tǒng)試井過程。當油嘴3.0 mm 時，每產(chǎn)百方液壓降0.092 MPa；油嘴3.5 mm 時，每產(chǎn)百方液壓降0.366 MPa；油嘴4.0 mm 時，每產(chǎn)百方液壓降0.611 MPa。油嘴控制在3.0 mm 時，壓力下降慢，高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)期長（圖7）?，F(xiàn)場經(jīng)驗表明，自噴初期控制日產(chǎn)液800～1 000 m3，中期控制日產(chǎn)液600～800 m3，后期日產(chǎn)液控制400～600 m3生產(chǎn)井遞減小、穩(wěn)產(chǎn)能力強。當井口油壓下降到2 MPa 以下時，需要及時實施轉(zhuǎn)抽，有利于發(fā)揮水平井生產(chǎn)能力，并有一定的穩(wěn)產(chǎn)期，能夠具有更好的經(jīng)濟效益。

圖7 頁巖油水平井不同工作制度下每產(chǎn)百方液壓降對比Fig.7 Comparison of hydraulic drop per 100 cubic meters of production in shale oil horizontal wells under different working systems

3 結論

（1）頁巖油儲層的源儲配置關系和保存條件是影響水平井產(chǎn)能的先天條件，是認識油藏潛力、開發(fā)部署的依據(jù)。

（2）水平段在最優(yōu)質(zhì)的甜點段內(nèi)穿行，是水平井獲得高產(chǎn)的基礎，提高鉆遇率是水平井必須追求的目標。

（3）細分切割、大排量、高加砂強度是壓裂提產(chǎn)的有效手段，合理的壓裂規(guī)模需要綜合考慮投入與產(chǎn)出。

（4）合理的排采制度有利于充分發(fā)揮水平井的生產(chǎn)能力，吉木薩爾頁巖油水平井全生命周期管理能夠提水平井EUR。