趙振峰，李 楷，趙鵬云，陶 亮

（中國(guó)石油長(zhǎng)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(zhǎng)組長(zhǎng)7 段[1-3]。2010 以前，受技術(shù)條件限制，壓裂后試采產(chǎn)量低于4 t/d。自2011 年開始，長(zhǎng)慶油田借鑒國(guó)外“水平井+體積壓裂”技術(shù)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(yàn)，大幅度提高了單井產(chǎn)量。2014—2017 年，開展了短水平井注水開發(fā)、長(zhǎng)水平井大井距準(zhǔn)自然能量開發(fā)，初期產(chǎn)量達(dá)到預(yù)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(shí)現(xiàn)規(guī)模開發(fā)。2018 至今，長(zhǎng)慶油田開展了一體化攻關(guān)與試驗(yàn)，堅(jiān)持“非常規(guī)理念、非常規(guī)技術(shù)、非常規(guī)管理”，摒棄傳統(tǒng)井網(wǎng)水驅(qū)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(gè)試驗(yàn)區(qū)，形成了不同類型頁巖油體積壓裂技術(shù)體系[4-8]，為頁巖油工業(yè)化開采奠定了基礎(chǔ)，推進(jìn)了國(guó)家級(jí)頁巖油開發(fā)示范工程建設(shè)[9]，至2020 年底頁巖油產(chǎn)出量達(dá)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(diǎn)，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(shù)與儲(chǔ)層匹配性也面臨諸多挑戰(zhàn)[10-11]，存在體積壓裂技術(shù)思路、壓裂技術(shù)模式和壓裂參數(shù)體系不夠合理等問題。為此，長(zhǎng)慶油田以該盆地延長(zhǎng)組長(zhǎng) 7 段頁巖油體積壓裂礦場(chǎng)實(shí)踐和室內(nèi)模擬研究結(jié)果為基礎(chǔ)，轉(zhuǎn)變了體積壓裂技術(shù)思路，研究形成了“大井叢、長(zhǎng)水平井、細(xì)分切割、分簇射孔、可溶球座、變黏滑溜水”壓裂技術(shù)模式，優(yōu)化了體積壓裂參數(shù)。筆者結(jié)合長(zhǎng) 7 段頁巖油儲(chǔ)層基本地質(zhì)特征，系統(tǒng)分析了該盆地頁巖油體積壓裂增產(chǎn)機(jī)理和關(guān)鍵技術(shù)，并對(duì)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(shù)水平，達(dá)到更高的產(chǎn)能目標(biāo)。

1 長(zhǎng)7 段頁巖油儲(chǔ)層基本地質(zhì)特征

鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組長(zhǎng)7 段頁巖油資源豐富，資源量為20×108t。與超低滲長(zhǎng)6 段、長(zhǎng)8 段儲(chǔ)層相比，長(zhǎng)7 段頁巖油儲(chǔ)層巖性致密、物性差。巖心分析結(jié)果表明，該儲(chǔ)層的平均孔隙度為11.3%，平均氣測(cè)滲透率為0.17 mD。另外，長(zhǎng)7 段有如下特征：?jiǎn)?dòng)壓力梯度大，有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)建立難度大；致密儲(chǔ)層天然裂縫相對(duì)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(zhǎng)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(chǔ)配置好（見圖1）、砂體大面積分布；2）儲(chǔ)層巖性致密，滲透率低，普遍小于0.20 mD；3）原油性質(zhì)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(zhǎng)組長(zhǎng)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(shí)，長(zhǎng)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(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，縱向薄夾層發(fā)育，人工裂縫擴(kuò)展規(guī)律與控制機(jī)理更為復(fù)雜；2）脆性指數(shù)低，天然裂縫相對(duì)不發(fā)育，形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)難度大；3）地層壓力系數(shù)低（為0.77～0.84，而國(guó)外頁巖油儲(chǔ)層一般大于1.20），單井長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)非常困難。

表1 鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組長(zhǎng)7 段頁巖油與國(guó)內(nèi)外典型頁巖油特征參數(shù)對(duì)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(guān)鍵技術(shù)

2.1 頁巖油滲流機(jī)理及體積壓裂思路

與常規(guī)油藏不同，頁巖油儲(chǔ)層物性相對(duì)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(duì)于鄂爾多斯盆地頁巖油在儲(chǔ)層中的滲流機(jī)理，經(jīng)歷了由常規(guī)油藏單一有效驅(qū)替機(jī)理逐漸向有效驅(qū)替和油水滲吸置換復(fù)合機(jī)理轉(zhuǎn)變的認(rèn)識(shí)過程。

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

滲吸是低孔低滲儲(chǔ)層普遍存在的現(xiàn)象?？紫督Y(jié)構(gòu)測(cè)井定量評(píng)價(jià)結(jié)果表明，長(zhǎng)7 段儲(chǔ)層喉道中值半徑0.05～0.15 μm，孔喉細(xì)微時(shí)，在毛細(xì)管力作用下，親水儲(chǔ)層能夠?qū)崿F(xiàn)“油水置換”，使毛細(xì)管力在驅(qū)油過程中發(fā)揮出正能量。由長(zhǎng)7 段頁巖油儲(chǔ)層巖心滲吸試驗(yàn)結(jié)果得知，滲吸對(duì)驅(qū)油貢獻(xiàn)占比可達(dá)33%，采用滑溜水可促進(jìn)滲吸作用[14]，如圖2 所示。

圖2 長(zhǎng)7 段頁巖油滲吸試驗(yàn)結(jié)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(jìn)而將黏土微孔隙（孔徑≤10 nm）中的油置換出來。同時(shí)，頁巖孔隙分布復(fù)雜，富含的黏土可起半透膜作用。美國(guó)科羅拉多礦業(yè)大學(xué)研究人員發(fā)現(xiàn)[10]，在頁巖孔隙內(nèi)，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(huì)進(jìn)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(qū)出。滲透壓力導(dǎo)致原油由基質(zhì)向裂縫內(nèi)流動(dòng)，但有些地區(qū)難以通過試驗(yàn)區(qū)分滲吸和滲析。

圖3 為長(zhǎng)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(diǎn)表示不同壓裂段裂縫擴(kuò)展信號(hào)監(jiān)測(cè)點(diǎn)）。

從圖3 可以看出，長(zhǎng)7 段儲(chǔ)層受天然裂縫和地應(yīng)力控制作用影響，裂縫呈條帶狀分布。試驗(yàn)結(jié)果也表明，雖然調(diào)整簇?cái)?shù)、壓裂液排量和黏度等參數(shù)可提高裂縫復(fù)雜程度，但單縫特征優(yōu)勢(shì)依然明顯。因此，體積壓裂技術(shù)思路由“大排量打碎儲(chǔ)集體”逐步演變?yōu)椤懊芮懈疃缢閮?chǔ)集體”[14-16]，壓裂設(shè)計(jì)從單一造縫向“壓、驅(qū)、采一體化”設(shè)計(jì)轉(zhuǎn)變。

圖3 長(zhǎng)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(shù)模式

針對(duì)頁巖油儲(chǔ)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(zhì)“甜點(diǎn)”和工程“甜點(diǎn)”的基礎(chǔ)上，探索形成了長(zhǎng)7 段頁巖油“大井叢、長(zhǎng)水平井、細(xì)分切割、分簇射孔、可溶球座、變黏滑溜水、多尺度支撐”技術(shù)模式[17-20]，該技術(shù)模式主要包含長(zhǎng)水平井細(xì)分切割技術(shù)和超前補(bǔ)能與滲吸驅(qū)油技術(shù)。

2.2.1 長(zhǎng)水平井細(xì)分切割技術(shù)

精確識(shí)別與劃分“甜點(diǎn)”是頁巖油體積壓裂開發(fā)多層系立體布井、長(zhǎng)水平井精細(xì)布縫、壓裂增產(chǎn)提效的基礎(chǔ)。通過精細(xì)解釋巖石組分、脆性、地應(yīng)力等參數(shù)及裂縫發(fā)育情況，建立了鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組長(zhǎng)7 段頁巖油水平井儲(chǔ)層-工程綜合品質(zhì)（RCQ）的分段分級(jí)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)（見表2），對(duì)儲(chǔ)層類型進(jìn)行了精細(xì)分類，優(yōu)選了水平段“甜點(diǎn)”?；趦?chǔ)層分類評(píng)價(jià)、黃土塬寬方位三維地震、水平段儲(chǔ)層分段分級(jí)精細(xì)評(píng)價(jià)等的結(jié)果，建立了多學(xué)科一體化“甜點(diǎn)”優(yōu)選技術(shù)，應(yīng)用該技術(shù)優(yōu)選了平面、縱向、水平段“甜點(diǎn)”，以確保井布在油藏“甜點(diǎn)”上，水平段在油層“甜點(diǎn)”內(nèi)穿行，改造位置在水平段“甜點(diǎn)”上。

表2 長(zhǎng)7 段頁巖油水平井RCQ 分級(jí)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)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(wǎng)，追求最大縫控波及體積。裂縫間距是影響儲(chǔ)層改造體積的關(guān)鍵因素，可通過縮短縫間距來增大縫網(wǎng)有效波及體積。在優(yōu)選地質(zhì)“甜點(diǎn)”和工程“甜點(diǎn)”的基礎(chǔ)上，利用產(chǎn)能油藏?cái)?shù)值模擬、多裂縫起裂與擴(kuò)展模擬、礦場(chǎng)大數(shù)據(jù)分析等方法，綜合優(yōu)化了裂縫間距，實(shí)現(xiàn)了縫控儲(chǔ)量最大化。同時(shí)配套自主研發(fā)的細(xì)分切割可溶球座和動(dòng)態(tài)暫堵轉(zhuǎn)向工藝，形成了以“多簇射孔密布縫+可溶球座硬封隔+暫堵轉(zhuǎn)向軟分簇”為核心的高效體積壓裂技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了頁巖油水平井無限級(jí)細(xì)分切割壓裂。

2.2.2 超前補(bǔ)能與滲吸驅(qū)油技術(shù)

為實(shí)現(xiàn)細(xì)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(rùn)濕性能的表面活性劑，構(gòu)建了滲吸驅(qū)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(chǔ)上增加了補(bǔ)能和滲吸驅(qū)油功能。頁巖油儲(chǔ)層發(fā)育微納米孔隙，具有強(qiáng)滲吸能力，頁巖油體積壓裂過程中，壓裂液在流體壓力、毛細(xì)管壓力和滲透壓力等作用下進(jìn)入頁巖基質(zhì)與基質(zhì)孔隙中的油發(fā)生置換，大幅度提高驅(qū)油效率。

2.3 壓裂參數(shù)

基于室內(nèi)模擬研究及礦場(chǎng)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果，對(duì)影響單井效益的平臺(tái)井?dāng)?shù)、水平段長(zhǎng)、壓裂段數(shù)和改造規(guī)模等關(guān)鍵參數(shù)開展了技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析，明確了主要技術(shù)參數(shù)：最優(yōu)平臺(tái)井?dāng)?shù)，單層6 口，雙層12 口；水平段長(zhǎng)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(zhǎng)7 段頁巖油“大井叢、長(zhǎng)水平井、細(xì)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(shù)的關(guān)鍵技術(shù)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(biāo)達(dá)到國(guó)外領(lǐng)先水平，在以長(zhǎng)7 段為目的層的井推廣應(yīng)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(shù)發(fā)展建議

長(zhǎng)慶油田踐行體積開發(fā)理念，探索形成了適合長(zhǎng)7 段頁巖油的體積壓裂技術(shù)模式，取得較好的開發(fā)效果。但低油價(jià)下難以高效經(jīng)濟(jì)開發(fā)，同時(shí)體積壓裂技術(shù)與儲(chǔ)層匹配性面臨諸多挑戰(zhàn)，進(jìn)一步加強(qiáng)諸如人工裂縫擴(kuò)展規(guī)律與控制機(jī)理、關(guān)鍵技術(shù)參數(shù)優(yōu)化、人工縫網(wǎng)復(fù)雜程度評(píng)價(jià)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(shù)，提出了以下技術(shù)發(fā)展建議。

3.1 研究壓裂增產(chǎn)機(jī)理

烴源巖品質(zhì)、儲(chǔ)層“甜點(diǎn)”、儲(chǔ)層改造體積和單井最終可采儲(chǔ)量從根本上決定了增產(chǎn)效果的好壞，國(guó)內(nèi)外已形成了以“甜點(diǎn)”優(yōu)選、長(zhǎng)水平段鉆井、水平井體積壓裂和工廠化作業(yè)為主要內(nèi)容的非常規(guī)開發(fā)主體技術(shù)。單從壓裂角度而言，體積壓裂突破了傳統(tǒng)的增產(chǎn)機(jī)理，從以提高人工裂縫泄流面積為目標(biāo)轉(zhuǎn)變?yōu)橥ㄟ^水平井分段壓裂形成網(wǎng)絡(luò)裂縫大幅度增加裂縫與地層的接觸面積，裂縫與儲(chǔ)層直接接觸解決了油氣遠(yuǎn)距離移動(dòng)的難題。

對(duì)于特定地區(qū)，壓裂形成的裂縫與人工裂縫網(wǎng)絡(luò)對(duì)儲(chǔ)層的控制作用成為保證非常規(guī)儲(chǔ)層改造效果的關(guān)鍵，能否形成網(wǎng)絡(luò)裂縫、儲(chǔ)層改造體積大小和裂縫體空間展布控制儲(chǔ)量程度都會(huì)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(guān)鍵在于是否形成了復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)。因此，建議加大鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組長(zhǎng)7 段及裂縫形態(tài)相關(guān)問題的研究，如地應(yīng)力、脆性、天然裂縫和裂縫擴(kuò)展規(guī)律等。對(duì)長(zhǎng)7 段特定低壓儲(chǔ)層，通過壓裂快速補(bǔ)能，實(shí)現(xiàn)壓后長(zhǎng)時(shí)間自噴，也成為必然增產(chǎn)的機(jī)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(jì)產(chǎn)油量。

3.2 優(yōu)化關(guān)鍵技術(shù)參數(shù)

對(duì)于具體地區(qū)而言，可以借鑒技術(shù)理念和技術(shù)模式，但需要根據(jù)實(shí)際情況，通過大量室內(nèi)模擬和礦場(chǎng)試驗(yàn)探索關(guān)鍵控制因素，刻畫特有的體積壓裂技術(shù)模式和參數(shù)。通常情況下，水平段長(zhǎng)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(chǎn)制度等均對(duì)改造效果有重要影響。

長(zhǎng)慶油田目前已進(jìn)入頁巖油規(guī)模開發(fā)階段，已有740 余口頁巖油井實(shí)施了體積壓裂。對(duì)長(zhǎng)7 段生產(chǎn)滿1 年的128 口井的產(chǎn)油量與各種參數(shù)的相關(guān)關(guān)系進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，結(jié)果如圖4 所示。由圖4 可以看出，產(chǎn)油量與水平段長(zhǎng)、壓裂段數(shù)、壓裂簇?cái)?shù)、加砂強(qiáng)度、入地液量和裂縫密度都有一定關(guān)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(shù)與儲(chǔ)層的匹配性，建議進(jìn)一步加強(qiáng)關(guān)鍵技術(shù)參數(shù)優(yōu)化，確定技術(shù)參數(shù)的最優(yōu)區(qū)間。

圖4 長(zhǎng)7 段頁巖油水平井關(guān)鍵地質(zhì)工程參數(shù)與產(chǎn)量的相關(guān)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(shù)

通過分更多的簇，進(jìn)一步增大壓裂規(guī)模來實(shí)現(xiàn)對(duì)儲(chǔ)層巖石的“打碎”，形成人工油（氣）藏體，同時(shí)配合新型測(cè)試手段，實(shí)現(xiàn)體積壓裂從壓裂到生產(chǎn)全過程的可視化，是體積壓裂技術(shù)未來發(fā)展的方向。長(zhǎng)慶頁巖油體積壓裂井下微地震監(jiān)測(cè)顯示，縫網(wǎng)覆蓋程度達(dá)90%，但難以精確回答有效縫網(wǎng)波及體積、縫控儲(chǔ)量和裂縫形態(tài)等問題。為了厘清致密儲(chǔ)層裂縫擴(kuò)展規(guī)律與控制機(jī)理，最大限度地實(shí)現(xiàn)體積開發(fā)，建議配套新型監(jiān)測(cè)技術(shù)，在線監(jiān)測(cè)體積壓裂整個(gè)施工過程，分析多裂縫起裂效率、縫網(wǎng)復(fù)雜程度、有效支撐縫長(zhǎng)等，以實(shí)時(shí)調(diào)整優(yōu)化施工參數(shù)，實(shí)現(xiàn)全井段全覆蓋改造，同時(shí)配套水平井生產(chǎn)測(cè)試技術(shù)，以獲取產(chǎn)液剖面，分析全生命周期生產(chǎn)規(guī)律。

4 結(jié)論與建議

1）加強(qiáng)烴源巖和儲(chǔ)層評(píng)價(jià)是頁巖油體積壓裂的基礎(chǔ)，開展地質(zhì)、工程一體化研究，加強(qiáng)單井控制儲(chǔ)量、單井最終可采儲(chǔ)量和井網(wǎng)等評(píng)價(jià)，是提高單井產(chǎn)量的前提。

2）對(duì)鄂爾多斯盆頁巖油在儲(chǔ)層中的滲流機(jī)理的認(rèn)識(shí)，已逐步由常規(guī)油藏單一的有效驅(qū)替機(jī)理轉(zhuǎn)變?yōu)閺?fù)合的有效驅(qū)替機(jī)理，并進(jìn)一步轉(zhuǎn)變?yōu)榈貙恿黧w和壓裂液的滲吸與滲析機(jī)理。經(jīng)過多年礦場(chǎng)實(shí)踐和相關(guān)模擬研究，形成了鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組長(zhǎng)7 段“大井叢、長(zhǎng)水平井、細(xì)分切割、分簇射孔、可溶球座、變黏滑溜水”壓裂技術(shù)模式。

3）為了深化與提升體積壓裂技術(shù)，追求更高產(chǎn)能目標(biāo)，建議繼續(xù)加強(qiáng)體積壓裂增產(chǎn)機(jī)理和關(guān)鍵技術(shù)參數(shù)優(yōu)化研究，并配套新型監(jiān)測(cè)技術(shù)，實(shí)現(xiàn)在線監(jiān)測(cè)體積壓裂施工過程，分析多簇起裂的有效性、縫網(wǎng)復(fù)雜程度、有效支撐縫長(zhǎng)等，實(shí)時(shí)調(diào)整優(yōu)化施工參數(shù)，實(shí)現(xiàn)全井段全覆蓋改造。