0 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44.8×108 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，2019—2021年累计提交页岩油探明储量10.52×108 t［15-17］。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131.6×104 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0.7~0.8，属于典型的低压盆地。原油具有低密度（0.73~0.78 g/cm3）、低黏度（1.36~1.47 mPa·s）、低凝固点（15.68~16.33 ℃）、不含硫的特点，整体为轻质原油，原始气油比为90~110 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。2011—2017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2.3×104 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2.7×104 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2.6×104 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“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1.5×104 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0.2×104 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。
2.3 水平井方位
理论分析认为水平段方位垂直于最大主应力方向时，压裂缝网体积最大，模拟产能最大。鄂尔多斯盆地长7段最大主应力方向主要为北东75°，为保证压裂过程中裂缝最大程度起裂，目前页岩油水平井方位以垂直主应力方向的165°、345°为主。微地震监测结果显示垂直主应力方向的井储层压裂后主要为沿着最大主应力方向的主裂缝，裂缝复杂程度明显偏低（图8）。按照目前的布井方式主要存在以下问题：①庆城油田林源区及水源区控制储量共1.2×108 t，目前采用垂直最大主应力的常规布井模式造成林源区、水源区储量无法动用；②现有大平台布井模式下，井场靶前区500~600 m宽度含油面积无法动用，目前6~10口井的大平台靶前距区无法动用地质储量约为（18.9~37.8）×108 t，占平台总地质储量的17%以上；③随着产建规模的扩大，部分地区优质油层展布方向普遍多变，按照现有布井模式无法提高优势储层的纵向钻遇率，从而影响了单井产量。
2020年为提高大平台靶前空白区域储量动用程度，在H60平台部署2口水平井，开展斜交最大主应力水平井体积压裂开发试验（图9）。2口井与最大主应力夹角均小于30°。2口水平井平均水平段长度为750 m，钻遇油层516 m，油层钻遇率70.6%，投产后初期日产油13.1 t/d，投产12个月平均单井累产油2 875 t，开发效果良好。虽然微地震监测估算结果显示与常规方向水平井相比储量动用面积有所下降，但裂缝复杂因子和微地震事件点数均有所提高（图10），复杂的缝网沟通了更多的基质，提高了单井产量。斜角的井与平台常规井相比，在油层长度约为正常井50%的情况下，初期产量和累积产油量明显高于正常井。2022年长73亚段的一口风险水平探井方向顺着优势砂体展布方向，与最大主应力角度差51°，在砂岩粒度细、泥质含量高的情况下试油获116.8 t/d的高产油流，累计放喷62 d，累积产油已经突破1 000 t，试采期平均日产油15.8 t，生产效果好［25］。试验结果表明水平井部署时可优先考虑优质储层的延伸方向，提高优势储层的钻遇率，从而提高单井产量。
3 技术工艺问题
3.1 压裂补能与井网的适配性
3.2 排量与压裂缝网的适配性
体积改造技术的核心是“打碎”储层，“人造”渗透率。高排量有利于复杂缝网的形成，能大幅度提高单井产量和储层动用效果［30］。长7段纵向上砂泥互层频繁，纵向上普遍发育多套优势油层，部分平台属于立体井网多层系开发。为实现井控储量的最大动用，压裂时过度强调“大排量”。但由于部分立体开发平台2套油层之间隔夹层较薄、或者受到高角度天然裂缝的影响（图12），造成平台层间压窜比例较高。H101平台施工压力异常段占比达到15%，异常段主要分布在2套油层隔夹层较薄的区域（图13）。压窜井普遍具有高含水、压力下降快，地层能量严重不足的特征。因此，立体开发的平台要充分考虑井距、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。
3.3 CO2补能降黏提高采收率
长7段页岩油属于典型的低压页岩油藏，受有机质成熟度的影响，区域上气油比、原油黏度变化较大，高产井普遍分布在成熟度高、气油比大、原油黏度较小的区域。目前孔喉更加细微、储层厚度更薄的Ⅱ类储层成为页岩油产建的主要目标，却面临着地层能量严重不足、单井产量递减快的难题，补能降黏成为了夹层型页岩油亟待解决的关键问题。
4 未来攻关方向
（1）随着鄂尔多斯盆地产建区由庆城油田中心向外围不断拓展，烃源岩规模、成熟度、有机质丰度也越来越低，重力流砂体的厚度也越来越薄，连续性也越来越差，优势砂体的方向也呈现多变的特征，储层含油性及原油品质也越来越差，因此庆城油田不同区带的沉积相及砂体展布规律、沉积动力机制及成岩作用差异、流体性质等需要综合研究，明确页岩油差异成藏主控因素，建立区域性的有利区优选标准。
（2）加大三维地质应用，开展3~5 m薄储层地震预测攻关，提升三维甜点精细刻画程度。充分利用三维地震、三维建模进行井间构造、储层预测，明确重点攻关靶体。科学设计水平井长度、方位及靶点轨迹，确保轨迹在黄金霸体稳步穿行，提高水平井优质甜点纵向、横向钻遇率，对甜点段进行充分改造，提高单井产量。
（3）进一步论证斜角最大主应力方向的页岩油水平井压裂生产开发效果，明确提出应对压裂缝网复杂程度的方法，提高大平台靶前区、环境敏感区、砂体连续性差且优势方向多变地质体的资源动用程度。充分考虑井距、纵向隔夹层分布、裂缝发育情况，不断地优化立体开发大平台井网部署及压裂施工参数，探索超前补能新方法，提高采收率。
甘公网安备 62010202000678号
