中国石油页岩油储集层改造技术进展及发展方向

通过回顾近年来中国石油天然气股份有限公司(以下简称中国石油)页岩油储集层改造技术的发展历程,系统总结了中国石油页岩油储集层改造技术在储集层改造机理、缝控压裂技术、地质工程一体化储集层改造设计平台、低成本材料技术、大平台立体开发模式5个方面取得的主要进展。明确了目前页岩油储集层改造主体技术为以"增大缝控储量、降低施工成本、增加经济效益"为原则的高密度分段多簇缝控压裂技术体系。全面剖析页岩油储集层改造技术在立体开发、缝控压裂参数优化、重复改造、低成本改造技术4个方面面临的挑战。提出了5个方面的发展方向:(1)强化地质工程一体化研究,充分发挥储集层改造作用;(2)深化缝控改造技术,提高页岩油储量动用水平;(3)推进页岩油水平井立体开发技术实践,实现纵向多层有效动用;(4)开展页岩油水平井重复压裂技术攻关,助推缝间剩余储量高效挖潜;(5)发展低成本改造配套技术,助力油田开发降本增效。表1参44     

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油开发难点及对策

为实现吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油资源的有效动用和高效开发,推动中国陆相页岩油的规模化建产,通过详细对比国内外页岩油储集层地质特征,分析了中国陆相页岩油与北美海相页岩油的地质差异,结合吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油勘探开发的探索与实践,形成了吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油高效开发的技术对策体系。研究结果表明,吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油具有储集层埋深大、物性差、非均质性强等特征,开发过程中面临的难点主要体现在甜点识别标准不完善、整体有效可动用程度低、开发技术参数不明确、降本增效难度大等。通过开展以下工作有效解决了目前面临的开发技术难题:(1)综合储集层、测井、录井、地震和基础力学实验研究,建立"甜点"评价标准,优选地质和工程有利区;(2)开展地质工程一体化研究,结合现场井距试验和生产动态资料分析,优选井网部署参数、优化合理工作制度;(3)基于原油流动性实验分析,明确原油流动性主要影响因素为黏度,采用CO_2前置压裂可有效降黏增效;(4)推动大平台批钻批压,降低压裂窜扰、套损等问题对规模建产的影响,奠定降本增效技术攻关方向。吉木萨尔凹陷页岩油开发过程中形成的技术对策,对中国陆相页岩油资源的规模建产具有积极的示范作用。     

吉木萨尔页岩油水平井大段多簇压裂技术

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层物性差,非均质性强、原油流动性差,水平井精准改造优势储层的难度大,分段压裂方式增产效果有限,压裂投入高、产出低的矛盾突出。针对这些问题,采用非均匀极限限流布孔技术改善段内各簇的压裂液进液分布,通过缝口暂堵和缝内暂堵提高净压力以形成复杂缝网,优化压裂施工参数促进段内多簇裂缝均衡起裂,最终形成了适用于吉木萨尔页岩油藏的水平井大段多簇压裂技术。现场应用效果表明,该技术可有效提高页岩油储层的改造程度和生产效果,为吉木萨尔页岩油经济有效开发提供有力支撑。      

非常规油藏地质工程一体化效益开发实践——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油为例

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层埋藏深度大、物性差、非均质性强、原油黏度高,水平井大规模体积压裂技术是实现效益开发的关键.自2012年采用水平井体积压裂技术开发以来,强化地质工程一体化攻关,改造理念和技术体系逐步完善,并配套优质完井和高效举升技术,实现了页岩油高效开发.将地质工程相结合,明确上甜点最优质的P2l22-2层为水平井钻井和压裂 目标,创新集成"优质甜点钻遇率+密切割+高强度改造"的主体压裂技术系列,水平井产量得以充分释放;同时,配套完善完井和举升工艺,既满足了水平井高强度、安全改造的需求,也保证了长期稳产.通过地质工程一体化攻关,建立了芦草沟组页岩油水平井采油工程技术体系,为页岩油规模开发奠定了坚实的技术基础,提供了强有力的工程支撑.     

中国陆相页岩油完井方式优选的思考与建议

中国页岩油资源以陆相为主，在形成机理、成藏条件、赋存特征等方面与北美海相页岩油存在较大差异，具有油层平面分布范围小、纵向层系多、单层厚度薄、应力分布复杂等特点，利用水平井体积压裂技术开发呈现出油层钻遇率低、钻井周期长、压裂效果差、工程成本高等一系列不适应性，页岩油规模有效开发面临重大挑战，探索一条适合中国陆相页岩油特点的规模有效开发技术路线至关重要。为此，创新提出陆相页岩油直井高效的开发模式，通过直井和大斜度井大井丛平台式钻井，结合直井限流等压裂技术，纵向实现油层改造全覆盖，横向构建层内复杂体积缝网，实现页岩油分层立体开发，大幅提高页岩油开发效果。提出以下建议：①加强页岩油非均质性精细表征、直井多级精细限流压裂、多井协同压裂设计软件、细分层系开发等基础研究和技术攻关；②选取页岩纵向跨距较大、最大单层油层厚度较薄、甜点区存在多套夹隔层遮挡、砂地比适中的页岩油层开展直井全覆盖开发模式现场试验。     

玛湖凹陷风城组页岩油巨厚储层直井体积压裂关键技术

玛湖凹陷风城组页岩油储层砂体埋藏深、厚度大、整体含油、基质致密、富含金属离子,压裂面临着纵向动用程度不足、裂缝复杂程度低、加砂风险高、常规胍胶压裂液不配伍等改造难点。为充分释放其页岩油勘探潜力,通过精细描述储层力学性质,评价缝网形成的主控因素,建立可压性指数计算模型,结合人工裂缝纵向扩展能力优选射孔簇及层间距,形成了纵向精细分层方法。基于天然裂缝发育程度,通过优选体积压裂工艺,采用大排量施工提高缝内净压力、不同粒径支撑剂组合多尺度充填、缓增幅泵注安全加砂,优化大规模组合改造工艺,配套研发低伤害耐温聚合物压裂液,最终形成了玛湖凹陷风城组页岩油巨厚储层直井体积压裂关键技术。该技术在MY1井风城组页岩油储层施工成功率100%,压裂后获日产50 m3高产油流,开创了玛湖凹陷非常规油藏勘探新局面,对指导该储层后续页岩油效益开发意义重大。      

吉木萨尔凹陷页岩油水平井地质工程一体化三维压裂设计探索

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层埋藏深度大、物性差、非均质性强,常规二维压裂设计难以实现对该类储层的精细、高效动用。为充分挖潜页岩油资源,基于Petrel平台,采用序贯高斯模拟方法构建页岩油区块部分区域三维地质模型,刻画了页岩油砂泥频繁互层、岩性复杂多样的地质特征;采用DFN离散裂缝网络建模方法描述了页岩油区块部分区域天然裂缝发育情况;通过地质力学模拟器VISAGE耦合了天然裂缝模型的地应力场计算;结合地质认识,模拟分析了差异化布缝、应力阴影与天然裂缝对水力裂缝延伸及生产效果的影响。结果表明,差异化布缝对近井地带富油气区的改造更为充分,初期生产效果更好;应力阴影不利于最大主应力方向裂缝延伸,裂缝转向导致井周储层改造充分,对生产效果的综合影响较弱;天然裂缝有利于造缝网复杂化、沟通远井油气富集区,提产效果显著。     

弱面理论在吉木萨尔页岩体积改造中的应用

针对吉木萨尔油页岩缝网压裂裂缝形态认识不清的问题,从页岩储层改造特征出发,结合弱面强度理论,研究吉木萨尔页岩储层水力压裂缝网形成机理,定量化改进水力裂缝与天然裂缝、层理面相交作用准则,分析缝网扩展延伸规律,确定体积改造的工程可控参数。研究表明,排量为12 m~3/min、净液量为2 596 m~3、砂比为0. 1～0. 2可有效增大体积压裂裂缝改造效果,增大泄油面积。该研究为吉木萨尔页岩体积改造设计提供了理论依据和参数指导。     

页岩油水平井体积压裂及微地震监测技术实践

为探索和解决准噶尔盆地吉木萨尔区块页岩油藏水平井体积压裂和平台式拉链压裂过程中人工裂缝网络的成像问题,储层改造方案采用高密度密集切割体积压裂充分改造储层,大排量施工满足多簇、多缝充分开启,滑溜水和胍胶逆混合压裂工艺实现高效造缝携砂,结合多种粒径支撑剂有效充填微细裂缝及主体人工裂缝。通过微地震井中监测技术识别页岩油水平井人工裂缝网络。结果表明：断层和天然裂缝带对微地震事件属性特征有影响,同时事件属性特征也能表征断层和天然裂缝的发育程度。在大规模体积压裂改造下,研究区内4口井的人工裂缝横向相互连通,形成了复杂的裂缝网络。压后投产初期的日产油量得到了较大提升,为该区页岩油的长期高效开发提供了技术依据。     

页岩气立体开发理论技术与实践——以四川盆地涪陵页岩气田为例

针对涪陵页岩气田焦石坝区块一次井网储量动用率和采收率偏低、开发层系无明显隔层、分层开发难度大的问题,基于页岩气富集高产主控因素认识,研究了页岩气储集层精细描述与建模、立体开发技术政策优化、密织井网高效钻井和精准压裂与实时调控等页岩气立体开发理论技术。立体开发的内涵是基于页岩气的沉积特征、储集特点和甜点分布,应用优快钻井、体积压裂技术,在多维空间改造形成“人工气藏”,实现页岩气开发的储量动用率、采收率、收益率最大化。在页岩气立体开发研究过程中,地质工程耦合甜点描述是基础、天然裂缝与人工缝网的协同优化是关键,钻井及压裂工程提速提效是保障。通过实施立体开发,涪陵页岩气田焦石坝区块整体采收率从12.6%提高到23.3%,为气田持续稳产上产提供了重要支撑。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷陆相页岩油开发实践

新疆准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组陆相页岩油资源丰富,估算资源量超过15.8×108t。为实现页岩油有效开发,近年来通过对芦草沟组陆相页岩油地质特征、工程技术、生产特征及规律等详细分析,结合开发实践的总结,取得了以下成果及认识:①吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油是陆相咸化湖相细粒沉积的页岩,烃源岩品质优、厚度大,源储一体,页岩段原位聚集,"甜点"段邻源供烃为主、自生为辅的特征,是典型的陆相页岩油;②明确了页岩油体积压裂水平井裂缝控制区内游离孔隙度和游离油储量丰度是页岩油高产的基础;③随着埋深增大,水平两向应力差增大,压裂缝复杂性降低,是部分含油性好的"上甜点体"水平井低产的主要原因;④原油黏度是影响"下甜点体"水平井产量的关键因素;⑤优质"甜点"钻遇长度及压裂米加砂量是吉木萨尔页岩油水平井高产的工程关键因素;⑥页岩油压裂液与基质孔隙原油存在渗吸置换作用,压裂后适当焖井可以提高生产效果;⑦水力压裂缝长度有限,合理井距不应大于200m。通过持续研究和开发实践,页岩油开发取得了较好的效果,水平井单井最高年产突破1.3×10~4m^3,2019年已基本进入规模试验建产,为中国陆相页岩油的工业化开发积累了丰富的经验。     

长庆油田页岩油水平井体积压裂技术发展与应用

水平井体积压裂技术是实现页岩油气高效开发的关键。文章回顾近10年长庆油田页岩油水平井体积压裂技术发展历程,系统总结了体积压裂改造模式、关键工具、低成本材料3方面取得的主要新进展。创新形成了“立体式、长水平段、细分切割、分簇射孔、可溶球座、变黏滑溜水、多尺度支撑”体积压裂开发技术模式。提出了“压增渗”一体化设计,由单一压裂向造缝、增能、驱油三位一体升级,压裂过程中兼顾增加地层能量和加快油水渗吸置换,实现单井缝控储量最大化一次动用。配套自主研发细分切割可溶金属球座和动态暂堵转向新材料,多功能变黏滑溜水和不同粒径组合石英砂可提高多尺度裂缝渗吸置换效率与缝网长期导流能力。该技术在长庆油田规模应用450余口页岩油水平井,初期产量由9.6t/d提高到18t/d,年累计产油量由2380t提高到4931t,单井EUR由1.8×10⁴t提高到2.6×10⁴t,2019年产油量突破100×10⁴t,2020年建成庆城页岩油百万吨示范区。研究成果可为页岩油水平井体积压裂技术进步提供科学依据。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油效益开发探索与实践

准噶尔盆地吉木萨尔页岩油藏是典型的陆上页岩油非常规油藏,储层岩性复杂、横向埋深差异大、纵向夹层多、非均质性强,油层薄,原油黏度高,开发难度大。经过勘探发现、先导性试验、动用突破、规模建产4个阶段的探索,取得了重要进展,但产能建设达产率不高,单井投入产出矛盾逐步凸显,开发效益成为制约吉木萨尔页岩油开发的主要问题。2021年以来,中国石油新疆油田公司从管理与技术两方面着手,进行了效益开发探索。针对优质甜点分布、优质储层钻遇率、储层改造强度等单井产量的主控因素,采用储层精细再认识、核磁共振测井可动性评价、提高钻井井眼轨迹调控精度、提高储层改造强度等技术措施,配合市场化自主经营,形成了成熟的管理和技术体系,在实践中得到检验,单井投入下降53.4%,单井最终可采储量(EUR)提升50%左右,实现45美元/bbl下算盈,推动了吉木萨尔页岩油效益开发。     

长庆油田页岩油中心站智能化管控技术研究与应用

长庆油田横跨陕甘宁三省,站场多处于黄土高塬地区,沟壑纵横、梁峁交错,油田站多、线长,生产管理十分困难,各类站场运行管控安全风险点多。长7页岩油采用小井场大平台、立体式水平井、体积压裂准自然能量开发+补充能量的开发方式,地面系统建设结合页岩油全生命周期开发方式,针对大井组、高液量、高气油比的特点,通过持续技术创新、管理创新,以减员增效为目的,创建了“平台+中心站”的页岩油地面智能化管控技术,搭建智能井、智能平台和中心站智能化管控系统,形成了自动操控、无人值守、有人应急的运行模式,构建了新型劳动组织管理架构,使百万吨产量用工人数下降,单位用工成本大幅下降。     

页岩油藏压裂水平井压–闷–采参数优化研究

目前在页岩油藏的多段压裂水平井压–闷–采过程中,缺乏系统完善的水平井压裂参数优化方法,为此,基于动态反演理论,建立了压裂参数优化方法.首先,根据页岩油藏压裂后形成的复杂缝网,采用数值理论和离散裂缝方法,建立了考虑页岩油储层特征和复杂天然裂缝的多段压裂水平井数值模型(EDFM-NM),得到了含离散天然裂缝的油藏压力解及多...     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油“甜点体”储集特征及成因机理

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油层系岩性复杂，非均质性强，“甜点体”形成规律是制约地质理论研究和勘探开发的一个关键难题。通过岩心观察、薄片鉴定和含油性分析，针对“甜点体”地质特征进行了表征，分析了影响产能的地质因素，确定了可动油孔隙的形成机理。吉木萨尔凹陷芦草沟组“甜点体”的岩性主要为岩屑长石粉细砂岩、云屑砂岩和砂屑云岩，孔隙度为5.75%～11.9%，渗透率为（0.02～1.26）×10-3 μm2，其中岩屑长石粉细砂岩的孔喉贡献率最大，“甜点体”的储集空间为溶蚀粒间（内）孔、裂缝；页岩油产能的大小受控于可动油孔隙的分布以及岩石组分中泥质、石英质和白云质的含量，可动油孔隙是在同生—准同生淋滤作用和酸性流体埋藏溶蚀联合作用下形成的，层理缝沟通溶孔是控制渗透率大小的关键因素。储层成岩过程中储集空间耦合生排烃作用最终形成“甜点体”，其形成的沉积环境为受波浪作用较强的云坪、混合坪、滨湖滩砂和碳酸盐岩浅滩沉积。该发现可对同成因类型页岩油的勘探和开发提供指导。      

川南页岩气体积压裂技术发展与应用

我国四川盆地页岩气资源丰富,经过10余年探索,中国石油在川南地区实现页岩气的规模效益开发,掌握了页岩气勘探开发核心技术,页岩气压裂理论、技术和方法从无到有,从单一到配套,实现了从跟跑到部分领跑的全面进步。2010年至今,川南地区页岩气压裂经历了先导试验、自主研发、系统完善、技术升级4个发展阶段,形成了以体积压裂工艺技术、体积压裂配套技术、压裂裂缝监测与压裂后效果评价技术、工厂化压裂技术为核心的3500m以浅页岩气水平井体积压裂技术体系。研究总结了现阶段页岩气压裂技术进展和应用成效,分析了已有技术的局限性、川南地区压裂难点,提出需要针对不同埋深的页岩储层地质特征开展针对性的压裂理论深化研究与技术攻关,需攻关3500m以浅老区提高采收率、3500m以浅新井提高产量和储量动用程度、3500m以深页岩气提高单井产量及复杂防控等领域,以支撑未来页岩气高效开发。     

长庆油田地质工程一体化智能决策系统开发与应用

面对当前勘探开发对象日趋复杂和低油价的压力,针对长庆油田页岩油、致密气赋存特点探索形成了"水平井、多层系、立体式、大井丛、工厂化"开发新模式,实现了地质工程一体化规模、高效及低成本开发页岩油气资源.为了更好地适应一体化综合研究、生产组织和决策指挥等业务需求,对数字化条件下油田企业级地质工程一体化决策系统的构建与应用进行...     

鄂尔多斯盆地页岩油体积压裂技术实践与发展建议

体积压裂技术可提高鄂尔多斯盆地页岩油单井产量,但低油价条件下仍可能无法实现经济有效开发,原因是体积压裂技术思路、压裂技术模式、压裂参数体系等不够合理。为此,长庆油田根据该盆地延长组长 7 段页岩油体积压裂矿场实践和室内模拟研究结果,转变了体积压裂技术思路,研究形成了“大井丛、长水平井、细分切割、分簇射孔、可溶球座、变黏滑溜水”压裂技术模式,优化了体积压裂参数体系;并结合该盆地页岩油储层地质特征,系统分析了体积压裂增产机理和关键技术。分析认为,对于页岩油在储层中渗流机理的认识,已逐步由常规油藏单一的有效驱替机理转变为有效驱替和油水渗吸置换复合机理;该盆地形成的体积压裂技术模式,其关键技术材料全部自主研发,且具有很好的现场应用效果。为了深化与提升该盆地页岩油体积压裂技术,追求更高产能目标,建议进一步研究压裂增产机理、优化关键技术参数、发展体积压裂可视化技术。研究结果可为页岩油水平井体积压裂优化设计提供依据,对同类储层的压裂改造具有借鉴作用。