引言

自1953年威利斯顿盆地发现致密油以来，美国致密油勘探开发经历60多年的实践，取得了巨大成功，目前发现致密油盆地19个，资源量424.30$\times 10^8$ m$^3$，其中，可采资源量137.00$\times 10^8$ m$^3$，储量98.04$\times 10^8$ m$^3$，2015年致密油产量2.26$\times 10^8$ t，占总产量的48%，致密油已成为美国原油产量增长的主要来源。

中国致密油资源量丰富，据美国EIA对全球致密油技术可采资源量评估，中国致密油技术可采资源量大，居世界第三位，约为320.0$\times 10^8$ bbl(44.0$\times 10^8$ t)。据中石油最新数据，中国致密油总资源量超过151.4$\times 10^8$ t，主要分布在鄂尔多斯、松辽、四川、准噶尔等盆地。其中，鄂尔多斯盆地资源量最高，约43.4$\times 10^8$ t。目前，中国致密油开发整体处于评价与先导试验价段，鄂尔多斯和松辽盆地局部地区实现建产，致密油是中国原油产量的重要接替资源。

中国致密油以陆相成因为主，相对美国以海相成因为主来说，具有储层更致密、油层薄和连续差、气油比低、压力系数和原油性质变化大等特点，有效开发难度更大。

泾河油田为典型裂缝型致密油藏，2012—2013年以水平井分段压裂技术为主、采用弹性能量方式进行开发，由于储层“甜点”非均质强、产量递减快、采收率低、水平井投资大，目前开发效益不好。但通过开发实践，充分揭露了此类油藏的地质特征和开发难点。以JH17井区长8油藏为例(图 1)，阐述了裂缝型致密油藏的地质和生产动态特征，明确了开发难点，并针对性地提出了开发对策，为此类油藏有效开发提供借鉴。

1 研究区概况

泾河油田位于鄂尔多斯盆地西南缘，构造上属天环拗陷、伊陕斜坡和渭北隆起相交处，处于湖盆沉降中心边部，相对盆内的致密油藏，具有生油源岩丰度低、储层更加致密、油层薄且分散、含油丰度低、储层裂缝相对发育的特点，开发难度更大。主要发育长8油层组，可划分长8$_{{\rm 1}}^1$、长8$_{{\rm 1}}^2$、长8$_{{\rm 1}}^3$、长8$_{{\rm 2}}^1$、长8$_{{\rm 2}}^2$、长8$_{{\rm 2}}^3$等6个小层，主要含油层位为长8$_{{\rm 1}}^2$小层。储层沉积微相为砂质碎屑流、浊流沉积，砂体呈土豆状分布，平均厚度9.7 m(图 1)。

油田构造平缓，呈西北倾向单斜，坡降约12 m/km，区内发育北东东向断裂，延伸长度1$\sim$8 km不等，断距一般大于8 m，断开层位为三叠系—侏罗系。区内共有水平生产井31口，平均水平段长700 m，平均钻遇砂岩段611 m，平均具有油气显示砂岩段长559 m。

2 储集层特征 2.1 岩石学特征

岩石类型以灰色、深灰色岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主，石英平均含量40%，长石平均含量28.5%，岩屑平均含量均31.5%。以细粒、中细粒为主，磨圆度次棱—次圆状，分选中等到好，成分成熟度较低，结构成熟度为次成熟，接触关系以点线、凹凸线状为主，胶结类型以薄膜孔隙式胶结为主。

2.2 物性特征

孔隙度主要分布在4.0%~8.0%，平均6.8%(图 2)；渗透率具有两个主分布区间，分别为0.1~0.6 mD和1.0~5.0 mD(图 3)，以较低渗的分布区间为主，平均渗透率0.46 mD。从渗透率分布来看，存在一个渗透率较大的分布区间，这部分储层渗透率较高的原因主要是储层发育水平层理缝。总体来看，为典型的致密储层。

孔隙度与渗透率呈两种相关关系(图 4)。一种为线性相关，渗透率随孔隙度增大呈线性增加；另一种为曲线关系，这类储层发育水平层理缝，改善了储层渗透性，渗透率随孔隙度增大而快速增加。水平层理缝的存在，大大提高了储层渗透性，是油井高产的主要因素之一。

2.3 裂缝特征

通过钻井岩芯观察，主要发育构造裂缝和水平层理裂缝两种类型(图 5)。

构造缝缝面平直光滑，以垂直和高角度缝为主，岩芯统计裂缝平均密度为0.1条/m，裂缝高度一般小于1.0 m，多分布在10$\sim$50 cm，大多为开启缝，缝面可见方解石充填，大多可见油气显示，说明构造缝对油气的运移起着重要的通道作用。

层理缝是指地层受到各种地质作用而沿着沉积层理裂开的裂缝。泾河油田长8$_{{\rm 1}}^2$储层普遍发育层理缝，呈水平或低角度产状，沿层理面开裂，缝面较平直，局部起伏，沿缝面常见斑点状、呈连续或不连续的油显示。通过岩芯观察，层理缝密度分布5.01~64.80条/m，平均21.10条/m。经统计，层理缝密度与声波时差呈较好正相关关系。

总体来看，储层裂缝较发育，为典型裂缝型致密储层。在水平井裂缝发育段数与试油产量相关图(图 7)上可明显看出，裂缝发育段数与油井试油产量呈较好的正相关关系，裂缝是油井高产的主控因素。

2.4 孔隙结构特征

孔隙型储层的主要孔隙类型为粒间溶孔和粒内溶孔，少量的剩余粒间孔。其中，粒间溶孔平均68%，粒内溶孔平均28%，剩余粒间孔平均4%。

平均孔隙半径19.90 μm，平均面孔率1.11%，平均孔喉比6.17，平均配位数0.21，平均最大喉道半径0.96 μm，平均中值喉道半径0.13 μm，孔喉组合为小孔微喉结构。

孔喉细小、孔隙和喉道连通性差是孔隙型储层物性致密的主要原因。

2.5 储层可动流体分析

储层为典型多孔介质，其内部流体的流动受孔隙结构、流体自身性质以及运动状况等多种因素影响。一般而言，孔道中部的流体由于受固液界面作用影响小，流动规律接近常规流体，称之为可动流体；而直接与孔隙内表面接触的流体，由于分子的极性，导致流体在孔隙内表面发生物理化学变化，形成一层边界流体(或称束缚流体)，在一定的压力梯度下难以流动。对于油田开发而言，可动流体百分数越大意味着有越多的原油可以被采出，可动流体百分数的高低在一定程度上反映了油田开发潜力的大小。

通过核磁共振实验，实测了13块储层样品可动流体百分数，其中11块发育水平层理缝，2块不发育水平层理缝。

实测结果统计表明，平均孔隙度7.40%，平均渗透率0.43 mD，平均可动流体44.80%。其中，含水平层理缝样品的可动流体百分数好于不含水平层理缝的样品，说明水平缝发育后，可提高储层流体的可流动性。

总体来看，孔隙型储层的可动流体比例较小，是造成油井低产的原因之一。

2.6 储层综合分类评价

(1) 储集类型

储层主要储集空间有孔隙、构造裂缝和水平层理缝。储集类型可分为4种，分别为裂缝型、孔隙-裂缝型、裂缝-孔隙型和孔隙型。

裂缝型为储层裂缝发育密度大，岩芯破碎，裂缝即是储集空间也是渗流通道；孔隙-裂缝型储层裂缝发育密度大，岩芯破碎，孔隙和裂缝是储集空间，裂缝是主要渗流通道；裂缝-孔隙型储层裂缝发育密度较小，裂缝形态完整，储集空间主要是孔隙，渗流通道主要是孔隙和裂缝；孔隙型储层不发育裂缝，孔隙既是储集空间又是渗流通道。

(2) 储层综合分类

主要依据孔隙型储层物性的好坏和裂缝发育程度，应用岩性及含油性、物性、孔隙结构、电性等指标对储层进行综合分类。其中，孔隙型储层分为4类(Ⅰ类为物性好：孔隙度$\geqslant$9.0%，渗透率$\geqslant$0.6 mD；Ⅱ类为物性较好：孔隙度6.0$\sim$9.0，渗透率0.30$\sim$0.6 mD，Ⅲ类为物性中等：孔隙度4.0$\sim$6.0，渗透率0.14$\sim$0.3 mD；Ⅳ类为物性差：孔隙度 < 4.0，渗透率0.14 mD)，裂缝发育程度分为3类(Ⅰ类为裂缝发育：声波时差$\geqslant$230 μs/m，密度$\leqslant$2.5 g/m$^{{\rm 3}}$；Ⅱ类为裂缝较发育：声波时差210$\sim$230 μs/m，密度2.5$\sim$2.6 g/m$^{{\rm 3}}$；Ⅲ类为裂缝不发育，声波时差 < 210 μs/m，密度>2.6 g/m$^{{\rm 3}}$)。

在孔隙型储层和裂缝发育程度分类的基础上，储层综合分为4类(表 2)：Ⅰ类储层裂缝发育，孔隙型储层物性好；Ⅱ类储层裂缝较发育、孔隙型储层物性较好；Ⅲ类储层裂缝较发育，孔隙型物性中等；Ⅳ类储层裂缝不发育，孔隙型物性差，为非储层。

由储层综合分类可看出，致密储层的“甜点”为裂缝+优质孔隙型储层，JH17井区长8油藏的储层“甜点”主要为Ⅰ、Ⅱ类储集层，“甜点”呈团块状分布，大小差异较大，非均质性强(图 8)。

3 储量丰度

JH17井区长8$_{{\rm 1}}^2$油藏含油叠合面积36.71 km$^{{\rm 2}}$，地质储量569.56$\times$10$^{{\rm 4}}$ t，储量丰度15.52$\times$10$^{{\rm 4}}$ t/km$^{{\rm 2}}$，其中Ⅰ类“甜点”油层储量丰度17.96$\times$10$^{{\rm 4}}$ t/km$^{{\rm 2}}$，Ⅱ类油层储量丰度7.92$\times$10$^{{\rm 4}}$ t/km$^{{\rm 2}}$。区内共有水平开发井31口，平均单井控制储量18.37$\times$10$^{{\rm 4}}$ t，平均单井控制Ⅰ类“甜点”油层储量7.98$\times$10$^{{\rm 4}}$ t。

由此可见，油藏具有油层厚度薄、孔隙度低、含油饱和度低、储量丰度低、井控储量低的特点，这也是造成油井产量低、递减快、累产低、采收率低的主要地质因素(表 3)。

4 生产动态特征

JH17井区生产井31口，试油平均日产油6.4 t，平均含水率70.3%，平均累计生产518 d后，平均单井日产油2.39 t，日产液7.89 t，含水率69.7%。

生产动态特征具有产能差异大、产量递减快、单井累产低、采收率低的特点。试油产量最高24.9 t/d，最低0.2 t/d，产量差异大；油井产量第一年递减39.2%，预测15 a生产的平均递减率14.4%，产量递减快；预测弹性能量开发方式下，单井累产0.35 t，采收率1.96%。

5 开发难点及对策 5.1 开发难点

通过对JH17井区长8$_{{\rm 1}}^2$油藏地质和生产动态特征的研究可看出，裂缝型致密油藏与常规低-高渗油藏有较大的不同，主要表现在以下3点：一是储层甜点非均质性强，裂缝致密油藏甜点呈团块状分散分布，分布面积小，而常规油藏一般呈边片、大面积分布。二是储量丰度低，由于储层低孔、低饱和度、油层薄，造成储量丰度大大低于常规油藏，生产动态上呈产量低、递减快特征。油井要获得经济产量，需要很大的单井储量控制面积，常规的直井加砂压裂工艺，不能适应此类油藏的经济开发。三是目前技术条件下，没有成熟有效的能量补充技术。由于裂缝发育，并且储层致密，目前无论注水还是注气，均发生严重的水窜或气窜，孔隙型储层孔隙中原油无法驱替，无法抑制产量的快速递减。

裂缝型致密油藏有效开发有以下4个难点。

(1) “甜点”精细描述难度大

致密储层“甜点”为裂缝+优质孔隙型储层，“甜点”描述一般包括裂缝有利区、孔隙型储层有利区、裂缝与孔隙型储层有利叠合区描述3个部分。

描述难度主要集中在3个方面。第一是裂缝描述难度大，众所周知，裂缝的预测和描述是世界性难题，JH17井区长8油藏的许多低产井，就是由于部署到裂缝欠发育区而造成的；第二是孔隙型储质描述难度大，JH17井区长8$_{{\rm 1}}^2$油藏储层厚度薄，平均9.7 m，最厚一般不超过15.0 m，非均质性强，砂泥岩波阻抗差异小，紧邻其上的长7油页岩层，波阻抗较低，造成屏蔽，这些都造成优质孔隙型储层预测困难；第三是储层“甜点”非均质性强，裂缝与孔隙型储层非均质性均较强，造成两者叠合后的储层“甜点”在平面形态、内部属性、储量规模大小等方面强非均质性。“甜点”分布一般呈土豆状、团块状或不规则状分布，面积大小差异大，造成“甜点”预测和描述困难。

(2) 储量丰度低，提高井控储量难度大

长8$_{{\rm 1}}^2$油藏储量丰度低，仅15.52$\times$10$^{{\rm 4}}$ t/km$^{{\rm 2}}$，造成储量丰度低的主要原因是油层厚度薄、孔隙度低、含油饱和度低。

低丰度造成井控储量低，虽然采用了水平井分段压裂技术，极大增加了单井控制面积，但由于丰度低，平均单井控制储量仅18.37$\times$10$^{{\rm 4}}$ t，Ⅰ类“甜点”油层井控储量仅7.98$\times$10$^{{\rm 4}}$ t，达不到经济极限井控储量，导致油井累产低、采收率低。

(3) 单井产量低，递减快，累产低，提高采收率难度大

裂缝性致密油藏由于储层致密、储量丰度低，造成油井产量低、递减快、弹性能量开发采收率低。JH17井区水平井试油平均日产油6.4 t，第一年产量递减率达39.2%，预测弹性能量开发采收率仅1.96%，造成油田无法经济有效开发。如何提高产量、降低递减、增加采收率是裂缝型致密油藏有效开发的主要难题。

(4) 油藏能量补充难度大

由于储层裂缝较发育，造成油藏能量补充难度大，极易形成暴性水淹或气窜。JH17井区长8油藏开展过直井注、水平井采的2井式注水试验，直井小排量注水后，水平井快速暴性水淹。邻近红河油田长8油藏开展注水和注气先导试验，水窜或气窜井比例高达52.52%。

5.2 开发对策

(1) 发展“甜点”预测及描述技术，采用“非连续”性井位部署，提高高产井比例“甜点”的预测及描述，是有效开发裂缝型致密油藏的基础。目前对“甜点”的成因、识别标准等已基本清楚，关键是要形成一套在地质评价基础上的三维地震预测和描述技术，描述清楚“甜点”的分布、大小和内在属性等地质特征，“甜点”不清，必然形成大量的低产井。

由于“甜点”具有强非均质性，在井位部署时不能采用大面积、连续、成规则的井位部署形式，而是要根据“甜点”的分布及大小，采用“非连续”的择优部署，提高高产井比例。

(2) 采用水平井分段压裂技术

水平井分段压裂技术，可有效提高井控面积和储量，通过计算，在JH17井区水平井分段压裂井相对直井压裂井，井控储量可增加4.56倍。同时水平井钻遇构造裂缝的概率也较直井大大提高，经过统计，钻遇率可提高5$\sim$10倍，水平井分段压裂技术可有效提高单井产能。

(3) 坚持先试验，后开发，滚动建产原则

目前国内还未形成致密油有效开发的成熟技术，在致密油产能建设中，要坚持先进行开发先导试验，技术成熟后，才能推广。同时由于致密油“甜点”具有强的非均质性，在开发中要坚持滚动建产的原则，评价成熟一块，开发一块。

(4) 优化油藏工程参数

油藏工程参数论证时，要注意处理好井距与井控储量的关系。由于油藏储量丰度低，要求井控面积较大，才能保证单井井控储量大于经济极限井控储量。前期开发时，部分钻井就是由于井距较小，造成井控储量小，油井产能递减快，累产低，效益差。

在实际开发中，也会出现由于甜点描述不准或水平井压裂设计不合理，造成油井低产，效益差的情况。一种情况是即使在井距较大时，由于团块状储层甜点描述不准，虽然井控面积较大，但实际甜点团块的面积较小，造成井控储量小；另一种情况是虽然井控储量较大，但由于井控面积较大，且发育垂直构造缝，压裂时缝高控制不好，压裂缝主要沿垂向延伸，平面上裂缝沟通的油井泄流体积小，同时由于下部存在水层，可能会沟通下部水层，大量出水，造成低产井。

所以在开发部署时，要在甜点精细描述、压裂工程设计等充分结合下，优化油藏工程参数，确定合理的井距、水平段长度与方向、井控储量、压裂段数、压裂规模、压裂缝长度与高度等，需要形成地质-工程一体化的油藏工程参数优化技术。

(5) 积极开展能量补充开发先导试验

虽然油藏裂缝发育，注水或注气易发生水窜或气窜，但要实现致密油藏稳产与效益开发，必需要进行能量补充。应积极开展周期注水或注气、体积压裂增能、裂缝封堵等先导试验，探索致密油藏能量补充有效开发技术。

(6) 实施低成本策略

致密油藏产量低、单井累产低、采收率低，同时采用水平井分段压裂技术投资成本高，处于有效开发经济边界，必需坚持低成本策略，大幅度降低开发成本。

6 结论

(1) 储层平均孔隙度6.8%，平均渗透率0.46 mD，孔隙类型以粒间溶孔和粒内溶孔为主，平均孔隙半径19.90 μm，平均配位数0.15，平均最大喉道半径0.96 μm，平均中值喉道半径0.13 μm，孔喉组合为小孔微喉结构，储层平均可动流体百分数44.80%，为典型致密储层。

(2) 储层发育构造和水平层理裂缝，构造裂缝平均密度为0.1条/m，层理缝密度平均21.10条/m，裂缝的存在有效改善了储层渗透性，两种裂缝均可见含油显示，裂缝是高产主要因素。

(3) 在孔隙型储层和裂缝发育程度分类的基础上，把储层综合分为4类，分别为Ⅰ类好储层，裂缝发育，孔隙型储层物性好；Ⅱ类较好储层，裂缝较发育、孔隙型储层物性较好；Ⅲ类中等储层，裂缝较发育，孔隙型储层物性中等；Ⅳ类非储层，裂缝不发育，孔隙型储层物性差。储层“甜点”为裂缝+优质孔隙型储层，“甜点”非均质性强。

(4) 油井生产动态主要表现为产量低、产能差异大、产量递减快、单井累产低、采收率低等开采特征。

(5) 裂缝型致密油藏具有4个开发难点，分别为“甜点”精细描述难度大、提高井控储量难度大、提高采收率难度大、油藏能量补充难度大。

(6) 提出了发展“甜点”预测及描述技术，采用“非连续”性井位部署、采用水平井分段压裂技术、坚持先试验，后开发，滚动建产、优化油藏工程参数、积极开展能量补充开发先导试验、实施低成本的6点开发对策。