引用本文
李晨, 徐声驰, 胡晓玲, 李胜, 李弘林, 马军. 地质工程一体化快慢循环迭代技术体系在难动用储量开发中的应用[J]. 录井工程, 2026,37(2): 66-76.
LI Chen, XU Shengchi, HU Xiaoling, LI Sheng, LI Honglin, MA Jun. Application of geology-engineering integration fast and slow loop iterative technology system to the reserves that are hard to put into production[J]. Mud Logging Engineering, 2026,37(2): 66-76.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2026.02.009  
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地质工程一体化快慢循环迭代技术体系在难动用储量开发中的应用
李晨①, 徐声驰①, 胡晓玲①, 李胜②, 李弘林①, 马军③
①中国石油西部钻探地质研究院
②中国石油新疆油田公司玛湖勘探开发项目部
③中国石油西部钻探井下作业公司

作者简介：李晨 高级工程师,1988年生,2014年毕业于长江大学地质学专业,现在中国石油西部钻探地质研究院从事录井解释评价、油气藏综合地质研究工作。通信地址：834000 新疆克拉玛依市南新路2号西部钻探地质研究院。E-mail：405633005@qq.com

收稿日期: 2026-04-28
摘要

针对我国难动用储量开发中储层非均质性强、工程条件复杂等难题,基于地质工程一体化快慢循环迭代理论,构建了“智能化+多元化”三维地质建模与动态技术体系。该体系通过慢循环（地质建模与方案设计）与快循环（钻井施工与压裂实施）的实时数据互馈与动态迭代,实现了地质认识与工程执行的协同优化。关键技术包括：①基于深度学习的全息拓频断裂识别技术;②“旋转导向+螺杆”复合钻井提速模板;③“密集切割+CO2蓄能”差异化压裂工艺。在新疆油田D 13区块应用中,钻井周期由133 d缩短至60 d,复杂时效低于1.8%,单井估算最终可采储量（EUR）达4.3×104 t,实现难动用储量经济开发。该成果为非常规油气藏智能开发提供了理论方法和技术模式,对保障国家能源安全具有指导意义。

关键词: 地质工程一体化; 快慢循环迭代; 断缝体表征; 钻井提速; 难动用储量; 甜点
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Application of geology-engineering integration fast and slow loop iterative technology system to the reserves that are hard to put into production
LI Chen①, XU Shengchi①, HU Xiaoling①, LI Sheng②, LI Honglin①, MA Jun③
① Geological Research Institute of XDEC,CNPC,Karamay,Xinjiang 834000,China
② Mahu Exploration and Development Project Department,PetroChina Xinjiang Oilfield Company,Karamay,Xinjiang 834000,China
③ Downhole Service Company of XDEC,CNPC,Karamay,Xinjiang 834000
Abstract

In response to the challenges faced in the reserves that are hard to put into production in China,such as strong reservoir heterogeneity and complex engineering conditions,a "intelligent+diversified" 3D geological modeling and dynamic technology system has been constructed based on the fast and slow loop iterative theory of geology-engineering integration. This system achieves the collaborative optimization of geological understanding and engineering execution through the real-time data mutual feedback and dynamic iteration between the slow loop （geological modeling and conceptual design） and the fast loop （drilling construction and fracturing implementation）.Key technologies include holographic spread-spectrum fracture identification technology based on deep learning,"rotary steering+screw" composite drilling speed-up template and "dense cutting+CO2 energy storage" differentiated fracturing process. In the application of block D 13 in Xinjiang Oilfield,the drilling cycle has been shortened from 133 d to 60 d,with a complex time efficiency of less than 1.8%. The estimated ultimate recovery （EUR） of a single well has reached 4.3 × 104 t,achieving economic development of reserves that were hard to put into production. This achievement provides theoretical methods and technical models for the intelligent development of unconventional oil & gas reservoirs,and it has guiding significance for ensuring national energy security.

Keyword: geology-engineering integration; fast and slow loop iteration; break joint body characterization; drilling speed-up; hard to put into production reserves; sweet spot
0 引言

目前我国油气藏开发普遍面临前期开发效率偏低、后期开发潜力受限的问题[1]。以新疆油田为例, 其难动用储量规模达10.28× 108 t, 且储层普遍存在低渗、高压等特征, 常规开发技术经济性较差。随着国内能源需求持续增长及稳产保供压力加大, 如何通过水平井钻完井、体积压裂改造、注气吞吐等技术手段实现难动用储量的经济开采[2], 已成为当前油气田开发领域亟待解决的关键难题[3]。特别是在“ 双碳” 目标背景下, 提升难采储量动用率对保障国家能源安全具有重要战略意义。

在应对难动用储量开发效益不达标问题过程中, 多层合采完井技术、加密钻井、酸化处理等传统方法面临显著局限[3, 4, 5]：①储层非均质性强, 渗透性低导致开采效率低, 技术经济性不足; ②高密度压裂易引发地层污染或微地震, 难以兼顾效益与环保。针对难动用储层开发面临的低渗透性、强非均质性及复杂缝网系统等挑战, 本文以新疆油田D 13区块为例, 进行难动用储量效益开发研究。该区块位于玛湖凹陷玛东斜坡, 目的层为三叠系百口泉组, 属构造-岩性双重控制的异常高压低饱和油藏, 综合评价为Ⅰ 类油藏。受复杂地质条件、高单井投资及低内部收益率影响, 该区块一度未能纳入效益建产序列。作为西部钻探与新疆油田的首个风险合作区块, 通过构建快慢循环迭代的地质工程一体化开发技术体系[6], 为该区块效益开发提供技术支撑。

地质工程一体化快慢循环迭代技术体系是一种动态优化范式, 其核心在于构建“ 慢循环” 与“ 快循环” 协同运行的闭环架构。其中, 慢循环侧重于地质力学与油藏模型的系统性建模与开发策略优化[8], 追求认识的精准性; 快循环则聚焦于实时数据驱动的工程执行与瞬时决策[6, 7], 追求作业的高效性。二者相互驱动, 动态耦合：慢循环为快循环提供精准的地质依据与方案设计, 快循环产生的海量实时数据反向输入慢循环, 驱动模型持续校正与升级, 使其无限逼近地下真实情况[9]。这种地质与工程的动态耦合迭代, 实现了从微观储层表征到宏观开发方案制定、从瞬时作业到全生命周期管理的无缝衔接, 为非常规油气资源的高效开发提供了关键技术支撑。本文基于该技术体系, 系统阐述慢循环与快循环的技术路径及其迭代闭环机制, 并通过在D 13区块的应用实践验证该技术体系的有效性。

1 地质工程一体化慢循环技术体系构建

地质工程一体化慢循环是针对复杂油气藏构建的地质建模与方案优化体系。该体系通过多学科地质信息的深度融合与精细解释, 建立对地下储层及其力学性质的三维定量认知, 为井位部署、水平井轨迹设计与压裂方案制定提供精准的地质依据。在其技术体系构建中, 以多尺度裂缝识别与甜点表征技术[10]为核心, 依托地震资料自适应频带分解与深度学习超分辨率重建技术[11], 显著提升小尺度断层与隐蔽储层的识别精度[12], 并结合深度迁移学习与四小成图技术, 突破微构造与微断裂的识别极限[13], 为优化井网部署提供支撑。在甜点表征环节, 通过岩石物理驱动的叠前地震反演与三维地质力学建模, 建立储层品质指数与流动单元指数评价体系。在此基础上, 融合随钻测井、微地震监测与实时压裂数据, 实现水平井轨迹与压裂方案的协同优化与动态调整。

1.1 复杂断裂智能识别技术

D 13区块位于准噶尔盆地玛湖凹陷玛东斜坡与盐北凸起上, 构造呈北东抬升、南西下倾的特征, 局部发育鞍部构造。受海西晚期和印支早期构造运动的叠加影响, 研究区发育规模性天然断缝体, 其目的层百口泉组断裂在地震剖面上多表现为同相轴扭动及细微错断, 深部发育多条通源断裂; 百口泉组以上的中浅层断裂则以小断距正断层及由走滑成因形成的逆断层为主, 导致研究区断缝体样式复杂多样。断缝体既是致密砂砾岩油气藏富集的主要因素, 又是钻井风险防控及储层精准改造的关键因素, 其精细刻画成为制约油气效益开发的技术难点。

针对D 13区块构造精细刻画难题, 本研究采用自适应频带分解与高精度谱均衡技术, 结合压缩感知理论与深度学习超分辨率重建算法, 拓展地震频段（覆盖范围10~65 Hz）, 并对不同频段的地震资料进行纵、横向分辨率全息拓频, 深度挖掘地震信息, 提升小尺度断层内幕精细化解释（图1）。在此基础上, 引入基于似然体的两步断裂增强滤波算法：第一步, 采用方向梯度约束的非局部均值滤波, 有效压制随机噪声并保持断层边缘的几何特征; 第二步, 结合改进的Hessian矩阵特征值分析与概率断层检测, 增强断裂响应, 优化断层边界连续性, 突出断层边界清晰度, 并降低解释多解性, 为断层封闭性评价、裂缝网络建模及油气运移路径分析提供高可靠性的地震数据支撑。

图1 D 13区块断裂解释前后成果对比

进一步构建多源数据融合的智能裂缝表征系统, 整合岩心CT扫描、电成像测井、宽方位地震各向异性及工程动态等多源数据, 利用高精度似然体、机器学习等新一代断裂表征技术精细刻画小尺度断裂, 揭示区块断缝体的空间展布特征[14, 15, 16], 实现了断距5~10 m级微断裂的精确识别, 并首次建立了区块断缝体“ 优势走向-垂向分层-簇状富集” 的三维分布模型。基于裂缝发育概率模型, 对DaHW 1511井5 116 m附近高风险段提前预警（预测吻合率95%）; 据此优化钻井液流变参数, 结合自适应堵漏工艺, 漏失复杂时率降至5%（邻井均值12%）, 机械钻速提升18%。

1.2 多元化迭代甜点表征及预测

1.2.1 多参数约束的油层定量识别标准建立

基于研究区测井数据与试油资料分析, 建立多参数约束的油层定量识别标准, 即电阻率（Rt）≥ 23 Ω · m、孔隙度（ϕ ）≥ 8.4%、含水饱和度（Sw）< 57%（图2）。在此基础上, 采用纵横波速度比（Vp/Vs）与纵波阻抗（Ip）双参数协同反演技术（图3）, 通过测井-地震联合约束反演, 精确刻画了储层空间展布特征。研究结果表明, 优质储层具有“ 低Vp/Vs、中低Ip” 的典型地球物理响应特征, 主要富集于D 131-D 15井区, 储层平均厚度达15.8 m, 平均孔隙度12.3%, 含油饱和度65.2%, 展现出良好的储集性能和含油性, 为该区优质储层预测与开发井位部署提供了重要依据。

图2 D 13区块百口泉组电阻率与孔隙度交会图

图3 D 13区块地震反演解释图板

1.2.2 甜点定量表征与地质力学建模技术

采用岩石物理驱动的高精度叠前地震反演技术, 通过纵波阻抗（Ip）、横波阻抗（Is）和密度（ρ ）等多参数联合反演, 构建了岩性概率体、孔隙度体、渗透率体及含油饱和度体等关键属性模型（图4）。基于三维地质统计学模拟结果, 通过建立储层品质指数（RQI）和流动单元指数（FZI）双参数评价体系, 定量刻画优质储层空间展布特征。研究结果表明, Ⅰ 类地质甜点区主要分布在构造高部位, 具有“ 孔隙度> 12%、渗透率> 5 mD、含油饱和度> 60%” 的显著特征, 为水平井轨迹优化提供了可靠的地质依据。同时, 基于岩石力学实验及测井解释成果, 建立了三维地质力学参数模型, 包含杨氏模量（20~35 GPa）、泊松比（0.18~0.26）及脆性指数（45%~65%）等关键参数。通过该模型成功指导DaHW 1521井钻井参数优化, 并为体积压裂设计提供依据, 现场施工效率提高35%, 初产增加42%, 实现了地质工程一体化高效开发。上述技术实现了从地震属性到储层参数的定量转换, 显著提高了甜点预测精度。

图4 D 13区块百二段基于高精度叠前地震反演技术的关键属性模型

1.2.3 “ 源-储-缝” 三元控藏甜点预测技术

通过优势沉积微相占比、有效孔隙度、含油饱和度等多项关键参数的定量表征, 建立了基于“ 油源断裂距离-沉积特征-储集能力-渗流能力-产能效果-断缝体-脆性指数-地应力” 多参数协同的地质工程甜点分级评价体系（表1、表2）。评价结果表明：甜点分布受储层、断缝多元参数控制：Ⅰ 类甜点区（18.46 km² ）主要分布于构造高部位, 具有“ 厚层-高孔-高渗” 特征; Ⅱ 类甜点区（18.37 km² ）呈环带状展布, 储层物性中等; Ⅲ 类甜点区（22.72 km² ）以薄互层为主; 各类甜点区域均发育断缝体, 其发育区面积11.46 km² , 沿主断裂呈簇状分布（图5）。在上述定量评价基础上, 基于沉积动力学与成藏耦合分析, 建立了“ 源-储-缝” 三元控藏甜点预测技术, 即采用沉积过程数值模拟重建优势砂体展布、通过成藏动力势能分析确定油气优势运聚路径、结合构造应力场反演预测裂缝发育区。应用该技术指导部署5口评价井, 优质储层钻遇率达92%, 较传统方法提高35%, 为研究区效益开发提供了可靠依据。

表1 D 13区块地质甜点分级评价体系
表2 D 13区块工程甜点分级评价体系

图5 D 13区块百口泉组油藏地质工程甜点分区

1.3 多信息融合迭代黄金靶体追踪

基于高精度三维地质建模成果, 采用多参数协同优化方法进行水平井轨迹设计。通过分析油层空间展布特征、孔隙度及含油饱和度三维属性体, 在目的层纵向设置3~5个关键控制点, 建立地质导向约束条件。运用改进的粒子群优化算法, 以储层品质指数作为目标函数, 在三维空间中自动寻找最优轨迹路径, 追踪黄金靶体、确保水平段穿行于最优储层段（厚度> 6 m）。同时, 结合随钻岩屑元素、矿物分析数据及气测数据, 优选元素物性指数、矿物脆性指数及气测指数建立随钻储层评价标准（表3）, 指导模型优化及轨迹实时调整。该技术使水平井储层钻遇率提升至93.5%, 较常规设计方法提高12%, 单井控制储量增加20%以上, 为薄层、低渗透层等复杂油气藏的高效开发提供了可靠的技术支撑。

表3 D 13区块百口泉组储层分类评价标准

以DaHW 1512井为例, 该井钻进至4 800 m附近, 实测井斜90° , 岩性褐灰色泥质粉砂岩, 自然伽马70 API, 电阻率11 Ω · m, 探边工具显示局部倾角0° ~0.5° 下倾。元素曲线交会显示, 入靶后储层顶部的钾与钠元素交会特征为锯齿状、包络面面积较大（层段①、③特征相似）, 判断触顶, 与模型预测轨迹靠顶一致, 按照2.5° 狗腿降斜至88.5° ~89° 钻进后电阻率回升（图6）。钻中及钻后基于钻、录、测资料及时更新迭代地质模型, 优化后续轨迹。DaHW 1512井完钻后, 利用更新后的模型指导DaHW 1513水平井钻进, 最后设计和实钻基本一致, 录井砂砾岩钻遇率97%。

图6 DaHW 1512井XRF元素轨迹分析图

1.4 地质工程一体化压裂方案设计

基于地质工程一体化研究思路, 本研究采用多参数协同优化方法, 揭示了影响非常规储层产能的关键控制因素。通过建立储层质量综合评价体系, 首次明确了地质品质、完井质量和改造效果的三元耦合控产机制, 其中储层物性参数、应力干扰因子（< 0.35）及改造可塑性指数（> 0.6）为核心评价指标。据此形成了“ 三维品质定段、井筒品质定簇” 的立体优化技术, 即采用地质统计学反演与机器学习算法融合, 实现地质甜点与工程甜点的三维定量表征; 综合井径变异系数（< 12%）、水泥环胶结指数（> 0.8）等参数, 构建井筒质量指数评价模型, 通过TOPSIS多准则决策确定最优簇位置。现场试验表明, 该技术使单段采油指数提升38%~45%, 预测最终采收率增幅达22%~28%, 为低渗透储层完井设计提供了创新方法。

在优化方法基础上, 通过三维地质力学建模与离散裂缝网络-有限元法耦合（DFN-FEM耦合）模拟[17], 结合测井解释、岩心测试及地震反演数据, 准确识别优质储层展布特征及物性变化规律。根据钻后轨迹评价对水平井差异化压裂进行指导, 建立了基于钻后轨迹评价的水平井差异化压裂设计标准（表4）, 即针对高渗储层段采用大排量、大砂量改造策略, 对低渗段则实施“ 密切割+小液量” 优化方案。综合考虑井眼轨迹与储隔层空间关系, 通过三维地应力场模拟优化射孔方案, 依据应力阴影效应合理调整段簇间距, 确保改造措施与储层地质条件相匹配。针对储层非均质性特征及产能提升需求, 采用数值模拟技术优化人工裂缝扩展形态, 在底出段应用定向射孔工艺, 有效改善近井筒裂缝起裂效果, 实现储层的充分改造。该技术方法体系在保证施工安全的前提下, 显著提高了裂缝网络的复杂程度与改造体积, 使单井产能提升15%~25%, 为后续立体开发奠定了工程基础。

表4 基于钻后轨迹评价的水平井差异化压裂设计标准

基于地质工程甜点分级评价成果（表1、表2）, 构建了“ 双甜点耦合” 的立体开发模式。在分段设计方面提出三重控制标准, 即段间最小水平主应力梯度差< 2 MPa（确保均匀起裂）、簇间渗透率变异系数< 1（段均值2倍以内）、孔隙度极差< 3%（保障改造均匀性）。平台层面采用“ Z型” 交错布缝模式, 将邻井缝网干扰风险降低60%。通过三维缝控甜点评价技术, 构建了包含12项地质和工程参数（孔隙度、脆性指数、应力差等）的甜点指示属性体, 实现压裂方案实时优化。具体参数设计为：Ⅰ 类段采用大排量（16 m3/min）+高砂比（25%）改造, Ⅱ 类段应用暂堵转向（暂堵剂浓度10%）提升复杂缝网程度。现场实施效果显示, 缝控储量动用程度提升40%~50%, 单井估算最终可采储量（EUR）增加25%~30%, 形成了适用于超低渗透储层的体积压裂技术规范。

2 地质工程一体化快循环技术体系构建

地质工程一体化快慢循环迭代流程是一种创新的智能化油气田开发优化方法, 通过构建慢循环（深度分析）与快循环（实时响应）协同运行的双循环机制[6, 7, 8], 实现全生命周期的高效开发决策。其中, 快循环基于边缘计算和实时数据（如随钻测量、井下视频等）实现分钟级响应, 通过自适应算法动态优化钻井参数、二开堵漏技术及构建钻井提速模板, 确保井下作业安全高效。

2.1 钻井参数优化

基于地层压力系统精细评价与井壁稳定性分析（坍塌压力当量密度0.85~1.05, 破裂压力当量密度1.55~1.75）, 结合体积压裂工艺对大排量（12~16 m3/min）、大液量（≥ 3 000 m3/井）的技术要求, 创新设计了小三开井身结构优化方案。采用多参数耦合分析方法, 通过有限元数值模拟对比评估不同规格套管的力学性能, 结果表明直径177.8 mm技术套管在60 MPa环空压力下仍能保持良好完整性, 完全满足大规模压裂需求。优化方案将技术套管下深精确控制在克拉玛依组上亚组底部稳定泥岩段（厚度> 30 m, 声波时差< 65 μ s/ft, 1 ft=0.304 8 m）, 较常规结构减少一层套管, 节省钻井周期7~10 d, 同时将压裂施工成功率提升至95%以上。现场应用数据显示, 该技术使单井压裂效率提高35%, 为实现深层致密油气藏高效开发提供了有效的工程技术方案。

围绕“ 一趟钻” 高效作业理念, 构建了钻井参数智能调控系统, 实现钻进参数的实时优化调整。建立了包含3个层级的协同管理机制：①地质工程协同组负责地层特性评价与钻具组合优化; ②智能决策中心（EISC）依托机器学习算法进行风险预判; ③现场执行团队实施精细化参数调控。在D 13区块的实践应用中, 该体系使平均机械钻速提升40%以上, 非生产时间占比降至1.2%以下, 并创下单趟钻进尺1 526 m的施工纪录, 为深井快速钻进提供了标准化作业模式。

运用三维地质力学建模与压裂干扰模拟技术, 通过时变有限元分析揭示了多井压裂诱发的地应力场演变规律（主应力方向变化15° ~25° , 应力扰动范围350 m左右）。结合裂缝网络特征（密度大于3条/m, 优势走向NE 60° ± 10° ）, 建立了“ 空间-时序” 双维度调控方法：①基于应力场演化特征优化钻井顺序, 采用外扩式批钻方案; ②配合智能暂堵技术, 实施交错式压裂作业（井间作业间隔48 h以上）。现场应用结果表明, 该技术使井间干扰效应降低60%以上, 施工压力波动范围缩减至12%以内, 井下复杂情况发生率控制在1.5%以下, 单井最终采收率提升15%~20%, 为致密油藏高效开发提供了应力场管理策略。

2.2 二开堵漏技术优化

D 13区块二开中浅层井漏位置大多无明显裂缝特征, 以渗透性漏失为主。八道湾组以上地层, 控制当量循环密度（ECD）< 1.20, 白碱滩组调整当量循环密度< 1.17, 可有效抑制井漏发生, 且井漏后一次堵漏成功率较高, 提钻阻卡情况可控。应用表明, 单井损失时间较历史井降低89%, 漏失量减少91%。形成了针对中浅层渗透性漏失故障的循环ECD防漏技术, 减少井漏复杂。

研究区7井次固井质量不合格, 声波测井显示水泥浆漏失层位均为八道湾组。分析认为, 八道湾组发育煤层及大段砂岩, 地层承压能力低, 加之钻井液性能及施工排量影响水泥浆上返高度所致。通过调整浆柱结构、优化钻井液性能, 形成针对中完固井不合格的水泥浆柱结构优化技术, 有效提高了固井质量。固井不合格具体原因分析：①八道湾组存在煤层和大段砂岩, 地层承压能力低, 水泥浆上返至设计位置难度大; ②固井施工前发生井漏, 钻井液性能无法调整是导致封固段幅值高的原因; ③施工排量过高, 造成井底ECD偏高。优化改进措施：①保证返高的前提下提高顶替效率; ②调整浆柱结构, 防止冲垮井壁导致井漏; ③水泥浆量附加15 m3; ④优化防漏水泥浆的粒径及颗粒搭配, 使用蛭石和刚性堵漏剂（JXD）复配; ⑤变排量施工, 按照环空返速为0.8 m/s进行施工, 最后20 m3降排量至10 L/s, 降低井底ECD, 规避漏失风险。

2.3 钻井提速模板构建

本研究通过整合高性能油基钻井液（密度窗口0.05 g/cm³ ）、造斜段旋转导向系统（钻速提升35%~40%）、水平段高效螺杆（机械钻速12~13 m/h）和精密控压钻井（压力波动< 0.3 MPa）等关键技术, 形成了一套高效率的钻井提速模板。通过地质工程一体化智能决策系统实时调控钻井参数（钻压波动< 5 kN, 转速偏差< 3 r/min）, 在DaHW 1546井应用中取得突破性成果：完井周期缩短至85 d（较设计提前32 d）, 机械钻速提升45.2%, 米进尺成本降低23%。其中, 旋转导向造斜段日进尺达58 m, 较常规方法提升160%, 水平段螺杆单趟钻进尺1 362 m, 为区块最高纪录; 控压钻井井径扩大率控制在8%以内, 达到行业领先水平。

针对大偏移距井的特殊需求, 研发了“ 三段式” 复合钻井模式：直井段高速钻进、造斜段旋转导向精准造斜（造斜率（4° ~6° ）/30 m）、稳斜段常规螺杆稳斜。通过优化井眼轨迹设计和钻具组合配置, 在8口试验井施工中取得显著成效：复杂时效降至4.29%（较历史最优降低13.59%）, 平均机械钻速28.6 m/h（提升36.57%）, 中完作业周期5.2 d（缩短46.14%）。特别是在偏移距施工段, 通过旋转导向工具（转速180~220 r/min）与高效PDC钻头（16° 攻击角）的优化匹配, 实现机械钻速提升366.67%, 单井节约钻井周期7~9 d, 为丛式井组开发提供了创新解决方案。

在复杂结构井施工方面, 应用“ 旋转导向侧钻+造斜” 复合技术体系, 采用高造斜率旋转导向工具（8° /30 m）配合16刀翼PDC钻头, 创下单趟钻进尺1 300 m的区块纪录。2口斜导眼试验井均实现“ 一趟钻” 完钻目标, 造斜段侧钻一次成功率100%, 其中DaHW 1518井实施“ 旋转导向侧钻+造斜” 复合工序一趟钻施工, 实施效果显著：平均施工周期7.14 d, 机械钻速6.48 m/h（提升26.56%）, 各项指标全面超越预期。通过优化钻具组合和施工参数（钻压40~60 kN, 转速180~220 r/min）, 该技术为复杂结构井经济高效开发建立新标准提供了依据。

2.4 复合压裂模式构建

本研究创新性地采用“ 拉链式+同步压裂” 复合压裂模式, 显著提升了工厂化作业效率。在1#和2#平台实施拉链式压裂过程中, 通过优化作业流程和设备调度, 实现了日均3.5段的压裂效率。进一步在3#平台部署双套2000型压裂车组进行同步压裂作业, 采用双井同步射孔与交替加砂工艺, 将施工效率提升至4.2段/d, 较传统模式提高85%。该技术体系包含3项关键创新：①研发了高精度压力监测系统, 将井间干扰系数控制在0.15以下; ②开发了智能压裂液分配装置, 确保双井排量平衡误差小于0.3 m3/min; ③应用量子通信技术, 实现双机组协同控制延迟低于50 ms。

针对致密储层改造需求, 在DaHW 1513井开展了小簇间距高强度加砂压裂试验。通过采用单段3簇、簇间距15 m的加密切割射孔方案, 配合1.8 m3/m的加砂强度, 实现了储层的高效改造。试验中采用高密度射孔（16孔/m）与低粘度滑溜水（3~5 mPa· s）组合, 显著增加了裂缝分支数量（提升40%）。试验结果显示：改造体积（SRV）扩大35%, 近井导流能力提升60%, 预计峰值日产增加2 t/d（增幅25%）, 单井EUR提高0.4× 104 t（增幅22%）。该技术将裂缝波及系数从0.45提升至0.68, 有效支撑缝长增加28 m, 投入产出比达1∶ 3.8, 具有显著的经济效益和推广价值。

针对不同类型储层特征, 开展了CO2前置压裂工艺差异化试验。在Ⅰ 类储层区DaHW 1313井实施液态CO2前置蓄能压裂, 利用CO2相变产生的体积膨胀效应（膨胀系数5.8倍）补充地层能量, 使压裂后流压下降速率减缓62%, 见油周期缩短至3 d, 峰值日产达28 t, 较邻井提高45%（图7）。在Ⅱ 类储层区采用CO2泡沫前置压裂, 利用泡沫暂堵效应增加裂缝复杂度, 分支裂缝增加3.2条/m, 压裂后压力水平保持在82%左右, 日均产油15 t。试验证实CO2前置技术具有三重优势：①维持地层能量, 压力递减率降低40%; ②改善原油流动性, 粘度降低28%; ③提高裂缝导流能力, 支撑剂嵌入深度减少45%。通过CO2前置技术累计增油1.2× 104 t, CO2利用率78%, 实现了增产与碳封存的双重效益。

图7 D 13区块CO2增能前后压裂缝网模拟结果对比

2.5 压裂实施后生产动态分析

基于压裂干扰动态监测结果, 深入研究了井间压裂窜扰规律及其地质成因机制。以D 13区块为例, 2025年10口压裂作业井共诱发邻井压力响应24井次, 干扰距离范围400~4 440 m。D 13区块生产井组的监测数据显示, 7口生产井均出现明显的压裂干扰响应, 累计记录有效干扰信号21井次, 压力波动幅度15.4~28.7 MPa（平均22.3 MPa）。深入分析后发现, 干扰分布与隐伏断裂系统存在显著关联性：①地震各向异性分析识别的26条次级断裂中, 21条（占比80.8%）位于干扰影响区内; ②处于断裂交汇带的平台区域（断裂密度4.2 条/km2）, 其压裂复杂事件发生率较背景值高出38%~42%; ③影响半径超2 000 m的大范围干扰区与预测断裂带吻合度达90%以上。

通过系统分析新投产井动态生产数据, 评估了地质工程一体化技术的应用效果。D 13区块8口新投产水平井（平均水平段长1 180~1 220 m）的生产特征表现为：初期平均单井日产油3.7~4.1 t, 综合含水率94.5%~95.3%, 呈现典型的水驱开发特征。与邻区老井生产动态对比发现：①新井平均排液周期较老井缩短40%~44%（老井平均排液周期68~72 d）; ②老井稳产期单井产油10.5~10.9 t/d, 综合含水率86.8%~87.4%, 产能优势显著; ③新老井含水率差异（7.6%~8.0%）反映出储层较强的非均质性。深入分析表明, 新井产能偏低的主要原因是实际改造体积（SRV）较设计值减少23%~27%, 以及井间干扰影响。为此提出工艺优化方案：将射孔簇间距由20 m调整为14~16 m, 每段暂堵转向次数由1次增加至2次。这些跟踪分析结果为开发方案调整提供了科学依据, 证实了地质工程一体化在井位部署方面的有效性, 同时揭示了压裂工艺参数需要进一步优化改进的方向。

3 应用效果分析

基于上述地质工程一体化快慢循环迭代流程, 研究构建了“ 实时响应-深度优化” 的双循环协同机制。慢循环依托多物理场耦合模型与LSTM深度学习网络, 每周更新地质力学参数并优化压裂段簇设计, 使储层钻遇率提升至93.5%。快循环通过边缘计算平台集成随钻测量、井下视频等实时数据流, 采用自适应控制算法实现现场钻井参数分钟级动态调整（如DaHW 1511井轨迹纠偏响应时间≤ 8 min）, 水平井入靶误差稳定控制在1.5 m内; 快慢双循环通过实时数据交互形成闭环反馈, 整体推动钻井效率提升40.2%, D 13区块平均完井周期由133 d压缩至60 d, 其中DaHW 1511井以37.09 d创钻井周期提速45.2%的纪录。

在压裂改造方面, 通过8口水平井的固井桥塞+射孔联作工艺试验, 结合慢循环输出的“ 双甜点” 地质力学模型, 形成差异化压裂方案。试验表明：采用CO2前置增能配合30~50目树脂砂支撑剂时, 单井日均压裂效率达4.2段（较传统工艺提升67%）, 施工复杂率降至0。EUR预测显示, 2022-2024年实施的15口井平均EUR稳定在（4.31± 0.25）× 104 t, 其中2024年实施井的平均EUR为4.33× 104 t, 较方案目标提高7.4%, 证实双循环机制对产能建设的持续优化作用。

通过快慢循环技术体系的时空尺度耦合, 断裂识别精度由10 m优化到5 m、钻井复杂时效由3%降至1.8%以下、压裂施工效率由3段/d升至4.2段/d, 关键指标实现了阶梯式提升, 为非常规油气藏数字孪生开发提供了可复制的技术思路。

4 结论

本研究基于地质工程一体化快慢循环迭代理论, 针对新疆油田D 13区块难动用储量开发难题, 构建了多尺度断缝体三维地质建模与动态优化技术体系, 取得以下创新性成果：

（1）提出了“ 地震-地质-工程” 多信息融合的甜点立体评价方法, 采用高精度似然体、机器学习等新一代断缝体表征技术, 实现了断距5~10 m级微断裂的精确识别和Ⅰ 类甜点区18.46 km² 的精准圈定, 水平井储层钻遇率达93.5%。

（2）建立了“ 地质可采性-工程可控性-经济可行性” 三维协同优化机制：慢循环构建包含12项地质力学参数的三维模型（杨氏模量20~35 GPa、泊松比0.18~0.26、脆性指数45%~65%）; 快循环实现钻井参数分钟级优化（钻压波动< 5 kN）, 使平均钻井周期从133 d缩短至60 d。DaHW 1511井创37.09 d区块记录。

（3）创新形成差异化体积压裂技术体系, 基于“ 三维品质定段、井筒品质定簇” 原则, 采用“ 三段式” 改造策略（限流射孔+暂堵转向+定向射孔）, 使单井EUR达4.33× 104 t, 较设计目标提高7.4%。CO2前置压裂试验结果表明：压力递减率降低40%, 原油粘度下降28%, 支撑剂嵌入深度减少45%。

现场应用表明, 该技术体系使区块开发效益显著提升：造斜段钻井效率提高160%, 压裂作业施工效率达4.2段/d, 预测累计增油1.2× 104 t。研究证实, 地质工程一体化快慢循环迭代机制通过实时数据驱动与系统优化的动态平衡, 可有效解决低渗致密储层“ 钻不快、压不开、采不出” 的技术瓶颈, 为同类油气藏效益开发提供了可复制推广的技术思路。

编辑 唐艳军

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