頁巖油氣成功開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)、先進理念與重要啟示
——以加拿大都沃內(nèi)項目為例

李國欣，羅凱，石德勤

（1.中國石油勘探與生產(chǎn)分公司，北京 100007；2.中國石油天然氣集團有限公司科技管理部，北京 100007；3.中國石油集團油田技術(shù)服務(wù)有限公司，北京 100007）

0 引言

據(jù)國際能源機構(gòu)預(yù)測，至21世紀中葉全球油氣需求仍將持續(xù)增長[1-2]。近年來，頁巖革命的發(fā)生，一是促使美國于2020年成為油氣凈出口國[2]，二是使美國對全球石油市場的影響力持續(xù)增強，全球油氣供給格局產(chǎn)生深刻變化，三是對全球能源發(fā)展態(tài)勢及地緣政治都將產(chǎn)生深遠的影響。近20多年來，國內(nèi)油氣需求快速增長，對外依存度不斷攀升，2019年原油、天然氣對外依存度分別達72.5%、45.2%[3]，未來需求仍將持續(xù)增長。但中國油氣勘探開發(fā)歷經(jīng)半個多世紀的發(fā)展，部分主力含油氣盆地已進入常規(guī)油氣資源勘探開發(fā)中—后期階段，非常規(guī)油氣成為增儲上產(chǎn)的主力，特別是新發(fā)現(xiàn)油氣資源劣質(zhì)化顯著，且這種趨勢呈逐年遞增態(tài)勢。這就需要加大國內(nèi)勘探開發(fā)力度，特別是加快非常規(guī)資源開發(fā)動用，保障國家油氣供給安全。中國頁巖油氣資源豐富，近幾年在準噶爾、渤海灣、鄂爾多斯、四川等盆地取得了重大突破，經(jīng)過前期勘探開發(fā)實踐，目前對國內(nèi)主要盆地的頁巖油氣特征取得了一些重要認識[4-5]，但要實現(xiàn)頁巖油氣革命，亟待理論、技術(shù)及管理3大領(lǐng)域取得重大創(chuàng)新[4]。北美地區(qū)頁巖油開發(fā)取得了巨大成功，積累了豐富的理論認識和關(guān)鍵技術(shù)，形成了卓越的管理理念和先進的管理模式，對助推中國頁巖油氣革命、加快資源高效開發(fā)利用具有重要的指導(dǎo)意義。結(jié)合文獻調(diào)研[6-20]，本文以加拿大都沃內(nèi)（Duvernay）項目為例，較為系統(tǒng)地總結(jié)北美地區(qū)頁巖油開發(fā)的先進技術(shù)和工程管理模式，并結(jié)合國內(nèi)頁巖油資源現(xiàn)狀和勘探開發(fā)進展，提出加快國內(nèi)陸相頁巖油商業(yè)化開發(fā)的初步建議。

1 都沃內(nèi)項目概況

都沃內(nèi)項目位于非常規(guī)油氣資源富集的西加拿大盆地（簡稱西加盆地）（見圖1）。西加盆地為典型的前陸盆地，面積為140×104km2，地理位置位于加拿大地盾和落基山脈之間，橫跨加拿大西北地區(qū)、不列顛哥倫比亞、阿爾伯塔、薩斯喀徹溫和馬尼托巴省，部分向南延伸至美國的蒙大拿州、北達科他州和南達科他州。自加拿大地盾西邊緣至落基山山前，西加盆地地層呈一向北東方向減薄的楔狀體，東北近加拿大地盾一側(cè)中元古代—新生代地層完全遭受剝蝕，科迪勒拉山系一側(cè)厚度可達20 km。楔狀體下部發(fā)育寒武系碎屑巖地層，但僅局限于落基山脈地區(qū)；中部發(fā)育奧陶系—下石炭統(tǒng)碳酸鹽巖地層；上部三疊系—第三系地層也較為發(fā)育。以北部的泰斯利納高地（Ththlina High）和南部的香草隆起（Sweet Grass Arch）為界，西加盆地劃分為麥肯奇、阿爾伯塔和威利斯頓3個次級盆地，都沃內(nèi)項目位于阿爾伯塔盆地西部的深盆。

圖1 都沃內(nèi)項目地理位置圖

圖2 都沃內(nèi)項目區(qū)塊平面分布圖

2012年12月，中國石油天然氣股份有限公司（以下簡稱中國石油）進入都沃內(nèi)項目，合同模式為礦稅制，中國石油權(quán)益為49.9%，Encana公司權(quán)益為50.1%，聯(lián)合作業(yè)。截至2018年底，都沃內(nèi)項目區(qū)塊總面積為1 555 km2，總資源量約18.29×108m3油當(dāng)量（115×108boe），根據(jù)地理位置劃分為Simonette、Pinto、Edson和Willesden Green 4個區(qū)塊（見圖2）。其中Simonette區(qū)塊為項目主力開發(fā)區(qū)塊，“甜點區(qū)”面積約400 km2，資源量為天然氣4 409×108m3，凝析油3.97×108t。作為西加盆地主要的烴源巖之一，泥盆系Duvernay組頁巖為都沃內(nèi)項目開發(fā)的主力層系，為一套最大海侵期形成的富含瀝青質(zhì)暗色頁巖，埋深在3 000～4 200 m，儲集層有效厚度為30～45 m（平均39 m），有效孔隙度為3%～6%，滲透率為（0.000 1～0.000 3）×10-3μm2；TOC值為2%～6%（平均3.5%），Ro值為0.6%～2.9%（平均1.2%），吸附氣含量為0.5～2.5 m3/t，凝析油含量主要為120～2 028 g/m3。

2012年12月中國石油進入都沃內(nèi)項目時，年產(chǎn)油氣當(dāng)量僅為1.77×104t。截止到2018年，該項目年產(chǎn)天然氣由0.13×108m3增加到14.4×108m3，年產(chǎn)凝析油由0.75×104t增加到73×104t，年產(chǎn)油氣當(dāng)量達到188×104t，油氣產(chǎn)量顯著增大。這首先得益于中國石油與Encana公司在產(chǎn)能評價和建產(chǎn)方面密切協(xié)作，不斷開展精細研究，定期系統(tǒng)交流。在項目產(chǎn)能評價階段（2012年—2014年）采用分輪評價理念，優(yōu)選“甜點區(qū)”；在規(guī)模建產(chǎn)階段（2015年—2018年）不斷驗證與調(diào)整，實現(xiàn)區(qū)塊接替滾動開發(fā)。其次得益于聯(lián)合公司充分優(yōu)選技術(shù)先進的服務(wù)商，其中參與鉆井的國際和本地技術(shù)服務(wù)商達到14家以上，參與完井的國際和本地技術(shù)服務(wù)商達到12家以上，從而使技術(shù)不斷優(yōu)化，實現(xiàn)“少井高效”。

2 關(guān)鍵技術(shù)

2.1 地質(zhì)選區(qū)評價技術(shù)

都沃內(nèi)項目的地質(zhì)選區(qū)評價是不斷認識、驗證、再認識、再驗證、再深化并優(yōu)化調(diào)整的過程。前期通過對多個區(qū)塊逐步開展產(chǎn)能評價，不斷完善不同階段“甜點區(qū)”評價技術(shù)，從而優(yōu)選“甜點區(qū)”，進入規(guī)模建產(chǎn)階段遵循的原則是以最少的工作量有效動用儲量，實現(xiàn)“少井高效”。

2012年—2014年，都沃內(nèi)項目采用分輪評價理念，共開展3輪產(chǎn)能評價工作，并根據(jù)三維地震資料對Simonette、Willesden Green、Pinto、Edson 4個區(qū)塊進行了鉆探評價。

第1輪是2012年底前，項目已投產(chǎn)4口分段壓裂水平井，年產(chǎn)油氣當(dāng)量1.77×104t。其中Willesden Green區(qū)塊Duvernay組3口，Simonette區(qū)塊Duvernay組1口，但Willesden Green區(qū)塊生產(chǎn)效果較Simonette區(qū)塊差；此外，在Pinto區(qū)塊鉆了1口直井，證實為干氣，未投產(chǎn)。在此階段，形成了基于氫指數(shù)的凝析油含量預(yù)測技術(shù)，即根據(jù)巖心或巖屑地球化學(xué)數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)氫指數(shù)與凝析油含量存在良好的相關(guān)性，且氫指數(shù)可以由δ13C2、δ13C3和丁烷異構(gòu)體比來進行計算。采用上述技術(shù)，可以初步預(yù)測凝析油含量分布。

第2輪是2013年，因先前證實Pinto區(qū)塊為干氣，故制定了暫不開發(fā)Pinto區(qū)塊的策略，同時加強了對Willesden Green區(qū)塊的評價。2013年項目新投產(chǎn)17口井，其中Willesden Green區(qū)塊9口，Simonette區(qū)塊8口，年產(chǎn)油氣當(dāng)量合計12.66×104t。Willesden Green區(qū)塊單井平均高峰產(chǎn)氣5.38×104m3/d（1.9 MMscf/d），高峰產(chǎn)凝析油43.0 m3/d（270.6 bbl/d），天然氣預(yù)計單井平均最終累計產(chǎn)量（EUR）為3 398.04×104m3（1.2 bcf），凝析油EUR為15 264.0 m3（96 Mbbl）。Simonette區(qū)塊單井平均高峰產(chǎn)氣8.21×104m3/d（2.9 MMscf/d），高峰產(chǎn)凝析油119.9 m3/d（754 bbl/d），天然氣EUR為5 097.06×104m3（1.8 bcf），凝析油EUR為51 404.7 m3（323.3 Mbbl）。進一步證實Willesden Green區(qū)塊單井生產(chǎn)效果遠比Simonette區(qū)塊差，沒有達到預(yù)期。

第3輪是2014年，項目新投產(chǎn)19口井，年產(chǎn)油氣當(dāng)量合計39.18×104t，其中Simonette區(qū)塊16口，鑒于Willesden Green區(qū)塊已鉆井生產(chǎn)效果不理想，嘗試改進壓裂工藝在Willesden Green區(qū)塊繼續(xù)試驗3口井，但單井生產(chǎn)效果依然沒有達到預(yù)期。同時，在Edson區(qū)塊鉆1口水平井，證實Edson區(qū)塊為干氣，故制定了暫不開發(fā)Edson區(qū)塊且暫緩開發(fā)Willesden Green區(qū)塊的策略。在此階段，進一步引入分段壓裂水平井生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)和水平井水平段不同位置巖屑地球化學(xué)數(shù)據(jù)（1口水平井可定量表征水平段上多個不同位置的凝析油含量），從而豐富對平面凝析油含量分布的認識，有效提高預(yù)測精度。在此基礎(chǔ)上，將凝析油含量為540～1 125 g/m3的區(qū)帶劃分為特高（630～1 125 g/m3）/高含凝析油（540～630 g/m3）區(qū)帶，為規(guī)模開發(fā)奠定基礎(chǔ)。

從2015年開始，項目進入規(guī)模建產(chǎn)階段，并制定策略：在2015年—2016年重點開發(fā)Simonette區(qū)塊Duvernay組，優(yōu)先開發(fā)特高/高含凝析油區(qū)帶，接替開發(fā)揮發(fā)性油區(qū)帶，放緩開發(fā)含凝析油區(qū)帶。新投產(chǎn)96口井，全部位于Simonette區(qū)塊Duvernay組，截至2016年底產(chǎn)能達到179.36×104t。2017年，在重點開發(fā)Simonette區(qū)塊主力Duvernay組基礎(chǔ)上，評價淺層Montney組和Nordegg組潛力，新投產(chǎn)27口井，產(chǎn)能達到200×104t以上。其中Montney組高峰產(chǎn)氣18×104m3/d、產(chǎn)凝析油40 t/d，Nordegg組高峰產(chǎn)氣4×104m3/d、產(chǎn)凝析油50 t/d，評價井試采效果良好，揭示了淺層Montney組和Nordegg組具有一定開發(fā)潛力，有望成為主力Duvernay組的產(chǎn)能接替。截止到2018年底，共鉆水平井180口，投產(chǎn)172口，2018年年產(chǎn)油氣當(dāng)量188×104t。

2.2 超長水平井優(yōu)快鉆井技術(shù)

都沃內(nèi)項目重要的經(jīng)驗和認識是，長水平段是提高單井控制儲量和EUR的核心。通過井眼瘦身、優(yōu)化鉆頭、優(yōu)選鉆井液、強化鉆井參數(shù)等措施，盡可能延長水平段以確保單井控制更多的儲量，追求更大的EUR；同時，實施地質(zhì)和工程一體化，在地質(zhì)條件允許情況下盡可能增加水平段長度，為效益開發(fā)奠定基礎(chǔ)。

2012年—2018年，都沃內(nèi)項目水平段長度從1 300 m增加到3 000 m以上（見圖3），6年間水平段長度增加1倍以上；井深從5 000 m增加至7 000 m以上（見圖3），平均完鉆井深增加了40%，單井可動用證實儲量達到21.5×104t油當(dāng)量，單井控制儲量與初期相比增加2～3倍。從項目鉆井技術(shù)的進步來看，有以下幾點值得借鑒。

圖3 都沃內(nèi)項目歷年鉆井深度和水平段長度統(tǒng)計圖

①井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化。都沃內(nèi)項目采用三開井身結(jié)構(gòu)。一開鉆349.3 mm（）井眼，表層套管尺寸由273.1 mm（）縮小為244.5 mm（），經(jīng)濟安全實用。二開鉆井時井眼尺寸由250.8 mm（）縮小至222.3 mm（），使用193.7 mm（）技術(shù)套管，大大提高了鉆進速度。經(jīng)統(tǒng)計，優(yōu)化后的二開井眼鉆井周期平均縮短了6.7 d。三開時，水平段井眼尺寸由155.6 mm（）增加到171.5 mm（），油層套管由114.3 mm（）套管/尾管優(yōu)化為139.7 mm（）+114.3 mm（）復(fù)合套管。水平段井眼的擴大和復(fù)合管柱的應(yīng)用更有利于長水平段油層套管的安全下入，同時水泥環(huán)厚度由21 mm增加至28 mm，固井質(zhì)量提高的同時也降低了套變風(fēng)險。

②先進鉆機配備。都沃內(nèi)項目應(yīng)用了先進的鉆井設(shè)備工具，自動化程度高，主要以AC（交流）鉆機為主，占比70%以上。此鉆機的優(yōu)點主要是鉆井參數(shù)調(diào)整范圍靈活，能夠滿足施工期間各種工序的要求。例如，井架立柱由3個單根向2個單根過渡，鉆桿長度由9.55 m增加到14.30 m，節(jié)省了接單根、甩單根時間；起下鉆時間由4.6 min/柱降至2.7 min/柱，下套管時間由5.1 min/根降至1.9 min/根，大大縮短了鉆井周期；此外，AC70鉆機所有設(shè)備以模塊撬裝為主，搬家和安裝時間也由原來的4 d減少到2 d，節(jié)省了一半時間。

③鉆頭及鉆井參數(shù)優(yōu)選。全部選用PDC鉆頭，優(yōu)勢在于鉆井一開時可針對表層礫石夾層、軟硬互層、研磨性強的地層，選用刮刀型翼狀結(jié)構(gòu)——斜型刀翼、螺旋結(jié)構(gòu)布齒，實現(xiàn)一開僅用1只PDC鉆頭完鉆。二開時，鉆遇研磨性低的地層時，可以實現(xiàn)1只PDC鉆頭完鉆，鉆遇研磨性高的地層時，則需要2～3只PDC鉆頭；在鉆達造斜點之前的井段時，PDC鉆頭不僅可以滿足定向的要求，而且可以最大限度鉆穿研磨性強的地層，并且減少白云巖和硬石膏層對鉆頭的損害。三開選擇PDC鉆頭，可以滿足導(dǎo)向能力強、漂移趨勢小、軸向效率高等要求，通過優(yōu)選可實現(xiàn)單只鉆頭進尺達3 000～3 500 m。同時，在參數(shù)優(yōu)選方面，以不同開次螺桿尺寸為基礎(chǔ)，參照螺桿參數(shù)最大化進行優(yōu)選，如水平段排量由0.9 m3/min提高至1.2 m3/min，泵壓由27 MPa提高至41 MPa，鉆壓由8 t提高至14 t，轉(zhuǎn)速由50 r/min提高至100 r/min，實現(xiàn)水平段鉆速由15 m/h提高到49 m/h，目的是提高排量和攜砂能力，保障安全快速鉆井。

④鉆具組合優(yōu)化。都沃內(nèi)項目因目的層巖性均質(zhì)、儲集層較厚，與使用旋轉(zhuǎn)地質(zhì)導(dǎo)向工具相比，使用MWD（隨鉆測量）更經(jīng)濟合算。但項目內(nèi)個別井由于水平段更長，為保證井眼平滑，防止出現(xiàn)復(fù)雜情況，則優(yōu)先使用旋轉(zhuǎn)地質(zhì)導(dǎo)向工具。從中國石油集團長城鉆探工程有限公司在加拿大阿爾伯塔省米灣湖項目應(yīng)用旋轉(zhuǎn)地質(zhì)導(dǎo)向工具的實際情況看，機械鉆速從20 m/h提高到40 m/h，單井節(jié)約周期3.5 d，看似經(jīng)濟性不優(yōu)，但從長周期整體衡量，使用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具可以提供一個光滑平整的井眼，對于后期套管下入、固井質(zhì)量和井的長期安全較為有益。

⑤更穩(wěn)定、適合的鉆井液。都沃內(nèi)項目二開后全部使用油基鉆井液，性能穩(wěn)定，抑制性強，可解決頁巖遇水膨脹縮徑、垮塌的問題，也降低了造斜段、水平段磨阻，減少了長水平段卡鉆等復(fù)雜事故的發(fā)生；而且油基鉆井液現(xiàn)場更易于配置，維護方便，攜砂效果好，體系性能完全能夠滿足長裸眼井段安全鉆進的要求，同時油基鉆井液還可以重復(fù)利用，降低成本。

2.3 井網(wǎng)井距優(yōu)化技術(shù)

井網(wǎng)井距優(yōu)化是油氣資源高效開發(fā)的基礎(chǔ)，主要以提高單井控制儲量、資源動用率、采收率及項目經(jīng)濟效益為核心目標。都沃內(nèi)項目針對滲透率極低的頁巖油地層，進行了不同井距的開發(fā)先導(dǎo)試驗，并通過試驗對井網(wǎng)井距持續(xù)優(yōu)化，積累了豐富經(jīng)驗，形成了頁巖油儲集層分段壓裂水平井井距和井網(wǎng)布局優(yōu)化技術(shù)。既保證單井控制足夠大的經(jīng)濟可采儲量，又避免由于人工壓裂縫溝通導(dǎo)致的井間干擾或井距過大導(dǎo)致的資源浪費。當(dāng)前北美水平井井距為100～500 m。

都沃內(nèi)項目通過分析井距150 m的相鄰3口井干擾情況，發(fā)現(xiàn)兩側(cè)井的壓力波動會嚴重影響中間井的產(chǎn)量，表明井間存在干擾，明確了150 m井距偏小。同時，選取壓裂工藝基本相當(dāng)?shù)?50，200，400 m井距的生產(chǎn)數(shù)據(jù)進行了對比分析（見圖4），發(fā)現(xiàn)邊界反饋時間隨井距增加大幅延遲，進一步表明150 m和200 m井距存在井間干擾。兼顧儲量控制，2017年—2018年項目提出適度擴大井距到300 m，并開展300 m井距的先導(dǎo)試驗。試驗表明300 m與400 m井距下產(chǎn)量相近（見圖5），在目前技術(shù)條件下，300 m井距較為合理，400 m井距可能會過大而較難控制儲量。與原200 m井距相比，300 m井距單井首年累產(chǎn)可提高40%左右（見圖5）。都沃內(nèi)項目采用此方案部署，減少鉆井243口，實現(xiàn)了少井高效。

圖4 不同井距的邊界反饋

2.4 密切割水力壓裂技術(shù)

近年來，大規(guī)模密切割體積壓裂是北美普遍應(yīng)用的提產(chǎn)增效核心技術(shù)[13-14]，即踐行密切割蓄能體積壓裂理念，縮短段/簇間距，通過套管壓裂提高施工排量，增大加砂/加液強度，有效提高單井控制體積（SRV）；通過優(yōu)化壓裂材料，采用石英砂替代陶粒等，大幅降低壓裂成本，提升開發(fā)效益。

都沃內(nèi)項目采用可降解橋塞+分簇射孔壓裂工藝，2012年—2018年，段間距不斷縮小，自2012年的89 m降至2018年的49 m（見圖6），縮短了45%，產(chǎn)量隨段間距縮小不斷增加。通過對比都沃內(nèi)項目、相鄰?fù)瑢娱_發(fā)區(qū)塊及殼牌作業(yè)區(qū)塊產(chǎn)量隨段間距變化趨勢（見圖7）發(fā)現(xiàn)，都沃內(nèi)項目段間距主要在50～100 m，相鄰?fù)瑢娱_發(fā)區(qū)塊段間距主要在70～150 m，殼牌作業(yè)區(qū)塊段間距則主要在100～250 m；對比兩年累計產(chǎn)量，總體上從大到小依次為都沃內(nèi)項目、相鄰?fù)瑢娱_發(fā)區(qū)塊、殼牌作業(yè)區(qū)塊，表明較小段間距可獲得較高累計產(chǎn)量。

圖5 不同井距平均單井累產(chǎn)油氣當(dāng)量對比曲線

圖6 壓裂段數(shù)與段間距變化圖

圖7 產(chǎn)量隨段間距變化趨勢

在縮短段間距的同時，都沃內(nèi)項目持續(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15 m逐漸減少至7 m（見圖8）。通過對比都沃內(nèi)項目、相鄰?fù)瑢娱_發(fā)區(qū)塊及殼牌作業(yè)區(qū)塊產(chǎn)量隨每50 m簇數(shù)變化趨勢（見圖9）發(fā)現(xiàn)，都沃內(nèi)項目每50 m簇數(shù)主要在4～8，高于相鄰?fù)瑢娱_發(fā)區(qū)塊及殼牌作業(yè)區(qū)塊的2～6，對比兩年累計產(chǎn)量，總體上從大到小依次為都沃內(nèi)項目、相鄰?fù)瑢娱_發(fā)區(qū)塊、殼牌作業(yè)區(qū)塊，表明更多的簇數(shù)有利于提高累計產(chǎn)量。

圖8 段/簇間距優(yōu)化示意圖

圖9 產(chǎn)量隨簇數(shù)變化趨勢圖

與當(dāng)前北美地區(qū)工業(yè)界的普遍認識一樣，都沃內(nèi)項目基于“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，加砂強度自2012年的1.69 t/m增加到2018年的3.90 t/m（見圖10），攜砂段最高支撐劑濃度達600 kg/m3；同時，全部采用100目+40/70目（0.150 mm+0.380/0.212 mm）石英砂代替陶粒支撐劑，大幅降低壓裂成本。通過對比都沃內(nèi)項目、相鄰?fù)瑢娱_發(fā)區(qū)塊及殼牌作業(yè)區(qū)塊產(chǎn)量隨支撐劑加量變化趨勢（見圖11）發(fā)現(xiàn)，較高的支撐劑添加量有利于提高累計產(chǎn)量。

圖10 加砂強度變化趨勢圖

圖11 產(chǎn)量隨支撐劑添加量變化圖

此外，都沃內(nèi)項目推行“用較少的液量攜入地層更多的砂”，以降低壓裂成本和環(huán)保壓力，單位加砂用液量由2012年的11.2 m3/t降低到2018年的5.1 m3/t，單簇用液量由509 m3/簇降低到139 m3/簇，降低70%以上（見圖12）。此舉值得國內(nèi)借鑒并引起重視，特別是在西部水資源相對匱乏的地區(qū)，降低液量，實現(xiàn)水資源高效利用，并且兼顧環(huán)境保護尤為重要。

圖12 每段液量與壓裂成本變化趨勢圖

2.5 開發(fā)效果

都沃內(nèi)項目成功應(yīng)用以上技術(shù)后，單井峰值產(chǎn)量與EUR指標上升幅度較大。自2012年以來，隨著“甜點區(qū)”的確定，開發(fā)范圍從Willesden Green和Simonette兩個區(qū)塊變?yōu)榧性赟imonette區(qū)塊的特高/高含凝析油區(qū)帶“甜點區(qū)”。同時，隨著鉆完井工藝技術(shù)進步，分段壓裂水平井的單井峰值產(chǎn)量和EUR呈逐年上升趨勢（見圖13、圖14）。分段壓裂水平井單井的天然氣峰值產(chǎn)量從2012年的8.08×104m3/d增長到2018年的17.09×104m3/d，EUR從2012年的0.4×108m3增長到2018年的0.9×108m3；單井凝析油峰值產(chǎn)量從2012年的70.93 t/d增長到2018年的196.36 t/d，EUR從2012年的2.6×104t增長到2018年的6.9×104t。

圖13 分段壓裂水平井單井峰值產(chǎn)量變化趨勢圖

圖14 分段壓裂水平井單井可采儲量變化趨勢圖

3 先進的工程管理模式

3.1 全生命周期管理

全生命周期管理是非常規(guī)資源高效動用最有效的組織模式，合理設(shè)置風(fēng)險及其管控是整個管理體系的核心。北美地區(qū)非常規(guī)油氣項目決策原則及程序?qū)嵭许椖咳芷诠芾?，包括初期勘探、評價、優(yōu)選、定案、實施（計劃、運行）、執(zhí)行（評估、調(diào)整）6個階段，施行“一體化”管理，高效融合運作，特別是對于勘探、評價、優(yōu)選、定案這幾個承受主要風(fēng)險的階段，設(shè)定相應(yīng)的投資成本浮動區(qū)間。①勘探初期階段，由于受區(qū)域地質(zhì)認識程度不足和其他因素限制，項目勘探開發(fā)不確定性大，因而允許承受較大的風(fēng)險，可承受成本浮動預(yù)計在-20%～+50%，即勘探階段的預(yù)算超出計劃50%是可以接受的。②評價階段主要目的是獲取目標區(qū)域靜態(tài)參數(shù)，充分評價可能存在的風(fēng)險，開展井位初步設(shè)計及試驗；該階段仍然允許承受較大的風(fēng)險，可承受成本浮動預(yù)計在-20%～+40%。③優(yōu)選階段通過對前期的研究評價、經(jīng)驗教訓(xùn)分析，進一步優(yōu)化技術(shù)方案和投資管控，進行經(jīng)濟效益測算，由于該階段已經(jīng)基本完成靜態(tài)認識任務(wù)，不確定性有所降低，所以可承受成本浮動設(shè)定在-15%～+25%。④定案階段主要是在規(guī)模開發(fā)前，編制預(yù)可行性方案，確定開發(fā)產(chǎn)建部署、鉆完井工程方案、投資效益方案等，在最終方案確定前，允許有失誤并且可以承擔(dān)一定風(fēng)險，該階段可承受成本浮動設(shè)定在-10%～+10%。此后，通過前期的不斷評價、優(yōu)化、調(diào)整，在方案實施前解決所有認識問題，確保實施階段萬無一失。⑤實施階段是在方案確定后，必須按照計劃嚴格實施，理論上該階段不再允許出現(xiàn)任何失誤。⑥執(zhí)行階段對已實施的井進行效果評估，包括地質(zhì)、安全、經(jīng)濟效益等方面評估，并將結(jié)果應(yīng)用到新實施井，往復(fù)迭代不斷優(yōu)化井位，提高工程效率，得出更適合的技術(shù)和各項參數(shù)，持續(xù)推進降本增效。每個階段都需要科學(xué)論證并持續(xù)完善，突出各階段銜接性、系統(tǒng)性、統(tǒng)一性與協(xié)同性。

3.2 前期評價地質(zhì)工程一體化及學(xué)習(xí)曲線管理

前期評價及其研究工作是整個項目高質(zhì)量開發(fā)建設(shè)的關(guān)鍵，不僅可以極大地降低項目后期的風(fēng)險，更可為項目后期高質(zhì)量建設(shè)奠定堅實的基礎(chǔ)。優(yōu)化設(shè)計、確定設(shè)計及建井執(zhí)行幾乎貫穿了整個項目周期，優(yōu)化設(shè)計起到了承前啟后的核心作用，這個過程就是一個深化認識、完善技術(shù)、降低風(fēng)險的過程，要容忍前期較高的投入并允許犯一些非顛覆性錯誤。前幾個階段的時間相對較長，因此在項目推進過程中，合理控制節(jié)奏十分必要，同時要善于構(gòu)建項目學(xué)習(xí)曲線，不斷總結(jié)經(jīng)驗、吸取教訓(xùn)，不斷迭代改進，以降低開發(fā)風(fēng)險。同時，由于頁巖油氣井產(chǎn)量遞減快，基本無穩(wěn)產(chǎn)期，常規(guī)油氣開發(fā)方案編制理念、審批制度及工程建設(shè)模式等，已遠不能適應(yīng)非常規(guī)油氣勘探開發(fā)快速反應(yīng)和調(diào)整的需求。

從圖15更能清晰地看出前期研究的重要性。根據(jù)北美地區(qū)實踐，各階段項目價值及投資成本不同，項目前期研究、優(yōu)選與決策階段時間周期較長，總花費較少，但對項目最終價值貢獻大。項目要素確定后，一旦進入執(zhí)行實施階段，規(guī)模建產(chǎn)投資急劇上升。建產(chǎn)后產(chǎn)量的逐步上升對項目現(xiàn)金流的貢獻才逐漸增大，這充分說明最終投資決定之前的前期評價工作階段對項目整體價值影響最大。因此，加拿大非常規(guī)油氣勘探開發(fā)對項目前期評價工作極其重視，寧愿前期“慢”、多花時間也要做細做實，當(dāng)方案一旦確定進入實施階段后，工程施工過程中開發(fā)方案幾乎不做大的調(diào)整，保證了開發(fā)質(zhì)量與速度，保障了最終開發(fā)效果，實現(xiàn)了項目整體的快速勘探開發(fā)。

圖15 不同階段投資成本與價值影響變化趨勢

3.3 大數(shù)據(jù)信息共享平臺建設(shè)

北美地區(qū)非常重視非常規(guī)油氣勘探開發(fā)過程中的信息共享和平臺建設(shè)。加拿大能源主管部門通過制定完整的管理制度體系，主導(dǎo)建立了專門的油氣勘探開發(fā)信息化平臺，出臺了數(shù)據(jù)共享規(guī)定，強制性要求所有作業(yè)者的鉆完井、測井、測試、生產(chǎn)等資料和信息在規(guī)定時間內(nèi)必須上傳管理平臺。其他作業(yè)者花很少的資金購買權(quán)限，就可以直接查詢使用。通過這種共享方式，許多小公司甚至可以通過研究鄰區(qū)數(shù)據(jù)及各種設(shè)計案例、實施方案，直接編制自己的方案，可以避免大量的重復(fù)性研究，大大節(jié)約了社會總成本；對大公司而言，包括作業(yè)者、承包商、鉆完井等服務(wù)公司，有自己的研發(fā)力量，往往可以借助全面豐富的勘探開發(fā)數(shù)據(jù)信息庫，充分利用大數(shù)據(jù)分析等手段，通過研究大量實際案例，制定、完善項目各種單井、井組、區(qū)塊甚至油田的工程方案及開發(fā)方案，特別是用于鉆完井方案設(shè)計、工藝改進、工具優(yōu)選等方面，有效避免了大量的重復(fù)試錯，大幅度降低作業(yè)成本，提升作業(yè)效率和工程質(zhì)量。

3.4 市場化競爭精準激勵與管理

市場化是全球油氣行業(yè)最普遍、最高效的組織模式。北美頁巖油鉆井完井均采用市場化模式，實行“日費制”精細管理。鉆井、固井、完井等各專業(yè)分工明確，油公司作為甲方負責(zé)井場和道路等基礎(chǔ)設(shè)施的修建，以及鉆井、固井、鉆井液等方案的設(shè)計，并與鉆井、錄井、測井、固井、鉆頭、定向、鉆井液等專業(yè)服務(wù)公司單獨簽署合同，同時派駐鉆井總監(jiān)負責(zé)每口井的現(xiàn)場施工，全權(quán)負責(zé)各專業(yè)公司的生產(chǎn)組織管理，下達施工指令，各專業(yè)公司（乙方）僅負責(zé)設(shè)備和人員管理。

北美地區(qū)市場化組織模式的先進做法具體包括以下幾個方面：①甲方和乙方嚴格按照合同條款執(zhí)行，保障項目各環(huán)節(jié)無縫銜接，非生產(chǎn)時間得到了有效控制；②擴大技術(shù)服務(wù)市場化規(guī)模，充分引入競爭機制，甲方可以通過乙方的業(yè)績表現(xiàn)，選擇服務(wù)質(zhì)量最好的公司簽署合同，也可以對不達標乙方終止合同；③為實現(xiàn)成本遞減、利潤遞增，建立了完善的定額、結(jié)算、考核、激勵制度，一是鉆遇率獎勵，以最低鉆遇率80%為投標設(shè)計底線，設(shè)立超過10%和20%兩個獎勵范圍，精準獎勵現(xiàn)場作業(yè)人員，極大地激發(fā)了現(xiàn)場人員的工作熱情。二是設(shè)立服務(wù)方施工天數(shù)考核獎：用區(qū)塊已鉆井的歷史數(shù)據(jù)平均值，作為基本獎勵考核點，縮短鉆井周期則給予獎金獎勵或進行新鉆井工作量激勵。以上市場化的先進理念及做法，倒逼工程技術(shù)服務(wù)公司加強科技創(chuàng)新，持續(xù)降本增效，提高競爭力。在此基礎(chǔ)上，構(gòu)建協(xié)同一致、風(fēng)險共擔(dān)、利益共享的管理機制，共同推動非常規(guī)資源持續(xù)降本增效和效益開發(fā)。

4 啟示與建議

4.1 來自北美頁巖油氣開發(fā)的啟示

都沃內(nèi)項目是中國石油近年來在海外非常規(guī)油氣領(lǐng)域的明星項目，以其為代表的北美頁巖油氣開發(fā)帶來的啟示如下。

①合理的開發(fā)策略是項目成功的基礎(chǔ)。非常規(guī)資源具有特殊性，其開發(fā)方式與常規(guī)資源有顯著區(qū)別，開發(fā)策略也完全不同[21-26]。特別是從油氣資源開發(fā)整體動用的角度，常規(guī)油氣藏開發(fā)最基本的出發(fā)點通常是要盡量避免井間干擾，但非常規(guī)油氣卻正好相反，其出發(fā)點就是希望通過超高強度壓裂（近年來更發(fā)展到超高密度壓裂），在超致密的地層中盡可能人為創(chuàng)造最大的改造體積，以形成井間干擾，增強井間連通程度和儲量控制程度，從而最大限度地溝通在納米尺度空間自身難以自由流動的油氣；另一方面，又要充分利用井間干擾信息，避免形成較大的井間干擾[27-28]，以實現(xiàn)單井平均EUR最大、開發(fā)效果最佳、采收率最大、效益最好的終極目標。如都沃內(nèi)項目就通過不同井距的現(xiàn)場試驗和井間干擾分析，將井距擴大100 m，單井首年累計產(chǎn)量提高40%。

②適用的技術(shù)評價方法是項目成功的保障。近年來，密切割壓裂已成為國內(nèi)外非常規(guī)資源開發(fā)最流行的技術(shù)[6-7]。此類超高強度、超高密度壓裂的改造效果評價，早期常常采用微地震等監(jiān)測手段，但更多的監(jiān)測手段表明非常規(guī)油氣的實際泄流范圍遠小于微地震監(jiān)測的改造體積[21]。特別是高強度壓裂是否真正打碎了巖石、其改造效果如何，這不僅是一個重要的工程實踐難題，也是一個值得深入研究的重要科學(xué)問題?？捣乒咀钚碌默F(xiàn)場試驗及研究表明[21-23]，與常規(guī)假設(shè)壓裂時會在起裂處形成平面延伸裂縫不同，實際地層中會沿水平段形成分布極不均勻的密集的不同尺度裂縫簇；但沿水平井段壓力干擾測試表明，從流動的角度看只有部分尺度相對較大的裂縫（見圖16，主裂縫）才對單井產(chǎn)量有貢獻[21]，增加壓裂密度實際上是增加較大裂縫的數(shù)目，從而增大了泄流范圍，當(dāng)流動裂縫間存在較大干擾時，進一步增加壓裂密度，壓裂效率（即每米水平段的產(chǎn)量貢獻）反而降低[13]。因此，研發(fā)新技術(shù)對每段甚至每簇壓裂效果進行低成本測試、科學(xué)評價及模擬，有效避免儲量動用盲區(qū)，已成為當(dāng)前北美非常規(guī)油氣領(lǐng)域研究的熱點[29-31]。

圖16 康菲公司分段壓裂水平井SRV現(xiàn)場試驗結(jié)果[29]

③理念轉(zhuǎn)變是項目成功的前提。北美地區(qū)高度活躍的市場化體制和競爭機制，孕育了極具創(chuàng)新思想的非常規(guī)理念、技術(shù)及管理模式，形成了體系化的尖端裝備、工具、產(chǎn)品及核心軟件等，可供優(yōu)選應(yīng)用，特別是構(gòu)建了數(shù)據(jù)全行業(yè)低成本共享、項目發(fā)展規(guī)劃與優(yōu)選[24]、鉆井壓裂適時監(jiān)控優(yōu)化調(diào)整[29-30]、物探測井?dāng)?shù)模采油全鏈條貫通的地質(zhì)工程一體化工程管理決策平臺和地下地面生產(chǎn)自動化監(jiān)測優(yōu)化系統(tǒng)等?？梢哉f，這些基礎(chǔ)軟件平臺有力支撐了北美地區(qū)非常規(guī)項目高效的管理體系，與先進的裝備、工具及產(chǎn)品一起，共同推動了北美非常規(guī)油氣資源開發(fā)成本的持續(xù)遞減、效果的持續(xù)提升。如圖17所示，美國各主要盆地每年初的新井單井產(chǎn)量近年來一直持續(xù)增長[2]，原油生產(chǎn)成本大幅度下降，桶油成本早已低于50美元[6]。據(jù)Rystad能源公司評估，美國各主要盆地的桶油成本大部分在30～40美元（見圖18），目前，80%已完成鉆井、待完井的新井的盈虧平衡成本已低于25美元。近年，人工智能、云計算、機器學(xué)習(xí)、數(shù)字孿生等新興技術(shù)在北美非常規(guī)資源勘探開發(fā)領(lǐng)域正快速滲透及應(yīng)用[32-33]，必將有力推動非常規(guī)油氣勘探開發(fā)技術(shù)及管理模式新的變革。國內(nèi)倡導(dǎo)地質(zhì)工程一體化并推行了多年，但整體進展不突出，成效不顯著，其中一個重要的原因也在于缺乏自主基礎(chǔ)平臺、核心軟件及其應(yīng)用工具，極大地制約了地質(zhì)工程一體化技術(shù)及管理模式的有效推廣，特別是積累的地質(zhì)、油藏、物探、鉆井、油氣生產(chǎn)和井下作業(yè)等不同領(lǐng)域、不同類型的海量數(shù)據(jù)難以有效形成無縫的數(shù)據(jù)流、流暢的信息流、高價值的知識流，導(dǎo)致各領(lǐng)域創(chuàng)新形成的寶貴知識、經(jīng)驗及理念難以及時固化、有形化，難以大范圍傳承與規(guī)?；茝V，也就更難以有力實時解決工程實施及項目管理問題。正如有業(yè)內(nèi)專家認為，當(dāng)前擁有的僅僅是“數(shù)據(jù)大”而非“大數(shù)據(jù)”[34]。

圖17 美國各主要盆地每年初投產(chǎn)新井平均日產(chǎn)量

圖18 美國主要盆地作業(yè)者盈虧平衡成本

④提高最終采出程度是永恒的追求。大幅度提高采收率是國內(nèi)外共同面臨的重大挑戰(zhàn)[35-37]。北美主要從經(jīng)濟性考慮，基本采用“初期高產(chǎn)快速收回投資、后期長時間低產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)、產(chǎn)能不足區(qū)塊接替”的方式組織生產(chǎn)，目前也開展了重復(fù)壓裂、注氣等現(xiàn)場試驗，取得了重要進展。國內(nèi)頁巖油開發(fā)剛剛起步，特別是針對國內(nèi)目前“礦權(quán)面積有限、資源回旋余地小”的現(xiàn)狀，哪怕初期限制一定產(chǎn)量，也要努力提高采收率。可以說，國內(nèi)非常規(guī)油氣勘探開發(fā)工作需要進一步解放思想，打破傳統(tǒng)管理模式[38-39]，遵循“非常規(guī)油氣，非常規(guī)理念，非常規(guī)技術(shù)，非常規(guī)管理”，構(gòu)建非常規(guī)油氣項目全生命周期管理體系、技術(shù)體系，以加速推進中國陸相頁巖油氣革命。切不可因其一時的生產(chǎn)成本可能降低到與常規(guī)資源一樣甚至更低，就將它作為常規(guī)資源看待。

4.2 加快中國非常規(guī)資源開發(fā)的幾點建議

在借鑒北美特別是都沃內(nèi)項目頁巖油開發(fā)先進技術(shù)及管理理念的基礎(chǔ)上，針對中國頁巖油勘探開發(fā)實際，提出以下幾點建議。

①從保障國家油氣能源安全戰(zhàn)略高度，盡快組織開展全國頁巖油資源評價研究，摸清資源基礎(chǔ)，制定國家/公司頁巖油發(fā)展戰(zhàn)略及規(guī)劃，并出臺加快頁巖油開發(fā)的財稅支持政策，為資源規(guī)?；_發(fā)利用營造良好的外部環(huán)境。

②盡快構(gòu)建非常規(guī)油氣項目全生命周期管理體系，在準噶爾、鄂爾多斯、渤海灣、松遼等盆地設(shè)立獨立項目部，開展全生命周期管理試驗，實行投資單列、產(chǎn)量單計、效益單評、全生命周期考核、完全一體化模式運行，責(zé)、權(quán)、利清晰對等；踐行“非常規(guī)持續(xù)融合”工程管理[39]，打造樣板工程，實現(xiàn)“勘探開發(fā)、地質(zhì)工程、地上地下、科研生產(chǎn)、生產(chǎn)經(jīng)營、設(shè)計監(jiān)督”6個一體化，大幅提高非常規(guī)項目開發(fā)效益。

③在引進、消化、吸收基礎(chǔ)上，全面聚焦核心技術(shù)攻關(guān)，特別是加快地質(zhì)工程一體化系統(tǒng)平臺構(gòu)建、非常規(guī)壓裂優(yōu)化設(shè)計及數(shù)值模擬軟件研發(fā)和旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向等高端裝備、工具、產(chǎn)品研制與試驗，重點突破陸相頁巖油“甜點區(qū)”預(yù)測、超長水平井低成本縫控壓裂、生產(chǎn)監(jiān)測技術(shù)瓶頸，加快大數(shù)據(jù)、機器學(xué)習(xí)、人工智能等新技術(shù)應(yīng)用，以快速適應(yīng)非常規(guī)油氣項目全生命周期管理和提速提質(zhì)提效的迫切需求。

④加快部署典型地區(qū)不同層系、不同水平段長度、不同井距、不同井網(wǎng)以及重復(fù)壓裂、側(cè)鉆工藝、水吞吐、二氧化碳吞吐、減氧空氣吞吐、燜井等不同開發(fā)方式、開發(fā)模式先導(dǎo)性試驗，為規(guī)模開發(fā)提供技術(shù)支持；盡早開展提高非常規(guī)油氣采收率現(xiàn)場試驗，為非常規(guī)資源快速大規(guī)模商業(yè)開發(fā)提供科學(xué)指導(dǎo)、奠定堅實基礎(chǔ)。

5 結(jié)語

本文主要以都沃內(nèi)項目為實例，介紹了北美地區(qū)非常規(guī)資源項目全生命周期管理等新理念、先進的技術(shù)及經(jīng)驗。中國頁巖油以陸相沉積為主，資源量大，是保障國家油氣供給安全的重要接替資源，但目前國內(nèi)頁巖油開發(fā)仍處于起步和工業(yè)試驗階段，無論是實踐經(jīng)驗還是工程作業(yè)效率、作業(yè)成本和單井產(chǎn)量等都與北美存在顯著差距，特別是高端裝備、工具尚待加快國產(chǎn)化，支撐項目全生命周期管理及地質(zhì)工程一體化軟件系統(tǒng)亟待研發(fā)。總體上，中國頁巖油勘探開發(fā)亟需結(jié)合自身資源現(xiàn)實和環(huán)境條件，在科學(xué)借鑒、消化吸收北美先進技術(shù)與管理理念基礎(chǔ)上，進一步解放思想，大膽探索，因地制宜構(gòu)建一套適合中國頁巖油實際的勘探開發(fā)新模式，加快助推國內(nèi)陸相頁巖油革命。

致謝：本文在成文過程中，中國石油天然氣股份有限公司勘探開發(fā)研究院劉合院士給予了精心指導(dǎo)，王紅軍教授、夏朝輝教授、吳志宇教授、江濤教授、于榮澤高級工程師、汪萍高級工程師、孔祥文高級工程師、梁沖高級工程師、趙文光高級工程師、蘇建博士提出了寶貴的意見和建議，在此深表感謝。