开发致密油，我们来啦！

■ 敏 锐 赵 霞

开发致密油，我们来啦！

■ 敏 锐 赵 霞

致密油是一种非常规油气资源。近年来，随着水平井和体积压裂技术取得突破性进展，使致密油的勘探开发正逐渐成为现实。准确认识我国致密油形成的基本条件、基本特征及其分布规律，是实现经济有效开发致密油的关键。

中国的致密油特征

中国致密油以陆相沉积为主，不同盆地致密油发育层位跨度大，在储层类型、物性特征、岩石特性等方面，也存在较大差异。

中国致密油分布面积相对偏小。受陆相湖盆沉积特征影响，中国致密油烃源岩分布面积几百至数万平方千米不等，而北美威利斯顿盆地巴肯组海相页岩分布面积达70000平方公里。但是，中国陆相致密油烃源岩厚度较大（大于30米），有机碳含量中-高（可达2%～10%），为致密油的形成提供了丰富的物质基础。

中国致密油的储层类型多、物性差，非均质性强。中国致密油储层岩石类型复杂多样，包括致密砂岩、砂砾岩、灰岩、白云岩、沉凝灰岩及其过渡岩类。源储组合关系多，以源内致密油为主，源上、源下也均有发现。

致密油的储集受沉积模式影响，源内致密油含油饱和度普遍较高，例如鄂尔多斯盆地长7段含油饱和度65%～85%，新疆吉木萨尔芦草沟组含油饱和度70%～95%。松辽盆地扶余油层是典型的源下致密油，含油饱和度普遍低于50%，生产井普遍油水同出。

致密油的储层埋深相差较大。鄂尔多斯延长组、松辽盆地扶余油层埋深均在2000米左右，吉木萨尔芦草沟组埋深约3000米，而华北盆地束鹿沙三段致密储层埋深3500～4000米。

致密油储层普遍具有压力异常特征。中国致密油存在压力异常，但没有北美致密油明显。中国陆相沉积盆地构造活动较强，压力系数变化较大，但以低压－常压为主，一般情况下压力数为0.75～1.3，如鄂尔多斯盆地伊陕斜坡长6致密油层压力系数0.75～0.85。致密油区形成超压的现象主要源于储层致密，保存条件较好，生成或者运移进来的石油难以散失，导致地层压力增大，使得储集空间内的压力难以释放，从而形成异常高压。

中国陆相致密油含油饱和度较高，普遍大于50%，最高达95%以上；受构造稳定性、烃源岩热演化程度和较好的保存条件影响，致密油原油性质普遍较好，且变化较大，原油为轻质油。

中国的致密油怎么开发？

随着三维地震、油藏精细描述、水平井开发、体积压裂与监测、“工厂化”作业等关键技术的进步，特别是体积压裂工艺的突破，国内外致密油气单井产量大幅攀升。一个油藏的成功开发，不仅要考虑初期单井产量，同时要兼顾持续稳产能力，提高最终采收率。

在中国鄂尔多斯盆地延长组、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组、松辽盆地白垩系、四川盆地中、下侏罗统及柴达木盆地古近系等，均具备丰富的致密油资源潜力。立足于中国致密油的主要特征，结合近年来致密油勘探取得的成效，分析有效开发面临的主要挑战，探索致密油开发的关键技术方向，对我国致密油开发具有重要指导意义。

目前，世界上致密油开发主要技术有以下几种：

（1）注水开发。这种方式依据储集层水敏、速敏、润湿性及水驱油效率分析和实验结果，设计注水开发方案。由吸水剖面测试和示踪剂监测结果可以推测，随着累计注入水量的增加，储集层微裂缝逐步开启，注入水沿开启的裂缝快速推进，易于形成高渗透条带，导致对应的采油井水淹。可见，致密油积压裂水平井注水开发见水风险大，不宜采用注水开发的方式。

鄂尔多斯盆地低渗透油藏开发的成功主要得益于基于超前注水理论的有效驱替压力系统的建立。针对低渗透低压油藏，由于存在启动压力梯度和应力敏感效应，在开发过程中渗流阻力增大、单井产量降低，递减速度快，稳产难度大，并降低最终采收率。运用超前注水技术，使地层压力水平上升，在采油井与注水井之间建立有效驱替压力系统，可取得较好的开发效果，单井产量提高15%～20%。

（2）注水吞吐开发。注水吞吐采出的油量与岩石润湿性紧密相关，实验证明不同润湿性油藏实施注水吞吐采油均有效，油藏岩石亲水性越强，越有利于实施注水吞吐采油。注水吞吐采油技术已经在牛圈湖油田、头台油田和塔河油田等矿场实践中初步取得成功。对于鄂尔多斯盆地致密油的异常低压油藏，水平井体积压裂施工中注入大量低黏滑溜水压裂液，相当于“吞吐”中的“吞水”过程，压裂液首先起到了补充地层能量的作用。由于体积压裂缝导流能力强，在较短的时间内，在毛细管力的作用下，原油与注入水之间完成了渗吸置换作用。单井日产油量比吞吐前增加了78.3%，注水吞吐采油取得了初步效果。

（3）水平井规模重复“压采”一体化开发技术。主要包括三方面内涵：一是一次压采，采用长水平段、多段簇、高排量、大液量的压裂方式改善渗流条件，提高地层能量、提高单井及累计采油量，实现“一次采油”；二是重复压采，在同一平台井组，采用多井（同时或异时）更大规模的重复压裂转向压裂技术，进一步延拓原有裂缝，形成新缝网系统，挖潜剩余油富集区，同时有效补充地层能量，提高储量动用率，完成“二次采油”；三是技术一体化，即集“一体化”设计、“平台式”钻井、“规模化”压裂、“重复式”改造、“控制式”采油、“集中式”地面建设等关键技术于一体的致密油开发模式。

目前，我国致密油开发成效初步显现。鄂尔多斯盆地西233示范区水平井体积压裂改造后试油产量均超过百方，安83丛式水平井工厂化压裂试验区建成产能30万吨，水平井单井平均日产量比直井提高了8倍；松辽盆地三个致密油试验区建成产能规模13.9万吨，早期试采水平井单井累积产油已超万方；吉林油田致密油区形成产能规模6.5万吨，多段压裂水平井日产油26～53吨，是直井的7倍以上；吉木萨尔凹陷水平井试油日产油71立方米，达到周围直井产量的7倍。

挑战依旧

中国陆相致密油突出的低孔、低渗、低压、低丰度等特征，导致开发过程中产量低递减快、能量补充困难、动用效果差，有效开发面临诸多挑战。一是微纳米级孔喉特征，提高储量有效动用率面临挑战。致密储层孔喉细小，30%～50%的可动流体储集于0.1～1.0微米的亚微米级孔喉中。由于储层物性非常差，常规压裂提高的孔隙连通程度有限，改造效果普遍不理想。长庆油田长7储层常规压裂技术试油获工业油流井仅占40%左右，储量难以有效动用。二是储层低压、低渗，提高单井产量面临挑战。地层压力低、单井控制储量低的共同影响下，天然能量十分有限，经过初期的短期高产后，生产井普遍快速递减；渗流阻力大导致致密油地层压力传导慢，生产上表现为长期低产、稳产特征，单井累积产油量低。三是如何补充地层能量，提高采收率面临挑战。致密储层天然能量生产的采出程度一般低于10%，而大规模压裂改造形成裂缝体系后，水驱开发注入水容易沿裂缝局部快速突进，在生产井形成暴性水淹，基质孔隙中原油难以有效动用。四是投资成本高，提高开发效益面临挑战。大庆油田松辽盆地致密油长水平井钻井和体积压裂的单井综合费用3～5千万元，而基于目前设计水平井平均单井累积产量14800吨，单井总投资必须降到3千万元以下才能实现经济有效开发。准噶尔、渤海湾、柴达木等盆地致密油埋藏深度大，长庆油田独特的黄土塬地貌、水资源匮乏，松辽盆地扶余油层含油性差，受不同因素影响，有效降低致密油开发成本难度大。只有围绕不同盆地致密油特征，创新发展个性化的低成本开发模式，才能实现致密油的有效开发。

为迎接挑战，我国石油科技人员提出的“一体化”设计，是集成勘探、开发、工程、管理等各环节的优化设计方案，通过勘探向后延伸、开发提前介入的方式，建立满足油藏全生命周期评价需求的一体化交互式信息处理平台，它遵循“逆向思维、正向实施”原则，根据实时动态变化的参数，及时调整优化所有环节的设计方案。“一体化”设计的内涵主要包括两点：一是“逆向思维”，基于勘探评价初步形成的“甜点”资源规模，从地表环境、地面建设与系统管理的优化设计出发，对钻井平台数量、位置、规模提出要求，再基于钻井平台位置开展井型、井位、井身轨迹优化，根据地应力方向及裂缝特征进行水平井方向、压裂规模及井距优化，完成开发井网优化设计；二是“正向实施”，根据设计的开发井网方案，结合地质认识程度优化设计钻井顺序，实施后不断根据新井资料及时修正地质模型，并随着监测、试采、分析资料的补充完善，动态优化调整井网井距、完井方式、采油及地面建设方案，直至实现油藏整体动用。“一体化”设计的目标是储量整体动用、综合开发效益最好。

“工厂化”作业与“集中式”地面建设是国内外正在探讨的有效开发致密油的技术工程，它是指在同一区域采用大平台布井方式，集中部署一批井身结构相似、完井方式相同的井，大量使用成熟的、标准化的技术系列和标配装备，以流水线形式进行钻井、完井、压裂、生产等作业的生产模式。“工厂化”作业以“平台式”钻井为基础，以成熟的工程技术为手段，以大幅度提高作业效率为目标，可显著降低致密油钻压成本。我国“工厂化”作业尚处于工艺流程试验和装备配套阶段。长庆油田创新优化形成多井交替压裂作业技术，安83试验区水平井体积压裂作业周期的作业效率提高一倍。“集中式”地面建设理想模式是指在一定的有效半径内，建设集压裂水源供应、压裂液回收处理、原油集输三位一体的联合站，采用一套管网与各丛式水平井场相连，集输管道在体积压裂作业阶段反输压裂用水，放喷和采油阶段油水正向混输，从而有效降低运行成本，实现节能减排、安全环保、“绿色”开发。长庆油田设计了多水源井集中供应的配套模式，有效解决了“工厂化”作业面临的水资源匮乏问题。通过将压裂供水、污水处理、原油集输与处理等作业整体规划、统一建设，实现集约化生产、数字化地面管理，提高了运营效率，减少了劳动强度。针对部分井场距离较远、建立水源集中供应中心的难度大的情况，可采用小型撬装压裂液回收装置、撬装多功能高效集输处理工艺等，实现单井场的集约化地面处理配套技术。

中国陆相致密油开发整体仍处于试验探索阶段，与美国海相致密油的开发相比，面临更大技术挑战，大幅度降低开发成本、实现规模效益开发仍有很长的路要走。致密油开发必须以效益为中心，坚持完善勘探、开发、工程、地面建设“一体化”的动态管理模式，通过油藏规模的整体设计、规模实施，实现单位动用储量的投资成本有效降低，这就是我们开发致密油的目的。