摘要
为了实现济阳陆相断陷盆地中低演化程度页岩油的有效开发,2019年以来,依托万米系统取心、十万余块次的岩心测试,在博兴、牛庄、民丰等洼陷同时开展系统评价,单井评价及立体井组开发均取得突破。博兴洼陷开展了3层楼8口井的先导试验,建成中国石化首个10万吨级页岩油开发井组;牛庄洼陷开展了5层楼20口井大平台立体开发井组试验,已全部投产;民丰洼陷按照“大平台整体部署、小井组分步实施”的模式,整体评价、立体开发试验全面展开。樊页平1、丰页1-1HF井等28口井峰值日产油量超百吨,30口井累计产油量超万吨。基于基础研究与开发实践,提出了济阳页岩油“储-缝-压”三元储渗理论认识,攻关形成了页岩油开发实验技术、开发甜点立体精细评价技术、建模数模一体化技术、立体开发优化调控技术,初步构建了胜利特色的陆相断陷盆地页岩油立体开发理论技术体系,有效支撑了胜利济阳页岩油国家级示范区建设。
页岩油作为全球非常规石油勘探开发的重要领域,在保障国家能源安全方面具有重要作用。美国页岩油历经60余年持续不断的攻关探索,先后建成巴肯(Bakken)、鹰滩(Eagle Ford)等主要页岩油气生产区,实现了“能源独立”。2022年,北美页岩气产量为7 600×1
页岩油在北美地区的突破,展现了页岩油气巨大的资源潜力,引发了中外页岩油勘探开发的高潮。不同于北美稳定的海相地层,中国陆相页岩细粒沉积具有非均质性强、含油性差异大的特点。基于国家石油战略安全和经济社会发展的需要,中国加大了页岩油气勘探开发力度,在鄂尔多斯盆地三叠系延长组、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组与玛湖凹陷二叠系风城组、松辽盆地白垩系青山口组、渤海湾盆地黄骅坳陷沧东凹陷古近系孔店组、济阳坳陷古近系沙河街组、江汉盆地潜江凹陷古近系潜江组等均获得了工业油流,并先后建立了新疆吉木萨尔、大庆古龙和胜利济阳3个页岩油国家级示范区,页岩油已逐步成为国家重要的能源接替阵
济阳坳陷位于渤海湾盆地东南部,为中国东部典型的新生代陆相断陷盆地,断裂活动强烈,坳陷内沉积沙四段上亚段、沙三段下亚段2套湖相烃源岩,整体具有演化程度低、埋藏深、厚度大、地层温度和压力系数高,构造、岩相和流体性质复杂的特点,面积约为7 300 k
1 济阳页岩油主要地质特征
基于含油洼陷所处的断陷湖盆构造带位置差异,将济阳页岩油发育区划分为以博兴洼陷为代表的缓坡断裂带复杂断块型页岩油、以牛庄洼陷为代表的洼陷稳定带基质型页岩油、以民丰和利津洼陷为代表的陡坡深陷带巨厚型页岩油3种类型(
图1 济阳坳陷东营凹陷南北向地质结构剖面
Fig.1 Geological structure profile in north-south direction of Dongying Sag in Jiyang Depression
1.1 地层特征
济阳页岩油目的层主要为沙四段上亚段和沙三段下亚段,烃源岩厚度为300~1 500 m。基于低位域、湖侵和高位域地层层序变化规律、电测曲线特征和岩相纵向分布规律,对烃源岩层段进行了五级层序划分,沙四段上亚段可进一步分为纯下次亚段和纯上次亚段,纯下次亚段自下而上划分为X1—X3共3个小层,纯上次亚段自下而上划分为C1—C10共10个小层,沙三段下亚段划分为4个层组。不同洼陷主力页岩层系存在差异,民丰洼陷以沙四段上亚段纯下、纯上次亚段为主,牛庄和博兴洼陷为沙四段上亚段纯上次亚段和沙三段下亚段,利津洼陷为沙四段上亚段纯下、纯上次亚段和沙三段下亚段,渤南洼陷以沙三段下亚段为主,部分为沙一段。
1.2 构造特征
济阳坳陷作为典型的新生代陆相断陷盆
1.3 沉积与岩相特征
济阳坳陷在始新世早期湖盆进入断拗阶段,随着盆地构造格局的改变和沉积中心迁移,沉积类型及特征逐渐演化,形成了11个大小不等、分割性较强的湖盆。页岩沉积期湖盆为咸水-半咸水、微咸水环境,咸化水体中嗜盐菌藻类生物繁盛,有机质生成和保存能力好。目前济阳页岩油开发主要集中在沙四段上亚段和沙三段下亚段,页岩层系厚度大、分布面积广、品质好,演化程度中等-
受沉积环境、成岩作用和构造改造影响,济阳页岩矿物成分复
类型 | 主力岩相 | TOC/% | S1/(mg/g) | 含油饱和度/% | 孔隙度/% | 渗透率/mD | 润湿性 | 压力系数 |
---|---|---|---|---|---|---|---|---|
陡坡深陷带巨厚型 |
纹层状亮晶泥质灰页岩纹层状混合质页岩 层状混合质页岩 | 2.5~8.0 | 2.3~5.0 | 50~80(密闭取心) | 8.5~12.0 | 0.003~1.0(地层) | 亲水 | 1.3~1.8 |
洼陷稳定带基质型 | 纹层状隐晶泥质灰页岩纹层状亮晶泥质灰页岩纹层状隐晶灰质泥页岩 | 2.0~5.0 | 2.0~7.0 | 40~80(常规取心) | 6.0~12.0 | 0.001~1.0(地层) | 弱亲油—中性 | 1.4~1.9 |
缓坡断裂带复杂断块型 | 纹层状隐晶泥质灰页岩层状隐晶泥质灰页岩纹层状混合质页岩 | 1.5~2.5 | 1.2~2.4 | 40~60(密闭取心) | 4.0~7.0 | 0.26~4.0(地面) | 亲水 | 1.2~1.5 |
图2 济阳坳陷沙河街组页岩主要岩相类型及镜下特征
Fig.2 Main lithofacies types and microscopic characteristics of shales in Shahejie Formation of Jiyang Depression
1.4 储集空间特征
济阳页岩储层以无机孔为主,占比高达95%,孔隙类型包括碳酸盐矿物晶间孔、溶蚀孔、粒间孔、黏土矿物片间孔、黄铁矿晶间孔,以微米-纳米级孔隙为主;裂缝类型细分为微米-纳米级的层理缝、粒缘缝、晶间缝、超压缝和毫米级的构造缝。不同岩相孔喉类型、孔隙度和渗透率存在差异。利用CT、扫描电镜等定性识别和图像数值分析空间定量描述,总结不同岩相的孔缝类型及展布特征,建立了不同岩相的孔缝网络模式(
图3 牛庄洼陷不同岩相孔缝网络模式
Fig.3 Patterns of pore and fracture networks of different lithofacies in Niuzhuang Sag
以牛庄洼陷为例,纹层状亮晶泥质灰页岩宏孔占比约为60%,气测地面渗透率为0.03~2.0 mD,柱塞样液测地面有效孔隙度为5%~10%;纹层状隐晶泥质灰页岩宏孔占比约为30%,气测地面渗透率为0.005~0.5 mD,柱塞样液测地面有效孔隙度为4%~8%;层状隐晶灰质泥页岩宏孔占比小于20%,气测地面渗透率为0.000 5~0.01 mD,柱塞样液测地面有效孔隙度为2%~4%。总体上,亮晶纹层孔隙连通性好、渗透率更高,隐晶纹层次之,层状最低。民丰洼陷有利岩相类型为纹层状混合质页岩、纹层状亮晶泥质灰页岩、纹层状隐晶泥质灰页岩,三者均具有较好的储集性,宏孔占比超40%,气测地面渗透率为0.01~2.0 mD,柱塞样液测地面有效孔隙度为5%~12%。
1.5 含油性特征
济阳坳陷沙四段上亚段和沙三段下亚段页岩有机质类型均以生油Ⅰ型和Ⅱ1型为
1.6 润湿性特征
页岩润湿性通过影响油水在不同尺度孔缝体系中的赋存,进而影响页岩油渗吸置换的效率。储层润湿性的评价方法多样,针对济阳页岩润湿性特征,采用自吸驱替和核磁共振页岩润湿性测试方法进行研究。济阳页岩矿物组成、热演化程度存在差异,影响了不同洼陷页岩的润湿性(
1.7 流体及温度、压力特征
济阳陆相断陷盆地形成时间整体较晚,热演化程度中等偏低,Ro<0.9%的页岩油资源量占60%,主体为中-低成熟度页岩油,油质以中质油组分为主,原油密度为0.75~0.94 g/c
2 济阳页岩油开发进展
按照“加强评价、试验先行、规模建产”的思路,对博兴、牛庄和民丰等多个洼陷开展先导试验及立体评
2.1 博兴洼陷首个先导试验井组
2020年11月,樊页平1HF井在博兴洼陷纯上次亚段页岩层获得产能突破,针对樊页平1井区开展了页岩油地质综合评价研究及开发先导试验井组优化设计。
2.1.1 地质特征及试验目的
博兴洼陷位于东营凹陷西南部,断裂发育区占页岩有利区面积的3/4,发育不同级别断层(断距为10~150 m),断块间距小(500~900 m),地层倾角变化大(5°~23°),水平井部署受限。博兴洼陷主要发育沙四段上亚段纯上次亚段、沙三段下亚段2套页岩层系,2020年底樊页平1井在纯上次亚段C5层获得峰值日产油量为171 t/d的高产,实现了复杂断块型页岩油的勘探突破。
复杂断块区断裂系统复杂,断块碎、间距小,垂直于最大主应力方向不穿断层布井,水平井打不长,过断层布井损失有利甜点段且易套损,与最大主应力呈小角度布井,压裂压不
2.1.2 立体开发试验井组设计
纵向分层 基于岩心、宏微观分析化验资料,开展甜点分类分级评价,在樊页平1井区评价出4个蜜点层、2个蔗点层(
图4 樊页平1井区纵向甜点分布
Fig.4 Vertical sweet spot distribution in Well FYP1 area
布井方式优化 通过层距、井距与人造缝网协同优化,按樊页平1井区实际地质特征刻画断层断距及两侧甜点对接关系,研究井轨迹与地层呈不同角度时,水平段穿过断层时损失甜点段长度及占比,建立了甜点损失程度图版。当水平段长度为 2 000 m,甜点厚度为20 m时,穿过断距为30 m的断层,损失甜点段长度约为230 m,损失率超10%,所以穿过断距在30 m以上的断层不宜再追原甜点层,应就近选择合适甜点钻进,保证甜点钻遇率。兼顾断层发育情况、有利岩相空间分布及地应力方向等因素,寻求复杂断块区各因素的最佳匹配点,优化形成3种布井模式:①断距小于30 m过断层追层布井模式,可兼顾蜜点、蔗点2类甜点,提高有利岩相钻遇率。②断距50 m内过断层选择合适层位钻进,保证轨迹平滑。③块内小角度布井。断距大于50 m,甜点损失率大于25%,小角度布井优化匹配水平段长度和角度(
图5 博兴洼陷试验井组3种布井模式
Fig.5 Three well deployment patterns for test well group in Boxing Sag
平面井距优化 基于微地震获取的缝网形态和裂缝参数,综合考虑地质工程数据,建立水平井体积压裂缝网预测模型,结合油藏数值模型拟合生产动态历史,校正改造区范围,求取页岩油水平井极限泄油范围,确定合理井距。樊页平1井区合理井距为350~400 m。
纵向层距优化 博兴洼陷隔层相对不发育,纵向应力差为7~9 MPa,层理缝和构造缝均相对发育,需要适当增加甜点动用厚度。按照水平段长度为2 000 m,单井投资为6 000万元测算,甜点经济极限动用厚度为28 m。结合井区压裂模拟,缝高纵向扩展难度较大,平均缝高为30 m左右。综合考虑资源丰度、应力隔层、有利岩相厚度、脆性指数、纵向应力差、天然裂缝发育情况、开发经济极限动用厚度等多因
基于布井方式、井距、层距优化认识,针对樊页平1井产能突破C5层和评价的蜜点层(C8层和沙三段下亚段3层组),部署3层楼8口井的立体开发先导试验井组,其中跨断层水平井2口(樊页1-4HF、樊页1-5HF井),小角度布井2口(樊页1-2、樊页1-8HF井),新层系部署井2口(樊页1-1HF井(沙三段下亚段3层组)、樊页1-3HF井(C8层))。
图6 博兴洼陷樊页平1试验井组井位部署
Fig.6 Well deployment of FYP1 test well group in Boxing Sag
不同布井方式差异化压裂试验 针对过断层压裂诱发套管变形、错断风险的问题,优化不同断距差异化合理避让、排量及射孔调整等,实现过断层水平段平稳压裂,4口过断层井无套损、无丢段,保证了井筒完整性。针对断块内裂缝扩展受限、改造体积小等难题,设计了CO2局部应力干扰+多段少簇+定水平面射孔+变黏度+微细砂配套的强化压裂改造试验方案。
2021年4月完成樊页平1井区开发先导试验方案设计,并于同年投入实施。
2.1.3 开发实践与效果评价
钻井实时跟踪调控提高甜点钻遇率 以三维地质导向模型为基础,明确靶前多个测井标志层,构建水平井沿程曲线,实时更新模型,预测待钻轨迹,逐层标定提高中靶率。超前预判断层和裂缝位置,考虑断层两侧甜点对接关系,实时调整轨迹,平滑钻进追甜点,确保轨迹在甜点靶盒内平稳穿行。8口水平井实钻水平段长度为2 000 m左右,跨断层水平井樊页1-4HF先后过断距为65和13 m的2条断层,通过设计多个控制点、提前降斜调整轨迹、及时预判待钻轨迹所处的岩相等优化设计和实时调整,甜点钻遇率达88%。在井组钻井跟踪过程中逐步形成了构建地质导向模型、明确靶前标志层、逐层标定准确中靶、平稳穿行靶盒“四步法”水平井钻井跟踪调控技术流程。
差异化高效压裂改造SRV体积大幅提高 通过全过程跟踪现场压裂动态,逐段迭代优化施工参数、逐井迭代优化施工规模。樊页平1井组8口井拉链式压裂经过3个轮次迭代升级,簇间距由16 m减小至9.7 m,综合砂比由6%提高至6.6%,单段改造体积由30×1
建成中国石化首个10万吨级产量井组 樊页平1井试验井组自2022年9月全面投产,5口井峰值日产油量过百吨,第1年产油量为11.7×1
博兴洼陷樊页平1先导试验井组的成功建成,实现了页岩油开发从单井到井组的战略突破,证实甜点认识可靠、技术政策基本合理、钻井及压裂工艺基本适配,构建了“四步法”地质工程一体化、钻井实施跟踪及调整技术方法,形成了压裂效果评价、生产制度调整、生产规律分析及产能预测等关键技术,为页岩油下一步规模化开发提供了依据。
在博兴洼陷复杂断块型页岩油开发试验中,进一步认识到页岩油的复杂性,构造和岩相空间变化快、差异大,甜点评价、刻画、预测难度大,规模开发中需进一步加强地质工程一体化研究和评价,构建四梁八柱,建立各洼陷铁柱子,深化非均质性研究,为平面选区、纵向选层、精细刻画黄金靶体以及提高钻井时效和甜点钻遇率奠定基础。
2.2 牛庄洼陷大平台立体开发试验井组
2.2.1 地质特征及试验目的
牛庄洼陷页岩沉积厚度大,一般为200~400 m,纹层状富灰质页岩是洼陷主体岩相类型。牛页一区位于牛庄洼陷的西南部缓坡带上(
图7 牛页一区平面位置及评价井部署
Fig.7 Plan location and evaluation well deployment in NY 1 area
牛页1-2HF井、樊页平1井组取得突破后,考虑牛庄洼陷相比博兴洼陷埋藏更深、成熟度更高、压力系数更大以及烃源岩品质更好,具备进一步探索大平台立体开发的可行
2.2.2 构建四梁八柱开展甜点立体评价
为夯实评价基础,开展全洼陷立体评价,在不同构造部位部署8口系统取心井(
图8 牛庄洼陷甜点评价综合柱状图(无沙三段下亚段甜点)
Fig.8 Histogram of sweet spot evaluation in Niuzhuang Sag(without sweet spot of Es
甜点分级 | 地 质 评 价 指 标 | 工 程 评 价 指 标 | 综合评分 | ||||||
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
有利岩相占比/% | 成熟度/% | 压力系数 | 断层密度/ (条/k | 裂缝发育密度/ (条/m) | 脆性矿物 含量/% | 脆性指数 | 应力差/ MPa | ||
蜜点 | >70 | 0.7~1.0 | >1.4 | <0.5 | >0.7 | >65 | >0.5 | <5 | 90~100 |
蔗点 | 50~70 |
0.6~0.7/ 1.0~1.2 | 1.2~1.4 | 0.5~2 | 0.3~0.7 | 40~65 | 0.35~0.5 | 5~7 | 70~90 |
橘点 | <50 | <0.6/>1.2 | <1.2 | >2 | <0.3 | <40 | <0.35 | >7 | 50~70 |
权重 | 0.25 | 0.19 | 0.17 | 0.1 | 0.09 | 0.07 | 0.05 | 0.08 |
2.2.3 建立地质大模型优化设计开发井网
基于地震、测井、岩心观察和室内实验多手段联合,考虑岩相非均质性强、多尺度多类型天然裂缝发育等特点,构建涵盖精细构造模型、岩相模型、孔渗饱属性参数模型、天然裂缝模型、岩石力学参数模型和地应力场模型的三维地质体,建成面积为150 k
图9 牛庄洼陷牛页一区三维地质模型
Fig.9 3D geological model of NY1 area in Niuzhuang Sag
复杂的地质条件给立体开发布井、开发技术政策优化、工程施工带来了巨大挑战。针对页岩厚度大、岩相纵向非均质性强等特点,采用纵向立体交错叠置的“W”型布井,考虑目的层厚度和储量控制程度、单井确定理论最小极限井距和层距;结合当前工艺条件下压裂改造能力下的缝高、缝长认识和纵向应力隔层厚度,确定压裂工程井距、层距;基于地质模型开展地质工程一体化压裂模拟,评价井距、井间干扰对井组产能和储量动用程度的影响,优化确定油藏井距。按照“裂缝搭接、通而不窜”的原则,综合考虑地质、油藏、工程因素,优化确定纵向层距为42~47 m,平面井距为300 m,同时试验350、400、500 m井距的影响。针对纵向5个蜜点按5层楼水平井进行立体井网部署,优化形成牛页一区20口井立体开发试验井组(
图10 牛页一区试验井组井网设计
Fig.10 Well pattern design of test well group in NY1 area
2.2.4 地质工程一体化优化钻井和压裂施工
钻井实时跟踪及调整 大平台立体开发对井轨迹空间相对距离规整性要求很高,为防止井轨迹偏离影响邻井压裂和开发效果,在樊页平1井区“四步法”跟踪调整做法基础上,建立地质风险多因素判识、邻井停泵破裂压力分析、邻井压力激动分析、压力-应力场异常区评价等地下地上一体化“超前预测、超前预判、超前预警”钻井跟踪模式。通过地质工程一体化评价定靶心,VSP井震联合建准三维速度场,精准刻画黄金靶体,模型化跟踪提高轨迹控制质量。采用精细地层对比实时卡层,优选稳定测井曲线段作为标志,当平面偏离设计轨迹10 m、纵向偏距靶窗顶或底1 m时,发出轨迹偏离预警,保障牛页一区空间井轨迹规整。根据随钻GR曲线和录井资料、钻井涌漏,迭代三维模型的构造、倾角、断层、裂缝等参数提升模型精度,最大程度提高了有利岩相钻遇率。2023年4月牛页一区井组20口井通过5轮迭代顺利完钻,靶盒钻遇率为100%,有利岩相钻遇率平均达到98%(
图11 牛页一区井组黄金靶体空间展布与有利岩相钻遇率
Fig.11 Spatial distribution of gold targets and drilling rate of favorable lithofacies of well group in NY1 area
井组压裂优化 牛页一区井组地质条件复杂,局部发育断层和裂缝,有限空间内大规模压裂易造成应力集中引起套损套变问题。在开展套损套变形成机制研究的基础上,攻关形成裂缝迭代预测+参数优化设计+协同控制节奏的大平台多层楼立体开发井组优化压裂技术。首先,地质-地震-钻井一体化迭代提升断层、裂缝预测精度,分类分级评价裂缝类型;针对不同规模裂缝,采用适度避让、优化段簇等方式差异化压裂设计方案。对于断层等不稳定地质体,采用断层两侧多井同步施工的方式降低断层激活风险;对于大尺度裂缝,优化避让距离,减小裂缝滑移、应力局部集中风险;对于小尺度裂缝,优化施工排量、规模,降低套管承压以及升压速度,保障压裂顺利实施。其次,压裂过程中结合现场动态实时跟踪模拟研究裂缝扩展规律、应力场变化,明确井间干扰和应力集中情况,超前预判套损套变,针对性调整优化待压井、待压段参数。最后,优化井组压裂顺序和节奏,优先采用“先内后外、局部错位”的方式减小应力集中。通过不断迭代优化立体井组压裂技术,实现了兼顾井筒安全和SRV最优。
2.2.5 效果评价
2023年10月,牛页一区立体开发试验井组全部投产。截至2024年5月初,井组正处于扫塞放喷阶段,日产油量为438 t/d,累计产油量为3.78×1
图12 牛页一区试验井组生产曲线
Fig.12 Production curve of test well group in NY1 area
牛页一区立体开发试验井组的成功实施,表明牛庄洼陷蜜点层均可获得较高产能,验证了牛庄洼陷基质型页岩油甜点评价技术的可靠性,同时证实了井距为300~400 m、层距为42~47 m的开发技术政策基本合理。通过钻井跟踪技术的迭代提升,钻井周期缩短44%,最快钻井周期为23 d,实现6 000 m井深钻井周期小于30 d,有利岩相钻遇率由第1轮的94%提升至99%以上,有力保障了大平台立体开发井组井轨迹空间位置关系规整。
通过大平台立体开发井组实施,初步形成了立体井网均衡压裂技术。大井组整体压裂井间干扰及套损套变风险显著,压裂实施顺序、排量规模等工艺参数至关重要,加大地质工程一体化是立体开发井组钻井、压裂顺利实施的重要保障;大平台整体钻井-压裂-投产实施时间长达一年半以上,建产周期长,需要进一步探索高效建产模式。
2.3 民丰洼陷整体评价试验
民丰洼陷沙四段上亚段页岩厚度大,一般为310~1 300 m,分布面积为120 k
2.3.1 地质特征及试验目的
民丰洼陷位于东营凹陷北部陡坡带东段,北临陈家庄凸起,南邻中央隆起带,东西向呈“两梁、两洼、两坡”的构造格局。目的层纯下、纯上次亚段埋深为2 250~4 350 m,成熟度为0.5%~1.1%。受陆源输入影响,页岩岩相呈平面分带特点,由北向南依次发育富长英质页岩、混合质页岩和富灰质页岩,北带以粉砂级长英质混积页岩为主,局部发育砂条;中带以混积页岩与泥质灰页岩互层为主;南带以碳酸盐矿物含量较高的泥质灰页岩为主(
图13 民丰洼陷沙四段上亚段纯上次亚段C4构造特征及岩相分布
Fig.13 Tectonic features and lithofacies distribution of C4 layer in Es
基于博兴和牛庄洼陷试验井组成功实施经验,为进一步探索高效建产、效益开发路径,2023年在民丰洼陷开展全洼陷整体评价和立体开发先导试验,深化认识不同类型甜点空间展布规律及产能特征,试验井网、井距、层距以及纵向横推、横向纵推“Tank”的钻井-压裂-投产实施模式等关键开发技术政策,构建“大平台、小井组”立体开发模式,迭代提升工程工艺技术,形成地面地下一体化高效钻井-压裂-投产运行方式,推动民丰洼陷规模效益建产。
2.3.2 洼陷整体评价
民丰洼陷地质条件比较复杂,沙四段上亚段受上覆岩层厚度及岩性变化大影响,平面上速度场差异大,构造描述精度难以满足水平井部署及实施要求;平面及纵向上岩相变化快,不同岩相品质特征(储集性、含油性、可压性等)、开发甜点分布状况、不同类型甜点压裂效果和产能特征等不落实,需要开展民丰洼陷整体评价。
整体部署评价井 按照构造分带、岩相分区部署12口评价井,加强取心、分析化验、特殊测井等资料系统录取,构建整个洼陷 “四梁八柱”,落实全区不同构造部位、不同岩相带的沉积演化和岩相品质特征,通过A靶附近取心认识,控制大平台区域岩相和埋深,为水平井靶盒优选、卡准A靶及整体评价奠定扎实的地质基础。
精细刻画构造变化 为提高地震资料成像精度、准确落实构造,全洼陷开展6口井的VSP资料采集、处理、解释,获得了准确的时深关系和叠加地震剖面,解决了该区地层标定问题;通过多井VSP和测井综合层位标定,优化了地质分层,洼陷三维速度场准确成像,三维地震数据与VSP叠加剖面的波组特征具有更好的一致性。通过对构造的多轮次迭代,构造模型精度逐渐提升,模型精度达到±5~10 m,为精确设计水平井轨迹提供了依据。
精细刻画岩相展布 为了准确描述平面岩相展布规律、精细刻画平面岩相边界,基于岩心、分析化验及测井资料,开展了沉积演化研究,明晰了北区、中区及南区不同岩相带从纯下—纯上次亚段发育的岩相组合类型,明确了不同岩相“七性特征”;采用先预测相带、后刻画边界的方式层层递进开展不同相带边界研究。利用地震多属性反演刻画外源砂砾岩、砂条边界,利用测录井资料刻画不同物源体系井点砂砾岩、砂条发育边界,通过井点校正地震预测结果刻画砂砾岩、砂条发育区边界;页岩不同岩相边界采用“岩心+水平井实钻轨迹”共同标定的方式实现不同小层主体岩相类型边界刻画。由南到北较准确地刻画了富灰质页岩相带—混合质页岩相带—含砂条过渡带—砂砾岩带4个岩相带的分布状况。
立体精细评价开发甜点 为了落实洼陷不同构造带、不同岩相区开发甜点展布规律,应用开发甜点立体精细评价方法,纵向上评价出7个蜜点层、3个蔗点层、4个橘点层(
图14 民丰洼陷中区东西向甜点评价剖面
Fig.14 EW-trending sweet spot evaluation profile in middle zone of Minfeng Sag
2.3.3 立体开发试验
根据整体评价认识,民丰洼陷页岩油甜点在纵向上集中发育,厚度大(230~310 m),无稳定隔层,开发过程宜作为一套层系立体开发,需要部署多层楼立体井网。参考国内外立体开发和樊页平1开发试验井组、牛页一区开发试验井组的实践认识,民丰洼陷按照大平台立体开发还存在以下几点问题:①大井组钻井-压裂-投产整体实施模式建产周期长,需要探索多平台立体开发模式下的高效建产;②大平台箱体压裂应力集中导致套损套变异常情况多发,亟需探索合理的钻井-压裂-投产运行模式;③民丰洼陷构造上坡、梁、洼相间,地层倾角变化大(4°~25°),天然裂缝“梁多坡少”,合理的布井方式、井距、层距尚不明确。
按照大平台整体部署、小井组分步实施的原则,2023年6月初步在中区和北区进行了整体开发井部署规划,根据地面条件和井网规划部署,以地面地下一体化模式进行井网与井台组合匹配;优选蜜点集中的中区5个井台,按照井距为300~400 m、层距为50~60 m开展立体开发关键技术政策试验。受制于大平台立体开发建产周期长、整体压裂过程中易出现应力集中引发套损套变风险等实施难点,综合考虑地质、工程、油藏、地面和经济等多方面因素,选择不同的平台开展钻井-压裂-投产横向和纵向“Tank”运行模式(
图15 民丰洼陷横向和纵向“Tank”运行模式
Fig.15 Horizontal and vertical “Tank” operation modes in Minfeng Sag
在压裂工艺方面,针对民丰洼陷各甜点岩相特征、裂缝发育程度等差异,试验差异化压裂工艺;另外,针对300~400 m差异化井距,设计差异化压裂参数,同时考虑压裂裂缝突进造成的压窜和压力干扰问题,开展定向深穿透射孔和定向穿层压裂等试验,实现精准控缝。
2.3.4 效果评价
截至2024年4月底,民丰洼陷立体评价试验井组已完钻水平井35口,投产9口(评价井2口,开发试验井7口),在纵向上不同层位、平面上不同岩相带、不同构造部位均获较高产能,6口井峰值日产油量过百吨,其余3口井日产油量超60 t/d,预测单井EUR超过6.0×1
系统的评价是认识陆相断陷盆地页岩品质差异的基础。民丰洼陷构造、岩相复杂,通过系统部署评价井,精细描述了构造变化、岩相变化带,为整体评价奠定了基础,沙四段上亚段纯下、纯上次亚段2套主力层系,北带富长英质混合质页岩和中带富长英质、富灰混合质页岩均获得了高产,具备全洼陷整体规模效益开发的潜力。
单井评价-立体评价-立体开发试验是实现页岩油规模效益开发的科学路径。民丰洼陷通过优选甜点开展洼陷的单井系统评价,落实了甜点分布规律和富长英质页岩产能,拓宽了页岩油的勘探开发空间;通过立体评价试验,落实了坡、梁、洼不同区带、不同层位、不同岩相的产能,小井组45~55 m层距和400 m井距下压裂投产过程,未出现明显干扰,基本明确了井距、层距等开发技术界限,证实600~800 m水平井同样可以获得较高的产能。
大平台整体部署、小井组分步实施是实现页岩油规模效益开发的有效方式。民丰洼陷页岩油厚度大、产量高,为典型的富油洼陷,为实现资源的最大化动用,纵向采用7层楼水平井开发模式,如何布好井、打好井、压好井,需要探索合理的建产模式,为此现场正在根据页岩油井组构造及厚度差异,开展横向纵推和纵向横推2种“Tank”建产模式。
3 开发理论技术进展
针对济阳页岩油高效开发关键问题,提出以“储-缝-压”为核心的三元储渗理论,揭示济阳页岩油高产机制。同时,以三元储渗理论为指导,形成了开发甜点立体精细评价、立体开发优化设计等技术,支撑了济阳页岩油的高效开发。
3.1 创新提出济阳页岩油开发三元储渗理论
通过系统总结济阳页岩油各洼陷的开发实践认识,结合岩心实验、孔缝网络流动模拟和数值模拟等基础研究,提出了济阳页岩油开发三元储渗理论。“储元”表征了页岩生烃能力、储集性和含油性,是页岩油富集的物质基础。济阳页岩热演化程度低,有机孔不发育,以无机孔为主(占比为95%),宏孔占比高,储集性好;咸化环境有机质早生早熟,有利于烃类富集,页岩储层含油性好。“缝元”表征了流体在地下的流动能力、流动空间和流动路径,是页岩油高产的渗流基础。济阳页岩发育构造缝、超压缝、层理缝、晶间缝及粒缘缝等多种天然裂缝,构成了多尺度裂缝网络,横向和纵向连通性好,为页岩油提供了原始渗流通道;压裂过程中多尺度裂缝开启,构建了以基质孔-晶间缝(粒缘缝)-层理缝-超压缝-构造缝-人工裂缝相互连通的“人造高渗流场”,为页岩油生产提供了流动路径。“压元”是流体流动的能量基础和高产稳产的动力条件。济阳页岩地层原始压力系数高,压裂增能进一步提高压力水平,促进压裂液的渗吸置换效率,并有效改善储层渗透性和流动性。
三元储渗理论是基于页岩油有利富集,到压裂扩缝提渗,再到高压增能、控压降敏的一体化全链条开发理念,要实现页岩油的高产,需要“储元、缝元、压元”三者共同支撑,三个要素之间是相互关联、不可或缺的。
3.2 攻关形成5项关键技术
3.2.1 页岩油开发实验技术
聚焦制约陆相页岩油效益开发技术瓶颈,通过攻关页岩赋存特征、可压性、可动性等关键基础问题,形成了页岩油开发实验技术。自主研发物理模拟和智能化装置10台套,建立了在线CT、在线核磁等大型公共实验平台,形成了储层物性、力学参数测试、渗吸采油、弹性开发、提高采收率机理分析等系列实验关键技术,创新了页岩润湿性、超低速油水相渗及非线性渗流规律等实验技术方法。页岩油开发实验技术为页岩品质评价、高产机理认识提供了技术支撑,为水平井控压生产工作制度合理调控提供了科学指导。
3.2.2 开发甜点立体精细评价技术
针对济阳页岩分布广、厚度大、非均质性强等特点,迭代形成开发甜点分类分级立体精细评价技术方法(
图16 济阳页岩油甜点分级评价思路
Fig.16 Grading evaluation thoughts of sweet spot of shale oil in Jiyang Depression
3.2.3 页岩油建模数模一体化技术
围绕陆相断陷盆地页岩油特殊地质条件及多尺度耦合流动特性,攻关形成建模数模一体化技术,建立了“正向优化设计、逆向迭代升级”的模型化研究范式。在洼陷整体评价阶段,构建洼陷级大模型,指导全区评价井部署、储量计算;开发试验阶段,建立井组精细模型,有力支撑了立体井网优化部署、钻井实施跟踪、高效压裂设计及实施、生产合理调控等全过程优化决策。
页岩油全要素三维地质建模技术 页岩油全要素三维地质建模是为满足油藏评价部署、储量计算、开发技术政策优化、立体井网部署以及压裂模拟等多环节研究需求而提出的全要素地质建模方法,包括构造、岩相、属性(孔隙度、渗透率、饱和度、TOC、S1等)、天然裂缝、岩石力学参数及地应力等6大方面。构造模型是全要素建模的基础,济阳页岩油平面覆盖面积大,需要基于井点速度分析及空间层位约束,应用VSP地震资料进行时深标定,多井拟合建立三维空间速度场,精细刻画高陡地层构造形态,实现深度误差控制在2‰以内。岩相模型是刻画甜点空间分布的关键,采用正演模拟与波形指示反演等方法,建立不同岩相的典型地震波形响应关系图版,实现不同岩相空间分布有效预测。属性模型是评价储层非均质性的前提,依托测井资料及室内岩心测试,明晰不同岩相测井响应特征,优选敏感曲线分别建立孔隙度、渗透率、S1、含油饱和度、脆性指数等页岩油关键参数测井解释模型。以岩相为单元、地震属性空间约束、测井解释剖面为依据,采用相控建模方法,实现物性、含油性、岩石力学等参数的空间精细表征。裂缝模型是模拟复杂人工缝网扩展的保障,针对页岩地层多尺度构造缝、层理缝等天然裂缝发育特点,综合岩心观察、成像测井、地震等资料,采用叠后确定性方法(蚂蚁体、曲率等)预测大、中尺度构造缝,叠前各向异性预测中、小尺度裂缝,综合刻画多尺度裂缝的空间分布规律。岩石力学及地应力模型是评价不同层位三向应力状态的核心。以岩石力学参数模型及离散裂缝模型为基础,以室内岩石力学实验、压裂微地震监测等为依据,优化迭代调整边界载荷条件、断层裂缝刚度等参数,模拟研究区三维现今地应力大小及方向分布,实现全洼陷三维应力大小及方向有效表征。
页岩油数值模拟技术 在地质建模基础上,数值模拟技术可以实现页岩油井压裂、开发设计优化、开采全过程的模拟计算。一是基于地质力学模型和天然裂缝模型,考虑水力裂缝与天然裂缝的相互作用,模拟页岩油水平井体积压裂后井筒周围复杂缝网的展布形态。二是考虑复杂缝网形成后地层中不同尺度的孔缝介质共存的特点,建立基质-次级裂缝-水力主力裂缝多重介质耦合流动模型,通过差异化表征不同介质的渗流特征控制油水交换过程,准确反映济阳页岩油渗吸置换效率高、油井初期含水率下降快的特点。三是针对页岩油立体井组开发压裂规模大、施工井数多、井间压力-应力干扰预测的难题,耦合地应力模拟、压裂模拟、油藏模拟3大模拟技术,形成综合压裂裂缝扩展、压裂液增能和地应力演化的多物理场全过程耦合模拟方法,定量化计算立体改造过程中储层各物理场演化过程,有效提升页岩油气数值模拟的准确度。基于页岩油压-焖-采数值模拟技术,实现从单井到全井组的生产动态历史的精准拟合和产能指标预测,为立体井组开发井网井距、层距等关键开发技术政策优化提供有力的支撑。最后在页岩油建模数模一体化流程中,建模与数模人员深度合作,采用“建模正向推动,数模逆向完善”的迭代工作模式,实现地质模型迭代、压后缝网迭代、模拟结果迭代,推动建模模型和数模模型的不断升级完善。
3.2.4 立体开发优化设计技术
立体开发是济阳页岩油实现储量控制最优化、产能和经济效益最大化的主要途径。通过樊页平1井组、牛页一区大平台立体井组、民丰洼陷立体开发试验井组的立体开发实践,创建了立体井网、立体压裂优化设计技术。
立体井网优化设计技术包括层系划分、平面井距优化、纵向层距优化、井轨迹优化等方面。在甜点立体精细评价基础上,以岩相组合类型、压力和应力水平、流体性质等关键参数为指标划分开发层系。考虑井控储量、岩相、天然裂缝、人工裂缝、裂缝扩展规律、泄油范围和井间干扰影响,兼顾储量动用和开发效果,平面上优化合理井距介于2倍半缝长与2倍极限泄油半径之间;纵向上,参考开发层系、高应力隔层和压裂缝高,差异化优化适配地质和工程条件的层距;最终,建立“W型”交错布井方式,确定最优立体开发空间配置,实现储量高效动用。
立体压裂优化设计技术包括压裂优化设计和实时跟踪调整技术。设计阶段,考虑断层、裂缝、岩相、地应力分布等地质条件影响,优化段长、簇数以及射孔方位;考虑改造效果和井间干扰,优化多层楼水平井立体压裂顺序、节奏、规模和排量等参数。施工阶段,根据现场微地震和邻井压力监测情况,压裂模拟-数值模拟一体化实时跟踪应力场-压力场-饱和度场等多场空间演化,超前预判应力集中点、压窜风险点、套变风险点,及时优化调整压裂参数,形成了安全高效立体井组压裂技术。
3.2.5 页岩油全周期优化调控技术
页岩油井压裂后缝网具有很强的应力敏感特征,最终采油量受生产制度的影响强于常规类型油藏,为了最大化利用地层能量和提高EUR,建立以控压为核心的全周期生产调控模式。
生产初期,考虑井组整体施工进度和井间干扰情况,通过多井协同差异化设计焖井时间和投产顺序,充分利用地层能量和渗吸作用,提高渗吸置换效率和油井初期产能;考虑返排时基质供液的启动压力梯度,采用较大油嘴进行放喷,充分激活各压裂段实现全井段的整体动用。生产中期,优化合理返排压差,降低裂缝体积损失率和压降速度,形成稳定渗流路径,采用适中尺寸油嘴,在实现稳定供液的同时保证地层压力的长期保持,生产中后期,采用小油嘴生产,控制合理生产压差,最大程度保持缝网及导流能力,储层能量有序释放,促进井组均衡动用,实现井组产能最大化。
例如牛页一区井组充分考虑地质条件、井距、层距和压后多物理场分布等因素,形成了“从上到下投产、实时优化调控生产制度”的投产方案,优化单井合理焖井时间为15~20 d,差异化调控不同层间、井间油嘴大小,促进立体井组均衡动用。
4 下步工作方向
尽管济阳页岩油3个先导试验取得了突破,生产矿场实践中也暴露出不同井产能差异大、立体井组压裂易出现压窜及套损套变等风险问题,基于陆相断陷盆地复杂地质条件(断层及构造缝发育、岩相变化快、地层倾角变化大等),要实现济阳页岩油的规模化效益开发,仍需要深化页岩油开发基础理论研究,完善立体开发技术,攻关地质风险分级评价及预测、立体均衡压裂、大幅度提高采收率技术等关键技术,配套关键工程技术系列,打造可广泛推广的陆相页岩油高效开发模式。
4.1 深化基础理论研究
基于对济阳页岩油富集理论和三元储渗理论的认识,加强对页岩含油性差异及其成因,以及层理缝、构造缝形成机制及其控制因素的研究。深化页岩油赋存状态及多尺度裂缝网络条件下流动规律研究,建立页岩油多重介质耦合流动数学表征方法。开展压焖采一体化物理模拟实验,深化压裂、焖井、排液过程中流体动用和压裂液返排机制及对含水率的影响。
4.2 完善立体开发技术
针对济阳页岩油构造复杂、裂缝发育、岩相复杂、非均质性强、多层楼立体开发和建产模式难题,进一步完善构造精细刻画技术、测井精细评价技术、有利岩相组合预测技术、多尺度裂缝预测及建模技术、立体开发优化等技术,不断迭代、提升、完善,提高技术水平和预测精度。
4.3 攻关均衡压裂、风险评价与提高采收率关键技术
立体均衡压裂技术 立体压裂实践表明,受地质工程因素、复杂应力干扰等影响,立体压裂裂缝扩展规律复杂,井间段间裂缝扩展不均衡影响压裂效果,立体均衡压裂是实现储量高效动用的基础。通过立体多井压力场和应力场高效流固耦合,确定裂缝干扰机制,综合考虑地质参数、天然裂缝、层理缝,精细化评价三维可压性和甜点,基于应力干扰研究成果开展非均匀布缝优化设计,实现甜点、段簇、射孔、暂堵、排量、砂液综合一体化优化均衡改造。
地质风险分级评价与预测技术 济阳页岩油断层、裂缝发育,岩相组合多变,页岩品质差异大,甜点非均匀分布,钻井和压裂施工过程存在井涌井漏及套变压窜等复杂工况,井间、层间动用不均衡,亟需综合断层、裂缝、岩相界面、层理弱面、应力时变等因素影响,建立钻井、压裂、放喷、调控全过程地质风险评价技术。分别针对济阳页岩油钻井复杂情况、立体压裂井筒异常情况等开展地质风险系统评价,利用大数据分析方法,明确地质风险主控因素,支撑立体评价和整体效益开发,同时围绕力学、结构、应力3个维度开展不同类型地质风险诱发机理研究,定量表征各类地质风险的发生界限,构建地质风险综合判识模型,实现不同类型地质风险的分级分类评价。在不同尺度裂缝特征研究基础上,攻关裂缝测井识别方法,研究裂缝分布规律,并针对不同尺度裂缝,研究裂缝地震响应特征,攻关叠前叠后多方法融合裂缝预测技术,精细刻画提高裂缝预测精度,综合裂缝预测成果及工程需求,建立适用于页岩油立体开发设计及实施的裂缝分类分级评价标准。
提高采收率技术 随着井组压力持续下降,地层能量逐渐无法维持自喷生产,需要通过人工增能的方式,补充改造空间能量,进一步提高立体井组采收率。北美现阶段提高采收率的主要对策是CO2吞吐,国内尚未见提高采收率的实施案例。围绕立体井组提高采收率对策,结合胜利济阳页岩油开发实践,开展立体井组的增能介质优选研究、立体井组增能时机、增能顺序、增能方式、增能规模等研究以及立体井组提高采收率效果预测与风险防治问题。
5 结论
(1)济阳页岩油具有热演化程度低、构造和岩相复杂、页岩油原油黏度高、流动能力差等不利因素,同时具有烃源岩厚度大、无机孔-缝发育、储集性好、压力系数高等开发优势,矿场实践证实,通过优选甜点、立体部署和均衡压裂,可以实现陆相断陷盆地中低成熟度页岩油的规模效益开发。
(2)攻关形成的理论与技术支撑了页岩油高效开发先导试验及建产。通过系统研究与矿场实践,提出以“储-缝-压”为核心的开发三元储渗理论,揭示了济阳页岩油高产机制。迭代形成了页岩油开发实验技术、开发甜点立体精细评价技术、建模数模一体化技术、立体开发优化设计技术、页岩油全周期优化调控技术等技术系列,博兴、牛庄和民丰等多个洼陷立体评价和先导试验取得了良好效果,多层楼立体开发实现了从3层楼到5层楼到7层楼的突破,济阳页岩油具备了规模效益开发的良好前景。
(3)陆相页岩油地质条件复杂,不同洼陷、不同部位、不同层位水平井产能差异大,通过地质工程一体化评价、试验、建产,认识页岩品质差异、产能主控因素,固化技术政策界限、完善配套工艺技术是实现效益开发的关键,大平台部署、小井组实施是实现效益开发的有效方式。
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