周立宏 劉學(xué)偉 付大其 李東平 廖興松 張勝傳 柴公權(quán) 趙 敏 田福春 趙玉東 蒲秀剛 劉建峰 尹順利（ 中國石油大港油田公司 ）

0 引言

頁巖油是指存儲于富有機(jī)質(zhì)、納米級孔徑為主的頁巖地層中的非常規(guī)石油資源[1]，頁巖油氣成為最有可能接替常規(guī)石油天然氣的能源[2]。美國在Bakken、Eagle Ford 和Barnett頁巖油勘探開發(fā)中取得突破性進(jìn)展，使得美國本土一大批老油區(qū)重獲新生[3]。美國頁巖油2015年產(chǎn)量高達(dá)2.26×108t，占美國年產(chǎn)原油的50%以上。

美國頁巖油主要產(chǎn)自上古生界—新生界海相泥頁巖地層中[4-5]，構(gòu)造相對穩(wěn)定，有機(jī)質(zhì)豐度高，處于成熟—高成熟階段，脆性礦物以石英為主，頁巖油密度與黏度均較小，氣油比高，可壓裂性好。而中國陸相頁巖油形成條件與北美地區(qū)海相頁巖相比，構(gòu)造復(fù)雜、有機(jī)碳含量低、熱演化程度中等、礦物組成復(fù)雜、氣油比偏低，兩者存在差異[6]。

中國頁巖油勘探開發(fā)技術(shù)起步較晚，各盆地頁巖油發(fā)育特征和地質(zhì)條件差異較大，有效的開發(fā)技術(shù)模式十分有限。東部斷陷盆地已成為中國陸相頁巖油勘探開發(fā)的重點領(lǐng)域[3]，黃驊坳陷滄東凹陷孔二段頁巖油形成條件有利，先期實施的GD1701H井、GD1702H井，從頁巖油可壓裂性研究入手，優(yōu)化形成了具有頁巖油特色的水平井體積壓裂技術(shù)，取得了壓后最高日產(chǎn)原油超過70m3、自噴365天穩(wěn)產(chǎn)20m3的成果[6]，為中國陸相頁巖油革命奠定了重要基礎(chǔ)。

1 孔二段頁巖油儲層地質(zhì)特征

滄東凹陷位于渤海灣盆地中部，是黃驊坳陷的一個次級構(gòu)造單元，夾持于滄縣隆起和徐黑凸起之間（圖1），勘探面積為1800km2，是渤海灣盆地“小而肥”的富油凹陷之一[7-9]。滄東凹陷古近系孔店組孔二段沉積時期為閉塞湖盆，巖性主要為深灰色塊狀泥巖及頁理發(fā)育的油頁巖[10]，有機(jī)質(zhì)類型好、豐度高、演化程度高，埋深為3000～5000m，厚度為250～600m，具有巨大的勘探開發(fā)潛力[11]。孔二段巖性復(fù)雜、非均質(zhì)性強、埋藏深、物性差、原油黏度較高[12-13]，壓裂技術(shù)上更具挑戰(zhàn)性。

1.1 巖石礦物學(xué)特征

滄東凹陷孔二段頁巖油巖石主要由粒徑小于62.5μm的黏土級和粉砂級沉積物組成，礦物成分主要包括長英質(zhì)、碳酸鹽和黏土礦物，脆性礦物高達(dá)75%以上，以長英質(zhì)為主（34%），其次為白云石（26%）和方沸石（14%），黏土礦物含量較低（圖2）。

圖1 滄東凹陷區(qū)域位置圖Fig.1 Regional location of Cangdong sag

圖2 滄東凹陷孔二段頁巖油巖石礦物組成圖Fig.2 Rock mineral composition of the shale oil reservoir of the Kong2 Member in Cangdong sag

1.2 儲層物性特征

滄東凹陷孔二段頁巖油儲層有效儲集空間以基質(zhì)孔為主，少量微裂縫（圖3）;CT掃描孔喉半徑以20～700nm為主，平均為520nm;儲層孔隙度為1.0%～12.0%，滲透率為0.02～1.0mD。

G108-8井孔二段連續(xù)取心495m，巖心描述與薄片觀察表明：細(xì)粒巖石頁理發(fā)育，厚度小于1cm的共2432層，占68%，具有典型頁巖組構(gòu)特征，紋層類型主要有白云石紋層、黏土紋層、長英質(zhì)紋層和有機(jī)質(zhì)紋層（圖4）。成像測井顯示天然裂縫較發(fā)育。

圖3 滄東凹陷孔二段頁巖油儲層儲集空間特征Fig.3 Reservoir space characteristics of the shale oil reservoir in the Kong2 Member in Cangdong sag

圖4 G108-8井巖心鏡下觀察（普通薄片）Fig.4 Microscopic observation to cores (common thin sections) from Well G108-8

1.3 巖石力學(xué)特征

巖石力學(xué)測試表明：孔二段靜態(tài)楊氏模量為10～43.7GPa， 泊 松 比 為 0.11～0.417。Rickman公式計算巖樣力學(xué)脆性指數(shù)為15%～70%，平均為40%。G108-8井孔二段頁巖巖心有單縫剪切、多縫剪切等破裂形態(tài)。

1.4地應(yīng)力特征

地應(yīng)力測試結(jié)果表明，G108-8井孔二段最大水平主應(yīng)力為72.7～81.0MPa，最小水平主應(yīng)力為48.5～58.5MPa，水平主應(yīng)力差值為21.0～25.4MPa，平均為22.9MPa，差異系數(shù)為0.38～0.52。最小水平主應(yīng)力梯度為0.0157～0.0181MPa/m，與該井孔二段3次壓裂施工計算的最小水平主應(yīng)力梯度結(jié)果相近。G108-8井多極子陣列聲波測井解釋、裂縫監(jiān)測顯示，主應(yīng)力為北北東—南南西向與北東東—南西西向。

2 孔二段頁巖油巖石可壓裂性影響因素

目前應(yīng)用較多的巖石可壓裂性評價方法是美國Jarvie提出的脆性礦物計算方法和Rick Rickman提出的利用巖石力學(xué)參數(shù)計算的脆性指數(shù)方法[14]，但這兩種方法是專門針對北美Barnett海相頁巖的巖石礦物和力學(xué)參數(shù)建立的，由于不同區(qū)域頁巖可壓裂性影響因素差異較大，所以難以有效評價陸相頁巖油巖石可壓裂性。巖性、巖石力學(xué)特征、地應(yīng)力和天然裂縫是頁巖能否形成裂縫網(wǎng)絡(luò)的重要因素，其中巖性和巖石力學(xué)特征是巖石本身的性質(zhì)，決定巖石的脆性，天然裂縫和地應(yīng)力是形成裂縫網(wǎng)絡(luò)的外部條件，因此提出了基于巖石脆性、天然裂縫、地應(yīng)力等因素的陸相頁巖油巖石可壓裂性模型[15]。

2.1 巖石脆性對頁巖破裂程度的影響

2.1.1 巖石破裂復(fù)雜程度表征方法

采用分形維數(shù)和破裂角相結(jié)合的方法，反映巖石的整體破裂特征，如公式（1）。

式中Fc——巖石破裂復(fù)雜程度系數(shù);

D——分形維數(shù);

α——巖石的破裂角，(°)。

分形維數(shù)D的確定：把巖石破裂端面放在一定長度的正方形面積內(nèi)，把該正方形劃分為邊長為R的盒子，通過改變R值，可以得到不同情況下包含裂縫的盒子數(shù)即裂縫條數(shù)，繪制裂縫條數(shù)與R的對數(shù)曲線關(guān)系，該曲線的斜率即為分形維數(shù)D。

2.1.2 巖石破裂程度的主控因素

通過三軸實驗確定地層的楊氏模量、泊松比、斷裂能等巖石力學(xué)參數(shù)，采用DMAX-3C衍射儀對孔二段G108-8井巖心三軸破裂巖樣進(jìn)行了X—射線衍射全巖定量分析。

（1）巖石破裂程度系數(shù)與Jarvie指數(shù)和Rickman指數(shù)相關(guān)性。依據(jù)公式（1）計算巖樣的巖石破裂復(fù)雜程度系數(shù)，利用巖石力學(xué)實驗和礦物組成數(shù)據(jù)計算Rickman指數(shù)和Jarvie指數(shù)。如圖5、圖6所示，Rickman指數(shù)與破裂復(fù)雜程度系數(shù)相關(guān)性差，相關(guān)系數(shù)為0.3270;Jarvie指數(shù)與巖石破裂復(fù)雜程度系數(shù)相關(guān)性更差，相關(guān)系數(shù)為0.0183。

圖5 滄東凹陷孔二段Rickman指數(shù)與巖石破裂復(fù)雜程度系數(shù)關(guān)系Fig.5 Rickman index vs. fracture complexity coefficient in the Kong2 Member in Cangdong sag

圖6 滄東凹陷孔二段Jarvie指數(shù)與巖石破裂復(fù)雜程度系數(shù)關(guān)系Fig.6 Jarvie index vs. fracture complexity coefficient in the Kong2 Member in Cangdong sag

（2）巖石破裂程度與巖石力學(xué)參數(shù)相關(guān)性。滄東凹陷孔二段巖石破裂復(fù)雜程度系數(shù)與巖石力學(xué)參數(shù)相關(guān)性結(jié)果如圖7所示，巖石破裂復(fù)雜程度系數(shù)與楊氏模量的相關(guān)系數(shù)為0.4751，與峰值應(yīng)變相關(guān)系數(shù)達(dá)0.6330，與剪脹角相關(guān)系數(shù)為0.6108。楊氏模量是描述固體材料抵抗變形能力的物理量，其值越大，一定應(yīng)力作用下發(fā)生彈性變形就越小;峰值應(yīng)變是巖石發(fā)生破壞時的應(yīng)變，若巖石在較小的峰值應(yīng)變即發(fā)生應(yīng)變，表明巖石脆性越高[16];剪脹角是表征材料擴(kuò)容的參數(shù)，其值越大，表明體積膨脹越快，可以反映巖石破壞過程中裂縫的發(fā)展?fàn)顟B(tài)。

圖7 滄東凹陷孔二段巖石破裂復(fù)雜程度系數(shù)與巖石力學(xué)參數(shù)相關(guān)性圖Fig.7 Mechanical parameters vs. fracture complexity coefficient in the Kong2 Member in Cangdong sag

楊氏模量、峰值應(yīng)變和剪脹角這3個參數(shù)均反映了應(yīng)力應(yīng)變曲線全過程不同階段的特征，通過賦予各參數(shù)相應(yīng)的權(quán)值來建立脆性評價方法，可以反映整個應(yīng)力應(yīng)變曲線的特征。適合陸相頁巖油巖石的脆性評價方法如公式（2）所示：

式中BI——脆性指數(shù);

En——歸一化的楊氏模量;

?n——歸一化的剪脹角;

εpn——歸一化的峰值應(yīng)變。

利用公式（2）計算滄東凹陷孔二段頁巖油巖樣的脆性指數(shù)，繪制該脆性指數(shù)與巖石破裂復(fù)雜程度系數(shù)之間的關(guān)系，結(jié)果如圖8所示，提出的模型相關(guān)性明顯增強，相關(guān)系數(shù)達(dá)0.7884，因此楊氏模量、峰值應(yīng)變和剪脹角這3個參數(shù)為反映巖石破裂復(fù)雜程度的主要因素。從圖8可以看出，當(dāng)巖石脆性指數(shù)大于0.4時巖石破裂形態(tài)復(fù)雜。

圖8 新建立的巖石脆性指數(shù)與巖石破裂復(fù)雜程度系數(shù)的關(guān)系Fig.8 New rock brittleness index vs. fracture complexity coefficient

2.2 天然裂縫和地應(yīng)力對壓裂裂縫擴(kuò)展的影響

G108-8井取心段巖石CT掃描顯示，孔二段天然裂縫較發(fā)育，以水平縫和低角度裂縫為主，高角度裂縫和垂直縫次之。實驗中出現(xiàn)3類裂縫形態(tài)即水力單縫、沿天然裂縫開啟、穿過天然裂縫，當(dāng)天然裂縫趨向于低角度裂縫或者水平縫時，則更容易產(chǎn)生穿過天然裂縫的復(fù)雜裂縫形態(tài);當(dāng)天然裂縫趨向于高角度裂縫時，壓裂裂縫形態(tài)較為簡單，因此定義天然裂縫張開影響因子為：

其中 Δσ=σH-σh

式中Fn——天然裂縫張開影響因子;

σH——最大水平主應(yīng)力，MPa;σh——最小水平主應(yīng)力，MPa;

θ——水力裂縫面與天然裂縫面的夾角，（°）。

實驗表明，水平主應(yīng)力差值Δσ越小時，裂縫形態(tài)越復(fù)雜。

對于地應(yīng)力影響因子，主要是指水平主應(yīng)力差影響到裂縫的延伸、轉(zhuǎn)向等所造成的裂縫復(fù)雜程度，因此，定義地應(yīng)力影響因子為：

依據(jù)公式（3）和公式（4）及孔二段巖心試驗數(shù)據(jù)，計算孔二段頁巖油巖石天然裂縫張開影響因子分布在0.46～0.79，平均為0.65;地應(yīng)力影響因子分布在0.18～0.28，平均為0.24，可見天然裂縫張開影響因子較高，地應(yīng)力影響因子較低。

2.3 頁巖油巖石可壓裂性評價

實驗表明，可壓裂性不僅包含巖石本身脆性破裂性質(zhì)，也包含地層天然裂縫發(fā)育情況、地應(yīng)力差大小，單獨一個參數(shù)不能充分評價頁巖油巖石形成復(fù)雜裂縫程度。因此基于巖石脆性、天然裂縫、地應(yīng)力3個因素，建立頁巖油巖石裂縫復(fù)雜程度系數(shù)計算模型，定義縫網(wǎng)指數(shù)為：

式中FI——縫網(wǎng)指數(shù);

w4——天然裂縫張開影響因子權(quán)重系數(shù);

w5——地應(yīng)力影響因子權(quán)重系數(shù)。

利用室內(nèi)水力壓裂實驗巖樣的數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，縫網(wǎng)指數(shù)與水力裂縫形態(tài)有較好的相關(guān)性（圖9）。FI≤0.3時，壓裂裂縫呈水力單縫形態(tài);0.3＜FI≤0.4時，壓裂裂縫沿天然裂縫開啟;FI＞0.4時，壓裂裂縫穿過天然裂縫。

圖9 縫網(wǎng)指數(shù)與水力裂縫形態(tài)關(guān)系圖Fig.9 Fracture network index vs. hydraulic fracture shape

按照上述模型計算滄東凹陷孔二段頁巖油巖石縫網(wǎng)指數(shù)，分布在0.2～0.5，以0.2～0.4為主。穩(wěn)定電場監(jiān)測顯示，勘探初期直井壓裂裂縫形態(tài)復(fù)雜程度低。根據(jù)縫網(wǎng)指數(shù)計算結(jié)果，繪制了縫網(wǎng)指數(shù)與壓后產(chǎn)量的曲線圖（圖10）。從圖10可以看出，本次提出的縫網(wǎng)指數(shù)模型與壓后產(chǎn)量具有較好的相關(guān)性。

圖10 縫網(wǎng)指數(shù)與平均日產(chǎn)量關(guān)系圖Fig.10 Fracture network index vs. average daily production

2.4 縫網(wǎng)指數(shù)在頁巖油水平井工藝優(yōu)化中的應(yīng)用

2.4.1 裂縫誘導(dǎo)應(yīng)力對縫網(wǎng)指數(shù)的影響

滄東凹陷孔二段頁巖油巖石縫網(wǎng)指數(shù)差異性大，縫網(wǎng)指數(shù)以小于0.4為主，裂縫形態(tài)以水力單縫、沿天然裂縫開啟形態(tài)為主，前期探井壓后初期能夠獲得5t/d以上產(chǎn)量，但產(chǎn)量下降快，效益開發(fā)難度大。頁巖油巖石壓裂裂縫形態(tài)與巖石脆性、天然裂縫、地應(yīng)力密切相關(guān)，巖石脆性、天然裂縫為頁巖油巖石自身特性，無法改變;地應(yīng)力為頁巖油巖石所處外部環(huán)境，通過誘導(dǎo)應(yīng)力場模型的建立與評價，可以分析誘導(dǎo)應(yīng)力變化與縫網(wǎng)指數(shù)的關(guān)系，提高壓裂裂縫復(fù)雜程度。

利用誘導(dǎo)應(yīng)力場分析，等間距內(nèi)隨著裂縫條數(shù)的增加，即簇間距的縮短，地應(yīng)力干擾越大，水平主應(yīng)力差異系數(shù)減小（圖11），縫網(wǎng)指數(shù)變大，容易形成復(fù)雜裂縫。

圖11 壓裂不同裂縫條數(shù)后水平主應(yīng)力差異系數(shù)分布圖Fig.11 Distribution of horizontal principal stress difference coefficient after fracturing different fractures

2.4.2 簇間距的確定

滄東凹陷孔二段頁巖油巖石縫網(wǎng)指數(shù)分布在0.2～0.5，縫網(wǎng)指數(shù)為0.4～0.5時，壓裂裂縫復(fù)雜程度高，為增加改造體積，結(jié)合技術(shù)經(jīng)濟(jì)可行性評價，優(yōu)化簇間距為20～30m;縫網(wǎng)指數(shù)為0.3～0.4時，通過減小簇間距至15～20m，增加縫間應(yīng)力干擾，增加裂縫復(fù)雜程度;縫網(wǎng)指數(shù)為0.2～0.3時，較難通過應(yīng)力干擾形成復(fù)雜裂縫，優(yōu)化簇間距為10～15m，增加單位長度內(nèi)裂縫條數(shù)，提高裂縫改造體積。

2.4.3 射孔參數(shù)優(yōu)化

滄東凹陷孔二段頁巖油巖石縫網(wǎng)指數(shù)越大，裂縫復(fù)雜程度越高。為了實現(xiàn)各段裂縫均勻改造，分段射孔時優(yōu)選縫網(wǎng)指數(shù)接近的作為一段，段內(nèi)縫網(wǎng)指數(shù)差異小于30%;各壓裂段內(nèi)優(yōu)選縫網(wǎng)指數(shù)高的位置作為甜點進(jìn)行射孔，提高壓裂裂縫復(fù)雜程度。

多簇壓裂裂縫擴(kuò)展，受到縫間應(yīng)力干擾與射孔摩阻的影響。隨著簇間距的減小，縫間應(yīng)力干擾增強，縫間應(yīng)力干擾會消耗主要能量，中間裂縫干擾最大，消耗能量也就最大，因此中間裂縫進(jìn)液量減少，裂縫擴(kuò)展不充分。為了保障每簇裂縫進(jìn)液量相當(dāng)，通過射孔參數(shù)優(yōu)化，使射孔摩阻消耗主要能量，通過孔眼摩阻調(diào)整實現(xiàn)注入液量均勻分配到各簇裂縫。優(yōu)化孔眼數(shù)為40孔，孔眼摩阻為5MPa，實現(xiàn)各簇裂縫均勻進(jìn)液。

3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

3.1 現(xiàn)場實施情況

GD1701H井、GD1702H井是滄東凹陷孔二段頁巖油水平井，其中GD1701H井完鉆井深為5465.49m，垂深為3851.5m，水平段長1474m;GD1702H井完鉆井深為5298m，垂深為3930m，水平段長1329.88m。

兩口井水平井依據(jù)縫網(wǎng)指數(shù)模型優(yōu)化射孔井段，優(yōu)選射孔位置，采用細(xì)分切割體積壓裂工藝，壓裂液選擇滑溜水+低傷害壓裂液[17-20]，配套石英砂+陶粒多級高效支撐工藝技術(shù)，采用大排量套管施工，施工排量為12～14m3/min（表1）。

3.2 裂縫監(jiān)測結(jié)果

為全面監(jiān)測體積壓裂裂縫形態(tài)，開展了微地震監(jiān)測[21]和穩(wěn)定電場監(jiān)測雙重監(jiān)測，除能檢測到應(yīng)力應(yīng)變引起的微地震事件外，還能監(jiān)測壓裂液波及的區(qū)域（圖12、圖13）。

表1 頁巖油水平井壓裂施工基本參數(shù)Table 1 Basic fracturing parameters for horizontal shale oil wells

圖12 GD1701H井微地震監(jiān)測圖Fig.12 Microseismic survey of Well GD1701H

開展微地震監(jiān)測，GD1701H井裂縫長度為167～704m，裂縫寬度為64～206m，裂縫高度為61～205m，裂縫方向以北偏東60°為主，整體裂縫區(qū)長1230m、寬480m、高120m，裂縫控制區(qū)體積為0.07km3。微地震裂縫監(jiān)測顯示，細(xì)分切割大排量大液量壓裂形成網(wǎng)絡(luò)裂縫，實現(xiàn)了水平井全井段改造，無段間空白區(qū)，達(dá)到了頁巖油水平井體積改造的目的。

開展穩(wěn)定電場裂縫監(jiān)測，GD1701H井共監(jiān)測水平段13段，監(jiān)測到網(wǎng)狀裂縫30條，各條裂縫寬度為8～32m，裂縫長度為91～258m，方位角為28°～52°。穩(wěn)定電場監(jiān)測顯示，射孔位置基本合理，射孔簇均實現(xiàn)了裂縫擴(kuò)展。

圖13 GD1701H井穩(wěn)定電場監(jiān)測圖Fig.13 Stable electrical field of Well GD1701H

3.3 壓后生產(chǎn)情況

GD1701H井壓后12mm油嘴放噴，套壓為0.5～0.8MPa，日出殘液78.7m3，日產(chǎn)油75.9m3、氣5200m3。放噴200天后下泵生產(chǎn)，目前油壓為0.5MPa， 套 壓 為 0.5MPa， 日 出 殘 液 2.84m3，日產(chǎn)油17.76m3，連續(xù)生產(chǎn)360天，累計出殘液13926m3，累計產(chǎn)油5954m3、產(chǎn)氣407560m3，返排率為40.6%。

GD1702H井壓后生產(chǎn)曲線如圖14所示，12mm油嘴放噴，套壓為4.15MPa，日出殘液84.4m3，日產(chǎn)油61m3、氣5947m3。目前6mm油嘴放噴，套壓為0.7MPa，日出殘液4.34m3，日產(chǎn)油23.46m3，連續(xù)自噴生產(chǎn)365天，累計出殘液15082m3，累計產(chǎn)油7434m3、產(chǎn)氣465900m3，返排率為36.7%。

截至2019年6月，GD1701H井、GD1702H井兩口頁巖油水平井已自噴超365天，原油日產(chǎn)量穩(wěn)定在20m3，官東地區(qū)已形成億噸級增儲規(guī)模，標(biāo)志著渤海灣盆地率先實現(xiàn)陸相頁巖油工業(yè)化開發(fā)。

圖14 GD1702H井生產(chǎn)曲線Fig.14 Production performance of Well GD1702H

4 結(jié)論與認(rèn)識

楊氏模量、峰值應(yīng)變和剪脹角能較好反映滄東凹陷頁巖油巖石破裂的脆性特征，縫網(wǎng)指數(shù)評價方法能夠評價頁巖油巖石壓裂裂縫復(fù)雜程度，為水平井井段優(yōu)化、射孔位置優(yōu)選提供技術(shù)支撐。

微地震監(jiān)測、穩(wěn)定電場監(jiān)測技術(shù)顯示優(yōu)選的射孔方案實現(xiàn)了各段、各簇裂縫的均勻擴(kuò)展，提高了頁巖油縫控儲量。

水平段可壓裂性評價技術(shù)，配合水平井細(xì)分切割工藝，提高了陸相頁巖油水平井裂縫復(fù)雜程度，增加了水平井改造體積，提高了水平井壓裂改造效果。