鄂爾多斯盆地長7頁巖油層地質(zhì)工程一體化評價

齊亞林 邵曉州 龐錦蓮 程黨性 張曉磊 孫 勃

(①低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室；②中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院)

0 引 言

實現(xiàn)頁巖油的效益開發(fā)是緩解我國日益嚴峻的油氣供給形勢，保障國家能源安全的重要途徑[1-2]。鄂爾多斯盆地長7頁巖油資源豐富，有利勘探區(qū)帶1.68×104km2，初步評價頁巖油儲量規(guī)模30×108～50×108t，遠景資源量約100×108t[3]。歷經(jīng)半世紀的不懈探索和工程技術(shù)攻關(guān)，頁巖油層勘探取得重大進展。截至2021年，已提交探明地質(zhì)儲量近12.0×108t，其中慶城油田探明地質(zhì)儲量達到10.52×108t，成為我國目前探明規(guī)模最大的頁巖油整裝油田。

頁巖油能否效益開發(fā)取決于單井油產(chǎn)量(包括累積油產(chǎn)量)能否達到預(yù)期。歷年勘探實踐顯示，無論是直井的常規(guī)壓裂、體積壓裂，還是水平井的體積壓裂，油產(chǎn)量表現(xiàn)出一定的隨機性和不確定性。傳統(tǒng)的“甜點”選區(qū)標準主要強調(diào)烴類的富集[1-2]，也就是儲層的含油性，未考慮單井油產(chǎn)量，由此導(dǎo)致其對勘探現(xiàn)狀無法給出合理的解釋，難以滿足落實高效目標的需求，“甜點”選區(qū)標準亟待完善。“甜點”選區(qū)標準需經(jīng)受工程實踐的檢驗，地質(zhì)工程一體化評價是“甜點”選區(qū)標準合理建立的必要途徑。目前，頁巖油層勘探開發(fā)的地質(zhì)工程一體化研究主要聚焦于提高水平井油層鉆遇率[4]、水平井軌跡優(yōu)化和壓裂參數(shù)優(yōu)化[5]、單項工程和工藝與地質(zhì)目標的匹配性[6]等方面。這些研究并未結(jié)合歷年來針對頁巖油層實施的不同壓裂模式直井、水平井的試油和投產(chǎn)結(jié)果并經(jīng)過其驗證，無法從工程實踐上揭示單井油產(chǎn)量的主控因素，難以對單井油產(chǎn)量的隨機性和不確定性給出合理解釋，難以為目標優(yōu)選提供有針對性、可操作性且能夠經(jīng)受工程實踐檢驗的建議。

本文通過回顧鄂爾多斯盆地長7頁巖油層勘探歷程，在吸收借鑒過往勘探取得的經(jīng)驗和認識的基礎(chǔ)上，運用統(tǒng)計手段，開展單井油產(chǎn)量與油層厚度、基質(zhì)滲透率以及與不同壓裂模式的相關(guān)分析，系統(tǒng)總結(jié)頁巖油產(chǎn)量的規(guī)律；并基于地質(zhì)工程一體化理念，宏觀與微觀相結(jié)合，從巖石力學(xué)和滲流力學(xué)等工程角度對上述規(guī)律開展分析和評價，以期揭示單井油產(chǎn)量的主控因素，合理解釋單井油產(chǎn)量隨機性和不確定性的原因，完善基于工程實踐檢驗的 “甜點”選區(qū)標準，為目標優(yōu)選提供有針對性的建議，為后續(xù)的研究和勘探提供借鑒。

1 勘探歷程

回顧鄂爾多斯盆地頁巖油層勘探歷程，吸收借鑒過往勘探取得的經(jīng)驗和認識，有助于闡明制約頁巖油層勘探開發(fā)成效的瓶頸問題。體積壓裂理念的引入和大規(guī)模推廣，直接改變了頁巖油層勘探目的、進程和成果[1-3]。根據(jù)所采用的壓裂模式，將鄂爾多斯盆地頁巖油層勘探劃分為常規(guī)壓裂探索和體積壓裂提質(zhì)增效兩個階段。

1.1 常規(guī)壓裂探索階段(2010年前)

該階段勘探的主要目的是尋找含油有利區(qū)并落實含油富集區(qū)，勘探區(qū)域集中在湖盆中部。

1969年11月在甘肅省慶城縣完鉆的慶參井，在三疊系長7段鉆遇厚度達29.6 m的油層，采用噴射加砂壓裂[7-8]，油產(chǎn)量0.46 t/d，該井是長慶油田第一口針對長7頁巖油層探索并獲得油流的井。為了進一步擴大頁巖油含油規(guī)模，1972-1975年在甘肅省慶陽縣安排實施了“慶陽壓裂采油試驗井組”，部署并完鉆探井22口，其中1972年完鉆的Q 5井，油產(chǎn)量1.33 t/d，1973年完鉆的Y 4井，油產(chǎn)量3.36 t/d。此后至1998年針對長7頁巖油層的預(yù)探井又完鉆5口，其中1979年完鉆的Y 20井，油產(chǎn)量5.7 t/d，1980年完鉆的Y 19井，油產(chǎn)量9.44 t/d，1991年完試的Y 22井，油產(chǎn)量2.8 t/d。截止20世紀90年代初，已控制頁巖油含油面積達32.6 km2，提交控制地質(zhì)儲量1 144×104t。1996年在甘肅省合水縣固城川針對長7頁巖油層部署實施8口預(yù)探井，均鉆遇油層，試油獲工業(yè)油流井6口，油產(chǎn)量0.49～8.76 t/d，其中的兩口井在自然產(chǎn)能條件下試采半年，油產(chǎn)量穩(wěn)定在1.0 t/d左右。長7頁巖油屬內(nèi)生連續(xù)式油藏[9]，油層分布穩(wěn)定，壓裂可提高單井油產(chǎn)量且油產(chǎn)量穩(wěn)定，絕大多數(shù)可達工業(yè)標準，勘探前景良好[10]。截止20世紀末，隴東地區(qū)已控制頁巖油含油面積達138.6 km2，提交控制地質(zhì)儲量5 132×104t(圖1a)，具有提交2 000×104～3 000×104t探明地質(zhì)儲量的資源基礎(chǔ)[10]。截至2010年底，鄂爾多斯盆地鉆遇長7頁巖油層井超過1 000口，油流井超過400口；發(fā)現(xiàn)了14個含油有利區(qū)(圖1b)，控制含油面積1 400 km2，初步落實儲量規(guī)模4.2×108t[11-12]，估算資源量19×108～25×108t[12-13]。

圖1 鄂爾多斯盆地不同時期頁巖油層勘探成果

鄂爾多斯盆地晚三疊世長7期為湖盆最大湖泛期，沉積了三角洲相和湖泊相的細粒沉積物，發(fā)育分流河道、重力流成因等砂體(圖2、圖3)。長7頁巖油層具有平面上分布連續(xù)(圖4)、縱向油層多且厚(圖5)的特征。儲層含油性厘定、油藏控制因素和分布規(guī)律研究、試油和試采分析等表明，長7頁巖油具有連續(xù)式成藏的特點，儲層含油性普遍較好，具有“孔孔見油”的特征[7-10]。

圖2 G 69井長72沉積相剖面

圖3 N 68井長71沉積相剖面

圖4 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)X 232井-X 151井長7頁巖油油藏剖面

圖5 X 233井長7油層組綜合柱狀圖

綜上所述，由于近源或源內(nèi)連續(xù)式成藏，儲層含油性從未成為制約頁巖油層勘探的主要問題。盡管常規(guī)壓裂能夠不同程度提高直井油產(chǎn)量，但受限于油層基質(zhì)滲流能力普遍較弱和當時較低的工程和工藝技術(shù)水平，油產(chǎn)量普遍較低，整體不具有工業(yè)意義。長7頁巖油層整體表現(xiàn)出“井井有油，井井不流”特點。圍繞提高單井油產(chǎn)量目標，如何發(fā)現(xiàn)“甜點”，如何提高工程和工藝技術(shù)水平，是該階段面臨的主要問題[9-10]。

1.2 體積壓裂提質(zhì)增效階段(2010年后)

為降低油氣對外依存度，確保國家能源安全，加快頁巖油等非常規(guī)油氣資源的勘探進程進而實現(xiàn)頁巖油效益開發(fā)是保障國家能源安全的現(xiàn)實選擇[14]。長7頁巖油層勘探面臨的關(guān)鍵問題不再是能否獲得油流，而是如何提高單井油產(chǎn)量，發(fā)現(xiàn)高產(chǎn)含油富集區(qū)。

2010年，體積壓裂理念傳入國內(nèi)，作為提質(zhì)增效工程技術(shù)攻關(guān)的探索方向，開展了體積壓裂試驗方案論證，確定了試驗井，其中的N 70井當年完鉆，次年4月針對長7純頁巖進行了體積壓裂試驗。這是鄂爾多斯盆地首口體積壓裂井，由此拉開了體積壓裂大規(guī)模推廣的序幕，長7頁巖油層的勘探由前期的兼探層，上升為勘探的主要目的層之一。處于湖盆中部的隴東地區(qū)成為提升頁巖油勘探效益的主攻方向，在“立足大場面、稀井廣探控藏、優(yōu)選地質(zhì)甜點”勘探思路的指導(dǎo)下，數(shù)十口直井油產(chǎn)量超過20.0 t/d，先后落實了10多個頁巖油含油富集區(qū)以及X 233、Z 183等規(guī)模地質(zhì)“甜點”[15]。2015年在陜北探明了中國第一個1×108t級頁巖油田——新安邊油田[16]。2019-2020年在隴東提交探明地質(zhì)儲量5.02×108t，形成了10×108t的儲量規(guī)模，探明了中國最大的源內(nèi)非常規(guī)頁巖油大油田——慶城油田[14](圖1c)。

為探索頁巖油效益開發(fā)途徑，優(yōu)選陜北、隴東油層落實程度較高的地區(qū)進行開發(fā)試驗。陜北地區(qū)新安邊首口頁巖油開發(fā)井于2010年6月完鉆，并于當年投產(chǎn)4口，其中定向井1口。開發(fā)先后經(jīng)歷了先導(dǎo)試驗、擴大試驗、規(guī)模試驗階段：2011年開展先導(dǎo)試驗，完鉆并投產(chǎn)9口，其中定向井6口；2012年擴大試驗，完鉆3口，均為定向井；2013年規(guī)模推廣試驗，采用體積壓裂模式開發(fā)，完鉆并投產(chǎn)11口，其中水平井8口。與此同時，隴東地區(qū)頁巖油開發(fā)試驗也于2010年展開，先后優(yōu)選X 233井區(qū)、Z 183井區(qū)、N 89井區(qū)為核心區(qū)域，采用“水平井+體積壓裂”模式，開展開發(fā)先導(dǎo)試驗，其中用于微地震監(jiān)測評價X 233井區(qū)長水平井壓裂效果的YC 1、YC 2井于2010年4月完鉆。鑒于頁巖油先導(dǎo)開發(fā)試驗取得顯著成效，2018年開始，以“建設(shè)國家級開發(fā)示范基地、探索黃土塬地貌工廠化作業(yè)新模式、形成智能化-信息化勞動組織管理新架構(gòu)”為目的，按照“多層系、立體式、大井叢、工廠化”的思路，推動了隴東地區(qū)頁巖油大規(guī)模開發(fā)，頁巖油已成為長慶油田“二次加快”發(fā)展的重要保障[15]。

相對于此前的直井常規(guī)壓裂的油產(chǎn)量，本階段針對頁巖油層開展的直井、水平井體積壓裂的油產(chǎn)量得到不同程度提高。地質(zhì)工程一體化理念指導(dǎo)下的體積壓裂是提升勘探效益的重要手段。“水平井+體積壓裂”技術(shù)的發(fā)展，生產(chǎn)組織模式的不斷優(yōu)化，是實現(xiàn)頁巖油效益開發(fā)的關(guān)鍵[16]，也是頁巖油得以加快開發(fā)的源動力。

2 面臨的問題

歷經(jīng)50余年不懈的探索，鄂爾多斯盆地長7頁巖油層勘探取得了顯著的成效，已成為實現(xiàn)油氣產(chǎn)量增長的現(xiàn)實接替領(lǐng)域，但頁巖油層勘探依然面臨著困局和瓶頸[17]。頁巖油能否效益開發(fā)取決于單井油產(chǎn)量能否達到預(yù)期，從機理上揭示單井油產(chǎn)量控制因素進而采取有針對性的措施來提高單井油產(chǎn)量，始終是頁巖油層勘探攻關(guān)努力的方向。在前述長7頁巖油層勘探歷程回顧的基礎(chǔ)上，利用統(tǒng)計手段，開展單井油產(chǎn)量與油層厚度、基質(zhì)滲透率，以及與不同壓裂模式的相關(guān)性研究，系統(tǒng)總結(jié)頁巖油層產(chǎn)出的規(guī)律，以期揭示單井油產(chǎn)量控制因素。鑒于水平井淡化了地層滲流能力的非均質(zhì)性，加之資料錄取的限制，本研究選擇直井作為研究和評價對象，在此基礎(chǔ)上對水平井相關(guān)問題進行探討。

2.1 直井勘探

相對于水平井，直井的油產(chǎn)量與油層特征、壓裂規(guī)模的關(guān)系更加明確，為揭示油產(chǎn)量與油層特征、壓裂規(guī)模的關(guān)系，開展了相關(guān)性研究。

2.1.1 油產(chǎn)量與油層特征

針對直井的統(tǒng)計表明，頁巖油層油產(chǎn)量普遍較低，油產(chǎn)量與油層厚度、基質(zhì)滲透率關(guān)系不密切[18](圖6、圖7)。在油層厚度、基質(zhì)滲透率、工程和工藝技術(shù)條件等與高油產(chǎn)量井類似的情況下，高油產(chǎn)量井難以被復(fù)制，這與常規(guī)的低滲-特低滲油層存在明顯的差異。傳統(tǒng)的“甜點”選區(qū)標準適用性較差，油產(chǎn)量主控因素不確定，由此導(dǎo)致“甜點”難以預(yù)測和確定，成為頁巖油層勘探亟待解決的問題。

圖7 頁巖油層基質(zhì)滲透率與油產(chǎn)量關(guān)系散點圖

2.1.2 油產(chǎn)量與壓裂模式

為了揭示不同壓裂模式下頁巖油層油產(chǎn)量差異的原因，開展了盆地南部典型直井不同壓裂模式油產(chǎn)量對比(表1)。

表1 典型直井頁巖油層不同壓裂模式產(chǎn)量對比

2006年實施的N 33井，油斑級含油，基質(zhì)孔隙度8.1%，基質(zhì)滲透率0.05 mD，測井解釋油層15.2 m(圖8)；加砂50.0 m3，砂比30.7%，排量2.0～2.2 m3/min，常規(guī)壓裂，油產(chǎn)量30.6 t/d；投產(chǎn)初期油產(chǎn)量2.39 t/d，累計油產(chǎn)量3 461.0 t。2015年實施的L 23井，油斑級含油，基質(zhì)孔隙度10.8%，基質(zhì)滲透率0.32 mD，測井解釋油層19.1 m(圖9)；加砂 60.0 m3，砂比11.4%，排量4.0～6.0 m3/min，入地液673.9 m3，體積壓裂，油產(chǎn)量4.76 t/d，水產(chǎn)量3.6 m3/d；投產(chǎn)初期油產(chǎn)量0.62 t/d，產(chǎn)量快速衰竭，累計產(chǎn)油106.0 t。2015年在毗鄰L 23井實施的N 209井，油斑級含油，基質(zhì)孔隙度10.6%，基質(zhì)滲透率0.21 mD，測井解釋油層17.6 m(圖10)；加砂60.0 m3，砂比13.4%，排量6.4 m3/min，入地液613.0 m3，體積壓裂，不產(chǎn)油、不產(chǎn)水。

圖8 N 33井頁巖油層常規(guī)壓裂模式油產(chǎn)量

圖9 L 23井頁巖油層體積壓裂模式油產(chǎn)量

圖10 N 209井頁巖油層體積壓裂模式油產(chǎn)量

由此可見，針對頁巖油層實施的直井，即使采用小規(guī)模的常規(guī)壓裂，在多數(shù)井油產(chǎn)量為中低產(chǎn)甚至不產(chǎn)油的背景下，仍有少數(shù)井油產(chǎn)量較高且投產(chǎn)效果較好；而采用大規(guī)模的體積壓裂，仍然有部分井油產(chǎn)量為中低產(chǎn)甚至不產(chǎn)油。

針對直井的統(tǒng)計表明，相對于常規(guī)壓裂，體積壓裂能不同程度提高油產(chǎn)量(圖11)。但采用體積壓裂實施的絕大多數(shù)井油產(chǎn)量小于20.0 t/d，部分井油產(chǎn)量較低甚至不產(chǎn)油。無論是否采用體積壓裂，歷年的勘探均在中-低油產(chǎn)量的背景下發(fā)現(xiàn)少量油產(chǎn)量大于20.0 t/d甚至50.0 t/d的高油產(chǎn)量井，其油產(chǎn)量表現(xiàn)出極大的隨機性，而投產(chǎn)后的遞減又表現(xiàn)出極大的差異性。對于部分頁巖油層，即使采用體積壓裂，依然無法改變多數(shù)井油產(chǎn)量為中低產(chǎn)甚至不產(chǎn)油的事實。體積壓裂不具有普遍適用性。

圖11 不同壓裂模式直井頁巖油層油產(chǎn)量對比

2.1.3 主要問題

頁巖油層直井勘探面臨的主要問題是：(1)油產(chǎn)量整體較低；(2)油產(chǎn)量與油層的厚度、基質(zhì)滲流能力關(guān)系不密切；(3)油產(chǎn)量整體與壓裂規(guī)模呈正相關(guān)，但不完全取決于壓裂規(guī)模；(4)高油產(chǎn)量井勘探模式和成功經(jīng)驗難以被復(fù)制，傳統(tǒng)的“甜點”選區(qū)標準適用性較差。

2.2 水平井勘探

水平段長度、油層鉆遇率、壓裂規(guī)模是決定水平井部署和實施成效的關(guān)鍵[15-16]。

2.2.1 油產(chǎn)量與油層鉆遇率

從統(tǒng)計結(jié)果看，水平井油產(chǎn)量整體與水平段長度、油層鉆遇率呈正相關(guān)，也就是與油層長度呈正相關(guān)[15-16]，油層鉆遇率始終是水平井部署、設(shè)計、實施過程中追求的目標。

2.2.2 油產(chǎn)量與壓裂規(guī)模

水平井油產(chǎn)量整體與壓裂規(guī)模呈正相關(guān)[15-16]。相對于常規(guī)壓裂，采用體積壓裂的油產(chǎn)量能得到一定程度的提高，其規(guī)律與直井的規(guī)律基本一致。

2.2.3 主要問題

頁巖油層水平井勘探面臨的主要問題是：

(1)中生界上部穩(wěn)定的區(qū)域性標志層有長7烴源巖內(nèi)的凝灰?guī)r，局部標志層有侏羅系和長8中上部廣泛發(fā)育的煤線[19]，但由于目的層段上部缺乏明顯的標志層，制約了地層的橫向?qū)Ρ群妥粉櫦皹?gòu)造刻畫的精度，影響了水平井部署的可靠性。

(2)通過砂體的橫向?qū)Ρ群妥粉?，建立井間砂體的對應(yīng)關(guān)系，是建立相對合理的油藏剖面和預(yù)測模型，確定水平段合理長度，優(yōu)化井軌跡設(shè)計和提升水平井油層鉆遇率的前提。頁巖油儲層砂體類型多樣，空間展布規(guī)律復(fù)雜，目前的砂體預(yù)測模式無法滿足水平井軌跡設(shè)計的需要，無法有效指導(dǎo)下步部署和實施。

(3)油產(chǎn)量整體與水平段長度、油層鉆遇率和壓裂規(guī)模正相關(guān)，但又不完全取決于水平段長度、油層鉆遇率和壓裂規(guī)模，存在偏離上述規(guī)律的異常高油產(chǎn)量或異常低油產(chǎn)量，此類水平井的存在對于揭示水平井油產(chǎn)量主控因素具有重要意義。例如：2011年實施的位于盆地南部的NP 1井，水平段長度油層980.3 m，壓裂14段，加砂620 m3，砂比19.0%，排量6.0 m3/min，入地液9 627.9 m3；投產(chǎn)初期油產(chǎn)量6.33 t/d，投產(chǎn)近7.5年，目前油產(chǎn)量4.45 t/d，累計油產(chǎn)量超過11 000.0 t；2019年實施的位于盆地中部的CY 1井，水平段油層長度900.7 m，壓裂12段，加砂1 188.4 m3，砂比15.2%，排量5.0～13.0 m3/min，入地液16 501.0 m3；投產(chǎn)初期油產(chǎn)量1.67 t/d，投產(chǎn)1.5年，目前油產(chǎn)量1.0 t/d，累計油產(chǎn)量605.0 t。上述2口水平井，水平段油層長度接近，導(dǎo)眼井目的層段電測物性接近，壓裂規(guī)模CY 1井遠超過NP 1井，但從投產(chǎn)效果看，NP 1井遠遠好于CY 1井。

(4)水平井淡化了地層滲流能力的非均質(zhì)性，加之資料錄取的限制，油產(chǎn)量與油層的厚度、基質(zhì)滲流能力關(guān)系難以定量評價。

(5)鄰近層系的大規(guī)模壓裂或天然裂縫的長距離延伸，容易導(dǎo)致頁巖油層水平井部分段壓裂縫被誘導(dǎo)引起壓裂縫失控和壓裂失效。

(6)高油產(chǎn)量井勘探模式和成功經(jīng)驗難以被復(fù)制。

總之，無論是直井的常規(guī)壓裂或體積壓裂，還是水平井的體積壓裂，其油產(chǎn)量均表現(xiàn)出一定的隨機性和不確定性，傳統(tǒng)的“甜點”選區(qū)標準難給出合理解釋，應(yīng)用效果不夠理想，難以滿足落實高效目標的需求，“甜點”選區(qū)標準亟待完善。

3 油產(chǎn)量影響因素探討

揭示直井單井油產(chǎn)量的主控因素，合理解釋單井油產(chǎn)量隨機性和不確定性的原因，可使“甜點”選區(qū)標準更加完善，從而為目標優(yōu)選提供可操作性的建議，為適用且有針對性的工程和工藝方案制定提供依據(jù)，為攻關(guān)研究制約頁巖油勘探開發(fā)瓶頸問題指明方向?；诘刭|(zhì)工程一體化理念，從滲流力學(xué)和巖石力學(xué)等工程角度對單井油產(chǎn)量的主控因素開展分析。

3.1 滲流力學(xué)與油產(chǎn)量

頁巖油平均原始地層壓力約為15.0 MPa，人工裂縫流體壓力可降為接近0 MPa，由此可形成15.0 MPa的生產(chǎn)壓差(Δp)；該生產(chǎn)壓差為頁巖油儲層流體滲流的動力，與儲層的啟動壓力梯度(λ)、流體壓力降(Δp′)共同決定了地層條件下油相的極限泄油半徑(L)；該生產(chǎn)壓差是油相滲流能力評價及由油相滲流能力控制的油產(chǎn)量預(yù)測的前提條件。油相的極限泄油半徑?jīng)Q定了油能夠有效滲流的最大范圍或面積(S)，進而決定了單井所控制的最大地質(zhì)儲量(N)或可采儲量(NR)。

啟動壓力梯度是流體在儲層中滲流必須克服的附加壓力梯度[20]，只有壓力梯度(Δp/ΔL)大于啟動壓力梯度的區(qū)域，流體才具有可動性，故啟動壓力梯度是評價頁巖油層流體可動性的關(guān)鍵指標。啟動壓力梯度限定了人工裂縫兩側(cè)具有可動性流體的地層范圍。對于基質(zhì)滲透率為0.1～0.3 mD的儲層，束縛水狀態(tài)油相啟動壓力梯度為0.58 MPa/m[21]，人工裂縫兩側(cè)25.9 m左右范圍內(nèi)地層的壓力梯度大于油相啟動壓力梯度，油具有可動性。對于基質(zhì)滲透率小于0.1 mD的儲層，束縛水狀態(tài)油相啟動壓力梯度為1.01 MPa/m[21]，人工裂縫兩側(cè)14.9 m左右范圍內(nèi)地層的壓力梯度大于油相啟動壓力梯度，油具有可動性。流體壓力降則限定了人工裂縫兩側(cè)流體實際可發(fā)生滲流的地層范圍，也就是流體的極限泄流半徑。儲層中的流體只要流動，就會產(chǎn)生流體壓力降。對于基質(zhì)滲透率為0.1 mD、長度為2.8 cm的巖心柱塞開展的水驅(qū)水實驗顯示，在穩(wěn)定注入流入壓力11.0 MPa左右時，流出壓力9.0 MPa左右[22]，流體壓力降為2.0 MPa/2.8 cm，折合71.4 MPa/m，表明在自然產(chǎn)能條件下，人工裂縫兩側(cè)僅0.2 m左右范圍內(nèi)地層中水的壓力經(jīng)流動損耗后的剩余壓力能夠大于0 MPa。流體壓力降與流體流速正相關(guān)，降低流體流速，可以降低流體壓力降，從而增大流體的極限泄流半徑[18]，但上述極限泄流半徑的增大是以犧牲流體流速為代價。該實驗間接反映了天然裂縫不發(fā)育僅靠基質(zhì)滲流的頁巖油層滲流和供油能力極其有限。

較大的啟動壓力梯度、流體壓力降，制約了頁巖油儲層油相滲流能力。部分頁巖油儲層經(jīng)大規(guī)模壓裂的油產(chǎn)量依然較低甚至不產(chǎn)油，從宏觀上反映了納米級喉道基本不具有油相滲流能力或油相滲流能力極低，該類型儲層在目前工程和工藝技術(shù)條件下不具有工業(yè)意義。頁巖油儲層具有較大的比表面積，流體與固體表面間分子作用力強，吸附力強，吸附的物質(zhì)多，賈敏效應(yīng)和表面分子力作用強，增大了流體壓力降。同時，頁巖油儲層具有極其復(fù)雜的迂曲度、微觀結(jié)構(gòu)及非均質(zhì)性，喉道半徑細小[11,13]。由于基質(zhì)滲流能力與喉道半徑的4次方呈正相關(guān)，喉道半徑細小導(dǎo)致基質(zhì)滲流能力極低[18]。在自然產(chǎn)能條件下頁巖油儲層基本不具備工業(yè)意義的油相滲流能力，大規(guī)模壓裂能否達到工業(yè)意義的油產(chǎn)量，取決于天然裂縫或高滲砂體構(gòu)成的不同尺度相對高滲油藏的發(fā)育程度[18]。

3.2 巖石力學(xué)與油產(chǎn)量

體積壓裂屬于水力壓裂范疇，水力壓裂是利用地面高壓泵組，將壓裂液以遠超過地層吸收能力的排量注入目的層，在井底憋起高壓[23-24]。地層的破裂壓力(pf)和延伸壓力(pe)取決于井壁附近的地應(yīng)力場和巖石抗拉強度[23-24]。對于天然裂縫不發(fā)育的地層，當井底壓力大于地層的破裂壓力時，井底附近目的層只能沿垂直水平最小主應(yīng)力方向(強度最弱且阻力最小)拉張并產(chǎn)生裂縫。這表明只有具備較好的滲流能力，高壓泵組產(chǎn)生的流體壓力才能在目的層較快滲流并傳導(dǎo)，并在井底憋壓，人工裂縫才能較快形成并延伸。對于天然裂縫不發(fā)育僅靠基質(zhì)滲流的頁巖油層，流體壓力難以在其中較快傳導(dǎo)，地層破裂和裂縫延伸難度極大。地層破裂和裂縫延伸的難易程度是地層整體滲流能力的直接反映。

地應(yīng)力場、巖石力學(xué)特征決定了僅當天然裂縫在目的層中廣泛發(fā)育，高壓泵組產(chǎn)生的流體壓力才能使天然裂縫不斷擴張并使脆性巖石產(chǎn)生剪切滑移，形成天然裂縫與人工裂縫相互交錯的裂縫網(wǎng)絡(luò)(圖12a)，體積壓裂的理念才能夠?qū)崿F(xiàn)[25]。由于頁巖油層天然裂縫發(fā)育的非均質(zhì)性，對于天然裂縫不發(fā)育僅靠基質(zhì)滲流的頁巖油層，即使采用體積壓裂理念壓裂，由于受應(yīng)力場控制，人工裂縫的主裂縫只能沿垂直水平最小主應(yīng)力方向起裂并延伸[23-24]；在垂直水平最小主應(yīng)力方向主裂縫延伸的同時，在摩阻(沿程阻力)較小剩余壓力較大的井筒附近會產(chǎn)生小角度斜交主裂縫的次級裂縫，次級裂縫短程延伸后轉(zhuǎn)向平行主裂縫方向(圖12b)；當兩向水平主應(yīng)力差較小時，這種次級裂縫較為發(fā)育，但這種有限延伸的人工裂縫形態(tài)較為簡單。相對于常規(guī)壓裂，因體積壓裂砂濃度較低，導(dǎo)致入地液規(guī)模較大。對于不具有體積壓裂條件的地層采用體積壓裂理念壓裂，其結(jié)果等同于規(guī)模更大的常規(guī)壓裂，只能形成更長的主裂縫，這與由天然裂縫與人工裂縫相互交錯的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)在裂縫的規(guī)模上有本質(zhì)的差別，難以形成有工業(yè)意義的油滲流，難以顯著提高油產(chǎn)量。這是經(jīng)體積壓裂的直井除部分井油產(chǎn)量能夠顯著提高，多數(shù)井油產(chǎn)量無法顯著提高的根本原因。

圖12 天然裂縫發(fā)育程度不同儲層體積壓裂裂縫擴展對比

體積壓裂僅適用于天然裂縫發(fā)育的油層，并不具有廣泛的適用性?！八骄?體積壓裂”能夠不同程度增大泄油面積，進而增大油產(chǎn)量[25]，但其中的體積壓裂未必能夠顯著增大泄油面積并實現(xiàn)油產(chǎn)量的顯著提高。泄油面積增大的主要原因是水平井鉆遇天然裂縫或高滲砂體的概率更高，經(jīng)多段分簇壓裂，有更大概率溝通天然裂縫或高滲砂體。天然裂縫或高滲砂體的發(fā)育程度才是決定頁巖油層油產(chǎn)量的主要因素，也是頁巖油層“甜點”評價的重要指標[18]。天然裂縫或高滲砂體預(yù)測精度是該類油層能否效益開發(fā)的關(guān)鍵。

脆性礦物含量及由此決定的脆性指數(shù)通常作為可壓性評價的重要指標[26]。但評價地層可壓性的巖石抗拉強度取決于碎屑巖的成巖作用強度，而不是脆性礦物含量。以填隙物形式出現(xiàn)的低溫礦物(主要是塑性礦物)，其抗拉強度要低于以碎屑顆粒形式出現(xiàn)的中高溫礦物(主要是脆性礦物)。壓裂時目的層更易于沿著填隙物而不是碎屑顆粒拉張破裂(圖13)。所謂脆性礦物含量的增加增大了目的層的脆性進而有利于拉張起裂，本質(zhì)上是脆性礦物含量的增加改善了目的層的基質(zhì)滲流能力，使高壓泵組產(chǎn)生的壓力更容易在目的層傳遞，從而使其易于拉張破裂，“工程甜點”實質(zhì)上是“物性甜點”。由此導(dǎo)致砂巖油層相對于泥頁巖油層更易于拉張起裂并提供有工業(yè)意義的油滲流。

圖13 壓裂過程人工裂縫形成示意

3.3 潤濕性與油產(chǎn)量

頁巖油儲層含油性普遍較好，但部分地區(qū)油組分中的飽和烴、芳香烴、瀝青質(zhì)等相對含量表現(xiàn)異常，導(dǎo)致油的性質(zhì)具有特殊性[17-18,27-28]。油相滲流能力與其性質(zhì)和儲層的潤濕性有關(guān)，而潤濕性同時取決于巖石的碎屑組成和油的性質(zhì)，在烴源巖有機組成、巖石的碎屑構(gòu)成類似的條件下，油的性質(zhì)和儲層潤濕性取決于油的成熟度，即成熟度最終決定了儲層的潤濕性或儲集空間油水賦存狀態(tài)(油包水或水包油)、油水的可動性及相對滲流能力[17-18,27-28]。

4 關(guān)鍵課題展望

地質(zhì)工程一體化理念指導(dǎo)下的“水平井+體積壓裂”是實現(xiàn)頁巖油效益開發(fā)的必要途徑[29-30]。就鄂爾多斯盆地頁巖油層勘探開發(fā)實踐而言，體積壓裂已成為主要的壓裂模式，是實現(xiàn)提質(zhì)增效的必然選擇。適用于體積壓裂的“甜點”區(qū)的準確選擇是頁巖油能否實現(xiàn)效益開發(fā)的關(guān)鍵?！疤瘘c”選區(qū)的標準必須能夠?qū)碧介_發(fā)現(xiàn)狀進行合理解釋，并能經(jīng)受勘探開發(fā)實踐的檢驗。圍繞“甜點”選區(qū)和頁巖油的效益開發(fā)，仍存在如下亟待解決的問題。

(1)圍繞“甜點”選區(qū)，需開展高滲砂體和天然裂縫多方法預(yù)測的攻關(guān)研究。

(2)圍繞砂體形態(tài)刻畫和預(yù)測，立足分流河道和重力流水道沉積特點[31]，需準確刻畫單期河道或重力流水道砂體的厚度、寬度，以及由不同排列組合型式的單期河道或重力流水道砂體構(gòu)成的復(fù)合砂體形態(tài)、規(guī)模，通過單砂體形態(tài)、規(guī)模、方向及單砂體間疊置關(guān)系進行構(gòu)型分析，建立井間砂體的對應(yīng)關(guān)系。

(3)圍繞儲層在自然產(chǎn)能條件下(生產(chǎn)壓差約為15.0 MPa)流體可動性、極限泄流半徑以及滲流能力評價，需開展典型儲層啟動壓力梯度、驅(qū)替壓力(流速)與流體壓力降的相關(guān)性等研究。流體可動性取決于壓力梯度，是動態(tài)的而不是靜態(tài)唯一的[18]，可動性評價必須建立在確定的壓力梯度條件下，核磁共振弛豫譜與流體的可動性無確定關(guān)系，不具有評價流體可動性的能力，為此需開展流體可動性評價探索研究，建立具有壓力梯度涵義的適用評價模型和方法。

(4)圍繞有效儲層的識別，需開展多方法綜合評價，依據(jù)取心井的巖性與電性特征，建立取心段不同巖性的伽馬、密度等測井參數(shù)特征，從而利用測井數(shù)據(jù)對未取心井段的巖性進行解釋，拓寬頁巖油資源量。

(5)圍繞儲層滲流能力評價，以及為后續(xù)的壓裂方案優(yōu)化提供依據(jù)，需開展體積壓裂裂縫有效性及分段貢獻率評價；針對天然裂縫不發(fā)育僅靠基質(zhì)滲流的頁巖油層，以增大裂縫網(wǎng)絡(luò)體積為目標，需開展巖石破裂機理研究，開辟新的油層壓裂增產(chǎn)模式。

(6)“水平井+體積壓裂”技術(shù)組合下頁巖油效益開發(fā)有效的能量補充模式目前尚不明確，為有效補充地層壓力，緩解地層能量快速衰減，悶井成為體積壓裂后補充地層能量的通常做法；在較高的壓力下，壓裂液在地層中擴散進而彌散，將儲層基質(zhì)中的油向遠離人工裂縫的地層深部單向驅(qū)替。至于悶井是否有利于提高油產(chǎn)量和累積油產(chǎn)量需對比驗證，水平井能量補充模式需進一步探索。

5 結(jié) 論

(1)儲層的含油性不是頁巖油層“甜點”選區(qū)的關(guān)鍵，也從未成為制約頁巖油層勘探開發(fā)的主要問題。

(2)對于天然裂縫不發(fā)育僅靠基質(zhì)滲流的頁巖油層，滲流力學(xué)決定了自然產(chǎn)能條件下直井難以達到工業(yè)意義的油產(chǎn)量，這是導(dǎo)致多數(shù)直井油產(chǎn)量為中低產(chǎn)的根本原因。

(3)天然裂縫不發(fā)育僅靠基質(zhì)滲流的頁巖油層，不具有體積壓裂條件，不能形成由天然裂縫與人工裂縫相互交錯的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)進而有效擴大泄油面積。

(4)天然裂縫或高滲砂體的發(fā)育程度是決定頁巖油層直井油產(chǎn)量的主要因素，是直井油產(chǎn)量表現(xiàn)出隨機性和不確定性的根本原因，也是頁巖油層“甜點”選區(qū)評價的關(guān)鍵。如何預(yù)測天然裂縫或高滲砂體是制約該類油層效益開發(fā)的瓶頸問題。

(5)地質(zhì)工程一體化理念指導(dǎo)下的“水平井+體積壓裂”是目前實現(xiàn)頁巖油層效益開發(fā)的必要途徑。