劉紅磊，徐勝強(qiáng)，朱碧蔚，周林波，黃亞杰，李保林

(1.頁巖油氣富集機(jī)理與有效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100101；2.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101；3.中國石油玉門油田分公司，甘肅 酒泉 735000；4.中國石化江漢油田分公司，湖北 武漢 430035)

0 引 言

20世紀(jì)90年代初期，潛江凹陷鹽間頁巖油藏按照常規(guī)油氣開發(fā)思路，先后進(jìn)行了注水吞吐、酸化、壓裂等改造措施，措施后均具有一定的增油能力，但產(chǎn)油量遞減快，有效期短，未能實(shí)現(xiàn)單井長期穩(wěn)產(chǎn)。研究表明，鹽間頁巖油儲(chǔ)層開發(fā)中存在一些獨(dú)特的開發(fā)特點(diǎn)：巖石力學(xué)性質(zhì)變化較大，上下鹽巖蠕變特征不清；儲(chǔ)層單層厚度薄，壓裂過程中易受上下塑性鹽巖干擾；儲(chǔ)層巖性組分多、敏感性復(fù)雜、孔隙連通性差；儲(chǔ)層中可溶鹽的溶解規(guī)律及上下鹽巖蠕變特征差異大，對入井液體性能要求高。針對以上問題，常規(guī)改造技術(shù)難于實(shí)現(xiàn)突破[1-7]，需研發(fā)新的工藝以解決體積壓裂、均衡改造以及增加泄流面積等技術(shù)難題，為尋求鹽間頁巖油高效開發(fā)手段，基于陸相頁巖油儲(chǔ)層改造理念，對潛江凹陷古近系鹽間頁巖油藏BYY1HF井進(jìn)行了儲(chǔ)層改造工藝試驗(yàn)和探索研究，采用了CO2增能復(fù)合壓裂、耐酸壓裂液技術(shù)、密切割強(qiáng)加砂壓裂技術(shù)和投球暫堵技術(shù)，達(dá)到體積壓裂和均衡改造目的，并可提高基質(zhì)孔隙度和滲透率，形成復(fù)雜壓裂縫網(wǎng)和提高返排效果，與常規(guī)工藝方法相比可取得較好的壓裂效果。

1 BYY1HF井儲(chǔ)層特點(diǎn)及改造難點(diǎn)

江漢盆地鹽間頁巖油資源量豐富，潛江組發(fā)育多個(gè)鹽韻律層，累計(jì)厚度達(dá)2 000 m以上。鹽層間夾持的是一套富有機(jī)質(zhì)細(xì)粒沉積巖，單層一般厚度為5～10 m，地層既是生油層又是儲(chǔ)油層。鹽間頁巖油儲(chǔ)層具有平面展布廣、縱向?qū)酉刀?、資源量大的特點(diǎn)。潛江凹陷鹽間頁巖油受構(gòu)造影響，平面、縱向分布變化均較大，不同埋深位置的巖石力學(xué)性質(zhì)變化較大，上下鹽巖蠕變特征差異大，鹽巖蠕變特征和鹽溶規(guī)律不清，鹽間頁巖儲(chǔ)層單層厚度薄。

BYY1HF井位于湖北省潛江市江漢油田廣華寺，構(gòu)造上屬潛江凹陷蚌湖向斜南斜坡，由BYY1HF綜合柱狀圖(圖1)可以看出，該井儲(chǔ)層呈現(xiàn)明顯的“鹽(鹽巖)—云(白云巖)—泥(泥巖)—云—鹽”互層特征。儲(chǔ)集空間類型主要為原生孔隙(白云石晶間孔、鈣芒硝晶間孔)、次生孔隙(次生晶間孔、次生晶間溶孔、洞、縫)兩大類[8-11]。

圖1 BYY1HF井綜合柱狀圖Fig.1 The comprehensive histogram of Well BYY1HF

BYY1HF井壓裂過程中易受上下塑性鹽巖干擾，同時(shí)儲(chǔ)層存在巖性復(fù)雜、敏感性較強(qiáng)、孔隙連通性差等特點(diǎn)，導(dǎo)致壓裂施工存在較多技術(shù)難點(diǎn)。

(1)鹽間頁巖油儲(chǔ)層骨架顆粒小，以微納米孔喉為主，連通性差，應(yīng)力敏感性強(qiáng)，壓裂液進(jìn)入儲(chǔ)層會(huì)導(dǎo)致儲(chǔ)層傷害、天然裂縫與水力裂縫堵塞、潤濕性反轉(zhuǎn)等損害[12]，對壓裂液低傷害性能要求高。

(2)鹽間頁巖油熱演化程度普遍偏低，原油密度高、黏度大，可流動(dòng)性差。儲(chǔ)層脆性指數(shù)偏低、塑性強(qiáng)，易導(dǎo)致支撐劑嵌入嚴(yán)重，支撐劑的嵌入和破碎也是產(chǎn)生應(yīng)力敏感性的主要原因，支撐劑類型需優(yōu)選并合理鋪置，盡可能地提高裂縫導(dǎo)流能力，提高裂縫的穩(wěn)定性。

(3)多韻律層發(fā)育，且韻律層上下鹽巖發(fā)育，儲(chǔ)層中可溶鹽類含量高，隨著地層埋深增加，鹽巖蠕變及可溶鹽結(jié)晶堵塞加劇[13]。壓裂工藝要求避免溝通上下鹽層，后期生產(chǎn)時(shí)需考慮避免或延緩結(jié)晶堵塞的技術(shù)手段。

2 鹽間頁巖油體積壓裂技術(shù)

針對上述壓裂技術(shù)難點(diǎn)，為盡可能提高鹽間頁巖油儲(chǔ)層產(chǎn)能，避免上下鹽層對改造效果的不利影響，達(dá)到體積壓裂的目的，開展了CO2增能復(fù)合壓裂、耐酸壓裂液體系、密切割強(qiáng)加砂壓裂技術(shù)、投球暫堵技術(shù)和壓裂參數(shù)優(yōu)化等研究工作[14-15]。

2.1 CO2增能復(fù)合壓裂技術(shù)

BYY1HF井鹽間頁巖油儲(chǔ)層致密，孔喉半徑為微納米級(jí)，骨架顆粒小且非均質(zhì)性嚴(yán)重，壓力系數(shù)僅為1.0，從體積壓裂和儲(chǔ)層傷害機(jī)理的角度出發(fā)，CO2增能復(fù)合壓裂技術(shù)[16]具有如下優(yōu)勢。

(1)在壓裂液中拌注液態(tài)CO2，在施工壓力條件下即可達(dá)到超臨界狀態(tài)(臨界條件：溫度為31 ℃，壓力為7.3 MPa)。超臨界CO2兼具氣態(tài)與液態(tài)物質(zhì)的特性，具有擴(kuò)散性和溶解性強(qiáng)的特性，表面張力為零，可有效驅(qū)替出微納米孔隙內(nèi)的可動(dòng)油，壓裂后返排過程中CO2氣化膨脹增能，有助于提高返排效率。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明(圖2)：鹽間頁巖油巖心樣品經(jīng)超臨界CO2浸泡24 h后，平均孔隙度由7.8%提高至14.8%，提高47.4%；平均滲透率由0.026 mD提高至0.052 mD，提高46.4%。超臨界CO2分子與鹽間頁巖油儲(chǔ)層巖石作用后可改善儲(chǔ)層物性，具有良好的置換和滲析作用。

圖2 超臨界CO2浸泡前后巖心孔滲數(shù)據(jù)Fig.2 Core porosity and permeability data before and after supercritical CO2 soaking

(2)超臨界CO2有很好的致裂能力，其起裂壓力約為水力壓裂起裂壓力的60%～70%。同時(shí)具有黏度低、濾失性強(qiáng)的特性，可產(chǎn)生復(fù)雜的裂縫系統(tǒng)，較之水力壓裂具有更好的溝通性，有利于提高改造體積，實(shí)現(xiàn)體積壓裂。

測定了4塊巖樣經(jīng)超臨界CO2浸泡前后的楊氏模量(圖3)。由圖3可知，隨CO2浸泡時(shí)間增加，在碳酸溶蝕及超臨界CO2的滲透作用下，巖樣力學(xué)性質(zhì)發(fā)生劣化，4個(gè)巖樣楊氏模量平均值由46.25 GPa降至31.13 GPa，楊氏模量平均降低了30%，楊氏模量的降低，可促進(jìn)巖石破碎和裂縫起裂，有利于壓裂施工。

圖3 超臨界CO2浸泡后頁巖樣品楊氏模量變化曲線Fig.3 The Young′s modulus change curve of shale samples after supercritical CO2 soaking

巖樣在水和超臨界CO2中浸泡前后CT掃描對比可知，由于超臨界CO2的存在，浸泡液呈弱酸性，通過溶蝕、滲透、溶脹等作用可導(dǎo)致微裂縫張開，形成復(fù)雜裂縫系統(tǒng)。證明超臨界CO2對于鹽間頁巖油儲(chǔ)層有較好的致裂能力，更易形成復(fù)雜的裂縫系統(tǒng)，利于后期的增產(chǎn)。

(3)CO2與水結(jié)合形成碳酸，對石膏、巖鹽等具有化學(xué)溶蝕作用，可疏通儲(chǔ)集體中的原生孔隙(白云石晶間孔、鈣芒硝晶間孔)。

綜上所述，CO2增能復(fù)合壓裂技術(shù)可增加裂縫復(fù)雜程度和改造體積，提高壓裂后返排效率，并有效緩解鹽間頁巖油儲(chǔ)層鹽結(jié)晶問題，在增能、增效、降低破裂壓力、提高導(dǎo)流能力等方面體現(xiàn)了較好的技術(shù)優(yōu)勢。

2.2 耐酸壓裂液技術(shù)

采用CO2增能復(fù)合壓裂施工時(shí)，由于拌注液態(tài)CO2后壓裂液呈酸性，常規(guī)稠化劑不能實(shí)現(xiàn)交聯(lián)，需研發(fā)新型耐酸壓裂液體系。耐酸壓裂液體系必須具有高攜砂性能和低摩阻特性，能實(shí)現(xiàn)大排量施工，達(dá)到體積壓裂的目的。

采取水溶液聚合法，以丙烯晴為主原料，復(fù)合陰離子單體2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸(AMPS)，合成出一系列多元共聚酸用稠化劑。該稠化劑可與工業(yè)鹽酸、助排劑、交聯(lián)劑、破膠劑等組配，形成了一種集溶蝕、造縫及攜砂功能于一體的耐酸壓裂液體系。與常規(guī)胍膠壓裂液相比，耐酸壓裂液體系在酸性環(huán)境(pH值為2～6)下可交聯(lián)，同時(shí)，耐酸稠化劑兼具降阻劑性能。耐酸壓裂液體系性能穩(wěn)定，可以降低施工管路摩阻，降低施工壓力，從而實(shí)現(xiàn)大排量施工，對鹽間頁巖油的經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)具有重要意義。經(jīng)過優(yōu)化，耐酸壓裂液體系最終配方為：0.45%的酸用稠化劑+0.10%助排劑+0.06%的工業(yè)鹽酸(質(zhì)量分?jǐn)?shù)為31%)+3.00%的交聯(lián)劑+0.05%的破膠劑。

測試了耐酸壓裂液體系的耐溫抗剪切性能(圖4)。由圖4可知：耐酸壓裂液體系在120 ℃、170 s-1條件下剪切60 min后，黏度仍可維持在150 mPa·s以上，滿足壓裂攜砂要求。

圖4 交聯(lián)后耐酸壓裂液耐溫抗剪切曲線Fig.4 The temperature and shear resistance curves of acid-resistant fracturing fluid after cross-linking

測試了耐酸壓裂液體系的破膠性能(圖5)。由圖5可知：耐酸壓裂液體系壓裂后的殘液黏度為1.4～1.5 mPa·s，且未見殘?jiān)?，說明其滿足壓裂液返排要求，符合行業(yè)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)破膠液黏度不大于5.0 mPa·s的要求。

圖5 破膠液黏度曲線Fig.5 The curve of fracturing fluid viscosity for gel breaking

2.3 密切割強(qiáng)加砂技術(shù)

潛江鹽間頁巖油儲(chǔ)層脆性指數(shù)偏低、黏土含量偏高導(dǎo)致塑性強(qiáng)。早期該區(qū)塊常規(guī)水平井水平段間距為100 m左右，加砂強(qiáng)度為2.0 t/m，支撐劑易嵌入裂縫壁面，降低裂縫導(dǎo)流能力，影響儲(chǔ)層改造效果，通過密切割強(qiáng)加砂技術(shù)可以提高縫網(wǎng)體積和密度，提高裂縫有效導(dǎo)流能力。

2.3.1 密切割射孔技術(shù)

密切割射孔技術(shù)是指在水平井多級(jí)分段壓裂中，通過縮短射孔段的間距，控制裂縫起裂，壓裂時(shí)互相擠壓干擾形成的誘導(dǎo)應(yīng)力，使裂縫延伸和發(fā)育變得更復(fù)雜，提高儲(chǔ)層改造體積的技術(shù)。該技術(shù)優(yōu)選工程地質(zhì)雙“甜點(diǎn)”段進(jìn)行射孔，選擇巖性及力學(xué)性質(zhì)相近、固井質(zhì)量好的井段，每個(gè)射孔段優(yōu)化射孔簇間距計(jì)算公式如下：

(1)

式中：S為簇間距，m；K為儲(chǔ)層滲透率，mD；φ為孔隙度，%；υ為地層流體黏度，mPa·s；Ct為原油壓縮系數(shù)，MPa-1。

結(jié)合BYY1HF井頁巖油儲(chǔ)層的滲透率(0.100～0.500 mD)、孔隙度(0.05%)及原油性質(zhì)(黏度為3.75 mPa·s，壓縮系數(shù)為0.001 2 MPa-1)，采用式(1)計(jì)算，推薦簇間距為6.6～14.8 m。結(jié)合前期施工經(jīng)驗(yàn)，最終確定BYY1HF井射孔段間距由早期的80～120 m降至35～50 m，段內(nèi)分簇，簇間距由原來的30.0～40.0 m降至6.0～8.0 m。

2.3.2 強(qiáng)加砂技術(shù)

強(qiáng)加砂技術(shù)是指通過大幅提高加砂量，對支撐裂縫飽和填砂，確保支撐裂縫具備長期導(dǎo)流能力，最大程度地減少由于支撐劑破碎導(dǎo)致的裂縫導(dǎo)流能力衰減和支撐劑嵌入等影響導(dǎo)流能力。借鑒北美和中國其他頁巖油儲(chǔ)層體積壓裂的經(jīng)驗(yàn)[17-18]，利用耐酸壓裂液的良好攜砂性能，將水平井的加砂強(qiáng)度由早期的0.5～2.0 t/m提高至6.0～8.0 t/m，提高儲(chǔ)層水平段的動(dòng)用程度，增強(qiáng)裂縫的導(dǎo)流能力，減緩頁巖油壓裂后產(chǎn)量衰減過快的趨勢。

2.4 投球暫堵分級(jí)改造技術(shù)

由于“簇集效應(yīng)”的影響，同一級(jí)壓裂過程中，當(dāng)某一簇產(chǎn)生裂縫時(shí)，在壓實(shí)作用產(chǎn)生的應(yīng)力干擾影響下，其他簇難于開啟產(chǎn)生新裂縫。為促進(jìn)各簇裂縫均勻開啟及延伸，盡可能擴(kuò)大壓裂波及體積，采取段內(nèi)投球暫堵分級(jí)壓裂方式，對先期開啟的裂縫進(jìn)行投球暫堵屏蔽，促進(jìn)新的裂縫開啟。投球數(shù)根據(jù)射孔孔眼個(gè)數(shù)確定，暫堵球?yàn)榫驴扇芮?，壓裂過程中基于流體沿阻力最小方向流動(dòng)的原則，暫堵球會(huì)隨著壓裂液封堵射孔孔眼，必然會(huì)在一定程度上升高井底壓力，在一定的水平兩向應(yīng)力差的作用下，產(chǎn)生二次破裂進(jìn)而改變裂縫的起裂方位，以產(chǎn)生新的裂縫，壓裂結(jié)束后，暫堵球接觸到地層流體會(huì)逐漸溶解，且溶解時(shí)間可控。

根據(jù)BYY1HF井鹽間頁巖油儲(chǔ)層物性、原油物性以及壓裂需求，確定暫堵球性能基本性能為：密度為1.77 g/m3，抗壓強(qiáng)度為70 MPa；耐酸時(shí)間大于6 h，完全降解時(shí)間為3～5 d，可滿足施工期間耐壓及暫堵要求。

一般常用的深穿透射孔彈孔徑為9.5 mm左右，考慮壓裂過程中的擴(kuò)徑效應(yīng)，選用暫堵球的粒徑為13.5 mm。為了保證暫堵成功率，按照射孔總數(shù)為60孔，暫堵球追加20%的余量，一次投球用量為36顆，2次投球時(shí)每次用量為24顆(共48顆)。

2.5 壓裂參數(shù)優(yōu)化

2.5.1 裂縫導(dǎo)流能力優(yōu)化

繪制不同裂縫穿透比(IX，裂縫半長與泄流半徑之比)時(shí)無因次生產(chǎn)指數(shù)與無因次裂縫導(dǎo)流能力(Cfd)半對數(shù)曲線(圖6)。自然生產(chǎn)時(shí)儲(chǔ)層流體的流動(dòng)模式為徑向流，壓裂后儲(chǔ)層流體的流動(dòng)模式由徑向流向線性流轉(zhuǎn)變。由圖6可知：當(dāng)CfD大于10以后，無因次生產(chǎn)指數(shù)變化趨勢變緩，并已接近或達(dá)到最佳效果，此時(shí)裂縫飽和填砂增產(chǎn)效果最好。以CfD大于10為基準(zhǔn)，由式(2)可計(jì)算對應(yīng)的裂縫導(dǎo)流能力。BYY1HF井頁巖油儲(chǔ)層的滲透率為0.100～0.500 mD，取平均值為0.300 mD，低滲透地層取高裂縫穿透比，對應(yīng)半縫長為120～150 m，由此推薦裂縫導(dǎo)流能力為大于360 mD·m。

圖6 無因次生產(chǎn)指數(shù)與無因次導(dǎo)流能力關(guān)系曲線Fig.6 The relationship between dimensionless production index and dimensionless conductivity

(2)

式中：CfD為無因次裂縫導(dǎo)流能力；Xf為裂縫半長，m；Cf為裂縫導(dǎo)流能力，mD·m。

2.5.2 壓裂液用量及加砂量優(yōu)化

采用支撐劑指數(shù)法[19]，以高導(dǎo)流充填為目標(biāo)，對壓裂液用量和加砂量進(jìn)行優(yōu)化(圖7)。由圖7可知：要保證裂縫平均導(dǎo)流能力大于360 mD·m，壓裂液用量對應(yīng)區(qū)間為500～1 000 m3(圖7a)；由加砂量和壓裂液用量關(guān)系曲線(圖7b)可知，對應(yīng)的加砂量為37～60 m3(1.5 g/cm3低密度陶粒，用量為55 000～90 000 kg)。

圖7 導(dǎo)流能力和加砂量與壓裂液用量關(guān)系曲線Fig.7 The relationship between conductivity and sand volume and fracturing fluid consumption

2.5.3 施工排量優(yōu)選

基于ABAQUS有限元分析平臺(tái)，將內(nèi)聚力單元引入水力壓裂模型中，模擬層間界面的非線性變形破壞特征。當(dāng)儲(chǔ)層存在弱膠結(jié)界面(上下巖鹽層)時(shí)，隨著壓裂液的泵注，當(dāng)施工排量過高時(shí)，壓裂縫縫高擴(kuò)展至層間界面，導(dǎo)致界面損傷區(qū)增加，裂縫以沿縫長方向及層間弱界面擴(kuò)展為主，裂縫易進(jìn)入鹽層[20-23]。結(jié)合水力壓裂分析模型模擬結(jié)果(圖8，藍(lán)色至紅色顏色由淺至深表示巖石損傷由輕至重，藍(lán)色表示損傷為零，紅色表示損傷導(dǎo)致裂縫已形成)可知，當(dāng)控制單簇壓裂施工排量小于6 m3/min時(shí)，裂縫高度充滿但未延伸至層間界面，當(dāng)排量達(dá)到12 m3/min時(shí)，裂縫明顯超出層間高度并延伸至層間界面。

圖8 水力壓裂有限元模型模擬結(jié)果Fig.8 The simulation results of hydraulic fracturing finite element model

3 現(xiàn)場應(yīng)用

BYY1HF為水平評(píng)價(jià)井，完鉆井深為4 580.0 m，垂深為3 358.0 m，水平段長度為1 162.0 m，平均孔隙度為9.20%，平均滲透率為0.200 mD。為需求鹽間頁巖油高效壓裂手段，綜合運(yùn)用了CO2增能復(fù)合壓裂、耐酸壓裂液加砂技術(shù)、密切割強(qiáng)加砂壓裂技術(shù)和投球暫堵技術(shù)。入井總液量為7 943.86 m3，液態(tài)CO2用量為1 564.08 m3；水基壓裂液用量為6 379.78 m3，入井總砂量為433.75 m3，平均單段加砂量為86.75 m3。壓裂后6 mm油嘴放噴，自噴階段累計(jì)產(chǎn)油量為232.6 m3，壓裂液返排率為40.2%；初期日產(chǎn)油為4.9 m3/d，后期日產(chǎn)油穩(wěn)定在3.3～3.9 m3/d，穩(wěn)產(chǎn)期為213 d，階段累計(jì)產(chǎn)油1 135.6 m3。A井為BYY1HF井的鄰井，儲(chǔ)層特征相似，采用水基壓裂液高強(qiáng)度連續(xù)加砂壓裂技術(shù)，入井總液量為11 588 m3，加砂量為821 m3，壓裂后放噴16 d見到工業(yè)油流，初期日產(chǎn)油為4.7～4.9 m3/d，后期日產(chǎn)油穩(wěn)定在1.5～1.7 m3/d，穩(wěn)產(chǎn)期為131 d，階段產(chǎn)油472.6 m3。生產(chǎn)效果證明，在鹽間頁巖油油藏綜合運(yùn)用CO2增能復(fù)合壓裂、耐酸壓裂液加砂、密切割強(qiáng)加砂壓裂技術(shù)和投球暫堵技術(shù)，穩(wěn)產(chǎn)期長，增油效果明顯。

4 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

(1)CO2復(fù)合壓裂技術(shù)具有增加返排能力、改善基質(zhì)孔滲性、穿透性強(qiáng)的優(yōu)勢，巖心樣品經(jīng)超臨界CO2處理后，孔隙度提高47.4%，滲透率提高46.4%，壓裂施工后見效快，返排率高。

(2)耐酸壓裂液實(shí)現(xiàn)了對CO2酸性環(huán)境的兼容，體系在酸性環(huán)境(pH值為2～6)下性能穩(wěn)定，攜砂能力強(qiáng)，對儲(chǔ)層傷害低。

(3)密切割、強(qiáng)加砂是提高壓裂改造體積的有效手段，配合投球暫堵方法，能夠克服“簇集效應(yīng)”，促進(jìn)各簇裂縫均勻開啟及延伸，提高體積壓裂效果。

(4)鹽間頁巖油藏儲(chǔ)層物性差，壓裂難度大，下一步應(yīng)圍繞鹽巖蠕變特征、儲(chǔ)層中可溶鹽的溶解規(guī)律等進(jìn)行深入研究，進(jìn)一步提高壓裂增產(chǎn)效果及穩(wěn)產(chǎn)效果。