柴達木盆地英雄嶺頁巖油體積壓裂技術攻關與實踐

黨建鋒，張永國，邱 忠

（西部鉆探工程有限公司吐哈井下作業(yè)公司，新疆鄯善 838200）

柴達木盆地高山深盆的構造格局和總體干旱缺水的沉積背景，形成了盆地邊緣相帶窄、“源儲一體”沉積體分布廣（占盆地沉積巖面積的60%以上）的特征，油氣資源勘探前景廣闊，對于千萬噸高原油氣田建成和可持續(xù)發(fā)展具有重要的意義。英雄嶺構造帶隸屬于柴達木盆地西部古近系-新近系含油氣系統(tǒng)，是盆地石油勘探的重要領域[1-3]，面積為4 900 km2，包括獅子溝、花土溝、游園溝、油砂山、英東、干柴溝、咸水泉、油泉子、黃瓜峁、開特、油墩子等地區(qū)[4]。1984 年，位于獅子溝的獅20 井在古近系下干柴溝組上段（E32）日噴油1 138 m3、氣22.7×104m3，發(fā)現(xiàn)深層孔縫系統(tǒng)的碳酸鹽巖油藏。由于地震資料品質差，油藏主控因素認識不清，歷經(jīng)12 年探索，先后共鉆探深井16 口，均未取得明顯進展。2010 年，利用二維地震老資料重新處理解釋成果，優(yōu)選英東一號鉆探砂37 井，對10 個層組試油均獲工業(yè)油氣流，發(fā)現(xiàn)了淺層（N22～N21）碎屑巖斷塊油氣藏，實現(xiàn)了勘探的重大突破。英東淺層突破后，通過持續(xù)深化碳酸鹽巖成儲研究，明確了咸化半深湖-深湖相“源儲一體”碳酸鹽巖儲層發(fā)育溶蝕孔洞、晶間孔、裂縫等多種儲集空間，具有整體含油、構造改造調整的特征。在新認識的指導下，勘探由淺層轉戰(zhàn)深層，先后鉆探8 口千噸級高產(chǎn)井，在英西-英中地區(qū)平面上落實了5 個油氣富集區(qū)，累計探明油氣地質儲量超過7 000×104t。同時，引入頁巖油勘探新理念[5]，在深入研究和評價烴源巖的基礎上，優(yōu)選構造變形較弱的干柴溝地區(qū)開展源內頁巖油勘探，完鉆的6 口直井9 個層組壓裂后均獲工業(yè)油流，但油氣發(fā)現(xiàn)率仍較低[6-7]。英雄嶺地區(qū)自2019 年實施三維地震以來，進入了新的勘探開發(fā)階段。2021 年以來，按照勘探開發(fā)一體化工作模式，共部署預探評價井11 口，開發(fā)井9 口，新發(fā)現(xiàn)E32 上段的高壓油氣藏。Ⅰ～Ⅲ油組射孔后均有自然產(chǎn)能，但Ⅳ～Ⅵ油組頁巖油儲層致密，物性差，無自然產(chǎn)能，需開展水平井分段分簇體積壓裂工藝技術研究，為青海油田頁巖油產(chǎn)能建設提供技術保障，實現(xiàn)干柴溝頁巖油氣藏效益開發(fā)。

1 油藏主要特征

英雄嶺地區(qū)位于柴達木盆地西部地區(qū)，為喜山晚期隆起帶，地面以風蝕山地為主，海拔3 000～3 900 m，山高坡陡，溝壑縱橫。英雄嶺頁巖油具有“高原、高鹽、高應力、高灰云質、高頻旋回、高壓、高度缺水”的特殊地質-工程背景和制約條件。

1.1 構造特征

E32 沉積期，英雄嶺地區(qū)整體為大型坳陷，發(fā)育淺湖-深湖相沉積，形成大面積分布的咸化湖相頁巖，是青海油田頁巖油勘探開發(fā)的優(yōu)勢目標區(qū)?；诘貙痈窦艿娜珔^(qū)對比，開展古地貌恢復，明確英雄嶺地區(qū)早期為坳陷，分布面積1 500 km2，沉積厚度1 500～2 000 m。滿坳分布的優(yōu)質源儲組合，形成了規(guī)模頁巖油發(fā)育區(qū)，其中，深度在5 500 m 以內、TOC 大于0.8%的分布面積為800 km2，資源量21×108t。

1.2 巖性特征

英雄嶺地區(qū)位于柴西坳陷中心，古近系下干柴溝組上段發(fā)育多期半深湖-深湖相頁巖，形成紋層型與混積型兩類頁巖。全巖礦物成分分析揭示，下干柴溝組上段巖性混積特征明顯，巖石類型包括灰云質頁巖、黏土質頁巖以及碎屑巖，以灰云質頁巖為主。脆性礦物含量高，礦物組分以粉砂級石英、長石和方解石、白云石為主（60.0%～90.0%），黏土和塑性礦物含量總體偏低（10.0%～40.0%）。巖心掃描測井結合X 射線衍射分析明確下干柴溝組上段礦物組分包括黏土、石英、長石、方解石、白云石、石膏等多種礦物，碳酸鹽含量40.0%～60.0%。對干柴溝地區(qū)柴2-4 井下干柴溝組上段開展全巖礦物組成分析，以碳酸鹽巖礦物為主，混積特征明顯。

1.3 物性特征

孔隙度隨白云石含量增加而增加，層狀灰云質頁巖孔隙度略高，紋層狀頁巖滲透率最好，巖心孔隙度主要分布在3.04%～7.12%，平均值為5.10%；滲透率分布在0.01～18.46 mD，平均值為0.24 mD，整體以低孔、特低滲儲層為主。

1.4 溫度、壓力系統(tǒng)

根據(jù)干柴溝地區(qū)實測溫度擬合，該區(qū)地溫梯度為3.23 ℃/100m，屬于正常溫度系統(tǒng)，建立公式：T=0.032 3×H+10（H 為射孔井段中部深度），柴905 井MDT 測試結果顯示，Ⅳ油組壓力系數(shù)平均為1.91，屬于異常高壓系統(tǒng)。

1.5 儲層流體特征

地下原油：密度0.707 1 g/cm3，氣油比129.7 m3/m3，原油黏度0.502 1 mPa·s，泡點壓力23.22 MPa，地飽壓差30.32 MPa，表現(xiàn)為氣油比中等、地飽壓差大的特點。

地面原油及氣油比：密度0.809 8～0.851 7 t/m3，平均為0.840 8 t/m3，原油黏度4.760～14.900 mPa·s，平均為9.550 mPa·s，屬于輕質低黏原油，氣油比在66.0～385.0 m3/m3。

地層水：密度1.23 g/cm3，氯根170 060 mg/L，pH 值6.0，總礦化度平均262 161 mg/L，水型為CaCl2型。

1.6 儲層可壓性評價

脆性礦物含量高，礦物學分析灰云質頁巖（52.9%）、砂巖（11.4%）、脆性礦物占50.0%～70.0%，且黏土礦物主要為伊利石（>90.0%），水化膨脹率低。巖石物理學分析脆性指數(shù)在0.52～0.65，有利于儲層改造并形成復雜縫網(wǎng)。整體表現(xiàn)中等偏高楊氏模量，中等泊松比，中等偏高應力差，通過評價，紋層頁巖油的可壓性整體好于層狀頁巖油。

2 體積壓裂技術攻關與實踐

2.1 體積壓裂技術難點

（1）高原地形。地處高原，壓裂設備功率僅為內地的70%，對施工設備提出更高的要求。

（2）高鹽儲層。地層礦化度較高，在生產(chǎn)中結鹽影響產(chǎn)量問題需要提前考慮。

（3）高應力儲層。水平主應力差12.0～18.0 MPa，破裂壓力梯度0.024 7～0.027 9 MPa/m，最小主應力梯度0.017 0～0.020 0 MPa/m，整體表現(xiàn)為高應力特性，對施工設備和壓裂工藝技術提出高的要求。

（4）高灰云質儲層。儲層親水，對燜井油水滲吸置換有利。

（5）儲層高頻旋回。層理/紋層發(fā)育，層間差異大，裂縫縱向上、橫向上改造受限。

（6）高壓儲層：壓力系數(shù)1.88～1.96，利于形成復雜裂縫。

（7）區(qū)域高度缺水。對蓄水、輸水及連續(xù)施工供液提出了較高要求。

2.2 直井體積壓裂技術攻關與實踐

2.2.1 直井體積壓裂技術研究 針對“七高”的特殊工程背景及制約條件，在縫網(wǎng)體積壓裂的前提下，采用“人工裂縫的主動控制、石英砂+陶粒組合支撐、滲吸壓裂液、燜井+控排”的壓裂技術及理念，提高改造針對性。具體的壓裂技術思路：為了增大縫網(wǎng)有效性和波及范圍，采用三段式壓裂，第一段采用高黏液體階梯升排量壓裂造縫，為第二段提供一個有效通道；針對基質改造需求，第二段采用大排量低黏滑溜水擴縫，進一步提高縫內凈壓力造復雜縫網(wǎng)，為基質滲透提供更多通道；第三段采用高黏液體連續(xù)攜砂（高密高強陶粒）填充主裂縫，支撐好縫口，保障主裂縫及縫口導流能力。采用低密度石英砂+高密高強陶粒組合支撐劑，同時提高石英砂占比，在排量有限的情況下，最大程度的將小粒徑低密度支撐劑輸送到遠端，保證遠端裂縫的有效性，確保長期穩(wěn)產(chǎn)；采用滲吸驅油劑壓裂液體系，加強儲層油水置換，提高措施效果；返排制度采取“壓后燜井+控壓排液”，避免有效應力的快速上升導致裂縫有效體積的損失；室內攻關高礦化度壓裂液，開展高礦化度壓裂液實驗，評價高鹽壓裂液體系在英雄嶺頁巖油的適應性。

2.2.2 直井體積壓裂實施概況 2021 年，柴902 井的壓裂開啟了頁巖油壓裂的新篇章，主要采用直井體積壓裂工藝技術，實施7 井次14 層組，施工參數(shù)方面平均施工排量9.9 m3/min，液量1 208.9 m3，砂量92.23 m3，平均砂比18.09%。措施效果方面平均日產(chǎn)液36.2 m3，日產(chǎn)油12.7 m3，12 個層組獲工業(yè)油氣流。

2022 年，針對巨厚多箱體儲層試油周期長的問題，通過探索建立“逆向設計、正向施工”作業(yè)流程，開展“試油效率高、改造體積大”的直井套管分壓合試工藝試驗3 井次18 層組，施工參數(shù)方面平均施工排量10.4 m3/min，液量1 261.7 m3，砂量98.00 m3。措施效果方面平均日產(chǎn)液99.1 m3，日產(chǎn)油23.0 m3。已完鉆的12口直井中，試油10 口井15 個層組全部獲工業(yè)油流，日產(chǎn)油5.4～44.9 m3，進一步證實了頁巖油采用三段式主動控制壓裂技術具有很好的適應性，新型分壓合試工藝具有較好的穩(wěn)定生產(chǎn)能力和推廣潛力。

2.3 水平井體積壓裂技術攻關與實踐

2021-2022 年，英雄嶺頁巖油水平井改造堅持以“密切割+極限限流+高強度改造”體積壓裂技術2.0 為指導，按照地質-工程一體化原則，結合水平段儲層評價分類，實施差異化設計，強化甜點改造。2022 年，柴平4 井、柴平2 井相繼取得較好的增油效果，英雄嶺頁巖油水平井壓裂技術適用性進一步增強。

2.3.1 分段分簇與限流射孔優(yōu)化 利用Kinetix 地質-工程一體化軟件進行模擬計算：水平段長45.0～50.0 m，優(yōu)化排量與射孔數(shù)匹配關系，6 簇/段，簇間距5.5～6.5 m，射孔孔數(shù)5～6 孔/簇，16.0～18.0 m3/min 排量下，孔眼節(jié)流摩阻4.0～6.0 MPa，大于簇間應力差（2.1 MPa），確保段內各簇都能進液。

2.3.2 入液強度與加砂強度優(yōu)化 利用Kinetix 地質-工程一體化軟件進行模擬計算，結合裂縫擴展模擬，合理優(yōu)化入液強度及加砂強度，平均入液強度由35.0 m3/m增加至40.0 m3/m，加砂強度由5.0 t/m 增加至5.5 t/m，裂縫改造規(guī)模及支撐效果最佳。對于英雄嶺頁巖油而言，入液強度過小會導致裂縫面積的減小，影響最終產(chǎn)能。同時考慮深層施工的加砂成功率，需增大入液強度，建議入液強度保持在40.0 m3/m，實際入液量優(yōu)化以保證加砂為前提。

2.3.3 壓裂排量優(yōu)化 開展不同排量方案對比，排量與EUR 呈一定正相關性，同時考慮裂縫參數(shù)與地層參數(shù)的匹配關系。優(yōu)化排量16.0～18.0 m3/min，限壓不限排量，模擬裂縫寬度有利于形成較好的裂縫導流能力，可減小滲流阻力，促進增產(chǎn)效果。

2.3.4 壓裂液體系優(yōu)化 優(yōu)化壓裂液配方降低改造成本：根據(jù)儲層巖性及敏感性特征，結合防膨劑對巖心傷害實驗，降低壓裂液中防膨劑加量，取消助排劑，降低單方壓裂液成本，配套形成了低黏、低阻、低成本壓裂液體系。

凍膠配方：0.30%～0.35%HPG+0.02%NaOH+0.50%NW+1.00%KCl+0.30%ZP+0.30%QGC+0.40%JLJ，優(yōu)化后配方為低黏低成本壓裂液配方：0.25%～0.30%HPG+0.02%NaOH+0.30%QGC+0.40%JLJ。一體化可變黏滑溜水壓裂液現(xiàn)場應用：通過配方調整，該體系兼具攜砂、減阻及性能穩(wěn)定等功能，可實現(xiàn)滑溜水、線性膠、高黏膠液自由切換。

滑溜水配方：0.15%～0.50%FR+0.50%NW+1.00%KCl+0.30%ZP+0.30%QGC，優(yōu)化后配方：0.10%～0.40%FR+0.10%NW+0.30%QGC。

首次開展?jié)B吸驅油現(xiàn)場試驗：優(yōu)選滲吸驅油劑體系，滲吸驅油劑具有降低表界面張力和破乳功效，0.3%驅油劑界面張力為0.5 mN/m，滲吸驅油率25%，具有良好的滲吸驅油效果，在加有滲吸驅油劑的液體體系中可取消破乳助排劑的使用。

2.3.5 支撐劑組合優(yōu)化 結合儲層閉合壓力和支撐劑導流能力評價，優(yōu)選70～140 目石英砂（28 MPa）+40～70 目石英砂（28 MPa）+30～50 目陶粒（52 MPa）作為支撐劑，優(yōu)化組合比例為5∶4∶1，提高裂縫導流能力。70～140 目石英砂主要用于段塞打磨主裂縫和支撐更多的微裂縫；40～70 目石英砂填充分支縫；30～50 目陶粒填充主裂縫（表1）。

表1 壓裂支撐劑性能檢測數(shù)據(jù)

2.3.6 繩結暫堵實驗優(yōu)化 繩結暫堵技術優(yōu)勢：炮眼經(jīng)支撐劑沖蝕后形狀不規(guī)則，纖維繩結暫堵劑是一種新型暫堵劑，具有柔性可變形、封堵強度高等優(yōu)點，對不規(guī)則形狀炮眼具有更強針對性[8]。該暫堵劑采用100%可降解纖維材料制作，在120 ℃溫度下24 h 能夠完全降解。

為使段內各簇均能得到均衡改造，并且壓后對產(chǎn)量均有所貢獻，壓前根據(jù)段內各簇物性和應力差，對儲層進行暫堵分級評估，將每段暫堵分為兩級，通過加暫堵劑增大孔眼節(jié)流摩阻或井筒凈壓力，使液體分流轉向，從而使段內各簇均能進液并得到均衡改造，提高整個水平段動用程度及各簇對產(chǎn)量貢獻率。結合長慶長7 頁巖油、新疆瑪湖致密油、吐哈油田繩結暫堵壓裂成功經(jīng)驗，繩結暫堵個數(shù)按總孔眼數(shù)1/2 計算。

借鑒北美繩結暫堵技術與國內其他各油田暫堵轉向成功經(jīng)驗，優(yōu)選水溶性繩結暫堵劑，優(yōu)化暫堵劑加注時機，為確保施工人員安全與加注效率，在地面高壓管線連接專用投球器，待第一級加砂結束后停泵，倒換井口及地面流程后，將繩結暫堵劑放入投球器投球，人員遠離高壓區(qū)倒換壓裂流程，進行第二級壓裂。

2.3.7 水平井體積壓裂實施概況 2021-2022 年，頁巖油水平井實施13 井次/282 段，排量18.0 m3/min，平均入液強度32.7 m3/m，平均加砂強度5.2 t/m（表2、表3）。

表2 英雄嶺頁巖油水平井壓裂施工參數(shù)

表3 英雄嶺頁巖油水平井壓后效果統(tǒng)計

3 認識及結論

（1）通過前期英雄嶺頁巖油水平井壓后效果分析，目前“密切割+極限限流+高強度改造”體積壓裂技術2.0 對英雄嶺頁巖油效益開發(fā)適用性較好。

（2）按照柴平1、柴平2、柴平4 區(qū)塊高產(chǎn)井壓裂主體技術路線、工藝參數(shù)優(yōu)化、液體體系及支撐劑類型組合等，推廣復制分段段長、簇間距、射孔方式、入液強度、加砂強度、液體體系及支撐劑類型等關鍵參數(shù)，探索形成縱向上各有利建產(chǎn)箱體適用的體積壓裂技術。

（3）鑒于目前YY1H 平臺5 箱體3 口井與6 箱體4口井，壓后盡管見油返排率低（平均2.00%～3.00%），但含水率下降慢，高含水率周期長，分析可能是由于各箱體含油性差異，有待進一步觀察。

（4）針對柴達木盆地高原缺水、地層水礦化度高的問題。結合油田不同區(qū)塊地層水，尤其針對特殊區(qū)塊高礦化度、高鈣離子等地層水開展各項實驗。研發(fā)耐高礦化度壓裂液，實現(xiàn)返排液和地層水重復利用，節(jié)約水源，補充工廠化壓裂供水不足的問題。