0 引言

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油藏是国内典型的页岩油藏，储层埋藏深度大、物性差、非均质性强，原油黏度高，水平井大规模体积压裂技术是实现效益开发的关键^[1-4]。2020年3月，国家能源局和自然资源部联合批复设立国家级页岩油示范区，要求2021年产量达到100×10⁴t，2023年产量达到170×10⁴t，给吉木萨尔页岩油开发提出了最新要求。推进吉木萨尔页岩油开发，建设国家级页岩油示范区，打造页岩油开发的样板工程，对推动我国陆相页岩油开发具有重要意义。

吉木萨尔页岩油开发面临的主要问题是单井投入与产出矛盾逐步凸显，开发效益不达标成为制约吉木萨尔页岩油开发的主要因素。2021年以来，中国石油新疆油田公司着眼于效益开发，在管理和技术两大领域开展创新性探索，推进市场化自主经营，形成多项重要的认识和关键技术，建立了适合于吉木萨尔页岩油的管理和技术体系，取得良好的开发效果，实现了效益开发。

1 勘探概况

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部隆起的南部，是一个西部、南部、北部均受断裂控制的多期叠合凹陷，呈不规则的多边形，面积约为1278km²（图 1）。吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组（P₂l）发育大面积分布的页岩油藏，井控储量达到11×10⁸t，是我国陆相咸化湖盆页岩油的一个典型实例^[5-6]。目前正在建设我国首个国家级陆相页岩油示范区，该凹陷芦草沟组埋深为800~4500m、平均为3570m，厚度为25~300m、平均为200m。

纵向上，芦草沟组自下而上分为芦一段（P₂l₁）和芦二段（P₂l₂），各段又可分成3个砂层组，自上而下分别为P₂l₂¹、P₂l₂²、P₂l₂³和P₂l₁¹、P₂l₁²、P₂l₁³。根据物性和含油性分布，分为上、下两个甜点体。上甜点位于芦二段二砂组（P₂l₂²），可细分为4个小层，其中油层发育在P₂l₂^2-1—P₂l₂^2-3小层，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；下甜点位于芦一段二砂组（P₂l₁²），可细分为7个小层，其中油层发育在P₂l₁^2-1—P₂l₁^2-3层，优势岩性为纹层状云质粉砂岩^[7]。

中国石油新疆油田公司所辖吉木萨尔凹陷页岩油矿权面积为358km²（图 1），三级石油地质储量为5.5×10⁸t，其中探明石油地质储量为1.53×10⁸t，探明可采储量为1546×10⁴t；动用储量3339×10⁴t，2020年，生产原油31.6×10⁴t，累计生产原油59.5×10⁴t。

2 页岩油开发探索历程

自2011年开始，在非常规油气勘探开发思想指导下，吉木萨尔页岩油从勘探发现到开发试验，取得了重要进展，但也出现了单井投入与产出矛盾凸显、开发效益不达标的难题。

2.1 开发阶段

吉木萨尔页岩油开发可以划分为4个阶段：勘探发现阶段、先导性试验阶段、动用突破阶段、规模建产阶段（图 2）。

（1）勘探发现阶段（2011年10月至2013年4月）。

2010年，芦草沟组油藏从兼探层变为主要目的层，布控3口探井。2011年，吉25井在芦二段获日产18.25t工业油流，当年提交预测地质储量6115×10⁴t。2012年，按照“新老井结合，直井控面、水平井提产”原则，部署探井、评价井10口，其中水平井4口。吉172_H井采用水平井+体积压裂开发方式，初期最高日产油78m³，“满凹含油”认识初步形成，按照油层厚度、埋深将油藏划分为上、下甜点和3类储层，证明水平井体积压裂是页岩油开发的技术方向。

（2）先导性试验阶段（2013年4月至2017年4月）。

为了进一步落实储量，探索投资控减途径，开展了压裂工艺试验，共实施10口“水平井+体积压裂”开发先导试验井组，水平段长1300~1800m。2017年提交探明地质储量2546×10⁴t，但初期日产油21.0t，一年期累计产油2110t，生产效果未达预期。该阶段出现的主要问题是一类油层钻遇率低，平均为33.9%；储层改造加砂强度较低，平均为0.9m³/m。

（3）动用突破阶段（2017年4月至2018年10月）。

为探索大幅度提高单井产量技术，部署实施了JHW023、JHW025两口水平井，强化甜点选区、优化水平井轨迹设计、精细控制钻井轨迹，提高优质甜点钻遇率，优质储层钻遇率达85%，通过密切割、大排量、大砂量提高储层压裂改造强度，加砂强度达到2.0m³/m以上。一年期累计产油突破万吨，产量大幅提升，从而确立了多段多簇、密切割、高强度的“水平井+体积压裂”主体工艺，地质认识上也进一步深化，将储层细分为4类。

（4）规模建产阶段（2018年10月至2020年12月）。

在两口水平井取得产量突破后，将总结出的甜点精细评价、优质储层钻遇率、密集切割高强度压裂技术推广应用，开始规模建产试验。采用上、下甜点控面和上甜点东南部整体开发相结合，精准轨迹控制、细分切割压裂，共实施水平井64口。遇到的主要问题是单井投入高，产能差异大，统计累计产油天数大于300天的27口井，初期日产油1.4~63.8t，平均为37.3t，一年期累计产油1526~13574t，平均为4588t，距离设计产能仍存在一定差距。

2.2 开发效益

2017—2019年，单井投资增加1045万元，其中，钻井成本增加2108万元，井深增加1425m，水平段长度增加538m。压裂成本降低1650万元，压裂液体系由瓜尔胶优化为聚合物+瓜尔胶，压裂规模逐年优化。地面工程建设成本增加587万元，建设联合站、110kV变电站、油外输管线等骨架工程。2021年预计完全成本67.79美元/bbl，高于油田公司平均水平，其中, 折旧折耗51.2美元/bbl，占完全成本76%，折旧折耗高主要是因为钻井成本、压裂成本、地面工程建设成本较高；单位操作成本为11.97美元/bbl，低于油田公司平均水平。先导性试验阶段以来，吉木萨尔页岩油部署井在45美元/bbl、55美元/bbl、65美元/bbl油价下分别亏损45亿元、41亿元、38亿元，距离内部收益率6%有差距，推进市场化自主经营成为吉木萨尔页岩油效益开发的现实需求。

2.3 开发难点

经过前期开发探索，深化了吉木萨尔页岩油油藏、储层、产能与效益开发主控因素的认识，总体上看，吉木萨尔页岩油开发主要存在以下3个难点。

2.3.1 储层非均质性强，优质甜点预测难度大

储层岩性复杂，油层薄，甜点非均质性强。储层纵向上呈厘米级互层，甜点最小厚度为0.05m，最大厚度为4.52m，平均厚度为0.25m，纵向上各甜点间含油饱和度、含油性差异大，甜点品质平面变化快，常规三维地震资料难以精细刻画微构造和预测页岩油地质甜点与工程甜点。上甜点P₂l₂^2-2可动油储量丰度平面上为（0~45）×10⁴t/km²，油浸及富含油岩心占比低。2019年底，下甜点钻遇率仅为64%，严重影响水平井产量。

2.3.2 钻井和储层改造技术挑战强，成本高

吉木萨尔凹陷整体为东高西低的单斜，储层埋深跨度大（2320~4200m），横向埋深差异大；纵向地层夹层多、岩性变化快，泥岩塑性强、厚度大、可钻性差，钻井提速困难，水平井钻井工期和成本始终未实现整体突破。吉木萨尔页岩油流度较国内外其他非常规油藏低两个数量级，对裂缝导流能力要求高。储层天然裂缝欠发育、脆性指数中等，薄互层水力裂缝缝网形成难度大，埋藏深，改造成本高。

2.3.3 产量达标率低，效益亟待提高

已投产的90口水平井第一年平均单井日产量为21.9t，达产率为79.9%，一类区超设计产能，二类区、三类区、四类区均未达产，下甜点生产效果略好于上甜点，下甜点达产率为88.8%，上甜点达产率为71.0%。钻井成本、压裂成本居高不下，亟待大幅度降低开发成本，实现效益开发。

3 页岩油效益开发关键技术探索

经历了4个阶段的开发探索与试验，逐步明确了吉木萨尔页岩油提高单井产量的主攻方向和关键技术，主要包括大平台立体开发、精细储层认识与优质甜点预测、水平井井眼轨迹跟踪技术、储层改造几方面。

3.1 大平台立体开发

吉木萨尔页岩油开发在4套层系（P₂l₂^2-2、P₂l₂^2-3、P₂l₁^2-2、P₂l₁^2-3）进行部署，推进上甜点一、二类油藏，下甜点一、二、三类油藏整体部署，统筹组合大平台，井距为200m，纵向立体交错，水平段平均长度为1998m，设计产能为23.5t/d，平均单井累计产量为3.56×10⁴t。部署水平井446口，新建产能345×10⁴t，其中上甜点新建产能74×10⁴t，下甜点新建产能271×10⁴t。一、二、三类油藏水平井分别为139口、150口、157口，新建产能分别为163×10⁴t、88×10⁴t、94×10⁴t。动用储量8945.4×10⁴t，其中上甜点1636.8×10⁴t、下甜点7308.6×10⁴t，探明储量上甜点动用程度90%、下甜点动用程度94%。

3.2 精细储层认识与优质甜点预测 3.2.1 页岩油特征

吉木萨尔页岩油主力油层分布在P₂l₂²(上甜点)和P₂l₁²（下甜点）两个砂层组内，厚度平均为38m和44m；属咸化湖泊相夹三角洲相，岩矿组分复杂、岩石类型多样（图 3）。

上甜点（P₂l₂²）岩性以长石岩屑砂岩、云质砂岩、砂质云岩为主，非均质性强，平面上连片性较差；纵向有3个主力小层，隔夹层发育。下甜点（P₂l₁²）岩性单一，以云质砂岩为主，平面上连片性好；纵向有3个主力小层，隔夹层更发育且呈现与云质砂岩高频互层特征^[8]。

油层覆压下，上甜点平均孔隙度为13.8%、下甜点平均孔隙度为11.2%，上甜点渗透率为0.061mD、下甜点渗透率为0.025mD，孔隙半径为100~150μm，喉道半径为0.1~0.3μm；储层弱水敏，润湿性为中性—弱亲油。

气油比为10.0m³/m³，地层压力系数为1.3~ 1.5，地面原油密度为0.88~0.91t/m³，50℃条件下，上甜点地面原油黏度平均为53mPa·s、下甜点地面原油黏度平均为166mPa·s；与国内外页岩油藏相比，吉木萨尔页岩油具有高密度、高黏度、低流度、低气油比的特点^[9-10]。

3.2.2 核磁共振测井储层评价

应用核磁共振测井方法评价页岩油储层，建立了基于核磁分频处理的储层精细识别及产能评价模型，精细吉木萨尔页岩油储层认识，细化完善分类分区标准。核磁共振测井的主要特点是分辨率高、评价孔隙流体更为精细。

前期开发实践中，由于岩性复杂，常规测井解释的岩性精度不够，有效孔隙度误差较大，且无法评价可动孔隙度，用有效孔隙度作为甜点品质的主要参数进行分类评价，与产能一致性较差。核磁共振测井具有更高的精确度且受岩性影响小，采用可动孔隙度评价甜点品质更加精确。通过开展各项表征孔喉结构的岩心实验分析，确定不同流体赋存状态的孔喉直径下限及核磁T₂谱对应的弛豫时间截止界限^[11-12]（图 4）。

结合取心井含油性显示、直井试油产量、水平井产能等情况，建立了产能与可动孔隙度（ϕ_可动）、稳定含水率、可动油饱和度（S_o可动）之间的耦合关系。同时页岩油孔喉特征复杂多样，核磁T₂谱形态不仅能精细刻画可动流体孔隙的大小，而且能反映出孔喉非均质性的差异，非均质性越强，核磁T₂谱展布位置越宽，这类甜点渗透性较差，出油量低。通过总结产能与核磁T₂谱形态之间的规律，采用定量与定性结合的方式建立了一套稳定含水率评价标准（表 1）。

可动油弛豫时间截止界限为35ms，弛豫时间在35ms以下均为不可动油。弛豫时间在35ms以上时，若在35ms以上信号强且单峰集中靠右，横向峰域窄，则为一类甜点，孔喉相对简单，以大孔喉为主，非均质性弱，稳定含水率低于40%；若35ms之后信号强且单峰集中靠左，横向峰域窄，部分单峰在20~30ms之间，则为二类甜点，孔喉相对简单，以中孔喉为主，非均质性弱，稳定含水率在40%~50%；若35ms之后峰分散，横向峰域宽，部分单峰继续前移，则为三类甜点，孔喉相对复杂，稳定含水率在50%~70%；若35ms之后信号弱，且单峰前移到15ms以下，则为四类甜点，以小孔喉为主，稳定含水率在70%~90%。整体来看，核磁T₂谱信号在35ms之后单峰占比越高，可动油饱和度越大，稳定含水率越低，且二者具有较好的回归线性关系，经投产水平井产液剖面测试及水平井产能验证，理论结果与实际吻合度较高，证明核磁共振测井作为稳定含水率新技术较为可靠^[13-14]。

3.2.3 优质甜点区圈定

吉木萨尔凹陷梧桐沟组（P₃wt）、芦草沟组（P₂l）、井井子沟组（P₂jj）3套储层整体认识清晰，有利区面积明确，常规油藏与页岩油油藏可整体开发，叠合有利区面积为109.9km²（图 5）。

依据可动孔隙度、可动油饱和度、可动厚度、可动流体丰度等可动参数总体评价，平面上可将吉木萨尔凹陷芦草沟组甜点区整体分为4类（图 6至图 9）。明确了二叠系芦草沟组纵向上发育7套含油层系，落实了各小层平面分区范围及储量规模，各小层在纵向上叠置，纵向上对多套含油层系进行统筹考虑，确定了大平台部署的物质基础^[15]。

3.3 水平井井眼轨迹跟踪技术

控制水平井井眼轨迹，确保轨迹在目标储层内有效延伸，提高优质储层钻遇率，是压裂后高产的首要条件。综合应用三维地震体、地质模型、随钻录井测井曲线、岩矿分析数据及探边工具反演资料等进行随钻地质导向钻进，多靶点精细控制水平井井眼轨迹，适时进行轨迹调整，2021年已完钻16口井，优质储层钻遇率均达到90%以上，最高达到100%。

3.4 储层改造技术

水平井大规模体积压裂是页岩油储层改造的一项核心技术。加拿大都沃内项目采用可降解桥塞+分簇射孔压裂工艺^[16]，段间距不断缩小，自2012年的89m降至2018年的49m，缩短了45%，产量随段间距缩小不断增加。在缩小段间距的同时，持续增加单段压裂簇数，由开始的3~4簇增加到7簇，簇间距由开始的15m逐渐减少至7m。基于“砂就是油，砂量就是油量”的理念，采用滑溜水+新型高黏聚合物压裂液^[17]，加砂强度自2012年的1.69t/m增加到2018年的3.90t/m。单井凝析油峰值产量从2012年的70.93t/d增长到2018年的196.36t/d，单井EUR从2012年的2.6×10⁴t增长到2018年的6.9×10⁴t。

吉木萨尔页岩油压裂技术的突破不断推动开发工作取得新进展。2012年，吉172_H井首创国内“万方液、千方砂”的工厂化压裂，刷新新疆油田公司最大压裂级数、最大入井液量纪录，并成功获得日产78m³的工业油流。2017年，JHW023井、JHW025井的体积压裂，创下见油最早和日产最高双纪录，单井注入压裂液3×10⁴m³，压裂砂超2000m³。JHW025井单井日产液192.83m³（169.70t），日产油106t，单井日产量突破100t。

前期页岩油开发试验表明，施工规模和加砂强度是影响改造效果的关键因素。对吉木萨尔页岩油55口投产井生产规律进行统计分析发现，压裂规模增大，产液量增大。3年累计产液量与压裂液用量持平，最终产液量与压裂液量的比值为1.2~1.6，平均为1.5。压裂规模的扩大有利于推动储层改造更加彻底，推动单井EUR取得突破。

在“密切割+水平井体积压裂”主体改造技术基础上，进一步提高改造强度，不断缩小簇间距，增大加砂强度，扩大储层改造体积，提高缝网复杂性和裂缝导流能力，并不断提高作业效率^[18-19]。

吉木萨尔页岩油58号平台8口水平井实施“密切割+强化体积压裂”大规模储层改造，50天完成全部312级施工。设计总施工用液量为58×10⁴m³，加砂量为5.74×10⁴m³，平均加砂强度为4.0m³/m；实际总施工用液量为55.1×10⁴m³，加砂为5.74×10⁴m³，达到设计指标，平均单级压裂用时2.2~2.4h，桥塞泵送及射孔作业用时随水平段长度减小而减少，从6h/级下降至2~3h/级，每级缩短4h左右。单个工作面正常工作时效为5级/d，最高为8级/d。平台单日最大注入液量为2.77×10⁴m³，注入砂量为2850m³。

4 页岩油效益开发管理举措

实现效益开发是目前国内页岩油开发的巨大挑战，单井投入成本高、最终累计产量低成为制约吉木萨尔页岩油高效开发的关键因素。聚焦质量效益同步推进目标，落实效益指标管控关键举措，推进吉木萨尔页岩油效益开发^[20-22]。

4.1 降低单井投入

吉木萨尔页岩油通过对标长庆油田、吉林油田、吐哈油田等国内页岩油开发单位钻井、压裂等关键环节费用，查摆成本投入居高不下的主要矛盾凸显点，充分利用市场化自主经营、自主招标权限，在集团范围内优选有资质且实力强的队伍参与选商，坚持“市场配置、效率优先、提升质量”的原则，逐步建立多个市场主体共同参与、平等竞争的市场机制，初步建成市场化竞争平台，对钻井、压裂成本进行专项管控^[23-24]。

钻井成本进行总体控制，吸纳具备相关资质和中国石油准入的承包商、服务商、供应商参加投标竞争，扩大选商范围，改变“一对一”市场格局，与5家钻井公司开展多轮次选商谈判，由钻井公司测算标准井费用后进行报价，选定中国石油渤海钻探工程公司、中国石油集团西部钻探工程有限公司、中国石油长城钻探工程公司等3家公司承担页岩油产能建设钻井工程施工，单井钻井工程总费用较2019年下降56.7%。压裂成本进行分段管控，将压裂施工划分为压裂施工及准备、压裂液技术服务、支撑剂、射孔及桥塞服务等四大类，与16家单位开展选商谈判，最终选定7家，将压裂投资在相同规模下控制到预算水平，平均每立方米压裂液压裂价格较以往降低42%。同步推进集约化经营、无杆泵举升等新设备工艺，多措并举，单井投资较2019年下降53.4%。

4.2 提高单井产出

通过压裂液用量与分类井预测产油量之间的关系预测，增大压裂规模，一类井累计产量将由18t/m提高到28t/m，有效提升单井产出^[25]。58号平台8口井预计EUR由3.3×10⁴t提产到5×10⁴t。依据已投产密切割、加砂强度为4.0m³/m的水平井生产特征预测，1800m水平段的井，一年期平均日产油38t，第一年累计产油1.25×10⁴t，第二年平均日产油23t，第三年平均日产油15t，3年累计产油2.5×10⁴t；单井最终累计产油量可达到5.0×10⁴t，提高50%以上。

4.3 提高投入产出比

2021年单井投资指标有明显下降，预计百万吨投资43.2亿元。实际控制单井EUR可以达到5×10⁴t，按照单井投资4600万元计算，可以将百万吨投资控制在41.1亿元，较预计节省2.1亿元。按此指标测算，可实现一、二、三类储层有效动用，具备立体部署井网条件。纵向上多套油层叠置，采用7套开发层系，横向上向南延伸到吉7井区，构建超大平台，降低钻井、压裂施工搬家费用，减少压裂干扰，节约地面成本，提高钻井、压裂效率，进一步实现降本增效目的，从而推进吉木萨尔页岩油有效开发。

5 结论

（1）吉木萨尔页岩油从2011年开始，经历勘探发现、先导性试验、动用突破、规模建产等4个开发阶段，已取得重要成果，单井EUR低与成本高成为制约页岩油开发的主要矛盾，目前已基本攻克主要矛盾，掌握了管理和技术两把钥匙，可以实现吉木萨尔页岩油效益开发。

（2）基于精细储层认识与优质甜点预测，形成了水平井轨迹跟踪控制技术，将优质储层钻遇率提升到90%左右，为吉木萨尔页岩油的效益开发提供了物质基础。

（3）吉木萨尔页岩油单井累计产量随压裂规模增大而增大，提高储层改造强度是提高单井产量的关键。新一代“密切割+强化压裂工艺”储层改造主体技术，单井液量超过7×10⁴m³，加砂量为7000m³，段间距为45m，单段平均8簇，簇间距为5.8m，实现了密切割、加砂规模的最大化，基本可以实现水平井储量缝控目标，大幅度提高单井产能。

（4）通过发挥自主经营优势，吉木萨尔页岩油成本管控举措逐渐成熟，单井钻井工程总费用较2019年下降56.7%，平均每立方米压裂液压裂价格较以往降低42%，单井总费用较2019年下降53.4%。