付鎖堂 王文雄 李憲文 席勝利 胡喜峰 張燕明

1.中國石油長慶油田公司 2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室

0 引言

近年來，中國對頁巖氣等非常規(guī)油氣資源的勘探開發(fā)步伐不斷加快，其中最關(guān)鍵的是水平井體積壓裂技術(shù)通過形成大規(guī)模的裂縫網(wǎng)絡(luò)增大泄流面積從而大幅度提高了單井油氣產(chǎn)量。程遠(yuǎn)方、李憲文、蔣廷學(xué)等結(jié)合鄂爾多斯盆地頁巖油和四川盆地頁巖氣的礦場實踐，對體積壓裂縫網(wǎng)模型[1-2]和體積壓裂設(shè)計[3-4]進(jìn)行了研究。趙振峰、梁興等人對分段多簇壓裂工藝[5-10]進(jìn)行了研究與試驗，形成了縫內(nèi)暫堵及套管定位球座等高效工藝技術(shù)。劉旭禮、李憲文等人結(jié)合體積壓裂的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)在體積壓裂的效果分析評價方面取得了諸多進(jìn)展[11-13]。上述研究取得的進(jìn)展為加快國內(nèi)頁巖油氣的勘探開發(fā)提供了重要的技術(shù)支撐。

中國石油長慶油田公司（以下簡稱長慶油田）作為目前國內(nèi)油氣增儲上產(chǎn)的主力，其所在的鄂爾多斯盆地頁巖氣資源豐富，僅盆地西部的有利勘探面積就達(dá)3 000 km2，沉積泥質(zhì)巖厚度介于50 ～200 m，氣層厚度介于15 ～30 m，前期在該區(qū)有30 余口井鉆遇氣層、7 口直井試氣已獲低產(chǎn)氣流，巖心分析和礦場試驗都證實中奧陶統(tǒng)烏拉力克組海相烴源巖具有較好的生烴能力，是長慶油田頁巖氣勘探的重要目標(biāo)。但是較之于國內(nèi)外其他頁巖氣藏，鄂爾多斯盆地頁巖氣儲層地層壓力系數(shù)介于0.7 ～0.8、埋深超過4 000 m。針對此類深層低壓頁巖氣，目前在體積壓裂裂縫設(shè)計和大液量壓后排液等方面研究與試驗均較少。

為此，筆者在前期水平井體積壓裂[5,14-17]取得認(rèn)識的基礎(chǔ)上，針對鄂爾多斯盆地頁巖氣儲層壓裂的地質(zhì)特征，開展了體積壓裂增產(chǎn)機(jī)理、裂縫擴(kuò)展規(guī)律和參數(shù)優(yōu)化研究與試驗。針對特有的低壓難題，創(chuàng)新了氣體增能及長周期控壓排液等配套技術(shù)，攻關(guān)形成了長慶油田低壓海相頁巖氣體積壓裂及排液技術(shù)，礦場試驗后單井頁巖氣產(chǎn)量獲得了大幅度的提升。

1 試驗區(qū)的壓裂地質(zhì)特征

1.1 儲層特征對比

從儲層特征對比分析來看，鄂爾多斯盆地海相頁巖氣與國內(nèi)外頁巖氣儲層特征差異較大：①盡管都是海相沉積，但鄂爾多斯盆地頁巖氣埋藏較深，同時壓力系數(shù)較低；②鄂爾多斯盆地頁巖氣的巖性為泥質(zhì)碳酸鹽，由此導(dǎo)致孔隙度、滲透率及含氣性相對更差；③作為源巖勘探的領(lǐng)域，鄂爾多斯盆地頁巖氣的有機(jī)碳含量（TOC）較低（表1）[3,18-19]。由此造成鄂爾多斯盆地頁巖氣技術(shù)創(chuàng)新和提產(chǎn)的難度更大。

1.2 壓裂地質(zhì)特征

水平井體積壓裂是目前國內(nèi)外頁巖氣等非常規(guī)油氣藏勘探開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)，為此根據(jù)體積壓裂的適用條件進(jìn)行對照分析，證明鄂爾多斯盆地頁巖氣具備形成較為復(fù)雜裂縫的地質(zhì)基礎(chǔ)。

鄂爾多斯盆地頁巖氣脆性礦物以石英、碳酸鹽礦物為主，脆性礦物總含量在70%以上，脆性礦物含量較高，與四川頁巖氣相當(dāng)（表2）[3,19]。

從巖石力學(xué)測試結(jié)果來看，對于鄂爾多斯盆地頁巖氣在脆性指數(shù)、天然裂縫發(fā)育程度和兩向應(yīng)力差方面均與成功開展體積壓裂的四川頁巖氣相近，同時頁巖巖心的破碎程度明顯較為復(fù)雜（圖1、2，表3）。從這兩方面的資料和數(shù)據(jù)分析，判斷鄂爾多斯盆地頁巖氣滿足目前較為主流的體積壓裂復(fù)雜裂縫形成條件（圖3）[20-21]。

表1 鄂爾多斯盆地頁巖氣與四川盆地、北美頁巖油氣藏特征對比表

表2 鄂爾多斯盆地與四川盆地的頁巖礦物學(xué)特征對比表

圖1 致密砂巖巖心破裂形態(tài)圖

表3 長慶頁巖與四川頁巖壓裂地質(zhì)特征對比表

圖3 體積壓裂縫網(wǎng)擴(kuò)展機(jī)理圖

2 長慶低壓頁巖氣水平井體積壓裂試驗情況

2.1 水平井體積壓裂技術(shù)方案優(yōu)化

目前頁巖氣水平井體積壓裂主體技術(shù)模式主要有3個方面[4]：①分段多簇+動態(tài)暫堵，提高裂縫密度、增加裂縫復(fù)雜程度；②高排量大液量滑溜水壓裂，實現(xiàn)較大范圍的人工裂縫與天然裂縫網(wǎng)絡(luò)；③組合的小粒徑支撐，改善裂縫鋪砂剖面、支撐不同尺度裂縫。

立足鄂爾多斯盆地頁巖氣壓裂地質(zhì)特點建立模型開展了體積壓裂參數(shù)優(yōu)化，其中關(guān)鍵參數(shù)中最小主應(yīng)力介于60 ～70 MPa，水平兩向應(yīng)力差介于8.0 ～11.2 MPa，天然裂縫密度為2 ～6 條/m，楊氏模量介于35.8 ～43.2 GPa，泊松比介于0.19 ～0.21。在建立模擬的基礎(chǔ)上，代入12 口直井和NP1 井第13段參數(shù)進(jìn)行擬合與修正，最終的模型符合率在85%以上（圖4、5）。

圖4 前期試氣9 口直井施工排量與凈壓力關(guān)系圖

圖5 NP1 井第13 段入地液量與改造體積關(guān)系圖

根據(jù)試驗水平井鉆遇情況和壓裂甜點，以改造體積最大化為目標(biāo)，最終優(yōu)化在水平井段長1 000 m 的情況下，壓裂13 ～15 段，單段簇數(shù)為5 ～8簇，壓裂排量介于8.0 ～12.0 m3/min，單段液量介于1 100 ～2 100 m3。同時根據(jù)長慶頁巖氣泄流特征，模擬優(yōu)化了不同裂縫尺度下的導(dǎo)流能力需求，優(yōu)選了承壓69 MPa 下的40/70+70/140 目小粒徑支撐劑。通過室內(nèi)支撐劑運移平板模擬試驗，優(yōu)化40/70+70/140目比例為1∶3。

2.2 現(xiàn)場體積壓裂實施情況

根據(jù)技術(shù)方案的結(jié)果，在現(xiàn)場開展了2 口頁巖氣水平井體積壓裂試驗，具體參數(shù)如表4 所示。

表4 長慶頁巖氣水平井壓裂攻關(guān)試驗數(shù)據(jù)表

從壓裂試驗礦場微地震監(jiān)測結(jié)果來看，鄂爾多斯盆地頁巖氣水平井體積壓裂裂縫形態(tài)與四川頁巖氣典型縫網(wǎng)特征相當(dāng)，試驗井NP1 井壓裂13 段，監(jiān)測裂縫帶長為579 m、帶寬為266 m、縫高為146 m，裂縫復(fù)雜指數(shù)介于0.4 ～0.6。頁巖氣水平井體積壓裂形成的裂縫形態(tài)與采用相同參數(shù)在盆地砂巖形成的裂縫形態(tài)有明顯差異（圖6、7、8）。

3 長慶低壓頁巖氣的增能及長周期排液技術(shù)

與國內(nèi)外頁巖氣相比，長慶頁巖氣地層壓力系數(shù)總體偏低（圖9），前期直井試驗的時候采用壓后直接放壓排液的模式，初期均可排通，但井口壓力很快降為0，靠自身能量排液持續(xù)時間較短，表現(xiàn)出地層能量有限無法連續(xù)排采的難題（圖10）。

圖6 長慶致密氣裂縫監(jiān)測圖

圖7 四川頁巖氣裂縫監(jiān)測圖[5]

圖8 長慶頁巖氣裂縫監(jiān)測圖

在水平井試驗的過程中，第一口試驗井NP1 井借鑒北美與四川較高的地層壓力系數(shù)條件下頁巖氣形成的以流量控制為核心的放噴制度（圖11），在入地液量為2×104m3的情況下，根據(jù)壓降不斷調(diào)整油嘴，也出現(xiàn)了井口壓力快速下降的問題，試驗排液6 d 不出液（圖12）。

由此可見，排液技術(shù)對長慶低壓頁巖氣體積壓裂能否實現(xiàn)增產(chǎn)極為關(guān)鍵，為此開展了兩方面的技術(shù)創(chuàng)新。

圖9 國內(nèi)外頁巖氣地層壓力系數(shù)對比情況圖

圖10 E102 井頁巖氣壓后排液曲線圖

圖11 北美頁巖氣排液制度圖

圖12 NP1 井體積壓裂壓后排液情況圖

3.1 氣體增能壓裂試驗

以提升地層壓力水平為目的，開展了氣體增能壓裂試驗。根據(jù)計算儲量時常用的體積法模型，考慮儲層與裂縫的耦合，引入裂縫波及體積系數(shù)，結(jié)合水平井分段多簇工藝，引入縫長、縫高以及帶寬對模型進(jìn)行優(yōu)化，創(chuàng)新水平井多裂縫增壓模型。根據(jù)NP1井體積壓裂裂縫監(jiān)測的結(jié)果，以地層壓力系數(shù)達(dá)到1.5為目標(biāo)，水平段長1 000 m，分段模擬了全井段增壓與隔段增壓兩種模式。其中全井段增壓注入，單段注入50 ～70 m3，全井注入750 ～1 050 m3；隔段注入130 ～180 m3/段，全井910 ～1 300 m3。體積法增壓注入量計算公式為：

式中Vn表示分段增壓介質(zhì)用量，m3；ψ 表示裂縫波及體積系數(shù)，由壓裂改造模擬確定；Gn'、Gn分別表示增壓前、增壓后的分段儲層內(nèi)的氣體總量，m3；Bg表示氣液體積比，是與增壓介質(zhì)性質(zhì)有關(guān)的常數(shù)。

礦場試驗時，在ZP1 井注入液氮805 m3、3×104m3大液量壓裂的條件下，通過將氣體增能地層壓力系數(shù)提升至1.84（圖13）。在壓后返排過程中開展了氣體性質(zhì)分析檢測，在歷時90 d 的排液過程中，前60 d 均能檢測出氮氣返出，其中初期比例接近8%，但后期比例較?。▓D14）。

圖13 ZP1 井最高恢復(fù)油壓與鄰井對比圖

圖14 ZP1 井壓后排液氣分析氮氣含量圖

3.2 壓后長周期控壓排液參數(shù)優(yōu)化

根據(jù)直井和第一口試驗井直接放壓取得的經(jīng)驗，為了有效利用氣體增能的效果，提出了控壓長周期放噴排液的優(yōu)化思路。為此，根據(jù)長慶頁巖氣的低壓條件、壓裂后的預(yù)測產(chǎn)量和井筒條件，在室內(nèi)開展了氣液兩相管流模擬實驗，以保證連續(xù)的氣液兩相流為模擬優(yōu)化目標(biāo)，模擬優(yōu)化出了控壓排液制度與參數(shù)（圖15、表5）。同時，圍繞長周期控壓排液參數(shù)控制的需求，引進(jìn)了以三相分離為核心的地面計量裝置，升級配套了CNG 回收裝置，實現(xiàn)頁巖氣“精細(xì)控排、連續(xù)排采、安全平穩(wěn)、清潔高效”的效果。

圖15 氣液兩相管流模擬實驗及監(jiān)測設(shè)備照片

表5 長慶低壓頁巖氣控壓放噴參數(shù)表

4 長慶頁巖氣體積壓裂及排液技術(shù)試驗效果

在ZP1 試驗井采用水平井體積壓裂后，在氣體增能和控壓放噴優(yōu)化技術(shù)的應(yīng)用下，實現(xiàn)超94 d 連續(xù)排采，井口測試產(chǎn)量為6.4×104m3/d，關(guān)井井口壓力為31 MPa，計算無阻流量為26.4×104m3/d，較區(qū)塊直井試氣產(chǎn)量提高超過10 倍（圖16）。

圖16 ZP1 井壓后排液情況圖

5 結(jié)論及認(rèn)識

1）針對長慶低壓頁巖氣儲層，通過水平井大規(guī)模分段多簇體積壓裂能夠形成較為復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)，井下微地震監(jiān)測裂縫形態(tài)達(dá)到了國內(nèi)外頁巖氣的水平，是提高產(chǎn)量和提升勘探開發(fā)的主體技術(shù)方向。

2）長慶頁巖氣地層壓力系數(shù)低，通過氣體增能和控壓長周期放噴，實現(xiàn)了連續(xù)的氣液兩相流穩(wěn)定排液，下一步應(yīng)該在增能壓裂介質(zhì)和參數(shù)等方面進(jìn)行優(yōu)化，同時模擬優(yōu)化形成的放噴參數(shù)對下一步試驗奠定了重要基礎(chǔ)。

3）通過水平井體積壓裂，鄂爾多斯盆地頁巖氣單井產(chǎn)量達(dá)到26.4×104m3/d，是直井的10 倍以上，實現(xiàn)了中國北方海相頁巖氣勘探的重大突破。