中国非常规油气虽然大面积连续分布, 但资源丰度低且渗流能力差, 几乎无自然产能, 目前以改造后衰竭开发为主, 部分致密油层开展了注水补充能量试验, 但未见到明显效果。以长庆油田某致密油井区为例, 采用注水开发的长7储集层与衰竭开发的长6、长8储集层相比递减趋势相近, 首年产量递减率都达到40%以上（见图1）。另外, 吐哈三塘湖、新疆玛湖等致密油区块首年产量递减率为50%~70%。因此中国致密油普遍表现为“ 甜点区” 初始产量高, 但递减快、采收率低、成本高; 而“ 非甜点区” 单井产量低, 根本无法实现商业化开发。数值模拟结果表明, 致密油储集层由于物性差, 当人工裂缝密度较低时, 初次改造后缝间存在大量剩余油无法有效动用, 但目前缺乏低成本的井筒重构技术, 重复压裂工具管柱尺寸受限, 尚无法在水平井中实现大排量、大砂量、大液量的体积改造重复压裂; 而当裂缝密度较高时, 初次改造的剩余油区域变小（见图2）。基于上述原因, 本文提出了“ 缝控储量” 改造优化设计技术概念, 即通过优化形成与“ 甜点区” 和“ 非甜点区” 匹配程度高的裂缝体系, 实现非常规油气资源的立体动用和经济高效开发。

图1

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	图1 长庆油田典型致密油区块单井日产量

图2

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	图2 缝间距为15 m和50 m时含油饱和度分布

“ 缝控储量” 改造优化设计技术以油气区块整体为研究对象, 以一次性最大化动用并采出整个油气藏油气为目标, 通过优化井网、钻井轨迹、完井方式、裂缝分布和形态、补能模式和排采方式, 构建与储集层匹配的井网、裂缝系统和驱替系统, 实现注入与采出一体化, 最终改变渗流场和油气的流动性, 提高一次油气采收率和净现值, 实现油气资源规模有效开发和全动用。其技术关键是形成与储集层匹配的裂缝和能量补充系统, 实现初次压裂后裂缝对周围区域的储量动用和原油的最大产出量, 保证缝间和井间剩余油气最小化。

目前应用的常规储集层体积改造技术强调平面和纵向上“ 甜点区” 的优选和改造, 而“ 缝控储量” 改造优化设计技术强调的是对“ 甜点区” 和“ 非甜点区” 的立体动用和最大化一次改造后的油气储量动用程度, 采用“ 勘探— 开发— 工程一体化” 的技术理念, 优化井网、裂缝体系和补能方式, 一次性构建完善的裂缝系统。

“ 缝控储量” 改造优化设计技术内涵包括3个方面：研究对象为整个区块, 涵盖“ 甜点区” 与“ 非甜点区” ; 研究目标从以井为主体的井控储量计算^{[11, 12, 13, 14]}和开发模式, 转变为以裂缝为主体的储量动用模式, 每条裂缝会因所在单元物性不同呈现个性化状态; 强调一次性储量的动用和采出, 重复压裂是为了恢复老缝的渗透率, 而非以造新缝为目的。

为了量化储集层改造技术应用效果, 根据“ 缝控储量” 改造技术概念, 对目标函数进行了定义。

$M=\sum\limits_{i=1}^{n}{\sum\limits_{j=1}^{m}{\frac{V_{\text{P, }j}^{{}}(t)}{V_{\text{M, }i}^{{}}}}}$ （1）

$S=\frac{{{V}_{\text{P}}}(t)}{{{V}_{\text{F}}}}$ （2）

勘探或开发过程中, 将油藏分成n个独立区域, 每个区域部署1口井, 将这个区域定义为井控目标区域（见图3a、图3b）, 而区域内的油气储量即为该井的井控目标储量。将某一井控目标区域划分成m个单元, 每个单元部署1组单一裂缝或1组相互连通的复杂裂缝, 通过这组裂缝（网）控制和采出该单元内的油气储量即缝控目标储量V_F, 如图3c— 图3f所示。

图3

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	图3 水平井“ 缝控储量” 改造优化设计技术应用目标示意图

井控目标储量和单井控制储量的区别在于单井控制储量是指采油井开采过程中油气供给区域内的地质储量^{[15, 16, 17, 18]}（见图4）, 即井能控制的实际区域。而本文提出的井控目标储量是开发方案中分配给井的“ 责任田” , 即需要该井开发的区域内储量, 其有效控制由储集层的物性和开发过程中的开采参数决定。

图4

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	图4 单井控制储量和井控目标储量对比示意图

由定义可以看出, 对于改造系数较差的情况（见图3c、图3e）, 水平井井控目标区域内平面范围或者层间纵向范围内有很大的“ 空白区域” , 这些“ 空白区域” 在生产后期得不到有效动用, 成为剩余油气, 使改造系数远远小于1。对于改造系数较好的情况（见图3d、图3f）, 裂缝在纵向和平面上波及范围较广, 几乎能够覆盖所有油气区, 区域内油气在井生命周期结束后得到充分动用, 改造系数趋近于1。同时当控藏系数趋近于1时, 井间平面范围或层间纵向范围内“ 空白区域” 很小, 油气得到有效控制和采出。

提高改造系数是提高致密储集层井控目标区域内最终采收率的关键; 而提高控藏系数可以提高整个油气藏的最终采收率。“ 缝控储量” 改造优化设计技术的终极目标是改造后改造系数和控藏系数都趋近于1。

2.1.1 储集层物性评价

储集层物性是技术应用的基础, 相对精确的刻画可以确保后续方案实施的合理性。因此储集层评价和天然裂缝系统预测技术是“ 缝控储量” 改造优化设计技术的重要基石。目前的技术手段充分利用非常规油气资源已有的勘探和开发大数据信息, 获得岩性、物性、烃源岩、含油性、脆性、地应力、各向异性等地质及测井参数, 建立反映地下实际情况的地质物理模型和三维应力场模型, 对储集层进行精细刻画, 为产能模拟和裂缝扩展模拟提供可靠模型。

2.1.2 裂缝系统评估及认识

对压裂裂缝几何尺寸的认识是压裂方案优化的基础, 综合利用微地震监测（见图5）、微形变和示踪剂等技术, 分析压裂裂缝体系的复杂程度。在此基础上, 利用人工裂缝反演和数值模拟等技术（见图6）, 建立能够反映地下实际情况的压裂裂缝体系模型, 根据该模型, 进行压裂改造的有效性评价, 预测油气生产动态和补充能量开发方式。

图5

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	图5 LAH井微地震监测结果（不同颜色代表不同分压级次的事件）

图6

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	图6 MAH井裂缝扩展剖面图

2.1.3 长水平井段设计与实施

基于优质储集层展布优化井眼轨迹, 采用PDC（聚晶金刚石复合片）钻头、高效率螺杆钻具、“ 一趟钻” 钻井设计和优质水基钻井液体系等来降低井筒复杂性, 提高钻井速度, 降低钻井成本; 采用地质工程一体化“ 甜点” 预测、水平井地质导向和三维绕障钻井技术提高储集层钻遇率, 实现优质储集层“ 零” 丢失; 结合储集层砂体展布特征和井场设计, 增加水平井段长度至2 000~3 000 m, 增加水平井筒与油气藏的接触面积, 提高水平段的产油气能力, 降低单位长度钻井成本, 减少单位面积所需平台数量和地面工程及中游基础建设费用。

2.1.4 小水平井间距设计

美国几大主要致密油气区块的水平井井间距从400 m缩小到100~200 m, 在Barnett、Eagle Ford、Marcellus试验了最小井间距为76 m的平台水平井^[19]。目前中国的致密油井间距一般为300~800 m, 吐哈致密油加密后井距达100 m。以裂缝体系评估认识到的裂缝长度为上限, 进行井距的优化设计, 使压裂对两井间储集层基质形成的“ 缝控” 面积变小, “ 缝控” 面积内基质向裂缝的渗流距离进一步减小, 井间难动用区域面积减小, 波及效率提高; 同时, 缩小井距降低了平台压裂时对压裂裂缝长度的要求, 有利于压裂技术的应用与控制。

2.2.1“ 4段式控缝” 精准裂缝布放技术

裂缝的布放是系统工程, 需要从源头进行控制, 基于此本文提出了“ 4段式控缝” 精准裂缝布放技术, 即在布井、完井、压裂、返排4个关键环节对裂缝进行控制。在方案部署阶段通过井距、水平井段长度、井眼方位及井眼轨迹的设计, 控制裂缝纵向和平面的分布, 形成与砂体匹配的裂缝系统; 在完井阶段通过射孔或裸眼方式优化裂缝起裂位置和数量, 控制裂缝间距和缝间储量; 在设计和实施阶段控制裂缝质量, 主要利用液体性能、施工排量、泵砂程序等优化, 结合微地震监测结果对参数进行适当调整从而控制人工裂缝的形态; 在返排阶段通过优化焖井时间和油嘴尺寸控制返排速度, 实现地层不出砂及近井裂缝高导流, 保证压后改造效果, 控制支撑裂缝形态。

2.2.2 设计和实施技术思路

目前已形成2种人工裂缝精细改造技术：①以“ 快钻桥塞组合分簇射孔” 为主, 主要针对不利于形成复杂裂缝的致密油储集层, 通过分段多簇压裂, 实现细分切割储集层改造; ②复杂裂缝压裂改造方式, 主要针对天然裂缝发育的脆性储集层, 采用大排量、暂堵转向等方式, 通过水平井裂缝间距优化形成复杂裂缝系统, 在不同特征储集层的缝端、缝内、缝口加入多种储集层改造智能材料体系, 改变储集层岩石润湿性, 实现定点位置的人工裂缝转向。

2.2.3 低成本分压技术工艺

为了进一步提高“ 缝控储量” , 国外非常规油气开发中逐步缩小分段压裂的段间距, 以Utica油田为例, 2014年的段间距为61~76 m, 2016年3月Purple Hayes平台水平井压裂段间距为46 m, 同年6月Wheeler平台水平井压裂段间距缩短到34 m, 最小簇间距仅为4.5 m^[20]。石油公司在Permian盆地也针对密集布井和密集布缝开展了压裂试验^[21]。致密储集层渗透率低, 启动压力高, 在一定的开发周期内, 井控范围几乎等同于人工裂缝的控制区域。国内致密油储集层的室内物模实验和现场实践都证明储集层难以“ 打碎” , 采用目前现有的桥塞分段分簇射孔的水平井体积改造技术无法实现理想的复杂裂缝网络（现国内常用的水平井压裂段长60~80 m, 每段2~3簇, 每簇10~16孔）。为增加人工裂缝密度并控制储集层储量, 同时降低施工成本, 国外采用极限分簇限流射孔技术缩小段（簇）间距^{[22, 23, 24]}, 即在确保段内每簇可压开的前提下, 最大限度地增加每段的簇数, 利用总的孔眼数来实现对每簇节流阻力的控制, 从而形成缝控基质单元, 大幅度增加单位面积可动用储量, 将传统井控储量模式发展成缝控可采储量模式, 提高采收率。

2.2.4 交错布缝工艺

在2口平行的水平井段上交错布缝（见图7）, 增加了裂缝穿透比, 并利用2条缝间的诱导应力改变原

有天然裂缝形态, 产生次生裂缝, 形成复杂缝网结构, 增加地层内裂缝的复杂程度, 从而扩大裂缝控制面积, 避免了对称布缝时因增加裂缝穿透比导致2口井连通的不利情况。

图7

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	图7 对称布缝与交错布缝示意图（σ H为最大水平主应力, 序号代表施工次序）

致密油在没有能量补充的条件下, 仅依靠流体和岩石的弹性能, 采用水平井多段压裂技术衰竭方式开采, 一次采收率仅为5%~10%。国外致密油气有效补能的技术方法仍处于探索中。本文在文献调研、现场实践和理论分析的基础上, 提出了3种补能方式。

2.3.1 前期大规模压裂液注入蓄能

致密油具有低孔、超低渗特征, 单井之间不具备储集层连通效应, 即单井控制储量范围可看作一个独立的封闭性储集体, 能有效保证地层能量不向外界扩散。储集层改造高速注入大规模液量, 一方面可提高人工裂缝的复杂程度和改造体积以及裂缝的比表面积, 增加液体的滞留时间和体积, 从而加强能量补充效果; 另一方面不同位置人工裂缝或裂缝分支存在非均匀压力系统, 可形成缝间驱替（见图8）。该方法与吞吐注入和衰竭式开采相比, 可明显提高地层能量和累计产量。

图8

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	图8 缝间压力驱替示意图

油藏数值模拟结果表明, 体积为8× 10⁶ m³的油藏通过水力压裂快速注入1× 10⁴ m³压裂液, 平均地层压力可上升2.14 MPa, 能量得到补充, 产量也随之提升。从矿场试验看, 新疆玛湖地区致密油水力压裂单位长度井段的注液量由8.5 m³提升至15.0 m³（其中MAB_H水平井段注入液量为8.5 m³/m, 其他井水平井段注入液量为15 m³/m）, 300 d后压裂液的返排率由65%降至20%, 压降速率降低40%~46%（见图9）, 可见大量液体注入有利于提高地层能量。

图9

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	图9 “ 缝控储量” 改造蓄能作用矿场试验压降速率对比图

以长庆某井为例, 对压裂蓄能方法进行说明。该井油层深度2 288 m, 油层厚度16.46 m, 压力系数0.72, 基质渗透率0.17× 10^-3μ m², 孔隙度7.9%, 水平段长800 m, 压裂分10段, 段间距48~67 m, 半缝长211 m, 导流能力30 μ m²· cm。设置3种不同方案并对比产油效果：①无能量补充衰竭方式开采; ②5次吞吐循环, 即油井生产3年后在1个月时间内, 分别注入采出量80%、100%、120%、150%的水, 焖井1个月, 继续生产3年, 再在1个月时间内, 分别注入相同体积的水, 并焖井1个月, 依次类推共注入及采出5个循环; ③蓄能压裂注入, 即压裂时一次性注入等量活性水, 注入量为方式②5个循环的总量, 对比结果显示, 蓄能压裂能够明显提高单井累计产量（见图10）。

图10

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	图10 蓄能压裂、吞吐循环和衰竭开采的累计产量对比图

2.3.2 中后期多轮次注水能量补充

致密油层实施水力压裂后, 压裂液主要分布在形成的裂缝网络内（或裂缝附近基质内）, 基质渗透率低, 压裂液在短时间内无法有效运移到基质内部。大量压裂液的存在使得改造区缝网内压力明显升高, 而被裂缝网络切割的基质岩块内部压力仍然保持为原始地层压力, 因此基质岩块内存在大量剩余油, 开发中后期需进行多轮次注入— 关井— 生产提高采收率。在关井过程中, 一方面压力可由裂缝网络向被其切割的基质岩块内传播, 另一方面因油水重力分异, 压裂液不断向储集层缝网较低部位运移, 油向缝网内高部位运移并聚集, 实现关井蓄能后井口快速见油。关井时间主要受缝网间距和基质渗透率影响, 缝网间距越小, 所需要的驱动压差越小, 合理关井时间越短; 基质渗透率越小, 油气启动压力梯度越大, 合理关井时间越长。

2.3.3 后期采出气再注入补能技术

注气是1种有效的提高原油采收率的方法^{[18, 19]}, 不仅可以维持地层压力, 还可以提高驱油效率。注入地层的混相气通过重力排驱、毛管驱动、弥散扩散、压力驱动等作用, 实现裂缝与基岩之间的交叉流和质量传递, 达到开采残留在基岩中大量原油的目的。利用采出气回注, 不存在混相困难, 且具经济效益和环境效益。由于气体注入能力强, 相同注入压力下气体更容易进入微小孔隙, 将压力传到储集层深处, 从而达到补充能量的目的, 驱替孔隙剩余致密油。巴肯组岩心驱替实验和油藏模拟研究得出, 注气与注水相比能采出更多原始地质储量, 驱替效率为28%~60%^[24]; 假设体积波及效率为50%, 最终采收率将达到14%~30%, 模拟模型预测先导试验最终采收率可达到23%^[22]。

“ 缝控储量” 改造优化设计技术在非常规油气的开发实践中取得了显著增产效果。2017年在新疆油田玛131井区开发方案中采纳该理念, 将水平井井间距由400 m降到300 m, 缝间距由勘探阶段60~100 m减小到开发试验阶段30 m, 150 d累计产量提高了近60%（见图11）, 8口试验井30 d末平均产量23.5 t/d, 比以往提高1.9倍, 预计油藏采收率可提高2%以上; 同年在吐哈油田三塘湖致密油马56区块开展“ 缝控储量” 改造优化设计技术先导试验, 水平井井间距由400 m缩小至100 m, 压裂井缝间距由46 m缩小至12 m左右, 每段簇数由2簇增加至5簇, 完成现场先导试验5井47段195簇, 其中马58-2H井初期产量为51.0 t/d, 试验井平均产量25.7 t/d, 与邻井相比增产1.7倍, 预计井组采收率增加0.92%。

图11

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	图11 玛131井区裂缝间距与累计产量对应关系图

长水平段钻完井可增大压裂规模, 增加有效改造体积。2017年长宁— 威远示范区龙马溪组页岩气水平井段平均长1 624 m, 最长水平段2 512 m, 加砂强度平均1.4 t/m, 最高单段达到3.1 t/m。通过增加段数、缩小段长、增加簇数、缩短簇间距提高改造程度, 2017年长宁— 威远示范区龙马溪组页岩水平井分段压裂簇间距平均值为22.8 m, 所有井中最小簇间距15 m, 单井最多簇数134簇。“ 缝控储量” 改造优化设计技术的应用, 使页岩气产量由2014年典型井的平均产量10.2× 10⁴ m³/d（8口井）, 提高到2017年的平均产量28.8× 10⁴ m³/d（16口井）, 有力支撑了页岩气商业化规模开发。