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

0 引言

頁巖油是指存儲于富有機質、納米級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]。美國在Bakken、Eagle Ford 和Barnett頁巖油勘探開發(fā)中取得突破性進展，使得美國本土一大批老油區(qū)重獲新生[3]。美國頁巖油2015年產量高達2.26×108t，占美國年產原油的50%以上。

美國頁巖油主要產自上古生界—新生界海相泥頁巖地層中[4-5]，構造相對穩(wěn)定，有機質豐度高，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。而中國陸相頁巖油形成條件與北美地區(qū)海相頁巖相比，構造復雜、有機碳含量低、熱演化程度中等、礦物組成復雜、氣油比偏低，兩者存在差異[6]。

中國頁巖油勘探開發(fā)技術起步較晚，各盆地頁巖油發(fā)育特征和地質條件差異較大，有效的開發(fā)技術模式十分有限。東部斷陷盆地已成為中國陸相頁巖油勘探開發(fā)的重點領域[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，取得了壓后最高日產原油超過70m3、自噴365天穩(wěn)產20m3的成果[6]，為中國陸相頁巖油革命奠定了重要基礎。

1 孔二段頁巖油儲層地質特征

滄東凹陷位于渤海灣盆地中部，是黃驊坳陷的一個次級構造單元，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]，有機質類型好、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性復雜、非均質性強、埋藏深、物性差、原油黏度較高[12-13]，壓裂技術上更具挑戰(zhàn)性。

1.1 巖石礦物學特征

滄東凹陷孔二段頁巖油巖石主要由粒徑小于62.5μm的黏土級和粉砂級沉積物組成，礦物成分主要包括長英質、碳酸鹽和黏土礦物，脆性礦物高達75%以上，以長英質為主（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 儲層物性特征

滄東凹陷孔二段頁巖油儲層有效儲集空間以基質孔為主，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%，具有典型頁巖組構特征，紋層類型主要有白云石紋層、黏土紋層、長英質紋層和有機質紋層（圖4）。成像測井顯示天然裂縫較發(fā)育。

圖3 滄東凹陷孔二段頁巖油儲層儲集空間特征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 巖石力學特征

巖石力學測試表明：孔二段靜態(tài)楊氏模量為10～43.7GPa， 泊 松 比 為 0.11～0.417。Rickman公式計算巖樣力學脆性指數為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地應力特征

地應力測試結果表明，G108-8井孔二段最大水平主應力為72.7～81.0MPa，最小水平主應力為48.5～58.5MPa，水平主應力差值為21.0～25.4MPa，平均為22.9MPa，差異系數為0.38～0.52。最小水平主應力梯度為0.0157～0.0181MPa/m，與該井孔二段3次壓裂施工計算的最小水平主應力梯度結果相近。G108-8井多極子陣列聲波測井解釋、裂縫監(jiān)測顯示，主應力為北北東—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

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

2.1 巖石脆性對頁巖破裂程度的影響

2.1.1 巖石破裂復雜程度表征方法

采用分形維數和破裂角相結合的方法，反映巖石的整體破裂特征，如公式（1）。

式中Fc——巖石破裂復雜程度系數;

D——分形維數;

α——巖石的破裂角，(°)。

分形維數D的確定：把巖石破裂端面放在一定長度的正方形面積內，把該正方形劃分為邊長為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即裂縫條數，繪制裂縫條數與R的對數曲線關系，該曲線的斜率即為分形維數D。

2.1.2 巖石破裂程度的主控因素

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

（1）巖石破裂程度系數與Jarvie指數和Rickman指數相關性。依據公式（1）計算巖樣的巖石破裂復雜程度系數，利用巖石力學實驗和礦物組成數據計算Rickman指數和Jarvie指數。如圖5、圖6所示，Rickman指數與破裂復雜程度系數相關性差，相關系數為0.3270;Jarvie指數與巖石破裂復雜程度系數相關性更差，相關系數為0.0183。

圖5 滄東凹陷孔二段Rickman指數與巖石破裂復雜程度系數關系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指數與巖石破裂復雜程度系數關系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參數相關性。滄東凹陷孔二段巖石破裂復雜程度系數與巖石力學參數相關性結果如圖7所示，巖石破裂復雜程度系數與楊氏模量的相關系數為0.4751，與峰值應變相關系數達0.6330，與剪脹角相關系數為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，一定應力作用下發(fā)生彈性變形就越小;峰值應變是巖石發(fā)生破壞時的應變，若巖石在較小的峰值應變即發(fā)生應變，表明巖石脆性越高[16];剪脹角是表征材料擴容的參數，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)展狀態(tài)。

圖7 滄東凹陷孔二段巖石破裂復雜程度系數與巖石力學參數相關性圖Fig.7 Mechanical parameters vs. fracture complexity coefficient in the Kong2 Member in Cangdong sag

楊氏模量、峰值應變和剪脹角這3個參數均反映了應力應變曲線全過程不同階段的特征，通過賦予各參數相應的權值來建立脆性評價方法，可以反映整個應力應變曲線的特征。適合陸相頁巖油巖石的脆性評價方法如公式（2）所示：

式中BI——脆性指數;

En——歸一化的楊氏模量;

?n——歸一化的剪脹角;

εpn——歸一化的峰值應變。

利用公式（2）計算滄東凹陷孔二段頁巖油巖樣的脆性指數，繪制該脆性指數與巖石破裂復雜程度系數之間的關系，結果如圖8所示，提出的模型相關性明顯增強，相關系數達0.7884，因此楊氏模量、峰值應變和剪脹角這3個參數為反映巖石破裂復雜程度的主要因素。從圖8可以看出，當巖石脆性指數大于0.4時巖石破裂形態(tài)復雜。

圖8 新建立的巖石脆性指數與巖石破裂復雜程度系數的關系Fig.8 New rock brittleness index vs. fracture complexity coefficient

2.2 天然裂縫和地應力對壓裂裂縫擴展的影響

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。實驗中出現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，當天然裂縫趨向于低角度裂縫或者水平縫時，則更容易產生穿過天然裂縫的復雜裂縫形態(tài);當天然裂縫趨向于高角度裂縫時，壓裂裂縫形態(tài)較為簡單，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——最大水平主應力，MPa;σh——最小水平主應力，MPa;

θ——水力裂縫面與天然裂縫面的夾角，（°）。

實驗表明，水平主應力差值Δσ越小時，裂縫形態(tài)越復雜。

對于地應力影響因子，主要是指水平主應力差影響到裂縫的延伸、轉向等所造成的裂縫復雜程度，因此，定義地應力影響因子為：

依據公式（3）和公式（4）及孔二段巖心試驗數據，計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，地應力影響因子較低。

2.3 頁巖油巖石可壓裂性評價

實驗表明，可壓裂性不僅包含巖石本身脆性破裂性質，也包含地層天然裂縫發(fā)育情況、地應力差大小，單獨一個參數不能充分評價頁巖油巖石形成復雜裂縫程度。因此基于巖石脆性、天然裂縫、地應力3個因素，建立頁巖油巖石裂縫復雜程度系數計算模型，定義縫網指數為：

式中FI——縫網指數;

w4——天然裂縫張開影響因子權重系數;

w5——地應力影響因子權重系數。

利用室內水力壓裂實驗巖樣的數據進行分析，縫網指數與水力裂縫形態(tài)有較好的相關性（圖9）。FI≤0.3時，壓裂裂縫呈水力單縫形態(tài);0.3＜FI≤0.4時，壓裂裂縫沿天然裂縫開啟;FI＞0.4時，壓裂裂縫穿過天然裂縫。

圖9 縫網指數與水力裂縫形態(tài)關系圖Fig.9 Fracture network index vs. hydraulic fracture shape

按照上述模型計算滄東凹陷孔二段頁巖油巖石縫網指數，分布在0.2～0.5，以0.2～0.4為主。穩(wěn)定電場監(jiān)測顯示，勘探初期直井壓裂裂縫形態(tài)復雜程度低。根據縫網指數計算結果，繪制了縫網指數與壓后產量的曲線圖（圖10）。從圖10可以看出，本次提出的縫網指數模型與壓后產量具有較好的相關性。

圖10 縫網指數與平均日產量關系圖Fig.10 Fracture network index vs. average daily production

2.4 縫網指數在頁巖油水平井工藝優(yōu)化中的應用

2.4.1 裂縫誘導應力對縫網指數的影響

滄東凹陷孔二段頁巖油巖石縫網指數差異性大，縫網指數以小于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以上產量，但產量下降快，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、地應力密切相關，巖石脆性、天然裂縫為頁巖油巖石自身特性，無法改變;地應力為頁巖油巖石所處外部環(huán)境，通過誘導應力場模型的建立與評價，可以分析誘導應力變化與縫網指數的關系，提高壓裂裂縫復雜程度。

利用誘導應力場分析，等間距內隨著裂縫條數的增加，即簇間距的縮短，地應力干擾越大，水平主應力差異系數減?。▓D11），縫網指數變大，容易形成復雜裂縫。

圖11 壓裂不同裂縫條數后水平主應力差異系數分布圖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指數分布在0.2～0.5，縫網指數為0.4～0.5時，壓裂裂縫復雜程度高，為增加改造體積，結合技術經濟可行性評價，優(yōu)化簇間距為20～30m;縫網指數為0.3～0.4時，通過減小簇間距至15～20m，增加縫間應力干擾，增加裂縫復雜程度;縫網指數為0.2～0.3時，較難通過應力干擾形成復雜裂縫，優(yōu)化簇間距為10～15m，增加單位長度內裂縫條數，提高裂縫改造體積。

2.4.3 射孔參數優(yōu)化

滄東凹陷孔二段頁巖油巖石縫網指數越大，裂縫復雜程度越高。為了實現各段裂縫均勻改造，分段射孔時優(yōu)選縫網指數接近的作為一段，段內縫網指數差異小于30%;各壓裂段內優(yōu)選縫網指數高的位置作為甜點進行射孔，提高壓裂裂縫復雜程度。

多簇壓裂裂縫擴展，受到縫間應力干擾與射孔摩阻的影響。隨著簇間距的減小，縫間應力干擾增強，縫間應力干擾會消耗主要能量，中間裂縫干擾最大，消耗能量也就最大，因此中間裂縫進液量減少，裂縫擴展不充分。為了保障每簇裂縫進液量相當，通過射孔參數優(yōu)化，使射孔摩阻消耗主要能量，通過孔眼摩阻調整實現注入液量均勻分配到各簇裂縫。優(yōu)化孔眼數為40孔，孔眼摩阻為5MPa，實現各簇裂縫均勻進液。

3 現場應用效果

3.1 現場實施情況

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1474m;GD1702H井完鉆井深為5298m，垂深為3930m，水平段長1329.88m。

兩口井水平井依據縫網指數模型優(yōu)化射孔井段，優(yōu)選射孔位置，采用細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+陶粒多級高效支撐工藝技術，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)測結果

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

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

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

開展微地震監(jiān)測，GD1701H井裂縫長度為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1230m、寬480m、高120m，裂縫控制區(qū)體積為0.07km3。微地震裂縫監(jiān)測顯示，細分切割大排量大液量壓裂形成網絡裂縫，實現了水平井全井段改造，無段間空白區(qū)，達到了頁巖油水平井體積改造的目的。

開展穩(wěn)定電場裂縫監(jiān)測，GD1701H井共監(jiān)測水平段13段，監(jiān)測到網狀裂縫30條，各條裂縫寬度為8～32m，裂縫長度為91～258m，方位角為28°～52°。穩(wěn)定電場監(jiān)測顯示，射孔位置基本合理，射孔簇均實現了裂縫擴展。

圖13 GD1701H井穩(wěn)定電場監(jiān)測圖Fig.13 Stable electrical field of Well GD1701H

3.3 壓后生產情況

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

GD1702H井壓后生產曲線如圖14所示，12mm油嘴放噴，套壓為4.15MPa，日出殘液84.4m3，日產油61m3、氣5947m3。目前6mm油嘴放噴，套壓為0.7MPa，日出殘液4.34m3，日產油23.46m3，連續(xù)自噴生產365天，累計出殘液15082m3，累計產油7434m3、產氣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，原油日產量穩(wěn)定在20m3，官東地區(qū)已形成億噸級增儲規(guī)模，標志著渤海灣盆地率先實現陸相頁巖油工業(yè)化開發(fā)。

圖14 GD1702H井生產曲線Fig.14 Production performance of Well GD1702H

4 結論與認識

楊氏模量、峰值應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，縫網指數評價方法能夠評價頁巖油巖石壓裂裂縫復雜程度，為水平井井段優(yōu)化、射孔位置優(yōu)選提供技術支撐。

微地震監(jiān)測、穩(wěn)定電場監(jiān)測技術顯示優(yōu)選的射孔方案實現了各段、各簇裂縫的均勻擴展，提高了頁巖油縫控儲量。

水平段可壓裂性評價技術，配合水平井細分切割工藝，提高了陸相頁巖油水平井裂縫復雜程度，增加了水平井改造體積，提高了水平井壓裂改造效果。