吉木萨尔页岩油水平井开采实践

吴承美，许长福，陈依伟，谭 强，徐田录

中国石油新疆油田分公司吉庆油田作业区，新疆 吉木萨尔 831700

引言

随着油气勘探开发的不断深入发展，页岩气、页岩油等非常规油气在现有经济技术条件下展示了巨大的潜力：美国页岩革命的成功使美国对外依存度大幅度降低，2018 年，美国原油产量中页岩油产量占比达到了60%。中国石油和天然气在2018年对外依存度已分别达到了69.8% 和45.3%，因此，大力推动页岩油气产业发展对于确保中国油气安全与经济增长具有重要意义。对比北美页岩油，中国的页岩油资源也十分丰富，初步估算中国陆上主要盆地页岩油资源量为（74～372）×108t，经钻探证实，吉木萨尔凹陷芦草沟组有利区资源量达到11.12×108t[1-4]，中国陆相页岩油与北美海相页岩油地质条件差异巨大（表1），具有沉积相变快，单层薄，孔隙度、含油饱和度低，压力系数低，流体黏度高的特点。此外，中国页岩油还存在地质研究起步较晚，储层复杂多变，赋存机理认识不清，甜点构成要素不明，原油流动机理和有效动用条件难以确定，开发技术相对落后等一系列复杂问题[2]。

表1 北美海相与吉木萨尔芦草沟组页岩油上下甜点参数对比表Tab.1 Comparison table of upper and lower sweet spot parameters of shale oil Lucaogou Formation of Jimsar Sag and North American marine

吉木萨尔页岩油目的层二叠系芦草沟组油藏在2011 年被发现。初期直井试油、试采产能低，2012年，采用侧钻水平井、大规模压裂投产，单井日产油69 t，取得了突破。2013 年，开展降本增效先导性开采试验，投产平台井10 口，效果未达预期；2017 年，采用长水平段、体积压裂工艺，投产水平井两口，单井日产油上百吨。

2018 年，利用直井控面，水平井建产方式，开展扩大规模开发试验，主体采用长水平段、固井完井方式、分段分簇体积压裂工艺，探明石油地质储量1.53×108t，完钻投产水平井87 口，是2020 年国家能源局、自然资源部批复设立的首个国家级陆相页岩油示范区。上、下甜点水平井生产表现差异大，因此，弄清产能的主要控制因素，提高认识对于实现页岩油规模效益开发，具有重要的意义。本文在吉木萨尔页岩油成藏机理分析的基础上，结合储层特征、井轨迹控制、体积压裂参数、工作制度优化等，多角度、系统分析了影响页岩油水平井产能的控制因素，以期为页岩油水平井的开发部署、提产增效提供依据。

1 油田概况

1.1 地质概况

吉木萨尔凹陷是一个相对独立的箕状凹陷，整体为东高西低的西倾单斜，主体部位地层倾角为3°～5°，断裂不发育（图1）。

图1 吉木萨尔凹陷芦草沟组顶部构造图Fig.1 Well location map of the top structure of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

油田目的层芦草沟组为咸化还原环境的湖相沉积[5]，沉积厚度25～300 m，平均200 m，埋深800～4 500 m，平均3 570 m，纵向上呈薄互层状特征。芦草沟组自下而上分为芦一段（P2l1）和芦二段（P2l2）。依据物性和含油性，芦二段中上部发育P2l22−1、P2l22−2、P2l22−3等3 套“上甜点”储层，其中，P2l22−2层厚度5.5～8.0 m，沉积稳定、全区发育，P2l22−1、P2l22−3层仅局部发育，厚度较小。“上甜点”优势岩性为岩屑长石粉细砂岩。芦一段发育“下甜点”储层，具有层数多，厚度薄（单层厚1.5～2.0 m），连片分布的特点，优势岩性为云质粉砂岩。芦草沟组源储一体、烃源岩段原位聚集，“甜点”以邻源供烃为主、自生为辅，是典型的陆相中高成熟度页岩油[6]。镜质体反射率为0.73%～1.19%，有机质处于成熟—中高成熟阶段。储集空间主要由剩余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔、微裂缝和有机质孔组成，以次生溶孔为主，占比70%以上。“甜点”具有微米孔纳米喉的孔喉组合特征。岩芯覆压孔渗分析资料表明，上甜点孔隙度平均为12.67%，渗透率平均为0.14 mD。下甜点孔隙度平均为8.45%，渗透率平均为0.03 mD，天然裂缝欠发育，成像测井解释裂缝密度小于0.5 条/m。总之，芦草沟组页岩油属于受地层、断层、源岩控制，没有边底水，大面积连续分布的源储一体油藏。

1.2 水平井生产特征

水平井及多级压裂技术是页岩油经济有效开发的两大关键技术[7]。截至2020 年12 月，吉木萨尔页岩油累计投产水平井92 口，其中，上甜点水平井76 口，下甜点水平井16 口。上、下甜点体水平井生产特征具有明显的差异。统计上甜点水平井20 口，产能分布区间大（图2）。

图2 上甜点水平井日产油曲线Fig.2 Production curve of horizontal well in the upper sweet spot

上甜点单井产能3.0～42.0 t/d，平均19.8 t/d，一年期累产（0.1～1.5）×104t，平均0.7×104t，生产动态表明，上甜点水平井含水下降慢，含水达到稳定时含水率为18%～95%，平均59%，反映了储层非均质性强的特点。

统计下甜点水平井7 口，产能较集中（图3）。

图3 下甜点水平井日产油曲线Fig.3 Production curve of horizontal well in the lower sweet spot

下甜点单井产能24.0～48.0 t/d，平均30.1 t/d，一年期累产（0.9～1.8）×104t，平均1.1×104t，稳定含水率15%～40%，平均率25%，反映了储层非均质性弱的特点。

2 水平井产能影响因素分析

芦草沟组不同甜点体或同一甜点体的不同水平井表现出差异较大的生产特征。从开发实践来看，影响水平井产能的因素非常多，包括地质因素、工程因素、排采制度等多个方面。

2.1 地质因素

2.1.1 源储配置关系

吉木萨尔二叠系芦草沟组是中国典型的陆相液态烃页岩层系之一，形成于残留海封闭后的陆缘近海咸化湖盆沉积，主要由陆源碎屑与湖相碳酸盐组分混合沉积形成，受沉积影响，其内部上下甜点差异大（表2）。从储层来看，下甜点岩性以泥晶云岩、砂屑云岩（36.5%）为主、其次为粉细砂岩，具有源储一体、高频互层的特征，单井统计烃源岩厚度与储集层厚度之比约为4.5：1.0，源储匹配关系优，主力生产层单层厚度薄（1.5～2.0 m），但平面上连片性好，基质溶蚀孔较发育，原油成熟度高（镜质体反射率0.90～1.19）；上甜点岩性以粉细砂岩、云质砂岩（54%）为主、其次为砂屑云岩，单层厚度较大（5.5～8.0 m），源储比3.0：1.0，原油成熟度偏低（镜质体反射率0.7～0.9），横向非均质性较强。

表2 吉木萨尔芦草沟组页岩油上下甜点参数对比表Tab.2 Comparison table of upper and lower sweet spot parameters of shale oil in Lucaogou Formation of Jimsar Sag

2.1.2 成藏保存条件

从封闭条件来看，下甜点具有稳定分布的碳质泥岩和钙质泥岩盖层，厚度80 m，油气主要沿原位—近源顺层聚集，垂向运移聚集较难[8]。上甜点与上覆梧桐沟组呈不整合接触，梧桐沟组底部为一套砂砾岩常规储层沉积。上甜点顶部盖层厚度薄，在全区发育不稳定，局部缺失。

因无稳定分布的顶部盖层，页岩油容易沿构造或层间裂缝、断裂运移聚集[9]，在上部地层形成夹层或裂缝型油藏[10]（图4）。

图4 吉木萨尔凹陷页岩油成藏模式图Fig.4 Reservoir forming pattern of shale oil in Jimsar Sag

在上甜点顶部盖层厚度减薄或沉积缺失的吉171 井区和断裂发育的吉36井区，梧桐沟试油获得了高产油流也证明了前文所述的成藏保存条件。上甜点水平井产能受构造影响较为明显，在构造高部位的吉31 井区含水下降快、稳定含水低，产能较高；构造低部位水平井无油排液期长，稳定含水高，下甜点水平井产能与构造无明显关系。

2.1.3 甜点品质

芦草沟组沉积微相主要为云砂坪、云泥坪、砂质坝、砂质滩、瀉湖、水下砂堤和浅湖泥等7 种类型。沉积微相控制岩性，岩性决定了储层物性和含油性。通过岩芯观察和高压压汞实验数据分析，砂质坝样品全部处于有利储层及优质储层范围内，其中，60%以上都能达到优质储层的标准；其次是远砂坝，90%能够达到有利储层的标准，砂质坝、远砂坝等微相以粉砂岩为主。

据岩芯实验和核磁测井结果，吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油以表面吸附态和游离状态赋存于孔隙中，游离油是水平井体积压裂开发的主要动用部分，其含量代表着水平井可开发动用的物质基础，应用核磁测井实现了对芦草沟组页岩油可动油含量的定量评价[6]。统计表明，水平井产能高低主要取决于可动储量丰度（图5）。因此，在页岩油开发部署时，应优选“甜点体”内可动储量丰度高的层段和区域进行部署。

图5 水平井产能与可动储量丰度关系Fig.5 Relationship between horizontal well productivity and movable reserves abundance

2.2 工程因素

2.2.1 油层钻遇率

吉木萨尔页岩油薄互层的地层特点以及水平层理缝较发育，使压裂缝在纵向上的穿透能力有限[11]。直井压裂前后偶极子声波及井温测井成果表明，体积压裂所造成的裂缝纵向延伸10～42 m，半缝高5～21 m，射孔段上部延伸长度优于下部。室内物模实验表明，当储层发育水平层理缝时，人工缝易沿层理缝扩展，从而影响缝高[12]。2018 年，因井控储量程度低，构造、储层认识不足，完钻的JHW038 井水平段位于上甜点顶部，距主力油层12～25 m，压裂后基本未见油；在同一区域，同一目的层后期完钻投产的JHW0423 井，油层钻遇率86.0%，平均日产油44.8 t，含水40%，进一步说明压裂缝纵向上沟通能力有限[13]，单纯靠压裂很难充分动用油层。

页岩油薄互层交错，特别是下甜点主力油层厚1.5～2.0 m，井轨迹控制难度大。在开发初期，井控程度不高，油层钻遇率普遍偏低，2012—2014 年完钻的14 口水平井平均油层钻遇率为72.0%，而I类油层钻遇率仅为22.9%，第一年平均日产油量仅为8.6 t。

随着旋转导向技术和元素录井技术的应用，水平井油层钻遇率大幅度提高[14]，达到90% 以上，2020 年完钻的10 口井平均I 类油层钻遇率达86%。采用细分切割体积压裂工艺改造后，第一年平均日产油量达36 t。说明水平段在油层内，特别是最优质的甜点段内穿行，是水平井获得高产的基础[15]。

2.2.2 储层改造规模

“大排量、大液量、密切割”体积压裂目前正在成为水平井提高产能的主要手段[16-20]，但合理的压裂规模需要综合考虑投入与产出比。文献调研及现场数据统计表明，在储层条件相同的情况下，水平段越长，累积产油越高[16-18]。为分析压裂规模对水平井生产的影响，引入了压裂液用液强度、加砂强度、产能强度和累产强度的概念，消除了水平段长度的影响，建立压裂参数和单井产能与最终累产的关系。

分析表明，压裂用液强度与一年期产能、预测累产呈明显的正相关。相同用液强度下，单井产能和累积产油差异大的原因主要受水平段压裂改造方式、加砂强度及地层流体性质的影响[21-23]。同理，加砂强度越大，单井一年期产能越高，预测累积产油越高（表3）；相同加砂强度下，单井产能和累积产油差异主要受储层品质和压裂液强度的影响。

表3 1 800 m 水平段加砂强度与生产参数关系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、簇间距15 m、段间距45 m，压裂用液强度30 m3/m，加砂强度2.0 m3/m，投入产出1：2，具有较好的经济效益。

2.2.3 提高采收率技术

页岩油藏经过水平井分段压裂后初始采油速度较高，但产量递减快，一次采收率低，只有5%～10%[24]，仍有大量的原油滞留于泥页岩储层孔隙中。与常规油藏不同，页岩油藏黏土含量高，微纳米孔隙发育，注入能力低，二氧化碳在原油中具有较好的溶解性和较强的萃取能力，通过与原油接触，发生扩散、溶解、抽提和混相作用，可以降低原油黏度和界面张力，因此，二氧化碳具有良好的注入能力，是提高页岩油采收率的有效方法之一[25]。吉木萨尔页岩油开展了二氧化碳室内研究和现场试验，室内测得二氧化碳与页岩油的混相压力为42.3 MPa。在地层压力条件下（49.4 MPa），二氧化碳能快速混溶于原油中，使原油体积膨胀，增加原油的弹性能量，随着溶解度增加膨胀系数增加较快，原油黏度降低，大大提高原油的流动性，与下甜点原油黏度高有较好的契合性。2019 年，选择J43_H 井开展前置二氧化碳压裂试验，与邻井A、B、C 井对比，在相同的压裂液返排率，J43_H 井较邻井压力保持程度高20%（图6），表现出较强的生产能力，预计EUR 高5 000～8 000 t。尽管前置二氧化碳压裂取得了初步成效，但是由于现场工作量少，样本点不足，规模推广实施还需要进一步开展矿场试验，进一步开展效益评价。

图6 前置二氧化碳压裂累退比与压力保持程度关系Fig.6 Relationship between regressive fluid of pre-CO2 fracturing and ratio of fracturing fluid and pressure retention degree

2.3 排采制度影响分析

2.3.1 焖井

页岩油采用水平井大规模体积压裂衰竭式开发，合理的排采制度对油藏的最终采收率有一定的影响[18]。吉木萨尔凹陷芦草沟组储层中部埋深3 053～3 770 m，地层温度84.07～101.14°C，地层原油黏度8.49～31.88 mPa·s，凝固点4～44°C。水平井体积压裂施工后，大量常温压裂液[（3.0～7.0）×104m3]进入地层，井筒周围地层温度急剧降低，原油流动性变差，渗吸效率损失50%以上[19]，为减少冷伤害，压裂后需要焖井。井筒监测表明，水平井压裂用液3.5×104m3，压后焖井35 d，地层温度可以恢复到原始状态。

室内实验表明，焖井能够在高压下增加压裂液进入岩块的深度，提高波及体积；压裂液与储层长时间接触，有利于岩石润湿性改变，提高渗吸效率[20]。现场统计表明，页岩油水平井压裂后随着焖井时间的延长，无油排液期大幅度缩短，焖井40 d，85%的井投产后3 d 内即可见油，部分井投产即见油。以J23、J25 井为例，二者地质条件、水平段长度、改造规模等相似，J23 井焖井56 d，自喷期内累产油20 400 t，累产水9 380 m3，较不焖井的J25 井自喷期累产油增加3 140 t，累产水降低5 235 m3（表4）。

表4 典型井焖井与未焖井投产效果对比Tab.4 Comparison of the operation effect of typical well smothered and unsmothered well

2.3.2 排采制度

“初期高产快速收回投资，还是合理控制采油速度最终获得更高采油量”一直是非常规油气业内争论的问题。北美基本采用快速收回投资的方式组织生产，但对于中国来说，资源丰度低、油气需求旺盛、供给保障压力大，在开发政策上，初期应控制一定产量，让地层保有充足的能量，尽可能延长相对高产的生产周期，努力提高单井采出量[4]。

从页岩油水平井系统试井结果来看，随着工作制度的放大，每产百方液压降增大，能量损耗加快。典型井如J19-H 井，该井经历了一个油嘴从2.5 mm 逐级放大至4.5 mm，然后再缩小至3.0 mm的连续系统试井过程。当油嘴3.0 mm 时，每产百方液压降0.092 MPa；油嘴3.5 mm 时，每产百方液压降0.366 MPa；油嘴4.0 mm 时，每产百方液压降0.611 MPa。油嘴控制在3.0 mm 时，压力下降慢，高产稳产期长（图7）。现场经验表明，自喷初期控制日产液800～1 000 m3，中期控制日产液600～800 m3，后期日产液控制400～600 m3生产井递减小、稳产能力强。当井口油压下降到2 MPa 以下时，需要及时实施转抽，有利于发挥水平井生产能力，并有一定的稳产期，能够具有更好的经济效益。

图7 页岩油水平井不同工作制度下每产百方液压降对比Fig.7 Comparison of hydraulic drop per 100 cubic meters of production in shale oil horizontal wells under different working systems

3 结论

（1）页岩油储层的源储配置关系和保存条件是影响水平井产能的先天条件，是认识油藏潜力、开发部署的依据。

（2）水平段在最优质的甜点段内穿行，是水平井获得高产的基础，提高钻遇率是水平井必须追求的目标。

（3）细分切割、大排量、高加砂强度是压裂提产的有效手段，合理的压裂规模需要综合考虑投入与产出。

（4）合理的排采制度有利于充分发挥水平井的生产能力，吉木萨尔页岩油水平井全生命周期管理能够提水平井EUR。