松辽盆地北部致密油钻采一体化方案提产降本提效设计创新与实践

蒋国斌 蔡 萌 赵 明

（大庆油田有限责任公司采油工程研究院）

松辽盆地北部（简称松北）致密油发现于20世纪80年代初，主要产层分布在中央坳陷区，分布面积广、资源潜力大，目前已成为大庆油田持续稳产最现实的接替领域。与国内外典型致密油不同，松北致密油储层具有单层厚度薄、纵向集中度差、横向连续性差的特点，常规技术手段无法有效动用。2011年以来，历经多阶段探索与实践，发展形成了“多薄层错叠布斜直井、主力层布水平井、主薄层错叠直平联合布井”的开发方式，定型了适合平原地貌的地面布井模式及提产降本提效钻采技术系列。以松北致密油矿场实践为基础，从钻采工程方案设计角度系统阐述了方案一体化设计方法及配套工艺技术，对同类致密油储层的经济效益开发具有借鉴意义。

1 地质特征及开发难点分析

1.1 地质特征

松北致密油分为青山口组二段、青山口组三段高台子油层和泉头组三段、泉头组四段扶杨油层两种，与国内外典型致密油对比具有独特的地质特征（表1）。

储层总体厚度薄、集中度差。主要储集砂体类型为曲流河点坝、网状河道、分流河道等（图1），在坳陷区广泛分布，纵向上多层交错叠置，平面上单期河道砂体厚度一般为2.0～5.0m，有效厚度为1.0～3.0m。河道砂体宽度主要集中在150～500m之间，局部可见宽度大于800m的河道砂体，受断层切割影响，砂体规模小。

图1 松辽盆地北部泉头组四段沉积相带展布图

储层物性差、天然裂缝不发育。储层岩性主要为粉—细砂岩，孔隙度为3.0%～12.0%，渗透率为0.01～1.0mD，与国内外典型致密油储层相比，孔隙度处于同一数量级，渗透率偏低；岩心裂缝线密度小于0.1条/m，几乎不发育天然裂缝[1-2]。

含油饱和度低。受沉积模式影响，松北致密油储层含油饱和度普遍低于50%，与国内外典型致密油储层相比偏低。

原油气油比低、黏度大、流动性较差。原油原始气油比为25～100m3/m3，地层原油黏度为4.0～8.0mPa·s，流度小于0.3mD/（mPa·s），流动性较差[3-5]。

1.2 开发难点分析

针对致密油储层纵向薄互层、横向不稳定、单层厚度薄、含油饱和度低、原油流度低等地质特征，要实现经济效益开发，存在以下难点[6-7]：

（1）常规压裂手段无法有效改善储层孔隙连通程度，改造效果不理想。

（2）原油流度低，天然裂缝不发育，水力裂缝延伸规律复杂，储层有效改造难度大。

（3）致密油储层多采用弹性开发方式，生产井初期高产后，产量普遍快速递减，实现生产井全生命周期高效举升优化设计难度大。

（4）致密油储量品位低，经济效益达标产能区块少，采用常规模式开发内部收益率为负值，需探索致密油效益建产模式。

2 钻采工程方案一体化设计方法及配套工艺技术

一体化方案设计是指集成油藏、钻井、采油、地面多专业，通过油藏向后延伸、钻采和地面提前介入的方式，多学科协同工作，进行交互式方案设计，遵循逆向思维、反向设计、正向施工原则，根据各专业需求，及时优化调整所有环节的设计内容（图2）。

图2 致密油一体化方案设计模式

2.1 大平台钻井设计优化

2.1.1 地面平台组合优化

大平台布井模式在有效减少征地费用、地面投资，方便工厂化施工作业、后期集中管理的同时，也必然会产生井眼轨道复杂、钻井难度增大及举升杆管偏磨加剧等问题[8]。地面平台组合优化主要根据井底坐标、地面环境、地面设施建设及现场管理要求，考虑前期投资和后期运行成本，合理优化平台数量、平台位置和平台规模。

Z区块某井区计划布井10口，其中新钻井9口、代用井1口，应用地面平台组合优化方法设计3套方案（图3），基于整体经济效益最优原则，兼顾降低射孔管输井数量、减轻举升杆管偏磨，优化为方案一的2座平台布井，相较方案三的1座平台布井，可节约投资143.33万元，降资比例达到7.69%（表2）。

图3 Z区块3套平台布井方案示意图

表2 Z区块不同平台布井方案投资对比表

2.1.2 钻井提速提效设计

水平井开展三层变两层、井眼瘦身等井身结构优化（表3），表层套管深下，取消技术套管[9]；优化一开钻头尺寸，由φ374.7mm变为φ311.2mm，平均单井减少钻井周期0.5d；优化表层套管尺寸，由φ273.1mm变为φ244.5mm，平均单井节省套管成本0.5万～1.0万元。

表3 致密油水平井井身结构优化设计结果

针对平台井数量增加，二维水平井通过上移造斜点，减小造斜率、摩阻和扭矩；三维水平井采取“先平面提前造斜、后扭方位”的方式（图4），立体空间变成两口二维井，降低了施工难度，平均造斜率降低7.0%～15.0%，平均钻速提高3.0%～5.0%。

图4 三维水平井井眼轨道优化前后模型对比

2.2 射孔工艺优化设计

致密油储层物性差，与混凝土靶相比射孔性能指标差异较大[10]，平均穿深缩短47.92%，平均孔径缩小12.13%（表4）。根据校正后不同枪弹组合下射孔穿深与孔径，结合钻井储层伤害带深度预测，优选超深穿透、等孔径射孔弹。直井、定向井设计16孔/m孔密，135°相位角；水平井设计20孔/m孔密，60°相位角。

表4 射孔枪弹性能指标

针对水平井进行段内簇间差异化布孔。根据实测数据回归的单孔排量与单孔摩阻关系（图5），随着单孔排量增加，单孔摩阻不断增大。应用限流法原理，优化不同射孔位置的孔数和孔径，通过射孔孔眼产生的节流压差，利用流体提高井筒内压力，促使高破裂压力地层压开，实现同一段内各簇均匀起裂。考虑破裂压力差异值、孔眼磨蚀扩大等因素，同一段内各簇裂缝均匀起裂的单孔摩阻应大于6MPa，单孔排量需达到0.45m3/min[11-12]。结合压裂施工排量，确定射孔总孔数；应用压裂模型模拟不同布孔方式下裂缝起裂延伸特征，优化为变孔数坡度布孔，单段射孔5～10簇，单簇孔数为4～7孔。

图5 不同孔径下单孔排量与单孔摩阻关系图

2.3 压裂工艺优化设计

基于相控建模理论，运用空间插值算法将沉积相带、储层物性参数等因素数值化，并插值到所划分的网格中，综合考虑小层数据、井网、压裂方式等因素，应用PEBI可变非结构网格建立相控影响下的地质模型[13]，进行压裂工艺优化设计。

2.3.1 压裂裂缝半长优化

应用相控地质模型，模拟不同裂缝半长下累计产油量随时间的变化关系（图6）。结果显示，随着裂缝长度增加，油井泄流面积增大，产量增加。根据相控建模优化结果，主体设计裂缝半长为250～300m，最优裂缝半长需根据砂体展布特征、井网井距、断层位置、邻井裂缝监测结果等综合确定，以满足最大程度改造砂体的需求。

图6 相控建模预测不同裂缝半长下累计产油量

2.3.2 水平井裂缝间距优化

水平井裂缝间距采取差异化设计模式，实现裂缝与不同储层的合理匹配。应用相控地质模型，模拟不同裂缝间距下累计产油量随时间的变化关系（图7）。结果可见，随着裂缝间距变小，累计产油量逐步增大，缩短裂缝间距可提高多簇裂缝复杂性，增大裂缝与基质接触面积，改善压裂效果。致密油Ⅰ类储层重点改造，主体设计裂缝间距为5～15m；致密油Ⅱ类储层择优改造，主体设计裂缝间距为15～20m（表5）。

图7 相控建模预测不同裂缝间距下累计产油量

表5 压裂工艺参数优化设计结果表

缩短裂缝间距虽可提高水平井产能，但间距过小又会增加施工难度与作业成本，基于经济效益分析，进行裂缝间距优化[14]。以P区块水平井为例，该区块主体发育致密油Ⅰ类储层，模拟计算裂缝间距5～15m时前期投入成本与后期采油收入的关系（图8）。裂缝间距为15m时，采油收入与投入成本平衡时间最短，综合考虑缝间干扰、不同裂缝间距下累计产油量及经济因素，优化裂缝间距为10～15m。

图8 不同裂缝间距投入成本与采油收入关系图

2.3.3 支撑剂优选

致密油储层水力裂缝扩展特征研究表明，体积压裂形成的是由微缝、支缝、主缝构成的缝网体[15]。根据导流能力评价结果，石英砂满足不同级次裂缝对导流能力的需求（图9）。应用Meyer软件模拟单一粒径石英砂与组合粒径石英砂支撑效果，模拟结果表明：70～140目+40～70目+20～40目组合粒径石英砂与40～70目石英砂相比，支撑缝长可提高15.4%（图10）。最终优选支撑剂类型为70～140目+40～70目+20～40目组合粒径石英砂，在满足压裂后导流能力的同时，降低压裂施工成本。

图9 不同闭合压力下支撑剂导流能力对比

图10 单一粒径与组合粒径石英砂裂缝导流能力对比图

2.3.4 工厂化施工设计

工厂化作业以平台式布井为基础，可实现批量压裂施工[16]。结合平台位置、地面条件优选工厂化施工作业模式（表6），对于分布在150m范围内的井组或平台，采用集中作业模式；对于井数多且分布于3km范围内的平台井，采用分散作业模式；对于少数独立井，采用单井独立作业模式。现场应用后，作业井场面积缩小33.3%，施工设备数量减少45.3%，水平井和直井施工效率分别提高24.5%和32.4%，提效降本效果显著。

表6 工厂化施工作业模式优选原则

2.4 全生命周期举升工艺优化

2.4.1 全生命周期流压有效控制

考虑到油井压裂后初期排液量高、中后期产量递减幅度大的特性，确立了全生命周期举升工艺优化的设计理念。按照压裂后初期放喷、快速排液、正常生产三阶段进行排采制度优化，实现流压有效控制（图11）。压裂后放喷阶段采用2～8mm油嘴控制放喷量，防止压裂后地层吐砂；当放喷液量和压力下降后，人工举升提前介入进行大泵强排；当油井产量递减到正常范围，更换小泵控制合理流压生产。

图11 三阶段流压有效控制示意图

2.4.2 举升参数优化

结合不同生产阶段排液需求，确定以游梁式抽油机为主，超长冲程抽油机、塔架式抽油机为辅的举升方式。按照压裂后快速排液阶段大泵浅抽、正常生产阶段小泵深抽、同一机型全生命周期举升的原则，应用PEOffice软件进行机、杆、泵参数优化。机型选用8型、10型机，压后快速排液阶段优选φ70mm、φ83mm泵浅抽，正常生产阶段优选φ38mm、φ44mm泵深抽，杆柱选用φ22mm单级杆或φ22mm、φ19mm两级杆（表7）。

表7 抽油机举升工艺参数优化设计结果

3 现场应用

2011年起，大庆油田开始探索松北致密油经济有效开发方式。伴随致密油的探索与发展，钻采工程方案设计围绕产能递减快、效益建产难等核心难题，结合主体工艺技术发展和适应性评价，形成了适合平原地貌的地面布井模式，定型了具有大庆特色的提产降本提效配套工艺技术，发挥了方案源头引领作用。

2018年，在龙西地区优选有利区块，探索技术、管理效益建产模式，建成直井示范区。单井初期日产油量较常规压裂提升1倍，单井投资降幅为32.7%，百万吨产能投资降幅为37.5%，内部收益率为7.5%，形成了可推广、可复制的致密油效益开发模式。通过钻采工程方案定型技术和创新管理模式的推广与应用，有效助力了松北致密油规模效益开发。截至2021年底，先后建立40多个致密油开发区块，覆盖5个采油厂，建成产能和累计产油量实现双突破。

4 结论

（1）致密油属于非常规资源，经济有效开发亟须技术创新。应用一体化设计方法进行钻采工艺技术优选及关键参数设计，从源头上保证致密油一体化动用，有力支撑了松北致密油规模效益开发。

（2）针对松北致密油地质特点，发展形成了适合平原地貌的地面布井模式，定型了以大平台钻井、超深穿透等孔径射孔、复合高效压裂、全生命周期举升、工厂化施工作业为核心的配套技术。通过规模实施，验证了配套技术对致密油储量动用的有效性。

（3）松北致密油开发目前仍面临很大的技术挑战，需要加强理念创新与实际应用的紧密结合，加大低成本、高效率工艺技术推广，通过现场试验完善开发关键技术，实现钻采工程配套技术更新换代，提高致密油开发效益。