蔣廷學(xué)，肖 博，沈子齊，劉學(xué)鵬，仲冠宇

（1.頁巖油氣富集機(jī)理與高效開發(fā)全國(guó)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,北京 102206；2.中石化石油工程技術(shù)研究院有限公司,北京 102206）

目前，隨著國(guó)內(nèi)頁巖油氣勘探開發(fā)進(jìn)程的加快，陸相頁巖油氣逐漸成為新的油氣產(chǎn)量增長(zhǎng)點(diǎn)和研究熱點(diǎn)[1-3]，如渤海灣盆地濟(jì)陽洼陷頁巖油[4-10]、鄂爾多斯盆地慶城頁巖油[11-12]、松遼盆地古龍凹陷頁巖油[13-15]等。陸相沉積頁巖油氣資源豐富，僅四川盆地侏羅系湖相頁巖氣評(píng)價(jià)資源量就超過1×1012m3，是中國(guó)石化“十四五”規(guī)模增儲(chǔ)上產(chǎn)的重要產(chǎn)能接替區(qū)。上述頁巖油氣田的經(jīng)濟(jì)開發(fā)主要依賴水平井鉆井及體積壓裂技術(shù)。

與海相頁巖油氣儲(chǔ)層相比，陸相頁巖油氣儲(chǔ)層具有縱向多巖性夾層、黏土含量高、天然裂縫相對(duì)不發(fā)育和含油氣豐度低等特點(diǎn)，導(dǎo)致采用常規(guī)水力壓裂技術(shù)時(shí)存在縫高受限、裂縫復(fù)雜性程度低及壓后預(yù)計(jì)最終可采儲(chǔ)量（estimated ultimate recovery，EUR）低等瓶頸問題，極大地制約了陸相頁巖油氣的有效勘探與經(jīng)濟(jì)開發(fā)。

大量頁巖油氣儲(chǔ)層巖心的觀察結(jié)果發(fā)現(xiàn)，大多數(shù)頁巖的水平層理縫分布密度大，每米分布多達(dá)8 000～10 000 條層理縫，且油氣顯示級(jí)別較高，判斷應(yīng)是油氣的主要儲(chǔ)集空間。分析認(rèn)為，水平井體積壓裂的主要矛盾是在儲(chǔ)層可壓性評(píng)價(jià)與密切割主裂縫長(zhǎng)度達(dá)到設(shè)計(jì)預(yù)期的前提下，如何盡可能地增加裂縫的平均縫高（包括造縫縫高及支撐縫高，基于縫長(zhǎng)加權(quán)平均），才能最大限度地增大裂縫整體的泄流面積，進(jìn)而在密切割的協(xié)同作用下，實(shí)現(xiàn)水平井穿層體積壓裂的技術(shù)目標(biāo)。為此，筆者研究提出了陸相頁巖油氣水平井穿層體積壓裂技術(shù)，包括陸相頁巖油氣儲(chǔ)層可壓性評(píng)價(jià)、以EUR 為目標(biāo)的裂縫參數(shù)優(yōu)化、以單簇裂縫模擬為基礎(chǔ)的壓裂施工參數(shù)優(yōu)化、以提高遠(yuǎn)井縫高為基礎(chǔ)的全程穿層壓裂工藝優(yōu)化、滲吸驅(qū)油一體化壓裂液體系及性能評(píng)價(jià)和以滲吸機(jī)理為基礎(chǔ)的壓后悶井制度優(yōu)化方法，以期提高陸相頁巖油氣的壓裂水平及勘探開發(fā)效益。

1 陸相頁巖油氣儲(chǔ)層可壓性評(píng)價(jià)

陸相湖盆離物源較近且受構(gòu)造、氣候等因素影響顯著，陸相細(xì)粒沉積巖的成因機(jī)制不只是單一的“安靜水體環(huán)境中緩慢懸浮沉積”，也可以是濁流、異重流、流體化沉積物流、風(fēng)暴作用等搬運(yùn)成因[16]。以四川盆地元壩地區(qū)、復(fù)興地區(qū)的陸相頁巖和涪陵海相頁巖為例，對(duì)比了陸相沉積頁巖與海相頁巖的可壓性參數(shù)，結(jié)果見表1。

表1 陸相頁巖與海相頁巖可壓性參數(shù)對(duì)比Table 1 Comparison of fracibility parameters between continental and marine shale

從表1 可以看出，與海相頁巖相比，陸相頁巖的總有機(jī)碳含量、含氣量、脆性礦物含量、彈性模量及天然裂縫發(fā)育程度等相對(duì)較低，黏土含量、泊松比、水平應(yīng)力差等相對(duì)較高?？傮w而言，陸相頁巖的可壓性相對(duì)較低。

2 穿層壓裂參數(shù)和工藝優(yōu)化

2.1 以EUR 為目標(biāo)的穿層壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化

為了實(shí)現(xiàn)頁巖油效益開發(fā)，需要遵循“逆向設(shè)計(jì)，正向施工”的模式，以效益開發(fā)需要達(dá)到的EUR 為目標(biāo)，對(duì)裂縫參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化。頁巖油儲(chǔ)層縱向非均質(zhì)較強(qiáng)，存在薄互層或夾層，有較大應(yīng)力遮擋，并且紋層較為發(fā)育，導(dǎo)致縫高擴(kuò)展非常困難，極大地影響壓裂改造體積。因此，要想取得較好的壓裂效果，一般需要采用穿層壓裂的工藝模式。預(yù)測(cè)了A 井不同縫高下不同年份的累計(jì)產(chǎn)油量（預(yù)測(cè)了10 年），結(jié)果如圖1 所示。

圖1 不同縫高下A 井累計(jì)產(chǎn)油量預(yù)測(cè)結(jié)果Fig.1 Cumulative oil production results of Well A at various fracture heights

由于EUR 不易獲得，筆者以生產(chǎn)10 年的累計(jì)產(chǎn)油量替代EUR 進(jìn)行分析。從圖1 可以看出，穿層縫高對(duì)EUR 影響極大。就A 井而言，當(dāng)縫高由10 m增至20 m 時(shí)，EUR 可提高30%以上。在以EUR 為目標(biāo)優(yōu)化穿層壓裂裂縫參數(shù)后，需以此優(yōu)化的裂縫參數(shù)組合為目標(biāo)，優(yōu)化壓裂工藝參數(shù)。

2.2 以單簇裂縫模擬為基礎(chǔ)的穿層壓裂工藝參數(shù)優(yōu)化

首先進(jìn)行單簇裂縫模擬，然后基于設(shè)備能力確定最大允許射孔簇?cái)?shù)，此為不加暫堵球最大允許射孔簇?cái)?shù)。如為了降低壓裂成本，設(shè)計(jì)射孔簇?cái)?shù)大于上述優(yōu)化射孔簇?cái)?shù)，則需設(shè)計(jì)暫堵球參數(shù)。基于離散元數(shù)值模擬方法，進(jìn)行了不同射孔簇下水力裂縫的擴(kuò)展數(shù)值模擬。圖2 為射孔3 簇條件下某陸相頁巖地層裂縫的縫高剖面模擬結(jié)果（縫寬放大1 000 倍），由圖2 可知，射孔3 簇時(shí)，裂縫高度基本可以實(shí)現(xiàn)壓裂裂縫優(yōu)化目標(biāo)。

圖2 射孔3 簇時(shí)水力裂縫的擴(kuò)展情況（縫寬放大1 000 倍）Fig.2 Fracture propagation for 3-cluster fractures (fracture width enlarged 1000 times)

由于陸相頁巖油開采的復(fù)雜性，為了提高開采效益，通常采用少段多簇的壓裂模式。為了多簇裂縫均衡開啟延伸，通常需要投加暫堵球，以實(shí)現(xiàn)對(duì)已開啟優(yōu)勢(shì)進(jìn)液孔道的封堵，開啟未打開射孔孔眼。其中，如何進(jìn)行投球前的分級(jí)裂縫起裂延伸，防止投球前所有簇不同程度開啟，是提高暫堵球壓裂效果的重要前提?；谖锢砟M與數(shù)值模擬研究，提出低排量較長(zhǎng)時(shí)間注入、優(yōu)化射孔方式、非均勻布酸等幾種工藝方式來實(shí)現(xiàn)分級(jí)起裂。

1）低排量較長(zhǎng)時(shí)間注入。通過研究不同排量條件下多簇裂縫的簇間流量差異系數(shù)變化情況（見圖3），發(fā)現(xiàn)排量由18 m3降至10 m3時(shí)，5 簇裂縫的簇間流量差異系數(shù)可由20%增至45%?？梢?，排量越低，簇間流量差異系數(shù)越大，因此，可通過控制泵注初期排量，實(shí)現(xiàn)部分段簇的優(yōu)先開啟，待此部分裂縫充分?jǐn)U展延伸后，通過投加暫堵球?qū)崿F(xiàn)液流轉(zhuǎn)向，開啟未打開孔道，從而實(shí)現(xiàn)多簇裂縫均衡起裂延伸。

圖3 不同排量條件下多簇裂縫的簇間流量差異系數(shù)Fig.3 Intercluster flow difference coefficient of multicluster fracture under different pumping rate

2）優(yōu)化射孔方式。為了實(shí)現(xiàn)段內(nèi)多簇裂縫的分批起裂，可以對(duì)水平段應(yīng)力分布狀況進(jìn)行精細(xì)描述，選擇在應(yīng)力差異較大的位置射孔，從而使低應(yīng)力位置先起裂，高應(yīng)力位置后起裂。此外，還可以通過設(shè)置射孔方式，增大不同簇間儲(chǔ)層的破裂壓力差異，從而實(shí)現(xiàn)分批起裂。研究表明，在段內(nèi)可以采用螺旋射孔與近平面射孔復(fù)合的射孔方式。螺旋射孔和近平面射孔條件下裂縫參數(shù)的對(duì)比情況見表2。

表2 螺旋射孔和近平面射孔條件下裂縫參數(shù)的對(duì)比Table 2 Comparison of fracture parameters between spiral and plane perforation conditions

由表2 可知，近平面射孔的起裂壓力較低，可以優(yōu)先起裂，然后通過暫堵實(shí)現(xiàn)螺旋射孔簇的開啟。

同時(shí)，采用變參數(shù)射孔方式也可以實(shí)現(xiàn)多簇裂縫的分級(jí)起裂。一般采用增大趾部簇孔密或孔徑的方式實(shí)現(xiàn)：增大趾端的孔密或孔徑，會(huì)降低壓裂液的流動(dòng)摩阻，從而實(shí)現(xiàn)趾端優(yōu)先起裂。

3）非均勻布酸。非均勻布酸會(huì)使不同射孔簇的溶蝕程度不同，造成破裂壓力降低程度各異，從而實(shí)現(xiàn)分批起裂擴(kuò)展。現(xiàn)場(chǎng)通過替酸時(shí)快速提高頂替排量的方式實(shí)現(xiàn)非均勻布酸，使酸大部分向趾端方向運(yùn)移分布，且優(yōu)先進(jìn)入趾端縫簇，進(jìn)而較大幅度地降低破裂壓力。

2.3 以提高遠(yuǎn)井縫高為基礎(chǔ)的全程穿層壓裂工藝優(yōu)化

即使是單一巖性儲(chǔ)層，水力裂縫的擴(kuò)展形態(tài)也是近井筒處縫高最高，越往裂縫端部方向縫高越低，甚至接近0。這是因?yàn)?，隨著壓裂液造縫和濾失的進(jìn)行，越往端部，造縫的排量及凈壓力越低。而對(duì)陸相頁巖油氣縱向多巖性夾層的情況而言，即使是在近井筒處，可能也難以實(shí)現(xiàn)裂縫的縱向貫通，遠(yuǎn)井的縫高延伸程度就更低了。因此，只有大幅度提高裂縫的平均縫高，尤其是遠(yuǎn)井縫高，才能促使油氣從縱向不同巖性夾層及不同的水平層理縫中水平地流向裂縫，然后再?gòu)牧芽p中水平地流向井筒。換言之，對(duì)于縱向多巖性夾層和多個(gè)密集分布的水平層理縫而言，水平方向的滲透率遠(yuǎn)大于垂向滲透率，因此必須依靠水力裂縫實(shí)現(xiàn)縱向上的全覆蓋，才能在短簇間距的協(xié)同作用下，最大限度地提高單井EUR[17]。

在提高縱向裂縫穿層方面，目前主要采用基于高黏度膠液前置的逆壓裂模式結(jié)合快速提高排量的策略，以快速在井筒內(nèi)積聚起足夠高的壓力。基于某口陸相頁巖油井應(yīng)力剖面，利用壓裂軟件，模擬了不同黏度壓裂液條件下水力裂縫縫高的延伸情況，結(jié)果見圖4。

圖4 不同黏度壓裂液的水力裂縫半高模擬情況對(duì)比Fig.4 Fracture height under different fracturing fluid viscosity conditions

此外，還采用高黏度膠液的中頂手段，但效果不佳。因其暫堵的起壓效果確實(shí)不盡如人意。

雖然以往也提出過“3 次暫堵球+4 次暫堵劑”的多級(jí)暫堵模式，但基本上只能實(shí)現(xiàn)一次縫內(nèi)暫堵，因不同級(jí)的暫堵劑是針對(duì)投球壓開的新裂縫而言的，且暫堵的位置大部分可能僅局限于近井地帶，因暫堵后壓力升高的速度大部分相對(duì)較大，這是近井筒暫堵的壓力特征響應(yīng)。

因此，本文提出一次或二次縫內(nèi)暫堵的策略。如果是采用一次縫內(nèi)暫堵，則應(yīng)在裂縫中部進(jìn)行定點(diǎn)暫堵設(shè)計(jì)；如果是二次暫堵，則應(yīng)分別在裂縫的前1/3 和后1/3 進(jìn)行定點(diǎn)暫堵。定點(diǎn)暫堵設(shè)計(jì)目前已基本成型，就是利用成熟的壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)軟件，將暫堵劑當(dāng)作支撐劑，模擬預(yù)期暫堵處暫堵劑的縱橫向覆蓋程度，如基本覆蓋，且基于暫堵劑濃度計(jì)算的支撐縫寬與該處的造縫寬度基本相當(dāng)，則說明暫堵劑實(shí)現(xiàn)了定點(diǎn)暫堵。需要指出的是，縫內(nèi)二次暫堵設(shè)計(jì)時(shí)，一般第二次暫堵時(shí)暫堵劑的濃度及用量等應(yīng)大于第一次暫堵時(shí)的對(duì)應(yīng)參數(shù)，因?yàn)榈诙螘憾聲r(shí)的裂縫幾何尺寸都大于第一次暫堵處的對(duì)應(yīng)值。

一旦實(shí)現(xiàn)了一次或二次縫內(nèi)定點(diǎn)暫堵，則暫堵處必然優(yōu)先憋壓，因此，該處的縫高也在一定程度上得以繼續(xù)擴(kuò)展?；谧匝熊浖M了一次暫堵和二次暫堵條件下裂縫的縫高擴(kuò)展情況，具體模擬結(jié)果如圖5 所示（以井筒中心為0 點(diǎn)，水平方向?yàn)榭p長(zhǎng)方向，垂直方向?yàn)榭p高方向）。

圖5 一次暫堵和二次暫堵裂縫縫高延伸情況Fig.5 Fracture height propagation under primary and secondarytemporary plugging

由圖5 可知，實(shí)施二次暫堵后，由于暫堵劑的集聚效應(yīng)，會(huì)在縫長(zhǎng)方向一定位置處憋壓，使縫內(nèi)凈壓力升高，造成暫堵處的縫高進(jìn)一步擴(kuò)展。對(duì)于多紋層的陸相頁巖而言，紋層內(nèi)游離烴相較為富集，縫高的擴(kuò)展會(huì)極大提升壓裂后改造效果。

3 滲吸驅(qū)油一體化壓裂液及性能評(píng)價(jià)

水平井穿層體積壓裂包括2 個(gè)過程：1）壓裂施工期間的快改造過程，在施工的3～4 h 內(nèi)即實(shí)現(xiàn)水力造縫及支撐劑的有效充填，該過程相當(dāng)于壓裂后把常規(guī)中等規(guī)模的長(zhǎng)期注水補(bǔ)能過程濃縮到上述極短的施工周期內(nèi)，并將注水量一次性在該周期內(nèi)注入完畢；2）壓裂液水化滲吸的慢改造過程，雖然涉及臨界滲吸的概念，但只是達(dá)到上述臨界滲吸時(shí)間點(diǎn)后的滲吸速度變慢而已。實(shí)際上，只要壓裂液沒有返排完，上述水化滲吸機(jī)制就一直存在。而水化（一般大于黏土膨脹效應(yīng)）可在垂直于裂縫壁面相當(dāng)大的范圍內(nèi)，實(shí)現(xiàn)對(duì)巖石基質(zhì)的長(zhǎng)期慢改造。

因此，要求壓裂液具有滲吸-驅(qū)油一體化功能是必然的選擇。通過在壓裂液中加入滲吸劑，進(jìn)一步促進(jìn)水化滲吸效果。同時(shí)，在壓裂液中加入驅(qū)油劑，可在壓后生產(chǎn)過程中進(jìn)一步降低油氣流動(dòng)阻力。

通過優(yōu)選具有特殊結(jié)構(gòu)的陰離子表面活性劑，實(shí)現(xiàn)表面活性劑分子在溶液表面的緊密排布，降低表面張力。同時(shí)，由于分子疏水端的特殊結(jié)構(gòu)，使分子界面潤(rùn)濕性強(qiáng)，能夠顯著降低潤(rùn)濕角。加入一定量的陽離子表面活性劑，通過與陰離子表面活性劑的靜電吸引作用，增加表面分子吸附膜的緊密度，進(jìn)一步協(xié)同降低表面張力。配方中加入兩性表面活性劑，強(qiáng)化低界面張力和對(duì)油藏中重質(zhì)成分的剝離性能。引入非離子表面活性劑，利用其良好的滲透性，進(jìn)一步強(qiáng)化界面油剝離。中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院研發(fā)了壓裂用滲吸劑SFDB，其為淡黃色水溶性液體。性能測(cè)試表明，SFDB 加量大于0.1%的水溶液界面張力小于1 mN/m，表面張力小于28 mN/m，滿足助排劑的指標(biāo)要求；巖心滲吸試驗(yàn)結(jié)果表明，加入滲吸劑前后，滲吸率提高28.8%。

采用頁巖巖心分別進(jìn)行水自發(fā)滲吸（見圖6）和0.1%SFDB 溶液自發(fā)滲吸（見圖7），并采用低場(chǎng)核磁共振技術(shù)跟蹤觀察。觀察可知，加入滲吸劑后更容易將較小孔隙內(nèi)的油滲吸出來。試驗(yàn)條件下，13 d時(shí)水的自發(fā)滲吸采收率為17.56%，0.1%SFDB溶液的自發(fā)滲吸采收率為20.73%，加入滲吸劑后采收率提高了3.17 百分點(diǎn)。

圖6 頁巖自發(fā)滲吸核磁T2 譜變化Fig.6 Changes in the Nuclear Magnetic Resonance (NMR)T2 spectrum of shale with spontaneous imbibition

圖7 頁巖自發(fā)滲吸（加入0.1%SFDB）核磁T2 譜變化Fig.7 Changes in the NMR T2 spectrum of shale with spontaneous imbibition (0.1% SFDB addition)

4 以滲吸為基礎(chǔ)的壓后悶井制度優(yōu)化

頁巖油氣儲(chǔ)層壓裂之所以強(qiáng)調(diào)壓后悶井，主要原因在于水化滲吸對(duì)巖石基質(zhì)的擴(kuò)孔增滲效應(yīng)還沒有完全釋放到位。以往一般基于室內(nèi)物理模擬和數(shù)值模擬等手段進(jìn)行相應(yīng)的研究。但水化滲吸對(duì)裂縫壁面巖石基質(zhì)的影響范圍及影響參數(shù)，還難以耦合進(jìn)數(shù)值模型中去，因?yàn)閺氖覂?nèi)巖心尺度的水化滲吸效應(yīng)如何放大到油藏尺度是個(gè)難題。

鑒于此，可基于現(xiàn)場(chǎng)悶井期間的壓力下降速度進(jìn)行綜合評(píng)判。優(yōu)化的目標(biāo)是最大限度地發(fā)揮水化滲吸的效果。理論上，以連續(xù)3 d 的井口壓力下降速度趨于0 為標(biāo)準(zhǔn)確定最佳悶井時(shí)間，但這可能需要很長(zhǎng)的時(shí)間，現(xiàn)場(chǎng)條件也不允許，因此需要一個(gè)相對(duì)折中的方案。因?yàn)閯傞_始悶井時(shí)，水化滲吸還處于早期階段，擴(kuò)孔增滲效應(yīng)相對(duì)較大，因此，每天的壓力下降速度相對(duì)較大，如大于2 MPa/d。但隨著悶井時(shí)間延長(zhǎng)，水化滲吸效應(yīng)逐漸減弱，井口壓力的下降速度也逐漸減緩，有時(shí)甚至低于0.1 MPa/d。特別是，當(dāng)壓力下降速度低于某個(gè)臨界值后，壓力的下降速度也大幅度下降，有時(shí)壓力下降0.1 MPa，可能需要10 多天甚至一個(gè)月以上的時(shí)間。因此，可折中取0.1 MPa/d 作為悶井時(shí)間的優(yōu)化依據(jù)。

5 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

陸相頁巖油氣水平井穿層體積壓裂技術(shù)在頁巖油氣水平井A 井和B 井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)先導(dǎo)試驗(yàn)，施工概況見表3。

表3 A 井和B 井穿層壓裂概況Table 3 Overview of vertical penetration fracturing in Wells A and B

其中，A 井以EUR=3×104m3為目標(biāo)開展壓裂參數(shù)優(yōu)化，采用了“密切割段簇劃分+復(fù)雜縫造縫+滲吸提產(chǎn)”的主體思路，共泵注壓裂液88 000 m3，支撐劑8 600 m3，暫堵劑7.5 t，采用了滲吸驅(qū)油一體化壓裂液體系，壓后根據(jù)壓力變化情況悶井15 d，壓后反演裂縫縫高22～26 m，全部覆蓋了產(chǎn)層（16～23 m），實(shí)現(xiàn)了穿層壓裂。

B 井以EUR 為目標(biāo)開展壓裂參數(shù)優(yōu)化，共實(shí)施23 段壓裂施工，泵注壓裂液51 900 m3，支撐劑3 250 m3，暫堵劑2.4 t，壓后根據(jù)壓力變化情況悶井20 d，壓后反演裂縫縫高17～20 m，全部覆蓋主力產(chǎn)層（15～19 m），取得了較好的改造效果。

6 結(jié)論與建議

1）研究提出了陸相頁巖油氣水平井穿層體積壓裂技術(shù)，主要包括儲(chǔ)層可壓性評(píng)價(jià)、穿層裂縫參數(shù)優(yōu)化、穿層壓裂工藝參數(shù)優(yōu)化、滲吸-驅(qū)油一體化壓裂液及悶井時(shí)間優(yōu)化等。

2）現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明，陸相頁巖油氣水平井穿層體積壓裂技術(shù)適應(yīng)性好，針對(duì)性和可操作性也相對(duì)較好，可實(shí)現(xiàn)多紋層陸相頁巖油氣儲(chǔ)層縫高的有效覆蓋。

3）要實(shí)現(xiàn)真正的穿層體積壓裂，必須強(qiáng)化地質(zhì)-工程一體化及鉆井與壓裂一體化。建議從以下方面進(jìn)一步深化研究：進(jìn)一步細(xì)化縱向多夾層及水平層理縫的地應(yīng)力剖面研究，有時(shí)因夾層薄受上下巖性的影響相對(duì)較大，在分層地應(yīng)力模型研究上如何避免上下鄰層的影響，難度極大，但必須攻克；加強(qiáng)縫內(nèi)暫堵有效性的判識(shí)方法研究，如考慮水擊效應(yīng)對(duì)暫堵壓力響應(yīng)特征的影響及模型研究等；進(jìn)一步加強(qiáng)巖心尺度水化滲吸的擴(kuò)孔增滲效應(yīng)與油氣藏尺度數(shù)值模型的耦合研究，以便從模型優(yōu)化上提出合理悶井時(shí)間。