吴顺林, 刘汉斌，李宪文, 唐梅荣, 张 翔, 白晓虎, 李晓燕

(1中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院 2低渗透油气田开发国家工程重点实验室)

鄂尔多斯盆地致密油资源丰富，是长庆油田持续稳产的重要资源基础，但依然面临单井产量递减快的挑战[1]。按照工程地质一体化思路，优化最大化改造体积设计，开展长水平井+多段压裂技术研究与试验，重构致密油储层体积压裂设计模式及实现方式，实现致密油开发“提单产、降递减”目标。

一、储层特征及前期试验情况

鄂尔多斯盆地长7致密油属于湖相沉积，富集于紧邻优质烃源岩的致密砂岩储层中，埋深1 600～2 200 m，渗透率0.07～0.22 mD，油气比75～104 m3/t，原油黏度0.97 mPa·s，压力系数0.77～0.85，脆性指数35%～45%。与北美致密油相比具有相似性，但开发更具挑战，主要表现在：沉积环境是湖相沉积，非均质性更强，地层压力系数低，脆性指数低，天然裂缝相对不发育。

前期致密油水平井水平段长800～1 000 m，主体采用速钻桥塞/水力喷射压裂工艺[2]，初期单井日产油10 t左右。但规模效益开发仍面临挑战：水平井初期单井产量依然不够高，且递减较大，第一年递减率达到35%～50%之间，预测采收率较低(4%～8%)。近年来，受北美非常规成功开发经验的启发，致密油水平井长度不断增加(1 500～2 000 m)，最长达到3 035 m，因此如何优化长水平井体积压裂设计模式，实现提高单井产量、降低递减的目标，亟需加大技术攻关与试验。

二、前期水力裂缝特征认识

1.大型物模实验

采用长宽高为1 m×1 m×1 m的致密油天然露头岩样开展大型物模实验[3]，共开展了4块岩心实验，实验结果显示3块岩心以单一主裂缝为主，仅1块观察到较复杂的裂缝系统。……