鄂尔多斯盆地非常规油气开发技术与管理模式

游旭清

中联煤层气有限责任公司 山西 吕梁 033200

21世纪以来，全球范围内非常规油气藏勘探开发发展迅速，并已经成为油气供应体系的重要组成部分。随着油气需求量的不断增加及常规油气占比的逐渐降低，非常规油气的有效动用对于缓解油气供需矛盾、保障我国能源安全、促进能源结构低碳转型、推动碳埋存具有十分关键的战略意义非常规油气是未来社会油田开采工作的主要发展方向，这为整个石油行业的发展带来新的发展机遇与挑战。油气能源作为推动社会经济发展的重要能源，该能源的勘探水平与开采水平直接影响都社会经济发展速度。盆地内丰富的非常规油气资源，将成为下一步油气接替开发的重要领域，接下来仍需持续加强勘探开发技术攻关，不断提高单井产量及采收率，为保障国家能源安全、实现油田持续稳产上产提供资源和技术保障我国拥有丰富的非常规油气能源，非常规油气能源的勘探与开发成为我国油气产业的重要发展方向。

1 非常规油气开发关键技术

1.1 油田侧钻定向井技术

为提高剩余油挖潜效果，开展侧钻短水平井+31/2〞套管固井+小直径桥塞分段压裂技术试验，在AS油田试验27口，初期单井产量3.0吨，达到周围老井的3倍。攻关形成油田侧钻短水平井技术，剩余油挖潜动用效果显著，攻关形成侏罗系底水锥进、三叠系水线两侧剩余油判识及布井技术，成功率90%以上，形成侧钻装备和钻完井技术，建立了提速模板，“一趟钻”全面应用，小直径深穿透射孔、多短簇细分层压裂等特色改造技术，初期单产达2.0吨。LD部分超低渗油藏侧钻定向井单井产量低，将侧钻水平井技术由AS油田扩展至XF、JY油田。通过优化水平段长度和储层改造工艺，试验回接重造井筒实现大排量体积改造。

1.2 气田侧钻裸眼水平井技术

持续优化钻井参数，形成侧钻水平井轨迹精细控制技术，钻井周期由35下降至27.5天，研发小直径裸眼封隔器和低伤害压裂液，形成裸眼分段压裂技术，初产2.5万方。探索研究气田侧钻水平井固井完井技术，单井产量大幅提升，针对裸眼完井分段压裂封隔有效性差的问题，将完井方式由裸眼向小套固井完井转变，攻关形成600m以上水平井窄间隙固井和31/2″小直径桥射联作分段压裂技术，试验5口井，初期单井日产气3.2万方，较裸眼完井提高28%。

1.3 气田推广应用水平井固井完井技术

气田侧钻转变完井方式后提产效果明显，气田全面应用固井完井，优化窄间隙固井、小直径桥塞分段压裂等关键技术，初期单井产量提高20%以上。气田开展侧钻定向井/大斜度井提高多层系储层动用程度试验，为提高侧钻井与多层系发育储层匹配度，试验气田侧钻定向井井眼轨迹控制、固井完井桥塞分段压裂等关键技术，为气田低产低效井复产提供新方式。

1.4 研发固体长效缓蚀颗粒，侏罗系腐蚀预防提供了技术途径

研制出高密度、长效缓蚀颗粒，在井口每3个月加注一次，大幅提高加药时效。已实施井平均缓蚀率达70%以上，可有效解决液体蚀剂加注频繁、无法沉降，动液面以下井段防护不到位等问题。

1.5 油田Φ95.0mm 套管固井完井技术

针对侧钻井眼小、后期采油配套工艺难度大，通过技术论证优选Φ95.0mm套管，将套管内径由76上升至82mm，研发高强韧性水泥浆体系和高效压裂工具，满足窄间隙固井和改造需求，固井质量优良率80%以上。

1.6 气田侧钻水平井二氧化碳增能助排压裂技术

针对SD、JB上古等低压储层地层能量低，压后返排难度大，开展纯液态二氧化碳伴注增能助排压裂技术试验，一次喷通率提高20%，排液周期缩短5天，单产提高10%。

图1 SD018井组二氧化碳压裂试验效果对比图

1.7 油井压敏高强树脂堵漏再造井筒技术

常规化学堵漏体系有效期有限，承压能力有限，开展高强度压敏树脂堵漏技术攻关试验，化学堵漏后井筒承压≥25MPa，有效期≥3年。

图2 高强度化学堵剂及承压指标

1.8 套损气井井筒高效修复技术

针对气田套损井作业周期长、常规压井产能恢复率低、多封管柱起钻难等问题，开展化学堵漏、近平衡压井、井下电动切割等工艺技术研究，井筒处理效率提高30%，产能恢复率≥50%。针对侏罗系油藏矿化度高，套管腐蚀套损严重问题，开展5Cr、13Cr等耐腐蚀管材评价试验，预期套管服役年限延长5年以上。

2 非常规油气效益开发面临的挑战

一是陆相页岩油岩性多样，纵横向非均质性强，甜点主控因素复杂，制约了甜点的定量表征和评价，“甜点区”与“甜点段”分级评价标准有待完善；二是精细导向工具的研发滞留，大平台水平井优快钻井技术有待突破，提高储层钻遇率、降低钻井周期的需求迫切；三是非均质储层体积改造与纯页岩型压裂适配性技术还需进一步发展，尚不满足增大改造体积和大幅度提高单井产量的需要；四是非常规油气控制递减率的合理开发参数选择和提高采收率技术还有待突破，需开展举升工艺优化、二氧化碳吞吐等先导性试验，以提高单井EUR，尽可能提高采收率。北美实践证明，对于非常规油气，以勘探开发一体化和地质工程一体化为主要内容的“一体化”管理模式是行之有效的，而我国目前仍然沿用传统石油行业“接力式”的勘探开发阶段划分、整体开发方案（ODP）编制理念及审批制度，严重不适应非常规油气认识快速迭代、及时调整的需求。以往将页岩作为生油层，而作为储层和产层研究不认识程度低，细粒沉积：沉积微相类型，沉积动力学和沉积序列，页岩储层储集空间，分类精细评价，优势岩性确定，岩电关系；成藏机理不富集规律，成藏机理及精细描述；资源评价方法与关键参数、资源规模分布特征。非常规储层渗透率低、非均质性强，亟待解决开发理论不技术问题，油气相态判断、流动机理不运驱机理，开发-布井-配产方式，经济有效开发理论模型，页岩油体积开发理论、开发速度控制等，页岩油采收率低，页岩油压裂作用机理，压裂-补能-驱油机理不效果，已有提高采收率技术适应性。

3 提高非常规油气开发技术与管理分析

3.1 页岩油二氧化碳体积压裂扩大试验

针对低压高粘区流体流动阻力大、增能效率低等难题，2023年扩大试验二氧化碳压增渗一体化核心技术，优选2～3平台（12～15口），建立区域万吨二氧化碳示范平台，预计注入二氧化碳总量4.8万吨，埋碳约3.6万吨，单井EUR提高15%以上。优化方向是增大缝网体积，单一前置→破岩+前置，排量由2上升至6方/分钟；提高增渗效果，单井选段、段间驱替→全井段泵注增能；降低作业成本，用液量降低50%，综合成本压缩至300～500万。

3.2 开展叠合区控水增油提产新工艺试验

以控制裂缝纵向延伸、规避连通注水井为目标，在前期试验认识基础上，建立提产示范井组，扩大应用连续油管水力喷砂精准分段压裂技术，试验可开关滑套控水压裂技术，预期含水由80下降到50%以内，初期产量由5上升到10～15吨以上。在H4-3井测试解释基础上，进一步优化H4-4井测试方案和取心井轨迹设计，重点开展取心井岩心裂缝判识、支撑评价、力学性质、裂缝反演等方面研究，精细指导人工裂缝认识和压裂方案优化。研究内容为人工裂缝、天然裂缝识别与表征，支撑裂缝形态、支撑剂铺置状态，压后岩心杨氏模量、泊松比变化，根据岩心裂缝描述反演扩展体积。

3.3 超低渗透油藏水平井连续油管加密布缝提产提效压裂技术

超低渗透油藏水平井建产比例大幅提高，针对部分超低渗油藏物性差、注水驱替难以建立导致单井产量低、递减大等问题，集成应用连续油管、加密布缝、缝内暂堵等技术，保障该类油藏规模效益建产。连续油管，带压作业提高地层压力、提高施工效率；提高裂缝控制油藏体积，提高裂缝复杂程度。2023年以效益建产为目标，重点开展人工裂缝与井网适配性评价、经济化裂缝密度和提高裂缝复杂程度等方面研究，完善定型超低渗透油藏水平井高效压裂模式。后期加大人工裂缝与井网适配性研究；裂缝密度与产量相关性及经济化评价；缝内暂堵剂研发和现场试验，确保试验井初期单井产量较常规工艺提高0.5t/d，作业效率提升1倍以上。

3.4 加密水平井可开关滑套提产控水压裂技术

针对部分老区定向井开发单井产量低，难以实现效益开发的问题，前期加密水平井虽实现了初期产量突破，但累产仍较低。亟需通过滑套工具自主研发、压裂参数优化，攻关形成加密水平井可开关滑套提产控水压裂技术，实现老区提产、控水双重目标。可开关滑套识别各段产油水状况，关闭出水层段；增加改造规模，实现纵横向充分动用，缝内暂堵提高裂缝复杂程度。以控含水和提累产为目标，重点开展可开关固井滑套自主研发、强化改造参数优化和提高缝网适配性等方面研究，优化形成老区加密水平井提产控水压裂技术。

3.5 持续优化波码通信分注技术，实现技术提质增效

针对动管柱更换井下电池，作业费用高等问题，攻关试验可投捞波码集成配水器，实现不动管柱更换配水器电池。坚持“预防为主、防治结合”的治理思路，深化重点区块欠注主控因素分析，推广酸化、复合减阻增注、酸压等成熟工艺，攻关凝胶解堵和临界欠注井整体治理等技术，助推配注合格率大于98.5%。

3.6 扩大凝胶堵塞深部酸化增注技术

针对凝胶堵塞压力上升、解堵难度大的问题，开展凝胶降解药剂配方及关键技术研究，单井日增注5～8方，有效率＞85%。开展临界欠注井整体降压增注技术试验，探索源头控压，针对新增欠注井不断增多，部分区块压力持续上升，欠注风险加大难题，开展临界欠注井阀组整体降压增注试验，前期试验1个井组，有效期达400余天，下步计划试验5～10井组，控制注水压力上升幅度＜0.3MPa/a。按照“分类治理、整体规划、按需分步实施”的原则，规模应用聚合物微球等成熟技术、推广扩大粘弹自调控剂等新技术、攻关试验微球2.0体系，以问题为导向，按需精准调驱，持续改善水驱开发效果。围绕见水规律复杂区域技术攻关，治理手段持续丰富，解决侏罗系油藏底水抬升调驱效果差的问题。

4 结束语

总之从非常规油气勘探工作的开展难点来看，降低油气开发成本，实现油气价值的最大化是非常规油气开发工作的关键。从非常规油气开发工作的开展难点来看，因非常规油气储集体所拥有的物性行对比较差，通常情况不具备自然工业生产能力，在油气开采过程需要借助特殊的钻井技术以及特定的增产措施。非常规油气开发工作打破传统油气开发格局，促使直井开采活动朝着水平井开发的方向发展。