瑪湖油田開發經驗對特低滲-致密油藏開發的借鑒意義

魏紹蕾，蘇映宏，黃學斌，肖玉茹

（中國石油化工股份有限公司石油勘探開發研究院，北京 100083）

1 瑪湖油田概況

1.1 儲層和流體物性

瑪湖油田[1-3]位于準格爾盆地，迄今為止，累計發現三級儲量超過10×108t，為世界上已發現的最大的砂礫巖油田?，敽吞锸菄鴥仁讉€大型致密礫巖油田成功開發的典范，也是中國石油新疆油田最重要的儲量接替陣地。目前，瑪湖油田的開發主要集中在瑪北斜坡和瑪西斜坡百口泉組的致密礫巖儲層。油藏埋深2 812～3 920 m，平均孔隙度為7.73%～11.63%，覆壓氣測滲透率為（0.02～0.45）×10-3μ m2，屬于超深致密砂礫巖，直井產量低或無自然產能。油藏受斷裂和巖性雙重控制，試采試油資料未見邊底水。油藏中部壓力31.78～70.88 MPa，壓力系數為1.25～1.77，地飽壓差多在20 MPa以上。地面原油密度0.825～0.858 g/cm3，50℃原油黏度為4.94～18.10 mPa·s。

1.2 開發歷程

瑪湖油田實現效益，開發大體經歷了3個階段[4-6]：① 探索試驗階段（2012-2014年），采用水平井常規分段壓裂，投產第一年平均單井累產3 836 t，提產效果明顯；② 擴大試驗階段（2014-2015年），采用水平井體積壓裂，投產第一年平均單井累產8 636 t，產量進一步提升；③ 規模建產階段（2016年至今），整體部署規模實施，投產水平井88口，第一年平均單井累產10 110 t，實現油田效益開發。

1.2.1 探索試驗階段

2012年3月，瑪131井首獲突破；10月，新疆油田提交預測儲量7 567×104t，116 km2含有面積內僅有7井獲得工業油氣流。為了加快儲量升級，按照勘探開發一體化的策略，提出“直井控面，水平井提產”的思路。2013年整體部署實施預測井、評價井26口，其中水平井5口；5口水平井均采用常規分段壓裂，壓裂參數如表1所示，平均水平段長度為843 m，壓裂段數13段，平均縫間距為63 m，平均單井壓裂液6 747 m3，支撐劑788 m3/井。

表1 瑪131井區5口試驗水平井常規壓裂參數

和直井相比，壓裂水平井的開發效果得到明顯提高，平均第一年累計產量達3 836 t，截至目前（投產約3.8年），平均日產油9.3 t/d，目前日產油7.4 t/d（見表2）。

表2 瑪131井區5口試驗水平井常規壓裂開發效果

1.2.2 擴大試驗階段

2014-2015年，以效益開發為目標對水平井井距、壓裂簇間距、水平段長度、井身結構和壓裂參數開展試驗，采用體積壓裂技術改造6口長水平井，壓裂參數如表3所示，平均水平段長度為1 482 m，壓裂段數19段，平均縫間距為30 m，平均單井壓裂液22 395 m3，支撐劑1 422 m3/井（見表3）。

表3 瑪131井區6口長水平井＋體積壓裂參數

和探索試驗階段相比，水平井長度增加0.8倍，單井壓裂液用量增加2.3倍，支撐劑用量增加0.8倍。通過采用“長水平井＋大規模體積壓裂”的生產模式，開發效果進一步提高，平均第一年累產達到8 636 t，比前期產量提高1.2倍（見表4）。

表4 瑪131井區6口長水平井＋體積壓裂開發效果

2015年，瑪18井區上報探明儲量5 947×104t，當年完成開發試驗方案，部署實施提產試驗水平井2口，對開發方式、井型、水平段快速鉆探技術以及水平井細分切割體積壓裂技術進行試驗。2016年6月，MaHW6004井投產，峰值產油118.8 t，一年累積產油19 172 t，取得了良好效果，基本確立了“水平井＋細分體積壓裂”的開發方式。

1.2.3 規模建產階段

為了加快勘探開發步伐，縮短投資回收期，確定了“邊評價、邊試驗、邊建產”的思路，已經在6個區塊投產水平井88口，平均單井生產356天，第一年平均單井累產油9 047 t，平均日產油24.6 t，規模建產開發效果良好（見表5）。

表5 瑪湖地區水平井生產數據表

瑪18井區于2016年10月完成水平井開發方案，當年啟動現場實施，目前已投產29口井，平均水平段長度1 313 m，平均壓裂級數為18級，平均單井壓裂液用量為21 771 m3，平均單井支撐劑用量為1 227 m3，年開單井生產天數為294天，累產油10 975 t，平均日產油35.4 t/d。

1.3 瑪湖油田開發新技術

1.3.1 長水平井鉆井提速提效技術

與國內其他致密油藏相比，瑪湖油田埋藏深、地層壓力高，鉆井施工難度大；縱向上發育有3套砂礫巖層，壓力特征復雜；儲層巖性以砂礫巖為主，塑性較大，可鉆性差。針對瑪湖地區地層壓力系統復雜、礫巖層鉆井速度慢、分段壓裂對古井質量高等技術難題，通過針對性技術攻關，形成了適合瑪湖致密砂礫巖儲層開發的水平井高效鉆井技術[7-9]。

1）深化壓力及地層平剖面研究，優化井身結構

采用地球物理手段，借助先進的地震技術建立三維地質模型，通過測井技術和工程實踐進行修正，盡可能精確地刻畫儲層構造、隔夾層分布、儲層物性、含油性、巖石脆性以及儲層溫壓系統，針對復雜壓力地層和特殊巖性地層進行研究，揭示空間展布規律及特點。在平面上目的層壓力由斜坡區向湖盆區住建增大，壓力系數由1.0增至1.7；剖面上白堊系、侏羅系地層壓力系數為1.0，三疊系地層壓力系數高達1.7。侏羅系的煤層容易發生井漏，三疊系泥巖段則容易發生卡鉆。通過鉆前三維地質模型獲得地下構造特征，沿鉆井方向獲取物性剖面，優化井身結構和井身軌跡設計。

2）研發新型鉆井液體系，攻克水平井容易漏失失穩難題

長水平段井眼攜巖困難，容易卡鉆，對鉆井液的潤滑性能要求很高。為了克服以上難題，采用多元協同理論，開展多組抑制劑評價實驗，優選出“7%氯化鉀＋（8%～15%）有機鹽＋1%胺基抑制劑”組合，提升防塌能力；加入2%～3%陽離子乳化瀝青和天然瀝青粉提升封堵能力；在完井階段利用2%石墨粉提升潤滑性。新研制的強抑制水基鉆井液體系在瑪湖地區應用76口井，最長裸眼段4 670 m，水平段長2 027 m，井徑擴大率均控制在行業標準規定的10%以內。

3）攻關韌性水泥漿體系及工藝，完善固井技術

通過試驗確定水泥彈性模量小于6 GPa且抗壓強度大于18 MPa才能滿足壓裂要求?，F有的常規體系和膠乳體系無法滿足要求，進口韌性水泥漿費用高。2015年，新疆油田開展了24種添加劑72組評價實驗，形成了滿足壓裂需求的水泥漿體系，費用僅為進口水泥漿費用的1/3。2017年，持續開發韌性材料優化實驗，水泥漿體系實現國產化，費用進一步降低50%。新研制的韌性水泥石與常規水泥石相比，彈性模量降低了50%以上，抗拉強度提高了100%以上，增加了抗沖擊破碎能力，提高了完井質量。

1.3.2 大規模體積壓裂改造技術

瑪湖致密礫巖油田天然裂縫不發育、水平兩向應力差大，難以形成復雜縫網；且埋藏深、閉合應力大，水平井改造施工風險大、成本高。為了克服上述難題，科研人員以水平井體積壓裂為基礎，針對砂礫巖致密儲層的特點，建立了細分切割體積壓裂[10-12]的開發方式。

1）基于水平井體積改造理念，確定細分切割壓裂方式

基于人工裂縫展布規律，形成裂縫系統評判圖版，確立了細分切割體積壓裂改造方式?，敽貐^水平井平均壓裂級數為24級，最大壓裂級數為35級；平均裂縫間距為30 m左右，最小為15 m，實現了體積壓裂改造方式的轉變。采用了固井橋塞和分簇射孔工藝，實現細分切割，推廣應用56井次，滿足了油藏埋深4 000 m、井深6 000 m、改造長度2 000 m以內水平井的改造需求。另外，針對橋塞分段壓裂改造動用程度不均勻、壓后鉆磨等問題，引入連續油管帶底封拖動-水力噴射、無限級可開關固井滑套兩種精準定點可控分壓工藝，進一步豐富技術手段，同時開始探索水平井重復壓裂技術。

2）結合油藏特征與改造需求，優化設計實現縫控儲量

瑪湖礫巖油藏水平段物性、含油性、巖石力學性質特征和地應力差異大，需要針對不同井段開展射孔位置優選、壓裂參數和壓裂規模個性化設計。制定壓裂方案時，應立足地質特征差異性，開展裂縫間距、施工工藝等關鍵參數室內模擬和現場試驗，優化形成瑪湖地區不同類型油藏體積壓裂關鍵參數設計準則。設計過程中，應綜合地質、巖石力學、地應力參數，建立應力耦合壓裂數值模型，模擬不同參數組合下人工裂縫空間展布形態，實現單井單縫設計向縫控油藏轉變。

3）攻關砂礫巖致密油改造難題，集成體積壓裂系列技術

礪石粒徑變化大，人工裂縫延伸曲折且縫面粗糙，縫內支撐劑運移規律復雜，影響造縫效果和人工裂縫的遠端支撐。通過室內模擬不同液體、排量以及注入方式下支撐劑運移規律，形成胍膠啟縫、滑溜水段塞攜砂、凍膠加砂的逆混合壓裂工藝。施工排量達到l8 m3/min以上，提高了裂縫搏擊體積，段塞加砂量達到25%～30%，改善了支撐劑鋪置效果。另外，針對規模開發帶來的用水挑戰，研究形成了壓裂液反排和風城稠油凈化水等工業廢水再利用技術，拓展了壓裂配水供水來源，緩解了區域水資源供給緊張的矛盾，大幅降低了環保壓力。

2 國內特低滲-致密油藏開發現狀

隨著常規油氣資源發現難度增大，非常規（超/特）低滲透油藏已成為國內各個油田增儲上產的主力資源。該類油藏巖性復雜、儲層物性差，開發動用難度大，開發經濟效益差。通過借鑒瑪湖油田以及國內外其他（超/特）低滲透油藏成功開發的經驗，形成適合國內（超/特）低滲透油藏開發的專有配套技術，改善開發效果和提升經濟效益。

2.1 國內特低滲-致密油資源狀況

近年來，隨著常規油氣資源發現難度增大，以特低滲-致密油為代表的非常規油氣資源逐漸成為新增儲量的主體。對于油藏來說，滲透率小于50 mD為低滲透油藏，其中滲透率小于10 mD界定為特低滲透油藏；50～500 mD為中滲透，500～1 000 mD為高滲透，滲透率大于1 000 mD為特高滲透。從圖1看出，近年來國內新增石油探明地質儲量品質逐漸變差，特低滲透油藏新增探明地質儲量所占比例逐年增加，由2013年的51.0%增至2017年的73.7%；另外，中-高滲透油藏新增探明地質儲量所占比例不斷減少，由2013年的22.8%降至8.5%。低滲-致密油藏新增儲量已成為未來儲量接替的主力。

圖 1 2013-2017年新增石油探明地質儲量品質變化趨勢

2.2 典型特低滲-致密油資源開發特征

國內致密油資源主要分布在鄂爾多斯（華北）、渤海灣（勝利）、塔里木（西北）3個盆地。油藏類型多，地質條件復雜，多為陸相碎屑巖沉積，分布范圍小，單層厚度薄，穩定性差。儲量豐度低，為中低豐度分布；大部分油藏埋藏深，裂縫發育程度低；脆性礦物含量低，原油黏度高，溶解氣油比低，地層壓力系數低。受油藏孔滲條件制約，特低滲-致密油藏開發過程面臨以下問題：

1）產能低，自然遞減快

大部分特低滲透油藏有一定的自然產能，但自然產能很低，無經濟效益；致密油藏一般無自然產能，特低滲-致密油藏的開發需要借助水平井分段壓裂技術，壓裂后初始產能6.5～16.5 t/d。產量遞減快，符合雙曲遞減規律，1～6個月階段遞減率32%～70%。

2）初期含水率高

致密儲層孔喉半徑細小，毛管力大，成藏過程中油水分異作用差，基質孔隙含水飽和度高，油井生產過程中油水同出。如鄂南紅河長8為孔隙型儲層，基質孔隙為主要儲集空間，含油飽和度低，油井投產即見水，且含水較高，裂縫相對發育區油井含水30%；裂縫不發育區高達80%。

3）能量補充困難

致密油儲層屬微米～納米級孔隙介質，喉道細?。ǎ?μm），滲流阻力大；由于天然裂縫及人工裂縫的存在，注入介質難以進入致密孔隙中，且易水竄。在鄂南渭北長3、紅河長8、長9油藏水（氣）驅先導試驗，效果不理想。北美Bakken注水先導試驗，由于裂縫溝通，注水后水竄現象明顯，油井單井月產油量下降30%～50%，注水期間從基本不含水上升至含水80%～90%，無增油效果。

2.3 國內特低滲-致密油藏開發潛力

國內探區特低滲-致密油資源豐富，是原油生產的重要接替資源。從目前勘探開發狀況看，特低滲-致密油開發已經獲得突破，但由于地質條件復雜，整體認識程度較低，尚未形成適應不同地質條件的中低豐度儲量的配套開發技術，目前還沒有進入大規模的開發階段。

借鑒瑪湖油田成功開發的經驗，引入勘探開發新技術，在國內部分探區開展先導試驗。如，勝利義34塊多段壓裂水平井驅替補充能量先導試驗、鄂南紅河多段壓裂水平井體積改造＋吞吐補充能量先導試驗、準中永1超深層致密油開發先導試驗。通過試驗進一步積累經驗，全面國內探明未開發特低滲-致密油資源的全面動用。

3 結論與建議

1）瑪湖油田開發過程中存在地質條件復雜、開發工程難度大等問題。通過工程技術的進步，特別是長水平井鉆井技術和體積壓裂技術的規模應用，大幅降低了生產成本，提高了單井產量，實現了瑪湖油田致密油資源的有效動用。

2）國內探區特低滲-致密油資源豐富，但勘探開發尚不成熟，各個區塊的油藏地質特征復雜，且認識程度低。通過借鑒馬湖地區致密砂礫巖成功開發的經驗，引入“長水平井＋體積壓裂”技術，實現國內致密油氣資源的有效動用，提高儲采比，提升上游板塊的經濟效益。