从上游到下游、从浅海到深海、从国内到国外，中国海油走过40年不平凡的发展历程，高质量推动我国海洋石油工业实现了从小到大、从弱到强的跨越式发展。

第十一届中国页岩气发展大会特别邀请中海油研究总院钻完井副总工程师、钻采研究院范白涛院长现场分享《中国海油海上低渗高效建井&规模压裂技术探讨》精彩内容，讲述中国海油集团探索海上非常规稠油开发历程，以及对海上低渗压裂技术的认识与展望。

图为范白涛院长在现场演讲画面

嘉宾简介

范白涛，现任中海油研究总院有限责任公司副总工程师（钻完井）、钻采研究院院长。

参加工作以来，一直从事海洋石油钻完井技术工作，扎根海上生产一线十余年，具有丰富的实践经验和扎实的理论知识，研究形成了多项新技术，解决了制约渤海油田勘探开发的钻完井工程关键技术难题，取得了显著成效。

共获得省部级科技奖励2项、一等奖1项、二等奖8项、三等奖9项，局级科技奖励30余项。发表学术论文54篇，其中中文核心29篇，起草总公司企业标准2部，已授权国家专利30余项，作为编委和主要完成人出版编著4部。

曾荣获中海油集团公司党组颁发的建设“海上大庆油田”立功个人二等功、 “十一五”科技创新先进个人、十佳青年技术能手等荣誉称号。由于在能源行业的突出贡献，于2015年10月获得了第二十四届“孙越崎青年科技奖”。

以下为范白涛院长现场演讲内容

中国海油海上低渗

高效建井&规模压裂技术探讨

中海油研究总院钻完井副总师、钻采研究院院长 范白涛：

谢谢大会组委会能提供这么好的交流机会，感谢邀请中海油来参加这次会议！

通过交流，体会到页岩气开发当之无愧代表着业内开发的最高水平，我本人收获很大，大开眼界，很受启发。其实，海油还没有真正意义上涉足页岩气，参与了美国的鹰潭页岩气项目，但海油不是作业者；再有，国内中联，主要是搞煤层气和致密气的开发，海上目前还是常规油气的开发，只是探索了部分低渗。

对比陆上非常规和海上低渗应该说是冰火两重天，一方面陆上非常规搞得热火朝天，高歌猛进，捷报频传；但是我们海上一直在苦苦探索破局之道，但是目前还没有打开局面。面对这个情况，中国海油集团公司出于对未来发展的迫切需求，也受陆上非常规的鼓舞，于2020年立下军令状，要在“十四五”打破僵局，2025年实现低渗压裂增产80-100万吨的目标。对于这个目标，我们有过类似的经历可供借鉴。一是在海上常规稠油开发方面，我们开创了全球海上丛式井网整体加密的先河，带动了常规稠油大规模开发。二是海上非常规稠油的开发，2008年开始全球首次搞海上稠油热采试验，陆上可能是平常的事，但是在海上搞热采确实是受到了成本和技术的制约，经过十多年的坚持和探索，终于迎来了比较好的前景，我们马上有一批油田投入规模化的开发，2025年实现贡献300万吨，指日可待。类似的经历也给我们海上低渗的开发带来了很大的信心，我们期待这种坚持能够带来海上低渗开发的改变。

今天交流的主题是关于高效建井和压裂，这两个方面是决定低渗开发成败的关键，通过提高建井和压裂的效率和质量，改善实施效果、提效降本。另外就是实现规模化，过去只是单井或者小批量作业，今后的目标是向规模化压裂转型，产生规模效应。

主要是从三个方面跟大家分享：

一、海上低渗压裂开发现状与挑战

1.加快海上低渗开发意义重大。

海油作为国家海上开发的“国家队”、“主力军”，践行深地和深海战略，进军中深层是必由之路，也是义不容辞的责任。从目前的情况来看，低渗储量规模和潜力还是非常大的，是未来增储、稳产和上产的主力，能否经济有效的动用，直接关乎到中海油未来可持续发展，“十四五”作为重要的战略机遇期，加上海上低渗的攻关、储备意义非常重大。

2.集团公司把压裂技术作为未来十年发展的关键技术来抓，切实发挥好压裂一体化的优势，加快海上压裂技术体系攻关和人才培养。

3.回顾海上低渗油藏开发历程。

我们走得并不顺利，受海上高成本和低渗开发技术条件的限制，过去相对比较缓慢。90年代遭遇低渗，但是无功而返，转向开发优质储量。直到2007年才在渤海和东海尝试了压裂开发，有成功的，也经历了一些挫折。总体来说没有建立很好的信心。之后尝试了长水平井和复杂结构井，取得了一定的效果，总体上以好带差，实现了20mD以上的规模开发，近年来开展了大型压裂和注气开发的尝试。

4.海上低渗油藏开发成效。

我们也取得了一定的经验，对不同油田基本实现了多种类型的开发，也构建了以复杂结构井为代表的相关技术。储量动用程度整体偏低，主要分布在20-50mD，实现了130万吨的产能；针对5-20mD的储量也进行了一些压裂探索，但是效果不是太理想。

5.海上压裂技术现状。

2007年开始我们陆续开始了一些单井压裂尝试，到目前实施了40多个井次，取得了一些效果，像渤中25-1油田初期压裂增产效果还是非常明显的，但是因为能量补充不及时，递减非常快。同时我们在东海，陆陆续续做了不少尝试，因为是高含水气藏，压后出水，所以这块走得不是太顺利。近两年压裂也在加快，总体上仍处于探索阶段。

6.引陆向海

目前陆上非常规确实取得了非常好的效果，在受到陆上低渗油藏开发历程及启示。压裂改造技术经过近20年持续发展，已经成为陆上油气井增产的主要手段。通过采用不同压裂规模、开发方式、开发并网，已实现不同渗透率的低渗油藏高效开发，步伐还是很快的。从技术上也实现了“四个匹配”为主导的开发压裂技术，渗透物性界限达到了0.1mD。压裂工艺方面不断成熟完善，形成了连续油管高效分压技术、套管滑套分层压裂等等，这些都为我们海上低渗提供了非常好的借鉴。开发方面我们形成了压裂能量补充的井网协同的开发政策，这些政策在海上也同样适用。

7.“少井高产”是海洋低渗开发的结构性矛盾。

海上与陆地的环境不同，与陆地相比，海洋工程和钻完井成本高出很多倍，海洋工程和钻完井投资几乎各占一半，而且随着水深增加，工程和钻完井投资往往也会越大，导致海上与陆上的开发政策是有很大不同，即便是常规油田我们也必须走“少井高产”的路子。少井必然带来开发的矛盾，少井井距大，低渗储层，无论是纵向还是平面的差异，它的渗流阻力和启动压力都比常规油气要高，势必造成纵向和横向的矛盾更加突出，进而影响井网压裂和能量补充。这些问题就导致陆上成功模式难以复制，海上的矛盾应该说是结构性的矛盾。

8.“增效降本”降低经济门槛是海洋低渗开发的必由之路。

除了矛盾我们还面临着两大开发方面的挑战，一是经济方面的挑战，20mD以上我们基本上是探出了一条路子，但是对于5-20mD的储量占比还是非常大的，只有这部分储量动用了，才能实现我们集团的目标。从右下角这张图我们也可以看到，结合目前成本进行经济测算，如果加密调整，单井产量达到10万方，初产56方/天；如果依托开发，累产要达到15万方，初产130方/天；如果独立开发，不依托周边的话，低渗要想取得预期的效果是非常非常难的，所以对油藏产能的要求是非常高的。如何实现少井高产，没有少井，没有高产，就很难实现低渗的开发。统计发现，陆上单井累产大多只有2-3万方，在海上是没有效益的。第二个挑战是技术挑战，我们很多陆上应用的成功模式，装备也好，技术也好，都没法照搬到海上，需要根据海上情况进行量身定制。总而言之，不管怎么说这个门槛必须要降下来。

除了这些矛盾以后，低渗还有先天的特点和难点。普遍埋藏深，建井成本高，加之井少资料少，地下情况看不清，对于储层的认识困难，这种不足也势必影响到对于宏观和微观的认识。我们做过几个典型目标的分析，越是低渗的油气藏越是表现出更多的复杂性和非均质性，从而影响了井型、井网部署的针对性。比如宏观上，沉积相也好，到构造、储层品质、甜点区，影响我们的布井和压裂。微观上我们还有启动压力，还有粘土含量等等参数的决策。另外油藏类型多样，多层互层，不像陆上有些区块分布还是非常稳定的，我们基本上都是断块油气层，非常复杂，规模小，砂地展布不清楚，连通性差，这些特点都造成了我们对研究、钻井和压裂，都是非常大的挑战。精细研究就显得非常非常重要，因为它是基础和前提，起着决定性作用。

上述特点，带来几个方面的挑战：

一是“稀井网”条件下海上低渗压裂开发如何实现“四个匹配”，这是一个非常大的挑战，尤其是少井条件下如何实现井网、井形、裂缝与储层的匹配；

二是低渗开发经济性要求与深井建井成本高的矛盾，刚才说了开发投资，海洋工程占一半，钻完井大概也占一半，其实压裂只占了很小的一部分，现在单井600万元左右，陆上可能一层就是几十万，但是海上基本上在两三百万这样一个数量级，但是它的绝对数虽然高但是占比不高，同时深井钻完井投资高，这也是正常的，关键是好钢要用在刀刃上，我们能不能通过降低成本来提高效能，能否通过高效建井减少井数，进而降低工程投资，因为井数和工程是密切相关的；

三是海陆差异，海上压裂工艺水平及作业能力难以匹配压裂需求。当前都是单井小批量作业，形不成工厂化规模效应，我们大部分时间都在动复原压裂设备，作业不便宜，施工规模小，海水基压裂液刚刚研发出来，很多仍是从陆地运输淡水配制压裂液，甚至到现在大家还在犹豫是否要构建海上“万方液，千方砂”的能力。由于海上环境的限制，限制了压裂排量，很难做到与压裂工艺的匹配；再有就是作业的时间成本，不像陆上油田一个工序完成以后可以撤走，第二个工序来，海上走不了，所以很多费用都是同时发生的。压裂本身材料费没多少，但是它的其他配套成本还是非常高的；

四是海上低渗压裂井数少，监测手段单一，认识迭代差。跟陆地相比，海上的井数实在是太少太少，加上作业成本高，导致试错成本很高，学习曲线很难建立。陆上之所以现在这么成功，也是基于很多井大量的实践迭代，不断总结优化。因此，在海上怎么能缩短学习率，也是非常非常大的一个挑战。

二、海上低渗建井与压裂策略选择

说了很多，总体策略海上还是以经济效益为目标，强化地质研究和储层研究，做好一体化多专业统筹，开源节流，协同推进。海上一旦开始作业，工序上要环环相扣。再一个就是方案与施工一体化，在这个迭代过程中要做好协同。

另外一个就是要遵循非常规储层改造理念思路，保证各个环节去控制成本，全专业、全流程一体化协同，算好经济账。先算后干，算赢再干。

再一个就是无论是陆上还是海上，地质工程一体化已经达成广泛的共识，关键“匹配”是核心。虽然陆上积累了很多经验，但是也有很多经验做法由于海上的特殊性不能照搬，海上追求的高井控，高采速和高累产。基于这三个关系，由于时间关系我就强调两个方面跟陆上不太一样的。

第一个方面就是关于井点跟地质工程甜点的匹配，这是海上特别强调的一点，海上井数毕竟很少，所以每一口井把井位部署好，井型选择好，争取让单井发挥最大效能，能用井解决的事就尽量用井来解决，因为钻井是人为可控的，而压裂受地下地面很多因素影响往往是不可控的。其他三个匹配跟陆上基本一致。把井选在哪儿？要做到地质甜点和工程甜点同时兼顾，不考虑地质甜点工程做得再到位也没有效果，光考虑地质甜点工程不到位也没有效果，要做到双匹配必须是要精细研究，我们说要对“四个场”进行精细的认识、刻画。第一个是物性场的描述，所有的地质甜点，它在哪儿决定我们井在哪儿打，往哪儿布；第二个是天然裂缝场的描述决定了我们怎么压，保证我们的裂缝与天然裂缝的沟通；第三个是地应力场决定了压裂方向；第四个是压裂场的预测。基于这四个方面结合到一点才能实现从真正意义上从甜点到甜度到可压度的一体化设计，做到“甜中找甜优中选优”，同时也对储层进行分类，做到精准性。

第二个是井网和裂缝的匹配，这也是非常核心的环节，要遵循井网，井眼轨迹和压裂裂缝垂直的原则，从压裂反推井眼轨迹。这里面要考虑几个影响因素，一个是地应力方向可能会受到断层影响，要是认识不清楚，将来平台一旦定了以后后面就没有回旋余地，所以这块要做精细研究；第二个就是井距优化，要充分考虑启动压裂，因为井距大了以后必须考虑启动压裂判断最后是否能够有效驱替；另外就是穿透比，要保证和平面甜点的沟通，海上互层特别多，缝高的控制也是非常关键，如果没有研究透只是研究脆性，缝高根本测不出来，要做到这一点不仅仅要研究储层，还要研究隔夹层，从纵向上精细分段，很多井的产量不理想，后来倒推，确实是没有压到预期的缝高，所以这一块精细控制的工作是非常重要的。

除了这两个方面还有应对风险的问题，还有刚才我们说了递减非常快，我们要保证导流能力的问题。

风险的问题不仅仅是目的层，包括非目的层，有很多工程上要实现趋利避害，实现效果的同时要避开钻遇大漏失层、水层或者井壁稳定的影响，这个对钻井成本也比较大。总而言之，地质工程一体化是建立在精细研究的基础上。

下面再说说建井的事。高效建井是各石油公司的共同追求，海上更是如此，因为我们井数毕竟偏少，需要通过长水平井、大斜度井以及多分支井等复杂结构增大储层暴露面积，降低工程投资，提高单井效能来实现高产，也尝到了很多甜头。通过特殊井型的使用，可以把大平台变成小平台，像八腿大平台投资约10亿，通过优化，如果减少井数，基本上四腿平台大概投资4-5亿，工程还可以使用其他更简约的模式进一步降低投资，这块儿潜力也是很大的。在国外也有典型案例，比如说一口多分支井当6口井用。

我们在“十四五”期间也准备进一步在这方面做一些深化，我们也对比了复杂结构井，因为浅层我们打了很多，但是深层这块有难度，主要表现在深部怎么样，它的有效性肯定是好的，井眼比较稳定不容易塌，但是深部地层的造斜能力和延伸能力都有极大的考验。我们通过分析，不同井型的应用，同比500m的水平井长度，通过复杂结构井可以达到3-6倍。类似于这些。如果在这个基础上再施加压裂的话，效果会更好，整个油藏的暴露面积会更好。

当然，要实现这个是不容易的，要克服悬空侧钻造井能力，要实现“侧得出、掰得开”，尽量远离主井眼，这样控制面更大。再就是五级完井压裂的问题。总而言之，通过井和缝共同作用来实现渗流场，解决结构性矛盾的问题。

这里举一个例子，我们平台设计要充分考虑倒着来算，时间关系我就不详细说。总而言之，尤其是在前期研究阶段要把各种比选工作，要真是下足工夫。

第二种适合于海上的压裂工具，第一个方面就是能保证施工效率的，像我们所在大海，要保证尽量都用上海水基压裂液；第二个就是我们的装备，装备现在我们争取连续混配和连续输砂装置都给用上，来保证供液、供砂的作业不停，保证作业不停的最低要求。第二个方面就是提高裂缝监测，“十四五”期间研发用于海底的微地震监测，因为海上的地震监测非常重要，对于我们学习力建立和少走弯路非常重要。再就是缝高控制，基本上跟陆上井下情况基本一致。第三个就是施工载体，我们尽量保持连续性，保证不同的作业机具。再就是施工模式，以前都是串联的，我们现在改成并联模式，尽量不占井口，保证高效作业，实现批量化、工厂化作业，提高组织效率，降低等待时间。

还有就是管柱类型，我们把压裂滑套集成筛管，实现压裂防砂一体化，配套的压裂井口等；还有就是提高储层钻遇率，现在地质导向技术已经很普及了，对于轨迹的控制，对于地质导向已经多年来积累了很多经验。还有一个方向就是Monobore，技术油套合一，可以大大降低钻井成本，同时可以满足压力，这种管柱特别适合于桥塞压裂，因为内通径大了，实施效果更好了。同时，Monobore技术结合单筒多井，这样把平台规模进一步缩小，所以这两条路是海上重要的方向，也是未来重点打造的技术。第三个对策就是关于提速提效方面，这块工作特别重要，我们这几年刚走向中深层，进步很快，两年前钻井周期120天左右，现在基本上5000m的井基本上控制45天以内。总体策略，上部--多快好省，打得快，深部--优快加精准，重要的是对于储层的精准；另外就是储层保护，我们形成了一系列无固相体系，而且是全流程的，包括钻井液，包括压裂液，包括后期注水，全过程，对于孔渗特别低的，防止在各个环节都要保护，防止储层伤害。

三、海上低渗压裂开发认识与展望

总结一下：其实还是以经济效益为中心，以方案总装集成作为落脚点。还有就是尽量用依托模式，通过地质工程一体化提高产量。再一个就是高效建井降低工程投资和钻完井投资，协同降本。还有就是规模化压裂，实施“航母型”的和“小蜜蜂型”，我们正在计划建设满足万方液千方砂的压裂船，“十四五”要实现，希望从规模化的压裂持续降本。

最后还是要通过一体化多专业目标化协同，来达到经济开发，或采用倒算模式，倒逼各个专业去降费用。

最后，海油成立了压裂专班，我们目标也明确，80-100万吨的产能，从今年开始已经开始加快了，从明年开始要大幅度的上产，加快。还有就是我们“十四五”重大专项也都紧锣密鼓和开发项目同部署，同推进，我们即将在明年要尝试在南海西部致密油2口井大规模密切割缝网压裂，采用长水平井、密切割、缝网压裂技术。

海上低渗开发前途光明，任重道远，希望得到业界各位专家同仁和朋友的帮助和支持。谢谢！