陆相页岩油规模效益建产探索与实践★

姜文亚， 于浩阳， 陈长伟， 宋舜尧， 高莉津， 王晓东， 刘广华， 冯建园

（1.中国石油大港油田公司， 天津 300280； 2.西北大学经济管理学院， 陕西 西安 710100）

0 引言

目前，中国原油对外依存度较高，页岩油作为中国油气领域战略性接替资源，对缓解油气对外依存度，保障国家能源安全具有重要意义[1]。国内主要油气田如长庆、大庆、大港、胜利等先后宣布页岩油勘探获得工业化突破，掀起了页岩油勘探开发的热潮[2]。

但大规模开发的抗风险能力和可持续发展能力存在较大挑战，实现陆相页岩油规模效益开发目标仍有一定距离[3]。一是资源储量丰富但资源条件复杂。中国陆相盆地发育多套页岩油，储量规模较大[4]。但资源条件复杂，沉积构造背景不稳定，沉积年代较新、非均质性更强，地层能量和地温梯度较低、烃类流体黏度和密度较大[5]。二是储量丰富但产量规模有待提升。甜点分布不均，水平段打长难度大，单井首年平均产量、预测EUR 和桶油成本等关键技术经济指标需进一步提高[6]。因此，必须加速实现我国陆相页岩油资源的规模效益开发。

大港目前在实现效益开发方面，还面临单井提产量、降成本的关键难题[7]。因此，不断推进管理创新，总结探索与实践经验，提出了“资源评价—甜点优选—水平段打长—组织提效”四位一体的实践模式，最大限度实现钻井提速、压裂提产、管理创效，形成陆相页岩油效益建产的新局面，助推油田高质量发展，为保障国家能源安全做出新贡献。

1 大港油田页岩油勘探开发现状

近五年来，大港油田三套主力页岩层系勘探突破夯实了资源基础。依托股份公司重大科技专项，油田持续推进理论技术攻关和实践探索，陆续取得了页岩油的新突破，开辟了我国东部断陷盆地陆相页岩油重大新领域[8]。大港探区发育沧东孔二段、歧口沙三段、沙一下三套主力页岩层段，叠合面积1 800 km2，厚度200～500 m，利用质量含油率法初步计算页岩油总资源量36.2 亿t[9]。大港探区三套页岩油勘探落实井控区资源量（近似于预测储量）约14 亿t，丰富的页岩油资源为页岩油开发奠定了基础。

自2019 年以来，在沧东凹陷孔二段投产35 口开发试验水平井，开展产能建设与评价的探索，主要验证不同水平段长度、井轨迹方位、不同压裂工艺对产量的影响，探索合理的效益开发方式，通过强化下泵、解堵、二氧化碳吞吐等增产措施力度，单井综合递减得到有效控制[10]。2021 年，平均每桶油完全成本65.1美元，实现了当前油价下的效益开发。单井最高首年累计产油10 418 t、EUR3.19 万t，单井最低桶油完全成本36.74 美元，极大鼓舞了页岩油效益开发的信心。截止目前，页岩油日产量稳定在320 t，开辟了渤海湾盆地页岩油勘探开发新格局，凸显了我国东部断陷盆地陆相页岩油的良好发展前景，具体产量情况见图1。

图1 沧东凹陷孔二段页岩油日产量变化

2 大港油田陆相页岩油规模效益开发难题与挑战

陆相页岩油勘探开发是世界级难题，东部复杂断陷盆地页岩油勘探开发难度更大，实现规模效益面临以下四个方面的问题与挑战。

2.1 资源评价方法缺乏针对性

页岩油属于非常规资源的一种，不同于常规油气[11]，烃类生成后没有经过大规模长距离运移聚集成藏，而形成大面积连续分布，无明显油气藏边界的特点[12]。因此，常规资源的评价方法对于页岩油资源评价并不适用。目前页岩油气资源预测理论基础较为薄弱，还未明确具有针对性的评价体系[13]。因此，如何合理客观地落实页岩油气资源储量，成为制约页岩油效益建产的主要问题。

2.2 页岩油甜点评价标准和富集高产规律认识需要深化

渤海湾盆地孔二段为典型的页岩发育段，有机质丰度高，钻探过程中均有较好的显示，但镜下鉴定显示储集层非均质性很强，而甜点区发育机理不清，目前缺少高效准确地评价优选有利目标区的理论指导水平井部署，难以实现单井提产和稳产[14]。大港油田三套层系页岩油不同区带产量差异大，开发关键参数尚不明确，高产因素需要深入总结。

2.3 长水平段低成本高效钻井压裂工程技术存在挑战

一是随着页岩油水平段长增加至2 000 m，井深、地层温度等问题导致轨迹调整、井眼清洁、套管下入及固井质量保障难度更大，安全快速高效钻完井配套技术需进一步优化升级[15]；二是完钻井压裂改造效果差异大，面临簇点开启不均，压裂液、支撑剂、二氧化碳规模不明确等问题，段簇划分、压裂体系、工艺参数等需进一步试验攻关；三是对尽可能多的优势簇点进行大规模体积压裂，提产效果较为理想，但工程成本较高[16]。

2.4 高效组织模式亟待升级

当前外包模式下，建设单位严格审核工程工艺设计，专家评审优化，实施入井物资三轮检测，但仍存在两方面的现实情况：除地质设计外，钻井工程设计、压裂工艺设计等所有工程工艺设计均由乙方负责，为节省成本，乙方在工艺设计参数方面相对保守；入井物资管控难度较大，质量不合格等问题风险较高。工程效率处于较低水平，甲乙方利益共担意识不强，工程服务企业优先保定额市场，造成施工计划性差、时效低等问题，严重影响生产积极性。此外、开发过程中复杂情况频发，影响生产连贯性。

3 规模效益建产的主要做法

3.1 页岩油资源评价方案

针对成因法、容积法和类比法等传统的常规油气评价方法的不适用，油田公司将页岩油资源评价纳入“重大专项”进行攻关，综合考虑页岩油孔隙度、含油饱和度，创新提出以单位质量岩石所含可动烃的比率计算页岩滞留可动资源量的方法，称之为体积含油率法[17]。该方法有效解决了传统常规油气评价中关键参数测不准的难题，同时增加的轻烃恢复校正系数K1与有机质吸附烃系数K2，进一步提高了页岩油资源评价的准确性。经过探索形成了稳定有效的页岩油资源评价方法，有效地指导了沧东凹陷孔二段页岩油的勘探部署[18]。

3.2 精细评价甜点分布

页岩油主要赋存在长英质纹层中，油含量可达27.1 mg/g。“甜点”的分布受岩性、物性、含油性和脆性等多因素共同控制[19]，大港页岩油甜点评价核心指标是S1’，其他指标所占权重相对较低[20]。通过对已投产井的对比分析发现，千米井段90 d 平均日产油与含油丰度（S1’）正相关，S1’＞6mg/g·m 可以实现千米井段日产油30 t 以上。高产井地化指标较高（其中S1*＞6 mg/g 已被实践证实是高产的关键因素），这是确保效益达标的必要条件，具体见表1。因此，在页岩油勘探开发选区过程中，要始终坚持一类区地化指标的下限标准，在方案设计和实际钻探过程中，必须对水平段的地化指标进行加密分析，确保一类甜点钻遇率达到90%以上。

表1 甜点评价下限标准

通过页岩油“七性关系”综合研究，深化页岩油富集规律认识[21]，明确产量主要受源岩特性、储集性、含油性、渗流性、可压性等因素的影响。将页岩油划分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类（其中Ⅰ类甜点百米日产油＞3t，Ⅱ类甜点百米日产油1.5～3 t，Ⅲ类甜点百米日产油0.5～1 t）。针对Ⅰ类甜点区，综合地应力分布、甜点层纵向及空间分布规律等情况，编制整体开发动用方案，为制定上产规划提供依据[22]。兼顾构造形态、断块大小、应力方向与水平段长度等条件，按照“甜点体-井网- 缝网”匹配的立体交错井网部署，结合井场大小、井距、偏移距等因素，单平台部署3～6 口水平井，纵向层接替，地下地面结合，实现立体开发。该布井方式适应性好，能取得较高累产油量、采油速度、采收率，推动最少投资的井间储量控制程度最大化，实现效益开发。

3.3 水平井工程

实施平台式方案整体开发动用。平台方案包括地质方案、钻井方案、试油压裂方案、采油工艺方案、地面工程方案等。通过开发试验探索不同甜点层系、不同井距、不同水平段长度、不同水平井方位、不同压裂改造方式下的单井产能发现，页岩油产量差异较大。因此实施过程中应以压裂甜点水平段长度＞1500m、水平井方位与最大主应力夹角＞60°、井间距300 m、采用大液量（米液量30 方以上）、适中砂量（米砂量2.5 方以上）、低黏滑溜水（比例80%以上）压裂方式作为下限指标精准控制。

应用新技术。页岩油开发成本的主体构成是占单井总费用的82%的钻井和压裂成本，因此效益开发要从钻井提速和压裂降本入手。实现钻井提速通常采用平台式钻井，优选高效PDC 钻头、大扭矩长寿命螺杆、高质量LWD、低功耗长寿命水力振荡器及激进钻井参数，推进“一趟钻”工程，提升钻井效率[23]。实现压裂降本通常采用全程滑溜水连续加砂，提高石英砂比例至70%，降低压裂液、支撑剂费用77%。采用工厂化体积压裂，“拉链式”施工，施工效率由日压裂2 段提高至6 段，单井建井成本下降30%～40%。

3.4 组织提效

以“大包”形式进行开发，实际上双方通过提效可以完成更多工作，从而获得更高价值。一是提前谋划，合理制定方案和井场前期准备工作，提高设备利用率；二是优化实施方案，确保各项工序有序衔接；三是及时进行井筒处理，提高压裂效率。通过甲乙双方共同努力，提高钻井速度和压裂进度，可以大幅度降低页岩油开发成本，为效益开发奠定基础。

产能建设项目组实行平台化管理，设立平台经理并授权“四包”现场模式（包工作量、包施工质量、包安全环保、包生产运行）+产能产量考核，大力推行水平井立体开发、大井组工厂化作业，探索和实践“非常规理念、非常规技术、非常规管理”。平台经理在严格落实技术方案的前提下，可适度创新现有管理制度，以效益开发为导向，高效组织推进各环节无缝衔接，严控工程质量，保证产量产能达到预期目标，预期可将平台管理完善推广。

页岩油勘探开发实行科研生产一体化，成立联合攻关实践团队，进一步发挥科研组织引领作用。聚焦地质工程一体化、科研生产一体化目标，通过组建科技生产创新联合体等形式，系统开展页岩油地质工程一体化科研项目攻关，促进创新成果快速转化，切实解决页岩油生产关键难题。

4 应用效果

4.1 效益开发先导试验井钻探指标创新高

2021 年，选择构造背景好、含油率高的井场开展先导试验，该方案得到批复部署6 口井，动用地质储量360 万t，单井首年产油1 万t 以上，EUR 为3.37 万t，实现了50 美元/桶油价下效益动用。5 口正在压裂的油井地质和工程指标屡创新高，水平段长较以往增加一倍；热解S1 为10～25 mg/g，优于钻探高产井；机械钻速较以往提高30%，钻井周期较以往缩短23%；固井质量合格率82～94%，较以往58.6%有大幅提升，因此具有高产的潜力。

4.2 页岩油产量逐年提高并保持稳产

2021 年以来，强力推进新井提产、老井稳产、技术增产3 大工程，在沧东凹陷孔二段接连斩获4 口日产超百吨高产井，创我国陆相页岩油产量最高记录。2022 年夺油上产百日会战期间，通过推动钻井、试油、压裂、下泵、二氧化碳吞吐等工作，页岩油日产量重新达到350 t 以上，并长时间稳定在320 t 左右。具体见图2。

图2 页岩油桶油完全成本变化曲线

4.3 管理提效明显

2013 年以来，大港油田以地质理论创新为突破口，积极转变页岩油勘探评价思路，借鉴国外非常规油气开发理念，坚持勘探开发一体化，组织地质、地球物理等多学科开展一体化攻关试验，始终坚持现场试验、总结提升并取得了显著成效，已具备规模效益开发条件。

5 前景展望

通过直井控面、水平井提产的方式，已落实井控区资源规模接近预测储量达14.1 亿t。油田公司基于资源和技术现状，制定了“百万吨级页岩油田建设”的奋斗目标，实现规模效益建产的条件已具备。根据现有的资源评价结果，已开展了大港页岩油整体开发方案部署，按照高产和效益达标的原则形成年产100 万t能力。

从现有的理论认识和技术储备上看，可以通过三步走的战略部署，实现页岩油年产百万t 目标：通过效益建产示范区建设，实现年产25 万t 阶段目标，储备配套工艺技术；加强预探评价，储备后续建产接替，实现年产50 万t 阶段目标；加快产能建设，实现年产100 万t 目标。页岩油已成为最为现实的增长极，抓住有利时机乘势而上，助力油田高质量发展。