吳 令，王 林，趙欽瑞

（中國石油化工股份有限公司江蘇油田分公司試采一廠，江蘇江都 225265）

根據(jù)FERC（美聯(lián)邦能源管制委員會）制定的油藏滲透率界定標準劃分，地層平均滲透率μ≤50 mD為低滲透油藏。其中，10 mD＜μ≤50 mD為一般低滲透油藏，1 mD＜μ≤10 mD為特低滲透油藏，μ≤1 mD為超低滲油藏，特、超低滲透油藏屬于致密油藏范疇，一般、特低滲透屬于泥頁巖油藏范疇。盡管泥頁巖油藏物性略好于致密油藏，但其儲層塑性較強，壓裂造縫效果往往不可控，且穩(wěn)定性較差，因而其儲層改造難度亦較大。

1 壓裂應(yīng)用

2012年至2013年初，油田共實施壓裂32井次，其中泥頁巖油藏壓裂6井次，占總施工井的19%，油田首次進入非常規(guī)泥頁巖油藏改造領(lǐng)域。儲層平均孔隙度8.96%、平均滲透率16.14 mD、平均油層中深3 610 m，儲層物性差、埋深大。

油田泥頁巖油藏壓裂基本處于空白狀態(tài)，初步使用常規(guī)壓裂模式實施改造，在多口井一系列的現(xiàn)場應(yīng)用中，摸索出適合油田泥頁巖油藏的壓裂之路。主要是（1）用小型壓裂試探驗證地層；（2）增大前置液用量，利用段塞砂粒在地層微裂縫中的鋪置，降低壓裂液在微裂縫的濾失，穩(wěn)固裂縫壁面，延伸主裂縫；（3）利用前置液高流速、壓力的噴射作用，對炮眼及近井地帶打磨，有效降低施工摩阻；（4）控制施工砂比及砂比提升幅度，降低砂堵幾率；（5）采用“兩高三低”優(yōu)質(zhì)壓裂液體系，適應(yīng)地層苛刻條件，提高施工成功率。

2 效果分析

2.1 區(qū)塊增油效果

區(qū)塊低滲透油層增油效果一般優(yōu)于致密油層，致密油層增油效果優(yōu)于泥頁巖油層（見表1）。

表1

表2

2.2 井深增油效率

油層中深3 000 m內(nèi)的井措施有效率達100%，3 000 m以上的井措施有效率只有80%，隨著井深的增加，管柱施工摩阻加大，地層的應(yīng)力增大，施工難度逐漸增大。從增油的貢獻度來看，1 800～2 500 m、2 500～3 000 m這兩個層段的井措施后增油量占到66%。

3 認識評價

3.1 泥頁巖油藏壓裂三個階段

（1）第一階段嘗試未獲成功，L38-1僅加砂1.9 m3，而且欠頂0.6 m3砂，第一次接觸非常規(guī)地層，對其特性有了一定了解，為后續(xù)非常規(guī)地層壓裂開辟了道路。

對于新井壓裂，其地層破裂壓力系數(shù)不是很清楚，在設(shè)計施工方案時借用該地區(qū)的相近區(qū)塊的壓力系數(shù)存在不足，導致設(shè)計施工參數(shù)不能滿足實際施工的要求從而引起砂堵。從壓裂前置液的施工數(shù)據(jù)來看最高壓力73 MPa，最低壓力68 MPa，壓力降幅僅5 MPa，而參考其它成功壓裂井的壓力降幅均在10 MPa以上，針對這種情況應(yīng)增開壓裂車組，提高施工的排量以達到地層的破裂壓力。在前置液的小型壓裂的設(shè)計中砂比提高的過快，應(yīng)降低小型壓裂的砂比既可以利用壓裂砂在地層微裂縫中的鋪置，降低壓裂液在地層的濾失，同時可降低壓裂施工中小型壓裂時就出現(xiàn)砂堵的風險，建議小型壓裂的砂比保持在5.0%比較合適。

（2）第二階段實施取得進展，L38-2加砂量提高到了10.7 m3，進一步掌握了非常規(guī)地層特性，為后面的壓裂施工拓展了道路。本壓裂層段泥巖含量較高，平均在30%，相對常規(guī)地層約高出5%～10%；砂巖含量在58%。近期壓裂的幾口類似油井反映出一個趨勢，儲層泥質(zhì)含量達到25%以上，壓裂施工進行受到的影響較大，且地層泥巖含量越高這種影響就越大。如Y38-1第一次壓裂的E2d1段24號層（3 709～3 717 m）泥巖含量25%，Y38探井第一次壓裂的E2d1段57、61-62號層（3 675～3 723 m）泥巖含量29%，L38-1壓裂的 E1f4段39號層（3 648～3 656 m）泥巖含量更是高達38%。

這些井的共同點在于，泥巖含量高，地層塑性強于脆性，塑性占了主導地位，最直接的表現(xiàn)就是，壓裂施工中地層破裂不明顯，幾乎看不出破裂的痕跡，并且在造縫的過程中，裂縫很不規(guī)則，難以預測，裂縫延伸受限、已經(jīng)打開的裂縫隨機閉合，導致裂縫幾何尺寸、空間容量嚴重受到制約。還有一個特點，這些井壓裂段儲層埋深大，本井的儲層埋深更是創(chuàng)造了油田壓裂層段的紀錄，在3 864～3 874 m，地應(yīng)力梯度有所變化，在巨大的上覆巖層及水平應(yīng)力作用下，壓裂造縫更加困難，這是此類井壓裂施工難度大的兩個主要原因。

裂縫壓開后施工泵壓在1.5 min內(nèi)由79 MPa降至62 MPa。壓降為17 MPa，壓降幅度很大，說明地層裂縫形成比較劇烈，且突然出現(xiàn)的裂縫空間很大，流通能力驟增，所以施工壓力快速下落。中孔低滲儲層物性、管柱優(yōu)化共同作用，一定程度上彌補了因埋層深度過大和巖性構(gòu)成較差帶來的先天不足。

加入兩級段塞后壓力升至69 MPa，砂比增加液柱密度增大，地面壓力下降；壓力進而又上升，地層裂縫延伸有限，泵入的壓裂液在較短時間內(nèi)便再次充滿裂縫空間。整個壓裂施工過程，有兩個顯著特點。如果把正式加砂階段也視作段塞的話，那么，本井表現(xiàn)為“四級段塞、三個臺階面”。特點一：這四級段塞之間存在一個關(guān)系，泵壓隨著砂量、段塞級數(shù)的增多而升高，砂量、段塞級數(shù)越多，泵壓升幅就越高。特點二：各級段塞造成的影響累積加深，出現(xiàn)的問題環(huán)環(huán)相扣，逐級泵入一定砂量后，井口壓力反應(yīng)愈發(fā)激烈并逐級抬升，壓力抬升過高過快，使得砂比無法提升，嚴重時加砂被迫中斷，段塞之間替入更多的壓裂液以緩解砂堵帶來的憋壓狀況，而段塞之間的壓裂液過多，裂縫得不到有效支撐的距離就更長，裂縫中部閉合的可能性、閉合的面積就更大，負面影響更深，直接導致后續(xù)加砂困難甚至加不進砂。

表3 聯(lián)38-2儲層巖性與物性數(shù)據(jù)

表4 聯(lián)38-1儲層巖性與物性數(shù)據(jù)

儲層埋深較大，根據(jù)地溫梯度推算壓裂層溫度在130℃，壓裂液的性能受到挑戰(zhàn)，應(yīng)力剪切、高溫降解作用使得壓裂液攜砂能力下降，砂粒沉降，各級段塞發(fā)生不同程度的砂堵，又致使泵入地層的壓裂液在段塞后部停滯，地層得不到及時的降溫，加劇了前端壓裂液的降解，進一步降低了壓裂液的攜砂能力，砂粒沉降速度、沉降量增大，形成惡性循環(huán)。這就要求所使用的壓裂液體系具備更高的性能、更好的穩(wěn)定性和抗剪切能力。

（3）第三階段應(yīng)用獲得成功，L38-5加砂23 m3，意義重大。前期非常規(guī)油藏壓裂失敗的主要原因，是對此類地層的特性了解得不夠深入，掌握得不夠全面，用常規(guī)手段去處理非常規(guī)地層。實踐表明，應(yīng)對非常規(guī)地層，必須要使用非常規(guī)手段。面對泥頁巖含量高的非常規(guī)油藏地層，稍有不慎，必將發(fā)生砂堵導致壓裂施工失敗。所以，壓裂泥頁巖地層時，一定要做到“排量穩(wěn)、壓力準、速度緩、操作平、加砂均”，不能片面追求高砂比，應(yīng)適當增大前置液用量，以保證裂縫通道的順暢、裂縫壁面的穩(wěn)定，為后續(xù)填砂提供良好條件。并采用“兩高三低（高彈力、懸砂性；低稠度、粘度、傷害）”壓裂液，保證了施工的平穩(wěn)有效。

3.2 裂縫監(jiān)測效果分析

為充分研究裂縫形成及走向，油田加大了裂縫監(jiān)測工作量，裂縫監(jiān)測率47%，同比增長27%。裂縫走向方面，有71%的井裂縫方位為北東向90°以下，具體在 74～86°（如 H26-8 與 L7-5）區(qū)間內(nèi)，有 29%的井裂縫方位為北東向90°以上，具體在96～105°（如S25-10與X33-1）區(qū)間內(nèi)。說明各區(qū)塊地層構(gòu)造趨近，應(yīng)力作用相當，具有基本統(tǒng)一的方向性。

裂縫半縫最長 150～160 m（X33-1），最短 90～100 m（X7-3上層），平均半縫長114～124 m；縫高最大45 m（L7-6、LX38），最低 29 m（X7-1），平均縫高 38 m；半縫長與縫高大致比列為3:1，半縫長、縫高與油層埋深基本成正比關(guān)系。

3.3 評價

泥頁巖油藏壓裂能夠成功實施，并可取得一定的效果。同為非常規(guī)油藏，泥頁巖油藏與致密砂巖油藏壓裂的區(qū)別在于，致密油藏側(cè)重于地層是否壓得開，要保持較高的施工壓力；而泥頁巖油藏關(guān)鍵在于裂縫能否固得住，要保持較大的施工排量。就目前掌握的情況來看，其整體效果略低于致密砂巖油藏。

［1］羅英俊.采油技術(shù)手冊［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2005.

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［4］張琪.采油工程原理與設(shè)計［M］.東營:中國石油大學出版社，2000.

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