謝建勇 崔新疆 李文波 朱靖生 伍曉虎 褚艷杰 陳依偉 湯 濤 朱思靜吳承美 張金風(fēng)

（ 中國石油新疆油田公司吉慶油田作業(yè)區(qū)（吉木薩爾頁巖油項目經(jīng)理部） ）

0 引言

準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油藏是國內(nèi)典型的頁巖油藏，儲層埋藏深度大、物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)，原油黏度高，水平井大規(guī)模體積壓裂技術(shù)是實現(xiàn)效益開發(fā)的關(guān)鍵[1-4]。2020 年3 月，國家能源局和自然資源部聯(lián)合批復(fù)設(shè)立國家級頁巖油示范區(qū)，要求2021 年產(chǎn)量達(dá)到100×104t，2023 年產(chǎn)量達(dá)到170×104t，給吉木薩爾頁巖油開發(fā)提出了最新要求。推進(jìn)吉木薩爾頁巖油開發(fā)，建設(shè)國家級頁巖油示范區(qū)，打造頁巖油開發(fā)的樣板工程，對推動我國陸相頁巖油開發(fā)具有重要意義。

吉木薩爾頁巖油開發(fā)面臨的主要問題是單井投入與產(chǎn)出矛盾逐步凸顯，開發(fā)效益不達(dá)標(biāo)成為制約吉木薩爾頁巖油開發(fā)的主要因素。2021 年以來，中國石油新疆油田公司著眼于效益開發(fā)，在管理和技術(shù)兩大領(lǐng)域開展創(chuàng)新性探索，推進(jìn)市場化自主經(jīng)營，形成多項重要的認(rèn)識和關(guān)鍵技術(shù)，建立了適合于吉木薩爾頁巖油的管理和技術(shù)體系，取得良好的開發(fā)效果，實現(xiàn)了效益開發(fā)。

1 勘探概況

吉木薩爾凹陷位于準(zhǔn)噶爾盆地東部隆起的南部，是一個西部、南部、北部均受斷裂控制的多期疊合凹陷，呈不規(guī)則的多邊形，面積約為1278km2（圖1）。吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組（P2l）發(fā)育大面積分布的頁巖油藏，井控儲量達(dá)到11×108t，是我國陸相咸化湖盆頁巖油的一個典型實例[5-6]。目前正在建設(shè)我國首個國家級陸相頁巖油示范區(qū)，該凹陷蘆草溝組埋深為800～4500m、平均為3570m，厚度為25～300m、平均為200m。

縱向上，蘆草溝組自下而上分為蘆一段（P2l1）和蘆二段（P2l2），各段又可分成3 個砂層組，自上而下分別為。根據(jù)物性和含油性分布，分為上、下兩個甜點體。上甜點位于蘆二段二砂組（P2l22），可細(xì)分為4 個小層，其中油層發(fā)育在小層，優(yōu)勢巖性為紋層狀砂屑云巖、紋層狀巖屑長石粉—細(xì)砂巖、紋層狀云屑砂巖；下甜點位于蘆一段二砂組（P2l12），可細(xì)分為7 個小層，其中油層發(fā)育在層，優(yōu)勢巖性為紋層狀云質(zhì)粉砂巖[7]。

中國石油新疆油田公司所轄吉木薩爾凹陷頁巖油礦權(quán)面積為358km2（圖1），三級石油地質(zhì)儲量為5.5×108t，其中探明石油地質(zhì)儲量為1.53×108t，探明可采儲量為1546×104t；動用儲量3339×104t，2020年，生產(chǎn)原油31.6×104t，累計生產(chǎn)原油59.5×104t。

圖1 新疆油田公司吉木薩爾凹陷位置圖Fig.1 Shale oil mining rights of Xinjiang Oilfield Company in Jimsar Sag

2 頁巖油開發(fā)探索歷程

自2011 年開始，在非常規(guī)油氣勘探開發(fā)思想指導(dǎo)下，吉木薩爾頁巖油從勘探發(fā)現(xiàn)到開發(fā)試驗，取得了重要進(jìn)展，但也出現(xiàn)了單井投入與產(chǎn)出矛盾凸顯、開發(fā)效益不達(dá)標(biāo)的難題。

2.1 開發(fā)階段

吉木薩爾頁巖油開發(fā)可以劃分為4 個階段：勘探發(fā)現(xiàn)階段、先導(dǎo)性試驗階段、動用突破階段、規(guī)模建產(chǎn)階段（圖2）。

圖2 吉木薩爾頁巖油開發(fā)階段劃分Fig.2 Division of shale oil development stages in Jimsar Sag

（1）勘探發(fā)現(xiàn)階段（2011 年10 月至2013 年4 月）。

2010 年，蘆草溝組油藏從兼探層變?yōu)橹饕康膶樱伎? 口探井。2011 年，吉25 井在蘆二段獲日產(chǎn)18.25t 工業(yè)油流，當(dāng)年提交預(yù)測地質(zhì)儲量6115×104t。2012 年，按照“新老井結(jié)合，直井控面、水平井提產(chǎn)”原則，部署探井、評價井10 口，其中水平井4 口。吉172_H 井采用水平井+體積壓裂開發(fā)方式，初期最高日產(chǎn)油78m3，“滿凹含油”認(rèn)識初步形成，按照油層厚度、埋深將油藏劃分為上、下甜點和3 類儲層，證明水平井體積壓裂是頁巖油開發(fā)的技術(shù)方向。

（2）先導(dǎo)性試驗階段（2013年4月至2017年4月）。

為了進(jìn)一步落實儲量，探索投資控減途徑，開展了壓裂工藝試驗，共實施10 口“水平井+體積壓裂”開發(fā)先導(dǎo)試驗井組，水平段長1300～1800m。2017 年提交探明地質(zhì)儲量2546×104t，但初期日產(chǎn)油21.0t，一年期累計產(chǎn)油2110t，生產(chǎn)效果未達(dá)預(yù)期。該階段出現(xiàn)的主要問題是一類油層鉆遇率低，平均為33.9%；儲層改造加砂強(qiáng)度較低，平均為0.9m3/m。

（3）動用突破階段（2017 年4 月至2018 年10 月）。

為探索大幅度提高單井產(chǎn)量技術(shù)，部署實施了JHW023、JHW025 兩口水平井，強(qiáng)化甜點選區(qū)、優(yōu)化水平井軌跡設(shè)計、精細(xì)控制鉆井軌跡，提高優(yōu)質(zhì)甜點鉆遇率，優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率達(dá)85%，通過密切割、大排量、大砂量提高儲層壓裂改造強(qiáng)度，加砂強(qiáng)度達(dá)到2.0m3/m 以上。一年期累計產(chǎn)油突破萬噸，產(chǎn)量大幅提升，從而確立了多段多簇、密切割、高強(qiáng)度的“水平井+體積壓裂”主體工藝，地質(zhì)認(rèn)識上也進(jìn)一步深化，將儲層細(xì)分為4 類。

（4）規(guī)模建產(chǎn)階段（2018年10月至2020年12月）。

在兩口水平井取得產(chǎn)量突破后，將總結(jié)出的甜點精細(xì)評價、優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率、密集切割高強(qiáng)度壓裂技術(shù)推廣應(yīng)用，開始規(guī)模建產(chǎn)試驗。采用上、下甜點控面和上甜點東南部整體開發(fā)相結(jié)合，精準(zhǔn)軌跡控制、細(xì)分切割壓裂，共實施水平井64 口。遇到的主要問題是單井投入高，產(chǎn)能差異大，統(tǒng)計累計產(chǎn)油天數(shù)大于300 天的27 口井，初期日產(chǎn)油1.4～63.8t，平均為37.3t，一年期累計產(chǎn)油1526～13574t，平均為4588t，距離設(shè)計產(chǎn)能仍存在一定差距。

2.2 開發(fā)效益

2017—2019 年，單井投資增加1045 萬元，其中，鉆井成本增加2108 萬元，井深增加1425m，水平段長度增加538m。壓裂成本降低1650 萬元，壓裂液體系由瓜爾膠優(yōu)化為聚合物+瓜爾膠，壓裂規(guī)模逐年優(yōu)化。地面工程建設(shè)成本增加587 萬元，建設(shè)聯(lián)合站、110kV 變電站、油外輸管線等骨架工程。2021 年預(yù)計完全成本67.79 美元/bbl，高于油田公司平均水平，其中，折舊折耗51.2 美元/bbl，占完全成本76%，折舊折耗高主要是因為鉆井成本、壓裂成本、地面工程建設(shè)成本較高；單位操作成本為11.97 美元/bbl，低于油田公司平均水平。先導(dǎo)性試驗階段以來，吉木薩爾頁巖油部署井在45 美元/bbl、55美元/bbl、65 美元/bbl 油價下分別虧損45 億元、41 億元、38 億元，距離內(nèi)部收益率6%有差距，推進(jìn)市場化自主經(jīng)營成為吉木薩爾頁巖油效益開發(fā)的現(xiàn)實需求。

2.3 開發(fā)難點

經(jīng)過前期開發(fā)探索，深化了吉木薩爾頁巖油油藏、儲層、產(chǎn)能與效益開發(fā)主控因素的認(rèn)識，總體上看，吉木薩爾頁巖油開發(fā)主要存在以下3 個難點。

2.3.1 儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，優(yōu)質(zhì)甜點預(yù)測難度大

儲層巖性復(fù)雜，油層薄，甜點非均質(zhì)性強(qiáng)。儲層縱向上呈厘米級互層，甜點最小厚度為0.05m，最大厚度為4.52m，平均厚度為0.25m，縱向上各甜點間含油飽和度、含油性差異大，甜點品質(zhì)平面變化快，常規(guī)三維地震資料難以精細(xì)刻畫微構(gòu)造和預(yù)測頁巖油地質(zhì)甜點與工程甜點。上甜點P2l22-2可動油儲量豐度平面上為（0～45）×104t/km2，油浸及富含油巖心占比低。2019 年底，下甜點鉆遇率僅為64%，嚴(yán)重影響水平井產(chǎn)量。

2.3.2 鉆井和儲層改造技術(shù)挑戰(zhàn)強(qiáng)，成本高

吉木薩爾凹陷整體為東高西低的單斜，儲層埋深跨度大（2320～4200m），橫向埋深差異大；縱向地層夾層多、巖性變化快，泥巖塑性強(qiáng)、厚度大、可鉆性差，鉆井提速困難，水平井鉆井工期和成本始終未實現(xiàn)整體突破。吉木薩爾頁巖油流度較國內(nèi)外其他非常規(guī)油藏低兩個數(shù)量級，對裂縫導(dǎo)流能力要求高。儲層天然裂縫欠發(fā)育、脆性指數(shù)中等，薄互層水力裂縫縫網(wǎng)形成難度大，埋藏深，改造成本高。

2.3.3 產(chǎn)量達(dá)標(biāo)率低，效益亟待提高

已投產(chǎn)的90 口水平井第一年平均單井日產(chǎn)量為21.9t，達(dá)產(chǎn)率為79.9%，一類區(qū)超設(shè)計產(chǎn)能，二類區(qū)、三類區(qū)、四類區(qū)均未達(dá)產(chǎn)，下甜點生產(chǎn)效果略好于上甜點，下甜點達(dá)產(chǎn)率為88.8%，上甜點達(dá)產(chǎn)率為71.0%。鉆井成本、壓裂成本居高不下，亟待大幅度降低開發(fā)成本，實現(xiàn)效益開發(fā)。

3 頁巖油效益開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)探索

經(jīng)歷了4 個階段的開發(fā)探索與試驗，逐步明確了吉木薩爾頁巖油提高單井產(chǎn)量的主攻方向和關(guān)鍵技術(shù)，主要包括大平臺立體開發(fā)、精細(xì)儲層認(rèn)識與優(yōu)質(zhì)甜點預(yù)測、水平井井眼軌跡跟蹤技術(shù)、儲層改造幾方面。

3.1 大平臺立體開發(fā)

吉木薩爾頁巖油開發(fā)在4 套層系（P2l22-2、P2l22-3、）進(jìn)行部署，推進(jìn)上甜點一、二類油藏，下甜點一、二、三類油藏整體部署，統(tǒng)籌組合大平臺，井距為200m，縱向立體交錯，水平段平均長度為1998m，設(shè)計產(chǎn)能為23.5t/d，平均單井累計產(chǎn)量為3.56×104t。部署水平井446 口，新建產(chǎn)能345×104t，其中上甜點新建產(chǎn)能74×104t，下甜點新建產(chǎn)能271×104t。一、二、三類油藏水平井分別為139 口、150 口、157 口，新建產(chǎn)能分別為163×104t、88×104t、94×104t。動用儲量8945.4×104t，其中上甜點1636.8×104t、下甜點7308.6×104t，探明儲量上甜點動用程度90%、下甜點動用程度94%。

3.2 精細(xì)儲層認(rèn)識與優(yōu)質(zhì)甜點預(yù)測

3.2.1 頁巖油特征

吉木薩爾頁巖油主力油層分布在P2l22(上甜點)和P2l12（下甜點）兩個砂層組內(nèi)，厚度平均為38m和44m；屬咸化湖泊相夾三角洲相，巖礦組分復(fù)雜、巖石類型多樣（圖3）。

圖3 吉木薩爾凹陷地層綜合柱狀圖Fig.3 Comprehensive stratigraphic column in Jimsar Sag

上甜點（P2l22）巖性以長石巖屑砂巖、云質(zhì)砂巖、砂質(zhì)云巖為主，非均質(zhì)性強(qiáng)，平面上連片性較差；縱向有3 個主力小層，隔夾層發(fā)育。下甜點（P2l12）巖性單一，以云質(zhì)砂巖為主，平面上連片性好；縱向有3 個主力小層，隔夾層更發(fā)育且呈現(xiàn)與云質(zhì)砂巖高頻互層特征[8]。

油層覆壓下，上甜點平均孔隙度為13.8%、下甜點平均孔隙度為11.2%，上甜點滲透率為0.061mD、下甜點滲透率為0.025mD，孔隙半徑為100～150μm，喉道半徑為0.1～0.3μm；儲層弱水敏，潤濕性為中性—弱親油。

氣油比為10.0m3/m3，地層壓力系數(shù)為1.3～1.5，地面原油密度為0.88～0.91t/m3，50℃條件下，上甜點地面原油黏度平均為53mPa·s、下甜點地面原油黏度平均為166mPa·s；與國內(nèi)外頁巖油藏相比，吉木薩爾頁巖油具有高密度、高黏度、低流度、低氣油比的特點[9-10]。

3.2.2 核磁共振測井儲層評價

應(yīng)用核磁共振測井方法評價頁巖油儲層，建立了基于核磁分頻處理的儲層精細(xì)識別及產(chǎn)能評價模型，精細(xì)吉木薩爾頁巖油儲層認(rèn)識，細(xì)化完善分類分區(qū)標(biāo)準(zhǔn)。核磁共振測井的主要特點是分辨率高、評價孔隙流體更為精細(xì)。

前期開發(fā)實踐中，由于巖性復(fù)雜，常規(guī)測井解釋的巖性精度不夠，有效孔隙度誤差較大，且無法評價可動孔隙度，用有效孔隙度作為甜點品質(zhì)的主要參數(shù)進(jìn)行分類評價，與產(chǎn)能一致性較差。核磁共振測井具有更高的精確度且受巖性影響小，采用可動孔隙度評價甜點品質(zhì)更加精確。通過開展各項表征孔喉結(jié)構(gòu)的巖心實驗分析，確定不同流體賦存狀態(tài)的孔喉直徑下限及核磁T2譜對應(yīng)的弛豫時間截止界限[11-12]（圖4）。

圖4 核磁共振頁巖油評價理論模式Fig.4 Theoretical model of shale oil evaluation by NMR logging

結(jié)合取心井含油性顯示、直井試油產(chǎn)量、水平井產(chǎn)能等情況，建立了產(chǎn)能與可動孔隙度（φ可動）、穩(wěn)定含水率、可動油飽和度（So可動）之間的耦合關(guān)系。同時頁巖油孔喉特征復(fù)雜多樣，核磁T2譜形態(tài)不僅能精細(xì)刻畫可動流體孔隙的大小，而且能反映出孔喉非均質(zhì)性的差異，非均質(zhì)性越強(qiáng)，核磁T2譜展布位置越寬，這類甜點滲透性較差，出油量低。通過總結(jié)產(chǎn)能與核磁T2譜形態(tài)之間的規(guī)律，采用定量與定性結(jié)合的方式建立了一套穩(wěn)定含水率評價標(biāo)準(zhǔn)（表1）。

表1 典型井測井響應(yīng)特征Table 1 Log response characteristics in typical wells

可動油弛豫時間截止界限為35ms，弛豫時間在35ms 以下均為不可動油。弛豫時間在35ms 以上時，若在35ms 以上信號強(qiáng)且單峰集中靠右，橫向峰域窄，則為一類甜點，孔喉相對簡單，以大孔喉為主，非均質(zhì)性弱，穩(wěn)定含水率低于40%；若35ms之后信號強(qiáng)且單峰集中靠左，橫向峰域窄，部分單峰在20～30ms 之間，則為二類甜點，孔喉相對簡單，以中孔喉為主，非均質(zhì)性弱，穩(wěn)定含水率在40%～50%；若35ms 之后峰分散，橫向峰域?qū)?，部分單峰繼續(xù)前移，則為三類甜點，孔喉相對復(fù)雜，穩(wěn)定含水率在50%～70%；若35ms 之后信號弱，且單峰前移到15ms 以下，則為四類甜點，以小孔喉為主，穩(wěn)定含水率在70%～90%。整體來看，核磁T2譜信號在35ms 之后單峰占比越高，可動油飽和度越大，穩(wěn)定含水率越低，且二者具有較好的回歸線性關(guān)系，經(jīng)投產(chǎn)水平井產(chǎn)液剖面測試及水平井產(chǎn)能驗證，理論結(jié)果與實際吻合度較高，證明核磁共振測井作為穩(wěn)定含水率新技術(shù)較為可靠[13-14]。

3.2.3 優(yōu)質(zhì)甜點區(qū)圈定

吉木薩爾凹陷梧桐溝組（P3wt）、蘆草溝組（P2l）、井井子溝組（P2jj）3 套儲層整體認(rèn)識清晰，有利區(qū)面積明確，常規(guī)油藏與頁巖油油藏可整體開發(fā)，疊合有利區(qū)面積為109.9km2（圖5）。

圖5 吉木薩爾凹陷潛力層有利區(qū)分布圖Fig.5 Favorable exploration area of various potential series in Jimsar Sag

依據(jù)可動孔隙度、可動油飽和度、可動厚度、可動流體豐度等可動參數(shù)總體評價，平面上可將吉木薩爾凹陷蘆草溝組甜點區(qū)整體分為4 類（圖6 至圖9）。明確了二疊系蘆草溝組縱向上發(fā)育7 套含油層系，落實了各小層平面分區(qū)范圍及儲量規(guī)模，各小層在縱向上疊置，縱向上對多套含油層系進(jìn)行統(tǒng)籌考慮，確定了大平臺部署的物質(zhì)基礎(chǔ)[15]。

圖6 吉木薩爾頁巖油上甜點P2l22-2 平面分布圖Fig.6 Plane map of upper sweet spot P2l22-2 of shale oil in Jimsar Sag

圖9 吉木薩爾頁巖油下甜點P2l12-3 平面分布圖Fig.9 Plane map of lower sweet spot P2l12-3 of shale oil in Jimsar Sag

3.3 水平井井眼軌跡跟蹤技術(shù)

控制水平井井眼軌跡，確保軌跡在目標(biāo)儲層內(nèi)有效延伸，提高優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率，是壓裂后高產(chǎn)的首要條件。綜合應(yīng)用三維地震體、地質(zhì)模型、隨鉆錄井測井曲線、巖礦分析數(shù)據(jù)及探邊工具反演資料等進(jìn)行隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向鉆進(jìn)，多靶點精細(xì)控制水平井井眼軌跡，適時進(jìn)行軌跡調(diào)整，2021 年已完鉆16 口井，優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率均達(dá)到90%以上，最高達(dá)到100%。

3.4 儲層改造技術(shù)

水平井大規(guī)模體積壓裂是頁巖油儲層改造的一項核心技術(shù)。加拿大都沃內(nèi)項目采用可降解橋塞+分簇射孔壓裂工藝[16]，段間距不斷縮小，自2012 年的89m 降至2018 年的49m，縮短了45%，產(chǎn)量隨段間距縮小不斷增加。在縮小段間距的同時，持續(xù)增加單段壓裂簇數(shù)，由開始的3～4 簇增加到7 簇，簇間距由開始的15m 逐漸減少至7m。基于“砂就是油，砂量就是油量”的理念，采用滑溜水+新型高黏聚合物壓裂液[17]，加砂強(qiáng)度自2012 年的1.69t/m 增加到2018 年的3.90t/m。單井凝析油峰值產(chǎn)量從2012 年的70.93t/d 增長到2018 年的196.36t/d，單井EUR從2012 年的2.6×104t 增長到2018 年的6.9×104t。

圖7 吉木薩爾頁巖油上甜點P2l22-3 平面分布圖Fig.7 Plane map of upper sweet spot P2l22-3 of shale oil in Jimsar Sag

圖8 吉木薩爾頁巖油下甜點P2l12-2 平面分布圖Fig.8 Plane map of lower sweet spot P2l12-2 of shale oil in Jimsar Sag

吉木薩爾頁巖油壓裂技術(shù)的突破不斷推動開發(fā)工作取得新進(jìn)展。2012 年，吉172_H 井首創(chuàng)國內(nèi)“萬方液、千方砂”的工廠化壓裂，刷新新疆油田公司最大壓裂級數(shù)、最大入井液量紀(jì)錄，并成功獲得日產(chǎn)78m3的工業(yè)油流。2017 年，JHW023 井、JHW025井的體積壓裂，創(chuàng)下見油最早和日產(chǎn)最高雙紀(jì)錄，單井注入壓裂液3×104m3，壓裂砂超2000m3。JHW025 井單井日產(chǎn)液192.83m3（169.70t），日產(chǎn)油106t，單井日產(chǎn)量突破100t。

前期頁巖油開發(fā)試驗表明，施工規(guī)模和加砂強(qiáng)度是影響改造效果的關(guān)鍵因素。對吉木薩爾頁巖油55口投產(chǎn)井生產(chǎn)規(guī)律進(jìn)行統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn)，壓裂規(guī)模增大，產(chǎn)液量增大。3 年累計產(chǎn)液量與壓裂液用量持平，最終產(chǎn)液量與壓裂液量的比值為1.2～1.6，平均為1.5。壓裂規(guī)模的擴(kuò)大有利于推動儲層改造更加徹底，推動單井EUR 取得突破。

在“密切割+水平井體積壓裂”主體改造技術(shù)基礎(chǔ)上，進(jìn)一步提高改造強(qiáng)度，不斷縮小簇間距，增大加砂強(qiáng)度，擴(kuò)大儲層改造體積，提高縫網(wǎng)復(fù)雜性和裂縫導(dǎo)流能力，并不斷提高作業(yè)效率[18-19]。

吉木薩爾頁巖油58 號平臺8 口水平井實施“密切割+強(qiáng)化體積壓裂”大規(guī)模儲層改造，50 天完成全部312 級施工。設(shè)計總施工用液量為58×104m3，加砂量為5.74×104m3，平均加砂強(qiáng)度為4.0m3/m；實際總施工用液量為55.1×104m3，加砂為5.74×104m3，達(dá)到設(shè)計指標(biāo)，平均單級壓裂用時2.2～2.4h，橋塞泵送及射孔作業(yè)用時隨水平段長度減小而減少，從6h/級下降至2～3h/級，每級縮短4h 左右。單個工作面正常工作時效為5 級/d，最高為8 級/d。平臺單日最大注入液量為2.77×104m3，注入砂量為2850m3。

4 頁巖油效益開發(fā)管理舉措

實現(xiàn)效益開發(fā)是目前國內(nèi)頁巖油開發(fā)的巨大挑戰(zhàn)，單井投入成本高、最終累計產(chǎn)量低成為制約吉木薩爾頁巖油高效開發(fā)的關(guān)鍵因素。聚焦質(zhì)量效益同步推進(jìn)目標(biāo)，落實效益指標(biāo)管控關(guān)鍵舉措，推進(jìn)吉木薩爾頁巖油效益開發(fā)[20-22]。

4.1 降低單井投入

吉木薩爾頁巖油通過對標(biāo)長慶油田、吉林油田、吐哈油田等國內(nèi)頁巖油開發(fā)單位鉆井、壓裂等關(guān)鍵環(huán)節(jié)費用，查擺成本投入居高不下的主要矛盾凸顯點，充分利用市場化自主經(jīng)營、自主招標(biāo)權(quán)限，在集團(tuán)范圍內(nèi)優(yōu)選有資質(zhì)且實力強(qiáng)的隊伍參與選商，堅持“市場配置、效率優(yōu)先、提升質(zhì)量”的原則，逐步建立多個市場主體共同參與、平等競爭的市場機(jī)制，初步建成市場化競爭平臺，對鉆井、壓裂成本進(jìn)行專項管控[23-24]。

鉆井成本進(jìn)行總體控制，吸納具備相關(guān)資質(zhì)和中國石油準(zhǔn)入的承包商、服務(wù)商、供應(yīng)商參加投標(biāo)競爭，擴(kuò)大選商范圍，改變“一對一”市場格局，與5 家鉆井公司開展多輪次選商談判，由鉆井公司測算標(biāo)準(zhǔn)井費用后進(jìn)行報價，選定中國石油渤海鉆探工程公司、中國石油集團(tuán)西部鉆探工程有限公司、中國石油長城鉆探工程公司等3 家公司承擔(dān)頁巖油產(chǎn)能建設(shè)鉆井工程施工，單井鉆井工程總費用較2019 年下降56.7%。壓裂成本進(jìn)行分段管控，將壓裂施工劃分為壓裂施工及準(zhǔn)備、壓裂液技術(shù)服務(wù)、支撐劑、射孔及橋塞服務(wù)等四大類，與16 家單位開展選商談判，最終選定7 家，將壓裂投資在相同規(guī)模下控制到預(yù)算水平，平均每立方米壓裂液壓裂價格較以往降低42%。同步推進(jìn)集約化經(jīng)營、無桿泵舉升等新設(shè)備工藝，多措并舉，單井投資較2019 年下降53.4%。

4.2 提高單井產(chǎn)出

通過壓裂液用量與分類井預(yù)測產(chǎn)油量之間的關(guān)系預(yù)測，增大壓裂規(guī)模，一類井累計產(chǎn)量將由18t/m提高到28t/m，有效提升單井產(chǎn)出[25]。58 號平臺8 口井預(yù)計EUR 由3.3×104t 提產(chǎn)到5×104t。依據(jù)已投產(chǎn)密切割、加砂強(qiáng)度為4.0m3/m的水平井生產(chǎn)特征預(yù)測，1800m 水平段的井，一年期平均日產(chǎn)油38t，第一年累計產(chǎn)油1.25×104t，第二年平均日產(chǎn)油23t，第三年平均日產(chǎn)油15t，3 年累計產(chǎn)油2.5×104t；單井最終累計產(chǎn)油量可達(dá)到5.0×104t，提高50%以上。

4.3 提高投入產(chǎn)出比

2021 年單井投資指標(biāo)有明顯下降，預(yù)計百萬噸投資43.2 億元。實際控制單井EUR 可以達(dá)到5×104t，按照單井投資4600 萬元計算，可以將百萬噸投資控制在41.1 億元，較預(yù)計節(jié)省2.1 億元。按此指標(biāo)測算，可實現(xiàn)一、二、三類儲層有效動用，具備立體部署井網(wǎng)條件?？v向上多套油層疊置，采用7套開發(fā)層系，橫向上向南延伸到吉7 井區(qū)，構(gòu)建超大平臺，降低鉆井、壓裂施工搬家費用，減少壓裂干擾，節(jié)約地面成本，提高鉆井、壓裂效率，進(jìn)一步實現(xiàn)降本增效目的，從而推進(jìn)吉木薩爾頁巖油有效開發(fā)。

5 結(jié)論

（1）吉木薩爾頁巖油從2011 年開始，經(jīng)歷勘探發(fā)現(xiàn)、先導(dǎo)性試驗、動用突破、規(guī)模建產(chǎn)等4 個開發(fā)階段，已取得重要成果，單井EUR 低與成本高成為制約頁巖油開發(fā)的主要矛盾，目前已基本攻克主要矛盾，掌握了管理和技術(shù)兩把鑰匙，可以實現(xiàn)吉木薩爾頁巖油效益開發(fā)。

（2）基于精細(xì)儲層認(rèn)識與優(yōu)質(zhì)甜點預(yù)測，形成了水平井軌跡跟蹤控制技術(shù)，將優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率提升到90%左右，為吉木薩爾頁巖油的效益開發(fā)提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。

（3）吉木薩爾頁巖油單井累計產(chǎn)量隨壓裂規(guī)模增大而增大，提高儲層改造強(qiáng)度是提高單井產(chǎn)量的關(guān)鍵。新一代“密切割+強(qiáng)化壓裂工藝”儲層改造主體技術(shù)，單井液量超過7×104m3，加砂量為7000m3，段間距為45m，單段平均8 簇，簇間距為5.8m，實現(xiàn)了密切割、加砂規(guī)模的最大化，基本可以實現(xiàn)水平井儲量縫控目標(biāo)，大幅度提高單井產(chǎn)能。

（4）通過發(fā)揮自主經(jīng)營優(yōu)勢，吉木薩爾頁巖油成本管控舉措逐漸成熟，單井鉆井工程總費用較2019年下降56.7%，平均每立方米壓裂液壓裂價格較以往降低42%，單井總費用較2019 年下降53.4%。