蔣國斌 蔡 萌 趙 明

（大慶油田有限責(zé)任公司采油工程研究院）

松遼盆地北部（簡稱松北）致密油發(fā)現(xiàn)于20世紀80年代初，主要產(chǎn)層分布在中央坳陷區(qū)，分布面積廣、資源潛力大，目前已成為大慶油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)最現(xiàn)實的接替領(lǐng)域。與國內(nèi)外典型致密油不同，松北致密油儲層具有單層厚度薄、縱向集中度差、橫向連續(xù)性差的特點，常規(guī)技術(shù)手段無法有效動用。2011年以來，歷經(jīng)多階段探索與實踐，發(fā)展形成了“多薄層錯疊布斜直井、主力層布水平井、主薄層錯疊直平聯(lián)合布井”的開發(fā)方式，定型了適合平原地貌的地面布井模式及提產(chǎn)降本提效鉆采技術(shù)系列。以松北致密油礦場實踐為基礎(chǔ)，從鉆采工程方案設(shè)計角度系統(tǒng)闡述了方案一體化設(shè)計方法及配套工藝技術(shù)，對同類致密油儲層的經(jīng)濟效益開發(fā)具有借鑒意義。

1 地質(zhì)特征及開發(fā)難點分析

1.1 地質(zhì)特征

松北致密油分為青山口組二段、青山口組三段高臺子油層和泉頭組三段、泉頭組四段扶楊油層兩種，與國內(nèi)外典型致密油對比具有獨特的地質(zhì)特征（表1）。

儲層總體厚度薄、集中度差。主要儲集砂體類型為曲流河點壩、網(wǎng)狀河道、分流河道等（圖1），在坳陷區(qū)廣泛分布，縱向上多層交錯疊置，平面上單期河道砂體厚度一般為2.0～5.0m，有效厚度為1.0～3.0m。河道砂體寬度主要集中在150～500m之間，局部可見寬度大于800m的河道砂體，受斷層切割影響，砂體規(guī)模小。

圖1 松遼盆地北部泉頭組四段沉積相帶展布圖

儲層物性差、天然裂縫不發(fā)育。儲層巖性主要為粉—細砂巖，孔隙度為3.0%～12.0%，滲透率為0.01～1.0mD，與國內(nèi)外典型致密油儲層相比，孔隙度處于同一數(shù)量級，滲透率偏低；巖心裂縫線密度小于0.1條/m，幾乎不發(fā)育天然裂縫[1-2]。

含油飽和度低。受沉積模式影響，松北致密油儲層含油飽和度普遍低于50%，與國內(nèi)外典型致密油儲層相比偏低。

原油氣油比低、黏度大、流動性較差。原油原始氣油比為25～100m3/m3，地層原油黏度為4.0～8.0mPa·s，流度小于0.3mD/（mPa·s），流動性較差[3-5]。

1.2 開發(fā)難點分析

針對致密油儲層縱向薄互層、橫向不穩(wěn)定、單層厚度薄、含油飽和度低、原油流度低等地質(zhì)特征，要實現(xiàn)經(jīng)濟效益開發(fā)，存在以下難點[6-7]：

（1）常規(guī)壓裂手段無法有效改善儲層孔隙連通程度，改造效果不理想。

（2）原油流度低，天然裂縫不發(fā)育，水力裂縫延伸規(guī)律復(fù)雜，儲層有效改造難度大。

（3）致密油儲層多采用彈性開發(fā)方式，生產(chǎn)井初期高產(chǎn)后，產(chǎn)量普遍快速遞減，實現(xiàn)生產(chǎn)井全生命周期高效舉升優(yōu)化設(shè)計難度大。

（4）致密油儲量品位低，經(jīng)濟效益達標產(chǎn)能區(qū)塊少，采用常規(guī)模式開發(fā)內(nèi)部收益率為負值，需探索致密油效益建產(chǎn)模式。

2 鉆采工程方案一體化設(shè)計方法及配套工藝技術(shù)

一體化方案設(shè)計是指集成油藏、鉆井、采油、地面多專業(yè)，通過油藏向后延伸、鉆采和地面提前介入的方式，多學(xué)科協(xié)同工作，進行交互式方案設(shè)計，遵循逆向思維、反向設(shè)計、正向施工原則，根據(jù)各專業(yè)需求，及時優(yōu)化調(diào)整所有環(huán)節(jié)的設(shè)計內(nèi)容（圖2）。

圖2 致密油一體化方案設(shè)計模式

2.1 大平臺鉆井設(shè)計優(yōu)化

2.1.1 地面平臺組合優(yōu)化

大平臺布井模式在有效減少征地費用、地面投資，方便工廠化施工作業(yè)、后期集中管理的同時，也必然會產(chǎn)生井眼軌道復(fù)雜、鉆井難度增大及舉升桿管偏磨加劇等問題[8]。地面平臺組合優(yōu)化主要根據(jù)井底坐標、地面環(huán)境、地面設(shè)施建設(shè)及現(xiàn)場管理要求，考慮前期投資和后期運行成本，合理優(yōu)化平臺數(shù)量、平臺位置和平臺規(guī)模。

Z區(qū)塊某井區(qū)計劃布井10口，其中新鉆井9口、代用井1口，應(yīng)用地面平臺組合優(yōu)化方法設(shè)計3套方案（圖3），基于整體經(jīng)濟效益最優(yōu)原則，兼顧降低射孔管輸井?dāng)?shù)量、減輕舉升桿管偏磨，優(yōu)化為方案一的2座平臺布井，相較方案三的1座平臺布井，可節(jié)約投資143.33萬元，降資比例達到7.69%（表2）。

圖3 Z區(qū)塊3套平臺布井方案示意圖

表2 Z區(qū)塊不同平臺布井方案投資對比表

2.1.2 鉆井提速提效設(shè)計

水平井開展三層變兩層、井眼瘦身等井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化（表3），表層套管深下，取消技術(shù)套管[9]；優(yōu)化一開鉆頭尺寸，由φ374.7mm變?yōu)棣?11.2mm，平均單井減少鉆井周期0.5d；優(yōu)化表層套管尺寸，由φ273.1mm變?yōu)棣?44.5mm，平均單井節(jié)省套管成本0.5萬～1.0萬元。

表3 致密油水平井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化設(shè)計結(jié)果

針對平臺井?dāng)?shù)量增加，二維水平井通過上移造斜點，減小造斜率、摩阻和扭矩；三維水平井采取“先平面提前造斜、后扭方位”的方式（圖4），立體空間變成兩口二維井，降低了施工難度，平均造斜率降低7.0%～15.0%，平均鉆速提高3.0%～5.0%。

圖4 三維水平井井眼軌道優(yōu)化前后模型對比

2.2 射孔工藝優(yōu)化設(shè)計

致密油儲層物性差，與混凝土靶相比射孔性能指標差異較大[10]，平均穿深縮短47.92%，平均孔徑縮小12.13%（表4）。根據(jù)校正后不同槍彈組合下射孔穿深與孔徑，結(jié)合鉆井儲層傷害帶深度預(yù)測，優(yōu)選超深穿透、等孔徑射孔彈。直井、定向井設(shè)計16孔/m孔密，135°相位角；水平井設(shè)計20孔/m孔密，60°相位角。

表4 射孔槍彈性能指標

針對水平井進行段內(nèi)簇間差異化布孔。根據(jù)實測數(shù)據(jù)回歸的單孔排量與單孔摩阻關(guān)系（圖5），隨著單孔排量增加，單孔摩阻不斷增大。應(yīng)用限流法原理，優(yōu)化不同射孔位置的孔數(shù)和孔徑，通過射孔孔眼產(chǎn)生的節(jié)流壓差，利用流體提高井筒內(nèi)壓力，促使高破裂壓力地層壓開，實現(xiàn)同一段內(nèi)各簇均勻起裂。考慮破裂壓力差異值、孔眼磨蝕擴大等因素，同一段內(nèi)各簇裂縫均勻起裂的單孔摩阻應(yīng)大于6MPa，單孔排量需達到0.45m3/min[11-12]。結(jié)合壓裂施工排量，確定射孔總孔數(shù)；應(yīng)用壓裂模型模擬不同布孔方式下裂縫起裂延伸特征，優(yōu)化為變孔數(shù)坡度布孔，單段射孔5～10簇，單簇孔數(shù)為4～7孔。

圖5 不同孔徑下單孔排量與單孔摩阻關(guān)系圖

2.3 壓裂工藝優(yōu)化設(shè)計

基于相控建模理論，運用空間插值算法將沉積相帶、儲層物性參數(shù)等因素數(shù)值化，并插值到所劃分的網(wǎng)格中，綜合考慮小層數(shù)據(jù)、井網(wǎng)、壓裂方式等因素，應(yīng)用PEBI可變非結(jié)構(gòu)網(wǎng)格建立相控影響下的地質(zhì)模型[13]，進行壓裂工藝優(yōu)化設(shè)計。

2.3.1 壓裂裂縫半長優(yōu)化

應(yīng)用相控地質(zhì)模型，模擬不同裂縫半長下累計產(chǎn)油量隨時間的變化關(guān)系（圖6）。結(jié)果顯示，隨著裂縫長度增加，油井泄流面積增大，產(chǎn)量增加。根據(jù)相控建模優(yōu)化結(jié)果，主體設(shè)計裂縫半長為250～300m，最優(yōu)裂縫半長需根據(jù)砂體展布特征、井網(wǎng)井距、斷層位置、鄰井裂縫監(jiān)測結(jié)果等綜合確定，以滿足最大程度改造砂體的需求。

圖6 相控建模預(yù)測不同裂縫半長下累計產(chǎn)油量

2.3.2 水平井裂縫間距優(yōu)化

水平井裂縫間距采取差異化設(shè)計模式，實現(xiàn)裂縫與不同儲層的合理匹配。應(yīng)用相控地質(zhì)模型，模擬不同裂縫間距下累計產(chǎn)油量隨時間的變化關(guān)系（圖7）。結(jié)果可見，隨著裂縫間距變小，累計產(chǎn)油量逐步增大，縮短裂縫間距可提高多簇裂縫復(fù)雜性，增大裂縫與基質(zhì)接觸面積，改善壓裂效果。致密油Ⅰ類儲層重點改造，主體設(shè)計裂縫間距為5～15m；致密油Ⅱ類儲層擇優(yōu)改造，主體設(shè)計裂縫間距為15～20m（表5）。

圖7 相控建模預(yù)測不同裂縫間距下累計產(chǎn)油量

表5 壓裂工藝參數(shù)優(yōu)化設(shè)計結(jié)果表

縮短裂縫間距雖可提高水平井產(chǎn)能，但間距過小又會增加施工難度與作業(yè)成本，基于經(jīng)濟效益分析，進行裂縫間距優(yōu)化[14]。以P區(qū)塊水平井為例，該區(qū)塊主體發(fā)育致密油Ⅰ類儲層，模擬計算裂縫間距5～15m時前期投入成本與后期采油收入的關(guān)系（圖8）。裂縫間距為15m時，采油收入與投入成本平衡時間最短，綜合考慮縫間干擾、不同裂縫間距下累計產(chǎn)油量及經(jīng)濟因素，優(yōu)化裂縫間距為10～15m。

圖8 不同裂縫間距投入成本與采油收入關(guān)系圖

2.3.3 支撐劑優(yōu)選

致密油儲層水力裂縫擴展特征研究表明，體積壓裂形成的是由微縫、支縫、主縫構(gòu)成的縫網(wǎng)體[15]。根據(jù)導(dǎo)流能力評價結(jié)果，石英砂滿足不同級次裂縫對導(dǎo)流能力的需求（圖9）。應(yīng)用Meyer軟件模擬單一粒徑石英砂與組合粒徑石英砂支撐效果，模擬結(jié)果表明：70～140目+40～70目+20～40目組合粒徑石英砂與40～70目石英砂相比，支撐縫長可提高15.4%（圖10）。最終優(yōu)選支撐劑類型為70～140目+40～70目+20～40目組合粒徑石英砂，在滿足壓裂后導(dǎo)流能力的同時，降低壓裂施工成本。

圖9 不同閉合壓力下支撐劑導(dǎo)流能力對比

圖10 單一粒徑與組合粒徑石英砂裂縫導(dǎo)流能力對比圖

2.3.4 工廠化施工設(shè)計

工廠化作業(yè)以平臺式布井為基礎(chǔ)，可實現(xiàn)批量壓裂施工[16]。結(jié)合平臺位置、地面條件優(yōu)選工廠化施工作業(yè)模式（表6），對于分布在150m范圍內(nèi)的井組或平臺，采用集中作業(yè)模式；對于井?dāng)?shù)多且分布于3km范圍內(nèi)的平臺井，采用分散作業(yè)模式；對于少數(shù)獨立井，采用單井獨立作業(yè)模式?，F(xiàn)場應(yīng)用后，作業(yè)井場面積縮小33.3%，施工設(shè)備數(shù)量減少45.3%，水平井和直井施工效率分別提高24.5%和32.4%，提效降本效果顯著。

表6 工廠化施工作業(yè)模式優(yōu)選原則

2.4 全生命周期舉升工藝優(yōu)化

2.4.1 全生命周期流壓有效控制

考慮到油井壓裂后初期排液量高、中后期產(chǎn)量遞減幅度大的特性，確立了全生命周期舉升工藝優(yōu)化的設(shè)計理念。按照壓裂后初期放噴、快速排液、正常生產(chǎn)三階段進行排采制度優(yōu)化，實現(xiàn)流壓有效控制（圖11）。壓裂后放噴階段采用2～8mm油嘴控制放噴量，防止壓裂后地層吐砂；當(dāng)放噴液量和壓力下降后，人工舉升提前介入進行大泵強排；當(dāng)油井產(chǎn)量遞減到正常范圍，更換小泵控制合理流壓生產(chǎn)。

圖11 三階段流壓有效控制示意圖

2.4.2 舉升參數(shù)優(yōu)化

結(jié)合不同生產(chǎn)階段排液需求，確定以游梁式抽油機為主，超長沖程抽油機、塔架式抽油機為輔的舉升方式。按照壓裂后快速排液階段大泵淺抽、正常生產(chǎn)階段小泵深抽、同一機型全生命周期舉升的原則，應(yīng)用PEOffice軟件進行機、桿、泵參數(shù)優(yōu)化。機型選用8型、10型機，壓后快速排液階段優(yōu)選φ70mm、φ83mm泵淺抽，正常生產(chǎn)階段優(yōu)選φ38mm、φ44mm泵深抽，桿柱選用φ22mm單級桿或φ22mm、φ19mm兩級桿（表7）。

表7 抽油機舉升工藝參數(shù)優(yōu)化設(shè)計結(jié)果

3 現(xiàn)場應(yīng)用

2011年起，大慶油田開始探索松北致密油經(jīng)濟有效開發(fā)方式。伴隨致密油的探索與發(fā)展，鉆采工程方案設(shè)計圍繞產(chǎn)能遞減快、效益建產(chǎn)難等核心難題，結(jié)合主體工藝技術(shù)發(fā)展和適應(yīng)性評價，形成了適合平原地貌的地面布井模式，定型了具有大慶特色的提產(chǎn)降本提效配套工藝技術(shù)，發(fā)揮了方案源頭引領(lǐng)作用。

2018年，在龍西地區(qū)優(yōu)選有利區(qū)塊，探索技術(shù)、管理效益建產(chǎn)模式，建成直井示范區(qū)。單井初期日產(chǎn)油量較常規(guī)壓裂提升1倍，單井投資降幅為32.7%，百萬噸產(chǎn)能投資降幅為37.5%，內(nèi)部收益率為7.5%，形成了可推廣、可復(fù)制的致密油效益開發(fā)模式。通過鉆采工程方案定型技術(shù)和創(chuàng)新管理模式的推廣與應(yīng)用，有效助力了松北致密油規(guī)模效益開發(fā)。截至2021年底，先后建立40多個致密油開發(fā)區(qū)塊，覆蓋5個采油廠，建成產(chǎn)能和累計產(chǎn)油量實現(xiàn)雙突破。

4 結(jié)論

（1）致密油屬于非常規(guī)資源，經(jīng)濟有效開發(fā)亟須技術(shù)創(chuàng)新。應(yīng)用一體化設(shè)計方法進行鉆采工藝技術(shù)優(yōu)選及關(guān)鍵參數(shù)設(shè)計，從源頭上保證致密油一體化動用，有力支撐了松北致密油規(guī)模效益開發(fā)。

（2）針對松北致密油地質(zhì)特點，發(fā)展形成了適合平原地貌的地面布井模式，定型了以大平臺鉆井、超深穿透等孔徑射孔、復(fù)合高效壓裂、全生命周期舉升、工廠化施工作業(yè)為核心的配套技術(shù)。通過規(guī)模實施，驗證了配套技術(shù)對致密油儲量動用的有效性。

（3）松北致密油開發(fā)目前仍面臨很大的技術(shù)挑戰(zhàn)，需要加強理念創(chuàng)新與實際應(yīng)用的緊密結(jié)合，加大低成本、高效率工藝技術(shù)推廣，通過現(xiàn)場試驗完善開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)，實現(xiàn)鉆采工程配套技術(shù)更新?lián)Q代，提高致密油開發(fā)效益。