袁士義, 雷征東, 李軍詩, 韓海水

(1. 中國(guó)石油天然氣集團(tuán)有限公司咨詢中心,提高油氣采收率全國(guó)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,北京 100724;2.中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院,提高油氣采收率全國(guó)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,北京100083)

北美頁巖革命推動(dòng)油氣產(chǎn)量大幅增長(zhǎng),2022年美國(guó)頁巖油(致密油)產(chǎn)量3.78億t,占其原油產(chǎn)量的64%[1]。北美頁巖革命的本質(zhì)是科技革命推動(dòng)產(chǎn)業(yè)革命,通過多年基礎(chǔ)研究試驗(yàn)特別是水平井多段壓裂等核心技術(shù)的突破,打破頁巖不能作為油氣儲(chǔ)層的傳統(tǒng)油氣理論認(rèn)識(shí),從而將原本無法工業(yè)開采的大量頁巖油氣資源,通過革命性的“人造油氣藏”方式使其成為具有巨大工業(yè)開采價(jià)值的頁巖油氣藏。在較為完善的市場(chǎng)化體制推動(dòng)下,從頁巖氣快速拓展至頁巖油(致密油)領(lǐng)域,以大幅提升工程作業(yè)效率、持續(xù)提高單井累積產(chǎn)量(EUR)為目標(biāo)而不斷升級(jí)工程技術(shù),同時(shí)通過鉆井壓裂工程“工廠化”、“大數(shù)據(jù)”智能優(yōu)化和甲方主導(dǎo)的工程管理創(chuàng)新,不斷降低開采成本,實(shí)現(xiàn)產(chǎn)業(yè)革命和頁巖油氣產(chǎn)量快速增長(zhǎng)。

中國(guó)頁巖油資源豐富,目前已在10余個(gè)盆地發(fā)現(xiàn)16套頁巖層系,經(jīng)不同學(xué)者或機(jī)構(gòu)初步估算,頁巖油地質(zhì)資源量為(100～3 772)×108t,可采資源量為(30～900)×108t,主要分布在鄂爾多斯、松遼、準(zhǔn)噶爾、渤海灣和四川盆地[2]。對(duì)比北美海相沉積頁巖油(包括致密油),中國(guó)陸相頁巖油存在三方面顯著差異[3]：一是北美頁巖層系較好地保留原型盆地平緩分布特征,優(yōu)質(zhì)烴源巖大面積連片,面積(1～10)×104km2,資源豐度總體較高,而中國(guó)陸相頁巖油疊合盆地構(gòu)造復(fù)雜,具有多凹陷分割特征,單凹陷優(yōu)質(zhì)烴源巖面積大約數(shù)百—數(shù)千平方千米;二是北美大部分頁巖區(qū)塊熱演化程度適中,具有“以氣帶油”的生產(chǎn)特征,而中國(guó)陸相頁巖油多屬于黑油,氣油比相對(duì)較低,含蠟較高,壓力系數(shù)相對(duì)較低,地層能量較弱;三是北美地表?xiàng)l件較為有利,多為平原地貌,人口稀少,地面管網(wǎng)設(shè)施齊全,而中國(guó)頁巖油地表更為復(fù)雜,特別是鄂爾多斯盆地多為黃土塬區(qū)、溝壑縱橫、水資源稀缺、施工難度大。中美頁巖油形成機(jī)制、賦存狀態(tài)與富集規(guī)律、地質(zhì)特征和地表?xiàng)l件的差異性,決定北美開發(fā)經(jīng)驗(yàn)可借鑒但不能照搬,需要發(fā)展適合中國(guó)陸相頁巖油的開發(fā)技術(shù)體系和開發(fā)模式。另外北美頁巖油的定義實(shí)際是致密油與頁巖油的集合,中國(guó)將兩者進(jìn)行區(qū)分,所以對(duì)比時(shí)要注意可對(duì)比性。

中國(guó)陸相頁巖油又稱源內(nèi)石油,分布多樣、地質(zhì)條件差異大,可劃分為夾層型、混積型和頁巖型3類[4]。夾層型以鄂爾多斯長(zhǎng)7段、四川侏羅系為典型代表,混積型以準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系、渤海灣東營(yíng)—沾化凹陷沙三—沙四段、蘇北阜二段為典型代表,頁巖型以松遼盆地古龍湖盆中部青一段、滄東孔二段為典型代表。經(jīng)過多年探索實(shí)踐,中國(guó)已在長(zhǎng)慶等油田實(shí)現(xiàn)陸相致密油年產(chǎn)千萬噸級(jí)大規(guī)模有效開發(fā),頁巖油初步實(shí)現(xiàn)工業(yè)開發(fā)起步,先后建設(shè)新疆吉木薩爾、大慶古龍、勝利濟(jì)陽3個(gè)國(guó)家級(jí)頁巖油開發(fā)示范區(qū),2022年全國(guó)頁巖油年產(chǎn)量突破340×104t。目前慶城油田初步形成夾層型頁巖油甜點(diǎn)認(rèn)識(shí)、開發(fā)工程工藝技術(shù),已探明10×108t儲(chǔ)量、建成200萬t以上產(chǎn)量規(guī)模;混積型頁巖油已在吉木薩爾實(shí)現(xiàn)局部有利區(qū)50×104t規(guī)模開發(fā),正在滾動(dòng)評(píng)價(jià)和技術(shù)升級(jí),逐步擴(kuò)大產(chǎn)能建設(shè)規(guī)模;頁巖型頁巖油在古龍輕質(zhì)油帶核心區(qū)地質(zhì)認(rèn)識(shí)取得重大突破,工程工藝技術(shù)正在積極探索形成中,各類現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)正在開展,已取得良好的初步效果。

筆者較為系統(tǒng)地總結(jié)中國(guó)陸相頁巖油近十年來開發(fā)理論技術(shù)取得的主要進(jìn)展,分析不同類型頁巖油規(guī)模效益開發(fā)面臨的問題與挑戰(zhàn),提出陸相頁巖油資源深化分類分級(jí)評(píng)價(jià)與接替、創(chuàng)建更高質(zhì)量“人造油藏”、早期補(bǔ)能提高采收率、規(guī)模效益開采等核心理論技術(shù)攻關(guān)和管理模式創(chuàng)新,推動(dòng)技術(shù)與管理不斷迭代升級(jí),為加快實(shí)現(xiàn)陸相頁巖油大規(guī)模效益開發(fā)提供借鑒與參考。

1 陸相頁巖油開發(fā)理論與主體技術(shù)進(jìn)展

1.1 陸相頁巖油開發(fā)機(jī)制研究進(jìn)展

1.1.1 原油賦存狀態(tài)及可動(dòng)性評(píng)價(jià)

陸相頁巖油地下賦存狀態(tài)一般以游離態(tài)、吸附態(tài)和束縛態(tài)共存,受頁巖的物性特征和地質(zhì)條件影響,不同類型頁巖油表現(xiàn)出較大差異[5]。吉木薩爾頁巖油輕—中質(zhì)組分以游離態(tài)賦存在粒間孔/溶蝕孔等大孔內(nèi)部,重質(zhì)組分以束縛態(tài)賦存于晶間孔、粒內(nèi)溶孔等小孔內(nèi),或吸附態(tài)賦存于大孔的孔壁;古龍頁巖油主要儲(chǔ)集于頁理縫/微裂縫與納米孔中,原油中的輕質(zhì)組分以輕烴或凝析氣形式賦存在小于50 nm孔隙中;濟(jì)陽頁巖油以中低成熟度為主,原油主要賦存于無機(jī)孔中。

頁巖油可動(dòng)性評(píng)價(jià)主要采用離心與核磁共振相結(jié)合的分析方法,利用核磁共振技術(shù)測(cè)量離心前后的核磁共振橫向弛豫時(shí)間譜,從而計(jì)算可動(dòng)油飽和度和可動(dòng)孔隙半徑。通過研究發(fā)現(xiàn)中國(guó)陸相頁巖油藏具有一定的微觀動(dòng)用能力,但不同儲(chǔ)集空間內(nèi)的原油動(dòng)用能力存在較大差異。古龍頁理縫、微裂縫等區(qū)域的原油幾乎全部具有可動(dòng)性,初期生產(chǎn)中主要通過頁理縫和較大孔隙(孔徑大于50 nm)產(chǎn)出油氣,隨著壓力降低,較小孔隙(孔徑小于50 nm)中輕烴形成輕質(zhì)油動(dòng)用;與古龍相比,吉木薩爾原油重質(zhì)組分含量高,孔隙動(dòng)用下限較高,核磁共振測(cè)試表明,其孔徑大于60 nm明顯可動(dòng),大于150 nm顯著可動(dòng),大于60 nm孔喉貢獻(xiàn)可動(dòng)量占比達(dá)80%(圖1[6]);而濟(jì)陽頁巖油儲(chǔ)層親水特征更為顯著,地層滲吸能力強(qiáng),置換效率更高,原油動(dòng)用下限相對(duì)較低。

圖1 吉木薩爾頁巖油可動(dòng)率與孔喉半徑關(guān)系

1.1.2 原油流動(dòng)啟動(dòng)機(jī)制、流態(tài)與流動(dòng)規(guī)律

陸相頁巖油開發(fā)過程中,流體的流動(dòng)空間包括有機(jī)質(zhì)孔、無機(jī)質(zhì)孔、天然裂縫、人工裂縫等不同尺度介質(zhì),多尺度流動(dòng)現(xiàn)象顯著,且原油啟動(dòng)機(jī)制及流態(tài)特征較為復(fù)雜。目前納米尺度下的流動(dòng)規(guī)律研究主要依賴分子模擬及納流控技術(shù),但這些方法尚難以實(shí)現(xiàn)多相流體運(yùn)移的定量化表征;而縫網(wǎng)中的流動(dòng)特征主要通過驅(qū)替試驗(yàn)進(jìn)行測(cè)試,但如何辨別不同級(jí)別裂縫對(duì)流動(dòng)的影響仍然缺乏有效手段;宏觀尺度下的流態(tài)特征研究主要是基于實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù),結(jié)合滲流方程進(jìn)行滲流曲線分析,從而確定流動(dòng)階段(流態(tài)),現(xiàn)有分析表明頁巖油體積壓裂井可能表現(xiàn)出早期高速非線性滲流、擬線性滲流和后期低速非線性滲流等多種流態(tài)(圖2)。

圖2 非常規(guī)油藏體積壓裂水平井流態(tài)示意圖

在驅(qū)動(dòng)力方面,陸相頁巖油開采的能量來源具有顯著的分段特征,根據(jù)生產(chǎn)時(shí)間的不同,分別依靠壓裂液彈性能、天然彈性能、滲吸作用及溶解氣驅(qū)能量。其中壓裂液不僅能夠形成人工縫網(wǎng),增強(qiáng)孔隙連通性,也能有效補(bǔ)充地層能量,為早期原油流動(dòng)提供動(dòng)力;而開發(fā)初期巖石及流體的天然彈性能是主要能量來源,貢獻(xiàn)占45%～53%;滲吸作用則能夠大幅度提升可動(dòng)油下限,有效提升納米孔隙中原油的動(dòng)用能力;溶解氣驅(qū)雖然能夠提供一定能量,但脫氣后會(huì)導(dǎo)致氣液混合流動(dòng),降低油相流動(dòng)能力。

1.2 陸相頁巖油初步開發(fā)方式和實(shí)踐

針對(duì)陸相頁巖油儲(chǔ)層薄、多層發(fā)育的特點(diǎn),按照體積開發(fā)立體動(dòng)用的原則和思路,主要采用一次井網(wǎng)布井、立體式、長(zhǎng)水平井平臺(tái)布井和大規(guī)模體積壓裂方式,力求達(dá)到控制和動(dòng)用儲(chǔ)量最大化。

1.2.1 長(zhǎng)水平井、多層系、立體式布井方式

慶城長(zhǎng)7頁巖油基于縱向多小層疊合特征,初步形成井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)以及大井叢、多層系、立體式布井模式,實(shí)現(xiàn)縱向上多小層的一次性動(dòng)用,儲(chǔ)量動(dòng)用程度提高30%。典型實(shí)例為陸上平臺(tái)華H60(圖3),采用立體布井動(dòng)用長(zhǎng)71、長(zhǎng)72三套小層22口井,水平段長(zhǎng)為1 500～2 000 m,同層井距為300 m,控制地質(zhì)儲(chǔ)量為600×104t,實(shí)現(xiàn)達(dá)產(chǎn)達(dá)效目標(biāo)[7]。吉木薩爾頁巖油形成立體交錯(cuò)部署模式,產(chǎn)能建設(shè)周期提高40%,單井EUR和采收率均有所提高(表1)。滄東頁巖油縱向甜點(diǎn)層系多,適合多層系立體開發(fā),結(jié)合井場(chǎng)大小、井距、偏移距等因素,形成C1、C3甜點(diǎn)“W”型立體交錯(cuò)布井模式(圖4),平臺(tái)部署6～9口水平井,工廠化作業(yè),縱向?qū)咏犹?橫向塊接替,實(shí)現(xiàn)有利甜點(diǎn)縱、橫向全覆蓋,建成單平臺(tái)年產(chǎn)10×104t生產(chǎn)能力。

圖3 長(zhǎng)7典型井立體井網(wǎng)部署示意圖

圖4 “W”型立體交錯(cuò)網(wǎng)部署立體示意圖

1.2.2 水平井體積壓裂2.0方式

針對(duì)陸相頁巖油非均質(zhì)性強(qiáng)、多層疊置特征,單層布井改造動(dòng)用程度差、成本高[8]等問題,明確頁巖形成復(fù)雜裂縫的主控因素,推動(dòng)壓裂理念“由增大改造體積轉(zhuǎn)變?yōu)樵龃笮沽髅娣e”“增大水力裂縫網(wǎng)絡(luò)轉(zhuǎn)變?yōu)樵龃笾瘟芽p網(wǎng)絡(luò)”“段內(nèi)少簇射孔不暫堵轉(zhuǎn)變?yōu)槎蝺?nèi)多簇射孔加暫堵”“高質(zhì)高價(jià)型材料轉(zhuǎn)變?yōu)榻?jīng)濟(jì)實(shí)用型材料”四大轉(zhuǎn)變。創(chuàng)新大平臺(tái)多井交錯(cuò)布縫工廠化設(shè)計(jì)和實(shí)施技術(shù),形成體積壓裂2.0工藝,大幅提高技術(shù)指標(biāo)和單井產(chǎn)量、有效控降壓裂成本和施工復(fù)雜的問題。

與北美頁巖油儲(chǔ)層改造相比,中國(guó)壓裂改造主體技術(shù)基本類似,每米用液強(qiáng)度、每米加砂規(guī)模相當(dāng),但作業(yè)能力等仍存在差距,北美分段壓裂以速鉆橋塞為主,分段壓裂作業(yè)6～8段/d,國(guó)內(nèi)以可溶分段壓裂工具為主,分段壓裂作業(yè)1～2段/d(表2[9])。因此需要結(jié)合中國(guó)陸相頁巖油儲(chǔ)層特點(diǎn),進(jìn)一步優(yōu)化升級(jí)壓裂工藝。

表2 中美頁巖油壓裂參數(shù)對(duì)比

1.3 陸相頁巖油主體開發(fā)技術(shù)進(jìn)展

1.3.1 陸相頁巖油甜點(diǎn)評(píng)價(jià)技術(shù)

頁巖油“甜點(diǎn)”是指在整體含油背景下,相對(duì)更富含油、物性更好、更易改造、在現(xiàn)有技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件下具商業(yè)開發(fā)價(jià)值的有利儲(chǔ)集層[10]。陸相頁巖油非均質(zhì)性強(qiáng),縱橫向變化大,甜點(diǎn)識(shí)別難,表征及優(yōu)選時(shí)需統(tǒng)籌考慮地質(zhì)特征(砂體結(jié)構(gòu)、儲(chǔ)層性質(zhì)、流體性質(zhì))和工程特征(可壓性),通過近年來的探索實(shí)踐,基本形成頁巖油甜點(diǎn)區(qū)評(píng)價(jià)和縱向黃金靶體優(yōu)選技術(shù)。

1.3.1.1 頁巖油甜點(diǎn)區(qū)優(yōu)選技術(shù)

陸相頁巖油縱向多期砂體疊置、單砂體薄(2～5 m),橫向非均質(zhì)性強(qiáng),巖相、巖性變化快,油層連續(xù)性較差。新疆吉木薩爾、長(zhǎng)慶慶城通過強(qiáng)化平臺(tái)骨架井、探評(píng)井巖心描述、攻關(guān)薄層地震預(yù)測(cè)技術(shù),井震結(jié)合精細(xì)優(yōu)選平面、縱向甜點(diǎn)區(qū)。

吉木薩爾頁巖油藏形成于低能多源混積背景下的咸化湖盆,微觀上細(xì)粒、多源、成巖、孔喉特征復(fù)雜,原油賦存狀態(tài)復(fù)雜,甜點(diǎn)識(shí)別難,宏觀上存在源儲(chǔ)薄互層特征,縱向與橫向變化規(guī)律復(fù)雜,油層空間展布不清。通過近十年長(zhǎng)期探索,形成以可動(dòng)油為核心建立頁巖油甜點(diǎn)綜合評(píng)價(jià)體系,按原油黏度、I類油層厚度和可動(dòng)儲(chǔ)量豐度建立甜點(diǎn)區(qū)分類方案,確定有利甜點(diǎn)區(qū)分布,評(píng)價(jià)結(jié)果顯示下甜點(diǎn)體Ⅰ、Ⅱ類甜點(diǎn)更為發(fā)育,指導(dǎo)開發(fā)目標(biāo)由上甜點(diǎn)向下甜點(diǎn)轉(zhuǎn)變[11]。

長(zhǎng)慶頁巖油深化烴源巖、儲(chǔ)層差異化研究,明確產(chǎn)量地質(zhì)主控因素排序?yàn)楹惋柡投?、孔隙度、原油黏?氣油比)、油層厚度,建立考慮生烴能力、儲(chǔ)油能力、滲流能力、可壓性的甜點(diǎn)分類評(píng)價(jià)體系,優(yōu)選頁巖厚度大于15 m、氣油比大于100 m3/m3等源儲(chǔ)組合好、流體性質(zhì)好、儲(chǔ)油能力強(qiáng)的儲(chǔ)層為Ⅰ類甜點(diǎn)區(qū)。

1.3.1.2 頁巖油縱向黃金靶體優(yōu)選技術(shù)

縱向甜點(diǎn)優(yōu)選目標(biāo)為縱向主力貢獻(xiàn)層,在吉木薩爾頁巖油的應(yīng)用中,確定孔隙度、可動(dòng)油飽和度、可壓性指數(shù)和原油黏度是影響頁巖油品質(zhì)的關(guān)鍵參數(shù),構(gòu)建頁巖油綜合品質(zhì)評(píng)價(jià)因子,形成分巖性油層分類指標(biāo)體系,油層劃分為3類,實(shí)踐表明水平井Ⅰ+Ⅱ類油層長(zhǎng)度與一年期產(chǎn)油量相關(guān)性好,是水平井的黃金靶體;慶城長(zhǎng)7頁巖油重點(diǎn)考慮泥質(zhì)含量、物性、含油性、油層厚度參數(shù),應(yīng)用測(cè)井參數(shù)交會(huì)圖、甜度綜合指數(shù),評(píng)價(jià)縱向各油層“甜度”,水平井目標(biāo)層優(yōu)選由“厚油層”轉(zhuǎn)變?yōu)樾∮? m的“最甜層”。

在此基礎(chǔ)上,建立地質(zhì)工程三維模型,鉆前選用三維地質(zhì)模型,鉆中入靶前逐級(jí)對(duì)比標(biāo)志層,實(shí)時(shí)更新模型,入靶后地震深度域趨勢(shì)控制,隨鉆電性對(duì)比分析,確保軌跡在黃金靶體內(nèi)穿行。

1.3.2 陸相頁巖油井網(wǎng)參數(shù)優(yōu)化技術(shù)

1.3.2.1 水平井水平段方位

水平段方位會(huì)對(duì)裂縫擴(kuò)展方向產(chǎn)生顯著影響,從而影響油井控制儲(chǔ)量及產(chǎn)量特征。現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐表明,水平段方位與砂體展布方向和最大主應(yīng)力方向的匹配關(guān)系是影響水平井開發(fā)效果的關(guān)鍵,當(dāng)水平段方位與最大主應(yīng)力方向垂直時(shí),壓裂縫網(wǎng)體積最大,單井產(chǎn)能最高。但受現(xiàn)場(chǎng)地質(zhì)條件的限制(如砂體邊部或因地形地貌儲(chǔ)量受限區(qū)),實(shí)際礦場(chǎng)條件下水平段方位可能無法與最大主應(yīng)力方向完全垂直,不同水平井方位(近垂直主應(yīng)力、銳角相交 、近平行主應(yīng)力)的探索研究與實(shí)踐結(jié)果表明,需要與主應(yīng)力夾角大于70°。針對(duì)此問題,在地質(zhì)工程一體化思想指導(dǎo)下,構(gòu)建 “順砂體方向?yàn)橹鳌⒋怪弊畲笾鲬?yīng)力方向?yàn)檩o”的水平段方位部署理念。

1.3.2.2 水平段長(zhǎng)度

水平段長(zhǎng)度是影響頁巖油開發(fā)效果及經(jīng)濟(jì)效益的關(guān)鍵因素?；陉懴囗搸r油地質(zhì)特征及工藝條件,綜合考慮采油速度、單井可采儲(chǔ)量EUR、投資成本、工藝難度、鉆遇率等因素,建立地質(zhì)工程一體化的水平段長(zhǎng)度優(yōu)化方法。其中長(zhǎng)7頁巖油在精細(xì)地質(zhì)研究基礎(chǔ)上,依據(jù)投資與產(chǎn)量增幅關(guān)系、后期維護(hù)治理措施難度,結(jié)合頁巖油單套砂體延伸長(zhǎng)度(500～3 295 m),采用差異化的水平段長(zhǎng)度。對(duì)于油層分布穩(wěn)定區(qū)域,優(yōu)化水平段長(zhǎng)度主體為1 500 m;受砂體延伸長(zhǎng)度短(小于 800 m)影響的區(qū)域可部署水平段長(zhǎng)度600～800 m;對(duì)于油層分布穩(wěn)定但受地形、地貌限制等難動(dòng)用區(qū)域,部署水平段長(zhǎng)度大于2 000 m,提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度[12]。采用類似思路,新疆吉木薩爾根據(jù)其資源稟賦特征、技術(shù)經(jīng)濟(jì)一體化綜合分析,確定其水平段主體長(zhǎng)度為1 800～2 600 m。

1.3.2.3 井 距

井距是頁巖油體積壓裂開發(fā)方式下井網(wǎng)參數(shù)的重點(diǎn)優(yōu)化對(duì)象。井距偏小,有利于提高采油速度,但易導(dǎo)致單井控制儲(chǔ)量小,壓竄井段較高,不利于發(fā)揮體積壓裂改造能力,造成后期遞減大;井距偏大,單井設(shè)計(jì)控制儲(chǔ)量較大,但存在采油速度低、釆收率低,且平臺(tái)組合井?dāng)?shù)受限、開發(fā)成本高等核心問題。對(duì)于開發(fā)目標(biāo)而言,單井EUR主要與投資回收有關(guān),而區(qū)域效益采收率才是最為關(guān)鍵的因素。儲(chǔ)量豐度是井距優(yōu)化的基礎(chǔ),以采收率最高、經(jīng)濟(jì)效益最優(yōu)為目標(biāo),目前技術(shù)經(jīng)濟(jì)綜合確定的井距為300～500 m(表3)。

表3 國(guó)內(nèi)外典型頁巖油井距及單井控制儲(chǔ)量現(xiàn)狀

1.3.3 陸相頁巖油CO2前置壓裂與補(bǔ)能

1.3.3.1 CO2前置增能

頁巖儲(chǔ)層孔喉細(xì)微、排驅(qū)壓力高,利用CO2易進(jìn)入微裂縫和納米孔喉,增加地層彈性能量,可以擴(kuò)大裂縫波及范圍,改善壓裂效果,同時(shí)起到改善原油流動(dòng)能力的作用。以吉木薩爾頁巖油為例(圖5),下甜點(diǎn)頁巖油(原油平均黏度為25 mPa·s)試驗(yàn)井J100043(采用CO2前置壓裂)較同類地質(zhì)工程條件J01711(未采用CO2前置壓裂)井一年期平均油壓高7 MPa,單井可采儲(chǔ)量(EUR)提高0.9×104t,內(nèi)部收益率由6.09%提高至7.09%;高黏區(qū)JHW71-11井(采用CO2前置壓裂),較同類地質(zhì)工程條件J10022_H井(未采用CO2前置壓裂),同期(360 d)千米累產(chǎn)油提高27%。長(zhǎng)慶頁巖油Ⅱ類儲(chǔ)層某平臺(tái)采用CO2壓裂的試驗(yàn)井與其他井相比,悶井期間壓力持續(xù)保持較高水平,有效補(bǔ)充地層能量,試驗(yàn)初期日產(chǎn)油達(dá)20.6 t,提產(chǎn)效果顯著;針對(duì)濟(jì)陽頁巖油復(fù)雜縫網(wǎng)形成難、改造范圍小、縱向穿層難等問題,研發(fā)CO2前置壓裂技術(shù)(前置CO2+酸蝕降破+大液量滲吸置換+多級(jí)縫網(wǎng)全支撐),取得明顯效果。

圖5 吉木薩爾典型CO2前置壓裂井與參考井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)對(duì)比

1.3.3.2 頁巖油CO2吞吐補(bǔ)能技術(shù)

隨著CO2注入油藏,CO2可使原油體積膨脹,同時(shí)CO2大量溶解并萃取原油輕質(zhì)組分;悶井過程中,CO2與原油界面逐漸消失,CO2與原油充分混溶;悶井結(jié)束,壓力下降早期,CO2溶解氣析出,彈性能釋放,原油膨脹,增加地層彈性能量;壓力持續(xù)降低,出現(xiàn)連續(xù)氣驅(qū),形成的連續(xù)相CO2氣流攜帶、剝離不同形態(tài)剩余油[13]。在長(zhǎng)慶、吉木薩爾、大港滄東頁巖油現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行二氧化碳吞吐試驗(yàn),取得一定效果。官東地區(qū)孔二段頁巖油典型井組注CO2吞吐補(bǔ)能先導(dǎo)試驗(yàn)(圖6),采取“中間井吞吐,兩側(cè)井同步悶井、放噴采油”的方式,注入二氧化碳276 t,吞吐前井組產(chǎn)量10.8 t,吞吐后初期日產(chǎn)油23.6 t,發(fā)揮本井補(bǔ)能與鄰井驅(qū)替作用,產(chǎn)量翻番,有效期459 d,階段增油1 962.5 t。

圖6 官東地區(qū)典型井組CO2吞吐補(bǔ)能前后生產(chǎn)動(dòng)態(tài)對(duì)比

1.3.4 陸相頁巖油生產(chǎn)制度

1.3.4.1 悶井階段制度

綜合考慮悶井階段的擴(kuò)散補(bǔ)能、滲吸置換、溫度恢復(fù)等機(jī)制,耦合不同頁巖油藏礦物類型、潤(rùn)濕性、孔喉特征、壓裂液體系的差異性,通過不同悶井時(shí)間下的短期、中期、長(zhǎng)期開發(fā)效果及經(jīng)濟(jì)效益綜合評(píng)價(jià),形成一套頁巖油悶井時(shí)間優(yōu)化方法[14],優(yōu)化確定中國(guó)典型陸相頁巖油藏悶井時(shí)間約為30 d(圖7),從而減少壓裂液對(duì)近井地帶污染,促進(jìn)能量深部擴(kuò)散,并實(shí)現(xiàn)滲吸置換,提高采油速度及階段采出程度。

圖7 頁巖油悶井時(shí)間優(yōu)選圖版

1.3.4.2 排采階段制度

采用實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析、驅(qū)替試驗(yàn)、數(shù)值模擬等方法,綜合考慮放大壓差克服裂縫水阻、孔隙水堵、壁面影響、增加驅(qū)替動(dòng)力等正面作用與支撐劑回流、嵌入、降低儲(chǔ)層滲透率、加劇原油脫氣等負(fù)面作用,優(yōu)化確定頁巖油不同階段的生產(chǎn)制度。

在見油階段,重點(diǎn)考慮充分利用縫網(wǎng)及流體彈性能、排出縫網(wǎng)中壓裂液減少滲流阻力、利用返排強(qiáng)化滲吸、促進(jìn)縫網(wǎng)中原油連續(xù)相形成、防早期出砂和裂縫閉合等機(jī)制。達(dá)峰階段主要為充分利用頁理縫彈性能、克服頁理縫中的非線性流動(dòng)、控制水力縫和頁理縫應(yīng)力敏感。穩(wěn)產(chǎn)或初期遞減階段的機(jī)制包括充分利用基質(zhì)彈性能、克服基質(zhì)中的非線性流動(dòng)、降低含水率、控制相變調(diào)節(jié)氣液滲流,以及通過地層—井筒協(xié)同分析,充分利用井筒中的氣體能量,并結(jié)合下泵,減少井筒內(nèi)壓降。中后期遞減階段則應(yīng)重點(diǎn)考慮防止大量脫氣、防止應(yīng)力敏感過強(qiáng),以及充分發(fā)揮輕質(zhì)組分“攜液”能力。

通過考慮上述機(jī)制,綜合確定大慶古龍、新疆吉木薩爾、長(zhǎng)慶慶城等頁巖油藏的全周期、分階段排采制度(表4),構(gòu)建生產(chǎn)壓差優(yōu)化圖版,指導(dǎo)頁巖油的工業(yè)性開發(fā)。

表4 不同頁巖油藏優(yōu)化的生產(chǎn)制度

2 陸相頁巖油規(guī)模效益開發(fā)技術(shù)面臨的問題與挑戰(zhàn)

2.1 缺少有效的研究手段和全生命周期開發(fā)理論認(rèn)識(shí)

在地層高溫高壓及納米尺度條件下,頁巖油儲(chǔ)層的表征、賦存狀態(tài)、相態(tài)演化以及巖石力學(xué)變化等方面缺乏有效的試驗(yàn)研究和模擬技術(shù),需要提升研究手段、深化規(guī)律性認(rèn)識(shí),建立規(guī)模效益開發(fā)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)和指標(biāo)體系,構(gòu)建不同類型頁巖油規(guī)模效益開發(fā)模式,以指導(dǎo)頁巖油的科學(xué)開發(fā)。

2.2 單井(EUR)低需要持續(xù)提升

頁巖層理、天然裂縫等力學(xué)弱面高度發(fā)育,導(dǎo)致三維空間人工縫網(wǎng)擴(kuò)展及支撐劑運(yùn)移機(jī)制復(fù)雜,目前密切割壓裂工藝技術(shù)尚不能滿足充分造縫和全域支撐的改造需求[15],支撐縫高不足10 m,支撐半縫長(zhǎng)不足100 m,儲(chǔ)層改造體積(SRV)小,單井控制儲(chǔ)量小是EUR低的重要原因。

生產(chǎn)制度配產(chǎn)不合理導(dǎo)致排采過程中縫網(wǎng)過快閉合,進(jìn)一步減小縫網(wǎng)控制儲(chǔ)量影響EUR,需綜合考慮滲吸置換、流體相變等多機(jī)制協(xié)同效應(yīng),持續(xù)完善以“控壓生產(chǎn)”為原則的水平井合理生產(chǎn)制度,高效利用地層能量,追求更高EUR。

2.3 頁巖油采收率整體偏低,提高采收率技術(shù)體系尚未建立

中國(guó)陸相頁巖油儲(chǔ)層滲透率低、氣油比相對(duì)較低、壓力系數(shù)較低,目前水平井+體積壓裂開發(fā)方式下產(chǎn)量呈“L”型快速遞減特征,遞減速度快(圖8),采收率平均低于10%[16]。提高采收率技術(shù)體系尚未建立,主要面臨早期補(bǔ)能機(jī)制、時(shí)機(jī)和方式不清的難題。陸相頁巖儲(chǔ)層主要為4 nm～8 μm的孔喉,孔喉尺寸跨度大,氣驅(qū)油動(dòng)用尺度界限不明確;頁巖紋層交互發(fā)育,紋層間存在滲透率差異,驅(qū)替過程中滲流模式不清楚;目前主要通過壓裂增能開發(fā),一次開發(fā)采收率低,亟需通過早期補(bǔ)充能量提高采收率,但是在注入介質(zhì)、注入方式、注入時(shí)機(jī)、注采參數(shù)等方面尚不明確。

3 陸相頁巖油規(guī)模效益開發(fā)對(duì)策思考

3.1 深化研究分類分級(jí)評(píng)價(jià)頁巖油資源可升級(jí)為可采儲(chǔ)量的潛力規(guī)模、接替途徑及可持續(xù)性

各類頁巖油資源分級(jí)評(píng)價(jià)、儲(chǔ)量升級(jí)尚未建立完整的方法體系與技術(shù)規(guī)范,資源家底和可動(dòng)用性存在較大不確定性。通過典型刻度區(qū)解剖,優(yōu)選頁巖油資源評(píng)價(jià)關(guān)鍵參數(shù),應(yīng)用大量試驗(yàn)、生產(chǎn)數(shù)據(jù)合理確定參數(shù)取值下限與分級(jí)劃分標(biāo)準(zhǔn),分類建立統(tǒng)一的評(píng)價(jià)參數(shù)、方法與標(biāo)準(zhǔn),系統(tǒng)開展全國(guó)各類頁巖油資源潛力評(píng)價(jià),重點(diǎn)突出技術(shù)與經(jīng)濟(jì)可采資源量評(píng)價(jià),分盆地分類型評(píng)價(jià)頁巖油資源可以通過“人造油藏”形成可采儲(chǔ)量的潛力規(guī)模,預(yù)測(cè)不同油價(jià)下頁巖油經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量可采資源,確定接替途徑及可持續(xù)性發(fā)展規(guī)模。

3.2 深化不同類型頁巖油賦存狀態(tài)和流動(dòng)機(jī)制,科學(xué)指導(dǎo)頁巖油開發(fā)

3.2.1 不同類型頁巖油賦存狀態(tài)

明確頁巖油的賦存狀態(tài)對(duì)其可動(dòng)性及開采效果至關(guān)重要,需要深入研究及量化在地層溫度壓力條件下不同類型頁巖油的游離態(tài)、吸附態(tài)和溶蝕態(tài)的比例關(guān)系。在此基礎(chǔ)上,評(píng)價(jià)通過改變環(huán)境條件(壓力、溫度變化),或者注入其他流體(氣體、納米顆粒等),促使吸附態(tài)和溶蝕態(tài)原油向游離態(tài)轉(zhuǎn)化。

3.2.2 納米賦存空間內(nèi)流體相態(tài)

研發(fā)可模擬納米尺度基質(zhì)環(huán)境的多孔介質(zhì)流體原位相平衡物理模擬平臺(tái),開展微納米受限空間流體相態(tài)可視化試驗(yàn)研究,研究納米限域孔隙體系頁巖油組分微觀差異分布與相態(tài)行為,建立相應(yīng)的相平衡狀態(tài)方程,闡明多組分納米限域相態(tài)及平衡變化與開采機(jī)制,為開發(fā)方式選擇和技術(shù)政策制定提供科學(xué)依據(jù)。

3.2.3 頁巖油多尺度流動(dòng)機(jī)制和開發(fā)規(guī)律

開展多尺度流體流動(dòng)物理模擬試驗(yàn)研究,模擬真實(shí)儲(chǔ)層條件下的流體流動(dòng)特征,厘清不同尺度、不同介質(zhì)中流體的啟動(dòng)方式,綜合考慮流動(dòng)機(jī)制,分析不同開發(fā)階段流態(tài)和多相滲流機(jī)制,建立多重介質(zhì)多場(chǎng)耦合數(shù)學(xué)模型和可規(guī)模應(yīng)用的模擬軟件,指導(dǎo)井網(wǎng)部署和技術(shù)政策優(yōu)化。

3.3 攻關(guān)更高質(zhì)量的“人造油藏”及規(guī)模開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)

3.3.1 地質(zhì)工程一體化差異化井網(wǎng)部署技術(shù)

(1)發(fā)展多井型體積開發(fā)技術(shù)。陸相頁巖油多層系疊置,縱向發(fā)育多個(gè)開發(fā)甜點(diǎn)層,為實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)量充分動(dòng)用,采取“多層位、多井型、大井叢、平臺(tái)式”體積開發(fā)方式,形成區(qū)塊/平臺(tái)整體高效開發(fā)新模式。如青海干柴溝和新疆瑪湖風(fēng)城組頁巖油,直井、大斜度井也有較高的產(chǎn)能。

(2)突破長(zhǎng)水平段開發(fā)及配套工程技術(shù)[17]。通過精準(zhǔn)地質(zhì)建模、地質(zhì)導(dǎo)向、力學(xué)建模進(jìn)一步提升水平段長(zhǎng)度和甜點(diǎn)層鉆遇率,地質(zhì)工程一體化設(shè)計(jì)個(gè)性化參數(shù),提高井眼凈化能力,完善旋轉(zhuǎn)下套管和漂浮下套管技術(shù),保障長(zhǎng)水平段延伸能力和套管安全下入,實(shí)現(xiàn)水平段延伸能力達(dá)到3 000 m以上。完善提升“一趟鉆”能力,降低鉆井成本。

(3)建立合理利用地層能量的開發(fā)技術(shù)政策。陸相頁巖油開發(fā)有利區(qū)面積有限、地層能量不足,需要采用控壓生產(chǎn)方式和合理的生產(chǎn)制度,保持相對(duì)穩(wěn)定的地層能量和烴組分混相最佳流動(dòng)狀態(tài),盡可能延長(zhǎng)相對(duì)高產(chǎn)的有效生產(chǎn)期,提高單位壓降采出量,以便在有效生產(chǎn)期內(nèi)獲得最大流動(dòng)量和單井EUR。

3.3.2 創(chuàng)新儲(chǔ)層改造技術(shù)提高有效縫網(wǎng)波及體積、追求儲(chǔ)量動(dòng)用/可采程度最大化

加強(qiáng)地質(zhì)力學(xué)、裂縫起裂與擴(kuò)展、支撐劑運(yùn)移規(guī)律、人工裂縫條件下油氣滲流規(guī)律、裂縫控藏等基礎(chǔ)研究,研發(fā)具有增能、驅(qū)油、滲吸、低傷害、可回收利用的液劑體系,盡可能增加有效縫網(wǎng)體積,特別是加快試驗(yàn)和形成“非水壓裂”技術(shù)體系,攻關(guān)有效提高垂直裂縫高度、穿層壓裂等工藝技術(shù),構(gòu)建長(zhǎng)期穩(wěn)定的縫網(wǎng)系統(tǒng),建造更高質(zhì)量的“人工油藏”,大幅提高儲(chǔ)量動(dòng)用/可采程度。

搭建頁巖油共享數(shù)據(jù)資源平臺(tái),加強(qiáng)對(duì)地質(zhì)、工程、試驗(yàn)、生產(chǎn)等相關(guān)數(shù)據(jù)的全方位、高精度實(shí)時(shí)獲取,實(shí)現(xiàn)地質(zhì)、工程數(shù)據(jù)共享,并建立相應(yīng)數(shù)學(xué)模型和開發(fā)評(píng)價(jià)知識(shí)庫,不斷迭代升級(jí)核心參數(shù)學(xué)習(xí)曲線及優(yōu)化圖版,因地制宜,量體裁衣,提高技術(shù)方案匹配儲(chǔ)層精準(zhǔn)程度,最大限度挖掘各盆地不同類型頁巖油潛力,提高全生命周期開發(fā)效果。發(fā)展和應(yīng)用新型監(jiān)測(cè)工具和技術(shù),通過整體方案優(yōu)化—監(jiān)測(cè)手段集成—系統(tǒng)取芯分析,實(shí)現(xiàn)對(duì)改造裂縫形態(tài)和開發(fā)效果整體評(píng)估,形成可復(fù)制可推廣的高產(chǎn)技術(shù)模版,提升儲(chǔ)層改造的“度”與“質(zhì)”,支撐頁巖油高效開發(fā)。

3.4 建立整體優(yōu)化動(dòng)用開發(fā)方式,升級(jí)形成可規(guī)模推廣的開采模式和配套技術(shù)體系

加快頁巖油藏區(qū)塊/平臺(tái)立體多層開發(fā)試驗(yàn),優(yōu)化合理井網(wǎng)井距,實(shí)現(xiàn)平臺(tái)/區(qū)塊縱向儲(chǔ)量同時(shí)整體動(dòng)用提高鉆采效果和效益,升級(jí)形成可規(guī)模推廣的開采模式和配套技術(shù),通過優(yōu)化資源配置和區(qū)塊接替方式,努力實(shí)現(xiàn)資源有利區(qū)域整體規(guī)模效益開發(fā)。

3.5 加快早期補(bǔ)充地層能量攻關(guān)試驗(yàn),形成多介質(zhì)大幅度提高頁巖油采收率技術(shù)

3.5.1 攻關(guān)多介質(zhì)協(xié)同早期補(bǔ)能提高采收率技術(shù)

中國(guó)陸相頁巖油普遍存在地層能量不足、采用天然能量開采采收率低的問題,早期補(bǔ)能對(duì)于實(shí)現(xiàn)其高效開發(fā)十分關(guān)鍵。隨著開采時(shí)地層壓力的下降,作為地層流體主要流動(dòng)通道的天然縫/壓裂縫一旦發(fā)生閉合將不可逆,導(dǎo)致之后再注入的流體難以通過閉合的裂縫進(jìn)入深部地層,嚴(yán)重影響補(bǔ)能效果。因此需要加快開展早期多介質(zhì)、多方式補(bǔ)充地層能量攻關(guān)試驗(yàn),發(fā)展規(guī)模前置CO2壓裂補(bǔ)能、重復(fù)壓裂、注氣(CO2)吞吐、納米流體輔助吞吐、注化學(xué)劑滲吸、多種方式協(xié)同、井間異步吞吐、多井集群式吞吐等多種可能的補(bǔ)能方式,盡快形成早期規(guī)模補(bǔ)能大幅度提高采收率技術(shù),支撐資源的最大化利用和開發(fā)區(qū)的高質(zhì)量可持續(xù)發(fā)展。

3.5.2 探索人工滲流體形成宏觀驅(qū)替的可能性和可行性方案[18]

頁巖儲(chǔ)層特別是存在大量微裂縫/層理縫的儲(chǔ)層[19],研發(fā)和試驗(yàn)注氣(如CO2、天然氣等)驅(qū)替頁巖油開發(fā)技術(shù),是非常有希望和可能的更大幅度提高采收率技術(shù)。需要深入研究微納米孔隙中氣體擴(kuò)散規(guī)律,揭示復(fù)雜縫網(wǎng)條件下氣驅(qū)機(jī)制,明確驅(qū)替前緣變化機(jī)制和波及范圍,探索研究形成驅(qū)替體系的可能性;創(chuàng)建技術(shù)經(jīng)濟(jì)一體化的氣驅(qū)井網(wǎng)井型井距、注氣防竄增能的注采參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)方法,建立氣驅(qū)氣竄超前預(yù)警、氣相流度波及調(diào)控以及水平井分段分時(shí)控量注入優(yōu)化方法,努力形成頁巖油注氣驅(qū)替提高采收率技術(shù)和開發(fā)可行性方案,力爭(zhēng)實(shí)現(xiàn)陸相頁巖油采收率達(dá)到30%以上。

3.5.3 探索CCUS與頁巖油開發(fā)融合的提高采收率模式

CO2是最有前景的提高頁巖油采收率介質(zhì)[20],現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試顯示CO2前置壓裂后(圖9),pH穩(wěn)定在7以上,CO2沒有大量進(jìn)入產(chǎn)出液中,返排率均小于15%,地面腐蝕較弱,CO2埋存率高,CO2提高采收率有望成為陸相頁巖驅(qū)油與埋存的最佳路徑。需要重點(diǎn)攻關(guān)頁巖油液-固及液-氣作用機(jī)制,突破注二氧化碳提高采收率關(guān)鍵技術(shù),發(fā)揮持久萃取、增能、降黏等協(xié)同效應(yīng),增加注入波及范圍,結(jié)合頁巖油區(qū)塊CO2源匯匹配度高區(qū)域,加快現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)進(jìn)程,大幅提高采收率與碳埋存量,提升全生命周期開發(fā)效益[21]。

3.6 推進(jìn)管理模式創(chuàng)新大幅提高開發(fā)效益,推動(dòng)頁巖油大規(guī)模效益開發(fā)

全生命周期管理是頁巖油資源高效動(dòng)用最有效的管理模式[22],核心是地質(zhì)工程一體化,其要點(diǎn)在于將評(píng)價(jià)部署、方案設(shè)計(jì)、產(chǎn)能建設(shè)、生產(chǎn)運(yùn)行、管控優(yōu)化等過程一體化管理,通過科學(xué)的設(shè)計(jì)對(duì)全生命周期方案進(jìn)行優(yōu)化,努力使頁巖油項(xiàng)目全生命周期成本最小、創(chuàng)造價(jià)值最高。

工程市場(chǎng)化是最現(xiàn)實(shí)高效的運(yùn)行模式,通過引入市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)機(jī)制,進(jìn)行生產(chǎn)關(guān)系重組和解放生產(chǎn)力,推動(dòng)頁巖油跨越式的規(guī)模效益開發(fā)。長(zhǎng)慶油田積極探索市場(chǎng)化機(jī)制,創(chuàng)新 “5+1”風(fēng)險(xiǎn)合作開發(fā)模式,形成“六統(tǒng)一、三共享、一集中”的管理模式和“標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)、模塊化建設(shè)、數(shù)字化管理、市場(chǎng)化運(yùn)作”的建設(shè)模式,充分發(fā)揮中國(guó)石油整體優(yōu)勢(shì),通過開采技術(shù)創(chuàng)新/方案優(yōu)化、信息化智能化技術(shù)應(yīng)用和管理模式創(chuàng)新,破解單井投資大、產(chǎn)量低、人員不增等難題,實(shí)現(xiàn)蘇里格等致密油氣大規(guī)模效益開發(fā)和持續(xù)上產(chǎn),該成功經(jīng)驗(yàn)值得借鑒推廣。

4 結(jié)束語

與北美海相頁巖油(致密油)地質(zhì)條件和開發(fā)市場(chǎng)化程度相比,中國(guó)陸相頁巖油更為復(fù)雜難采,規(guī)模效益開發(fā)面臨更大的挑戰(zhàn)。近年來中國(guó)不同類型陸相頁巖油開發(fā)理論、主體技術(shù)方面取得重大進(jìn)展,特別是開采機(jī)制、開采技術(shù)體系/開發(fā)方式的探索研究和創(chuàng)新實(shí)踐,支撐實(shí)現(xiàn)陸相頁巖油工業(yè)開發(fā)的起步。針對(duì)陸相頁巖油規(guī)模效益開發(fā)面臨的問題與挑戰(zhàn),提出大幅提高開采效果和效益的技術(shù)與管理對(duì)策。

(1)資源分類分級(jí)評(píng)價(jià)、提高人工改造升級(jí)可采儲(chǔ)量規(guī)模、各類頁巖油開采機(jī)制深化研究,創(chuàng)建更高質(zhì)量的“人造油藏”及規(guī)模開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)。

(2)建立平臺(tái)/區(qū)塊立體動(dòng)用/塊間接替整體優(yōu)化動(dòng)用,加快研發(fā)和礦場(chǎng)試驗(yàn)早期補(bǔ)能大幅度提高采收率等技術(shù),盡快形成可推廣的技術(shù)/標(biāo)準(zhǔn)體系和開發(fā)模式。

(3)加快深化可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)、關(guān)鍵理論技術(shù)創(chuàng)新和管理創(chuàng)新,推動(dòng)陸相頁巖油盡快實(shí)現(xiàn)千萬噸級(jí)大規(guī)模可持續(xù)效益開發(fā)。