鄂爾多斯盆地頁巖油體積壓裂技術實踐與發(fā)展建議

趙振峰，李 楷，趙鵬云，陶 亮

（中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安 710021）

鄂爾多斯盆地頁巖油資源豐富，主要發(fā)育在延長組長7 段[1-3]。2010 以前，受技術條件限制，壓裂后試采產量低于4 t/d。自2011 年開始，長慶油田借鑒國外“水平井+體積壓裂”技術模式，在西233 區(qū)陽平1 井、陽平2 井開展了“雙水平井水力噴射分段多簇同步壓裂”試驗，大幅度提高了單井產量。2014—2017 年，開展了短水平井注水開發(fā)、長水平井大井距準自然能量開發(fā)，初期產量達到預期，但注水開發(fā)見水比例高、遞減幅度大，大井距采油速度低，無法實現(xiàn)規(guī)模開發(fā)。2018 至今，長慶油田開展了一體化攻關與試驗，堅持“非常規(guī)理念、非常規(guī)技術、非常規(guī)管理”，摒棄傳統(tǒng)井網水驅模式，踐行更深層次的“體積開發(fā)”理念，先后開辟出西233、莊183 和寧89 等3 個試驗區(qū)，形成了不同類型頁巖油體積壓裂技術體系[4-8]，為頁巖油工業(yè)化開采奠定了基礎，推進了國家級頁巖油開發(fā)示范工程建設[9]，至2020 年底頁巖油產出量達到143×104t。

但是，鄂爾多斯盆地頁巖油具有壓力系數(shù)小、脆性指數(shù)低和縱向夾層多等特點，與北美頁巖油有巨大差異[2]。隨著頁巖油的持續(xù)開發(fā)，體積壓裂技術與儲層匹配性也面臨諸多挑戰(zhàn)[10-11]，存在體積壓裂技術思路、壓裂技術模式和壓裂參數(shù)體系不夠合理等問題。為此，長慶油田以該盆地延長組長 7 段頁巖油體積壓裂礦場實踐和室內模擬研究結果為基礎，轉變了體積壓裂技術思路，研究形成了“大井叢、長水平井、細分切割、分簇射孔、可溶球座、變黏滑溜水”壓裂技術模式，優(yōu)化了體積壓裂參數(shù)。筆者結合長 7 段頁巖油儲層基本地質特征，系統(tǒng)分析了該盆地頁巖油體積壓裂增產機理和關鍵技術，并對下一步發(fā)展提出了建議，以期深化與提升該盆地頁巖油體積壓裂技術水平，達到更高的產能目標。

1 長7 段頁巖油儲層基本地質特征

鄂爾多斯盆地延長組長7 段頁巖油資源豐富，資源量為20×108t。與超低滲長6 段、長8 段儲層相比，長7 段頁巖油儲層巖性致密、物性差。巖心分析結果表明，該儲層的平均孔隙度為11.3%，平均氣測滲透率為0.17 mD。另外，長7 段有如下特征：啟動壓力梯度大，有效驅替壓力系統(tǒng)建立難度大；致密儲層天然裂縫相對發(fā)育，裂縫密度1.2 條/m，脆性指數(shù)較低（39%～45%）；原始地層壓力14.7～16.9 MPa，壓力系數(shù)0.77～0.84，屬于低壓油藏。

長7 段頁巖油與北美頁巖油典型盆地巴肯地層具有相似性，主要表現(xiàn)在3 方面：1）源儲配置好（見圖1）、砂體大面積分布；2）儲層巖性致密，滲透率低，普遍小于0.20 mD；3）原油性質好，地層原油黏度低（1.2～1.7 mPa·s），油氣比高（75.4～104.6 m3/t）。

圖1 鄂爾多斯盆地延長組長7 段頁巖油地層巖性綜合柱狀圖Fig.1 Comprehensive lithology histogram of shale oil formation in the Chang 7 Member of the Yanchang Formation in the Ordos Basin

與此同時，長7 段頁巖油又具有較大差異性（見表1）[12-13]，開采面臨更大挑戰(zhàn)：1）沉積環(huán)境為湖相沉積，儲層非均質性強，縱向薄夾層發(fā)育，人工裂縫擴展規(guī)律與控制機理更為復雜；2）脆性指數(shù)低，天然裂縫相對不發(fā)育，形成復雜裂縫網絡難度大；3）地層壓力系數(shù)低（為0.77～0.84，而國外頁巖油儲層一般大于1.20），單井長期穩(wěn)產非常困難。

表1 鄂爾多斯盆地延長組長7 段頁巖油與國內外典型頁巖油特征參數(shù)對比Table 1 Comparison of characteristic parameters of shale oil among the Chang 7 Member of the Yanchang Formation in the Ordos Basin and typical shale oil at home and abroad

2 頁巖油體積壓裂關鍵技術

2.1 頁巖油滲流機理及體積壓裂思路

與常規(guī)油藏不同，頁巖油儲層物性相對較差，具有發(fā)育多尺度微納米孔隙和富含多組分礦物等特征。對于鄂爾多斯盆地頁巖油在儲層中的滲流機理，經歷了由常規(guī)油藏單一有效驅替機理逐漸向有效驅替和油水滲吸置換復合機理轉變的認識過程。

頁巖油儲層物性相對較差，通過常規(guī)注水、注氣難以建立有效驅替系統(tǒng)，因此，需要在儲層中建立人工裂縫與天然裂縫網絡，最大程度地增大流體與裂縫網絡的接觸面積，縮短滲流距離，依靠體積壓裂增產。

滲吸是低孔低滲儲層普遍存在的現(xiàn)象?？紫督Y構測井定量評價結果表明，長7 段儲層喉道中值半徑0.05～0.15 μm，孔喉細微時，在毛細管力作用下，親水儲層能夠實現(xiàn)“油水置換”，使毛細管力在驅油過程中發(fā)揮出正能量。由長7 段頁巖油儲層巖心滲吸試驗結果得知，滲吸對驅油貢獻占比可達33%，采用滑溜水可促進滲吸作用[14]，如圖2 所示。

圖2 長7 段頁巖油滲吸試驗結果Fig.2 Imbibition test results of shale oil at the Chang 7 Member

滲析現(xiàn)象是指，由于頁巖黏土孔隙中鹽度存在差異性，在滲透作用下高鹽度一端壓力升高，進而將黏土微孔隙（孔徑≤10 nm）中的油置換出來。同時，頁巖孔隙分布復雜，富含的黏土可起半透膜作用。美國科羅拉多礦業(yè)大學研究人員發(fā)現(xiàn)[10]，在頁巖孔隙內，初期油占據(jù)大部分孔隙，水吸附在黏土表面。一旦低鹽度水接觸到黏土，低鹽度水會進入黏土體微小空間，使黏土膨脹壓力升高，將原油通過中大孔隙（孔徑＞10 nm）驅出。滲透壓力導致原油由基質向裂縫內流動，但有些地區(qū)難以通過試驗區(qū)分滲吸和滲析。

圖3 為長7 段頁巖油典型水平井體積壓裂微地震事件3D 顯示圖（圖中不同顏色的圓點表示不同壓裂段裂縫擴展信號監(jiān)測點）。

從圖3 可以看出，長7 段儲層受天然裂縫和地應力控制作用影響，裂縫呈條帶狀分布。試驗結果也表明，雖然調整簇數(shù)、壓裂液排量和黏度等參數(shù)可提高裂縫復雜程度，但單縫特征優(yōu)勢依然明顯。因此，體積壓裂技術思路由“大排量打碎儲集體”逐步演變?yōu)椤懊芮懈疃缢閮w”[14-16]，壓裂設計從單一造縫向“壓、驅、采一體化”設計轉變。

圖3 長7 段頁巖油典型水平井體積壓裂微地震事件3D 顯示Fig.3 3D display of the microseismic events of volumetric fracturing in typical shale oil horizontal wells at the Chang 7 Member

2.2 壓裂技術模式

針對頁巖油儲層巖石脆性指數(shù)較低、地層壓力系數(shù)較小和微納米孔隙發(fā)育等特征，在優(yōu)選地質“甜點”和工程“甜點”的基礎上，探索形成了長7 段頁巖油“大井叢、長水平井、細分切割、分簇射孔、可溶球座、變黏滑溜水、多尺度支撐”技術模式[17-20]，該技術模式主要包含長水平井細分切割技術和超前補能與滲吸驅油技術。

2.2.1 長水平井細分切割技術

精確識別與劃分“甜點”是頁巖油體積壓裂開發(fā)多層系立體布井、長水平井精細布縫、壓裂增產提效的基礎。通過精細解釋巖石組分、脆性、地應力等參數(shù)及裂縫發(fā)育情況，建立了鄂爾多斯盆地延長組長7 段頁巖油水平井儲層-工程綜合品質（RCQ）的分段分級評價標準（見表2），對儲層類型進行了精細分類，優(yōu)選了水平段“甜點”?；趦臃诸愒u價、黃土塬寬方位三維地震、水平段儲層分段分級精細評價等的結果，建立了多學科一體化“甜點”優(yōu)選技術，應用該技術優(yōu)選了平面、縱向、水平段“甜點”，以確保井布在油藏“甜點”上，水平段在油層“甜點”內穿行，改造位置在水平段“甜點”上。

表2 長7 段頁巖油水平井RCQ 分級評價標準Table 2 Evaluation criteria for the RCQ classification of horizontal shale oil wells at the Chang 7 Member

頁巖油體積壓裂開發(fā)的重要條件是形成人工縫網，追求最大縫控波及體積。裂縫間距是影響儲層改造體積的關鍵因素，可通過縮短縫間距來增大縫網有效波及體積。在優(yōu)選地質“甜點”和工程“甜點”的基礎上，利用產能油藏數(shù)值模擬、多裂縫起裂與擴展模擬、礦場大數(shù)據(jù)分析等方法，綜合優(yōu)化了裂縫間距，實現(xiàn)了縫控儲量最大化。同時配套自主研發(fā)的細分切割可溶球座和動態(tài)暫堵轉向工藝，形成了以“多簇射孔密布縫+可溶球座硬封隔+暫堵轉向軟分簇”為核心的高效體積壓裂技術，實現(xiàn)了頁巖油水平井無限級細分切割壓裂。

2.2.2 超前補能與滲吸驅油技術

為實現(xiàn)細分切割體積壓裂改造的目的，最大限度地發(fā)揮壓裂液功效，自主研發(fā)了可改變潤濕性能的表面活性劑，構建了滲吸驅油變黏滑溜水壓裂液體系，在傳統(tǒng)壓裂液造縫、攜砂的基礎上增加了補能和滲吸驅油功能。頁巖油儲層發(fā)育微納米孔隙，具有強滲吸能力，頁巖油體積壓裂過程中，壓裂液在流體壓力、毛細管壓力和滲透壓力等作用下進入頁巖基質與基質孔隙中的油發(fā)生置換，大幅度提高驅油效率。

2.3 壓裂參數(shù)

基于室內模擬研究及礦場數(shù)據(jù)統(tǒng)計結果，對影響單井效益的平臺井數(shù)、水平段長、壓裂段數(shù)和改造規(guī)模等關鍵參數(shù)開展了技術經濟分析，明確了主要技術參數(shù)：最優(yōu)平臺井數(shù)，單層6 口，雙層12 口；水平段長1 500～2 000 m；改造段數(shù)20～22 段/1 750 m；施工排量10～14 m3/min，單井用液量25 000～30 000 m3；單井加砂量2 500～2 800 m3。

綜上所述，長7 段頁巖油“大井叢、長水平井、細分切割、分簇射孔、可溶球座、變黏滑溜水、多尺度支撐”體積壓裂技術的關鍵技術和材料全部自主研發(fā)。其中，自主研發(fā)的EMS30 滑溜水和DMS可溶金屬球座工具等綜合指標達到國外領先水平，在以長7 段為目的層的井推廣應用500 井次以上，形成了黃土塬地貌條件下的工廠化作業(yè)模式，單日作業(yè)6 段以上，作業(yè)成本得到有效控制。

3 體積壓裂技術發(fā)展建議

長慶油田踐行體積開發(fā)理念，探索形成了適合長7 段頁巖油的體積壓裂技術模式，取得較好的開發(fā)效果。但低油價下難以高效經濟開發(fā)，同時體積壓裂技術與儲層匹配性面臨諸多挑戰(zhàn)，進一步加強諸如人工裂縫擴展規(guī)律與控制機理、關鍵技術參數(shù)優(yōu)化、人工縫網復雜程度評價等方面的研究迫在眉睫。因此，為了深化與提升體積壓裂技術，提出了以下技術發(fā)展建議。

3.1 研究壓裂增產機理

烴源巖品質、儲層“甜點”、儲層改造體積和單井最終可采儲量從根本上決定了增產效果的好壞，國內外已形成了以“甜點”優(yōu)選、長水平段鉆井、水平井體積壓裂和工廠化作業(yè)為主要內容的非常規(guī)開發(fā)主體技術。單從壓裂角度而言，體積壓裂突破了傳統(tǒng)的增產機理，從以提高人工裂縫泄流面積為目標轉變?yōu)橥ㄟ^水平井分段壓裂形成網絡裂縫大幅度增加裂縫與地層的接觸面積，裂縫與儲層直接接觸解決了油氣遠距離移動的難題。

對于特定地區(qū)，壓裂形成的裂縫與人工裂縫網絡對儲層的控制作用成為保證非常規(guī)儲層改造效果的關鍵，能否形成網絡裂縫、儲層改造體積大小和裂縫體空間展布控制儲量程度都會影響改造效果。通常大液量、大砂量、高排量壓裂并不是真正的體積壓裂，關鍵在于是否形成了復雜裂縫網絡。因此，建議加大鄂爾多斯盆地延長組長7 段及裂縫形態(tài)相關問題的研究，如地應力、脆性、天然裂縫和裂縫擴展規(guī)律等。對長7 段特定低壓儲層，通過壓裂快速補能，實現(xiàn)壓后長時間自噴，也成為必然增產的機理。研究發(fā)現(xiàn)，將地層壓力系數(shù)增大到1.3 以上，有助于提高累計產油量。

3.2 優(yōu)化關鍵技術參數(shù)

對于具體地區(qū)而言，可以借鑒技術理念和技術模式，但需要根據(jù)實際情況，通過大量室內模擬和礦場試驗探索關鍵控制因素，刻畫特有的體積壓裂技術模式和參數(shù)。通常情況下，水平段長度、鉆遇率、改造段數(shù)、入地液量與砂量、液體體系和壓后的生產制度等均對改造效果有重要影響。

長慶油田目前已進入頁巖油規(guī)模開發(fā)階段，已有740 余口頁巖油井實施了體積壓裂。對長7 段生產滿1 年的128 口井的產油量與各種參數(shù)的相關關系進行統(tǒng)計分析，結果如圖4 所示。由圖4 可以看出，產油量與水平段長、壓裂段數(shù)、壓裂簇數(shù)、加砂強度、入地液量和裂縫密度都有一定關系，各種參數(shù)存在一定合理區(qū)間。因此，為了提高體積壓裂技術與儲層的匹配性，建議進一步加強關鍵技術參數(shù)優(yōu)化，確定技術參數(shù)的最優(yōu)區(qū)間。

圖4 長7 段頁巖油水平井關鍵地質工程參數(shù)與產量的相關性Fig.4 Correlation between the key geo-engineering parameters and production of horizontal shale oil wells at the Chang 7 Member

3.3 發(fā)展體積壓裂可視化技術

通過分更多的簇，進一步增大壓裂規(guī)模來實現(xiàn)對儲層巖石的“打碎”，形成人工油（氣）藏體，同時配合新型測試手段，實現(xiàn)體積壓裂從壓裂到生產全過程的可視化，是體積壓裂技術未來發(fā)展的方向。長慶頁巖油體積壓裂井下微地震監(jiān)測顯示，縫網覆蓋程度達90%，但難以精確回答有效縫網波及體積、縫控儲量和裂縫形態(tài)等問題。為了厘清致密儲層裂縫擴展規(guī)律與控制機理，最大限度地實現(xiàn)體積開發(fā)，建議配套新型監(jiān)測技術，在線監(jiān)測體積壓裂整個施工過程，分析多裂縫起裂效率、縫網復雜程度、有效支撐縫長等，以實時調整優(yōu)化施工參數(shù)，實現(xiàn)全井段全覆蓋改造，同時配套水平井生產測試技術，以獲取產液剖面，分析全生命周期生產規(guī)律。

4 結論與建議

1）加強烴源巖和儲層評價是頁巖油體積壓裂的基礎，開展地質、工程一體化研究，加強單井控制儲量、單井最終可采儲量和井網等評價，是提高單井產量的前提。

2）對鄂爾多斯盆頁巖油在儲層中的滲流機理的認識，已逐步由常規(guī)油藏單一的有效驅替機理轉變?yōu)閺秃系挠行屘鏅C理，并進一步轉變?yōu)榈貙恿黧w和壓裂液的滲吸與滲析機理。經過多年礦場實踐和相關模擬研究，形成了鄂爾多斯盆地延長組長7 段“大井叢、長水平井、細分切割、分簇射孔、可溶球座、變黏滑溜水”壓裂技術模式。

3）為了深化與提升體積壓裂技術，追求更高產能目標，建議繼續(xù)加強體積壓裂增產機理和關鍵技術參數(shù)優(yōu)化研究，并配套新型監(jiān)測技術，實現(xiàn)在線監(jiān)測體積壓裂施工過程，分析多簇起裂的有效性、縫網復雜程度、有效支撐縫長等，實時調整優(yōu)化施工參數(shù)，實現(xiàn)全井段全覆蓋改造。