2021年 49卷 第4期
2021, 49(4): 1-7.
doi: 10.11911/syztjs.2021081
摘要:
北美海相页岩油采用长水平段水平井密切割体积压裂技术和“工厂化”施工技术等手段，已获得规模化商业开发，而国内陆相页岩油勘探开发起步晚，总体处于试验与示范阶段。为促进我国页岩油的勘探开发进程和页岩油开发技术的发展，总结分析了北美海相页岩油和国内陆相页岩油储层的基本特征、储层改造技术现状和特点，从中得到了诸多启示，从而针对国内陆相中高成熟度页岩油储层的特性，提出了强化基础与机理研究、进行多岩性偏塑性储层穿层压裂技术及复杂缝压裂技术攻关、研发多功能压裂液和压力敏感智能支撑剂、研究排采和CO2注采技术及进行压–驱–采一体化攻关的建议，以期提高我国陆相中高成熟度页岩油的开发效果。
北美海相页岩油采用长水平段水平井密切割体积压裂技术和“工厂化”施工技术等手段，已获得规模化商业开发，而国内陆相页岩油勘探开发起步晚，总体处于试验与示范阶段。为促进我国页岩油的勘探开发进程和页岩油开发技术的发展，总结分析了北美海相页岩油和国内陆相页岩油储层的基本特征、储层改造技术现状和特点，从中得到了诸多启示，从而针对国内陆相中高成熟度页岩油储层的特性，提出了强化基础与机理研究、进行多岩性偏塑性储层穿层压裂技术及复杂缝压裂技术攻关、研发多功能压裂液和压力敏感智能支撑剂、研究排采和CO2注采技术及进行压–驱–采一体化攻关的建议，以期提高我国陆相中高成熟度页岩油的开发效果。
2021, 49(4): 8-13.
doi: 10.11911/syztjs.2021072
摘要:
针对陆相页岩油储层特点及勘探开发需求，中国石化围绕陆相页岩油优快钻井完井技术、测井录井评价技术和储层改造技术等进行攻关研究，并完成了17口探井，有力支撑了济阳坳陷、泌阳凹陷和四川盆地等区域的陆相页岩油勘探开发评价，济阳坳陷页岩油勘探取得了重大突破。与国外页岩油工程技术相比，中国石化页岩油工程技术仍存在较大差距，为此，还需要进行页岩油井工厂多层系立体开发技术、超长水平段水平井钻井关键技术和页岩油地质–压裂一体化技术攻关，以形成完善的页岩油工程技术体系，以满足提质提速提效提产的需求，实现陆相页岩油的效益开发。
针对陆相页岩油储层特点及勘探开发需求，中国石化围绕陆相页岩油优快钻井完井技术、测井录井评价技术和储层改造技术等进行攻关研究，并完成了17口探井，有力支撑了济阳坳陷、泌阳凹陷和四川盆地等区域的陆相页岩油勘探开发评价，济阳坳陷页岩油勘探取得了重大突破。与国外页岩油工程技术相比，中国石化页岩油工程技术仍存在较大差距，为此，还需要进行页岩油井工厂多层系立体开发技术、超长水平段水平井钻井关键技术和页岩油地质–压裂一体化技术攻关，以形成完善的页岩油工程技术体系，以满足提质提速提效提产的需求，实现陆相页岩油的效益开发。
2021, 49(4): 14-21.
doi: 10.11911/syztjs.2021071
摘要:
水平井分段压裂技术是实现页岩油高效开发的关键，经过十几年的技术研究与实践，中国石化初步形成了以“超密切割布缝、暂堵转向、高强度加砂、储层保护”为主体的页岩油水平井分段压裂技术，并在部分地区实现了页岩油勘探重大突破，但是工艺参数和技术水平与国外水平井分段压裂技术相比尚有差距。为此，在介绍中国石化页岩油水平井分段压裂技术现状的基础上，对比了国内外主要页岩油区块地质特征的差异，分析了中国石化页岩油压裂技术需求及面临的挑战，并针对中国石化陆相页岩油储层的特点，从地质–开发–工程一体化研究与实施的角度出发，同时考虑经济性及现场可操作性，提出了中高成熟度页岩油压裂技术和中低成熟度页岩油原位改质技术的发展建议，对于尽快形成中国石化页岩油开发技术体系，实现页岩油经济效益开发具有一定的指导意义。
水平井分段压裂技术是实现页岩油高效开发的关键，经过十几年的技术研究与实践，中国石化初步形成了以“超密切割布缝、暂堵转向、高强度加砂、储层保护”为主体的页岩油水平井分段压裂技术，并在部分地区实现了页岩油勘探重大突破，但是工艺参数和技术水平与国外水平井分段压裂技术相比尚有差距。为此，在介绍中国石化页岩油水平井分段压裂技术现状的基础上，对比了国内外主要页岩油区块地质特征的差异，分析了中国石化页岩油压裂技术需求及面临的挑战，并针对中国石化陆相页岩油储层的特点，从地质–开发–工程一体化研究与实施的角度出发，同时考虑经济性及现场可操作性，提出了中高成熟度页岩油压裂技术和中低成熟度页岩油原位改质技术的发展建议，对于尽快形成中国石化页岩油开发技术体系，实现页岩油经济效益开发具有一定的指导意义。
2021, 49(4): 22-28.
doi: 10.11911/syztjs.2021073
摘要:
济阳坳陷页岩油地质条件复杂，水平井钻井完井过程中面临安全风险高、机械钻速低、井眼轨迹控制效率低、复杂时效高和固井质量差等技术难题。通过钻井工程优化设计、页岩油水平井提速提效、高性能合成基钻井液和页岩油水平井固井等技术攻关与集成应用，初步形成了济阳坳陷页岩油水平井钻井完井关键技术，并在8口页岩油水平井进行了成功应用，平均完钻井深4 402.60 m，平均机械钻速8.86 m/h，实现了济阳坳陷页岩油水平井千米水平段一趟钻完钻，复杂时效大幅降低。研究与应用结果表明，该技术能为济阳坳陷页岩油资源的有效开发提供技术支持，对我国其他页岩油区块的勘探开发也有一定的借鉴作用。
济阳坳陷页岩油地质条件复杂，水平井钻井完井过程中面临安全风险高、机械钻速低、井眼轨迹控制效率低、复杂时效高和固井质量差等技术难题。通过钻井工程优化设计、页岩油水平井提速提效、高性能合成基钻井液和页岩油水平井固井等技术攻关与集成应用，初步形成了济阳坳陷页岩油水平井钻井完井关键技术，并在8口页岩油水平井进行了成功应用，平均完钻井深4 402.60 m，平均机械钻速8.86 m/h，实现了济阳坳陷页岩油水平井千米水平段一趟钻完钻，复杂时效大幅降低。研究与应用结果表明，该技术能为济阳坳陷页岩油资源的有效开发提供技术支持，对我国其他页岩油区块的勘探开发也有一定的借鉴作用。
2021, 49(4): 29-33.
doi: 10.11911/syztjs.2021076
摘要:
长庆油田页岩油大井丛水平井钻井过程中存在摩阻扭矩大、滑动钻进托压、机械钻速低和储层地质导向识别程度低等问题，为解决这些问题，进行了大井丛水平井多层系布局、大偏移距设计、三维井眼轨迹控制和提速工具配套等关键技术研究，在平台井网/井序优化部署、密集式井组轨道防碰设计与控制、水平井一趟钻完钻、储层随钻评价与精准控制和注水区安全钻井等方面取得了技术突破，形成了长庆油田页岩油大井丛水平井钻井提速技术。该技术在华H40、华H60大井丛平台进行了现场应用，井丛水平井井数最多达22口，平均钻井周期18.94 d，较未采用该技术时缩短7.5%。研究与现场应用表明，大井丛水平井钻井提速技术实现了长庆油田页岩油的规模开发，助推了陇东国家级页岩油示范区的建设。
长庆油田页岩油大井丛水平井钻井过程中存在摩阻扭矩大、滑动钻进托压、机械钻速低和储层地质导向识别程度低等问题，为解决这些问题，进行了大井丛水平井多层系布局、大偏移距设计、三维井眼轨迹控制和提速工具配套等关键技术研究，在平台井网/井序优化部署、密集式井组轨道防碰设计与控制、水平井一趟钻完钻、储层随钻评价与精准控制和注水区安全钻井等方面取得了技术突破，形成了长庆油田页岩油大井丛水平井钻井提速技术。该技术在华H40、华H60大井丛平台进行了现场应用，井丛水平井井数最多达22口，平均钻井周期18.94 d，较未采用该技术时缩短7.5%。研究与现场应用表明，大井丛水平井钻井提速技术实现了长庆油田页岩油的规模开发，助推了陇东国家级页岩油示范区的建设。
2021, 49(4): 34-38.
doi: 10.11911/syztjs.2021079
摘要:
长庆油田陇东地区页岩油施工区域沟壑纵横，水资源、基本农田和森林资源保护区较多，采用水平井开发受地形地貌及资源保护区影响较大，三维水平井偏移距的大小直接影响水平井平台布井数量及大平台工厂化作业，影响地下资源的有效动用。为此，在分析大偏移距三维水平井特点及钻井难点的基础上，优化剖面设计，优选造斜点、消偏井斜角、方位角及消偏井段，完善井眼轨迹控制方式，在不使用旋转导向系统的情况下优化常规螺杆钻具和PDC钻头，并综合应用降摩减阻工具及适用于页岩油大偏移距钻井的水基CQSP-4钻井液体系等, 形成了陇东页岩油大偏移距三维水平井钻井技术。陇东地区6口水平段长度900.00 m以上的大偏移距三维页岩油水平井应用了该技术，摩阻扭矩明显减小，钻进安全高效，取得了很好的现场应用效果。该技术的成功应用，支撑了陇东地区页岩油大平台多层系多钻机工厂化高效开发，也支撑了钻井钻机作业方式由单机单队向工厂化、集群化转型。
长庆油田陇东地区页岩油施工区域沟壑纵横，水资源、基本农田和森林资源保护区较多，采用水平井开发受地形地貌及资源保护区影响较大，三维水平井偏移距的大小直接影响水平井平台布井数量及大平台工厂化作业，影响地下资源的有效动用。为此，在分析大偏移距三维水平井特点及钻井难点的基础上，优化剖面设计，优选造斜点、消偏井斜角、方位角及消偏井段，完善井眼轨迹控制方式，在不使用旋转导向系统的情况下优化常规螺杆钻具和PDC钻头，并综合应用降摩减阻工具及适用于页岩油大偏移距钻井的水基CQSP-4钻井液体系等, 形成了陇东页岩油大偏移距三维水平井钻井技术。陇东地区6口水平段长度900.00 m以上的大偏移距三维页岩油水平井应用了该技术，摩阻扭矩明显减小，钻进安全高效，取得了很好的现场应用效果。该技术的成功应用，支撑了陇东地区页岩油大平台多层系多钻机工厂化高效开发，也支撑了钻井钻机作业方式由单机单队向工厂化、集群化转型。
2021, 49(4): 39-45.
doi: 10.11911/syztjs.2021036
摘要:
为解决新疆吉木萨尔页岩油超长水平段水平井水平段钻井中井眼失稳和摩阻过大的问题，满足3 000～3 500 m长水平段安全快速钻井需求，进行了井身结构优化、双二维井眼轨道设计、根据井眼清洁情况确定钻井参数等降摩减阻技术研究，并在室内优化配制了抑制性强、稳定性好、润滑性强的油基钻井液，研究形成了新疆吉木萨尔页岩油超长水平段水平井钻井关键技术。该技术在现场试验3口井，水平段机械钻速达到10.9 m/h，缩短了钻井周期，3口水平井的通井、电测和下套管作业均一次完成，钻井完井过程中未发生井下故障，并创造了国内非常规油气藏最长水平段纪录。研究与应用结果表明，该技术可以满足新疆页吉木萨尔页岩油示范区超长水平段水平井安全高效钻井和进一步提高水平段延伸能力的技术需求，值得推广应用。
为解决新疆吉木萨尔页岩油超长水平段水平井水平段钻井中井眼失稳和摩阻过大的问题，满足3 000～3 500 m长水平段安全快速钻井需求，进行了井身结构优化、双二维井眼轨道设计、根据井眼清洁情况确定钻井参数等降摩减阻技术研究，并在室内优化配制了抑制性强、稳定性好、润滑性强的油基钻井液，研究形成了新疆吉木萨尔页岩油超长水平段水平井钻井关键技术。该技术在现场试验3口井，水平段机械钻速达到10.9 m/h，缩短了钻井周期，3口水平井的通井、电测和下套管作业均一次完成，钻井完井过程中未发生井下故障，并创造了国内非常规油气藏最长水平段纪录。研究与应用结果表明，该技术可以满足新疆页吉木萨尔页岩油示范区超长水平段水平井安全高效钻井和进一步提高水平段延伸能力的技术需求，值得推广应用。
2021, 49(4): 46-52.
doi: 10.11911/syztjs.2020127
摘要:
在沧东凹陷页岩油水平井钻井过程中，面临机械钻速低、安全风险大、固井质量难以保证等问题。为解决这些问题，预测了地层漏失压力和坍塌压力，进行了井身结构和井眼轨道优化、PDC钻头个性化设计，并集成盐水钻井液、旋转导向钻井技术、韧性水泥浆和漂浮顶替固井等配套技术，形成了沧东凹陷页岩油水平井优快钻井技术。该技术在沧东凹陷20口页岩油水平井进行了应用，应用结果显示：固井质量优质率提高了30.4%；井深超过4 500.00 m井的平均机械钻速提高了20.2%，平均钻井周期缩短了30.6%；井深小于4 500.00 m井的平均机械钻速提高了82.9%，平均钻井周期缩短了49.9%。研究与应用结果表明，该技术满足了沧东凹陷页岩油水平井优快钻井需求，为页岩油水平井高效开发提供了技术手段，也为国内各油田非常规油气藏钻井技术优化提供了借鉴。
在沧东凹陷页岩油水平井钻井过程中，面临机械钻速低、安全风险大、固井质量难以保证等问题。为解决这些问题，预测了地层漏失压力和坍塌压力，进行了井身结构和井眼轨道优化、PDC钻头个性化设计，并集成盐水钻井液、旋转导向钻井技术、韧性水泥浆和漂浮顶替固井等配套技术，形成了沧东凹陷页岩油水平井优快钻井技术。该技术在沧东凹陷20口页岩油水平井进行了应用，应用结果显示：固井质量优质率提高了30.4%；井深超过4 500.00 m井的平均机械钻速提高了20.2%，平均钻井周期缩短了30.6%；井深小于4 500.00 m井的平均机械钻速提高了82.9%，平均钻井周期缩短了49.9%。研究与应用结果表明，该技术满足了沧东凹陷页岩油水平井优快钻井需求，为页岩油水平井高效开发提供了技术手段，也为国内各油田非常规油气藏钻井技术优化提供了借鉴。
2021, 49(4): 53-58.
doi: 10.11911/syztjs.2021078
摘要:
东营凹陷页岩油资源丰富，但油气地质条件复杂，钻井过程中常发生坍塌掉块、油气侵等井下复杂情况，为了勘查东营凹陷博兴洼陷北部沙四纯上亚段页岩含油气情况，部署了页岩油水平井樊页平1井。根据勘查目的，首先对该井进行了工程设计；然后结合樊页平1井钻遇地层的地层岩性，分析了钻井技术难点；针对钻井技术难点，研究形成了井眼轨道优化技术、合成基钻井液技术，制定了安全钻进技术措施。樊页平1井应用研究的各项技术和采取相应的技术措施，顺利完成了钻井施工，钻进过程中未出现井下复杂情况，井径扩大率小，取得了很好的实钻效果。樊页平1井顺利完钻，为胜利油田的页岩油钻井积累了经验。
东营凹陷页岩油资源丰富，但油气地质条件复杂，钻井过程中常发生坍塌掉块、油气侵等井下复杂情况，为了勘查东营凹陷博兴洼陷北部沙四纯上亚段页岩含油气情况，部署了页岩油水平井樊页平1井。根据勘查目的，首先对该井进行了工程设计；然后结合樊页平1井钻遇地层的地层岩性，分析了钻井技术难点；针对钻井技术难点，研究形成了井眼轨道优化技术、合成基钻井液技术，制定了安全钻进技术措施。樊页平1井应用研究的各项技术和采取相应的技术措施，顺利完成了钻井施工，钻进过程中未出现井下复杂情况，井径扩大率小，取得了很好的实钻效果。樊页平1井顺利完钻，为胜利油田的页岩油钻井积累了经验。
2021, 49(4): 59-65.
doi: 10.11911/syztjs.2021012
摘要:
针对大港油田沧东凹陷和歧口凹陷页岩油水平井水平段钻进过程中存在的井壁易失稳、井眼清洁效果差、摩阻和扭矩高等技术难点，在分析页岩油地层地质特征的基础上，制定了增强钻井液抑制性、封堵性和携岩性的技术对策，通过优选封堵剂、润滑剂等关键处理剂，形成了BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液。性能评价结果表明，BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液具有良好的抑制性能、携岩性能和封堵性能，能降低页岩渗透率，阻止压力传递，保证井壁稳定。大港油田36口页岩油水平井使用BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液钻进水平段，平均井径扩大率6.8%，未发生与钻井液有关的井下故障。这表明，BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液能解决大港油田页岩油水平井水平段钻进过程中的技术难点，可为大港油田页岩油水平井钻井提供技术支撑。
针对大港油田沧东凹陷和歧口凹陷页岩油水平井水平段钻进过程中存在的井壁易失稳、井眼清洁效果差、摩阻和扭矩高等技术难点，在分析页岩油地层地质特征的基础上，制定了增强钻井液抑制性、封堵性和携岩性的技术对策，通过优选封堵剂、润滑剂等关键处理剂，形成了BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液。性能评价结果表明，BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液具有良好的抑制性能、携岩性能和封堵性能，能降低页岩渗透率，阻止压力传递，保证井壁稳定。大港油田36口页岩油水平井使用BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液钻进水平段，平均井径扩大率6.8%，未发生与钻井液有关的井下故障。这表明，BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液能解决大港油田页岩油水平井水平段钻进过程中的技术难点，可为大港油田页岩油水平井钻井提供技术支撑。
2021, 49(4): 66-70.
doi: 10.11911/syztjs.2021034
摘要:
针对吉木萨尔页岩油区块钻井过程中漏失频发的问题，从地层分布、岩性差异与储层发育特性方面分析了漏失机理，发现该页岩油区块的漏失主要集中在侏罗系八道湾组和二叠系梧桐沟组，浅部漏失地层砂砾岩孔隙发育，胶结疏松，深部漏失地层诱导裂缝发育，所发生漏失分别为渗透性漏失和诱导裂缝漏失。基于吉木萨尔页岩油区块的漏失机理，结合该区块处理漏失的经验，制定了堵漏材料与漏失速度的匹配原则及防漏堵漏技术措施，形成了适用于吉木萨尔页岩油区块的防漏堵漏技术。吉木萨尔页岩油区块应用该技术以后，漏失发生率由38.0%降至19.7%，堵漏成功率提高到了75%。这表明，页岩油区块防漏堵漏技术可以解决吉木萨尔页岩油区块漏失频发的问题，可为该区块的开发提供技术支持。
针对吉木萨尔页岩油区块钻井过程中漏失频发的问题，从地层分布、岩性差异与储层发育特性方面分析了漏失机理，发现该页岩油区块的漏失主要集中在侏罗系八道湾组和二叠系梧桐沟组，浅部漏失地层砂砾岩孔隙发育，胶结疏松，深部漏失地层诱导裂缝发育，所发生漏失分别为渗透性漏失和诱导裂缝漏失。基于吉木萨尔页岩油区块的漏失机理，结合该区块处理漏失的经验，制定了堵漏材料与漏失速度的匹配原则及防漏堵漏技术措施，形成了适用于吉木萨尔页岩油区块的防漏堵漏技术。吉木萨尔页岩油区块应用该技术以后，漏失发生率由38.0%降至19.7%，堵漏成功率提高到了75%。这表明，页岩油区块防漏堵漏技术可以解决吉木萨尔页岩油区块漏失频发的问题，可为该区块的开发提供技术支持。
2021, 49(4): 71-77.
doi: 10.11911/syztjs.2021074
摘要:
为最大限度提高东营凹陷陆相页岩油水平井全生命周期累计采油量，开展了强化缝网改造合理生产制度研究。针对页岩油藏复杂的赋存和渗流机理，建立了页岩油藏双重介质两相流压–闷–采全周期流动表征模型，模拟研究了不同生产制度下（即不同闷井时间、自喷期和机采期的压降速度）的产量变化规律，初步探讨了生产制度的优化方法。根据模拟结果，得到了目标井的合理生产制度：闷井时间为60 d；自喷初期压降速度控制在0.06～0.10 MPa/d，自喷中期压降速度控制在0.02～0.04 MPa/d，自喷末期放液生产，快速将油压降至0；机采期控制压降速度保证油井持续生产，防止压力快速下降，地层基质供液不足。研究结果为优化东营凹陷陆相页岩油开发方案提供了理论依据，也为其他地区优化页岩油水平井生产制度提供了借鉴。
为最大限度提高东营凹陷陆相页岩油水平井全生命周期累计采油量，开展了强化缝网改造合理生产制度研究。针对页岩油藏复杂的赋存和渗流机理，建立了页岩油藏双重介质两相流压–闷–采全周期流动表征模型，模拟研究了不同生产制度下（即不同闷井时间、自喷期和机采期的压降速度）的产量变化规律，初步探讨了生产制度的优化方法。根据模拟结果，得到了目标井的合理生产制度：闷井时间为60 d；自喷初期压降速度控制在0.06～0.10 MPa/d，自喷中期压降速度控制在0.02～0.04 MPa/d，自喷末期放液生产，快速将油压降至0；机采期控制压降速度保证油井持续生产，防止压力快速下降，地层基质供液不足。研究结果为优化东营凹陷陆相页岩油开发方案提供了理论依据，也为其他地区优化页岩油水平井生产制度提供了借鉴。
2021, 49(4): 78-84.
doi: 10.11911/syztjs.2021086
摘要:
为了掌握济阳坳陷博兴洼陷北部沙四纯上亚段页岩脆性各向异性的规律，选用该区块樊页X井泥灰质纹层页岩岩心，以通过室内试验获得的岩心应力–应变曲线为基准标定岩石力学参数，采用三维数值模拟方法，计算分析了岩心的泊松比、弹性模量和强度参数；并采用4种典型的脆性指数计算方法，计量了所有岩心的脆性指数。研究发现：随着围压升高，各力学参数的各向异性度都呈下降趋势，且弹性参数较强度参数的各向异性对围压变化更为敏感，因此建议采用弹性参数评价岩心力学特性的各向异性；基于能量守恒原理的脆性指数计算方法计算出的脆性指数较为客观；脆性指数随围压升高而显著降低，且随着层理倾角增大，脆性指数总体上呈先降低、后升高的变化趋势，也即在与内摩擦角角度接近的方向，脆性指数最低，0°和90°取心方向上的脆性指数较高。研究结果可为济阳坳陷页岩油储层可压性评价及选井选层提供理论依据。
为了掌握济阳坳陷博兴洼陷北部沙四纯上亚段页岩脆性各向异性的规律，选用该区块樊页X井泥灰质纹层页岩岩心，以通过室内试验获得的岩心应力–应变曲线为基准标定岩石力学参数，采用三维数值模拟方法，计算分析了岩心的泊松比、弹性模量和强度参数；并采用4种典型的脆性指数计算方法，计量了所有岩心的脆性指数。研究发现：随着围压升高，各力学参数的各向异性度都呈下降趋势，且弹性参数较强度参数的各向异性对围压变化更为敏感，因此建议采用弹性参数评价岩心力学特性的各向异性；基于能量守恒原理的脆性指数计算方法计算出的脆性指数较为客观；脆性指数随围压升高而显著降低，且随着层理倾角增大，脆性指数总体上呈先降低、后升高的变化趋势，也即在与内摩擦角角度接近的方向，脆性指数最低，0°和90°取心方向上的脆性指数较高。研究结果可为济阳坳陷页岩油储层可压性评价及选井选层提供理论依据。
2021, 49(4): 85-91.
doi: 10.11911/syztjs.2021075
摘要:
体积压裂技术可提高鄂尔多斯盆地页岩油单井产量，但低油价条件下仍可能无法实现经济有效开发，原因是体积压裂技术思路、压裂技术模式、压裂参数体系等不够合理。为此，长庆油田根据该盆地延长组长 7 段页岩油体积压裂矿场实践和室内模拟研究结果，转变了体积压裂技术思路，研究形成了“大井丛、长水平井、细分切割、分簇射孔、可溶球座、变黏滑溜水”压裂技术模式，优化了体积压裂参数体系；并结合该盆地页岩油储层地质特征，系统分析了体积压裂增产机理和关键技术。分析认为，对于页岩油在储层中渗流机理的认识，已逐步由常规油藏单一的有效驱替机理转变为有效驱替和油水渗吸置换复合机理；该盆地形成的体积压裂技术模式，其关键技术材料全部自主研发，且具有很好的现场应用效果。为了深化与提升该盆地页岩油体积压裂技术，追求更高产能目标，建议进一步研究压裂增产机理、优化关键技术参数、发展体积压裂可视化技术。研究结果可为页岩油水平井体积压裂优化设计提供依据，对同类储层的压裂改造具有借鉴作用。
体积压裂技术可提高鄂尔多斯盆地页岩油单井产量，但低油价条件下仍可能无法实现经济有效开发，原因是体积压裂技术思路、压裂技术模式、压裂参数体系等不够合理。为此，长庆油田根据该盆地延长组长 7 段页岩油体积压裂矿场实践和室内模拟研究结果，转变了体积压裂技术思路，研究形成了“大井丛、长水平井、细分切割、分簇射孔、可溶球座、变黏滑溜水”压裂技术模式，优化了体积压裂参数体系；并结合该盆地页岩油储层地质特征，系统分析了体积压裂增产机理和关键技术。分析认为，对于页岩油在储层中渗流机理的认识，已逐步由常规油藏单一的有效驱替机理转变为有效驱替和油水渗吸置换复合机理；该盆地形成的体积压裂技术模式，其关键技术材料全部自主研发，且具有很好的现场应用效果。为了深化与提升该盆地页岩油体积压裂技术，追求更高产能目标，建议进一步研究压裂增产机理、优化关键技术参数、发展体积压裂可视化技术。研究结果可为页岩油水平井体积压裂优化设计提供依据，对同类储层的压裂改造具有借鉴作用。
2021, 49(4): 92-98.
doi: 10.11911/syztjs.2021080
摘要:
长庆油田陇东地区页岩油储层脆性指数低、天然裂缝不发育、不易形成复杂缝网，进行分段多簇体积压裂时，受储层物性、地应力、各向异性及水力裂缝簇间干扰等因素影响，簇间进液不均，达不到储层均匀改造的目的。针对该问题，依据缝控储量最大化原则，在分级评价页岩油水平段储层品质及建立非均质地质模型的基础上，开展了基于甜点空间分布和综合甜点指数的细分切割单段单簇压裂布缝设计方法研究，优化了压裂施工参数，形成了页岩油水平井细分切割压裂技术。该技术在长庆油田陇东地区10口页岩油水平井进行了现场应用，取得了很好的压裂效果，应用井投产后日产油量较邻井高出35.9%。长庆油田陇东地区页岩油水平井细分切割压裂技术的成功应用，为类似页岩油储层改造提供了新的技术思路。
长庆油田陇东地区页岩油储层脆性指数低、天然裂缝不发育、不易形成复杂缝网，进行分段多簇体积压裂时，受储层物性、地应力、各向异性及水力裂缝簇间干扰等因素影响，簇间进液不均，达不到储层均匀改造的目的。针对该问题，依据缝控储量最大化原则，在分级评价页岩油水平段储层品质及建立非均质地质模型的基础上，开展了基于甜点空间分布和综合甜点指数的细分切割单段单簇压裂布缝设计方法研究，优化了压裂施工参数，形成了页岩油水平井细分切割压裂技术。该技术在长庆油田陇东地区10口页岩油水平井进行了现场应用，取得了很好的压裂效果，应用井投产后日产油量较邻井高出35.9%。长庆油田陇东地区页岩油水平井细分切割压裂技术的成功应用，为类似页岩油储层改造提供了新的技术思路。
2021, 49(4): 99-105.
doi: 10.11911/syztjs.2021092
摘要:
玛湖凹陷风城组页岩油储层砂体埋藏深、厚度大、整体含油、基质致密、富含金属离子，压裂面临着纵向动用程度不足、裂缝复杂程度低、加砂风险高、常规胍胶压裂液不配伍等改造难点。为充分释放其页岩油勘探潜力，通过精细描述储层力学性质，评价缝网形成的主控因素，建立可压性指数计算模型，结合人工裂缝纵向扩展能力优选射孔簇及层间距，形成了纵向精细分层方法。基于天然裂缝发育程度，通过优选体积压裂工艺，采用大排量施工提高缝内净压力、不同粒径支撑剂组合多尺度充填、缓增幅泵注安全加砂，优化大规模组合改造工艺，配套研发低伤害耐温聚合物压裂液，最终形成了玛湖凹陷风城组页岩油巨厚储层直井体积压裂关键技术。该技术在MY1井风城组页岩油储层施工成功率100%，压裂后获日产50 m3高产油流，开创了玛湖凹陷非常规油藏勘探新局面，对指导该储层后续页岩油效益开发意义重大。
玛湖凹陷风城组页岩油储层砂体埋藏深、厚度大、整体含油、基质致密、富含金属离子，压裂面临着纵向动用程度不足、裂缝复杂程度低、加砂风险高、常规胍胶压裂液不配伍等改造难点。为充分释放其页岩油勘探潜力，通过精细描述储层力学性质，评价缝网形成的主控因素，建立可压性指数计算模型，结合人工裂缝纵向扩展能力优选射孔簇及层间距，形成了纵向精细分层方法。基于天然裂缝发育程度，通过优选体积压裂工艺，采用大排量施工提高缝内净压力、不同粒径支撑剂组合多尺度充填、缓增幅泵注安全加砂，优化大规模组合改造工艺，配套研发低伤害耐温聚合物压裂液，最终形成了玛湖凹陷风城组页岩油巨厚储层直井体积压裂关键技术。该技术在MY1井风城组页岩油储层施工成功率100%，压裂后获日产50 m3高产油流，开创了玛湖凹陷非常规油藏勘探新局面，对指导该储层后续页岩油效益开发意义重大。
2021, 49(4): 106-111.
doi: 10.11911/syztjs.2021091
摘要:
吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层物性差，非均质性强、原油流动性差，水平井精准改造优势储层的难度大，分段压裂方式增产效果有限，压裂投入高、产出低的矛盾突出。针对这些问题，采用非均匀极限限流布孔技术改善段内各簇的压裂液进液分布，通过缝口暂堵和缝内暂堵提高净压力以形成复杂缝网，优化压裂施工参数促进段内多簇裂缝均衡起裂，最终形成了适用于吉木萨尔页岩油藏的水平井大段多簇压裂技术。现场应用效果表明，该技术可有效提高页岩油储层的改造程度和生产效果，为吉木萨尔页岩油经济有效开发提供有力支撑。
吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层物性差，非均质性强、原油流动性差，水平井精准改造优势储层的难度大，分段压裂方式增产效果有限，压裂投入高、产出低的矛盾突出。针对这些问题，采用非均匀极限限流布孔技术改善段内各簇的压裂液进液分布，通过缝口暂堵和缝内暂堵提高净压力以形成复杂缝网，优化压裂施工参数促进段内多簇裂缝均衡起裂，最终形成了适用于吉木萨尔页岩油藏的水平井大段多簇压裂技术。现场应用效果表明，该技术可有效提高页岩油储层的改造程度和生产效果，为吉木萨尔页岩油经济有效开发提供有力支撑。
2021, 49(4): 112-117.
doi: 10.11911/syztjs.2021089
摘要:
为了解决准噶尔盆地吉木萨尔页岩油因其流度低和储层层理发育缝高受限导致水平井提产困难的问题，提高下甜点二类储层的有效动用程度，开展了密切割改造提升缝控程度、薄互层穿层压裂增加纵向动用程度技术攻关。研究了密切割改造技术，将平均簇间距缩短至13.6 m，大幅提高了页岩储层缝控程度；提高了直井压裂施工的排量及冻胶用量，验证了下甜点二类储层具备穿层压裂的可行性，形成了以水平井12～14 m3/min大排量、冻胶和滑溜水多段塞泵注、中小粒径支撑剂组合和2.7 m3/m高加砂强度等为核心的穿层压裂关键技术，保证了层理转折裂缝有效支撑。现场试验表明，该技术能够提高水平井压裂动用体积，二类储层试验水平井压裂后第1年累计产油量达9 183 t，是前期水平井产油量的3倍以上。研究结果表明，水平井密切割穿层压裂技术可以解决二类储层多薄油层难动用的问题，为页岩油二类区有效动用提供了新的技术途径。
为了解决准噶尔盆地吉木萨尔页岩油因其流度低和储层层理发育缝高受限导致水平井提产困难的问题，提高下甜点二类储层的有效动用程度，开展了密切割改造提升缝控程度、薄互层穿层压裂增加纵向动用程度技术攻关。研究了密切割改造技术，将平均簇间距缩短至13.6 m，大幅提高了页岩储层缝控程度；提高了直井压裂施工的排量及冻胶用量，验证了下甜点二类储层具备穿层压裂的可行性，形成了以水平井12～14 m3/min大排量、冻胶和滑溜水多段塞泵注、中小粒径支撑剂组合和2.7 m3/m高加砂强度等为核心的穿层压裂关键技术，保证了层理转折裂缝有效支撑。现场试验表明，该技术能够提高水平井压裂动用体积，二类储层试验水平井压裂后第1年累计产油量达9 183 t，是前期水平井产油量的3倍以上。研究结果表明，水平井密切割穿层压裂技术可以解决二类储层多薄油层难动用的问题，为页岩油二类区有效动用提供了新的技术途径。
2021, 49(4): 118-124.
doi: 10.11911/syztjs.2021021
摘要:
针对页岩油水平井采用常规滑溜水压裂时存在用液量大、砂比低、增产效果不理想等问题，通过优选聚合物降阻剂，优化黏土稳定剂、破乳助排剂和过硫酸盐类破胶剂的加量，形成了调节聚合物降阻剂加量即可调控滑溜水压裂液黏度的变黏滑溜水压裂液体系。通过支撑剂导流能力模拟试验，优选了70/140目石英砂和40/70目陶粒的支撑剂组合，经先导性试验，形成了大港油田陆相页岩油滑溜水连续加砂压裂技术。该技术在G页2H井进行了现场试验，有效提高了施工效率和单位液体的携砂量，减少了压裂液用量，形成了较好的缝网体系，提高了储层改造程度，取得了良好的压裂增产效果。现场试验表明，该技术能够满足页岩油水平井滑溜水连续加砂压裂要求，可以为页岩油高效开发提供技术支撑。
针对页岩油水平井采用常规滑溜水压裂时存在用液量大、砂比低、增产效果不理想等问题，通过优选聚合物降阻剂，优化黏土稳定剂、破乳助排剂和过硫酸盐类破胶剂的加量，形成了调节聚合物降阻剂加量即可调控滑溜水压裂液黏度的变黏滑溜水压裂液体系。通过支撑剂导流能力模拟试验，优选了70/140目石英砂和40/70目陶粒的支撑剂组合，经先导性试验，形成了大港油田陆相页岩油滑溜水连续加砂压裂技术。该技术在G页2H井进行了现场试验，有效提高了施工效率和单位液体的携砂量，减少了压裂液用量，形成了较好的缝网体系，提高了储层改造程度，取得了良好的压裂增产效果。现场试验表明，该技术能够满足页岩油水平井滑溜水连续加砂压裂要求，可以为页岩油高效开发提供技术支撑。
2021, 49(4): 125-129.
doi: 10.11911/syztjs.2021026
摘要:
安83区页岩油储层致密，能量补充效果差，早期提高单井产量措施未能获得预期的开发效果。根据前期注水补能探索及重复压裂试验认识，在注水补充地层能量和升级压裂工具的基础上，研究了极限分簇射孔、储层差异化改造和多级动态暂堵等工艺，不仅提高了裂缝复杂程度，同时优化闷井时间，形成了水平井大规模蓄能体积压裂技术。现场试验结果表明，应用该技术后，水平井产量大幅提高，最高单井日产油量为邻井的7倍，措施后生产10个月，单井累计增油量达到2 010.0 t，效果和效益显著提高。该技术可实现同时补充地层能量及有效改造储层，对同类油藏的开发具有一定的技术参考价值。
安83区页岩油储层致密，能量补充效果差，早期提高单井产量措施未能获得预期的开发效果。根据前期注水补能探索及重复压裂试验认识，在注水补充地层能量和升级压裂工具的基础上，研究了极限分簇射孔、储层差异化改造和多级动态暂堵等工艺，不仅提高了裂缝复杂程度，同时优化闷井时间，形成了水平井大规模蓄能体积压裂技术。现场试验结果表明，应用该技术后，水平井产量大幅提高，最高单井日产油量为邻井的7倍，措施后生产10个月，单井累计增油量达到2 010.0 t，效果和效益显著提高。该技术可实现同时补充地层能量及有效改造储层，对同类油藏的开发具有一定的技术参考价值。
2021, 49(4): 130-138.
doi: 10.11911/syztjs.2021094
摘要:
东营凹陷页岩油储量丰富，但储层物性差，纵向含油层系多而薄，多为灰泥岩互层。为了准确描述东营凹陷页岩油储层层间应力干扰机理及水力压裂裂缝的扩展规律，利用非线性有限元法建立了基于渗流–应力–损伤耦合的多薄互层分层压裂模型，模拟分析了不同排量、压裂液黏度及不同上、下隔层厚度下的裂缝扩展形态、规律和诱导应力场，研究了裂缝扩展形态与诱导应力场的关系，并对压裂施工参数进行了优化。模拟结果表明：随着水力裂缝扩展，应力干扰区域越来越大；当排量为9～12 m3/min、黏度为20 mPa∙s时，裂缝尖端诱导应力大，易连通天然裂缝，压裂改造效果明显；上部隔层厚度大于2.50 m、下部隔层厚度大于4.50 m时，极少出现穿层现象。研究结果可为东营凹陷页岩油储层后续的水力压裂施工提供理论支撑。
东营凹陷页岩油储量丰富，但储层物性差，纵向含油层系多而薄，多为灰泥岩互层。为了准确描述东营凹陷页岩油储层层间应力干扰机理及水力压裂裂缝的扩展规律，利用非线性有限元法建立了基于渗流–应力–损伤耦合的多薄互层分层压裂模型，模拟分析了不同排量、压裂液黏度及不同上、下隔层厚度下的裂缝扩展形态、规律和诱导应力场，研究了裂缝扩展形态与诱导应力场的关系，并对压裂施工参数进行了优化。模拟结果表明：随着水力裂缝扩展，应力干扰区域越来越大；当排量为9～12 m3/min、黏度为20 mPa∙s时，裂缝尖端诱导应力大，易连通天然裂缝，压裂改造效果明显；上部隔层厚度大于2.50 m、下部隔层厚度大于4.50 m时，极少出现穿层现象。研究结果可为东营凹陷页岩油储层后续的水力压裂施工提供理论支撑。
2021, 49(4): 139-142.
doi: 10.11911/syztjs.2021084
摘要:
针对井筒满足承压要求，但由于套管变形不能下入常规压裂工具进行分段压裂的页岩油水平井，通过极限填砂形成缝内砂塞，实现对已压裂层段的有效封隔，采用水平井填砂分段压裂技术进行分段压裂。为了不增加新的设备，研究形成了“尾追填砂”和“吹填缝口”2种填砂模式。长庆油田在华H40平台进行了页岩油套变水平井填砂分段压裂试验，累计填砂压裂8段，各段破裂压力均不一样，封堵效果可靠，施工成功率100%。现场试验结果表明，以“尾追填砂”填砂模式为主、“吹填缝口”填砂模式为辅，可以形成缝内砂塞，有效分隔已压裂层段，实现套变页岩油水平井的分段压裂，解决常规压裂工具无法下入的问题。
针对井筒满足承压要求，但由于套管变形不能下入常规压裂工具进行分段压裂的页岩油水平井，通过极限填砂形成缝内砂塞，实现对已压裂层段的有效封隔，采用水平井填砂分段压裂技术进行分段压裂。为了不增加新的设备，研究形成了“尾追填砂”和“吹填缝口”2种填砂模式。长庆油田在华H40平台进行了页岩油套变水平井填砂分段压裂试验，累计填砂压裂8段，各段破裂压力均不一样，封堵效果可靠，施工成功率100%。现场试验结果表明，以“尾追填砂”填砂模式为主、“吹填缝口”填砂模式为辅，可以形成缝内砂塞，有效分隔已压裂层段，实现套变页岩油水平井的分段压裂，解决常规压裂工具无法下入的问题。
2021, 49(4): 143-149.
doi: 10.11911/syztjs.2021083
摘要:
为了提高压裂页岩油水平井产量预测精度、优化闷井时间及压裂液用量等参数，建立了一种考虑压裂液注入、闷井渗吸及开井生产的压裂页岩油水平井油水两相渗流数学模型，利用控制体积有限元法求其数值解，模拟了渗吸作用下基质–裂缝油水置换的过程，获得了油水压力场、速度场、产量及含水率的动态变化。分析了压裂渗吸驱油特征，优化了闷井时间和压裂液用量，并研究了基质渗透率和缝网复杂程度对渗吸驱油的影响。研究结果表明：毛细管力越大，闷井时间越长，则含水率越低，渗吸增产作用越明显；压裂液用量增加能够提高渗吸驱油产量，但同时会引起含水率升高，可通过含水率和产量增幅确定压裂液合理的用量；最优闷井时间受毛细管力、基质渗透率和缝网复杂程度的影响，其中毛细管力和基质渗透率决定了渗吸速度，而缝网复杂程度决定了渗吸面积。所建立的渗吸油水两相渗流模型可为页岩油水平井压裂优化设计提供依据。
为了提高压裂页岩油水平井产量预测精度、优化闷井时间及压裂液用量等参数，建立了一种考虑压裂液注入、闷井渗吸及开井生产的压裂页岩油水平井油水两相渗流数学模型，利用控制体积有限元法求其数值解，模拟了渗吸作用下基质–裂缝油水置换的过程，获得了油水压力场、速度场、产量及含水率的动态变化。分析了压裂渗吸驱油特征，优化了闷井时间和压裂液用量，并研究了基质渗透率和缝网复杂程度对渗吸驱油的影响。研究结果表明：毛细管力越大，闷井时间越长，则含水率越低，渗吸增产作用越明显；压裂液用量增加能够提高渗吸驱油产量，但同时会引起含水率升高，可通过含水率和产量增幅确定压裂液合理的用量；最优闷井时间受毛细管力、基质渗透率和缝网复杂程度的影响，其中毛细管力和基质渗透率决定了渗吸速度，而缝网复杂程度决定了渗吸面积。所建立的渗吸油水两相渗流模型可为页岩油水平井压裂优化设计提供依据。
2021, 49(4): 150-154.
doi: 10.11911/syztjs.2021077
摘要:
沧东凹陷孔二段页岩油储层属于特低孔、特低渗储层，泥质含量高，作业过程中极易因压井液等外来流体侵入造成污染。针对这一问题，对页岩油井常用的有杆泵、电动潜油泵举升工艺及其生产管柱和井下工具进行优化设计，形成了由预制内防喷工具不压井作业技术、可控桥塞暂闭井筒完井技术和敷缆连续油管带压下泵技术等组成的沧东凹陷页岩油水平井不压井作业技术。现场应用结果表明，不压井作业技术可以解决有杆泵井内衬油管无法有效密封、电动潜油泵井无法带压作业等问题，作业后储层零污染，无需等待完全泄压结束再下泵投产。
沧东凹陷孔二段页岩油储层属于特低孔、特低渗储层，泥质含量高，作业过程中极易因压井液等外来流体侵入造成污染。针对这一问题，对页岩油井常用的有杆泵、电动潜油泵举升工艺及其生产管柱和井下工具进行优化设计，形成了由预制内防喷工具不压井作业技术、可控桥塞暂闭井筒完井技术和敷缆连续油管带压下泵技术等组成的沧东凹陷页岩油水平井不压井作业技术。现场应用结果表明，不压井作业技术可以解决有杆泵井内衬油管无法有效密封、电动潜油泵井无法带压作业等问题，作业后储层零污染，无需等待完全泄压结束再下泵投产。
2021, 49(4): 155-162.
doi: 10.11911/syztjs.2021093
摘要:
我国陆相页岩油勘探开发刚起步，而录井作为地质工程一体化的纽带，其重点发展领域尚不明确，没有建立系统的采集与评价技术体系，在一定程度上制约了页岩油录井技术的发展与录井作用的充分发挥。为此，在系统分析国内外页岩油录井技术现状与页岩油地质工程一体化需求的基础上，从矿物组分定量分析与有利岩相随钻识别、储集性与含油性评价、可动性评价、可压性评价等4个方面深入分析了录井评价的内容、难点及存在的不足，提出应重点发展漫反射傅里叶变换红外光谱（DRIFTS）、钻井液含油性核磁共振在线录井与岩样T1–T2二维核磁共振录井、录井岩石力学3个领域。在此基础上，根据针对性、有效性、经济性的原则，分中低成熟度、中高成熟度2种类型，建立了基于储集性、含油性、可动性、可压性、可钻性评价的录井技术体系，以期促进页岩油录井技术的进步和指导生产实践。
我国陆相页岩油勘探开发刚起步，而录井作为地质工程一体化的纽带，其重点发展领域尚不明确，没有建立系统的采集与评价技术体系，在一定程度上制约了页岩油录井技术的发展与录井作用的充分发挥。为此，在系统分析国内外页岩油录井技术现状与页岩油地质工程一体化需求的基础上，从矿物组分定量分析与有利岩相随钻识别、储集性与含油性评价、可动性评价、可压性评价等4个方面深入分析了录井评价的内容、难点及存在的不足，提出应重点发展漫反射傅里叶变换红外光谱（DRIFTS）、钻井液含油性核磁共振在线录井与岩样T1–T2二维核磁共振录井、录井岩石力学3个领域。在此基础上，根据针对性、有效性、经济性的原则，分中低成熟度、中高成熟度2种类型，建立了基于储集性、含油性、可动性、可压性、可钻性评价的录井技术体系，以期促进页岩油录井技术的进步和指导生产实践。
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