杜洪凌 許江文 李 峋 陸 軍 章 敬 彭永燦 陳 進 王 磊

（ 1 中國石油新疆油田公司；2 能新科國際有限公司；3能新科(西安)油氣技術(shù)有限公司 ）

隨著油氣勘探程度的加深，致密油氣藏在油氣勘探開發(fā)的地位日益增加。致密砂礫巖油氣藏在國內(nèi)各個盆地或地區(qū)廣泛分布，代表性的區(qū)塊有準噶爾盆地瑪湖地區(qū)、渤海灣盆地劉李莊油田、南陽盆地雙河油田、渤海灣盆地利津地區(qū)、松遼盆地徐家圍子油田以及四川盆地北部油氣區(qū)等。其中，瑪湖地區(qū)致密砂礫巖油藏近年來已經(jīng)成為新疆油田油氣開發(fā)的主要接替領(lǐng)域，對瑪湖地區(qū)致密油的勘探開發(fā)進程也不斷取得可喜進展：2012年，瑪131井試油獲得工業(yè)油流；2013年，瑪北斜坡區(qū)三疊系百口泉組探明控制石油地質(zhì)儲量近億噸；2014年，瑪西斜坡區(qū)發(fā)現(xiàn)瑪18井—艾湖1井區(qū)億噸級整裝儲量區(qū)塊；截至2017年，瑪湖凹陷斜坡區(qū)百口泉組的預計總資源量已超10×108t[1-4]；2015—2017年，在前期勘探評價階段的基礎上針對瑪131、瑪18、風南4等井區(qū)百口泉組油藏逐步開展了開發(fā)試驗，確立了以“水平井+體積壓裂”為主體的開發(fā)技術(shù)，并于2017年開始了瑪18井區(qū)大規(guī)模水平井開發(fā)建產(chǎn)。

在開發(fā)試驗初期，發(fā)現(xiàn)盡管瑪湖地區(qū)致密油資源總量非常豐富，但同時又具有儲層物性差、非均質(zhì)性強、儲層展布規(guī)律復雜等特點，油氣藏開發(fā)難度大、成本高，制約了開發(fā)效益，這也是國內(nèi)外致密油氣開發(fā)共同面臨的困難[5-7]。從國內(nèi)外致密油氣開發(fā)積累的經(jīng)驗來看，盡可能使得各個開發(fā)環(huán)節(jié)的效益最大化，是實現(xiàn)致密油氣效益開發(fā)的關(guān)鍵[8-10]。而進行地質(zhì)工程一體化研究，使地質(zhì)認識和工程實踐最大限度地緊密結(jié)合，打通環(huán)節(jié)間的壁壘，能夠更有效挖掘各個開發(fā)環(huán)節(jié)的效益[11]。目前，各油田廣泛開展了地質(zhì)工程一體化的項目，取得了一定成果，如：浙江油田建立起昭通頁巖氣的精細地質(zhì)模型，大幅提高了海相頁巖氣的開發(fā)效益[12]；塔里木油田實現(xiàn)對YM 32白云巖油藏剩余油的準確定位，保障了加密井、側(cè)鉆井的精確實施[13]，在庫車博孜區(qū)塊優(yōu)化改造策略，大幅提升單井產(chǎn)量[14]；吉林油田建立了集約化的建產(chǎn)模式，在新立油田Ⅲ區(qū)塊的提產(chǎn)量降成本方面取得突出效果[15]；西南油氣田打造了一體化工作平臺，探索頁巖氣綠色、高效的發(fā)展路徑[16]；吐哈油田在紅臺地區(qū)進行開發(fā)全過程攻關(guān)，提高了低飽和度油藏的開發(fā)效益[17]。

根據(jù)區(qū)塊的特點，各油田在進行地質(zhì)工程一體化研究過程中的側(cè)重點各有不同。新疆油田在吸取吉木薩爾區(qū)塊致密油開發(fā)經(jīng)驗的基礎上[18-20]，于2015年開始對瑪湖區(qū)塊致密油藏開展了持續(xù)性的地質(zhì)工程一體化攻關(guān)，在鉆井工程、改造方法、生產(chǎn)制度、管理模式等方面進行了探索，目前項目取得階段性成果，單井產(chǎn)量大幅提高（最高單井日產(chǎn)油達118t）、工程成本大幅下降，并在一體化模式上取得了寶貴認識，文獻[4]對此進行了綜述。本文則從提高單井品質(zhì)的角度，詳述瑪湖區(qū)塊運用地質(zhì)工程一體化的思想解決鉆完井工程中的具體挑戰(zhàn)的技術(shù)方案、實施經(jīng)驗、效果及認識。

1 瑪湖凹陷致密砂礫巖的地質(zhì)特點與工程挑戰(zhàn)

準噶爾盆地環(huán)瑪湖地區(qū)資源豐富，主要含油層系三疊系百口泉組埋深為2812～3920m，屬于超深特低滲致密砂礫巖儲層。百口泉組致密砂礫巖為整體湖侵背景下的扇三角洲沉積體系，有利儲層發(fā)育在扇三角洲前緣相帶，構(gòu)造形式較為簡單，整體表現(xiàn)為單斜，地層傾角為3°～7°，局部發(fā)育鼻凸、凹槽和平臺構(gòu)造，深淺地層構(gòu)造具有很好的繼承性，主力油層相對集中，跨度一般小于30m，單油層厚度為1.0～8.1m；發(fā)育1～5層隔夾層，隔夾層厚度為1.0～5.0m（圖1）。

油藏原油油質(zhì)輕，地面原油密度為0.825～0.838g/cm3，50℃原油黏度為 4.94～9.51m Pa·s。地層中部壓力為31.78～62.85MPa，地層縱向壓力變化大，壓力系數(shù)由上至下逐步由1.00升高至1.63，屬于常壓—異常高壓系統(tǒng)。

儲層巖性以灰色、灰綠色小礫巖、細礫巖、中礫巖為主，粒徑為2～80mm，均質(zhì)性差，巖石偏塑性；水平兩向應力差較大，達10～22MPa，天然裂縫不發(fā)育；儲集空間整體以粒內(nèi)溶孔、剩余粒間孔為主，多為中細—微孔喉，油層孔隙度為8.84%～10.38%，氣測滲透率為1.44～5.48m D，屬特低孔、特低滲油藏，直井產(chǎn)量低或無連續(xù)生產(chǎn)能力。試油試采未見邊底水。

瑪湖凹陷百口泉組為主體受構(gòu)造控制、局部受巖性控制、不帶邊底水的致密砂礫巖儲層，常規(guī)直井生產(chǎn)無效益。針對百口泉組的以上特點，新疆油田制定了“水平井+體積壓裂”的基本開發(fā)思路。然而在實踐中，區(qū)塊的地層和油藏特點又給工程技術(shù)和效益開發(fā)提出了一系列挑戰(zhàn)：

(1）油藏埋深平均超過3000m，水平井段超過1000m，施工難度大；壓力系統(tǒng)為淺層常壓、深層高壓，井身結(jié)構(gòu)設計復雜，鉆井周期長。

(2）在造斜—水平段鉆遇八道灣組、克拉瑪依組、百口泉組3套礫巖層，機械鉆速緩慢，鉆井效率低。

(3）鉆遇侏羅系煤層以及侏羅系—三疊系不整合面時極易發(fā)生井漏；而三疊系泥巖層易水化失穩(wěn)，鉆井風險高。

(4）儲層主力層跨度窄，隔夾層發(fā)育多，影響油層鉆遇率。

(5）儲層隔夾層和巖石的塑性阻礙水力裂縫的擴展，水力壓裂的有效改造體積受到影響。

(6）水平兩向應力差較大，天然裂縫不發(fā)育，不利于形成復雜縫網(wǎng)，影響壓裂效果和單井產(chǎn)量。

根據(jù)吉木薩爾致密油開發(fā)的經(jīng)驗[18-20]，單純依靠引進先進工程技術(shù)、由各個學科分別研究攻克上述挑戰(zhàn)事倍功半；想要實現(xiàn)致密油效益開發(fā)，需要采用地質(zhì)工程一體化的思想進行攻關(guān)。

圖1 瑪湖地區(qū)百口泉組連井剖面圖

2 地質(zhì)工程一體化提升單井品質(zhì)的方法及成果

地質(zhì)工程一體化的核心思想是地質(zhì)研究和工程實踐緊密結(jié)合，通過項目統(tǒng)一管理、加強部門交流、深化專業(yè)融合等方式，打破流程間、部門間、學科間的壁壘，形成以地質(zhì)認識為核心，勘探開發(fā)各階段的工程實踐活動緊密結(jié)合的開發(fā)模式，從而達到區(qū)塊開發(fā)效益最優(yōu)化的目的。具體到單井而言，就是要多學科合作共同追求單井品質(zhì)的最大化，這可以用“品質(zhì)三角形”的理念進行指導[4,12]。所謂“品質(zhì)三角形”就是儲層品質(zhì)、鉆井品質(zhì)和完井品質(zhì)的有機統(tǒng)一（圖2)：提高儲層品質(zhì)主要是找準優(yōu)質(zhì)儲層并提高優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率；提高鉆井品質(zhì)主要是提高井筒質(zhì)量和鉆井時效；提高完井品質(zhì)主要是提高壓裂改造效果。實踐表明，三者并不是獨立的，而是相互制約、相互影響，只有共同提高，才能實現(xiàn)油藏的效益開發(fā)。下面具體說明針對提升3種品質(zhì)開展的地質(zhì)工程一體化研究工作。

圖2 “品質(zhì)三角形”技術(shù)理念示意圖

2.1 提高儲層品質(zhì)

2.1.1 井震結(jié)合精細三維地質(zhì)建模，提高水平井設計精度

采用先進的地震采集、解釋手段[21]，通過井震結(jié)合精細三維地質(zhì)建模，并通過測井解釋、工程實踐反復比對論證，精細刻畫油藏構(gòu)造儲層、隔夾層、物性、含油性、脆性，優(yōu)選儲層甜點，同時提高水平井靶窗設計的精度。以XXX1井水平井段為例，鉆前已經(jīng)通過區(qū)塊三維地質(zhì)模型獲得地質(zhì)構(gòu)造基本信息，并沿鉆井方向抽取物性剖面，選取優(yōu)質(zhì)目的層，并優(yōu)化鉆井軌跡設計（圖3）。實鉆測量入靶點設計誤差小于5.7m，相對誤差為1.75‰，為提高油層鉆遇率打下良好的基礎。

圖3 XXX1井水平井鉆前地質(zhì)—物性模型

2.1.2 應用先進地質(zhì)導向工具，提高對地層變化的預測能力

在實施過程中，通過應用斯倫貝謝公司具有探測地層邊界功能的Periscope地質(zhì)導向工具，提高對地層變化的預測能力，及時調(diào)整鉆井軌跡，提高油層鉆遇率。例如XXX2井設計軌跡地層為下傾，通過使用Periscope探邊工具，發(fā)現(xiàn)地層實際為上傾，根據(jù)預測的構(gòu)造趨勢，指導定向鉆井，完鉆點垂深比設計淺53.67m，實鉆水平段長1629m，油層鉆遇率達到90.1%（圖4）。

圖4 XXX2水平井Periscope地質(zhì)導向剖面圖

2.1.3 隨鉆跟蹤、及時調(diào)整，提高區(qū)塊水平井油層鉆遇率

除了依靠先進的地質(zhì)導向工具，同時充分發(fā)揮人的主觀能動性，利用積累的地質(zhì)認識，隨鉆跟蹤，及時作出地質(zhì)判斷和軌跡調(diào)整：①著陸前，對標志層逐層確認，調(diào)整軌跡，平穩(wěn)著陸；②著陸后，進行隨鉆韻律分析，確認軌跡位置，及時調(diào)整軌跡；③完鉆后，對軌跡進行整體分析，迭代更新區(qū)塊地質(zhì)模型，以指導后續(xù)待鉆井軌跡設計或修正。

通過應用以上技術(shù)對策，在開發(fā)試驗階段，水平段長度大幅增加的情況下，平均油層鉆遇率達到84.7%，相較勘探評價階段提高11.2%，有效保證了水平井的儲層品質(zhì)（圖5）。

圖5 開發(fā)試驗階段與勘探評價階段水平段長度與分級壓裂方式對比

2.2 提高鉆井品質(zhì)

2.2.1 三維地質(zhì)建模，刻畫儲層非均質(zhì)性，指導井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

儲層壓力系數(shù)在縱向、橫向均呈現(xiàn)出非均質(zhì)性，剖面上地層壓力系數(shù)由上至下逐步升高，侏羅系及以上壓力系數(shù)為1.0，三疊系壓力系數(shù)最高達1.63。平面上百口泉組目的層壓力系數(shù)由斜坡區(qū)向湖盆區(qū)增大，壓力系數(shù)由1.0升高至1.63。根據(jù)以上特點在斜坡區(qū)水平段采用二開結(jié)構(gòu)，在湖盆區(qū)逐漸過渡到小三開。此外，注意到湖盆區(qū)白堿灘組中部砂層有較大井漏風險，調(diào)整該區(qū)域技術(shù)套管長度使其完全封隔中部砂層，為三開安全鉆井提供了條件。

2.2.2 針對地層特征，研發(fā)新型鉆井液體系，攻克井漏失穩(wěn)難題

瑪湖凹陷勘探開發(fā)初期，漏失問題突出，且因鉆井液體系與地層配伍性差,地層崩落掉塊嚴重。為解決所存在的問題，對取自瑪湖凹陷的巖樣進行了全巖礦物成分、黏土礦物分析及水化膨脹與水化分散實驗[22]。針對巖性特點，開展抑制劑配比及優(yōu)化研究，經(jīng)過上百組室內(nèi)評價實驗，優(yōu)選出氯化鉀、有機鹽和胺基抑制劑組合，形成適合瑪湖地區(qū)地層特征的強抑制鉆井液體系[23]：16h線性膨脹率最高僅13.46%，克上組地層巖石在該體系中的單軸抗壓強度僅降低4.57%（圖6）。經(jīng)過攻關(guān)，平均單井漏失量由95.7m3減少至12.4m3，漏失井率由55.6%降低至6.2%。地層巖屑在體系中的滾動回收率最高達到94.6%，平均井徑擴大率小于6%，低于行業(yè)標準規(guī)定的10%，為完井作業(yè)提供了良好的井筒條件。

圖6 強抑制鉆井液效果評價結(jié)果

2.2.3 重點針對礫巖層，優(yōu)選鉆頭及提速工具，穩(wěn)步提升鉆井速度

瑪湖地區(qū)縱向上發(fā)育3套礫巖層，井段的長度從數(shù)百至上千米，礫徑為2～80mm，均質(zhì)性差（圖7)，鉆頭選型和提速工具優(yōu)選難度大，前期鉆井平均機械鉆速僅1.8～2.89m/h，平均單只鉆頭進尺僅122～207m。針對制約鉆井速度的3套礫巖層，開展巖石抗壓強度、可鉆性等參數(shù)的室內(nèi)評價實驗，并結(jié)合測井資料、地質(zhì)信息、施工曲線反演建立一維巖石力學模型（圖8），為不同層段的鉆頭個性化設計與評價提供科學依據(jù)。

圖7 3套礫巖層典型巖心及井段長度

圖8 典型井一維巖石力學參數(shù)與可鉆性預測

在此基礎上廣泛開展各鉆井工藝的橫向?qū)Ρ仍囼?，對鉆井效率、質(zhì)量、成本進行綜合對比。在直井段選用個性化設計鋼體抗沖擊性強的PDC鉆頭，攻克了八道灣組礫巖層的鉆井提速瓶頸，單只PDC鉆頭鉆穿礫巖層，實現(xiàn)二開一趟鉆，鉆頭進尺2640m，機械鉆速達12.6m/h（圖9）。造斜段對比了螺桿和旋轉(zhuǎn)導向兩種定向工藝搭配PDC鉆頭時的鉆進效率，結(jié)果表明采用旋轉(zhuǎn)導向工藝，平均機械鉆速為5.36m/h，單趟鉆平均進尺為564m，較螺桿定向工藝分別提高2.44倍和4.13倍（圖10)；水平段試驗對比了螺桿+國產(chǎn)PDC鉆頭、螺桿+進口PDC鉆頭及旋轉(zhuǎn)導向+進口PDC鉆頭3種定向工藝，優(yōu)選出旋轉(zhuǎn)導向+進口PDC鉆頭組合，相比勘探評價階段采用的螺桿+國產(chǎn)PDC鉆頭組合，平均機械鉆速由3.05m/h提高至4.58m/h，平均單趟鉆進尺由137.4m提高至367m，單趟鉆最大進尺達到875m（圖11）。

圖9 直井段攻關(guān)前后機械鉆速及單只鉆頭進尺對比圖

圖10 造斜段不同工藝機械鉆速及單只鉆頭進尺對比圖

圖11 水平段不同工藝機械鉆速及單只鉆頭進尺對比圖

通過地質(zhì)工程一體化攻關(guān)，瑪湖地區(qū)鉆井品質(zhì)提升效果顯著。井壁穩(wěn)定性問題和漏失情況得到改善，鉆井效率明顯提升：A井區(qū)水平段長由938m增至1200m，鉆井工期由121.8天降至95.7天，最短工期為71.92天；B井區(qū)水平段長由834m增至1605m，鉆井工期由119.5天降至95.8天，最短工期為81天；C井區(qū)平均水平段長1206m，鉆井工期為78.6天，最短工期為61天（圖12）。

圖12 攻關(guān)前后效果對比圖

2.3 提高完井品質(zhì)

2.3.1 按照地質(zhì)與工程一體化的思路，建立規(guī)范化設計流程，優(yōu)化壓裂設計

提高壓裂改造效果的關(guān)鍵就是如何實現(xiàn)工程技術(shù)與儲層條件的最佳匹配，但傳統(tǒng)壓裂設計方法不能滿足“裂縫控藏”改造需求。新疆油田按照地質(zhì)工程一體化的思路，建立了針對致密油氣藏的規(guī)范化設計流程（圖13）。流程結(jié)合地質(zhì)認識、裂縫分析、力學建模、壓裂模擬與工程實踐，以是否使得油藏有效動用為標準，對壓裂改造設計的參數(shù)合理性進行評價和優(yōu)化，以強化壓裂設計對油氣藏的適配性。

圖13 水平井壓裂優(yōu)化設計流程圖

2.3.2 根據(jù)儲層特點，采用細分切割方式實現(xiàn)體積壓裂，壓裂參數(shù)“兩高三大”

瑪湖地區(qū)百口泉組儲層天然裂縫不發(fā)育，巖石偏塑性（楊氏模量小于20GPa、泊松比為0.25～0.27），水平兩向應力差較大（10～22MPa），人工裂縫以平面縫為主，難以實現(xiàn)復雜縫網(wǎng)模式的體積壓裂。為保障人工裂縫控制體積，確立以細分切割方式實現(xiàn)體積壓裂的原則。結(jié)合數(shù)值模擬與現(xiàn)場試驗結(jié)果，對人工裂縫設計進行了優(yōu)化。如圖14所示，試驗發(fā)現(xiàn)裂縫間距小、壓裂規(guī)模大，不僅對于增加初產(chǎn)有利，穩(wěn)產(chǎn)效果也更好。因此，裂縫間距由勘探評價階段60m降至30m，裂縫密度由每百米1.5條增至3條；施工方面，選用橋塞分段+分簇射孔技術(shù)，滑溜水+瓜爾膠壓裂液復合壓裂工藝，且針對儲層特低孔特低滲的特性，壓裂參數(shù)設計堅持“兩高三大”的原則，即高前置液比例、高砂比加砂、大砂量改造、大液量入井、大排量(表2），進一步強化體積改造效果。

圖14 環(huán)瑪湖地區(qū)不同改造參數(shù)與累計產(chǎn)量關(guān)系圖

表2 致密砂礫巖儲層水平井細分切割體積壓裂參數(shù)設計建議

2.3.3 根據(jù)儲層非均質(zhì)性，確立分段分簇5項原則

傳統(tǒng)的簇/段間距均分的方法常常產(chǎn)生產(chǎn)量貢獻率極低的層級，降低了改造效益。打破慣性思維，充分利用精細三維地質(zhì)模型，剖析沿水平井軌跡延伸的地質(zhì)、物性變化情況和工程特點，采用分段分簇5項原則(表3），進行水平井壓裂優(yōu)化設計（圖15），可以提高改造效果，降低改造成本。

表3 水平井細分切割體積壓裂分段分簇5項原則

通過上述措施，提高了完井品質(zhì)，改造效果大幅提升。以XXX7井為例，井下微地震監(jiān)測顯示，改造區(qū)域裂縫形態(tài)以條帶狀展布，各級裂縫的延伸長度均達到效益開發(fā)的要求，波及帶寬覆蓋整個壓裂井段，實現(xiàn)了體積改造的目的（圖16），與前期老水平井相比，改造效果顯著提高。

3 對單井品質(zhì)影響因素的再認識

通過瑪湖地區(qū)致密砂礫巖油藏開展地質(zhì)工程一體化研究，加深了對該地區(qū)地質(zhì)情況和致密油效益開發(fā)模式的認識[1-4]。此外，對影響單井品質(zhì)的品質(zhì)三角形的內(nèi)涵又有了更深入的理解。

圖15 XXX4井4725～4300m分段分簇設計結(jié)果

圖16 XXX7井細分切割分級壓裂井下微地震監(jiān)測事件熱點圖

3.1 優(yōu)質(zhì)的儲層品質(zhì)是提高產(chǎn)量的地質(zhì)基礎

對生產(chǎn)數(shù)據(jù)的統(tǒng)計分析顯示，水平井的產(chǎn)量與水平段鉆遇一類優(yōu)質(zhì)儲層的厚度（沿井筒軸向的厚度，即斜深厚度）呈正相關(guān)關(guān)系（圖17），說明優(yōu)質(zhì)儲層是提高產(chǎn)量的地質(zhì)基礎。

圖17 瑪131井區(qū)前200天平均單井日產(chǎn)量與一類優(yōu)質(zhì)儲層厚度交會圖

3.2 提高儲層品質(zhì)也有利于提升鉆井品質(zhì)

瑪湖地區(qū)百口泉組隔夾層發(fā)育，儲層與隔夾層的機械鉆速差異大，優(yōu)質(zhì)儲層鉆速達到4～15m/h，泥巖隔夾層僅有0.5～1m/h。因此一旦偏離優(yōu)質(zhì)儲層層位，鉆井效率就會大受影響，如XXX6井在水平段出層213m，后因泥巖層鉆速太低，鉆了18天才重新回到儲層（圖18）。從統(tǒng)計結(jié)果來看，也有一、二類儲層鉆遇率越低，平均機械鉆速也越低的規(guī)律（圖19）。因此提高儲層品質(zhì)的同時也有利于提高鉆井品質(zhì)。

圖18 XXX6井鉆進情況

圖19 平均機械鉆速與一、二類儲層鉆遇率交會圖

3.3 根據(jù)儲層和鉆井的具體情況設計改造方式和參數(shù)，能提高完井品質(zhì)

針對瑪湖地區(qū)儲層的地質(zhì)情況，選擇了低縫間距、多級次的大規(guī)模加砂壓裂改造方式；在目的層位選取時，通過分析沿井剖面脆性指數(shù)信息（圖3），提前為提高完井品質(zhì)做準備；在射孔、壓裂層位的選擇上，綜合了地質(zhì)信息、井結(jié)構(gòu)設計、鉆井情況進行分析（表2）。經(jīng)過以上措施，各壓裂分段的產(chǎn)油有效性明顯提升，在降低成本的同時提高了完井品質(zhì)。與前期 老水平井相比，改造效果與持續(xù)生產(chǎn)能力顯著提高（圖20）。

圖20 XXX7井與前期老井的日產(chǎn)油情況對比圖

3.4 全面提升儲層品質(zhì)、鉆井品質(zhì)、完井品質(zhì)，能夠?qū)崿F(xiàn)致密油藏的效益開發(fā)

經(jīng)過地質(zhì)工程一體化攻關(guān)，瑪湖地區(qū)百口泉組致密砂礫巖油藏的單井品質(zhì)得到了明顯提升，單井產(chǎn)量也得到大幅度提高：尤其是XXX1井，最高日產(chǎn)油量達118t（圖21），初期平均日產(chǎn)油量達30～60t，該井的成功標志著效益開發(fā)試驗取得突破，為全面建產(chǎn)奠定了基礎。

圖21 XXX1井生產(chǎn)曲線

4 結(jié)語

新疆油田通過開展地質(zhì)工程一體化攻關(guān)，顯著提升了瑪湖凹陷致密油藏的開發(fā)效益，為區(qū)塊大規(guī)模建產(chǎn)提供了條件，也為類似致密砂礫巖油藏區(qū)塊的開發(fā)積累了寶貴的認識。

(1）優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率是影響水平井產(chǎn)量的關(guān)鍵因素，通過精確三維地質(zhì)模型與地質(zhì)導向鉆井實踐的相互指導、快速迭代，可有效提高優(yōu)質(zhì)儲層的鉆遇率。

(2）鉆井過程中井漏、井堵、效率低的問題需要綜合利用地質(zhì)認識、力學分析、液體體系研究和鉆井工具優(yōu)化來解決。

(3）對于致密砂礫巖油藏，可采用分段分簇細分切割的方式，并在參數(shù)選取遵循“兩高三大”的原則，實現(xiàn)體積壓裂。

(4）通過各環(huán)節(jié)各學科協(xié)同合作，全面提升單井的儲層品質(zhì)、鉆井品質(zhì)和完井品質(zhì)，一些有挑戰(zhàn)性的非常規(guī)油氣藏區(qū)塊可以實現(xiàn)效益開發(fā)。

此外還深刻認識到：地質(zhì)工程一體化是復雜油氣藏提產(chǎn)降本增效的必由之路！地質(zhì)工程一體化是以油藏地質(zhì)認識為基礎，以提產(chǎn)降本增效為直接目標，以克服地質(zhì)和工程挑戰(zhàn)為內(nèi)容，多專業(yè)結(jié)合、融合的工作，需要大膽創(chuàng)新的思維、敢于嘗試的勇氣，需要相互協(xié)作的精神、交叉拓展的意識，需要勇于突破傳統(tǒng)規(guī)則，打破常規(guī)的管理模式，具有實踐性、持續(xù)性、探索性，需持之以恒地堅持下去。

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