張礦生，唐梅榮，陶 亮，杜現(xiàn)飛

（中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院,陜西西安 710018）

近年來，水平井體積壓裂實(shí)現(xiàn)了頁巖油氣高效開發(fā)，成為開發(fā)頁巖油的常用技術(shù)[1-3]。2019 年，在鄂爾多斯盆地發(fā)現(xiàn)了10 億噸級頁巖油田——慶城油田[4-7]，延長組長7 段為該頁巖油田的主力開發(fā)層段，具有壓力系數(shù)低、脆性指數(shù)低、儲層非均質(zhì)性強(qiáng)和多尺度微納米孔隙發(fā)育等特點(diǎn)[8-11]，地質(zhì)特征極為復(fù)雜，與北美頁巖油相比差異巨大[12]。對于該問題，慶城油田立足水平井體積壓裂，經(jīng)過技術(shù)攻關(guān)與礦場實(shí)踐，初步形成了“大井叢、長水平井、細(xì)分切割、分簇射孔、可溶球座”壓裂技術(shù)模式[13-19]，單井產(chǎn)量大幅度提升，于2020 年建成了慶城頁巖油百萬噸示范區(qū)。

然而，隨著慶城油田頁巖油的持續(xù)開發(fā)，現(xiàn)有體積壓裂技術(shù)與儲層的匹配度降低[20-21]，需要針對不同儲層類型進(jìn)行差異化設(shè)計(jì)，最大程度發(fā)揮優(yōu)質(zhì)儲層潛力，并優(yōu)化增能方式，推動低油價形勢下頁巖油的經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)。為此，筆者對現(xiàn)有技術(shù)做了進(jìn)一步優(yōu)化與提升，提出了壓裂、增能和滲吸（簡稱為“壓增滲”）一體化體積壓裂技術(shù)，通過分析礦場大數(shù)據(jù)明確了頁巖油不同儲層類型體積壓裂改造策略，并對關(guān)鍵技術(shù)參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化，取得了很好的現(xiàn)場應(yīng)用效果。

1 長7 段頁巖油儲層特征

慶城油田延長組長7 段頁巖油儲層自上而下劃分為長71、長72和長73等3 個亞段，以半深湖—深湖亞相沉積為主。儲層埋深1 600～2 200 m，基質(zhì)滲透率主要在0.1 1～0.1 4 m D，孔隙度6%～12%，含油飽和度67.7%～72.4%，地層壓力6～22 MPa，壓力系數(shù)主要在0.77～0.84，屬于異常低壓油藏。

對長7 段巖心進(jìn)行了232 組巖石力學(xué)參數(shù)和80 組地應(yīng)力測試，獲取了地層彈性模量和泊松比等基礎(chǔ)參數(shù)，如：脆性指數(shù)在12.5%～72.3%，平均為42.8%；水平應(yīng)力差在1.5～7.6 MPa，平均為4.7 MPa。不同位置的巖石力學(xué)參數(shù)差異較大，導(dǎo)致多簇裂縫起裂與擴(kuò)展規(guī)律十分復(fù)雜。同時，觀測現(xiàn)場取出的巖心發(fā)現(xiàn)，同一塊巖心不同巖性疊置發(fā)育，表現(xiàn)出強(qiáng)非均質(zhì)性。

對比了慶城油田頁巖油儲層與國內(nèi)外頁巖油儲層的特征參數(shù)[22-25]，結(jié)果見表1。由表1 可知，慶城油田頁巖油儲層具有巖石脆性指數(shù)低和水平應(yīng)力差相對較高的特點(diǎn)。

表1 慶城油田頁巖油儲層與國內(nèi)外頁巖油儲層特征參數(shù)對比Table 1 Characteristic parameter comparison of shale oil reservoirs in Qingcheng Oilfield and those in China and other countries

利用高精度場發(fā)射掃描電鏡，定性分析和定量表征慶城油田頁巖油儲層巖石的微觀孔隙結(jié)構(gòu)，重點(diǎn)觀察頁巖在不同放大倍數(shù)下的微觀孔隙結(jié)構(gòu)，共獲取100 余張代表性圖片，涵蓋了頁巖礦物形態(tài)與接觸關(guān)系、有機(jī)質(zhì)形態(tài)和礦物成分等信息。其中，頁巖油儲層孔隙尺度及孔隙類型劃分結(jié)果見表2。

表2 慶城油田頁巖油儲層孔隙尺度及孔隙類型劃分Table 2 Pore scale and pore type division of shale oil reservoirs in Qingcheng Oilfield

由表2可知，慶城油田頁巖油儲層發(fā)育豐富的微納米級多尺度孔隙。

2 體積壓裂改造策略

礦場井下微地震監(jiān)測顯示，長7 段頁巖油水平井體積壓裂后裂縫形態(tài)總體呈條帶狀分布（見文獻(xiàn)[13]），縫網(wǎng)復(fù)雜程度較低。同時，長7 段頁巖油儲層縱向不同巖性疊置發(fā)育特征明顯，水平段不同位置儲層的物性與巖石力學(xué)參數(shù)差異較大，地質(zhì)與工程甜點(diǎn)識別難度大，導(dǎo)致現(xiàn)有工藝對不同儲層類型的改造模式大體相當(dāng)，未能發(fā)揮不同儲層類型的最大潛力。為此，進(jìn)行了儲層類型精細(xì)劃分和產(chǎn)能貢獻(xiàn)定量評價，以明確體積壓裂改造策略。

2.1 儲層類型精細(xì)劃分

現(xiàn)有射孔段優(yōu)選主要依據(jù)測井曲線對甜點(diǎn)的判識，忽略了巖石可壓性對體積壓裂獲得復(fù)雜縫網(wǎng)的影響和巖石力學(xué)參數(shù)對工程施工的影響。為此，基于巖石力學(xué)基礎(chǔ)參數(shù)和地應(yīng)力測試結(jié)果，定量計(jì)算了脆性性指數(shù)和地應(yīng)力剖面，建立了同時考慮水平井儲層品質(zhì)（RQ）和工程品質(zhì)（CQ）的分段分級評價標(biāo)準(zhǔn)（見文獻(xiàn)[13]），對儲層類型進(jìn)行精細(xì)分類，優(yōu)選水平段甜點(diǎn)。

2.2 產(chǎn)能貢獻(xiàn)定量評價

為充分發(fā)揮不同儲層類型的最大潛力，需要進(jìn)行差異化設(shè)計(jì)，優(yōu)化體積改造方式。在優(yōu)選地質(zhì)工程甜點(diǎn)的基礎(chǔ)上，分析了慶城油田11 口頁巖油水平井148 段長期產(chǎn)液剖面測試數(shù)據(jù)，對水平段不同類型儲層產(chǎn)能的實(shí)際貢獻(xiàn)進(jìn)行了定量表征，結(jié)果如圖1所示。

圖1 慶城油田不同類型頁巖油儲層的壓裂段數(shù)、投入和產(chǎn)出占比Fig.1 Proportion comparison of number of fracturing sections,input,and output among different types of shale oil reservoirs in Qingcheng Oilfield

從圖1可以看出，不同儲層類型的產(chǎn)能貢獻(xiàn)差異較大，Ⅰ+Ⅱ類儲層改造段數(shù)占83.6%，產(chǎn)出占95.5%，為主要產(chǎn)能貢獻(xiàn)段；Ⅲ類儲層改造段數(shù)占16.4%，產(chǎn)出僅占4.5%，貢獻(xiàn)程度最低；同時，Ⅲ類儲層投入占比20.4%，產(chǎn)出僅占4.5%，投入產(chǎn)出不成正比。

因此，慶城油田頁巖油儲層的體積壓裂改造策略確定為：優(yōu)先改造Ⅰ和Ⅱ類儲層，Ⅲ類儲層進(jìn)行選擇性改造。

3 壓增滲一體化體積壓裂關(guān)鍵技術(shù)

在確定了體積壓裂改造基本思路之后，研究了以壓裂、增能和滲吸為一體的頁巖油水平井體積壓裂技術(shù)（壓增滲一體化體積壓裂技術(shù)）模式。該技術(shù)通過細(xì)分切割、優(yōu)化壓裂參數(shù)，增大縫網(wǎng)改造體積，通過優(yōu)選增能方式，提高地層能量，通過研發(fā)多功能壓裂液提高油水滲吸置換效率，助力慶城油田頁巖油規(guī)模效益開發(fā)。

3.1 壓裂參數(shù)

3.1.1 裂縫間距優(yōu)化

裂縫間距是影響頁巖油儲層改造體積的關(guān)鍵因素，減小裂縫間距，可增大縫網(wǎng)有效波及體積。在優(yōu)選地質(zhì)和工程甜點(diǎn)的基礎(chǔ)上，采用油藏?cái)?shù)值模擬方法優(yōu)化裂縫間距，以實(shí)現(xiàn)縫控儲量最大化。不同裂縫間距條件下，壓裂后的地層壓力分布如圖2所示（圖2中，藍(lán)色代表原始地層壓力，橘黃色代表注入壓裂液后地層壓力，顏色越深表示地層壓力越高）。

圖2 不同裂縫間距下的地層壓力變化情況對比Fig.2 Comparison of formation pressure variation at different fracture spacing

從圖2可以看出，當(dāng)裂縫間距較大時，縫間存在大量未動用的剩余油，嚴(yán)重影響開發(fā)效果；當(dāng)裂縫間距為10 m 時，不同壓裂段能量能夠相互溝通，可建立有效驅(qū)動系統(tǒng)。

因此，以滲流距離最短為目標(biāo)，考慮目標(biāo)儲層基質(zhì)滲流率、生產(chǎn)壓差及啟動壓力梯度，計(jì)算滲透率0.03～0.30 mD 下頁巖油儲層的基質(zhì)有效滲流距離，結(jié)果如圖3所示。

圖3 不同基質(zhì)滲透率的有效滲流距離對比Fig.3 Comparison of effective seepage distance at different matrix permeability

從圖3可以看出，2 條裂縫之間會形成壓降漏斗，當(dāng)滲透率為0.03 mD 時，裂縫間有效滲流距離為3 m，對應(yīng)裂縫間距為6 m。同理可得，當(dāng)滲透率為0.30 mD 時，裂縫間有效滲流距離為5 m，對應(yīng)裂縫間距為10 m，因此最優(yōu)的裂縫間距為6～10 m。

在優(yōu)化裂縫間距的基礎(chǔ)之上，配套自主研發(fā)的細(xì)分切割可溶球座和動態(tài)暫堵轉(zhuǎn)向工藝，研究形成了以“多簇射孔密布縫、可溶球座硬封隔、暫堵轉(zhuǎn)向軟分簇”為核心的高效縫控體積壓裂工藝[16-19]，以實(shí)現(xiàn)頁巖油水平井無限級細(xì)分切割壓裂，最終提高縫網(wǎng)控制程度。

3.1.2 進(jìn)液強(qiáng)度優(yōu)化

利用甜點(diǎn)判識辦法對慶城油田已壓裂水平井儲層進(jìn)行精細(xì)劃分，對典型井不同類型儲層進(jìn)液強(qiáng)度與單井最終可采儲量（estimated ultimate recovery，EUR）進(jìn)行了相關(guān)性分析，結(jié)果如圖4所示。

從圖4可以看出，進(jìn)液強(qiáng)度與單井EUR 呈正相關(guān)，且Ⅰ類儲層對單井EUR 的貢獻(xiàn)高于Ⅱ類儲層。當(dāng)進(jìn)液強(qiáng)度較低時，不同類型儲層的貢獻(xiàn)程度差異較小，隨著進(jìn)液強(qiáng)度增加，差異逐漸變大。Ⅰ類儲層隨進(jìn)液強(qiáng)度增強(qiáng)，單井EUR 呈現(xiàn)先增加后趨于平穩(wěn)的特征，在20～25 m3/m 區(qū)間增加緩慢；Ⅱ類儲層與單井EUR 也呈相同規(guī)律，在15～20 m3/m 區(qū)間增加緩慢。因此，根據(jù)進(jìn)液強(qiáng)度對單井EUR 的影響規(guī)律，確定長7 段頁巖油Ⅰ類儲層進(jìn)液強(qiáng)度最優(yōu)區(qū)間為20～25 m3/m，Ⅱ類儲層進(jìn)液強(qiáng)度最優(yōu)區(qū)間為15～20 m3/m。

3.2 增能方式優(yōu)選

研究采用同步增能與壓后增能2 種增能方式進(jìn)行增能（見圖5；圖中，箭頭為液體注入方向，藍(lán)色區(qū)域?yàn)閴毫Σ皡^(qū)域）。其中，同步增能方式是在各壓裂段的前置階段先注入增能液，后注入壓裂液；壓后增能方式則是在各壓裂段正常施工完成后，統(tǒng)一籠統(tǒng)注入一定量的增能液。

圖5 同步增能和壓后增能示意Fig.5 Synchronous and post-fracturing energy enhancement

利用油藏?cái)?shù)值模擬方法，對比了注入相同液量時不同增能方式的含油飽和度分布情況，結(jié)果如圖6所示（圖6中，紅色代表原始含油飽和度，顏色越淺，含油飽和度越低）。從圖6可以看出，在累計(jì)液體注入量相同的條件下，同步增能波及范圍更大，增能效果更優(yōu)。數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果表明，同步增能方式下，地層壓力系數(shù)由0.80 提高至1.30，更有利于油水置換與長期穩(wěn)產(chǎn)。因此，慶城油田頁巖油水平井體積壓裂選用同步增能方式。

圖6 同步增能和壓后增能下的含油飽和度對比Fig.6 Comparison of oil saturation under synchronous and post-fracturing energy enhancement

3.3 多功能壓裂液

慶城油田頁巖油儲層發(fā)育多尺度微納米孔隙，采油主要依靠油水滲吸置換[13，26]?，F(xiàn)有主體壓裂液具備良好的降阻和攜砂性能，但存在微納米孔隙滲吸置換效率低和原油乳化等問題。為了最大限度地發(fā)揮壓裂液功效，研制了具有巖石潤濕性反轉(zhuǎn)功能的表面活性劑。同時，通過氨甲基化和季胺化，合成了具有黏彈性的陰離子聚丙烯酰胺；采用微乳液法，合成了20～50 nm 納米顆粒，與聚丙烯酰胺締合形成了多功能變黏滑溜水。納米乳液粒徑與儲層孔喉匹配，可提高壓裂液在多尺度孔隙中的滲吸置換效率。

與現(xiàn)有壓裂液相比，多功能壓裂液在造縫、攜砂、降阻、破膠和破乳的基礎(chǔ)上，可實(shí)現(xiàn)增能和滲吸驅(qū)油功能。室內(nèi)進(jìn)行了多功能壓裂液性能評價試驗(yàn)，結(jié)果表明：降阻率達(dá)73%，可解決多尺度裂縫中支撐劑“進(jìn)得去”的難題，增大了縫網(wǎng)有效支撐體積；在儲層溫度下，該壓裂液可快速破膠與破乳，油水界面清晰，可解決由于原油乳化導(dǎo)致流動阻力增大的難題。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

慶城油田頁巖油水平井壓增滲一體化體積壓裂技術(shù)已應(yīng)用200 余口井，取得了很好的現(xiàn)場應(yīng)用效果，強(qiáng)力支撐了長慶油田的增儲上產(chǎn)。在勘探與評價領(lǐng)域，頁巖油水平井日產(chǎn)油量突破20 t，實(shí)現(xiàn)了慶城油田外圍新突破；在開發(fā)領(lǐng)域，頁巖油示范區(qū)建產(chǎn)規(guī)模不斷增大，實(shí)現(xiàn)了從資源到儲量、從儲量到產(chǎn)量、從產(chǎn)量到效益的轉(zhuǎn)變，2021 年隴東頁巖油開發(fā)示范區(qū)年產(chǎn)油能力突破110×104t。

華H6 平臺于2020 年開始陸續(xù)投產(chǎn)，共布置11口水平井，累計(jì)設(shè)計(jì)壓裂247 段1 342 簇，裂縫密度9.6 簇/100m，入地液量37.6×104m3，砂量3.9×104m3，平臺控制儲量166.9×104m3，截至目前11 口井全部投產(chǎn)，第1 年平均單井累計(jì)產(chǎn)油量達(dá)4 587 t（見表3）。與相鄰平臺井相比，單井初期產(chǎn)油量由10.0 t/d 提高至13.6 t/d，第1 年產(chǎn)油量遞減率由50%降至30%，效果顯著。

表3 華H6 平臺水平井壓裂參數(shù)及開發(fā)效果對比Table 3 Comparison of fracturing parameters and development effect of horizontal wells in Platform Hua H6

統(tǒng)計(jì)分析應(yīng)用的200 余口井，初期產(chǎn)油量由9.6 t/d提高至18.0 t/d，單井1 年累計(jì)產(chǎn)油量由2 380 t 提高至5 256 t，單井EUR 由1.8×104t 提高至2.6×104t?？梢?，該技術(shù)取得了非常好的經(jīng)濟(jì)效益，為慶城油田頁巖油資源高效動用和效益開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。

5 結(jié)論

1）分析產(chǎn)液剖面測試資料發(fā)現(xiàn)，慶城油田Ⅰ+Ⅱ類儲層改造段數(shù)占比83.6%，產(chǎn)出占比達(dá)95.5%，為產(chǎn)能主要貢獻(xiàn)段；Ⅲ類儲層改造段數(shù)占比16.4%，產(chǎn)出僅占4.5%，貢獻(xiàn)程度最低。因此，優(yōu)先改造Ⅰ類和Ⅱ類儲層，Ⅲ類儲層選擇性改造。

2）通過分析慶城油田已壓裂頁巖油水平井進(jìn)液強(qiáng)度與單井最終可采儲量的關(guān)系，確定Ⅰ類儲層進(jìn)液強(qiáng)度的最優(yōu)區(qū)間為20～25 m3/m、Ⅱ類儲層進(jìn)液強(qiáng)度的最優(yōu)區(qū)間為15～20 m3/m。

3）通過利用油藏?cái)?shù)值模擬方法分析不同增能方式的波及范圍和地層壓力提高幅度，慶城油田頁巖油水平井體積壓裂選用同步增能方式。

4）采用多功能壓裂液可提高頁巖油微納米孔隙滲吸置換效率。

5）針對慶城油田“雙低”（低壓、低脆性指數(shù)）和微納米孔隙發(fā)育等特征，研究形成了以壓裂、增能和滲吸一體化為特色的體積壓裂技術(shù)。慶城油田頁巖油水平井應(yīng)用該技術(shù)后，初期產(chǎn)油量、1 年累計(jì)產(chǎn)油量、單井EUR 均大幅提高。