游旭清

中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司 山西 呂梁 033200

21世紀(jì)以來，全球范圍內(nèi)非常規(guī)油氣藏勘探開發(fā)發(fā)展迅速，并已經(jīng)成為油氣供應(yīng)體系的重要組成部分。隨著油氣需求量的不斷增加及常規(guī)油氣占比的逐漸降低，非常規(guī)油氣的有效動(dòng)用對于緩解油氣供需矛盾、保障我國能源安全、促進(jìn)能源結(jié)構(gòu)低碳轉(zhuǎn)型、推動(dòng)碳埋存具有十分關(guān)鍵的戰(zhàn)略意義非常規(guī)油氣是未來社會(huì)油田開采工作的主要發(fā)展方向，這為整個(gè)石油行業(yè)的發(fā)展帶來新的發(fā)展機(jī)遇與挑戰(zhàn)。油氣能源作為推動(dòng)社會(huì)經(jīng)濟(jì)發(fā)展的重要能源，該能源的勘探水平與開采水平直接影響都社會(huì)經(jīng)濟(jì)發(fā)展速度。盆地內(nèi)豐富的非常規(guī)油氣資源，將成為下一步油氣接替開發(fā)的重要領(lǐng)域，接下來仍需持續(xù)加強(qiáng)勘探開發(fā)技術(shù)攻關(guān)，不斷提高單井產(chǎn)量及采收率，為保障國家能源安全、實(shí)現(xiàn)油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)提供資源和技術(shù)保障我國擁有豐富的非常規(guī)油氣能源，非常規(guī)油氣能源的勘探與開發(fā)成為我國油氣產(chǎn)業(yè)的重要發(fā)展方向。

1 非常規(guī)油氣開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)

1.1 油田側(cè)鉆定向井技術(shù)

為提高剩余油挖潛效果，開展側(cè)鉆短水平井+31/2〞套管固井+小直徑橋塞分段壓裂技術(shù)試驗(yàn)，在AS油田試驗(yàn)27口，初期單井產(chǎn)量3.0噸，達(dá)到周圍老井的3倍。攻關(guān)形成油田側(cè)鉆短水平井技術(shù)，剩余油挖潛動(dòng)用效果顯著，攻關(guān)形成侏羅系底水錐進(jìn)、三疊系水線兩側(cè)剩余油判識及布井技術(shù)，成功率90%以上，形成側(cè)鉆裝備和鉆完井技術(shù)，建立了提速模板，“一趟鉆”全面應(yīng)用，小直徑深穿透射孔、多短簇細(xì)分層壓裂等特色改造技術(shù)，初期單產(chǎn)達(dá)2.0噸。LD部分超低滲油藏側(cè)鉆定向井單井產(chǎn)量低，將側(cè)鉆水平井技術(shù)由AS油田擴(kuò)展至XF、JY油田。通過優(yōu)化水平段長度和儲(chǔ)層改造工藝，試驗(yàn)回接重造井筒實(shí)現(xiàn)大排量體積改造。

1.2 氣田側(cè)鉆裸眼水平井技術(shù)

持續(xù)優(yōu)化鉆井參數(shù)，形成側(cè)鉆水平井軌跡精細(xì)控制技術(shù)，鉆井周期由35下降至27.5天，研發(fā)小直徑裸眼封隔器和低傷害壓裂液，形成裸眼分段壓裂技術(shù)，初產(chǎn)2.5萬方。探索研究氣田側(cè)鉆水平井固井完井技術(shù)，單井產(chǎn)量大幅提升，針對裸眼完井分段壓裂封隔有效性差的問題，將完井方式由裸眼向小套固井完井轉(zhuǎn)變，攻關(guān)形成600m以上水平井窄間隙固井和31/2″小直徑橋射聯(lián)作分段壓裂技術(shù)，試驗(yàn)5口井，初期單井日產(chǎn)氣3.2萬方，較裸眼完井提高28%。

1.3 氣田推廣應(yīng)用水平井固井完井技術(shù)

氣田側(cè)鉆轉(zhuǎn)變完井方式后提產(chǎn)效果明顯，氣田全面應(yīng)用固井完井，優(yōu)化窄間隙固井、小直徑橋塞分段壓裂等關(guān)鍵技術(shù)，初期單井產(chǎn)量提高20%以上。氣田開展側(cè)鉆定向井/大斜度井提高多層系儲(chǔ)層動(dòng)用程度試驗(yàn)，為提高側(cè)鉆井與多層系發(fā)育儲(chǔ)層匹配度，試驗(yàn)氣田側(cè)鉆定向井井眼軌跡控制、固井完井橋塞分段壓裂等關(guān)鍵技術(shù)，為氣田低產(chǎn)低效井復(fù)產(chǎn)提供新方式。

1.4 研發(fā)固體長效緩蝕顆粒，侏羅系腐蝕預(yù)防提供了技術(shù)途徑

研制出高密度、長效緩蝕顆粒，在井口每3個(gè)月加注一次，大幅提高加藥時(shí)效。已實(shí)施井平均緩蝕率達(dá)70%以上，可有效解決液體蝕劑加注頻繁、無法沉降，動(dòng)液面以下井段防護(hù)不到位等問題。

1.5 油田Φ95.0mm 套管固井完井技術(shù)

針對側(cè)鉆井眼小、后期采油配套工藝難度大，通過技術(shù)論證優(yōu)選Φ95.0mm套管，將套管內(nèi)徑由76上升至82mm，研發(fā)高強(qiáng)韌性水泥漿體系和高效壓裂工具，滿足窄間隙固井和改造需求，固井質(zhì)量優(yōu)良率80%以上。

1.6 氣田側(cè)鉆水平井二氧化碳增能助排壓裂技術(shù)

針對SD、JB上古等低壓儲(chǔ)層地層能量低，壓后返排難度大，開展純液態(tài)二氧化碳伴注增能助排壓裂技術(shù)試驗(yàn)，一次噴通率提高20%，排液周期縮短5天，單產(chǎn)提高10%。

圖1 SD018井組二氧化碳壓裂試驗(yàn)效果對比圖

1.7 油井壓敏高強(qiáng)樹脂堵漏再造井筒技術(shù)

常規(guī)化學(xué)堵漏體系有效期有限，承壓能力有限，開展高強(qiáng)度壓敏樹脂堵漏技術(shù)攻關(guān)試驗(yàn)，化學(xué)堵漏后井筒承壓≥25MPa，有效期≥3年。

圖2 高強(qiáng)度化學(xué)堵劑及承壓指標(biāo)

1.8 套損氣井井筒高效修復(fù)技術(shù)

針對氣田套損井作業(yè)周期長、常規(guī)壓井產(chǎn)能恢復(fù)率低、多封管柱起鉆難等問題，開展化學(xué)堵漏、近平衡壓井、井下電動(dòng)切割等工藝技術(shù)研究，井筒處理效率提高30%，產(chǎn)能恢復(fù)率≥50%。針對侏羅系油藏礦化度高，套管腐蝕套損嚴(yán)重問題，開展5Cr、13Cr等耐腐蝕管材評價(jià)試驗(yàn)，預(yù)期套管服役年限延長5年以上。

2 非常規(guī)油氣效益開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)

一是陸相頁巖油巖性多樣，縱橫向非均質(zhì)性強(qiáng)，甜點(diǎn)主控因素復(fù)雜，制約了甜點(diǎn)的定量表征和評價(jià)，“甜點(diǎn)區(qū)”與“甜點(diǎn)段”分級評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)有待完善；二是精細(xì)導(dǎo)向工具的研發(fā)滯留，大平臺水平井優(yōu)快鉆井技術(shù)有待突破，提高儲(chǔ)層鉆遇率、降低鉆井周期的需求迫切；三是非均質(zhì)儲(chǔ)層體積改造與純頁巖型壓裂適配性技術(shù)還需進(jìn)一步發(fā)展，尚不滿足增大改造體積和大幅度提高單井產(chǎn)量的需要；四是非常規(guī)油氣控制遞減率的合理開發(fā)參數(shù)選擇和提高采收率技術(shù)還有待突破，需開展舉升工藝優(yōu)化、二氧化碳吞吐等先導(dǎo)性試驗(yàn)，以提高單井EUR，盡可能提高采收率。北美實(shí)踐證明，對于非常規(guī)油氣，以勘探開發(fā)一體化和地質(zhì)工程一體化為主要內(nèi)容的“一體化”管理模式是行之有效的，而我國目前仍然沿用傳統(tǒng)石油行業(yè)“接力式”的勘探開發(fā)階段劃分、整體開發(fā)方案（ODP）編制理念及審批制度，嚴(yán)重不適應(yīng)非常規(guī)油氣認(rèn)識快速迭代、及時(shí)調(diào)整的需求。以往將頁巖作為生油層，而作為儲(chǔ)層和產(chǎn)層研究不認(rèn)識程度低，細(xì)粒沉積：沉積微相類型，沉積動(dòng)力學(xué)和沉積序列，頁巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間，分類精細(xì)評價(jià)，優(yōu)勢巖性確定，巖電關(guān)系；成藏機(jī)理不富集規(guī)律，成藏機(jī)理及精細(xì)描述；資源評價(jià)方法與關(guān)鍵參數(shù)、資源規(guī)模分布特征。非常規(guī)儲(chǔ)層滲透率低、非均質(zhì)性強(qiáng)，亟待解決開發(fā)理論不技術(shù)問題，油氣相態(tài)判斷、流動(dòng)機(jī)理不運(yùn)驅(qū)機(jī)理，開發(fā)-布井-配產(chǎn)方式，經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)理論模型，頁巖油體積開發(fā)理論、開發(fā)速度控制等，頁巖油采收率低，頁巖油壓裂作用機(jī)理，壓裂-補(bǔ)能-驅(qū)油機(jī)理不效果，已有提高采收率技術(shù)適應(yīng)性。

3 提高非常規(guī)油氣開發(fā)技術(shù)與管理分析

3.1 頁巖油二氧化碳體積壓裂擴(kuò)大試驗(yàn)

針對低壓高粘區(qū)流體流動(dòng)阻力大、增能效率低等難題，2023年擴(kuò)大試驗(yàn)二氧化碳壓增滲一體化核心技術(shù)，優(yōu)選2～3平臺（12～15口），建立區(qū)域萬噸二氧化碳示范平臺，預(yù)計(jì)注入二氧化碳總量4.8萬噸，埋碳約3.6萬噸，單井EUR提高15%以上。優(yōu)化方向是增大縫網(wǎng)體積，單一前置→破巖+前置，排量由2上升至6方/分鐘；提高增滲效果，單井選段、段間驅(qū)替→全井段泵注增能；降低作業(yè)成本，用液量降低50%，綜合成本壓縮至300～500萬。

3.2 開展疊合區(qū)控水增油提產(chǎn)新工藝試驗(yàn)

以控制裂縫縱向延伸、規(guī)避連通注水井為目標(biāo)，在前期試驗(yàn)認(rèn)識基礎(chǔ)上，建立提產(chǎn)示范井組，擴(kuò)大應(yīng)用連續(xù)油管水力噴砂精準(zhǔn)分段壓裂技術(shù)，試驗(yàn)可開關(guān)滑套控水壓裂技術(shù)，預(yù)期含水由80下降到50%以內(nèi)，初期產(chǎn)量由5上升到10～15噸以上。在H4-3井測試解釋基礎(chǔ)上，進(jìn)一步優(yōu)化H4-4井測試方案和取心井軌跡設(shè)計(jì)，重點(diǎn)開展取心井巖心裂縫判識、支撐評價(jià)、力學(xué)性質(zhì)、裂縫反演等方面研究，精細(xì)指導(dǎo)人工裂縫認(rèn)識和壓裂方案優(yōu)化。研究內(nèi)容為人工裂縫、天然裂縫識別與表征，支撐裂縫形態(tài)、支撐劑鋪置狀態(tài)，壓后巖心楊氏模量、泊松比變化，根據(jù)巖心裂縫描述反演擴(kuò)展體積。

3.3 超低滲透油藏水平井連續(xù)油管加密布縫提產(chǎn)提效壓裂技術(shù)

超低滲透油藏水平井建產(chǎn)比例大幅提高，針對部分超低滲油藏物性差、注水驅(qū)替難以建立導(dǎo)致單井產(chǎn)量低、遞減大等問題，集成應(yīng)用連續(xù)油管、加密布縫、縫內(nèi)暫堵等技術(shù)，保障該類油藏規(guī)模效益建產(chǎn)。連續(xù)油管，帶壓作業(yè)提高地層壓力、提高施工效率；提高裂縫控制油藏體積，提高裂縫復(fù)雜程度。2023年以效益建產(chǎn)為目標(biāo)，重點(diǎn)開展人工裂縫與井網(wǎng)適配性評價(jià)、經(jīng)濟(jì)化裂縫密度和提高裂縫復(fù)雜程度等方面研究，完善定型超低滲透油藏水平井高效壓裂模式。后期加大人工裂縫與井網(wǎng)適配性研究；裂縫密度與產(chǎn)量相關(guān)性及經(jīng)濟(jì)化評價(jià)；縫內(nèi)暫堵劑研發(fā)和現(xiàn)場試驗(yàn)，確保試驗(yàn)井初期單井產(chǎn)量較常規(guī)工藝提高0.5t/d，作業(yè)效率提升1倍以上。

3.4 加密水平井可開關(guān)滑套提產(chǎn)控水壓裂技術(shù)

針對部分老區(qū)定向井開發(fā)單井產(chǎn)量低，難以實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)的問題，前期加密水平井雖實(shí)現(xiàn)了初期產(chǎn)量突破，但累產(chǎn)仍較低。亟需通過滑套工具自主研發(fā)、壓裂參數(shù)優(yōu)化，攻關(guān)形成加密水平井可開關(guān)滑套提產(chǎn)控水壓裂技術(shù)，實(shí)現(xiàn)老區(qū)提產(chǎn)、控水雙重目標(biāo)?？砷_關(guān)滑套識別各段產(chǎn)油水狀況，關(guān)閉出水層段；增加改造規(guī)模，實(shí)現(xiàn)縱橫向充分動(dòng)用，縫內(nèi)暫堵提高裂縫復(fù)雜程度。以控含水和提累產(chǎn)為目標(biāo)，重點(diǎn)開展可開關(guān)固井滑套自主研發(fā)、強(qiáng)化改造參數(shù)優(yōu)化和提高縫網(wǎng)適配性等方面研究，優(yōu)化形成老區(qū)加密水平井提產(chǎn)控水壓裂技術(shù)。

3.5 持續(xù)優(yōu)化波碼通信分注技術(shù)，實(shí)現(xiàn)技術(shù)提質(zhì)增效

針對動(dòng)管柱更換井下電池，作業(yè)費(fèi)用高等問題，攻關(guān)試驗(yàn)可投撈波碼集成配水器，實(shí)現(xiàn)不動(dòng)管柱更換配水器電池。堅(jiān)持“預(yù)防為主、防治結(jié)合”的治理思路，深化重點(diǎn)區(qū)塊欠注主控因素分析，推廣酸化、復(fù)合減阻增注、酸壓等成熟工藝，攻關(guān)凝膠解堵和臨界欠注井整體治理等技術(shù)，助推配注合格率大于98.5%。

3.6 擴(kuò)大凝膠堵塞深部酸化增注技術(shù)

針對凝膠堵塞壓力上升、解堵難度大的問題，開展凝膠降解藥劑配方及關(guān)鍵技術(shù)研究，單井日增注5～8方，有效率＞85%。開展臨界欠注井整體降壓增注技術(shù)試驗(yàn)，探索源頭控壓，針對新增欠注井不斷增多，部分區(qū)塊壓力持續(xù)上升，欠注風(fēng)險(xiǎn)加大難題，開展臨界欠注井閥組整體降壓增注試驗(yàn)，前期試驗(yàn)1個(gè)井組，有效期達(dá)400余天，下步計(jì)劃試驗(yàn)5～10井組，控制注水壓力上升幅度＜0.3MPa/a。按照“分類治理、整體規(guī)劃、按需分步實(shí)施”的原則，規(guī)模應(yīng)用聚合物微球等成熟技術(shù)、推廣擴(kuò)大粘彈自調(diào)控劑等新技術(shù)、攻關(guān)試驗(yàn)微球2.0體系，以問題為導(dǎo)向，按需精準(zhǔn)調(diào)驅(qū)，持續(xù)改善水驅(qū)開發(fā)效果。圍繞見水規(guī)律復(fù)雜區(qū)域技術(shù)攻關(guān)，治理手段持續(xù)豐富，解決侏羅系油藏底水抬升調(diào)驅(qū)效果差的問題。

4 結(jié)束語

總之從非常規(guī)油氣勘探工作的開展難點(diǎn)來看，降低油氣開發(fā)成本，實(shí)現(xiàn)油氣價(jià)值的最大化是非常規(guī)油氣開發(fā)工作的關(guān)鍵。從非常規(guī)油氣開發(fā)工作的開展難點(diǎn)來看，因非常規(guī)油氣儲(chǔ)集體所擁有的物性行對比較差，通常情況不具備自然工業(yè)生產(chǎn)能力，在油氣開采過程需要借助特殊的鉆井技術(shù)以及特定的增產(chǎn)措施。非常規(guī)油氣開發(fā)工作打破傳統(tǒng)油氣開發(fā)格局，促使直井開采活動(dòng)朝著水平井開發(fā)的方向發(fā)展。