中国陆相致密油发展与开采技术—

中国陆相致密油发展与开采技术
中国陆相致密油发展与开采技术
摘要：中国致密油以陆相沉积为主，分布面积偏小、物性差，不同盆地致密油地质特征差别较大，但低孔、低渗、低压特征突出，与海相沉积致密油存在较大差异，有效开发面临产量低、采收率低、效益差等多方面的挑战。

在近3 年技术攻关和现场试验取得认识的基础上，为实现致密油的规模效益开发，提出了以水平井规模重复“压采”开发为主导技术的一体化开发模式，主要包括“一体化”设计、“平台式”长水平井钻井、“规模化”体积压裂、“重复式”改造、“控制式”采油、“工厂化”作业、“集中式”地面建设等关键技术。

我国的非常规油气勘探开发还处于探索阶段，形成大规模效益还有很长的路要走。

关键词：储层；陆相致密油；关键技术；压裂
0 引言
世界上低渗透油田资源十分丰富，分布广泛，各产油国基本上都有该类油田。

随着开采时间的延长，小而复杂的低渗透油田的比例越来越大。

所以致密油气藏是21世纪最有希望而又最现实的重要油气勘探领域。

因此，致密油气藏开发技术的研究对我国以后勘探开发致密油气藏具有重要的理论和现实意义。

1国内外现状和发展趋势
近几年来，非常规连续型油气聚集理论的发展，致密储层中纳米孔喉系统的重大发现，为非常规致密灰岩油气的快速发展提供了科学依据。

为今后非常规油气资源的勘探和开发奠定了十分重要的理论基础。

与此同时，致密砂岩气在全球范围内得到了快速发展。

据统计，2009年，全球致密砂岩气产量已达4320亿立方米左右，占全球天然气年产量的14%，已成为全球天然气勘探开发的重要领域之一。

其中，美国致密气产量于2010年达到了1754亿立方米，约占其天然气总产量的30%。

致密油的表现也十分抢眼。

2000年，美国威利斯顿盆地巴肯致密油开发取得突破后（图1），日产量达到7000吨。

8年后，借鉴页岩气开发的思路和技术，巴肯致密油实现规模开发，并一举成为当年全球十大发现之一，致密油也因此被西方媒体誉为“黑金”。

这两年，由于油价较高、气价较低，北美地区小公司对致密油的热情甚至超过了页岩气，是继页岩气突破后的又一热点区域。

（图1）威利斯顿盆地巴肯组分布图
我国在上世纪70年代就加入了世界勘探致密油气的行列，并在这个领域不断取得进展。

目前，已形成了鄂尔多斯盆地苏里格、四川盆地川中须家河组两个致密砂岩大气区，其中苏里格2010年产量超过了100亿立方米。

致密油也在鄂尔多斯盆地华庆地区延长组、四川盆地侏罗系等获得工业性发现。

在非常规油气开发技术中最关键也最通用的是水平井技术和压裂两大套技术系列。

中国致密油气开发的成功表明在这些方面已达到国际先进水平，其一些通用设备和材料(如压裂液中作为不可或缺的支撑剂陶粒)已在国际市场上占有相当的份额。

这就为同样为非常规、
同样是低孔渗、低产储层的煤层气、页岩油气的勘探开发奠了基础。

这是我们分析中国这类资源开发的一个重要的出发点。

2致密油勘探开发进展
经过近3 年的稳步推进，中国陆相致密油地质评价方法已经基本成熟，在储集层类型、源储关系、甜点主控因素及致密油聚集类型等方面已形成较系统的认识，致密油勘探取得重要突破。

在鄂尔多斯盆地长7段、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组以及松辽盆地扶余和高台子油层，目前已初步控制+预测储量数十亿吨，落实控制储量超过6×108 t，在三塘湖盆地、华北、辽河、大港也均发现了亿吨级的有利区。

致密油勘探开发技术攻关取得重要进展，创新完善了4 项配套关键技术：①建立了多参数岩石物理图版为基础的致密油储集层地震预测技术，形成了地质甜点、工程甜点、经济甜点综合评价的致密油“甜点区”优选技术，为致密油勘探开发选准靶区、平台式丛式水平井部署奠定基础。

②建立了以测井新技术为主体的“七性关系”评价方法体系，为水平井钻井选层、井眼轨迹和压裂造缝设计提供依据。

③形成了长水平井优快钻井和水泥浆体系等技术系列，为提高水平井油层钻遇率、安全快速钻进提供有效支撑。

④形成了水力喷砂、水力泵送桥塞、裸眼封隔器滑套等多项水平井分段体积压裂主体技术，压裂优化设计、压裂液体系研发取得创新进展，实现了“千方砂、万方液”的大规模体积改造。

致密油开发成效初显。

鄂尔多斯盆地西233 示范区水平井体积压裂改造后试油产量均超过100 m3/d，安83 丛式水平井工厂化压裂试验区建成产能30×104 t，水平井单井平均日产量比直井提高了8 倍；松辽盆地3个致密油试验区建成产能规模13.9×104 t，早期试采水平井单井累计产油已超10 000 m3；吉林油田致密油区形成产能规模6.5×104 t，多段压裂水平井日产油26～53 t，是直井的7 倍以上；吉木萨尔凹陷水平井试油日产油71 m3，达到周围直井产量的7 倍。

3致密油主要地质特征
中国致密油主要以陆相沉积为主，不同盆地致密油发育层位跨度大，在储集层类型、物性特征、岩石特征等方面，也存在较大差异。

（表1）
表1 中国陆相盆地典型致密油储集层成因类型
3.1陆相致密油六大基本特征
第一，烃源岩有机碳含量中—高，厚度较大，分布面积较小。

中国致密油烃源岩具有陆相湖盆沉积的典型特征，TOC 主要为 2%～10%，厚度大于 30m，面积几百至数万平方千米。

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩厚 50～150m，TOC 为 2%～15%，分布面积约1200km2；松辽盆地青山口组烃源岩厚30～90m，TOC 为 3%～9%，分布面积约 6×104km2。

而北美威利斯顿盆地巴肯组海相页岩厚 5～12m，TOC 为 10%～14%，分布面积为 7×104km2。

第二，储层类型多、物性差。

中国致密油储层岩石类型复杂多样，储层总体致密。

油层岩性包括砂岩、砂砾岩、石灰岩、白云岩、沉凝灰岩及其过渡岩类等，平均孔隙度一般小于10%，平均渗透率小于0.2mD。

相比而言，北美致密油储层岩性较单一、物性好，油层岩性以砂岩为主，其次是碳酸盐岩，孔隙度为 10%～13%，渗透率为 <0.01～1.0mD。

第三，分布范围相对较小、累计厚度大、“甜点”富集。

北美致密油分布范围较大，厚度相对较小。

北美巴肯组中段 2a 致密油单层厚度 0.5～15m，分布面积 7×104km2；Eagle Ford 致密油层厚 40～60m，分布面积 4×104km2。

中国鄂尔多斯盆地长 7 段致密油单砂体厚10～15m（图2），分布面积达1.15×104km2，甜点面积 1400km2；准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油层厚 40～70m（图 3），分布面积980km2，甜点面积 486km2。

图 2 鄂尔多斯盆地华庆地区过里 149—白 117—庄 65 井油藏剖面图
图 3 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组过吉 25—吉 174—吉 28 井油藏剖面图
第四，含油饱和度高、原油性质变化大。

含油饱和度普遍大于 50%，最高达 95% 以上，原油密度一般为 0.75～0.90g/cm3。

长 7 段含油饱和度 65%～85%，原油密度 0.7～0.85g/cm3；吉木萨尔芦草沟组含油饱和度 70%～95%，原油密度 0.8～0.9g/cm3。

北美致密油含油饱和度通常 60%～90%，原油密度0.81～0.87g/cm3。

第五，压力异常不明显。

我国陆相致密油以低压—常压为主，压力系数介于 0.7～1.3，除鄂尔多斯盆地异常低压外，其他普遍存以常压和弱高压为主。

而北美致密油具有异常高压，压力系数为 1.35～1.8。

第六，改造初期产量高、递减快。

国内外致密油开发实例表明，单井生产曲线呈“L”型特征，初始产量高，下降迅速，稳产周期长。

北美致密油单井初期产量 20～45m3/d，9～12 个月后进入稳定低递减阶段，产量 2～5m3/d（图4）。

我国三塘湖盆地马55 井，初期日产 22.6m3，1 个月后迅速进入低递减稳产阶段，产量 1～3m3/d（图5）。

图 4 北美加拿大典型致密油井生产曲线 (Divestco)
图 5 三塘湖盆地马 55 井试油与试采曲线图
3.2 四大要素控制陆相致密油形成及分布
中国致密油的形成与分布反映陆相湖盆的典型特征，具体表现为陆相湖盆稳定宽缓的凹陷—斜坡区是致密油形成的背景；优质烃源岩是形成规模致密油的基础，凹陷—洼槽有效烃源岩控制了致密油分布；多类型致密储层大面积分布，局部发育甜点，形成富集区；源储紧邻与近源运移形成源上、源下、源内多类型致密油。

第一，陆相湖盆稳定宽缓的凹陷—斜坡区是致密油形成的背景。

稳定宽缓的构造背景利于优质烃源岩、致密储层，以及直接区域盖层发育。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组原型盆地，发育于古生界克拉通基底之上，构造活动微弱，斜坡—凹陷区地层平缓，坡度小于2.5°，利于烃源岩、区域盖层和重力流砂体及深水席状砂体大面积叠置发育，砂体面积达 3×104km2。

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组湖相沉积，地层稳定展布，地层倾角 3°～5°（图 6），横向连续性好，断裂不发育，形成致密储层满凹分布，厚度大于 20m 的储层分布面积为 870km2
，占凹陷面积的 70%。

图 5 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷东西、南北向地震剖面格架图
第二，陆相优质烃源岩是形成规模致密油的基础，凹陷—洼槽有效烃源岩控制了致密油分布。

首先，优质烃源岩具有烃源岩质量好、热演化适度与生烃总量大等特征，为致密油的形成奠定了资源基础。

在鄂尔多斯盆地长 7 段，泥页岩分布面积约 5×104km2，生烃强度达（400～800）×104t/km2；在松辽盆地青山口组，泥岩分布面积约 6.2×104km2，生烃强度达（400～1200）×104t/km2。

其次，凹陷—洼槽有效烃源岩控制了致密油分布。

有效烃源岩具有高丰度、高生烃潜力和高排烃效率，以及源储一体、生烃增压、短距离运聚成藏等特征，这些特征表明有效烃源岩的分布对致密油起着重要的控制作用。

通常，富有机质
页岩有机质丰度是泥岩的 5～8 倍，高有机碳含量的页岩排烃率一般大于 80%，因此，优质烃源岩严格控制了致密油的分布。

长 7 段有效泥页岩烃源岩（分布面积 3×104km2）控制了长 63—长 7 段约 1×104km2的致密油分布；吉木萨尔凹陷芦草沟组有效烃源岩（分布面积1200km2）控制了近1000km2的致密油的分布。

第三陆相多类型致密储层大面积分布，局部发育甜点，形成富集区。

首先，在宽缓的凹陷与斜坡地区，相带宽、发育稳定，有利于形成大面积致密储层。

由于陆相沉积环境变化、岩石类型分异、成岩演化作用和构造改造程度差异等原因，导致储层类型复杂多样、分布面积大、非均质性强。

鄂尔多斯盆地长 81段致密粉细砂岩储层分布面积约（3～5）×104km2，
单层厚度 3～10m，累计厚度 15～25m，平均孔隙度 10.8%，平均渗透率 0.53mD；准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组以粉细砂岩和白云岩为主的致密储层有利面积870km2，单层厚度0.5～2m，累计厚度 20～60m，平均孔隙度 8.75%，平均渗透率 0.05mD。

其次，局部
发育甜点，形成富集高产区。

“甜点区”通常表现为储层物性好、裂缝发育、脆性强等，这些特征正是致密油富集高产的重要控制因素。

吉木萨尔凹陷芦草沟组上段致密油分布面积536km2，在厚度大于 15m、孔隙度大于 6%、脆性指数大于 11，而且裂缝相对发育的“上甜点”面积为 180km2，在“甜点区”钻探的吉 172_H 井，初期最高日产油近 70t，目前日产油20～26m3。

另外，鄂尔多斯盆地长 7 段致密油，在储层渗透率为 0.2～0.3mD 的甜点区西 233 井区，10 口水平井体积压裂试油日产量均超百立方米，平均日产119m3，阳平 10 井最高日产量达 156m3。

第四，中国陆相湖盆凹陷—斜坡区源储紧密接触与近源运移聚集形成多类型致密油。

受稳定宽缓的构造背景、有利沉积环境与层序充填作用影响，湖相优质烃源岩与储层间互叠置发育，形成源上、源内、源下多种致密油类型，由于紧密接触、源储过剩压差大（一般为 10～15MPa），有利于砂岩大面积短距离连续充注成藏。

长 7 段源储过剩压力为 5～15MPa，最高达 18～26MPa，为致密油充注成藏提供了动力。

上述致密油成藏理论认识是对近年我国致密油勘探实践及其成果的基本总结，是我国陆相致密油勘探所面对的重要实际，需要充分认识到陆相沉积盆地致密油成藏的复杂性和多样性，有待在今后的研究与生产实践中不断深化与丰富致密油成藏理论认识。

4主要开采技术
4.1指导思想
转变观念，突破常规开发技术的思维模式，以经济效益为中心，坚持勘探与开发、地质与工程、技术与经济、地面与地下以及科研与生产“五个一体化”，以水平井规模重复“压采”为主导开发技术，采用“工厂化”作业、“集中式”地面建设、精细化经营管理的组织模式，努力提高储量动用率，降低开发成本，提高开发效益。

4.2 开发技术的内涵
水平井规模重复“压采”一体化开发技术主要包括3 方面内涵：①一次压采，采用长水平段、多段簇、高排量、大液量的压裂方式改善渗流条件，提高地层能量、提高单井及累计采油量，实现“一次采油”；②重复压采，在同一平台井组，采用多井（同时或异时）更大规模的重复压裂转向压裂技术，进一步延拓原有裂缝，形成新缝网系统，挖潜剩余油富集区，
同时有效补充地层能量，提高储量动用率，完成“二次采油”；③技术一体化，即集“一体化”设计、“平台式”钻井、“规模化”压裂、“重复式”改造、“控制式”采油、“集中式”地面建设等关键技术于一体的致密油开发模式。

4.3 技术机理
由于致密油藏孔喉细小、连通性差，渗流规律不符合达西定律，储集层压力系数低，衰竭开采过程中地层能量不能及时补充，地层压力下降快、驱替动力进一步降低，造成单井产量快速下降、采收率降低。

改善储集层的连通性，补充地层能量，建立有效的渗流动力系统是致密油藏开发的关键。

规模改造、重复“压采”的开发技术具备科学的增产理论基础：致密
油水平井压裂期间，人造裂缝压力高于喉道和孔隙压力，压裂液进入连通的孔隙，在扩压放喷前逐步趋于平衡；放喷时裂缝内的压力降低，孔喉中原油在压差驱动下通过裂缝进入井筒，形成工业产能；经过一段时间采油生产后，当产量低于经济下限时，实施重复转向改造，力求既拓展原裂缝、又形成新缝网系统，再次补充地层能量，形成多次“压采”的采油过程。

4.4 关键技术
4.4.1 “一体化”设计
“一体化”设计集成勘探、开发、工程、管理等各环节的优化设计方案，通过勘探向后延伸、开发提前介入的方式，建立满足油藏全生命周期评价需求的一体化交互式信息处理平台（见图4），遵循“逆向思维、正向实施”原则，根据实时动态变化的参数，及时调整优化所有环节的设计方案。

“一体化”设计的内涵主要包括：①“逆向思维”，从地表环境、地面建设与系统管理的优化设计出发，基于勘探评价初步形成的“甜点”资源规模，对钻井平台数量、位置、规模提出要求，再基于钻井平台位置开展井型、井位、井身轨迹优化，根据地应力方向及裂缝特征进行水平井方向、压裂规模及井距优化，完成开发井网优化设计；
②“正向实施”，根据设计的开发井网方案，结合地质认识程度优化设计钻井顺序，实施后不断根据新井资料及时修正地质模型，并随着监测、试采、分析资料的补充完善，动态优化调整井网井距、完井方式、采油及地面建设方案，直至实现油藏整体动用。

“一体化”设计的目标是储量整体动用、综合开发效益最好。

4.4.2 “平台式”长水平井钻井
长水平井钻井的目的是通过增加水平井段的长度大幅度增加单井控制储量，而“平台式”则是通过增加平台井数实现单个平台有效动用储量最大化。

“平台式”长水平井钻井的主要优势是大幅度减少了用地面积，并为“工厂化”作业、集中式地面建设提供了有利条件。

“平
台式”长水平井设计以水平段的方位、长度、井距为重点设计内容。

不同区域的致密油地质条件不同，设计参数也不相同。

例如，目前长庆油田致密油开发水平井的水平段长度一般为1 500 m，根据体积压裂缝网监测及油藏工程计算确定合理井距为500 m；大庆油田根据不同区块储集层发育特点，水平段长度为1 200～1 500 m，试井解释确定体积压裂水平井的合理井距则为700～1 400 m。

目前“平台式”钻井尚处于技术完善阶段。

4.4.3 “规模化”体积压裂
“规模化”体积压裂采用大规模分段压裂的方法，优化基质孔隙与人造裂缝网络的空间配置，在尽量增大井控体积的同时，促进长水平井控制范围内储量的高效动用。

实施规模化体积压裂需要把握5 点：①增加压裂段簇，以实现整个长水平井段内储量的有效动用，目前可压裂22 段以上；②细分“模块”改造，根据渗透率将整个水平井分成很多小“模块”，再根据储集层展布特征优化每个模块内的单缝规模（见图6），主要包括裂缝间距、长度、导流能力和射孔参数等，理想效果是实现均匀改造；③提高压裂液排量，目的是扩大裂缝规模、增加有效供给半径，目前压裂液注入排量可达到15 m3/min，体积压裂井的供给半径比常规压裂可提高1 倍以上；④增大入地液量、改造体积，中国陆相致密储集层普遍低压，大体积改造可有效补充地层能量；⑤低砂比、大砂量，通过尾追支撑剂提高压裂缝的支撑能力，减少裂缝闭合。

现场施工中，在水平主应力差别大、渗流能力较高的井段推荐采用切割式的体积改造，减少裂缝间的干扰；在基质渗流能力偏差的井段，单条裂缝控制的基质范围有限，此时应采用“打碎基质”的方式，沟通含油裂缝与孔隙，形成较大的裂缝网络；水平主应力差小的储集层易形成复杂裂缝，可以考虑减少分段数、增加簇数的改造方式，降低作业成本。

此外，很多陆相致密油储集层单层薄、多层叠合发育，水平井钻遇率相对较低，应加强目的层上下邻近油层的地质评价，探索垂向造缝为主的穿层压裂技术，扩大单井改造范围。

图6 模块化体积改造示意图
4.4.4 “重复式”改造
“重复式”改造将大规模重复转向压裂与补充地层能量相结合，既改变裂缝延伸方向形成新
的更均匀孔缝改造体系，改善原人工裂缝两侧高含油饱和度区域的动用效果，同时补充地层能量，有效提高单井产量，实现二次采油。

“重复式”改造主要包括以下几方面：①重复转向均匀压裂改造，例如受局部地应力影响形成“V”形裂缝网络（见图7a），此时要针对单井开展精细化的重复转向压裂设计，而一次压裂后的闭合裂缝也是重复改造的对象，尽量实现水平井段内均匀改造的理想效果；②一次改造效果好的井组，长期生产后在水平裂缝两侧存在动用效果较差的高含油区（见图8a），此时可开展多井规模的整体重复改造试验（见图7b），转变裂缝方向连通剩余油区域（见图8b），改善开发效果；③受水平井入靶段影响，2 个水平井井排中间往往有一定规模剩余储量，此时可补打水平井，进行压裂改造，最终实现整体有效动用（见图8c）。

按照致密油“压采”思路，目前需要开展CO2/N2携砂的体积改造技术研究，完善形成水平井无水重复转向压裂改造技术。

气体作为携砂液进入储集层，有效补充地层能量，同时有效降低界面张力，提高原油采收率。

吉林油田已经完成CO2/N2干法压裂技术装备的研究与配套，大规模压裂即将进入现场。

图7 重复转向压裂改造裂缝展布示意图
图8 重复转向压裂改造前后剩余油分布
4.4.5 “控制式”采油
“控制式”采油是通过采用合理生产工作制度维持单井长时间的稳定生产，实现单井控制储量的相对均匀动用，从而获得更高的单井累计产量。

4.4.6 “工厂化”作业
“工厂化”作业是指在同一区域采用大平台集中部署一批井身结构相似、完井方式相同的井，
大量使用成熟的、标准化的技术系列和标配装备，以流水线形式进行钻井、完井、压裂、生产等作业的生产模式。

“工厂化”作业以“平台式”钻井为基础，以成熟的工程技术为手段，以大幅度提高作业效率为目标，可显著降低致密油钻压成本。

中国“工厂化”作业尚处
于工艺流程试验和装备配套阶段。

长庆油田创新优化形成了多井交替压裂作业技术（见图9）。

图9 单井体积压裂与双水平井交替压裂对比示意图
4.4.7 “集中式”地面建设
“集中式”地面建设是指在一定的有效半径内，建设集压裂水源供应、压裂液回收处理、原油集输三位一体的联合站，采用一套管网与各丛式水平井场相连，集输管道在体积压裂作业阶段反输压裂用水，放喷和采油阶段油水正向混输，从而有效降低运行成本，实现节能减排、安全环保、“绿色”开发。

长庆油田设计了多水源井集中供应的配套模式，有效解决了“工厂化”作业面临的水资源匮乏问题。

参考文献
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[2] 杜金虎，何海清，杨涛等中国致密油勘探进展及面临的挑战中国石油勘探 2014.01
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