慕立俊，拜 杰，齊 銀，薛小佳

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

非常規(guī)儲(chǔ)層流體流動(dòng)性差，水平井分段體積壓裂是國(guó)內(nèi)外非常規(guī)儲(chǔ)層實(shí)現(xiàn)有效開(kāi)發(fā)的主體技術(shù)，其主要理念是通過(guò)體積壓裂的方式“打碎”儲(chǔ)集體，實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)、寬、高三維方向“立體改造”，使裂縫壁面與儲(chǔ)層基質(zhì)的接觸面積最大，促使油氣從任意方向的基質(zhì)向裂縫的滲流距離最短，極大地提高儲(chǔ)層的滲透率[1-5]。要實(shí)現(xiàn)體積壓裂，核心在于對(duì)甜點(diǎn)的精細(xì)判識(shí)與裂縫的精準(zhǔn)布放。但對(duì)于國(guó)內(nèi)陸相頁(yè)巖油，尤其是慶城夾層型頁(yè)巖油，與國(guó)外海相頁(yè)巖油儲(chǔ)層相比，非均質(zhì)性更強(qiáng)，儲(chǔ)層變化更快，巖性組合更復(fù)雜，甜點(diǎn)的識(shí)別難度更大。裂縫段簇如何布放、間距如何優(yōu)化、規(guī)模如何設(shè)計(jì)，都需要研究；同時(shí)，也需要與甜點(diǎn)特征及規(guī)模進(jìn)行匹配。因此，慶城頁(yè)巖油開(kāi)發(fā)對(duì)于地質(zhì)工程一體化壓裂技術(shù)提出了更高的要求。

慶城長(zhǎng)7 夾層型頁(yè)巖油屬于湖相碎屑流沉積，砂體展布復(fù)雜，砂泥互層發(fā)育，儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，油藏滲透率低，儲(chǔ)層壓力、流體性質(zhì)存在變化，天然裂縫、斷層發(fā)育。前期勘探評(píng)價(jià)階段，由于對(duì)儲(chǔ)層描述不夠精細(xì)，對(duì)甜點(diǎn)品質(zhì)認(rèn)識(shí)不清，采用大間距（＞30 m）布縫、大排量壓裂的改造模式未能實(shí)現(xiàn)裂縫對(duì)儲(chǔ)層的有效控制，單井產(chǎn)量未取得有效突破（單井日產(chǎn)油量＜10 t）。通過(guò)多年攻關(guān)研究與礦場(chǎng)實(shí)踐，壓裂技術(shù)不斷迭代升級(jí)，但始終圍繞不斷加深地質(zhì)工程一體化融合程度展開(kāi)。目前以PETREL軟件為基礎(chǔ)平臺(tái)，構(gòu)建了多專業(yè)一體化工作流程。地質(zhì)油藏方面，開(kāi)展精細(xì)的油藏及力學(xué)參數(shù)三維建模，對(duì)甜點(diǎn)三維品質(zhì)、天然裂縫及斷層特征進(jìn)行有效刻畫。工藝方面，以“多簇射孔密布縫+可溶球座硬封隔+暫堵轉(zhuǎn)向軟分簇”的高效體積壓裂工藝為主體，采用高密度細(xì)分切割，以縮短縫間距（10～15 m），結(jié)合精細(xì)的三維甜點(diǎn)品質(zhì)判識(shí)，針對(duì)不同品質(zhì)甜點(diǎn)進(jìn)行差異化的布縫及參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)。壓裂液與支撐劑選擇方面，結(jié)合儲(chǔ)層特征及需求，進(jìn)行差異化的粒徑組合及壓裂液配方優(yōu)化設(shè)計(jì)。配套方面，采取差異化限流射孔及暫堵方法，輔助提升裂縫精細(xì)控制程度。同時(shí)，發(fā)揮百井上千段大數(shù)據(jù)樣本的作用，通過(guò)高產(chǎn)井參數(shù)，進(jìn)一步綜合優(yōu)化工程參數(shù)范圍及界限組合。最終，通過(guò)地質(zhì)工程一體化壓裂技術(shù)，提升了平臺(tái)和單井壓裂方案的適配性，推動(dòng)了慶城頁(yè)巖油大規(guī)模效益開(kāi)發(fā)。

1 慶城頁(yè)巖油地質(zhì)基本概況

鄂爾多斯盆地慶城頁(yè)巖油長(zhǎng)7 儲(chǔ)層埋深1 600～2 200 m，基質(zhì)滲透率0.11～0.14 mD，孔隙度6%～12%，氣油比75～122 m3/t，原油黏度1.35 mPa·s，壓力系數(shù)0.77～0.84，脆性指數(shù)0.39～0.45，兩向水平應(yīng)力差3～5 MPa。與北美二疊盆地頁(yè)巖油儲(chǔ)層相比，鄂爾多斯盆地慶城頁(yè)巖油儲(chǔ)層具有脆性指數(shù)和壓力系數(shù)低的特點(diǎn)，直接照搬北美壓裂模式，難以實(shí)現(xiàn)規(guī)模效益開(kāi)發(fā)。中國(guó)陸相頁(yè)巖油分為夾層型、混積型和頁(yè)巖型3 大類（見(jiàn)圖1）[6]，鄂爾多斯盆地慶城長(zhǎng)7 頁(yè)巖油主要發(fā)育夾層型和頁(yè)巖型。慶城頁(yè)巖油儲(chǔ)層巖性主要為粉細(xì)砂巖，天然裂縫密度1.45 條/m（基于70 余口井17 00 多米長(zhǎng)的巖心描述），頁(yè)理發(fā)育不明顯。總體看來(lái)，鄂爾多斯盆地慶城長(zhǎng)7 頁(yè)巖油儲(chǔ)層壓力系數(shù)低，非均質(zhì)性強(qiáng)，形成復(fù)雜裂縫的巖性基礎(chǔ)較差，但又具有原油黏度低、天然裂縫廣泛發(fā)育等優(yōu)勢(shì)[4，7-11]。

圖1 中國(guó)陸相頁(yè)巖油甜點(diǎn)主要類型及地質(zhì)特征Fig.1 Main types and geological characteristics of continental shale oil sweet spots in China

2 慶城頁(yè)巖油儲(chǔ)層水力裂縫認(rèn)識(shí)

綜合利用大型物理模擬試驗(yàn)、水平檢查井取心觀察和微地震測(cè)試等方法，分析慶城頁(yè)巖油儲(chǔ)層水力裂縫特征。采集4 塊尺寸為1 m×1 m×1 m 的頁(yè)巖油天然露頭巖樣（微裂縫、結(jié)構(gòu)弱面發(fā)育程度不同），進(jìn)行水力壓裂大型物理模擬試驗(yàn)（采用黏度3～5 mPa·s 的滑溜水，夾持巖樣的兩向水平主應(yīng)力相等），觀測(cè)到微裂縫發(fā)育的巖樣有一定程度的復(fù)雜裂縫，而微裂縫不發(fā)育的巖樣以單一主裂縫為主。選取頁(yè)巖油大排量壓裂改造直井（排量6.0 m3/min，入地液量630 m3，井下微地震監(jiān)測(cè)裂縫帶長(zhǎng)310 m、帶寬80 m），在垂直最大水平主應(yīng)力方向（即垂直水力裂縫方向）、距離壓裂井東側(cè)50 m 的微地震監(jiān)測(cè)事件區(qū)域內(nèi)，部署一口水平取心井AP1 井，該井水平段長(zhǎng)80 m，與微地震帶寬相同，觀察取出巖心發(fā)現(xiàn)3 條水力裂縫，且集中在垂直最大水平主應(yīng)力方向10 m 范圍內(nèi)，裂縫總體波及痕跡遠(yuǎn)小于與微地震事件的帶寬。慶城頁(yè)巖油區(qū)塊32 口井371 段井下微地震數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，與國(guó)內(nèi)外非常規(guī)儲(chǔ)層壓裂相比，慶城頁(yè)巖油區(qū)塊裂縫復(fù)雜指數(shù)明顯偏低（裂縫復(fù)雜指數(shù)平均小于0.20），裂縫多以單一縫為主并輔助少量天然裂縫（見(jiàn)圖2）。

圖2 慶城頁(yè)巖油與國(guó)內(nèi)外典型頁(yè)巖油氣區(qū)塊裂縫復(fù)雜指數(shù)及微地震監(jiān)測(cè)結(jié)果Fig.2 Fracture complexity index and microseismic monitoring results of Qingcheng shale oil and typical shale oil and gas blocks in China and abroad

利用微地震矩張量反演技術(shù)解釋3 口井（2 口水平井和1 口直井）微地震同時(shí)監(jiān)測(cè)的數(shù)據(jù)，可以獲得水力裂縫的長(zhǎng)度、高度、形態(tài)及支撐劑支撐裂縫長(zhǎng)度。利用微地震矩張量反演技術(shù)解釋NP9 井的多井微地震監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)，得知支撐劑輸送距離較短，不足水力裂縫的一半（見(jiàn)圖3）。

圖3 NP9 井多井微地震矩張量反演有效裂縫半長(zhǎng)Fig.3 Effective fracture half-length by multi-well microseismic moment tensor interpretation of Well NP9

基于油藏模擬方法，進(jìn)行NP9 井壓裂后的產(chǎn)能擬合，根據(jù)15 年后的產(chǎn)能預(yù)測(cè)壓力場(chǎng)，再根據(jù)壓力場(chǎng)反算有效裂縫波及體積，發(fā)現(xiàn)該井水力裂縫對(duì)儲(chǔ)層的有效波及程度不足50%。HH85-X 井射孔8 簇，簇間距7.80 m，以9.5 m3/min 排量注入1 460 m3液量進(jìn)行壓裂，利用光纖監(jiān)測(cè)壓裂過(guò)程，發(fā)現(xiàn)各射孔簇全部起裂進(jìn)液，但進(jìn)液不均衡，最少進(jìn)液射孔簇的進(jìn)液量占比7.3%，最多進(jìn)液射孔簇的進(jìn)液量占比18.1%（見(jiàn)圖4）。分段多簇壓裂擴(kuò)展過(guò)程復(fù)雜，“射孔簇多起裂、進(jìn)液有差異、調(diào)節(jié)由壓力”，簇間非均質(zhì)性、天然裂縫的影響顯著，多簇非均衡擴(kuò)展現(xiàn)象嚴(yán)重。

體積壓裂是長(zhǎng)慶油田頁(yè)巖油開(kāi)發(fā)的核心技術(shù)[12-14]，而慶城前期頁(yè)巖油水平井壓裂后單井產(chǎn)量低且遞減快、供液不足，認(rèn)為水力裂縫的復(fù)雜程度較低是主要原因，主要表現(xiàn)在以下3 個(gè)方面：1）裂縫以單一主縫為主，大縫間距（大于20 m）的壓裂模式，裂縫不足以對(duì)油藏實(shí)現(xiàn)有效控制；2）支撐劑輸送距離近，造成支撐縫長(zhǎng)短，導(dǎo)致井間動(dòng)用程度低；3）段內(nèi)非均質(zhì)性造成裂縫擴(kuò)展不均勻，縫間動(dòng)用程度低。

3 慶城頁(yè)巖油細(xì)分切割體積壓裂技術(shù)

3.1 射孔簇?cái)?shù)及簇間距優(yōu)化

頁(yè)巖油水平井壓裂分段、簇間距設(shè)計(jì)是影響壓裂效果和壓裂成本的關(guān)鍵。簇間距大，縫間擴(kuò)展干擾小，利于多簇?cái)U(kuò)展，但簇間距過(guò)大會(huì)導(dǎo)致裂縫對(duì)儲(chǔ)層控制程度不足；簇間距小，可提高多簇裂縫復(fù)雜性，利于增大與儲(chǔ)層的接觸面積，但簇間距過(guò)小影響多簇?cái)U(kuò)展的均衡性，同時(shí)相同甜點(diǎn)段所需壓裂段數(shù)增多。兼顧優(yōu)質(zhì)甜點(diǎn)最大化改造和壓裂成本控制，根據(jù)儲(chǔ)層分類分級(jí)結(jié)果制定了差異化的壓裂策略，Ⅰ類和Ⅱ類儲(chǔ)層進(jìn)行最大化細(xì)分切割改造，Ⅲ類儲(chǔ)層考慮其產(chǎn)量貢獻(xiàn)度低和經(jīng)濟(jì)性不佳，通常不進(jìn)行改造。建立了長(zhǎng)7 頁(yè)巖油儲(chǔ)層非常規(guī)復(fù)雜縫網(wǎng)模型，模型尺寸為600 m×60 m×10 m，利用該模型模擬裂縫擴(kuò)展時(shí)，可綜合考慮儲(chǔ)層非均質(zhì)性、應(yīng)力各向異性、水力裂縫和天然裂縫的相互作用、水力裂縫之間的相互作用（應(yīng)力陰影效應(yīng)）。利用該模型模擬了60 m 長(zhǎng)水平段，射孔2 簇、簇間距30.00 m，射孔4 簇、簇間距15.00 m 和射孔6 簇、簇間距7.50 m 時(shí)的裂縫擴(kuò)展形態(tài)，結(jié)果表明：簇間距為30.00 m 時(shí)，應(yīng)力陰影影響小，水力裂縫呈獨(dú)立擴(kuò)展，但模擬顯示裂縫對(duì)儲(chǔ)層的控制程度不足；簇間距為15.00 m 時(shí)，應(yīng)力陰影對(duì)裂縫擴(kuò)展有一定影響，有的裂縫發(fā)生轉(zhuǎn)向，有的裂縫擴(kuò)展有限，整體裂縫復(fù)雜程度有所增加，縫間壓力場(chǎng)擴(kuò)散較充分；簇間距為7.50 m 時(shí)，水力裂縫之間競(jìng)爭(zhēng)強(qiáng)烈，導(dǎo)致很多水力裂縫擴(kuò)展有限，整體改造范圍較?。ㄒ?jiàn)圖5）。

圖5 不同簇間距裂縫擴(kuò)展效果及滲流波及模擬結(jié)果Fig.5 Fracture propagation effect and seepage simulation with different cluster spacings

因此，基于長(zhǎng)水平段細(xì)分切割壓裂設(shè)計(jì)，考慮壓裂效率及壓裂成本，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”為主體的高效體積壓裂工藝[15-21]?？紤]長(zhǎng)7 頁(yè)巖油水平井水平段地應(yīng)力（簇間應(yīng)力差1～3 MPa）、巖石斷裂韌性差異（2～4 MPa）及縫間擴(kuò)展應(yīng)力干擾，建議簇間距8～15 m，30～50 m 長(zhǎng)單段射孔3～5 簇。

3.2 多簇裂縫擴(kuò)展控制技術(shù)

基于限流法壓裂原理，實(shí)施段內(nèi)簇間差異化射孔設(shè)計(jì)：低應(yīng)力簇適度減少孔眼數(shù)量（最少3 孔），高應(yīng)力簇則適度增加孔眼數(shù)量（最多12 孔）[22]。階梯排量測(cè)試分析表明，差異化分簇射孔有效率可達(dá)到80%以上，較常規(guī)多簇射孔提高50%～60%[23]。以各簇均衡起裂為目的，進(jìn)行了不同最小水平地應(yīng)力條件下的裂縫模擬，優(yōu)化形成了28～30 MPa（9 孔）、25～28 MPa（7～8 孔）、20～25 MPa（6 孔），且單孔流量≥0.3 m3/min 的差異化限流射孔設(shè)計(jì)模式（見(jiàn)圖6）。通過(guò)集成應(yīng)用差異化限流射孔和動(dòng)態(tài)暫堵轉(zhuǎn)向多簇裂縫控制技術(shù)，進(jìn)一步提升多簇起裂有效性和裂縫復(fù)雜程度。利用繩結(jié)暫堵劑或多粒徑組合暫堵劑等可溶轉(zhuǎn)向材料，其運(yùn)移至已開(kāi)啟的射孔孔眼、裂縫縫口或縫端，產(chǎn)生封堵作用將裂縫轉(zhuǎn)向至未起裂的高應(yīng)力區(qū)域。根據(jù)壓力響應(yīng)特征判識(shí)暫堵有效性，當(dāng)暫堵瞬時(shí)升壓或暫堵前后工作壓力差大于簇間應(yīng)力差（3 MPa）時(shí)，裂縫轉(zhuǎn)向至高應(yīng)力區(qū)域產(chǎn)生新縫的概率較大。

圖6 基于孔眼摩阻不同應(yīng)力下差異化布孔裂縫模擬Fig.6 Simulation results of differential hole layout for fractures under different stress conditions based on hole friction

3.3 壓裂液與支撐劑優(yōu)化

慶城頁(yè)巖油水平井壓裂主要采用變黏滑溜水體系，其功能以“低傷害、宜攜砂、強(qiáng)滲吸、易混配”為主，結(jié)合儲(chǔ)層及改造工藝差異性，通過(guò)開(kāi)發(fā)功能單體實(shí)現(xiàn)壓裂液多功能化。慶城頁(yè)巖油水平井生產(chǎn)過(guò)程中結(jié)垢嚴(yán)重，從源頭防垢出發(fā)，自主研發(fā)了防垢型壓裂液，其在壓裂時(shí)入井滯留于儲(chǔ)層，隨生產(chǎn)緩慢釋放，實(shí)現(xiàn)“儲(chǔ)層深部+裂縫+井筒”一體化防垢。慶城頁(yè)巖油水平井壓裂所用多功能滑溜水體系的性能：主劑形態(tài)為液態(tài)，減阻率（排量1.5 m3/h）不低于70%，表觀黏度3～60 mPa·s，黏彈性3.0 Pa，最高攜砂濃度600 kg/m3，油相滲吸效率提高30%，水相滲吸效率提高15%，破膠液黏度不高于5 mPa·s，90 min 破乳率100%，采用在線混配方式配制，破膠劑加量0.03%。

頁(yè)巖油儲(chǔ)層物性差，流體流動(dòng)需要儲(chǔ)層具有一定的導(dǎo)流能力。水力裂縫擴(kuò)展特征及綜合研究表明，頁(yè)巖油儲(chǔ)層體積壓裂形成以水力主裂縫為主、支裂縫和微裂縫為輔的裂縫系統(tǒng)，不同級(jí)次裂縫的尺度差異大，主要包括長(zhǎng)度和寬度。壓裂模擬結(jié)果表明：一般主裂縫半長(zhǎng)為井距一半（200～250 m），寬度5～10 mm；支裂縫長(zhǎng)度則不超過(guò)簇間距（5～10 m），寬度為1～2 mm；微裂縫則更小，一般長(zhǎng)度小于1 m，寬度小于1 mm。利用無(wú)因次導(dǎo)流能力公式計(jì)算不同滲透率基質(zhì)、不同尺度裂縫所需的導(dǎo)流能力[24]。主裂縫需要較高的導(dǎo)流能力（≥5.0 D·cm），支裂縫則需要一定的導(dǎo)流能力（≥0.6 D·cm），微縫僅需要較小的導(dǎo)流能力（≥0.1 D·cm），結(jié)果見(jiàn)圖7（a）。不同粒徑石英砂不同鋪置濃度條件下導(dǎo)流能力評(píng)價(jià)試驗(yàn)顯示（圖7（b）），常規(guī)粒徑石英砂組合可滿足縫網(wǎng)不同尺度裂縫導(dǎo)流能力需求，前期采用40/70 目、20/40 目石英砂組合作為支撐劑（前端為40/70 目、后端為20/40 目）。支撐劑運(yùn)移鋪置試驗(yàn)證實(shí)，支撐劑的粒徑越小運(yùn)移距離越遠(yuǎn)。為實(shí)現(xiàn)裂縫全尺度支撐，近年來(lái)支撐劑逐漸向70/140 目、40/70 目等更小粒徑石英砂組合拓展（前端為70/140 目、后端為40/70 目）。

圖7 慶城頁(yè)巖油裂縫導(dǎo)流能力需求及支撐劑導(dǎo)流能力評(píng)價(jià)Fig.7 Demand for fracture flow conductivity and evaluation of proppant flow conductivity of Qingcheng shale oil

3.4 工程參數(shù)綜合優(yōu)化組合

以慶城頁(yè)巖油礦場(chǎng)應(yīng)用大數(shù)據(jù)為樣本集，基于210 口井1 年累計(jì)產(chǎn)油量，分析了百米油層1 年累計(jì)產(chǎn)油量與百米油層壓裂段數(shù)、百米油層壓裂液用量、百米油層壓裂加砂量和單段簇?cái)?shù)的相關(guān)性[25]（見(jiàn)圖8），發(fā)現(xiàn)產(chǎn)油量的主控工程因素是百米油層的壓裂段數(shù)、壓裂液用量、加砂量和單段簇?cái)?shù)，影響程度排序?yàn)榘倜子蛯拥膲毫讯螖?shù)、壓裂液用量、加砂量和單段簇?cái)?shù)。通過(guò)篩選高產(chǎn)井參數(shù)高值，綜合優(yōu)化工程參數(shù)范圍界限組合：百米油層壓裂2.5～3.0 段，單段射孔3～6 簇，加砂強(qiáng)度3.5～4.5 t/m，進(jìn)液強(qiáng)度15～25 m3/m。

圖8 壓裂改造參數(shù)與每百米油層1 年累計(jì)產(chǎn)油量的關(guān)系Fig.8 Relationship between fracturing parameters and 1-year cumulative oil production of horizontal wells per 100 m

3.5 地質(zhì)工程一體化精細(xì)壓裂設(shè)計(jì)

非常規(guī)儲(chǔ)層開(kāi)發(fā)，提高單井產(chǎn)量的核心在于甜點(diǎn)精細(xì)刻畫與壓裂裂縫精準(zhǔn)布放，關(guān)鍵在于地質(zhì)工程一體化的壓裂設(shè)計(jì)[26-27]。早期，設(shè)計(jì)頁(yè)巖油水平井壓裂方案時(shí)，主要基于測(cè)井曲線選點(diǎn)選段，結(jié)合三維地震給出優(yōu)勢(shì)段、潛力段、斷層改造建議，并利用壓裂模擬軟件優(yōu)化設(shè)計(jì)參數(shù)，各環(huán)節(jié)相互獨(dú)立，融合程度低，缺乏統(tǒng)一、可視、精細(xì)、高效的工作平臺(tái)，并未實(shí)現(xiàn)真正的地質(zhì)工程一體化設(shè)計(jì)（見(jiàn)圖9）。

圖9 地質(zhì)工程一體化壓裂設(shè)計(jì)平臺(tái)與常規(guī)壓裂軟件對(duì)比Fig.9 Comparison of geological engineering integration fracturing design platform and conventional fracturing software

以HH6 平臺(tái)為例，引入Petrel 三維平臺(tái)，綜合三維地震、地質(zhì)、測(cè)井、巖石力學(xué)等資料，建立三維地質(zhì)、油藏、地應(yīng)力模型，進(jìn)行該平臺(tái)地質(zhì)工程一體化壓裂設(shè)計(jì)，確保優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)量控制最大化。裂縫模擬結(jié)果在三維油藏模型中精細(xì)可視，提升了壓裂設(shè)計(jì)與井網(wǎng)層間的適配性（見(jiàn)圖10）。同時(shí)基于分段壓裂曲線進(jìn)行裂縫反演，可獲得多段多簇裂縫擴(kuò)展形態(tài)，進(jìn)一步進(jìn)行油藏模擬，可以對(duì)產(chǎn)量和動(dòng)用范圍進(jìn)行預(yù)測(cè)、歷史擬合和長(zhǎng)期評(píng)價(jià)（見(jiàn)圖11）。

圖10 典型體積壓裂平臺(tái)HH6 水平井裂縫設(shè)計(jì)Fig.10 Horizontal well Fracture design of a typical volume fracturing platform HH6

圖11 典型體積壓裂平臺(tái)HH6 生產(chǎn)動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)Fig.11 Production Dynamic evaluation of a typical volume fracturing platform HH6

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

2018—2019 年，長(zhǎng)慶油田首次在HH6 平臺(tái)開(kāi)展了地質(zhì)工程一體化壓裂技術(shù)試驗(yàn)，平臺(tái)控制儲(chǔ)量達(dá)166.9×104t，11 口水平井采用壓裂整體控藏開(kāi)發(fā)，井均單段5.0 簇，加砂強(qiáng)度4.1 t/m，進(jìn)液強(qiáng)度21.8 m3/m。投產(chǎn)后第1 年產(chǎn)量遞減率由前期的40%～50%降至30%，第1 年累計(jì)產(chǎn)油量達(dá)3 898 t。2022—2023 年慶城頁(yè)巖油區(qū)塊的180 口水平井應(yīng)用地質(zhì)工程一體化壓裂技術(shù)壓裂4 590 段，水平井建模比例由2021 年的4.7%提高至2022 年的48.6%，2023 年實(shí)現(xiàn)100%全覆蓋。礦場(chǎng)大數(shù)據(jù)顯示，2022 年慶城頁(yè)巖油單井初期產(chǎn)量達(dá)到14.5 t/d，2022 年慶城頁(yè)巖油總產(chǎn)量達(dá)到155×104t。

5 結(jié)論與建議

1）采用大型物理模擬試驗(yàn)、微地震、取心觀察方法，認(rèn)識(shí)到慶城夾層型頁(yè)巖油巖性以粉砂巖-細(xì)粉砂巖為主，水力裂縫以單一縫為主，輔以少量天然裂縫。采取大間距（＞30 m）布縫、大排量壓裂的改造模式不能實(shí)現(xiàn)裂縫對(duì)儲(chǔ)層的有效控制，單井產(chǎn)量未取得有效突破（單井日產(chǎn)油＜10 t/d）。

2）慶城頁(yè)巖油儲(chǔ)層非均質(zhì)較強(qiáng)、滲透率低，儲(chǔ)層壓力、流體性質(zhì)存在變化，天然裂縫、斷層發(fā)育，采用地質(zhì)工程一體化壓裂技術(shù)實(shí)現(xiàn)了油藏與裂縫的精準(zhǔn)匹配。

3）地質(zhì)工程一體化壓裂技術(shù)聯(lián)合多專業(yè)協(xié)同優(yōu)化壓裂方案，基于油藏及力學(xué)參數(shù)三維建模，精細(xì)刻畫甜點(diǎn)三維品質(zhì)和天然裂縫及斷層特征。在精細(xì)認(rèn)識(shí)地質(zhì)條件下，在參數(shù)設(shè)計(jì)、壓裂液與支撐劑優(yōu)選、差異化限流射孔及暫堵等方面形成了一整套地質(zhì)工程一體化壓裂方案優(yōu)化方法。

4）目前慶城夾層型頁(yè)巖油水力裂縫復(fù)雜程度仍然較低，提高水力裂縫復(fù)雜程度、提升裂縫控藏效果仍是后續(xù)單井增產(chǎn)的重點(diǎn)研究方向，后續(xù)將進(jìn)一步進(jìn)行利用天然裂縫的可行性研究。同時(shí)，對(duì)于慶城頁(yè)巖油部分區(qū)域，需要進(jìn)行上下注水疊合條件下精細(xì)裂縫縱向控制技術(shù)研究。