陸相頁巖油開發(fā)技術(shù)進展及規(guī)模效益開發(fā)對策思考

袁士義, 雷征東, 李軍詩, 韓海水

(1. 中國石油天然氣集團有限公司咨詢中心,提高油氣采收率全國重點實驗室,北京 100724;2.中國石油勘探開發(fā)研究院,提高油氣采收率全國重點實驗室,北京100083)

北美頁巖革命推動油氣產(chǎn)量大幅增長,2022年美國頁巖油(致密油)產(chǎn)量3.78億t,占其原油產(chǎn)量的64%[1]。北美頁巖革命的本質(zhì)是科技革命推動產(chǎn)業(yè)革命,通過多年基礎(chǔ)研究試驗特別是水平井多段壓裂等核心技術(shù)的突破,打破頁巖不能作為油氣儲層的傳統(tǒng)油氣理論認識,從而將原本無法工業(yè)開采的大量頁巖油氣資源,通過革命性的“人造油氣藏”方式使其成為具有巨大工業(yè)開采價值的頁巖油氣藏。在較為完善的市場化體制推動下,從頁巖氣快速拓展至頁巖油(致密油)領(lǐng)域,以大幅提升工程作業(yè)效率、持續(xù)提高單井累積產(chǎn)量(EUR)為目標而不斷升級工程技術(shù),同時通過鉆井壓裂工程“工廠化”、“大數(shù)據(jù)”智能優(yōu)化和甲方主導(dǎo)的工程管理創(chuàng)新,不斷降低開采成本,實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)革命和頁巖油氣產(chǎn)量快速增長。

中國頁巖油資源豐富,目前已在10余個盆地發(fā)現(xiàn)16套頁巖層系,經(jīng)不同學(xué)者或機構(gòu)初步估算,頁巖油地質(zhì)資源量為(100～3 772)×108t,可采資源量為(30～900)×108t,主要分布在鄂爾多斯、松遼、準噶爾、渤海灣和四川盆地[2]。對比北美海相沉積頁巖油(包括致密油),中國陸相頁巖油存在三方面顯著差異[3]：一是北美頁巖層系較好地保留原型盆地平緩分布特征,優(yōu)質(zhì)烴源巖大面積連片,面積(1～10)×104km2,資源豐度總體較高,而中國陸相頁巖油疊合盆地構(gòu)造復(fù)雜,具有多凹陷分割特征,單凹陷優(yōu)質(zhì)烴源巖面積大約數(shù)百—數(shù)千平方千米;二是北美大部分頁巖區(qū)塊熱演化程度適中,具有“以氣帶油”的生產(chǎn)特征,而中國陸相頁巖油多屬于黑油,氣油比相對較低,含蠟較高,壓力系數(shù)相對較低,地層能量較弱;三是北美地表條件較為有利,多為平原地貌,人口稀少,地面管網(wǎng)設(shè)施齊全,而中國頁巖油地表更為復(fù)雜,特別是鄂爾多斯盆地多為黃土塬區(qū)、溝壑縱橫、水資源稀缺、施工難度大。中美頁巖油形成機制、賦存狀態(tài)與富集規(guī)律、地質(zhì)特征和地表條件的差異性,決定北美開發(fā)經(jīng)驗可借鑒但不能照搬,需要發(fā)展適合中國陸相頁巖油的開發(fā)技術(shù)體系和開發(fā)模式。另外北美頁巖油的定義實際是致密油與頁巖油的集合,中國將兩者進行區(qū)分,所以對比時要注意可對比性。

中國陸相頁巖油又稱源內(nèi)石油,分布多樣、地質(zhì)條件差異大,可劃分為夾層型、混積型和頁巖型3類[4]。夾層型以鄂爾多斯長7段、四川侏羅系為典型代表,混積型以準噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系、渤海灣東營—沾化凹陷沙三—沙四段、蘇北阜二段為典型代表,頁巖型以松遼盆地古龍湖盆中部青一段、滄東孔二段為典型代表。經(jīng)過多年探索實踐,中國已在長慶等油田實現(xiàn)陸相致密油年產(chǎn)千萬噸級大規(guī)模有效開發(fā),頁巖油初步實現(xiàn)工業(yè)開發(fā)起步,先后建設(shè)新疆吉木薩爾、大慶古龍、勝利濟陽3個國家級頁巖油開發(fā)示范區(qū),2022年全國頁巖油年產(chǎn)量突破340×104t。目前慶城油田初步形成夾層型頁巖油甜點認識、開發(fā)工程工藝技術(shù),已探明10×108t儲量、建成200萬t以上產(chǎn)量規(guī)模;混積型頁巖油已在吉木薩爾實現(xiàn)局部有利區(qū)50×104t規(guī)模開發(fā),正在滾動評價和技術(shù)升級,逐步擴大產(chǎn)能建設(shè)規(guī)模;頁巖型頁巖油在古龍輕質(zhì)油帶核心區(qū)地質(zhì)認識取得重大突破,工程工藝技術(shù)正在積極探索形成中,各類現(xiàn)場試驗正在開展,已取得良好的初步效果。

筆者較為系統(tǒng)地總結(jié)中國陸相頁巖油近十年來開發(fā)理論技術(shù)取得的主要進展,分析不同類型頁巖油規(guī)模效益開發(fā)面臨的問題與挑戰(zhàn),提出陸相頁巖油資源深化分類分級評價與接替、創(chuàng)建更高質(zhì)量“人造油藏”、早期補能提高采收率、規(guī)模效益開采等核心理論技術(shù)攻關(guān)和管理模式創(chuàng)新,推動技術(shù)與管理不斷迭代升級,為加快實現(xiàn)陸相頁巖油大規(guī)模效益開發(fā)提供借鑒與參考。

1 陸相頁巖油開發(fā)理論與主體技術(shù)進展

1.1 陸相頁巖油開發(fā)機制研究進展

1.1.1 原油賦存狀態(tài)及可動性評價

陸相頁巖油地下賦存狀態(tài)一般以游離態(tài)、吸附態(tài)和束縛態(tài)共存,受頁巖的物性特征和地質(zhì)條件影響,不同類型頁巖油表現(xiàn)出較大差異[5]。吉木薩爾頁巖油輕—中質(zhì)組分以游離態(tài)賦存在粒間孔/溶蝕孔等大孔內(nèi)部,重質(zhì)組分以束縛態(tài)賦存于晶間孔、粒內(nèi)溶孔等小孔內(nèi),或吸附態(tài)賦存于大孔的孔壁;古龍頁巖油主要儲集于頁理縫/微裂縫與納米孔中,原油中的輕質(zhì)組分以輕烴或凝析氣形式賦存在小于50 nm孔隙中;濟陽頁巖油以中低成熟度為主,原油主要賦存于無機孔中。

頁巖油可動性評價主要采用離心與核磁共振相結(jié)合的分析方法,利用核磁共振技術(shù)測量離心前后的核磁共振橫向弛豫時間譜,從而計算可動油飽和度和可動孔隙半徑。通過研究發(fā)現(xiàn)中國陸相頁巖油藏具有一定的微觀動用能力,但不同儲集空間內(nèi)的原油動用能力存在較大差異。古龍頁理縫、微裂縫等區(qū)域的原油幾乎全部具有可動性,初期生產(chǎn)中主要通過頁理縫和較大孔隙(孔徑大于50 nm)產(chǎn)出油氣,隨著壓力降低,較小孔隙(孔徑小于50 nm)中輕烴形成輕質(zhì)油動用;與古龍相比,吉木薩爾原油重質(zhì)組分含量高,孔隙動用下限較高,核磁共振測試表明,其孔徑大于60 nm明顯可動,大于150 nm顯著可動,大于60 nm孔喉貢獻可動量占比達80%(圖1[6]);而濟陽頁巖油儲層親水特征更為顯著,地層滲吸能力強,置換效率更高,原油動用下限相對較低。

圖1 吉木薩爾頁巖油可動率與孔喉半徑關(guān)系

1.1.2 原油流動啟動機制、流態(tài)與流動規(guī)律

陸相頁巖油開發(fā)過程中,流體的流動空間包括有機質(zhì)孔、無機質(zhì)孔、天然裂縫、人工裂縫等不同尺度介質(zhì),多尺度流動現(xiàn)象顯著,且原油啟動機制及流態(tài)特征較為復(fù)雜。目前納米尺度下的流動規(guī)律研究主要依賴分子模擬及納流控技術(shù),但這些方法尚難以實現(xiàn)多相流體運移的定量化表征;而縫網(wǎng)中的流動特征主要通過驅(qū)替試驗進行測試,但如何辨別不同級別裂縫對流動的影響仍然缺乏有效手段;宏觀尺度下的流態(tài)特征研究主要是基于實際生產(chǎn)數(shù)據(jù),結(jié)合滲流方程進行滲流曲線分析,從而確定流動階段(流態(tài)),現(xiàn)有分析表明頁巖油體積壓裂井可能表現(xiàn)出早期高速非線性滲流、擬線性滲流和后期低速非線性滲流等多種流態(tài)(圖2)。

圖2 非常規(guī)油藏體積壓裂水平井流態(tài)示意圖

在驅(qū)動力方面,陸相頁巖油開采的能量來源具有顯著的分段特征,根據(jù)生產(chǎn)時間的不同,分別依靠壓裂液彈性能、天然彈性能、滲吸作用及溶解氣驅(qū)能量。其中壓裂液不僅能夠形成人工縫網(wǎng),增強孔隙連通性,也能有效補充地層能量,為早期原油流動提供動力;而開發(fā)初期巖石及流體的天然彈性能是主要能量來源,貢獻占45%～53%;滲吸作用則能夠大幅度提升可動油下限,有效提升納米孔隙中原油的動用能力;溶解氣驅(qū)雖然能夠提供一定能量,但脫氣后會導(dǎo)致氣液混合流動,降低油相流動能力。

1.2 陸相頁巖油初步開發(fā)方式和實踐

針對陸相頁巖油儲層薄、多層發(fā)育的特點,按照體積開發(fā)立體動用的原則和思路,主要采用一次井網(wǎng)布井、立體式、長水平井平臺布井和大規(guī)模體積壓裂方式,力求達到控制和動用儲量最大化。

1.2.1 長水平井、多層系、立體式布井方式

慶城長7頁巖油基于縱向多小層疊合特征,初步形成井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)以及大井叢、多層系、立體式布井模式,實現(xiàn)縱向上多小層的一次性動用,儲量動用程度提高30%。典型實例為陸上平臺華H60(圖3),采用立體布井動用長71、長72三套小層22口井,水平段長為1 500～2 000 m,同層井距為300 m,控制地質(zhì)儲量為600×104t,實現(xiàn)達產(chǎn)達效目標[7]。吉木薩爾頁巖油形成立體交錯部署模式,產(chǎn)能建設(shè)周期提高40%,單井EUR和采收率均有所提高(表1)。滄東頁巖油縱向甜點層系多,適合多層系立體開發(fā),結(jié)合井場大小、井距、偏移距等因素,形成C1、C3甜點“W”型立體交錯布井模式(圖4),平臺部署6～9口水平井,工廠化作業(yè),縱向?qū)咏犹?橫向塊接替,實現(xiàn)有利甜點縱、橫向全覆蓋,建成單平臺年產(chǎn)10×104t生產(chǎn)能力。

圖3 長7典型井立體井網(wǎng)部署示意圖

圖4 “W”型立體交錯網(wǎng)部署立體示意圖

1.2.2 水平井體積壓裂2.0方式

針對陸相頁巖油非均質(zhì)性強、多層疊置特征,單層布井改造動用程度差、成本高[8]等問題,明確頁巖形成復(fù)雜裂縫的主控因素,推動壓裂理念“由增大改造體積轉(zhuǎn)變?yōu)樵龃笮沽髅娣e”“增大水力裂縫網(wǎng)絡(luò)轉(zhuǎn)變?yōu)樵龃笾瘟芽p網(wǎng)絡(luò)”“段內(nèi)少簇射孔不暫堵轉(zhuǎn)變?yōu)槎蝺?nèi)多簇射孔加暫堵”“高質(zhì)高價型材料轉(zhuǎn)變?yōu)榻?jīng)濟實用型材料”四大轉(zhuǎn)變。創(chuàng)新大平臺多井交錯布縫工廠化設(shè)計和實施技術(shù),形成體積壓裂2.0工藝,大幅提高技術(shù)指標和單井產(chǎn)量、有效控降壓裂成本和施工復(fù)雜的問題。

與北美頁巖油儲層改造相比,中國壓裂改造主體技術(shù)基本類似,每米用液強度、每米加砂規(guī)模相當(dāng),但作業(yè)能力等仍存在差距,北美分段壓裂以速鉆橋塞為主,分段壓裂作業(yè)6～8段/d,國內(nèi)以可溶分段壓裂工具為主,分段壓裂作業(yè)1～2段/d(表2[9])。因此需要結(jié)合中國陸相頁巖油儲層特點,進一步優(yōu)化升級壓裂工藝。

表2 中美頁巖油壓裂參數(shù)對比

1.3 陸相頁巖油主體開發(fā)技術(shù)進展

1.3.1 陸相頁巖油甜點評價技術(shù)

頁巖油“甜點”是指在整體含油背景下,相對更富含油、物性更好、更易改造、在現(xiàn)有技術(shù)經(jīng)濟條件下具商業(yè)開發(fā)價值的有利儲集層[10]。陸相頁巖油非均質(zhì)性強,縱橫向變化大,甜點識別難,表征及優(yōu)選時需統(tǒng)籌考慮地質(zhì)特征(砂體結(jié)構(gòu)、儲層性質(zhì)、流體性質(zhì))和工程特征(可壓性),通過近年來的探索實踐,基本形成頁巖油甜點區(qū)評價和縱向黃金靶體優(yōu)選技術(shù)。

1.3.1.1 頁巖油甜點區(qū)優(yōu)選技術(shù)

陸相頁巖油縱向多期砂體疊置、單砂體薄(2～5 m),橫向非均質(zhì)性強,巖相、巖性變化快,油層連續(xù)性較差。新疆吉木薩爾、長慶慶城通過強化平臺骨架井、探評井巖心描述、攻關(guān)薄層地震預(yù)測技術(shù),井震結(jié)合精細優(yōu)選平面、縱向甜點區(qū)。

吉木薩爾頁巖油藏形成于低能多源混積背景下的咸化湖盆,微觀上細粒、多源、成巖、孔喉特征復(fù)雜,原油賦存狀態(tài)復(fù)雜,甜點識別難,宏觀上存在源儲薄互層特征,縱向與橫向變化規(guī)律復(fù)雜,油層空間展布不清。通過近十年長期探索,形成以可動油為核心建立頁巖油甜點綜合評價體系,按原油黏度、I類油層厚度和可動儲量豐度建立甜點區(qū)分類方案,確定有利甜點區(qū)分布,評價結(jié)果顯示下甜點體Ⅰ、Ⅱ類甜點更為發(fā)育,指導(dǎo)開發(fā)目標由上甜點向下甜點轉(zhuǎn)變[11]。

長慶頁巖油深化烴源巖、儲層差異化研究,明確產(chǎn)量地質(zhì)主控因素排序為含油飽和度、孔隙度、原油黏度(氣油比)、油層厚度,建立考慮生烴能力、儲油能力、滲流能力、可壓性的甜點分類評價體系,優(yōu)選頁巖厚度大于15 m、氣油比大于100 m3/m3等源儲組合好、流體性質(zhì)好、儲油能力強的儲層為Ⅰ類甜點區(qū)。

1.3.1.2 頁巖油縱向黃金靶體優(yōu)選技術(shù)

縱向甜點優(yōu)選目標為縱向主力貢獻層,在吉木薩爾頁巖油的應(yīng)用中,確定孔隙度、可動油飽和度、可壓性指數(shù)和原油黏度是影響頁巖油品質(zhì)的關(guān)鍵參數(shù),構(gòu)建頁巖油綜合品質(zhì)評價因子,形成分巖性油層分類指標體系,油層劃分為3類,實踐表明水平井Ⅰ+Ⅱ類油層長度與一年期產(chǎn)油量相關(guān)性好,是水平井的黃金靶體;慶城長7頁巖油重點考慮泥質(zhì)含量、物性、含油性、油層厚度參數(shù),應(yīng)用測井參數(shù)交會圖、甜度綜合指數(shù),評價縱向各油層“甜度”,水平井目標層優(yōu)選由“厚油層”轉(zhuǎn)變?yōu)樾∮? m的“最甜層”。

在此基礎(chǔ)上,建立地質(zhì)工程三維模型,鉆前選用三維地質(zhì)模型,鉆中入靶前逐級對比標志層,實時更新模型,入靶后地震深度域趨勢控制,隨鉆電性對比分析,確保軌跡在黃金靶體內(nèi)穿行。

1.3.2 陸相頁巖油井網(wǎng)參數(shù)優(yōu)化技術(shù)

1.3.2.1 水平井水平段方位

水平段方位會對裂縫擴展方向產(chǎn)生顯著影響,從而影響油井控制儲量及產(chǎn)量特征?，F(xiàn)場實踐表明,水平段方位與砂體展布方向和最大主應(yīng)力方向的匹配關(guān)系是影響水平井開發(fā)效果的關(guān)鍵,當(dāng)水平段方位與最大主應(yīng)力方向垂直時,壓裂縫網(wǎng)體積最大,單井產(chǎn)能最高。但受現(xiàn)場地質(zhì)條件的限制(如砂體邊部或因地形地貌儲量受限區(qū)),實際礦場條件下水平段方位可能無法與最大主應(yīng)力方向完全垂直,不同水平井方位(近垂直主應(yīng)力、銳角相交 、近平行主應(yīng)力)的探索研究與實踐結(jié)果表明,需要與主應(yīng)力夾角大于70°。針對此問題,在地質(zhì)工程一體化思想指導(dǎo)下,構(gòu)建 “順砂體方向為主、垂直最大主應(yīng)力方向為輔”的水平段方位部署理念。

1.3.2.2 水平段長度

水平段長度是影響頁巖油開發(fā)效果及經(jīng)濟效益的關(guān)鍵因素。基于陸相頁巖油地質(zhì)特征及工藝條件,綜合考慮采油速度、單井可采儲量EUR、投資成本、工藝難度、鉆遇率等因素,建立地質(zhì)工程一體化的水平段長度優(yōu)化方法。其中長7頁巖油在精細地質(zhì)研究基礎(chǔ)上,依據(jù)投資與產(chǎn)量增幅關(guān)系、后期維護治理措施難度,結(jié)合頁巖油單套砂體延伸長度(500～3 295 m),采用差異化的水平段長度。對于油層分布穩(wěn)定區(qū)域,優(yōu)化水平段長度主體為1 500 m;受砂體延伸長度短(小于 800 m)影響的區(qū)域可部署水平段長度600～800 m;對于油層分布穩(wěn)定但受地形、地貌限制等難動用區(qū)域,部署水平段長度大于2 000 m,提高儲量動用程度[12]。采用類似思路,新疆吉木薩爾根據(jù)其資源稟賦特征、技術(shù)經(jīng)濟一體化綜合分析,確定其水平段主體長度為1 800～2 600 m。

1.3.2.3 井 距

井距是頁巖油體積壓裂開發(fā)方式下井網(wǎng)參數(shù)的重點優(yōu)化對象。井距偏小,有利于提高采油速度,但易導(dǎo)致單井控制儲量小,壓竄井段較高,不利于發(fā)揮體積壓裂改造能力,造成后期遞減大;井距偏大,單井設(shè)計控制儲量較大,但存在采油速度低、釆收率低,且平臺組合井?dāng)?shù)受限、開發(fā)成本高等核心問題。對于開發(fā)目標而言,單井EUR主要與投資回收有關(guān),而區(qū)域效益采收率才是最為關(guān)鍵的因素。儲量豐度是井距優(yōu)化的基礎(chǔ),以采收率最高、經(jīng)濟效益最優(yōu)為目標,目前技術(shù)經(jīng)濟綜合確定的井距為300～500 m(表3)。

表3 國內(nèi)外典型頁巖油井距及單井控制儲量現(xiàn)狀

1.3.3 陸相頁巖油CO2前置壓裂與補能

1.3.3.1 CO2前置增能

頁巖儲層孔喉細微、排驅(qū)壓力高,利用CO2易進入微裂縫和納米孔喉,增加地層彈性能量,可以擴大裂縫波及范圍,改善壓裂效果,同時起到改善原油流動能力的作用。以吉木薩爾頁巖油為例(圖5),下甜點頁巖油(原油平均黏度為25 mPa·s)試驗井J100043(采用CO2前置壓裂)較同類地質(zhì)工程條件J01711(未采用CO2前置壓裂)井一年期平均油壓高7 MPa,單井可采儲量(EUR)提高0.9×104t,內(nèi)部收益率由6.09%提高至7.09%;高黏區(qū)JHW71-11井(采用CO2前置壓裂),較同類地質(zhì)工程條件J10022_H井(未采用CO2前置壓裂),同期(360 d)千米累產(chǎn)油提高27%。長慶頁巖油Ⅱ類儲層某平臺采用CO2壓裂的試驗井與其他井相比,悶井期間壓力持續(xù)保持較高水平,有效補充地層能量,試驗初期日產(chǎn)油達20.6 t,提產(chǎn)效果顯著;針對濟陽頁巖油復(fù)雜縫網(wǎng)形成難、改造范圍小、縱向穿層難等問題,研發(fā)CO2前置壓裂技術(shù)(前置CO2+酸蝕降破+大液量滲吸置換+多級縫網(wǎng)全支撐),取得明顯效果。

圖5 吉木薩爾典型CO2前置壓裂井與參考井生產(chǎn)動態(tài)對比

1.3.3.2 頁巖油CO2吞吐補能技術(shù)

隨著CO2注入油藏,CO2可使原油體積膨脹,同時CO2大量溶解并萃取原油輕質(zhì)組分;悶井過程中,CO2與原油界面逐漸消失,CO2與原油充分混溶;悶井結(jié)束,壓力下降早期,CO2溶解氣析出,彈性能釋放,原油膨脹,增加地層彈性能量;壓力持續(xù)降低,出現(xiàn)連續(xù)氣驅(qū),形成的連續(xù)相CO2氣流攜帶、剝離不同形態(tài)剩余油[13]。在長慶、吉木薩爾、大港滄東頁巖油現(xiàn)場進行二氧化碳吞吐試驗,取得一定效果。官東地區(qū)孔二段頁巖油典型井組注CO2吞吐補能先導(dǎo)試驗(圖6),采取“中間井吞吐,兩側(cè)井同步悶井、放噴采油”的方式,注入二氧化碳276 t,吞吐前井組產(chǎn)量10.8 t,吞吐后初期日產(chǎn)油23.6 t,發(fā)揮本井補能與鄰井驅(qū)替作用,產(chǎn)量翻番,有效期459 d,階段增油1 962.5 t。

圖6 官東地區(qū)典型井組CO2吞吐補能前后生產(chǎn)動態(tài)對比

1.3.4 陸相頁巖油生產(chǎn)制度

1.3.4.1 悶井階段制度

綜合考慮悶井階段的擴散補能、滲吸置換、溫度恢復(fù)等機制,耦合不同頁巖油藏礦物類型、潤濕性、孔喉特征、壓裂液體系的差異性,通過不同悶井時間下的短期、中期、長期開發(fā)效果及經(jīng)濟效益綜合評價,形成一套頁巖油悶井時間優(yōu)化方法[14],優(yōu)化確定中國典型陸相頁巖油藏悶井時間約為30 d(圖7),從而減少壓裂液對近井地帶污染,促進能量深部擴散,并實現(xiàn)滲吸置換,提高采油速度及階段采出程度。

圖7 頁巖油悶井時間優(yōu)選圖版

1.3.4.2 排采階段制度

采用實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析、驅(qū)替試驗、數(shù)值模擬等方法,綜合考慮放大壓差克服裂縫水阻、孔隙水堵、壁面影響、增加驅(qū)替動力等正面作用與支撐劑回流、嵌入、降低儲層滲透率、加劇原油脫氣等負面作用,優(yōu)化確定頁巖油不同階段的生產(chǎn)制度。

在見油階段,重點考慮充分利用縫網(wǎng)及流體彈性能、排出縫網(wǎng)中壓裂液減少滲流阻力、利用返排強化滲吸、促進縫網(wǎng)中原油連續(xù)相形成、防早期出砂和裂縫閉合等機制。達峰階段主要為充分利用頁理縫彈性能、克服頁理縫中的非線性流動、控制水力縫和頁理縫應(yīng)力敏感。穩(wěn)產(chǎn)或初期遞減階段的機制包括充分利用基質(zhì)彈性能、克服基質(zhì)中的非線性流動、降低含水率、控制相變調(diào)節(jié)氣液滲流,以及通過地層—井筒協(xié)同分析,充分利用井筒中的氣體能量,并結(jié)合下泵,減少井筒內(nèi)壓降。中后期遞減階段則應(yīng)重點考慮防止大量脫氣、防止應(yīng)力敏感過強,以及充分發(fā)揮輕質(zhì)組分“攜液”能力。

通過考慮上述機制,綜合確定大慶古龍、新疆吉木薩爾、長慶慶城等頁巖油藏的全周期、分階段排采制度(表4),構(gòu)建生產(chǎn)壓差優(yōu)化圖版,指導(dǎo)頁巖油的工業(yè)性開發(fā)。

表4 不同頁巖油藏優(yōu)化的生產(chǎn)制度

2 陸相頁巖油規(guī)模效益開發(fā)技術(shù)面臨的問題與挑戰(zhàn)

2.1 缺少有效的研究手段和全生命周期開發(fā)理論認識

在地層高溫高壓及納米尺度條件下,頁巖油儲層的表征、賦存狀態(tài)、相態(tài)演化以及巖石力學(xué)變化等方面缺乏有效的試驗研究和模擬技術(shù),需要提升研究手段、深化規(guī)律性認識,建立規(guī)模效益開發(fā)評價標準和指標體系,構(gòu)建不同類型頁巖油規(guī)模效益開發(fā)模式,以指導(dǎo)頁巖油的科學(xué)開發(fā)。

2.2 單井(EUR)低需要持續(xù)提升

頁巖層理、天然裂縫等力學(xué)弱面高度發(fā)育,導(dǎo)致三維空間人工縫網(wǎng)擴展及支撐劑運移機制復(fù)雜,目前密切割壓裂工藝技術(shù)尚不能滿足充分造縫和全域支撐的改造需求[15],支撐縫高不足10 m,支撐半縫長不足100 m,儲層改造體積(SRV)小,單井控制儲量小是EUR低的重要原因。

生產(chǎn)制度配產(chǎn)不合理導(dǎo)致排采過程中縫網(wǎng)過快閉合,進一步減小縫網(wǎng)控制儲量影響EUR,需綜合考慮滲吸置換、流體相變等多機制協(xié)同效應(yīng),持續(xù)完善以“控壓生產(chǎn)”為原則的水平井合理生產(chǎn)制度,高效利用地層能量,追求更高EUR。

2.3 頁巖油采收率整體偏低,提高采收率技術(shù)體系尚未建立

中國陸相頁巖油儲層滲透率低、氣油比相對較低、壓力系數(shù)較低,目前水平井+體積壓裂開發(fā)方式下產(chǎn)量呈“L”型快速遞減特征,遞減速度快(圖8),采收率平均低于10%[16]。提高采收率技術(shù)體系尚未建立,主要面臨早期補能機制、時機和方式不清的難題。陸相頁巖儲層主要為4 nm～8 μm的孔喉,孔喉尺寸跨度大,氣驅(qū)油動用尺度界限不明確;頁巖紋層交互發(fā)育,紋層間存在滲透率差異,驅(qū)替過程中滲流模式不清楚;目前主要通過壓裂增能開發(fā),一次開發(fā)采收率低,亟需通過早期補充能量提高采收率,但是在注入介質(zhì)、注入方式、注入時機、注采參數(shù)等方面尚不明確。

3 陸相頁巖油規(guī)模效益開發(fā)對策思考

3.1 深化研究分類分級評價頁巖油資源可升級為可采儲量的潛力規(guī)模、接替途徑及可持續(xù)性

各類頁巖油資源分級評價、儲量升級尚未建立完整的方法體系與技術(shù)規(guī)范,資源家底和可動用性存在較大不確定性。通過典型刻度區(qū)解剖,優(yōu)選頁巖油資源評價關(guān)鍵參數(shù),應(yīng)用大量試驗、生產(chǎn)數(shù)據(jù)合理確定參數(shù)取值下限與分級劃分標準,分類建立統(tǒng)一的評價參數(shù)、方法與標準,系統(tǒng)開展全國各類頁巖油資源潛力評價,重點突出技術(shù)與經(jīng)濟可采資源量評價,分盆地分類型評價頁巖油資源可以通過“人造油藏”形成可采儲量的潛力規(guī)模,預(yù)測不同油價下頁巖油經(jīng)濟極限產(chǎn)量可采資源,確定接替途徑及可持續(xù)性發(fā)展規(guī)模。

3.2 深化不同類型頁巖油賦存狀態(tài)和流動機制,科學(xué)指導(dǎo)頁巖油開發(fā)

3.2.1 不同類型頁巖油賦存狀態(tài)

明確頁巖油的賦存狀態(tài)對其可動性及開采效果至關(guān)重要,需要深入研究及量化在地層溫度壓力條件下不同類型頁巖油的游離態(tài)、吸附態(tài)和溶蝕態(tài)的比例關(guān)系。在此基礎(chǔ)上,評價通過改變環(huán)境條件(壓力、溫度變化),或者注入其他流體(氣體、納米顆粒等),促使吸附態(tài)和溶蝕態(tài)原油向游離態(tài)轉(zhuǎn)化。

3.2.2 納米賦存空間內(nèi)流體相態(tài)

研發(fā)可模擬納米尺度基質(zhì)環(huán)境的多孔介質(zhì)流體原位相平衡物理模擬平臺,開展微納米受限空間流體相態(tài)可視化試驗研究,研究納米限域孔隙體系頁巖油組分微觀差異分布與相態(tài)行為,建立相應(yīng)的相平衡狀態(tài)方程,闡明多組分納米限域相態(tài)及平衡變化與開采機制,為開發(fā)方式選擇和技術(shù)政策制定提供科學(xué)依據(jù)。

3.2.3 頁巖油多尺度流動機制和開發(fā)規(guī)律

開展多尺度流體流動物理模擬試驗研究,模擬真實儲層條件下的流體流動特征,厘清不同尺度、不同介質(zhì)中流體的啟動方式,綜合考慮流動機制,分析不同開發(fā)階段流態(tài)和多相滲流機制,建立多重介質(zhì)多場耦合數(shù)學(xué)模型和可規(guī)模應(yīng)用的模擬軟件,指導(dǎo)井網(wǎng)部署和技術(shù)政策優(yōu)化。

3.3 攻關(guān)更高質(zhì)量的“人造油藏”及規(guī)模開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)

3.3.1 地質(zhì)工程一體化差異化井網(wǎng)部署技術(shù)

(1)發(fā)展多井型體積開發(fā)技術(shù)。陸相頁巖油多層系疊置,縱向發(fā)育多個開發(fā)甜點層,為實現(xiàn)儲量充分動用,采取“多層位、多井型、大井叢、平臺式”體積開發(fā)方式,形成區(qū)塊/平臺整體高效開發(fā)新模式。如青海干柴溝和新疆瑪湖風(fēng)城組頁巖油,直井、大斜度井也有較高的產(chǎn)能。

(2)突破長水平段開發(fā)及配套工程技術(shù)[17]。通過精準地質(zhì)建模、地質(zhì)導(dǎo)向、力學(xué)建模進一步提升水平段長度和甜點層鉆遇率,地質(zhì)工程一體化設(shè)計個性化參數(shù),提高井眼凈化能力,完善旋轉(zhuǎn)下套管和漂浮下套管技術(shù),保障長水平段延伸能力和套管安全下入,實現(xiàn)水平段延伸能力達到3 000 m以上。完善提升“一趟鉆”能力,降低鉆井成本。

(3)建立合理利用地層能量的開發(fā)技術(shù)政策。陸相頁巖油開發(fā)有利區(qū)面積有限、地層能量不足,需要采用控壓生產(chǎn)方式和合理的生產(chǎn)制度,保持相對穩(wěn)定的地層能量和烴組分混相最佳流動狀態(tài),盡可能延長相對高產(chǎn)的有效生產(chǎn)期,提高單位壓降采出量,以便在有效生產(chǎn)期內(nèi)獲得最大流動量和單井EUR。

3.3.2 創(chuàng)新儲層改造技術(shù)提高有效縫網(wǎng)波及體積、追求儲量動用/可采程度最大化

加強地質(zhì)力學(xué)、裂縫起裂與擴展、支撐劑運移規(guī)律、人工裂縫條件下油氣滲流規(guī)律、裂縫控藏等基礎(chǔ)研究,研發(fā)具有增能、驅(qū)油、滲吸、低傷害、可回收利用的液劑體系,盡可能增加有效縫網(wǎng)體積,特別是加快試驗和形成“非水壓裂”技術(shù)體系,攻關(guān)有效提高垂直裂縫高度、穿層壓裂等工藝技術(shù),構(gòu)建長期穩(wěn)定的縫網(wǎng)系統(tǒng),建造更高質(zhì)量的“人工油藏”,大幅提高儲量動用/可采程度。

搭建頁巖油共享數(shù)據(jù)資源平臺,加強對地質(zhì)、工程、試驗、生產(chǎn)等相關(guān)數(shù)據(jù)的全方位、高精度實時獲取,實現(xiàn)地質(zhì)、工程數(shù)據(jù)共享,并建立相應(yīng)數(shù)學(xué)模型和開發(fā)評價知識庫,不斷迭代升級核心參數(shù)學(xué)習(xí)曲線及優(yōu)化圖版,因地制宜,量體裁衣,提高技術(shù)方案匹配儲層精準程度,最大限度挖掘各盆地不同類型頁巖油潛力,提高全生命周期開發(fā)效果。發(fā)展和應(yīng)用新型監(jiān)測工具和技術(shù),通過整體方案優(yōu)化—監(jiān)測手段集成—系統(tǒng)取芯分析,實現(xiàn)對改造裂縫形態(tài)和開發(fā)效果整體評估,形成可復(fù)制可推廣的高產(chǎn)技術(shù)模版,提升儲層改造的“度”與“質(zhì)”,支撐頁巖油高效開發(fā)。

3.4 建立整體優(yōu)化動用開發(fā)方式,升級形成可規(guī)模推廣的開采模式和配套技術(shù)體系

加快頁巖油藏區(qū)塊/平臺立體多層開發(fā)試驗,優(yōu)化合理井網(wǎng)井距,實現(xiàn)平臺/區(qū)塊縱向儲量同時整體動用提高鉆采效果和效益,升級形成可規(guī)模推廣的開采模式和配套技術(shù),通過優(yōu)化資源配置和區(qū)塊接替方式,努力實現(xiàn)資源有利區(qū)域整體規(guī)模效益開發(fā)。

3.5 加快早期補充地層能量攻關(guān)試驗,形成多介質(zhì)大幅度提高頁巖油采收率技術(shù)

3.5.1 攻關(guān)多介質(zhì)協(xié)同早期補能提高采收率技術(shù)

中國陸相頁巖油普遍存在地層能量不足、采用天然能量開采采收率低的問題,早期補能對于實現(xiàn)其高效開發(fā)十分關(guān)鍵。隨著開采時地層壓力的下降,作為地層流體主要流動通道的天然縫/壓裂縫一旦發(fā)生閉合將不可逆,導(dǎo)致之后再注入的流體難以通過閉合的裂縫進入深部地層,嚴重影響補能效果。因此需要加快開展早期多介質(zhì)、多方式補充地層能量攻關(guān)試驗,發(fā)展規(guī)模前置CO2壓裂補能、重復(fù)壓裂、注氣(CO2)吞吐、納米流體輔助吞吐、注化學(xué)劑滲吸、多種方式協(xié)同、井間異步吞吐、多井集群式吞吐等多種可能的補能方式,盡快形成早期規(guī)模補能大幅度提高采收率技術(shù),支撐資源的最大化利用和開發(fā)區(qū)的高質(zhì)量可持續(xù)發(fā)展。

3.5.2 探索人工滲流體形成宏觀驅(qū)替的可能性和可行性方案[18]

頁巖儲層特別是存在大量微裂縫/層理縫的儲層[19],研發(fā)和試驗注氣(如CO2、天然氣等)驅(qū)替頁巖油開發(fā)技術(shù),是非常有希望和可能的更大幅度提高采收率技術(shù)。需要深入研究微納米孔隙中氣體擴散規(guī)律,揭示復(fù)雜縫網(wǎng)條件下氣驅(qū)機制,明確驅(qū)替前緣變化機制和波及范圍,探索研究形成驅(qū)替體系的可能性;創(chuàng)建技術(shù)經(jīng)濟一體化的氣驅(qū)井網(wǎng)井型井距、注氣防竄增能的注采參數(shù)優(yōu)化設(shè)計方法,建立氣驅(qū)氣竄超前預(yù)警、氣相流度波及調(diào)控以及水平井分段分時控量注入優(yōu)化方法,努力形成頁巖油注氣驅(qū)替提高采收率技術(shù)和開發(fā)可行性方案,力爭實現(xiàn)陸相頁巖油采收率達到30%以上。

3.5.3 探索CCUS與頁巖油開發(fā)融合的提高采收率模式

CO2是最有前景的提高頁巖油采收率介質(zhì)[20],現(xiàn)場測試顯示CO2前置壓裂后(圖9),pH穩(wěn)定在7以上,CO2沒有大量進入產(chǎn)出液中,返排率均小于15%,地面腐蝕較弱,CO2埋存率高,CO2提高采收率有望成為陸相頁巖驅(qū)油與埋存的最佳路徑。需要重點攻關(guān)頁巖油液-固及液-氣作用機制,突破注二氧化碳提高采收率關(guān)鍵技術(shù),發(fā)揮持久萃取、增能、降黏等協(xié)同效應(yīng),增加注入波及范圍,結(jié)合頁巖油區(qū)塊CO2源匯匹配度高區(qū)域,加快現(xiàn)場試驗進程,大幅提高采收率與碳埋存量,提升全生命周期開發(fā)效益[21]。

3.6 推進管理模式創(chuàng)新大幅提高開發(fā)效益,推動頁巖油大規(guī)模效益開發(fā)

全生命周期管理是頁巖油資源高效動用最有效的管理模式[22],核心是地質(zhì)工程一體化,其要點在于將評價部署、方案設(shè)計、產(chǎn)能建設(shè)、生產(chǎn)運行、管控優(yōu)化等過程一體化管理,通過科學(xué)的設(shè)計對全生命周期方案進行優(yōu)化,努力使頁巖油項目全生命周期成本最小、創(chuàng)造價值最高。

工程市場化是最現(xiàn)實高效的運行模式,通過引入市場競爭機制,進行生產(chǎn)關(guān)系重組和解放生產(chǎn)力,推動頁巖油跨越式的規(guī)模效益開發(fā)。長慶油田積極探索市場化機制,創(chuàng)新 “5+1”風(fēng)險合作開發(fā)模式,形成“六統(tǒng)一、三共享、一集中”的管理模式和“標準化設(shè)計、模塊化建設(shè)、數(shù)字化管理、市場化運作”的建設(shè)模式,充分發(fā)揮中國石油整體優(yōu)勢,通過開采技術(shù)創(chuàng)新/方案優(yōu)化、信息化智能化技術(shù)應(yīng)用和管理模式創(chuàng)新,破解單井投資大、產(chǎn)量低、人員不增等難題,實現(xiàn)蘇里格等致密油氣大規(guī)模效益開發(fā)和持續(xù)上產(chǎn),該成功經(jīng)驗值得借鑒推廣。

4 結(jié)束語

與北美海相頁巖油(致密油)地質(zhì)條件和開發(fā)市場化程度相比,中國陸相頁巖油更為復(fù)雜難采,規(guī)模效益開發(fā)面臨更大的挑戰(zhàn)。近年來中國不同類型陸相頁巖油開發(fā)理論、主體技術(shù)方面取得重大進展,特別是開采機制、開采技術(shù)體系/開發(fā)方式的探索研究和創(chuàng)新實踐,支撐實現(xiàn)陸相頁巖油工業(yè)開發(fā)的起步。針對陸相頁巖油規(guī)模效益開發(fā)面臨的問題與挑戰(zhàn),提出大幅提高開采效果和效益的技術(shù)與管理對策。

(1)資源分類分級評價、提高人工改造升級可采儲量規(guī)模、各類頁巖油開采機制深化研究,創(chuàng)建更高質(zhì)量的“人造油藏”及規(guī)模開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)。

(2)建立平臺/區(qū)塊立體動用/塊間接替整體優(yōu)化動用,加快研發(fā)和礦場試驗早期補能大幅度提高采收率等技術(shù),盡快形成可推廣的技術(shù)/標準體系和開發(fā)模式。

(3)加快深化可采儲量評價、關(guān)鍵理論技術(shù)創(chuàng)新和管理創(chuàng)新,推動陸相頁巖油盡快實現(xiàn)千萬噸級大規(guī)?？沙掷m(xù)效益開發(fā)。