基于石油勘探开发由源外向源内的转变，美国原油产量于2008年止跌回升，2018年美国原油产量为5.5×10⁸t，其中页岩油产量为3.3×10⁸t，占比60%^[1]。对比北美页岩油开发实践^[2-5]，中国页岩油资源量巨大，初步估算^[6]，中国中高成熟度陆相页岩油地质资源量为(135~204)×10⁸t^[7]，加大中国页岩油的研究与开发试验，推动其工业化建产，是降低中国石油对外依存度，保障国家能源安全的重要手段之一^[8-9]。

在此背景下，新疆油田、长庆油田^[10-13]、胜利油田^[14]、大港油田^[15]和吐哈油田^[16]等相继开始了页岩油勘探开发研究工作，其中以新疆油田吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油发展最为迅速。自2011年起，经钻探证实芦草沟组整体含油，估算资源量达15.8×10⁸t，并相继开展了直井开发试验、水平井提产试验、井组开发试验及井距和改造规模对比试验，以水平井生产取得了良好的生产效果，单井最高年产突破1.3×10⁴m³，3年累计产量突破2.7×10⁴m³，已成为中国最现实的陆相页岩油规模建产区。

不同于北美海相页岩油，中国陆相页岩油地质条件更差，开发可借鉴经验少，面临开发方式不明确、“甜点”识别标准不完善^[17]、合理开发部署参数不确定等关键问题。本文基于吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油近10年的技术攻关和开发实践，综合分析地质特征、施工参数与水平井生产效果的相关性，逐步明确了吉木萨尔凹陷页岩油水平井的产能主控因素，结合现场试验初步落实主体开发部署参数，目前已确定了水平井细分切割体积压裂的开发方式和有利区开发部署参数，全区基本进入规模试验建产阶段，为中国其他页岩油资源的有效动用提供参考依据，以推动中国其他地区陆相页岩油的工业化发展及商业化开发。

吉木萨尔凹陷面积为1278km²，是一个相对独立的箕状凹陷，二叠系芦草沟组厚度为25~300m，平均为200m，埋深为800~4500m，平均为3570m，整体为一东高西低的西倾单斜，主体部位地层倾角为3°~5°，断裂不发育。纵向上，芦草沟组自下而上分为一段(P₂l₁)和二段(P₂l₂)，段内各分成两个砂层组(P₂l₁²，P₂l₁¹，P₂l₂²，P₂l₂¹)，根据物性和含油性分布特征，芦二段二砂组(P₂l₂²)中上部发育发育“上甜点”，尖灭在凹陷内部，呈东西带状分布(图 1a)，芦一段二砂组(P₂l₁²)中上部发育“下甜点”，在凹陷内均有分布(图 1b)。“上甜点”优势岩性为纹层状砂屑云岩、纹层状岩屑长石粉细砂岩、纹层状云屑砂岩; “下甜点”(P₂l₁²)优势岩性为纹层状云质粉砂岩。

图 1

图 1 吉木萨尔页岩油勘探开发井位部署图 Fig. 1 Exploration and development well deployment map of shale oil in Jimsar sag

吉木萨尔凹陷芦草沟组为咸化还原环境的湖相沉积，“上甜点”和“下甜点”对应两个咸化高峰，“甜点”纵向呈薄互层状，单层平均厚度为0.25m，多数小于1m，源、储界线不清(图 2)。

图 2

图 2 典型井(A井)岩性变化图 Fig. 2 Lithology change in typical well (Well A)

芦草沟组烃源岩的母质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ₁型，镜质组反射率(R_o)为0.8%~0.95%，有机质处于成熟—中高成熟阶段。烃源岩段原位聚集，“甜点”以邻源供烃为主、自生为辅，“甜点”和烃源岩有机碳含量均大于2%，烃源岩中“甜点”被夹持，“甜点”段内部存在毫米级源、储组合关系(图 3)，是典型的陆相中高成熟度页岩油。

图 3

图 3 典型井排烃量评价及微观源储配置图 Fig. 3 Evaluation of hydrocarbon expulsion volume and micro source-reservoir assemblage of typical well

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油“甜点”储集空间主要由剩余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔、微裂缝和有机质孔组成，其中以次生溶孔为主，占比70%以上。“甜点”具有微米孔纳米喉的孔喉组合特征。岩心覆压孔渗分析资料表明，“上甜点”孔隙度分布于5.27%~19.84%，平均为10.84%，渗透率为0.0004~1.95mD，平均为0.014mD。“下甜点”孔隙度分布于5.64%~20.72%，平均为11.20%，渗透率分布于0.0002~2.76mD，平均为0.009mD，总体上，90%以上样品渗透率小于0.1mD。芦草沟组页岩油“甜点”物性与含油性相关性好，呈自然对数正相关关系，“甜点”孔隙越发育，含油性越好，饱和度越高，以B井为例(图 1)，分析的含油饱和度在70%~95%。通过实验分析和矿场试验，在现有开发技术下，有效孔隙度大于5%、含油饱和度大于45%的页岩油层为开发“甜点”。

芦草沟组天然裂缝欠发育，成像测井解释裂缝密度小于0.5条/m。岩心应力应变实验显示“甜点”脆性总体较好，其中白云岩类“甜点”脆性最好，应力应变实验显示岩样碎裂; 粉砂岩类次之，岩样可见多条裂缝，泥岩类的最差。垂向应力在59MPa以上，水平最小主应力和最大主应力分布在45MPa和50MPa以上，“上甜点体”岩心实验分析水平两向应力差总体大于2MPa，最大超过7MPa以上，“下甜点体”岩心实验少，规律还有待进一步认识。

吉木萨尔凹陷页岩油“甜点体”黏土矿物总含量不高，全岩X衍射分析黏土矿物含量平均为1.96%，岩心浸泡前后的岩石稳定率基本都在99%以上，水敏性不强。

芦草沟组地层压力系数为1.31~1.68，属异常高压、常温系统。饱和压力为3.87MPa，地饱压差为33.26MPa，溶解气油比为17m³/m³。

芦草沟组页岩油胶质及石蜡含量偏高，“上甜点体”地面原油密度为0.888g/cm³，地下原油密度为0.843g/cm³，计算地下原油黏度为9~21mPa·s; “下甜点体”地面原油密度0.912g/cm³，计算地下原油黏度为6~60mPa·s。

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油勘探开发始于2011年，已经历了4个实践阶段：

(1) 探索发现阶段，证实芦草沟组整体含油，估算资源量为15.8×10⁸t。

2011年，C井(图 1)核磁测井显示芦草沟组黑色页岩层内存在高孔发育段，并且气测异常，直井分层压裂后获得了18m³/d的工业油流，从而发现了芦草沟组页岩油，之后钻探多口直井压裂试油均获油流，初期日产油1.5~13.3m³，但不具备连续生产能力，至2012年底，估算页岩油资源量为15.8×10⁸t。

(2) 提产试验阶段，水平井最高日产油77.8m³，确立了页岩油水平井压裂开发方式。

2012—2014年进一步开展了水平井裸眼滑套压裂提产技术攻关，“上甜点体”投产水平井12口，“甜点”钻遇率为60.3%~90.7%，改造段长1208~1806m，主体为1300m，段间距大于70m，加砂强度为0.5~1.5m³/m，普遍小于1.0m³/m，初期日产油5.9~77.8m³，较直井提产效果显著，基本确立了水平井压裂开发的技术方向，但90%以上的井产量不及预期，分析认为优质“甜点”钻遇率和加砂强度低、施工排量低、段间距大。

(3) 技术突破阶段，水平井年产油突破1.3×10⁴m³，确立了页岩油水平井固井桥塞密切割的改造思路。

2015—2017年加大了“甜点”分布描述，通过强化水平井轨迹控制，实现了优质“甜点”钻遇率92%以上，并采用固井桥塞射孔连作压裂，按照大排量(14m³/min)、密切割(3簇/段，簇间距15m)、大砂量(30m³/簇)的方式改造，2口提产试验水平井一年期产油量突破1.3×10⁴m³，页岩油水平井开发取得了重要的技术突破，确立了水平井固井、大排量、密切割、大砂量的改造思路。

(4) 规模试验建产阶段，“上甜点体”200m井距试验成功，“下甜点体”提产显著，基本进入规模建产。

2018年，进一步落实产能和合理井距，当年压裂投产12口，其中200m井距试验井6口，高产期月平均日产油26~106m³，一年期累计产油5600~16000m³，200m井距生产效果良好、无明显干扰; 2019年，在规模建产的同时，开展了“下甜点体”提产试验和80~260m变井距压裂干扰试验，进一步落实了“下甜点体”的建产潜力，证实井距不应大于200m，当年完钻水平井54口，吉木萨尔凹陷页岩油基本进入规模建产阶段。

据岩心实验结果，吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层具有大孔亲油含油、小孔亲水含水的润湿性特征，原油以表面吸附态和游离状态赋存于孔隙中，游离油是水平井体积压裂开发的主要动用部分，其含量代表着水平井可开发动用的物质基础，应用核磁测井实现了对芦草沟组页岩油游离油含量的定量评价。分析“上甜点体”岩屑长石粉细砂岩(P₂l₂^2-2)层的12口水平井，其一年期累计产油与游离油孔隙度、游离油储量丰度具有很好的正相关关系(图 4和图 5)，相关系数均大于0.9。因此，在页岩油开发部署时，应优选“甜点体”内游离油孔隙度和储量丰度高的层段和区域进行部署。

图 4

图 4 水平井年产油量与P2l22-2游离油孔隙度关系 Fig. 4 Relationship between annual oil production of horizontal wells and free porosity of layer P2l22-2

图 5

图 5 水平井年产油量与P2l22-2游离油储量丰度关系 Fig. 5 Relationship between annual oil production of horizontal wells and free oil reserves abundance of layer P2l22-2

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层天然裂缝欠发育，为产生更多的人工裂缝，压裂改造主体采用45m段间距、15m簇间距、14m³/min排量、30m³/簇加砂强度，但改造效果存在着较大的差异，导致“上甜点体”含油性相当水平井产量也存在较大的差异。表 1列出了“上甜点体”3口有井下微地震压裂监测水平井的地质、压裂、人工裂缝和产量参数，D井、E井和F井(图 1a)埋深逐步增大，水平两向应力差分别为3.3MPa、4.0MPa和5.7MPa，D井和E井两井应力差相差不大，井下微地震监测人工裂缝长度分别为291m和250m，压裂液造缝效率均为0.18m/m³，E井游离油丰度高于D井，生产效果好于D井; F井埋深最大，水平两向应力差明显高于另外两口井，井下微地震监测人工裂缝长度为350m，压裂液造缝效率为0.25m/m³，F井游离油丰度高于D井，但产量较D井差。

表 1

表 1 “上甜点体”不同埋深水平井微地震监测缝长对比表 Table 1 Comparison of fracture length in horizontal wells from micro-seismic monitoring with different buried depths of the "upper sweet spot interval" 井号 平均埋深/m 游离油储量丰度/ (104m3·km-2) 水平两向应力差/MPa 施工排量/ (m3·min-1) 段间距/ m 加砂强度/(m3·簇-1) 单段液量/m3 平均缝长/m 压裂液造缝效率/(m·m-3) 核实年产油/ (m3·10-2m-1) D井 2530 20 3.3 12~14.4 43.2 28.8 1634 291 0.18 521 E井 2730 33 4.0 12~14.0 44.7 31.3 1385 250 0.18 1171 F井 2980 25 5.7 12~13.7 44.4 29.6 1386 350 0.25 380

表 1 “上甜点体”不同埋深水平井微地震监测缝长对比表 Table 1 Comparison of fracture length in horizontal wells from micro-seismic monitoring with different buried depths of the "upper sweet spot interval"

综合分析认为，随埋深加大，水平两向应力差加大(图 6)，压裂难度加大，人工裂缝形态由宽短缝向窄长缝转变，裂缝复杂程度降低，人工裂缝面积减少，有效供油体积减小，是导致水平井产量存在差异的原因。

图 6

图 6 “上甜点体”水平两向应力差分布 Fig. 6 Distribution of difference horizontal stress between the two directions of the"upper sweet spot interval"

不同于常规油藏，吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油原油偏稠，富含活性胶质成分，且随着黏度增高，胶质成分含量增大，随着体积压裂施工，大量压裂水进入地层，在胶质成分作用下，地下原油极易发生自乳化现象。在压后投产初期，压裂液集中于裂缝及周围地层中，形成局部水多油少现象，此时水为连续相，易形成“水包油”乳化液，乳化流体黏度降低，有利于压裂液反排; 而随着生产返排，压裂液在返排和渗吸作用下，分布范围逐渐扩大，含水率下降，此时，油相逐渐过渡为连续相，地层及裂缝中流体均过渡到“油包水”反相乳化状态，导致原油表观黏度增大(图 7)，且出现地层供油能力不足的现象^[18]。

图 7

图 7 原油及其乳化液黏温曲线图 Fig. 7 Viscosity-temperature curve of crude oil and its emulsions

“下甜点体”某井地层原油黏度为30mPa·s，出现原油乳化现象，“油包水”乳化液黏度大，水平井无法有效自喷生产，机抽采油时，动液面下降快，表现出明显的地层供液能力不足的特征; “上甜点体”水平井地层原油黏度均小于26mPa·s，生产正常，目前将“下甜点体”原油黏度大于26mPa·s的区域作为后续部署区，需开展压裂液体系和采油技术攻关。

岩心含油级别、岩心分析饱和度显示芦草沟组页岩含油性差异较大，优质“甜点”含油性好、脆性好，水平井轨迹在优质“甜点”层段内穿行，压裂缝更复杂，裂缝面积更大，原油流动阻力更小，水平井产量高。统计“上甜点体”投产达到3年的13口水平井，优质“甜点”钻遇长度与3年期的累计产油量具有很好的正相关关系(图 8)，但经济合理的水平段长度还需进行矿场试验，另外也要考虑工程技术服务能力。

图 8

图 8 钻遇Ⅰ类“甜点”长度对3年累计产量影响 Fig. 8 Influence of penetration length of Type-I sweet spot on 3-year cumulative production

岩心实验表明，压裂液与纳米级基质孔隙内的原油存在渗吸置换作用，大规模压裂补充地层能量^[19]，焖井使基质发生原油交换，可以改善油井生产效果。2018年在1个井组6口井开展了不同焖井时间生产效果对比试验，3口井焖井时间10天以内，3口井介于40~55天，产油情况反映，焖井天数大于40天的3口试验井阶段生产效果好于焖井天数小于10天的3口井。

页岩油层渗透率极低，岩心实验启动压力梯度可以达到4MPa/m(图 9a)，在天然裂缝欠发育的情况下，水力压裂的改造效果，对能否实现高产就显得尤为重要。矿场试验对比表明，通过缩小簇间距、提高压裂施工排量、加大改造规模可以改善水力压裂改造效果^[20-21]。

图 9

图 9 吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩人工裂缝扩展影响因素 Fig. 9 Influence factors of artificial fracture propagation in the Lucaogou shale in Jimsar sag

2017年以来，页岩油投产水平井主体簇间距为15m、施工排量为12~14m³/m，对比相同地质条件，不同加砂强度水平井一年期的产量(图 9b)，加砂强度达到2.5m³/m(37.5m³/簇)的水平井产量高，对压裂过程井下微地震监测结果进行分析(图 9c)，发现在加砂阶段，人工裂缝同样在持续发生变化，表明伴随着加砂过程，缝网形态在持续复杂化，适当提高加砂强度，提高了裂缝复杂的同时也提高了缝控地质储量，是水平井高产的重要原因，但经济合理的加砂规模还有待进一步开展矿场对比试验。

2019年为评价人工裂缝长度，开展了2口水平井变井距压裂干扰试验，井距为80~260m，采用拉链压裂作业方式，井口压力连续监测，通过分析邻井压力异常升高幅度发现，井距从260m到80m，监测井井口压力异常升高现象普遍存在，但当井距缩小至180~200m后，压力异常升高幅度增量降低，井距80~180m压力异常升高幅度基本稳定，说明人工裂缝长度总体介于180~200m，考虑到页岩油基质物性差，为实现基质孔隙原油的充分动用，因此合理井距不应大于200m，目前现场主要采取200m井距进行部署，水平井单井控制储量满足开发需求，但采收率总体还较低，更小井距开发试验工作仍在进一步开展。

(1) 吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油是陆相咸化湖相细粒沉积的页岩，是典型的陆相页岩油，经过近9年的技术攻关和开发试验论证，目前已实现规模化建产，成为新疆地区第一个页岩油资源生产基地。

(2) 开发实践表明水平井大砂量、大排量、细分切割是芦草沟组页岩油有效开发方式; 页岩油游离油孔隙度、丰度是水平井高产的重要地质基础; 虽然芦草沟组页岩油天然裂缝欠发育，但水平井压裂缝复杂程度存在差异，在脆性之外，主要受水平两向应力差决定，应力差小时，人工裂缝复杂程度提高，水平井有效缝控储量大，原油流动阻力小，水平井产量高; “油包水”反相乳化大幅增加原油黏度，生产实践显示，“下甜点体”地层原油黏度大于30mPa·s时出现“油包水”乳化，油井无法自喷，需转抽生产。

(3) 吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油产能的工程主控因素包括优质“甜点”钻遇长度和改造强度，在同等改造规模下，优质“甜点”钻遇长度越大，井控范围内游离油含量越高，生产效果越好; 增大加砂强度，裂缝持续复杂，原油流动阻力降低，裂缝导流能力增强，有效支撑缝控储量加大，水平井生产效果好; 此外，压后适当焖井，可以提升水平井生产效果。

(4) 吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油压裂缝长有限，主体分布在180~200m，按缝控油藏开发理念，合理井距不应大于200m，目前现场主要采用200m井距、15m缝间距开发，生产效果较好，更小井距开发试验工作仍在进一步开展。