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    陸相頁巖油巖石可壓裂性影響因素評(píng)價(jià)與應(yīng)用
    ——以滄東凹陷孔二段為例

    2019-11-15 02:17:18周立宏劉學(xué)偉付大其李東平廖興松張勝傳柴公權(quán)田福春趙玉東蒲秀剛劉建峰尹順利中國(guó)石油大港油田公司
    中國(guó)石油勘探 2019年5期
    關(guān)鍵詞:復(fù)雜程度縫網(wǎng)脆性

    周立宏 劉學(xué)偉 付大其 李東平 廖興松 張勝傳 柴公權(quán) 趙 敏 田福春 趙玉東 蒲秀剛 劉建峰 尹順利( 中國(guó)石油大港油田公司 )

    0 引言

    頁巖油是指存儲(chǔ)于富有機(jī)質(zhì)、納米級(jí)孔徑為主的頁巖地層中的非常規(guī)石油資源[1],頁巖油氣成為最有可能接替常規(guī)石油天然氣的能源[2]。美國(guó)在Bakken、Eagle Ford 和Barnett頁巖油勘探開發(fā)中取得突破性進(jìn)展,使得美國(guó)本土一大批老油區(qū)重獲新生[3]。美國(guó)頁巖油2015年產(chǎn)量高達(dá)2.26×108t,占美國(guó)年產(chǎn)原油的50%以上。

    美國(guó)頁巖油主要產(chǎn)自上古生界—新生界海相泥頁巖地層中[4-5],構(gòu)造相對(duì)穩(wěn)定,有機(jī)質(zhì)豐度高,處于成熟—高成熟階段,脆性礦物以石英為主,頁巖油密度與黏度均較小,氣油比高,可壓裂性好。而中國(guó)陸相頁巖油形成條件與北美地區(qū)海相頁巖相比,構(gòu)造復(fù)雜、有機(jī)碳含量低、熱演化程度中等、礦物組成復(fù)雜、氣油比偏低,兩者存在差異[6]。

    中國(guó)頁巖油勘探開發(fā)技術(shù)起步較晚,各盆地頁巖油發(fā)育特征和地質(zhì)條件差異較大,有效的開發(fā)技術(shù)模式十分有限。東部斷陷盆地已成為中國(guó)陸相頁巖油勘探開發(fā)的重點(diǎn)領(lǐng)域[3],黃驊坳陷滄東凹陷孔二段頁巖油形成條件有利,先期實(shí)施的GD1701H井、GD1702H井,從頁巖油可壓裂性研究入手,優(yōu)化形成了具有頁巖油特色的水平井體積壓裂技術(shù),取得了壓后最高日產(chǎn)原油超過70m3、自噴365天穩(wěn)產(chǎn)20m3的成果[6],為中國(guó)陸相頁巖油革命奠定了重要基礎(chǔ)。

    1 孔二段頁巖油儲(chǔ)層地質(zhì)特征

    滄東凹陷位于渤海灣盆地中部,是黃驊坳陷的一個(gè)次級(jí)構(gòu)造單元,夾持于滄縣隆起和徐黑凸起之間(圖1),勘探面積為1800km2,是渤海灣盆地“小而肥”的富油凹陷之一[7-9]。滄東凹陷古近系孔店組孔二段沉積時(shí)期為閉塞湖盆,巖性主要為深灰色塊狀泥巖及頁理發(fā)育的油頁巖[10],有機(jī)質(zhì)類型好、豐度高、演化程度高,埋深為3000~5000m,厚度為250~600m,具有巨大的勘探開發(fā)潛力[11]??锥螏r性復(fù)雜、非均質(zhì)性強(qiáng)、埋藏深、物性差、原油黏度較高[12-13],壓裂技術(shù)上更具挑戰(zhàn)性。

    1.1 巖石礦物學(xué)特征

    滄東凹陷孔二段頁巖油巖石主要由粒徑小于62.5μm的黏土級(jí)和粉砂級(jí)沉積物組成,礦物成分主要包括長(zhǎng)英質(zhì)、碳酸鹽和黏土礦物,脆性礦物高達(dá)75%以上,以長(zhǎng)英質(zhì)為主(34%),其次為白云石(26%)和方沸石(14%),黏土礦物含量較低(圖2)。

    圖1 滄東凹陷區(qū)域位置圖Fig.1 Regional location of Cangdong sag

    圖2 滄東凹陷孔二段頁巖油巖石礦物組成圖Fig.2 Rock mineral composition of the shale oil reservoir of the Kong2 Member in Cangdong sag

    1.2 儲(chǔ)層物性特征

    滄東凹陷孔二段頁巖油儲(chǔ)層有效儲(chǔ)集空間以基質(zhì)孔為主,少量微裂縫(圖3);CT掃描孔喉半徑以20~700nm為主,平均為520nm;儲(chǔ)層孔隙度為1.0%~12.0%,滲透率為0.02~1.0mD。

    G108-8井孔二段連續(xù)取心495m,巖心描述與薄片觀察表明:細(xì)粒巖石頁理發(fā)育,厚度小于1cm的共2432層,占68%,具有典型頁巖組構(gòu)特征,紋層類型主要有白云石紋層、黏土紋層、長(zhǎng)英質(zhì)紋層和有機(jī)質(zhì)紋層(圖4)。成像測(cè)井顯示天然裂縫較發(fā)育。

    圖3 滄東凹陷孔二段頁巖油儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間特征Fig.3 Reservoir space characteristics of the shale oil reservoir in the Kong2 Member in Cangdong sag

    圖4 G108-8井巖心鏡下觀察(普通薄片)Fig.4 Microscopic observation to cores (common thin sections) from Well G108-8

    1.3 巖石力學(xué)特征

    巖石力學(xué)測(cè)試表明:孔二段靜態(tài)楊氏模量為10~43.7GPa, 泊 松 比 為 0.11~0.417。Rickman公式計(jì)算巖樣力學(xué)脆性指數(shù)為15%~70%,平均為40%。G108-8井孔二段頁巖巖心有單縫剪切、多縫剪切等破裂形態(tài)。

    1.4地應(yīng)力特征

    地應(yīng)力測(cè)試結(jié)果表明,G108-8井孔二段最大水平主應(yīng)力為72.7~81.0MPa,最小水平主應(yīng)力為48.5~58.5MPa,水平主應(yīng)力差值為21.0~25.4MPa,平均為22.9MPa,差異系數(shù)為0.38~0.52。最小水平主應(yīng)力梯度為0.0157~0.0181MPa/m,與該井孔二段3次壓裂施工計(jì)算的最小水平主應(yīng)力梯度結(jié)果相近。G108-8井多極子陣列聲波測(cè)井解釋、裂縫監(jiān)測(cè)顯示,主應(yīng)力為北北東—南南西向與北東東—南西西向。

    2 孔二段頁巖油巖石可壓裂性影響因素

    目前應(yīng)用較多的巖石可壓裂性評(píng)價(jià)方法是美國(guó)Jarvie提出的脆性礦物計(jì)算方法和Rick Rickman提出的利用巖石力學(xué)參數(shù)計(jì)算的脆性指數(shù)方法[14],但這兩種方法是專門針對(duì)北美Barnett海相頁巖的巖石礦物和力學(xué)參數(shù)建立的,由于不同區(qū)域頁巖可壓裂性影響因素差異較大,所以難以有效評(píng)價(jià)陸相頁巖油巖石可壓裂性。巖性、巖石力學(xué)特征、地應(yīng)力和天然裂縫是頁巖能否形成裂縫網(wǎng)絡(luò)的重要因素,其中巖性和巖石力學(xué)特征是巖石本身的性質(zhì),決定巖石的脆性,天然裂縫和地應(yīng)力是形成裂縫網(wǎng)絡(luò)的外部條件,因此提出了基于巖石脆性、天然裂縫、地應(yīng)力等因素的陸相頁巖油巖石可壓裂性模型[15]。

    2.1 巖石脆性對(duì)頁巖破裂程度的影響

    2.1.1 巖石破裂復(fù)雜程度表征方法

    采用分形維數(shù)和破裂角相結(jié)合的方法,反映巖石的整體破裂特征,如公式(1)。

    式中Fc——巖石破裂復(fù)雜程度系數(shù);

    D——分形維數(shù);

    α——巖石的破裂角,(°)。

    分形維數(shù)D的確定:把巖石破裂端面放在一定長(zhǎng)度的正方形面積內(nèi),把該正方形劃分為邊長(zhǎng)為R的盒子,通過改變R值,可以得到不同情況下包含裂縫的盒子數(shù)即裂縫條數(shù),繪制裂縫條數(shù)與R的對(duì)數(shù)曲線關(guān)系,該曲線的斜率即為分形維數(shù)D。

    2.1.2 巖石破裂程度的主控因素

    通過三軸實(shí)驗(yàn)確定地層的楊氏模量、泊松比、斷裂能等巖石力學(xué)參數(shù),采用DMAX-3C衍射儀對(duì)孔二段G108-8井巖心三軸破裂巖樣進(jìn)行了X—射線衍射全巖定量分析。

    (1)巖石破裂程度系數(shù)與Jarvie指數(shù)和Rickman指數(shù)相關(guān)性。依據(jù)公式(1)計(jì)算巖樣的巖石破裂復(fù)雜程度系數(shù),利用巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)和礦物組成數(shù)據(jù)計(jì)算Rickman指數(shù)和Jarvie指數(shù)。如圖5、圖6所示,Rickman指數(shù)與破裂復(fù)雜程度系數(shù)相關(guān)性差,相關(guān)系數(shù)為0.3270;Jarvie指數(shù)與巖石破裂復(fù)雜程度系數(shù)相關(guān)性更差,相關(guān)系數(shù)為0.0183。

    圖5 滄東凹陷孔二段Rickman指數(shù)與巖石破裂復(fù)雜程度系數(shù)關(guān)系Fig.5 Rickman index vs. fracture complexity coefficient in the Kong2 Member in Cangdong sag

    圖6 滄東凹陷孔二段Jarvie指數(shù)與巖石破裂復(fù)雜程度系數(shù)關(guān)系Fig.6 Jarvie index vs. fracture complexity coefficient in the Kong2 Member in Cangdong sag

    (2)巖石破裂程度與巖石力學(xué)參數(shù)相關(guān)性。滄東凹陷孔二段巖石破裂復(fù)雜程度系數(shù)與巖石力學(xué)參數(shù)相關(guān)性結(jié)果如圖7所示,巖石破裂復(fù)雜程度系數(shù)與楊氏模量的相關(guān)系數(shù)為0.4751,與峰值應(yīng)變相關(guān)系數(shù)達(dá)0.6330,與剪脹角相關(guān)系數(shù)為0.6108。楊氏模量是描述固體材料抵抗變形能力的物理量,其值越大,一定應(yīng)力作用下發(fā)生彈性變形就越小;峰值應(yīng)變是巖石發(fā)生破壞時(shí)的應(yīng)變,若巖石在較小的峰值應(yīng)變即發(fā)生應(yīng)變,表明巖石脆性越高[16];剪脹角是表征材料擴(kuò)容的參數(shù),其值越大,表明體積膨脹越快,可以反映巖石破壞過程中裂縫的發(fā)展?fàn)顟B(tài)。

    圖7 滄東凹陷孔二段巖石破裂復(fù)雜程度系數(shù)與巖石力學(xué)參數(shù)相關(guān)性圖Fig.7 Mechanical parameters vs. fracture complexity coefficient in the Kong2 Member in Cangdong sag

    楊氏模量、峰值應(yīng)變和剪脹角這3個(gè)參數(shù)均反映了應(yīng)力應(yīng)變曲線全過程不同階段的特征,通過賦予各參數(shù)相應(yīng)的權(quán)值來建立脆性評(píng)價(jià)方法,可以反映整個(gè)應(yīng)力應(yīng)變曲線的特征。適合陸相頁巖油巖石的脆性評(píng)價(jià)方法如公式(2)所示:

    式中BI——脆性指數(shù);

    En——?dú)w一化的楊氏模量;

    ?n——?dú)w一化的剪脹角;

    εpn——?dú)w一化的峰值應(yīng)變。

    利用公式(2)計(jì)算滄東凹陷孔二段頁巖油巖樣的脆性指數(shù),繪制該脆性指數(shù)與巖石破裂復(fù)雜程度系數(shù)之間的關(guān)系,結(jié)果如圖8所示,提出的模型相關(guān)性明顯增強(qiáng),相關(guān)系數(shù)達(dá)0.7884,因此楊氏模量、峰值應(yīng)變和剪脹角這3個(gè)參數(shù)為反映巖石破裂復(fù)雜程度的主要因素。從圖8可以看出,當(dāng)巖石脆性指數(shù)大于0.4時(shí)巖石破裂形態(tài)復(fù)雜。

    圖8 新建立的巖石脆性指數(shù)與巖石破裂復(fù)雜程度系數(shù)的關(guān)系Fig.8 New rock brittleness index vs. fracture complexity coefficient

    2.2 天然裂縫和地應(yīng)力對(duì)壓裂裂縫擴(kuò)展的影響

    G108-8井取心段巖石CT掃描顯示,孔二段天然裂縫較發(fā)育,以水平縫和低角度裂縫為主,高角度裂縫和垂直縫次之。實(shí)驗(yàn)中出現(xiàn)3類裂縫形態(tài)即水力單縫、沿天然裂縫開啟、穿過天然裂縫,當(dāng)天然裂縫趨向于低角度裂縫或者水平縫時(shí),則更容易產(chǎn)生穿過天然裂縫的復(fù)雜裂縫形態(tài);當(dāng)天然裂縫趨向于高角度裂縫時(shí),壓裂裂縫形態(tài)較為簡(jiǎn)單,因此定義天然裂縫張開影響因子為:

    其中 Δσ=σH-σh

    式中Fn——天然裂縫張開影響因子;

    σH——最大水平主應(yīng)力,MPa;σh——最小水平主應(yīng)力,MPa;

    θ——水力裂縫面與天然裂縫面的夾角,(°)。

    實(shí)驗(yàn)表明,水平主應(yīng)力差值Δσ越小時(shí),裂縫形態(tài)越復(fù)雜。

    對(duì)于地應(yīng)力影響因子,主要是指水平主應(yīng)力差影響到裂縫的延伸、轉(zhuǎn)向等所造成的裂縫復(fù)雜程度,因此,定義地應(yīng)力影響因子為:

    依據(jù)公式(3)和公式(4)及孔二段巖心試驗(yàn)數(shù)據(jù),計(jì)算孔二段頁巖油巖石天然裂縫張開影響因子分布在0.46~0.79,平均為0.65;地應(yīng)力影響因子分布在0.18~0.28,平均為0.24,可見天然裂縫張開影響因子較高,地應(yīng)力影響因子較低。

    2.3 頁巖油巖石可壓裂性評(píng)價(jià)

    實(shí)驗(yàn)表明,可壓裂性不僅包含巖石本身脆性破裂性質(zhì),也包含地層天然裂縫發(fā)育情況、地應(yīng)力差大小,單獨(dú)一個(gè)參數(shù)不能充分評(píng)價(jià)頁巖油巖石形成復(fù)雜裂縫程度。因此基于巖石脆性、天然裂縫、地應(yīng)力3個(gè)因素,建立頁巖油巖石裂縫復(fù)雜程度系數(shù)計(jì)算模型,定義縫網(wǎng)指數(shù)為:

    式中FI——縫網(wǎng)指數(shù);

    w4——天然裂縫張開影響因子權(quán)重系數(shù);

    w5——地應(yīng)力影響因子權(quán)重系數(shù)。

    利用室內(nèi)水力壓裂實(shí)驗(yàn)巖樣的數(shù)據(jù)進(jìn)行分析,縫網(wǎng)指數(shù)與水力裂縫形態(tài)有較好的相關(guān)性(圖9)。FI≤0.3時(shí),壓裂裂縫呈水力單縫形態(tài);0.3<FI≤0.4時(shí),壓裂裂縫沿天然裂縫開啟;FI>0.4時(shí),壓裂裂縫穿過天然裂縫。

    圖9 縫網(wǎng)指數(shù)與水力裂縫形態(tài)關(guān)系圖Fig.9 Fracture network index vs. hydraulic fracture shape

    按照上述模型計(jì)算滄東凹陷孔二段頁巖油巖石縫網(wǎng)指數(shù),分布在0.2~0.5,以0.2~0.4為主。穩(wěn)定電場(chǎng)監(jiān)測(cè)顯示,勘探初期直井壓裂裂縫形態(tài)復(fù)雜程度低。根據(jù)縫網(wǎng)指數(shù)計(jì)算結(jié)果,繪制了縫網(wǎng)指數(shù)與壓后產(chǎn)量的曲線圖(圖10)。從圖10可以看出,本次提出的縫網(wǎng)指數(shù)模型與壓后產(chǎn)量具有較好的相關(guān)性。

    圖10 縫網(wǎng)指數(shù)與平均日產(chǎn)量關(guān)系圖Fig.10 Fracture network index vs. average daily production

    2.4 縫網(wǎng)指數(shù)在頁巖油水平井工藝優(yōu)化中的應(yīng)用

    2.4.1 裂縫誘導(dǎo)應(yīng)力對(duì)縫網(wǎng)指數(shù)的影響

    滄東凹陷孔二段頁巖油巖石縫網(wǎng)指數(shù)差異性大,縫網(wǎng)指數(shù)以小于0.4為主,裂縫形態(tài)以水力單縫、沿天然裂縫開啟形態(tài)為主,前期探井壓后初期能夠獲得5t/d以上產(chǎn)量,但產(chǎn)量下降快,效益開發(fā)難度大。頁巖油巖石壓裂裂縫形態(tài)與巖石脆性、天然裂縫、地應(yīng)力密切相關(guān),巖石脆性、天然裂縫為頁巖油巖石自身特性,無法改變;地應(yīng)力為頁巖油巖石所處外部環(huán)境,通過誘導(dǎo)應(yīng)力場(chǎng)模型的建立與評(píng)價(jià),可以分析誘導(dǎo)應(yīng)力變化與縫網(wǎng)指數(shù)的關(guān)系,提高壓裂裂縫復(fù)雜程度。

    利用誘導(dǎo)應(yīng)力場(chǎng)分析,等間距內(nèi)隨著裂縫條數(shù)的增加,即簇間距的縮短,地應(yīng)力干擾越大,水平主應(yīng)力差異系數(shù)減小(圖11),縫網(wǎng)指數(shù)變大,容易形成復(fù)雜裂縫。

    圖11 壓裂不同裂縫條數(shù)后水平主應(yīng)力差異系數(shù)分布圖Fig.11 Distribution of horizontal principal stress difference coefficient after fracturing different fractures

    2.4.2 簇間距的確定

    滄東凹陷孔二段頁巖油巖石縫網(wǎng)指數(shù)分布在0.2~0.5,縫網(wǎng)指數(shù)為0.4~0.5時(shí),壓裂裂縫復(fù)雜程度高,為增加改造體積,結(jié)合技術(shù)經(jīng)濟(jì)可行性評(píng)價(jià),優(yōu)化簇間距為20~30m;縫網(wǎng)指數(shù)為0.3~0.4時(shí),通過減小簇間距至15~20m,增加縫間應(yīng)力干擾,增加裂縫復(fù)雜程度;縫網(wǎng)指數(shù)為0.2~0.3時(shí),較難通過應(yīng)力干擾形成復(fù)雜裂縫,優(yōu)化簇間距為10~15m,增加單位長(zhǎng)度內(nèi)裂縫條數(shù),提高裂縫改造體積。

    2.4.3 射孔參數(shù)優(yōu)化

    滄東凹陷孔二段頁巖油巖石縫網(wǎng)指數(shù)越大,裂縫復(fù)雜程度越高。為了實(shí)現(xiàn)各段裂縫均勻改造,分段射孔時(shí)優(yōu)選縫網(wǎng)指數(shù)接近的作為一段,段內(nèi)縫網(wǎng)指數(shù)差異小于30%;各壓裂段內(nèi)優(yōu)選縫網(wǎng)指數(shù)高的位置作為甜點(diǎn)進(jìn)行射孔,提高壓裂裂縫復(fù)雜程度。

    多簇壓裂裂縫擴(kuò)展,受到縫間應(yīng)力干擾與射孔摩阻的影響。隨著簇間距的減小,縫間應(yīng)力干擾增強(qiáng),縫間應(yīng)力干擾會(huì)消耗主要能量,中間裂縫干擾最大,消耗能量也就最大,因此中間裂縫進(jìn)液量減少,裂縫擴(kuò)展不充分。為了保障每簇裂縫進(jìn)液量相當(dāng),通過射孔參數(shù)優(yōu)化,使射孔摩阻消耗主要能量,通過孔眼摩阻調(diào)整實(shí)現(xiàn)注入液量均勻分配到各簇裂縫。優(yōu)化孔眼數(shù)為40孔,孔眼摩阻為5MPa,實(shí)現(xiàn)各簇裂縫均勻進(jìn)液。

    3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

    3.1 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施情況

    GD1701H井、GD1702H井是滄東凹陷孔二段頁巖油水平井,其中GD1701H井完鉆井深為5465.49m,垂深為3851.5m,水平段長(zhǎng)1474m;GD1702H井完鉆井深為5298m,垂深為3930m,水平段長(zhǎng)1329.88m。

    兩口井水平井依據(jù)縫網(wǎng)指數(shù)模型優(yōu)化射孔井段,優(yōu)選射孔位置,采用細(xì)分切割體積壓裂工藝,壓裂液選擇滑溜水+低傷害壓裂液[17-20],配套石英砂+陶粒多級(jí)高效支撐工藝技術(shù),采用大排量套管施工,施工排量為12~14m3/min(表1)。

    3.2 裂縫監(jiān)測(cè)結(jié)果

    為全面監(jiān)測(cè)體積壓裂裂縫形態(tài),開展了微地震監(jiān)測(cè)[21]和穩(wěn)定電場(chǎng)監(jiān)測(cè)雙重監(jiān)測(cè),除能檢測(cè)到應(yīng)力應(yīng)變引起的微地震事件外,還能監(jiān)測(cè)壓裂液波及的區(qū)域(圖12、圖13)。

    表1 頁巖油水平井壓裂施工基本參數(shù)Table 1 Basic fracturing parameters for horizontal shale oil wells

    圖12 GD1701H井微地震監(jiān)測(cè)圖Fig.12 Microseismic survey of Well GD1701H

    開展微地震監(jiān)測(cè),GD1701H井裂縫長(zhǎng)度為167~704m,裂縫寬度為64~206m,裂縫高度為61~205m,裂縫方向以北偏東60°為主,整體裂縫區(qū)長(zhǎng)1230m、寬480m、高120m,裂縫控制區(qū)體積為0.07km3。微地震裂縫監(jiān)測(cè)顯示,細(xì)分切割大排量大液量壓裂形成網(wǎng)絡(luò)裂縫,實(shí)現(xiàn)了水平井全井段改造,無段間空白區(qū),達(dá)到了頁巖油水平井體積改造的目的。

    開展穩(wěn)定電場(chǎng)裂縫監(jiān)測(cè),GD1701H井共監(jiān)測(cè)水平段13段,監(jiān)測(cè)到網(wǎng)狀裂縫30條,各條裂縫寬度為8~32m,裂縫長(zhǎng)度為91~258m,方位角為28°~52°。穩(wěn)定電場(chǎng)監(jiān)測(cè)顯示,射孔位置基本合理,射孔簇均實(shí)現(xiàn)了裂縫擴(kuò)展。

    圖13 GD1701H井穩(wěn)定電場(chǎng)監(jiān)測(cè)圖Fig.13 Stable electrical field of Well GD1701H

    3.3 壓后生產(chǎn)情況

    GD1701H井壓后12mm油嘴放噴,套壓為0.5~0.8MPa,日出殘液78.7m3,日產(chǎn)油75.9m3、氣5200m3。放噴200天后下泵生產(chǎn),目前油壓為0.5MPa, 套 壓 為 0.5MPa, 日 出 殘 液 2.84m3,日產(chǎn)油17.76m3,連續(xù)生產(chǎn)360天,累計(jì)出殘液13926m3,累計(jì)產(chǎn)油5954m3、產(chǎn)氣407560m3,返排率為40.6%。

    GD1702H井壓后生產(chǎn)曲線如圖14所示,12mm油嘴放噴,套壓為4.15MPa,日出殘液84.4m3,日產(chǎn)油61m3、氣5947m3。目前6mm油嘴放噴,套壓為0.7MPa,日出殘液4.34m3,日產(chǎn)油23.46m3,連續(xù)自噴生產(chǎn)365天,累計(jì)出殘液15082m3,累計(jì)產(chǎn)油7434m3、產(chǎn)氣465900m3,返排率為36.7%。

    截至2019年6月,GD1701H井、GD1702H井兩口頁巖油水平井已自噴超365天,原油日產(chǎn)量穩(wěn)定在20m3,官東地區(qū)已形成億噸級(jí)增儲(chǔ)規(guī)模,標(biāo)志著渤海灣盆地率先實(shí)現(xiàn)陸相頁巖油工業(yè)化開發(fā)。

    圖14 GD1702H井生產(chǎn)曲線Fig.14 Production performance of Well GD1702H

    4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

    楊氏模量、峰值應(yīng)變和剪脹角能較好反映滄東凹陷頁巖油巖石破裂的脆性特征,縫網(wǎng)指數(shù)評(píng)價(jià)方法能夠評(píng)價(jià)頁巖油巖石壓裂裂縫復(fù)雜程度,為水平井井段優(yōu)化、射孔位置優(yōu)選提供技術(shù)支撐。

    微地震監(jiān)測(cè)、穩(wěn)定電場(chǎng)監(jiān)測(cè)技術(shù)顯示優(yōu)選的射孔方案實(shí)現(xiàn)了各段、各簇裂縫的均勻擴(kuò)展,提高了頁巖油縫控儲(chǔ)量。

    水平段可壓裂性評(píng)價(jià)技術(shù),配合水平井細(xì)分切割工藝,提高了陸相頁巖油水平井裂縫復(fù)雜程度,增加了水平井改造體積,提高了水平井壓裂改造效果。

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