趙振峰，王文雄，徐曉晨，葉 亮，李 鳴

（1.中國石油長慶油田分公司,陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院,陜西西安 710018；3.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室,陜西西安 710018）

頁巖氣是近年來最具代表性的非常規(guī)油氣資源。美國最早開始進(jìn)行頁巖氣資源勘探開發(fā)，其頁巖氣年產(chǎn)量在2015 年已達(dá)到4 302×108m3，占美國天然氣年產(chǎn)總量的56.1%[1]。我國頁巖氣勘探開發(fā)起步較晚，近年來也取得顯著成效，其中具有代表性的四川盆地上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組已實(shí)現(xiàn)商業(yè)開發(fā)突破和規(guī)模效益開發(fā)[2]。長慶油田作為目前國內(nèi)最大的油氣生產(chǎn)基地，面對增儲(chǔ)上產(chǎn)的巨大需求，在致密氣[3]、頁巖油[4-6]勘探開發(fā)取得成功的同時(shí)，也開展了頁巖氣的勘探實(shí)踐，鄂爾多斯盆地西部下古生界的烏拉力克組有利含氣富集區(qū)面積達(dá) 9 000 km2，具有廣闊勘探前景，是下一步天然氣增儲(chǔ)上產(chǎn)的重要對象。自2017 年Z4 井獲得工業(yè)氣流以來，優(yōu)選直井開展探索試驗(yàn)，不斷深化儲(chǔ)層地質(zhì)認(rèn)識(shí)，創(chuàng)新發(fā)展儲(chǔ)層改造思路和工藝方法，優(yōu)選甜點(diǎn)區(qū)開展水平井先導(dǎo)試驗(yàn)，初步實(shí)現(xiàn)了該領(lǐng)域的勘探突破。

從國內(nèi)外頁巖油氣的勘探開發(fā)實(shí)踐來看，以水平井+多段壓裂為主的體積壓裂技術(shù)[7-8]是提高單井產(chǎn)量、實(shí)現(xiàn)效益勘探開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)之一。國內(nèi)外學(xué)者圍繞頁巖油氣體積壓裂的裂縫擴(kuò)展規(guī)律、參數(shù)模擬優(yōu)化、工藝技術(shù)和方法及關(guān)鍵工具材料[9-15]進(jìn)行了持續(xù)攻關(guān)研究，形成了適合不同類型頁巖油氣的技術(shù)模式。其中，核心思路就是堅(jiān)持地質(zhì)工程一體化[16]，深挖頁巖氣儲(chǔ)層壓裂地質(zhì)特征的差異性，開展針對性的優(yōu)化研究和試驗(yàn)。基于此，筆者從分析烏拉力克組頁巖氣地質(zhì)特征入手，分析了壓裂增產(chǎn)的技術(shù)難點(diǎn)，開展了直井和水平井2 種井型的體積壓裂工藝及參數(shù)優(yōu)化，針對低壓的難點(diǎn)進(jìn)行了氣體增壓壓裂和控壓排液技術(shù)試驗(yàn)，形成了適合鄂爾多斯盆地西部烏拉力克組海相頁巖氣的壓裂提產(chǎn)技術(shù)，取得了單井產(chǎn)量和勘探實(shí)踐的突破。

1 地質(zhì)概況與儲(chǔ)層特征

1.1 頁巖氣地層分布和邊界

鄂爾多斯盆地下古生界地層在西緣發(fā)育較全。烏拉力克組發(fā)育在該盆地西部，面積約2.5×104km2，盆地中部未見沉積，整體呈現(xiàn)自東向西厚度增大的趨勢。該盆地西部屬祁連海域沉積，受差異沉降影響，盆地本部隆升為陸，整體為陸緣海深水沉積，利于厚層頁巖發(fā)育，巖性主要為黑色紋層狀頁巖，具有埋藏深度較深、低豐度和低孔隙的特征。目前已落實(shí)馬家灘、上海廟、棋盤井3 個(gè)含氣富集區(qū)及銀洞子含油富集區(qū)（見圖1）。

圖1 鄂爾多斯盆地西部烏拉力克組含油氣富集區(qū)示意Fig.1 Hydrocarbon enrichment area of Wulalike Formation in the Western Ordos Basin

1.2 構(gòu)造及成藏特征

鄂爾多斯盆地西部處于鄂爾多斯地塊與西部活動(dòng)帶及地塊的過渡區(qū)，處于弱構(gòu)造發(fā)育-穩(wěn)定構(gòu)造區(qū)，經(jīng)歷多期構(gòu)造改動(dòng)，其沉積、成藏受加里東、海西、印支-燕山和喜山期構(gòu)造活動(dòng)的影響，斷裂普遍發(fā)育，構(gòu)造特征非常復(fù)雜，且分區(qū)差異大。

海相頁巖氣藏特征南北差異大，區(qū)域分布穩(wěn)定，局部高壓富集。上海廟地區(qū)局部構(gòu)造復(fù)雜，西部構(gòu)造穩(wěn)定，緊鄰橫山堡構(gòu)造帶，發(fā)育系列東傾斷層。白土井-新上海廟斷裂西側(cè)發(fā)育通天斷層，保存條件差。該斷層以西具有一定含氣性，氣層埋藏淺（3 700～4 000 m）；棋盤井地區(qū)構(gòu)造穩(wěn)定，氣層厚度大，埋藏深（4 700～5 000 m），鐵克蘇廟斷裂西側(cè)地層在燕山期發(fā)生強(qiáng)烈抬升、剝蝕，與古生界與白堊系角度不整合基礎(chǔ)，不利于成藏，而東側(cè)則構(gòu)造穩(wěn)定；馬家灘主要發(fā)育3 期斷裂，整體以加里東斷裂為主，整體為坡階式構(gòu)造，呈南北向展布，南西低、北東高。頁巖受南北向斷裂切割，造成非均質(zhì)性較強(qiáng)，單井產(chǎn)量差異明顯，構(gòu)造相對高點(diǎn)利于頁巖氣富集。

烏拉力克組可識(shí)別出盆地、廣海陸棚和斜坡3 類大相。斜坡相碳酸鹽礦物含量明顯增加，分為上斜坡、下斜坡2 個(gè)亞相。下斜坡以頁巖沉積為主，僅發(fā)育垮塌角礫灰?guī)r；上斜坡頁巖厚度小，發(fā)育角礫灰?guī)r及泥晶灰?guī)r。沉積相呈南北向展布，鄂爾多斯盆地西部以廣海陸棚-斜坡相沉積為主，水體“西深東淺，南深北淺”，斜坡坡度較大，相變快。廣海陸棚、下斜坡黑色頁巖發(fā)育，為有利相帶。

1.3 厚度分布

烏拉力克組地層平面分布穩(wěn)定，厚度一般為40～140 m，整體具有“北厚南薄、西厚東薄”的特征。有效烴源巖發(fā)育在烏拉力克組底部，厚度在20～60 m 不等，該段泥質(zhì)巖在南北方向上分布相對連續(xù)，氣測呈現(xiàn)多個(gè)異常區(qū)。棋盤井、上海廟地區(qū)厚度穩(wěn)定，東側(cè)古隆起區(qū)由于剝蝕變薄，厚度一般為100～140 m，硅質(zhì)泥頁巖厚度30～100 m，源巖條件好，勘探潛力大。馬家灘地區(qū)西厚東薄，厚度為40～100 m。

1.4 地層和巖性特征

烏拉力克組巖性以深灰色、灰黑色含灰泥巖為主，夾褐灰色、灰黑色泥質(zhì)灰?guī)r，局部發(fā)育薄層角礫灰?guī)r、泥質(zhì)灰?guī)r。全巖資料表明，地層主要由硅質(zhì)礦物、碳酸鹽礦物與黏土礦物組成（見圖2）。礦物成分以長英質(zhì)為主，含量為54.6%，碳酸鹽巖礦物含量20.4%，脆性礦物含量高達(dá)75.0%，黏土礦物含量23.5%，相對于四川盆地頁巖氣，硅質(zhì)含量更高。

圖2 鄂爾多斯盆地西部烏拉力克組泥頁巖巖相三角圖Fig.2 Lithologic triangle map of shale of Wulalike Formation in the Western Ordos Basin

烏拉力克組平面上整體硅質(zhì)頁巖發(fā)育，西側(cè)硅質(zhì)含量更高。硅質(zhì)頁巖中可見大量放射蟲、海綿骨針等硅質(zhì)生物化石（見圖3），同時(shí)在Si 與Al 交會(huì)圖中大部分表現(xiàn)為有機(jī)硅，表明烏拉力克組泥頁巖中含有生物成因硅質(zhì)。定量分析其Si/（Si+Al+Fe）值均小于0.9，表明西部烏拉力克組硅質(zhì)頁巖中硅質(zhì)為混合成因，除了生物硅質(zhì)外，還可見碎屑硅質(zhì)、化學(xué)硅質(zhì)。定量計(jì)算不同成因硅質(zhì)含量發(fā)現(xiàn)，隨著埋深增大，總硅、生物硅、化學(xué)硅含量增大，碎屑硅、成巖硅含量降低。硅質(zhì)頁巖主要發(fā)育在烏拉力克組底部，且主要為生物硅質(zhì)頁巖。依據(jù)沉積旋回將烏拉力克組劃分為3 段（見圖4），其中烏三段以硅質(zhì)頁巖為主，硅質(zhì)含量高、烴源條件好，烏一段巖性以泥巖為主，烏二段為混合頁巖。

圖3 忠平1 井烏拉力克組硅質(zhì)頁巖（井深4 263.20 m）中的放射蟲化石Fig.3 Radiolaria in the siliceous shale of Wulalike Formation in Well Zhongping 1(well depth of 4 263.20 m)

圖4 李86 井烏拉力克組測井解釋成果Fig.4 Logging interpretation of Well Li 86 in WulalikeFormation

1.5 熱成熟度

鄂爾多斯盆地西部烏拉力克組頁巖干酪根以Ⅰ、Ⅱ1型為主[17]，即腐泥或腐殖-腐泥型有機(jī)質(zhì)，并且都以高-過成熟階段為主，其海相沉積環(huán)境表明有機(jī)質(zhì)來源主要為浮游生物、微生物及藻類。受“東西構(gòu)造變化強(qiáng)烈”的影響，南北有機(jī)質(zhì)成熟度差異明顯，形成“南油北氣”的差異化成藏特征。北段有機(jī)質(zhì)成熟度一般為1.20%～1.90%，以生氣為主；南段有機(jī)質(zhì)成熟度一般0.72%～1.25%，油氣兼生，以生油為主。

1.6 總有機(jī)碳含量

鄂爾多斯盆地西部中上奧陶統(tǒng)烏拉力克組烴源巖總有機(jī)碳含量（TOC）總體相對較低（見圖5，其中N為總樣本數(shù)，頻率指某個(gè)TOC 范圍的樣本數(shù)占總樣本數(shù)的比例）。廣海陸棚相烴源巖TOC 相對更高，以生物硅質(zhì)頁巖相為主；深水斜坡相生物硅主要發(fā)育在局部洼地，為生物硅質(zhì)和混合頁巖相，在圖6 中廣海陸棚相共測取烴源巖TOC 樣本30 個(gè)，測取深水斜坡相烴源巖TOC 樣本139 個(gè)。

圖5 鄂爾多斯盆地西部烏拉力克組TOC 直方圖Fig.5 TOC histogram of Wulalike Formation in the western Ordos Basin

圖6 鄂爾多斯盆地西部烏拉力克組不同相帶TOC 對比Fig.6 Comparison of TOC in different facies belts of Wulalike Formation

烏拉力克組整體泥質(zhì)含量高，為了消除泥質(zhì)對中子測井的影響，將有機(jī)質(zhì)影響因素放大，構(gòu)建了中子-電阻率綜合指數(shù)法，精確計(jì)算TOC。烏拉力克組頁巖的TOC 一般為0.43%～1.92%，平均為0.86%。紋層頁巖的TOC 為1.02%；紋層灰質(zhì)的TOC 平均為0.24%。在平面上，北段的TOC 平均為1.13%，中南段的TOC 平均為0.82%。馬家灘地區(qū)的TOC 普遍大于0.60%，最高可達(dá)到1.00%；棋盤井地區(qū)的TOC 較高，平均為1.20%；上海廟地區(qū)的TOC為1.13%；銀洞子地區(qū)的TOC 較高，為1.23%。

2 壓裂技術(shù)難點(diǎn)

壓裂改造是頁巖氣提高產(chǎn)量的關(guān)鍵技術(shù)手段，不同屬性的儲(chǔ)層其改造技術(shù)和參數(shù)必須有針對性和差異性。鄂爾多斯盆地頁巖氣的突出特點(diǎn)是埋藏深度較深，而埋藏深度對儲(chǔ)層成巖作用、物性及油氣流動(dòng)能力的影響均較大，是儲(chǔ)層物性的重要控制參數(shù)。因此，以埋藏深度為關(guān)鍵指標(biāo)，對標(biāo)國內(nèi)外同埋藏深度儲(chǔ)層評價(jià)儲(chǔ)層品質(zhì)。國外深層頁巖氣成功開發(fā)的主要為北美的Haynesville 和Woodford 地區(qū)，國內(nèi)埋深超過3 500 m 的頁巖氣成功開發(fā)的主要為四川瀘州地區(qū)[18]，具體對標(biāo)參數(shù)見表1。

表1 鄂爾多斯盆地與國內(nèi)外典型頁巖區(qū)塊儲(chǔ)層特征統(tǒng)計(jì)結(jié)果Table 1 Reservoir characteristics in Ordos Basin and typical shale play domestic and abroad

不同的儲(chǔ)層參數(shù)代表儲(chǔ)層的某一類特征，基于此將儲(chǔ)層參數(shù)分為4 大類，其中儲(chǔ)層埋藏深度與壓力系數(shù)反映儲(chǔ)層的供氣能力，優(yōu)質(zhì)頁巖厚度與孔隙度反映儲(chǔ)層的儲(chǔ)氣能力，TOC、含氣量以及游離氣占比反映儲(chǔ)層的產(chǎn)氣能力，脆性礦物含量、天然裂縫發(fā)育程度、應(yīng)力差及彈性模量反映壓裂改造形成復(fù)雜縫網(wǎng)的能力。從對標(biāo)結(jié)果可以看出：在供氣能力方面，鄂爾多斯盆地西部儲(chǔ)層壓力系數(shù)小于1，地層持續(xù)供氣能力不足；在儲(chǔ)氣能力方面，鄂爾多斯盆地西部優(yōu)質(zhì)頁巖厚度相對較小，孔隙度最低僅為1.1%，儲(chǔ)氣能力不足；在產(chǎn)氣能力方面，鄂爾多斯盆地西部儲(chǔ)層的TOC、含氣量及游離氣占比均低于其余儲(chǔ)層，產(chǎn)氣能力也較差；而在形成復(fù)雜縫網(wǎng)的能力方面，鄂爾多斯盆地西部頁巖雖然硬度較大，但脆性礦物含量較高，天然裂縫發(fā)育，具備形成復(fù)雜縫網(wǎng)的條件。因此，儲(chǔ)層綜合評價(jià)結(jié)果表明，鄂爾多斯盆地西部頁巖儲(chǔ)層物質(zhì)基礎(chǔ)較差，唯一有利因素為壓裂改造在突破兩向應(yīng)力差后形成復(fù)雜縫網(wǎng)的潛力大。

前期開展的先導(dǎo)試驗(yàn)注入低黏壓裂液，壓力響應(yīng)顯示水力裂縫寬度較窄，加砂難度較大，基于此，總結(jié)出鄂爾多斯盆地西部烏拉力克組頁巖儲(chǔ)層表現(xiàn)為“五高五難”的壓裂地質(zhì)特征：1）彈性模量高（35～42 GPa），加砂難度大；2）破裂壓力高（76～104 MPa），施工難度大；3）閉合應(yīng)力高（0.020 MPa/m），裂縫延伸難度大；4）地層溫度高（130 ℃），液體攜砂難度大；5）兩向應(yīng)力差較高（8～12 MPa），裂縫轉(zhuǎn)向較為困難。

3 壓裂關(guān)鍵技術(shù)及工藝參數(shù)

3.1 完井方式

3.1.1 直井

基于鄂爾多斯盆地西部南北地區(qū)海相頁巖氣儲(chǔ)層埋藏深度的差異，目前研究形成了2 套直井完井方案。針對西緣馬家灘等地區(qū)儲(chǔ)層埋藏深度小于5 000 m 的直井，二開下入?177.8 mm 套管，采用套管固井完井方式；針對西緣北部棋盤井等地區(qū)儲(chǔ)層埋藏深度大于5 000 m 的直井，三開下入?114.3 mm或?139.7 mm 套管，采用套管固井完井方式。套管鋼級(jí)選擇方面，由初期的95S 套管向壁厚10.36 mm、承壓77 MPa 的P110 套管及壁厚10.54 mm、承壓96 MPa 的Q125V 套管轉(zhuǎn)變，以滿足不同深度直井頁巖氣高壓壓裂的需求。

3.1.2 水平井

鄂爾多斯盆地首口頁巖氣水平井試驗(yàn)采用四開井身結(jié)構(gòu)（見圖7），四開下入?114.3 mm、抗內(nèi)壓97.2 MPa 的P110 鋼級(jí)套管，進(jìn)行套管固井完井。后續(xù)的試驗(yàn)中根據(jù)高壓壓裂需求，將井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化為三開井身結(jié)構(gòu)（見圖8），三開下入?139.7 mm、抗內(nèi)壓137.2 MPa 的125SG 鋼級(jí)套管，進(jìn)行套管固井完井。鄂爾多斯盆地西部幾口典型頁巖氣水平井的完井參數(shù)見表2。

表2 鄂爾多斯盆地西部頁巖氣水平井完井參數(shù)Table 2 Well campletion parameters of horizontal shale gas wells in the western Ordos Basin

圖7 頁巖氣水平井四開井身結(jié)構(gòu)Fig.7 Four-spud casing program of shale gas horizontal well

圖8 頁巖氣水平井三開井身結(jié)構(gòu)Fig.8 Three-spud casing program of shale gas horizontal well

3.2 壓裂工藝及參數(shù)

3.2.1 直井

鄂爾多斯盆地前期多以多酸液體系復(fù)合酸壓、適度規(guī)模水力加砂壓裂為主，其中酸壓單段酸液量100～210 m3，排量3.0～4.0 m3/min；適度規(guī)模水力加砂壓裂單段加砂量30～80 m3、排量4.0～6.0 m3/min，采用胍膠壓裂液，支撐劑以20/40 目與40/70 目陶粒為主，整體上未實(shí)現(xiàn)產(chǎn)量突破。2022 年，結(jié)合地質(zhì)縱向甜點(diǎn)優(yōu)選，以“增縫長、降濾失、提導(dǎo)流能力”為目標(biāo)優(yōu)化工藝參數(shù)，開展了基于環(huán)空注入方式的高壓大排量混合壓裂試驗(yàn)，施工排量8.0～12.0 m3/min、優(yōu)選低傷害混合壓裂液體系和70/140 目+40/70 目的陶粒、射孔密度增加到32 孔/m，配套套管抗壓提高至84 MPa。

3.2.2 水平井

水平井先導(dǎo)試驗(yàn)初期，主要借鑒北美頁巖氣與四川頁巖氣主體應(yīng)用的橋塞分段多簇體積壓裂技術(shù)，參考主流參數(shù)設(shè)計(jì)模式，單段射孔4～8 簇，段間距80～90 m，單段排量8～14 m3/min，單段設(shè)計(jì)加砂量80～120 m3。試驗(yàn)過程中，受深層頁巖氣楊氏模量高、地應(yīng)力高等因素的影響，段內(nèi)多簇裂縫參數(shù)條件下的單簇分流排量僅1.4～2.6 m3/min，模擬分析凈壓力僅1.7～4.1 MPa，裂縫擴(kuò)展與加砂難度整體較大，實(shí)際單段加砂量30～100 m3，加砂達(dá)不到設(shè)計(jì)量的30%。在總結(jié)試驗(yàn)經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，結(jié)合鄂爾多斯盆地西部海相頁巖氣儲(chǔ)層的差異化特征，通過試驗(yàn)形成了段內(nèi)少簇優(yōu)化、高壓壓裂裝備升級(jí)、氣體增能及長周期控壓排液等技術(shù)措施。針對加砂難度大的問題，以提高施工凈壓力、滿足裂縫加砂縫寬需求為核心目標(biāo)，設(shè)計(jì)思路由少段多簇向多段少簇轉(zhuǎn)變，段間距縮至5 0～7 0 m，單段射孔3～4 簇，施工排量提至16.0～18.0 m3/min，單簇排量4.0～5.0 m3/min，使凈壓力由2～4 MPa 提至6～8 MPa，為保障施工過程中能夠?qū)崿F(xiàn)大排量，將壓裂井口和壓裂配套裝備承壓提至140 MPa，施工限壓由84 MPa提至110 MPa，同時(shí)選用低摩阻變黏滑溜水，在E102X 和ZP2 井實(shí)現(xiàn)了110 MPa 高壓連續(xù)加砂壓裂改造，單段加砂量70～120 m3，用液強(qiáng)度與加砂強(qiáng)度較先導(dǎo)試驗(yàn)大幅提升（見圖9）。4 口頁巖氣水平井的壓裂參數(shù)對比情況見表3。

表3 鄂爾多斯盆地西部頁巖氣水平井壓裂參數(shù)對比Table 3 Fracturing parameters of horizontal shale gas wells in the western Ordos Basin

圖9 E102X 井17 段施工壓力與加砂量Fig.9 Operation pressure and sand amount for 17 stages of Well E102X

3.3 壓裂液

水平井分段多簇體積壓裂試驗(yàn)時(shí)，首先引進(jìn)試驗(yàn)了國際知名油服公司的變黏滑溜水，礦場實(shí)踐表明，在添加劑加量為0.2%～0.6%的情況下，滑溜水的黏度為3～18 mPa·s 可調(diào)（見圖10），測試降阻率67%，最大攜砂濃度280 kg/m3，整體性能滿足改造需求。在試驗(yàn)取得成效的基礎(chǔ)上，為滿足增大壓裂液黏度調(diào)節(jié)范圍、降低綜合成本的雙重需求，自主研發(fā)了變黏滑溜水[19]，在添加劑加量0.05%～0.40%的情況下，滑溜水的黏度在5～42 mPa·s 可調(diào)（見圖11），最大攜砂濃度280 kg/m3，測試降阻率65%，與引進(jìn)的滑溜水相比，綜合成本降低約60%。針對鄂爾多斯盆地西部高礦化度壓裂用水對滑溜水黏度損失的影響，通過超分子雙疏單體結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，有效提高滑溜水的抗鹽性能，試驗(yàn)測定同等礦化度情況下，自主變黏滑溜水黏度損失約21%，優(yōu)于引進(jìn)滑溜水30%～50%的黏度損失。

圖10 引進(jìn)滑溜水黏度受礦化度影響曲線Fig.10 The curve of the influence of salinity on the viscosity of imported slick water

圖11 自主滑溜水黏度受礦化度影響曲線Fig.11 The curve of the influence of salinity on the viscosity of self-dependent slick water

3.4 氣體增能及排液措施優(yōu)化

與國內(nèi)外頁巖氣儲(chǔ)層相比，鄂爾多斯盆地烏拉力克組頁巖氣地層壓力系數(shù)總體偏低，基于大液量體積壓裂工藝改造后的有效排液對于充分發(fā)揮深層頁巖氣產(chǎn)能具有重要作業(yè)。為此，提出了深層頁巖氣增能助排一體化的伴注氮?dú)鈮毫压に嚕⑿纬闪嘶谒骄侄味啻毓に?，建立了綜合縫長、縫高、帶寬等裂縫參數(shù)以及儲(chǔ)層物性、含氣性、儲(chǔ)量控制范圍等地質(zhì)參數(shù)為一體的水平井多裂縫增壓模型?；谀M分析結(jié)果，壓力系數(shù)大于1.50 時(shí)，液態(tài)氣體增壓介質(zhì)用量為150～200 m3。試驗(yàn)井ZP1 井采用該方法，優(yōu)化注入液氮805 m3，分析礦場實(shí)際數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，在3×104m3大液量壓裂條件下，通過氣體增能地層壓力系數(shù)由1.55 增至1.84（見圖12）。檢測ZP1 井壓后返排的氣體發(fā)現(xiàn)，在歷時(shí)90 d 的排液過程中，前60 d 均能檢測出有氮?dú)夥党鯷20]，為試驗(yàn)井實(shí)現(xiàn)長周期排液提供了重要的能量補(bǔ)充。

圖12 ZP1 井最高恢復(fù)油壓與鄰井的對比情況[20]Fig.12 Comparison between the highest recovered pressure of Well ZP1 and adjacent wells[20]

相比四川盆地頁巖氣，壓后排液過程中，為了盡可能利用大液量體積壓裂和伴注液氮的能量，省掉了壓后悶井環(huán)節(jié)，同時(shí)優(yōu)化了分階段+多工藝連續(xù)排液生產(chǎn)制度。排液初期，采用光套管+地面油嘴控壓放噴排液，根據(jù)壓力和氣液排出連續(xù)性擇機(jī)清理井筒；排液中期，在套管中下入?60.3 mm 油管，地面繼續(xù)用油嘴控壓排液；排液后期，優(yōu)選射流泵等機(jī)械排液工藝。

4 現(xiàn)場試驗(yàn)

4.1 直井試驗(yàn)效果

烏拉力克頁巖氣直井累計(jì)試氣28 口井，前期采用酸壓及適度規(guī)模加砂壓裂技術(shù)，試氣效果較差；在提高套管承壓等級(jí)后，進(jìn)行了高排量高壓混合壓裂試驗(yàn)，L99井、QT10 井和L86 井獲得了4.0×104m3/d以上的工業(yè)氣流，L86 井的試氣無阻流量高達(dá)15.2×104m3/d。套管承壓等級(jí)提高前后鄂爾多斯盆地西部頁巖氣直井壓裂試氣效果如圖13 所示。

圖13 鄂爾多斯盆地西部頁巖氣直井壓裂試氣效果Fig.13 Gas testing results of vertical shale gas well fracturing in the western Ordos Basin

4.2 水平井試驗(yàn)效果

烏拉力克頁巖氣井共試驗(yàn)完成4 口水平井，其中ZP1 井和E102X 井壓后試氣均獲得高產(chǎn)氣流（無阻流量分別為26.68×104和16.68×104m3/d）[20]，較同區(qū)塊直井試氣產(chǎn)量增產(chǎn)了300%～500%，頁巖氣勘探取得階段性重大突破。試驗(yàn)井ZP1 井試氣結(jié)束后穩(wěn)定試采270 d，套壓33.0～12.8 MPa，油壓2.6～2.8 MPa，平均日產(chǎn)水量45.2 m3，日產(chǎn)氣量1.41×104m3，累計(jì)產(chǎn)氣量約540×104m3，EUR 為2 739×104m3。鄂爾多斯盆地烏拉力克組頁巖氣的氣水關(guān)系較為復(fù)雜，從水平井試驗(yàn)結(jié)果來看，在大規(guī)模體積壓裂后產(chǎn)水問題較為突出，試驗(yàn)的2 口水平井壓后產(chǎn)水量大無法排液求產(chǎn)，效果較好的ZP1 井在試采后期因產(chǎn)水量持續(xù)增大，氣液比無法滿足攜液需求，遂開展間歇生產(chǎn)與射流泵排水采氣。因此，仍需加強(qiáng)壓裂排采技術(shù)的研究。

4.3 裂縫監(jiān)測結(jié)果

采用井下微地震技術(shù)對NP1 井裂縫形態(tài)和尺度進(jìn)行了監(jiān)測，監(jiān)測結(jié)果如圖14 所示。

圖14 頁巖氣水平井NP1 井體積壓裂裂縫監(jiān)測圖Fig.14 Facture monitoring map of volume fracturing in Well NP1

NP1 井13 段微地震監(jiān)測數(shù)據(jù)見表4。從13 段的監(jiān)測結(jié)果來看，通過優(yōu)化體積壓裂工藝基本實(shí)現(xiàn)了較為復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)，平均裂縫帶長579 m，裂縫帶寬266 m，但是裂縫高度偏高，平均為146 m[20]。下一步仍需加強(qiáng)巖石力學(xué)及地應(yīng)力和裂縫監(jiān)測技術(shù)研究。

表4 NP1 井1-13 段微地震監(jiān)測數(shù)據(jù)Table 4 Microsesmic monitoring data of stage 1-13 of Well NP1

5 結(jié)論與建議

1）鄂爾多斯盆地海相頁巖儲(chǔ)層埋藏相對較深、楊氏模量較高，在學(xué)習(xí)借鑒國內(nèi)外頁巖氣體積壓裂成果的基礎(chǔ)上，優(yōu)化形成了段內(nèi)少簇、小粒徑組合支撐劑、低摩阻變黏滑溜水及配套壓力等級(jí)140 MPa的井口壓裂裝備，實(shí)現(xiàn)了高壓大排量連續(xù)加砂壓裂，解決了深層海相頁巖氣裂縫延伸和加砂難度大的問題。

2）針對壓裂用水礦化度高的問題，通過自主研發(fā)耐鹽降阻劑形成了變黏滑溜水，滿足了礦場施工對液體黏度、攜砂和降摩阻等的需求，同時(shí)大幅度降低了試驗(yàn)成本，對下一步鄂爾多斯盆地西部頁巖氣勘探開發(fā)和同類型區(qū)域壓裂都有非常重要的推動(dòng)作用。

3）通過水平井分段多簇體積壓裂形成了較為復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)，通過氮?dú)庠瞿芎蛪汉罂貕号乓簩?shí)現(xiàn)了連續(xù)排液，鄂爾多斯盆地海相頁巖氣產(chǎn)量取得了突破。但該盆地西緣深層頁巖儲(chǔ)層氣水關(guān)系復(fù)雜，壓后普遍產(chǎn)水。因此，壓前儲(chǔ)層氣水關(guān)系精確識(shí)別、壓裂改造精準(zhǔn)控縫避水、壓后高效連續(xù)排采制度優(yōu)化等為下一步持續(xù)提高單井產(chǎn)量的重要研究方向。