陸相頁巖油規模效益建產探索與實踐★

姜文亞， 于浩陽， 陳長偉， 宋舜堯， 高莉津， 王曉東， 劉廣華， 馮建園

（1.中國石油大港油田公司， 天津 300280； 2.西北大學經濟管理學院， 陜西 西安 710100）

0 引言

目前，中國原油對外依存度較高，頁巖油作為中國油氣領域戰略性接替資源，對緩解油氣對外依存度，保障國家能源安全具有重要意義[1]。國內主要油氣田如長慶、大慶、大港、勝利等先后宣布頁巖油勘探獲得工業化突破，掀起了頁巖油勘探開發的熱潮[2]。

但大規模開發的抗風險能力和可持續發展能力存在較大挑戰，實現陸相頁巖油規模效益開發目標仍有一定距離[3]。一是資源儲量豐富但資源條件復雜。中國陸相盆地發育多套頁巖油，儲量規模較大[4]。但資源條件復雜，沉積構造背景不穩定，沉積年代較新、非均質性更強，地層能量和地溫梯度較低、烴類流體黏度和密度較大[5]。二是儲量豐富但產量規模有待提升。甜點分布不均，水平段打長難度大，單井首年平均產量、預測EUR 和桶油成本等關鍵技術經濟指標需進一步提高[6]。因此，必須加速實現我國陸相頁巖油資源的規模效益開發。

大港目前在實現效益開發方面，還面臨單井提產量、降成本的關鍵難題[7]。因此，不斷推進管理創新，總結探索與實踐經驗，提出了“資源評價—甜點優選—水平段打長—組織提效”四位一體的實踐模式，最大限度實現鉆井提速、壓裂提產、管理創效，形成陸相頁巖油效益建產的新局面，助推油田高質量發展，為保障國家能源安全做出新貢獻。

1 大港油田頁巖油勘探開發現狀

近五年來，大港油田三套主力頁巖層系勘探突破夯實了資源基礎。依托股份公司重大科技專項，油田持續推進理論技術攻關和實踐探索，陸續取得了頁巖油的新突破，開辟了我國東部斷陷盆地陸相頁巖油重大新領域[8]。大港探區發育滄東孔二段、歧口沙三段、沙一下三套主力頁巖層段，疊合面積1 800 km2，厚度200～500 m，利用質量含油率法初步計算頁巖油總資源量36.2 億t[9]。大港探區三套頁巖油勘探落實井控區資源量（近似于預測儲量）約14 億t，豐富的頁巖油資源為頁巖油開發奠定了基礎。

自2019 年以來，在滄東凹陷孔二段投產35 口開發試驗水平井，開展產能建設與評價的探索，主要驗證不同水平段長度、井軌跡方位、不同壓裂工藝對產量的影響，探索合理的效益開發方式，通過強化下泵、解堵、二氧化碳吞吐等增產措施力度，單井綜合遞減得到有效控制[10]。2021 年，平均每桶油完全成本65.1美元，實現了當前油價下的效益開發。單井最高首年累計產油10 418 t、EUR3.19 萬t，單井最低桶油完全成本36.74 美元，極大鼓舞了頁巖油效益開發的信心。截止目前，頁巖油日產量穩定在320 t，開辟了渤海灣盆地頁巖油勘探開發新格局，凸顯了我國東部斷陷盆地陸相頁巖油的良好發展前景，具體產量情況見圖1。

圖1 滄東凹陷孔二段頁巖油日產量變化

2 大港油田陸相頁巖油規模效益開發難題與挑戰

陸相頁巖油勘探開發是世界級難題，東部復雜斷陷盆地頁巖油勘探開發難度更大，實現規模效益面臨以下四個方面的問題與挑戰。

2.1 資源評價方法缺乏針對性

頁巖油屬于非常規資源的一種，不同于常規油氣[11]，烴類生成后沒有經過大規模長距離運移聚集成藏，而形成大面積連續分布，無明顯油氣藏邊界的特點[12]。因此，常規資源的評價方法對于頁巖油資源評價并不適用。目前頁巖油氣資源預測理論基礎較為薄弱，還未明確具有針對性的評價體系[13]。因此，如何合理客觀地落實頁巖油氣資源儲量，成為制約頁巖油效益建產的主要問題。

2.2 頁巖油甜點評價標準和富集高產規律認識需要深化

渤海灣盆地孔二段為典型的頁巖發育段，有機質豐度高，鉆探過程中均有較好的顯示，但鏡下鑒定顯示儲集層非均質性很強，而甜點區發育機理不清，目前缺少高效準確地評價優選有利目標區的理論指導水平井部署，難以實現單井提產和穩產[14]。大港油田三套層系頁巖油不同區帶產量差異大，開發關鍵參數尚不明確，高產因素需要深入總結。

2.3 長水平段低成本高效鉆井壓裂工程技術存在挑戰

一是隨著頁巖油水平段長增加至2 000 m，井深、地層溫度等問題導致軌跡調整、井眼清潔、套管下入及固井質量保障難度更大，安全快速高效鉆完井配套技術需進一步優化升級[15]；二是完鉆井壓裂改造效果差異大，面臨簇點開啟不均，壓裂液、支撐劑、二氧化碳規模不明確等問題，段簇劃分、壓裂體系、工藝參數等需進一步試驗攻關；三是對盡可能多的優勢簇點進行大規模體積壓裂，提產效果較為理想，但工程成本較高[16]。

2.4 高效組織模式亟待升級

當前外包模式下，建設單位嚴格審核工程工藝設計，專家評審優化，實施入井物資三輪檢測，但仍存在兩方面的現實情況：除地質設計外，鉆井工程設計、壓裂工藝設計等所有工程工藝設計均由乙方負責，為節省成本，乙方在工藝設計參數方面相對保守；入井物資管控難度較大，質量不合格等問題風險較高。工程效率處于較低水平，甲乙方利益共擔意識不強，工程服務企業優先保定額市場，造成施工計劃性差、時效低等問題，嚴重影響生產積極性。此外、開發過程中復雜情況頻發，影響生產連貫性。

3 規模效益建產的主要做法

3.1 頁巖油資源評價方案

針對成因法、容積法和類比法等傳統的常規油氣評價方法的不適用，油田公司將頁巖油資源評價納入“重大專項”進行攻關，綜合考慮頁巖油孔隙度、含油飽和度，創新提出以單位質量巖石所含可動烴的比率計算頁巖滯留可動資源量的方法，稱之為體積含油率法[17]。該方法有效解決了傳統常規油氣評價中關鍵參數測不準的難題，同時增加的輕烴恢復校正系數K1與有機質吸附烴系數K2，進一步提高了頁巖油資源評價的準確性。經過探索形成了穩定有效的頁巖油資源評價方法，有效地指導了滄東凹陷孔二段頁巖油的勘探部署[18]。

3.2 精細評價甜點分布

頁巖油主要賦存在長英質紋層中，油含量可達27.1 mg/g。“甜點”的分布受巖性、物性、含油性和脆性等多因素共同控制[19]，大港頁巖油甜點評價核心指標是S1’，其他指標所占權重相對較低[20]。通過對已投產井的對比分析發現，千米井段90 d 平均日產油與含油豐度（S1’）正相關，S1’＞6mg/g·m 可以實現千米井段日產油30 t 以上。高產井地化指標較高（其中S1*＞6 mg/g 已被實踐證實是高產的關鍵因素），這是確保效益達標的必要條件，具體見表1。因此，在頁巖油勘探開發選區過程中，要始終堅持一類區地化指標的下限標準，在方案設計和實際鉆探過程中，必須對水平段的地化指標進行加密分析，確保一類甜點鉆遇率達到90%以上。

表1 甜點評價下限標準

通過頁巖油“七性關系”綜合研究，深化頁巖油富集規律認識[21]，明確產量主要受源巖特性、儲集性、含油性、滲流性、可壓性等因素的影響。將頁巖油劃分為Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類（其中Ⅰ類甜點百米日產油＞3t，Ⅱ類甜點百米日產油1.5～3 t，Ⅲ類甜點百米日產油0.5～1 t）。針對Ⅰ類甜點區，綜合地應力分布、甜點層縱向及空間分布規律等情況，編制整體開發動用方案，為制定上產規劃提供依據[22]。兼顧構造形態、斷塊大小、應力方向與水平段長度等條件，按照“甜點體-井網- 縫網”匹配的立體交錯井網部署，結合井場大小、井距、偏移距等因素，單平臺部署3～6 口水平井，縱向層接替，地下地面結合，實現立體開發。該布井方式適應性好，能取得較高累產油量、采油速度、采收率，推動最少投資的井間儲量控制程度最大化，實現效益開發。

3.3 水平井工程

實施平臺式方案整體開發動用。平臺方案包括地質方案、鉆井方案、試油壓裂方案、采油工藝方案、地面工程方案等。通過開發試驗探索不同甜點層系、不同井距、不同水平段長度、不同水平井方位、不同壓裂改造方式下的單井產能發現，頁巖油產量差異較大。因此實施過程中應以壓裂甜點水平段長度＞1500m、水平井方位與最大主應力夾角＞60°、井間距300 m、采用大液量（米液量30 方以上）、適中砂量（米砂量2.5 方以上）、低黏滑溜水（比例80%以上）壓裂方式作為下限指標精準控制。

應用新技術。頁巖油開發成本的主體構成是占單井總費用的82%的鉆井和壓裂成本，因此效益開發要從鉆井提速和壓裂降本入手。實現鉆井提速通常采用平臺式鉆井，優選高效PDC 鉆頭、大扭矩長壽命螺桿、高質量LWD、低功耗長壽命水力振蕩器及激進鉆井參數，推進“一趟鉆”工程，提升鉆井效率[23]。實現壓裂降本通常采用全程滑溜水連續加砂，提高石英砂比例至70%，降低壓裂液、支撐劑費用77%。采用工廠化體積壓裂，“拉鏈式”施工，施工效率由日壓裂2 段提高至6 段，單井建井成本下降30%～40%。

3.4 組織提效

以“大包”形式進行開發，實際上雙方通過提效可以完成更多工作，從而獲得更高價值。一是提前謀劃，合理制定方案和井場前期準備工作，提高設備利用率；二是優化實施方案，確保各項工序有序銜接；三是及時進行井筒處理，提高壓裂效率。通過甲乙雙方共同努力，提高鉆井速度和壓裂進度，可以大幅度降低頁巖油開發成本，為效益開發奠定基礎。

產能建設項目組實行平臺化管理，設立平臺經理并授權“四包”現場模式（包工作量、包施工質量、包安全環保、包生產運行）+產能產量考核，大力推行水平井立體開發、大井組工廠化作業，探索和實踐“非常規理念、非常規技術、非常規管理”。平臺經理在嚴格落實技術方案的前提下，可適度創新現有管理制度，以效益開發為導向，高效組織推進各環節無縫銜接，嚴控工程質量，保證產量產能達到預期目標，預期可將平臺管理完善推廣。

頁巖油勘探開發實行科研生產一體化，成立聯合攻關實踐團隊，進一步發揮科研組織引領作用。聚焦地質工程一體化、科研生產一體化目標，通過組建科技生產創新聯合體等形式，系統開展頁巖油地質工程一體化科研項目攻關，促進創新成果快速轉化，切實解決頁巖油生產關鍵難題。

4 應用效果

4.1 效益開發先導試驗井鉆探指標創新高

2021 年，選擇構造背景好、含油率高的井場開展先導試驗，該方案得到批復部署6 口井，動用地質儲量360 萬t，單井首年產油1 萬t 以上，EUR 為3.37 萬t，實現了50 美元/桶油價下效益動用。5 口正在壓裂的油井地質和工程指標屢創新高，水平段長較以往增加一倍；熱解S1 為10～25 mg/g，優于鉆探高產井；機械鉆速較以往提高30%，鉆井周期較以往縮短23%；固井質量合格率82～94%，較以往58.6%有大幅提升，因此具有高產的潛力。

4.2 頁巖油產量逐年提高并保持穩產

2021 年以來，強力推進新井提產、老井穩產、技術增產3 大工程，在滄東凹陷孔二段接連斬獲4 口日產超百噸高產井，創我國陸相頁巖油產量最高記錄。2022 年奪油上產百日會戰期間，通過推動鉆井、試油、壓裂、下泵、二氧化碳吞吐等工作，頁巖油日產量重新達到350 t 以上，并長時間穩定在320 t 左右。具體見圖2。

圖2 頁巖油桶油完全成本變化曲線

4.3 管理提效明顯

2013 年以來，大港油田以地質理論創新為突破口，積極轉變頁巖油勘探評價思路，借鑒國外非常規油氣開發理念，堅持勘探開發一體化，組織地質、地球物理等多學科開展一體化攻關試驗，始終堅持現場試驗、總結提升并取得了顯著成效，已具備規模效益開發條件。

5 前景展望

通過直井控面、水平井提產的方式，已落實井控區資源規模接近預測儲量達14.1 億t。油田公司基于資源和技術現狀，制定了“百萬噸級頁巖油田建設”的奮斗目標，實現規模效益建產的條件已具備。根據現有的資源評價結果，已開展了大港頁巖油整體開發方案部署，按照高產和效益達標的原則形成年產100 萬t能力。

從現有的理論認識和技術儲備上看，可以通過三步走的戰略部署，實現頁巖油年產百萬t 目標：通過效益建產示范區建設，實現年產25 萬t 階段目標，儲備配套工藝技術；加強預探評價，儲備后續建產接替，實現年產50 萬t 階段目標；加快產能建設，實現年產100 萬t 目標。頁巖油已成為最為現實的增長極，抓住有利時機乘勢而上，助力油田高質量發展。