自2013年以来在三塘湖盆地马56致密油区块通过技术引进及吸收，逐步配套形成了水平井体积压裂改造技术，取得了单井产量的突破，实现了区块非常规资源的有效动用。随着开发的不断深入，通过深化地质认识以及生产动态资料分析表明：在开发初期400m基础井网开发条件下，各井间、缝间仍存在大量未动用地质储量，压裂改造后虽然初期产量高，但是递减快，累计产量低，导致整体采收率偏低。实践表明，进行地质工程一体化研究，使地质认识和工程实践最大限度地紧密结合，打通环节间的壁垒，能够更有效挖掘各个开发环节的效益[1—18]。目前国内外针对致密油领域已逐步配套形成了高密度完井、长水平段钻井以及压裂段数倍增的体积压裂改造技术路线^[19-20]。本文以最大限度提升区块致密油单井产量和最终采收率为目的，在研究和总结国内外致密油体积压裂效果的基础上，以地质工程一体化攻关为依托，针对性地提出了井网及裂缝双加密的体积压裂思路，并研究配套形成5项关键技术，现场取得了较好的应用效果，为区块致密油效益开发探索出了一条有效的技术方向。

马56致密油区块位于新疆哈密地区三塘湖盆地，其主力油藏为二叠系条湖组(P₂t)，其中中央凹陷带的马朗凹陷和条湖凹陷是目前勘探开发的主要区域(图 1)。储层岩性以泥岩和沉凝灰岩为主，石英、长石等脆性矿物含量高达90%以上，脆性指数为0.46~0.54，具有较强的脆性特征。其主力油层埋深为2000~3000m，油层厚度为10~40m，储层具有纳米级孔喉特征，孔喉半径主要集中在0.05~0.1μm，天然裂缝十分发育。储层杨氏模量为(2.52~3.08)×10⁴MPa，泊松比为0.21~0.23，孔隙度为14%~22%，渗透率为0.1~0.5mD，平均含油饱和度为70.2%，属于典型的致密储层。综合各种资料识别条湖组致密油有利勘探区带面积约为486km²，预测总资源量为4.2×10⁸t^[21]。

图 1

图 1 三塘湖盆地马朗—条湖凹陷二叠系条湖组致密油综合评价图 Fig. 1 Comprehensive evaluation of Permian Tiaohu Formation tight oil in the Malang-Tiaohu sag, the Santanghu Basin

以“体积改造”理念为指导，在前期基础井网开发模式下，深化油藏认识，进行地质工程一体化攻关，采取井网加密、长水平段钻井、细分切割交错布缝、大排量体积改造等方式，即通过对区域井网及人工裂缝实施双加密的方式实现井筒及裂缝对整个储层地质储量的“全覆盖”，将地质储量转换为“缝控”储量，减少储层未动用区域，使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大化，最大限度地提高储层的动用程度。

马56区块前期采用水平井矩形五点法井网，排距为400m，在基础井网条件下设计压裂裂缝半长为180~200m，深化油藏认识及试井裂缝解释成果表明，压后裂缝实际有效控制半径小于100m，其主要原因是随着不断的产出和地层压力的下降，远端缝网逐渐闭合，单井储量动用范围逐渐缩小，导致井间储量无法实现全部动用。以马56-9H井为例，该井压后投产不到两月，压力恢复测试有效裂缝半长只有41m，远低于设计要求(表 1)。

表 1

表 1 压力恢复试井探测裂缝半长统计表 Table 1 Fracture half-length measured by pressure buildup test 井号 投产日期 测压日期 测压方式 裂缝半长/m 马56-9H 2014-06-18 2014-08-13 直读压力恢复 41 马56-8H 2014-11-21 2016-08-22 环空压力恢复 80 芦1-9H 2015-07-29 2016-08-22 环空压力恢复 89 2017-04-14 直读压力恢复 54

表 1 压力恢复试井探测裂缝半长统计表 Table 1 Fracture half-length measured by pressure buildup test

综合试井裂缝解释成果、物质平衡方程计算和单井产能情况，油藏综合研究及评价表明：井距越大，单井控制储量越高，但马56区块致密油目前单井有效动用储量为15×10⁴t，以1000m长的水平段为例，若将井距缩短至75~100m以后，单井控制储量可达到目前实际单井有效动用储量(12~17)×10⁴t(图 2)，最终能够将井控储量转变为缝控可采储量模式，实现井间储量有效全动用，整体采收率预计可由初期基础井网的2.5%提高至10%。此外，井距的缩小一方面可以大幅度降低基质中的原油所需驱动压差；另一方面能够提高相邻井在压裂和注水时的驱替效果，实现井间的有效驱替和能量补充，有利于提高区块单井产量和最终采收率。

图 2

图 2 不同井距及水平段长度下单井控制储量对比图 Fig. 2 Well-controlled reserves in different well spacing and horizontal length

近年来针对马56区块致密油储层横纵向变化大、地层倾角变化幅度大等问题，始终坚持地质工程一体化攻关，集成水平井钻井技术，不断提高水平段长度和钻遇率，成效明显。其主要做法如下：①采取井震结合的方式，精细标定油层相位，建立水平井轨迹模型，施工过程中，根据邻井资料，在造斜段确定多个标志层卡准地层，不断修正着陆点位置(移动A靶)，实现精确中靶；②运用“双(多)探底”技术，结合前期探井(导眼井)取心或测井资料，及时动态地精确修正油层倾角，建立长水平段动态油顶底靶盒模型，实现水平井目的层“宁底勿顶、中部穿行”的安全钻井模式；③采取长水平段工程地质导向，利用随钻电阻率、随钻伽马资料，综合地质、工程、录井资料建立地质导向动态模型，及时发现地层和储层的变化，实时调整井眼轨迹；④实施个性化钻头设计与优选，提高井底工作稳定性，实现了长水平段一趟钻；⑤地质、工程技术人员24小时实时跟踪，实现了精确高效的轨迹调控^[22-24]。通过以上地质工程一体化措施，区块钻井品质明显提高，平均水平段长度相比勘探初期提高35.6%，油层钻遇率也由76.5%提高至88.6%，钻井周期由最初的60天缩短至38.3天，在降低钻井费用的同时，提高了水平段长度和钻遇率(图 3)。

图 3

图 3 不同阶段水平井主要钻井指标 Fig. 3 Primary drilling indicators in different stages

马56区块前期采取分簇射孔的方式，每段分2~4簇，簇间距为20~30m，据前文所述，要实现人工裂缝对整个油藏储量的有效控制和动用，则需要进行细分切割布缝，产生更多的人工裂缝来控制整个储层地质储量。虽然通过增加分段数可以更容易达到增加裂缝的目的，但同时也会增加改造成本，所以在不明显增加改造成本的情况下，增加分簇数就成了较为理想的选择。根据区块数模优化结果，将簇间距缩短至10~12m，每段分簇数提高至5~6簇，同时通过匹配相应的施工排量，从而保证各簇的有效开启。压裂布缝时，通常存在邻井正对布缝和交错布缝两种方式，在单条缝规模，即“缝控单元”相同且泄油面积不存在重叠时，交错布缝与正对布缝的效果是一样的；当裂缝半长大于井距的一半，甚至大于等于井距时，交错布缝可以更加有效地采出井间及缝间空白区的储量^[25-27]。马56区块致密油在前期400m基础井网条件下，优化裂缝半长为200m左右，井网加密后，井距由400m缩短至100m，在改造规模和裂缝半长受限的条件下，通过交错布缝不仅可以更加有效地采出井间及缝间空白区的储量，扩大裂缝控制面积，而且在不降低单段规模的条件下有效降低了井与井之间裂缝沟通的风险，提高了缝间剩余油动用程度(图 4)。

图 4

图 4 正对布缝与交错布缝示意图 Fig. 4 Normal and staggered fractures

马56区块致密油在前期基础井网条件下采取衰竭式开采，由于无法补充地层能量，导致地层压力不断下降，单井产量递减快，部分油井出现供液不足的现象。通过实践表明，区块致密油在大规模体积压裂后存在见油早、压裂液返排率低的特点。李晓辉^[28]认为致密油油藏油井利用自然能量衰竭式开发，大量的压裂液滞留储层中未排出，起到类似注水增压的作用，补充地层能量。由于邻井经过生产之后地层压力不断下降，在没有及时补充能量的情况下，可能会影响加密井的产量，因此针对致密油藏加密井形成了大排量前置清水蓄能(每段压前注水500~1000m³)+大规模体积压裂“二次能量补充”的思路，其好处有二：①压后大量液体滞留储层中，可补充地层能量；②可以充分利用岩石的亲水性，进行渗析驱油，提高油井产量^[29-31]。通过实施蓄能压裂，致密油地层压力恢复至18.6MPa(图 5)，有效提升了储层流体的流动能力。

图 5

图 5 马56区块致密油历年地层压力柱状图 Fig. 5 Pressure of tight oil reservoirs in Block Ma 56 over the years

通过不断优选施工材料，优化工艺参数，压裂成本得到有效降低，具体做法如下：①不断优化液体配方及施工参数，通过降低稠化剂浓度、简化液体配方、减少原材料用量、提高滑溜水比例等方式，单段液体费用较2013年降低77.5%，下步还将继续探索全程滑溜水段塞式加砂施工工艺，进一步降低液体费用；②研发形成新型减阻滑溜水，该液体降阻率达到70%以上，成本相比目前瓜尔胶类滑溜水可降低15%；③全面推广石英砂，在同等规模下，全程石英砂较陶粒每段成本下降71.4%；④推广小修动力钻塞，控制钻塞费用，相比连续油管钻塞，钻塞费用可降低50%以上。表 2是马56区块致密油加密井网压裂与基础井网条件下压裂主要参数变化对比表。

表 2

表 2 马56区块致密油基础井网与加密井网体积压裂关键技术参数对比表 Table 2 Key volume fracturing parameters for original and infill well patterns in Block Ma 56 项目 基础井网 加密井网 排距/m 400 50~200 水平段长度/m 500~800 1000~1500 段长/m 80~120 60~80 每段簇数 2~4 5~6 簇间距/m 20~30 10~12 压裂段数 6~10 ＞12 施工排量/(m3·min-1) 10~12 14~15 支撑剂类型 70~140目+40~70目+30~50目陶粒 70~140目+40~70目+30~50目石英砂 液体体系 滑溜水+低浓度瓜尔胶压裂液 清水+滑溜水+超低浓度瓜尔胶压裂液 滑溜水(清水)比例/% 50 70~80

表 2 马56区块致密油基础井网与加密井网体积压裂关键技术参数对比表 Table 2 Key volume fracturing parameters for original and infill well patterns in Block Ma 56

截至目前，马56区块共实施加密井体积改造41口井，水平段长度为800~1400m，平均单井入井总液量为11266.7m³，入井总砂量为397.1m³，压裂有效率达100%，压后初期平均单井日产液35.3m³，日产油26.2t，加密井平均单井日产油量较基础井网提高67.5%，平均单井累计产量提高39.7%(目前大部分井仍在有效期内)，且自喷生产期得到了延长，应用效果十分突出(表 3)。按照目前油价65美元/bbl计算，加密井投入产出比达到了1:1.07，实现了效益开发。

表 3

表 3 不同水平段长度体积压裂效果对比表 Table 3 Volume fracturing effects for different horizontal lengths 井网类型 平均水平段 长度/m 平均分压段数 平均单井 入井液量/m3 平均单井 入井砂量/m3 平均单井 日产液/m3 平均单井 日产油/t 平均单井 累计产油/t 平均单井 自喷生产期/d 基础井网 683 6.2 7039.1 279.8 24.8 15.6 4758.8 63.8 加密井网 895 8.5 11266.7 397.1 35.3 26.2 6648.6 88.7

表 3 不同水平段长度体积压裂效果对比表 Table 3 Volume fracturing effects for different horizontal lengths

通过地质工程一体化攻关，提升钻完井品质，实施加密井长水平段+细分切割体积压裂改造，可以明显提高马56致密油区块储层可动用储量，不仅实现了单井产量的提升，而且达到了效益开发。

随着致密油开发程度的不断深入，开发难度越来越大，水平井体积压裂改造仍将是区块核心开发技术，而低成本改造将是实现效益开发的关键，建议继续加强致密油加密井体积压裂理论和现场攻关研究，持续优化工艺技术参数，进一步降低钻完井成本和改造成本，为实现区块致密油的高效开发提供技术保障。