伴随低油价的冲击，油田发展方式已从依靠加大投入拉动转为优化结构保效益发展，而面对资源品质的逐年变差，多井、低产、低效的发展走势将长期持续。传统的产能建设模式与技术面对“低油价、低品质”的双重挑战，在提产能、降投资与降运行成本方面显现出较大的不适应，导致效益建产难度不断增加，产能建设规模逐年萎缩，严重影响到油田的发展。通过深入研究国外致密油气开发成功经验，在吉林油田新立Ⅲ区块开展先导试验，探索实践了“非常规模式建产、非常规设计理念、非常规技术应用、非常规运行方式”在常规低渗透油田应用，取得了提产量、低投资、早建产、无污染等多重成效，并把成功经验应用到特低渗透、致密油藏的开发中，为破解效益建产难题，闯出了一条新路。

进入“十二五”以来，吉林油田开发对象由常规低渗透转向致密油气资源，受资源品质影响，单井产量逐年降低，效益建产、效益开发问题突出。与“十一五”末期相比，储层渗透率降幅达88%，储量丰度降幅50%以上，单井产量降幅40%以上，多井低产特征明显。受单井产量大幅降低、常规建产模式投资高、生产运行成本高的影响，产能建设规模大幅缩减，降幅达到80%以上。通过勘探开发一体化等措施，降低产建风险，规避了产能建设过程中存在的地质认识风险，但由于其规模的不确定性，仍为后期的生产运行、降低运行成本带来了难度；同时，传统建产顺序式的设计模式，虽然做到了各专业的最优化设计，但缺乏整体考虑，并未真正做到以效益为中心的地质工程一体化优化，往往导致整体建产效益不佳，所以急需探索适应目前低品质、低油价条件下的效益建产模式与配套技术系列。

2014年以来，吉林油田立足低品质资源实际，本着试验先行、先易后难、逐步推广的原则，在以新立Ⅲ区块为代表的常规低渗透油藏实践非常规开发理念和技术，探索实践地质工程一体化建产新模式。

针对实现效益建产、效益开发的客观需求，以提高单井产量、提高整体采出程度、降低投资、降低生产运行成本为途径，以地质工程一体化优化为核心^[1]，以非常规油藏改造、非常规能量补充为技术手段，以跨专业交互式设计、大井丛集约化布井为平台，开展工厂化作业与非常规工程技术试验应用^[2]，实现效益建产目标。

新立Ⅲ区块位于新立油田的东部，含油面积为29km²，储层孔隙度为14.4%，渗透率为17.7mD，为典型的常规低渗透油藏。该先导试验区具有以下主要特点：

(1）区块剩余储量大，具备调整扩边的物质基础。区块地质储量为332.1×10⁴t，累计产油92.88×10⁴t，采出程度为27.9%，剩余地质储量为239.22×10⁴t，具备调整的物质基础，优质的油藏条件为方案实施提供了前提条件。

(2）油层发育连片，利于集约化实施。主力油层为8号、13号、14号、16号小层，发育相对连片，为集中钻井实施提供了便利条件，确保新井不落空，并且新井控制地质储量相对均衡、可采储量能够保障效益开采要求。

(3）南部开发调整，北部扩边。区块南部为开发调整区，老井资料较为齐全，油藏认识相对清楚；北部扩边区控制井少，对储层认识存在空白，需要深化认识。该区块同时具备了新老区的基本特点，为开展地质工程一体化实践提供了有利条件。在该试验区共部署井位87口（图 1），单井设计产能为1.5t/d。

图 1

图 1 新立Ⅲ区块开发调整井位部署图

改变从油藏地质开始顺序式的方案设计模式，构建以效益为核心的油藏地质、钻井、压裂、作业实施一体化交互信息处理平台^[3-4]，遵循逆向思维、正向实施的原则，根据实时动态变化，及时调整优化所有环节的设计方案，实现储量整体动用、综合开发效益最佳。

抓住油藏地质在地质工程一体化中的核心作用，全面应用单砂体刻画技术、三维地震反演技术、取心资料、老油井测井资料、水驱前缘监测技术等，重新开展区块整体油藏地质再认识研究，进一步明确了构造、砂体、储层、裂缝、水驱特征及剩余油分布规律，取得了一系列新的认识，为一体化优化提供了基础。

(1）新立油田整体构造有108条断层发生了变化，新增加95条、减少13条；Ⅲ区块新增断层2条；新立油田天然裂缝不发育，取心井中只有个别井段发现裂缝；人工裂缝方向主要为NE75°~80°，与砂体展布方向基本一致。

(2）新立Ⅲ区块单砂体河道宽度多数在129~270m，砂体横向变化快且窄^[5]，单砂体注采井网完善程度低，有注无采、有采无注型砂体比例达54.3%，主要表现为4种形式（图 2）。

图 2

图 2 注采井网不完善的几种形态

(3）在原有东西向裂缝发育认识下，认为见水见效方向为东西向^[6]；新的研究成果表明，水驱特征主要与沉积特征关系密切，新立Ⅲ区块主体为分流河道沉积，砂体展布方向为北东方向，水驱前缘监测表明，注水见效优势方向为北东向，即砂体展布方向。

(4）深化剩余油分布规律再认识研究，平面上，剩余油主要分布在油水井排及井间，表现为注采不完善类型与断层遮挡类型^[7-8]；纵向上，剩余油分布研究表明主力层剩余油相对富集。

在精细油藏地质认识的基础上，开展地质工程一体化井网及布井形式优化设计。改变传统油藏地质工程设计确定井网、工程优化在定井网条件下进行的做法，钻采工程提前介入油藏地质工程设计。

(1）实施压裂改造与油藏地质一体化，优化井网，立足分层改造、分层开发这一基本要求，通过研究储层地应力、隔层遮挡能力、裂缝方位等，以最佳的缝控储量为基础，确定合理的人工裂缝规模与改造方式，并以此为依据，在分析不同井网条件下采出程度的基础上，确定合理的井网、井距，实现从开发压裂向压裂开发的转变。研究结果表明，134m×167m反七点井网为新立Ⅲ区最佳井网（图 3）。

图 3

图 3 不同井网条件下采出程度预测

(2）实施钻井设计与油藏地质、采油工程、地面工程一体化，优化布井方式。本着节约占地、降低投资、优质高效、安全环保的原则，优化形成钻机数量优选排布、集约化布井、井场最优占地、密集井网剖面优化等配套技术方案。根据地质部署及采油井网调整要求，应用井眼轨迹参数优化、密集井网防碰绕障等技术措施，克服平台井周围老井多、平台剖面优化难度大等问题，优化形成目前国内陆上最大平台。通过优化设计，87口井由最初设计的23个常规平台（图 4a），中间优化为5个中型平台（图 4b），最终优化为2个大型平台（图 4c），其中最大平台井数达到48口（图 4d）。与常规建产模式对比：占地面积下降62.8%；占地费、土方费等下降60%；地面主体工程投资下降78%；辅助建设投资下降95.5%；管理层级由队级压缩为班组级，人员配备量下降80%。

图 4

图 4 平台优化及钻井轨迹设计示意图

根据设计的开发方案，结合地质认识程度优化设计实施顺序，并根据新井资料及时修正前期认识，及时调整井网、井距、井别。针对区块南部为开发调整区，地质认识相对清楚，采取整体顺序实施；对于北部扩边区，则采取先在边部骨架井控制，进一步摸清地质情况后，整体推进实施。在实施过程中，根据油藏地质认识的不断加深，不追求井网的规则与否，以有效建立注采关系为目标，实时调整井位4口，调整井别3口。

所有井完钻后，应用新老井的所有资料，再次修正地质模型，根据最新认识成果，以实现油藏整体动用、提高整体开发效果与效益为目标，制订投产方案。总体储层厚度由南向北呈逐渐变薄、物性变差；南部开发调整区水井排的油井水淹程度高，剩余油主要分布在排间主流线未波及区；中部油井排的油井水淹程度中等，主力层仍是高剩余油潜力层；北部区块多为未注水波及区，处于等动用状态。根据以上新认识，制订针对性的投产技术方案：南部开发调整区，采用复合射孔或裂缝转向解堵性小规模压裂^[9-10]，进一步控制含水，挖掘水驱未动用部位剩余油潜力；中部调整区，采用蓄能式中等规模压裂，提高井排间储量动用（图 5）；北部扩边区，采用缝网式体积压裂^[11-12]，在最大程度改造储层的同时，有效补充地层能量。

图 5

图 5 不同油藏体积在不同压裂液用量下压力上升模拟

(1）研究形成区块整体同步干扰压裂工艺技术。在储层改造模式上，研究形成了复杂缝网、蓄能压裂、同步集团干扰压裂等工艺技术，为形成排间干扰、井间干扰、区域性复杂缝网（图 6），提高裂缝与储层接触面积，提高缝控储量和单井产量创造条件。

图 6

图 6 同步排间干扰压裂监测结果

(2）开展多种能量补充方式试验。总体上常规注水开发主导，准天然能量开发补充。针对能建立有效驱替关系的区域，初期方案主体按注水开发部署，配套适应缝网系统的新型井网；针对外围区块河道砂体窄、侧向变化快、现有井网控制程度低、注采见效差的区域，实施区块整体加密调整；针对不能建立有效驱替关系的区域，前期追求最大程度的体积改造，提高初期采油速度，快速拿出产量，并择机按水驱、气驱或吞吐等方式补充能量^[13-14]，进一步提高采收率（图 7）。

图 7

图 7 不同驱替介质驱油效率实验

(3）配套注采工艺，降低生产运行成本，在研究本地区套损机理基础上，从设计源头完善油水井防套变、防套漏、防套返一体化措施^[15]，保障油水井全生命周期井筒完整性。针对大平台定向井举升杆管磨损问题，研究应用内衬油管、优化举升参数、优选杆柱组合等系统防磨措施^[16]，保障油井长期稳定生产；针对平台井常规分注测试投捞困难问题，研究应用预制电缆智能免投捞分注工艺技术，保障有效分注的正常实施，促进区块整体长期稳产目标的实现。

(4）整体流水线式推进，子系统工厂化作业，跨专业的一体化设计、跨专业的一体化管理和跨专业的一体化运行，保障了钻井、压裂、投产各环节工厂化作业^[17-18]。4部钻机同时交错施工；完钻后即进入压准施工；两组压裂车组连续施工。各环节紧密衔接，实现了“压准不等钻井、投产不等压裂”的目标，有效提高了建产效率，缩短建产周期。与常规建产对比:压裂效率提高200%；投产效率提高72%；建井周期缩短22%；地面建设周期缩短65%。

通过在新立Ⅲ区块开展地质工程一体化、集约化建产试验，取得了明显效果，与新立Ⅲ区块主体区相比，在储层厚度降低13%、储量丰度降低17%、渗透率降低30%、孔隙度降低5%的不利油藏条件下，油井初产提高20%，稳定产量提高33%，井网控制程度提高3.5%，预测采收率提高8.3%，产能建设投资收益率提高7%，真正实现了效益建产目标。

在前期成功试验的基础上，在新立Ⅲ区块新布4个平台，持续开展外扩建产；乾246区块致密油藏采取水平井与细分段体积压裂模式建产，获得单井日产20t以上，见到很好苗头，实现了吉林油田致密油藏效益动用先例。

(1）地质工程一体化的核心在于设计与实施过程中各专业间的相互融合与适时调整，基础是在实施过程中不断加深的油藏地质认识，保障是完善配套的工程技术。

(2）地质工程一体化、集约化建产是应对目前资源品质变差、低油价挑战的一项有效措施，对降低开发风险、提高开发效益具有重要现实意义。老油田在储量规模、丰度和采收率提升空间等方面仍有巨大潜力，通过地质工程一体化，重新认识挖掘老油田潜力，是目前最为现实的效益开发途径。大量探明未动用储量在前期研究和实践等方面积累了丰富的经验和深刻认识，以效益开发为导向，立足地质工程一体化，重新构建低渗透开发技术体系，突破传统注水开发模式和传统产能建设模式是目前动用特低渗透、致密油气藏的必由之路。