石道涵 張礦生 唐梅榮 陶 亮 杜現(xiàn)飛

（1.中國石油長(zhǎng)慶油田公司；2.中國石油長(zhǎng)慶油田公司油氣工藝研究院）

水平井體積壓裂技術(shù)快速發(fā)展，大力推動(dòng)了非常規(guī)頁巖油氣勘探開發(fā)進(jìn)程，美國原油產(chǎn)量對(duì)外依存度大幅度下降，實(shí)現(xiàn)能源獨(dú)立[1-4]。中國頁巖油資源同樣極為豐富，技術(shù)可采資源量達(dá)145×108t[5-8]，主要分布在鄂爾多斯、準(zhǔn)噶爾、松遼等大型盆地，開發(fā)潛力巨大，成為最具戰(zhàn)略意義的接替資源[9-11]。為保障我國能源安全，長(zhǎng)慶油田多年來持續(xù)攻關(guān)研究頁巖油勘探開發(fā)技術(shù)，取得突破性進(jìn)展[12-14]。2019年，在鄂爾多斯盆地發(fā)現(xiàn)了我國首個(gè)10億噸級(jí)頁巖油大油田——慶城油田，并進(jìn)行了規(guī)模水平井體積壓裂開發(fā)試驗(yàn)，單井產(chǎn)量實(shí)現(xiàn)歷史性突破，成為中國石油天然氣集團(tuán)有限公司（簡(jiǎn)稱中國石油）“十四五”頁巖油增儲(chǔ)上產(chǎn)的主力軍[15-18]。

與北美頁巖油地質(zhì)特征相比，鄂爾多斯盆地頁巖油極為復(fù)雜，多巖性薄互層疊置發(fā)育，具有強(qiáng)非均質(zhì)性[19-21]，開發(fā)難度較大，目前初步形成了適合盆地特征的頁巖油水平井體積壓裂主體技術(shù)體系[22-24]。隨著頁巖油勘探開發(fā)持續(xù)進(jìn)行，地質(zhì)特征認(rèn)識(shí)不斷深化，不同區(qū)域差異明顯，體積壓裂技術(shù)與儲(chǔ)層匹配性亟須優(yōu)化與提升[25-26]，進(jìn)一步提高單井產(chǎn)量面臨諸多挑戰(zhàn)。為助力頁巖油規(guī)模效益開發(fā)，支撐長(zhǎng)慶油田高質(zhì)量發(fā)展，本文以多年礦場(chǎng)實(shí)踐為基礎(chǔ)，系統(tǒng)梳理了鄂爾多斯盆地頁巖油水平井體積壓裂技術(shù)發(fā)展歷程與主要新進(jìn)展，以期為我國頁巖油氣藏高效開發(fā)提供參考。

1 頁巖油資源概況

延長(zhǎng)組長(zhǎng)7段為鄂爾多斯盆地頁巖油的主力開發(fā)層段[7]，為一套半深湖—深湖相細(xì)粒沉積，縱向上可劃分為長(zhǎng)71、長(zhǎng)72、長(zhǎng)73共3套小層，其中長(zhǎng)71、長(zhǎng)72為泥頁巖夾多期薄層粉細(xì)砂巖組合，是勘探開發(fā)的主要對(duì)象，長(zhǎng)73以泥頁巖為主，是風(fēng)險(xiǎn)勘探、原位轉(zhuǎn)化攻關(guān)試驗(yàn)的主要目標(biāo)。截至2022年，盆地已提交頁巖油三級(jí)儲(chǔ)量18.3×108t，探明儲(chǔ)量11.5×108t。

長(zhǎng)7段頁巖油儲(chǔ)層埋深為1600～2200m，基質(zhì)滲透率為0.11～0.14mD，孔隙度為6%～12%，含油飽和度為67.7%～72.4%?；陂L(zhǎng)7段頁巖油儲(chǔ)層的904個(gè)實(shí)測(cè)地層壓力大數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，地層壓力分布范圍為6～22MPa，壓力系數(shù)主要分布在0.77～0.84之間，屬于異常低壓油藏。通過對(duì)盆地360塊井下巖心232組巖石力學(xué)參數(shù)測(cè)試實(shí)驗(yàn)和80組地應(yīng)力測(cè)試實(shí)驗(yàn)得出，研究區(qū)頁巖油儲(chǔ)層樣品脆性指數(shù)主要介于35%～45%之間，平均為43.3%，水平應(yīng)力差主要介于4～6MPa之間，平均為5.1MPa。對(duì)比北美二疊盆地和國內(nèi)其他地區(qū)頁巖油，鄂爾多斯盆地頁巖油具有巖石脆性指數(shù)低和水平應(yīng)力差相對(duì)較高的特點(diǎn)（表1）。

表1 鄂爾多斯盆地頁巖油與國內(nèi)外頁巖油特征參數(shù)對(duì)比[27]

2 水平井體積壓裂技術(shù)發(fā)展歷程

長(zhǎng)慶油田自20世紀(jì)90年代開始水平井技術(shù)開發(fā)探索。2005年以來，依托國家科技重大專項(xiàng)，依靠壓裂技術(shù)進(jìn)步帶動(dòng)水平井技術(shù)快速發(fā)展。借鑒北美非常規(guī)頁巖油氣開發(fā)理念，立足盆地特征，開展技術(shù)攻關(guān)與礦場(chǎng)實(shí)踐，總體經(jīng)歷了探索試驗(yàn)、分段壓裂、分段多簇體積壓裂、細(xì)分切割體積壓裂4個(gè)階段。

長(zhǎng)慶油田早期開展了塞平1井、蘇平1井等水平井試驗(yàn)，受鉆井、壓裂技術(shù)限制，壓裂后試排采油井產(chǎn)量小于4t/d，氣井初期產(chǎn)量?jī)H為2.16×104m3/d，產(chǎn)量未達(dá)預(yù)期，水平井開發(fā)長(zhǎng)期處于探索階段。自2005年以來，開展水力噴砂物理模擬實(shí)驗(yàn)，自主研發(fā)水力噴砂器關(guān)鍵工具，形成了油氣田水平井水力噴砂分段壓裂技術(shù)系列，實(shí)現(xiàn)了水平井壓裂技術(shù)從無到有的突破，成為中國石油水平井三大主體改造技術(shù)之一，先后開辟了吳42、羅1等水力噴砂先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)。2011年，借鑒國外“水平井+體積壓裂”開發(fā)理念，在西233區(qū)陽平1井、陽平2井首次開展水平井水力噴砂分段多簇壓裂技術(shù)攻關(guān)試驗(yàn)，實(shí)現(xiàn)技術(shù)突破，單井產(chǎn)量大幅度提高。2013—2017年，開展短水平井注水開發(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、遞減大，無法實(shí)現(xiàn)規(guī)模開發(fā)。2018年至今，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，形成了以“立體式、長(zhǎng)水平段、多簇射孔密布縫、可溶球座硬封隔、暫堵轉(zhuǎn)向軟分簇”為核心的體積壓裂技術(shù)，在盆地頁巖油開發(fā)中實(shí)現(xiàn)規(guī)模應(yīng)用。與北美頁巖油水平井體積壓裂主體技術(shù)一致，通過長(zhǎng)水平段高密度細(xì)分切割，提高縫網(wǎng)波及程度，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層一次性全部動(dòng)用。

3 水平井細(xì)分切割體積壓裂技術(shù)

頁巖油體積壓裂開發(fā)是在地質(zhì)甜點(diǎn)與工程甜點(diǎn)雙優(yōu)選的基礎(chǔ)之上，采用大井叢多層系立體布井（圖1），建立工廠化作業(yè)模式，通過三維水平井鉆井和大規(guī)模分段多簇體積壓裂改造，在儲(chǔ)層中建立復(fù)雜的人工縫網(wǎng)系統(tǒng)，使得油氣滲流接觸面積最大、滲流阻力最小、滲流距離最短，進(jìn)而使頁巖油資源得到有效規(guī)模動(dòng)用的開發(fā)方式。

圖1 頁巖油儲(chǔ)層“體積開發(fā)”示意圖

3.1 壓增滲一體化設(shè)計(jì)

通過井群開發(fā)、壓裂造縫和針對(duì)性流體介質(zhì)注入，改變地下流體滲流環(huán)境和補(bǔ)充地層能量，在“甜點(diǎn)區(qū)”單元內(nèi)形成“人造高滲透區(qū)”，重構(gòu)滲流場(chǎng)，是頁巖油體積壓裂開發(fā)技術(shù)的本質(zhì)。針對(duì)頁巖油儲(chǔ)層脆性指數(shù)與地層壓力雙低以及微納米多尺度孔隙發(fā)育等特征，依靠理念突破和技術(shù)創(chuàng)新，形成了以“造縫、增能、滲吸”（簡(jiǎn)稱壓增滲）為特色的長(zhǎng)水平段細(xì)分切割集成式體積壓裂技術(shù)體系。

現(xiàn)有射孔段優(yōu)選主要依據(jù)測(cè)井曲線對(duì)甜點(diǎn)的判識(shí)，忽略了巖石力學(xué)參數(shù)對(duì)縫網(wǎng)復(fù)雜程度的影響。為此，基于巖石力學(xué)基礎(chǔ)參數(shù)測(cè)試結(jié)果，定量計(jì)算脆性指數(shù)和地應(yīng)力剖面，建立了同時(shí)考慮水平井儲(chǔ)層品質(zhì)（RQ）和工程品質(zhì)（CQ）的分段分級(jí)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)（表2），對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行精細(xì)分類，優(yōu)選水平段甜點(diǎn)。

表2 鄂爾多斯盆地頁巖油水平井RQ與CQ分級(jí)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[25]

在儲(chǔ)層精細(xì)劃分的基礎(chǔ)之上，對(duì)體積壓裂關(guān)鍵參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化。從典型井不同儲(chǔ)層類型進(jìn)液強(qiáng)度與單井估算最終可采儲(chǔ)量（EUR）相關(guān)性圖（圖2）可知，進(jìn)液強(qiáng)度與單井EUR正相關(guān)，當(dāng)進(jìn)液強(qiáng)度較小時(shí)，不同儲(chǔ)層的貢獻(xiàn)程度差異較小，隨著進(jìn)液強(qiáng)度增加，差異逐漸變大。Ⅰ類儲(chǔ)層隨進(jìn)液強(qiáng)度增加，單井EUR呈現(xiàn)先增加后趨于平穩(wěn)的特征，在20～25m3/m區(qū)間增加緩慢；Ⅱ類和Ⅲ類儲(chǔ)層，單井EUR與進(jìn)液強(qiáng)度也呈相同規(guī)律，分別在18～20m3/m、15～18m3/m區(qū)間增加緩慢。長(zhǎng)7段頁巖油Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類儲(chǔ)層進(jìn)液強(qiáng)度最優(yōu)區(qū)間分別為 20～25m3/m、18～20m3/m 和 15～18m3/m。

圖2 不同儲(chǔ)層類型進(jìn)液強(qiáng)度與單井EUR相關(guān)性圖

裂縫間距是影響儲(chǔ)層改造體積的關(guān)鍵因素，通過縮短縫間距，可提高縫網(wǎng)有效波及體積。在地質(zhì)甜點(diǎn)+工程甜點(diǎn)優(yōu)選的基礎(chǔ)之上，利用產(chǎn)能油藏?cái)?shù)值模擬對(duì)裂縫間距進(jìn)行綜合優(yōu)化，實(shí)現(xiàn)縫控儲(chǔ)量最大化。研究對(duì)比了頁巖油壓裂水平井不同裂縫間距的壓裂后壓力分布特征，結(jié)果顯示：裂縫間距過大時(shí)，裂縫間存在明顯的未動(dòng)用區(qū)域；裂縫間距為10m的情況下，各壓裂段的壓力場(chǎng)能夠有效溝通，水平井段內(nèi)儲(chǔ)層得到有效控制（圖3，藍(lán)色代表原始地層壓力，橘黃色代表注入壓裂液后地層壓力，顏色越深，地層壓力越高）。因此，以滲流距離最短為目標(biāo)，考慮頁巖油儲(chǔ)層基質(zhì)滲流率、生產(chǎn)壓差及啟動(dòng)壓力梯度，計(jì)算滲透率在0.03～0.3mD區(qū)間內(nèi)，頁巖油儲(chǔ)層基質(zhì)有效滲流距離為3～5m（圖4），優(yōu)化裂縫間距為6～10m。

圖3 不同裂縫間距壓裂后地層壓力變化對(duì)比圖

圖4 不同基質(zhì)滲透率有效滲流距離對(duì)比圖

3.2 可溶球座壓裂工藝

為實(shí)現(xiàn)頁巖油水平井“壓增滲”一體化開發(fā)理念，配套自主研發(fā)了細(xì)分切割可溶金屬球座和動(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工藝[28-30]，實(shí)現(xiàn)了頁巖油水平井無限級(jí)細(xì)分切割壓裂和壓裂后井筒快速清潔。

壓裂工具是實(shí)現(xiàn)細(xì)分切割的核心，自主研發(fā)水力噴砂器、裸眼封隔器、復(fù)合/可溶橋塞、可溶金屬球座四大類水平井主體壓裂工具，規(guī)模應(yīng)用4700余口井，與進(jìn)口工具相比，降低費(fèi)用30%～60%，累計(jì)節(jié)約成本超5億元，為水平井效益開發(fā)提供核心技術(shù)手段。其中，可溶金屬球座成為體積壓裂利器，通過可溶金屬配方研發(fā)、材料成型及熱處理工藝創(chuàng)新，突破了可溶金屬延展率低、溶解條件苛刻等技術(shù)瓶頸，實(shí)現(xiàn)了可溶金屬擴(kuò)徑密封。室內(nèi)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示：在70℃時(shí)，承壓達(dá)70MPa，球座7d完全溶解，可溶球20h溶解。目前已規(guī)模應(yīng)用352口井4115段，水平井平均裂縫間距由23m下降至8.5m，平均簇密度由2.9簇/100m提升至11簇/100m，細(xì)分切割壓裂工程作業(yè)能力大幅提升。

暫堵轉(zhuǎn)向是提高密切割多簇起裂有效性的重要手段，自主研發(fā)不同粒徑可降解暫堵轉(zhuǎn)向劑，通過暫堵物理模擬試驗(yàn)、裂縫測(cè)試及現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐，裂縫控制從單一排量限流向“排量限流和物理封堵”提升。2018—2020年，在長(zhǎng)慶油田頁巖油水平井規(guī)模應(yīng)用156口井2967段4649級(jí)，暫堵階段升壓5.5～12MPa，平均升壓7.7MPa。受簇間強(qiáng)非均質(zhì)性及過砂后炮眼不規(guī)則等因素影響，為進(jìn)一步提高暫堵轉(zhuǎn)向效果，率先開展了新型柔性繩結(jié)多簇壓裂暫堵礦場(chǎng)試驗(yàn)，實(shí)現(xiàn)支撐劑沖蝕形成不規(guī)則炮眼有效封堵，井下微地震監(jiān)測(cè)顯示事件點(diǎn)大幅度提升（圖5）。室內(nèi)性能評(píng)價(jià)表明，繩結(jié)式暫堵劑耐壓40MPa，在60℃滑溜水中179h完全溶解，具有良好的溶解和承壓性能。目前已開展現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)36口井190段，平均暫堵升壓9.2MPa，最高達(dá)21MPa，暫堵前后施工壓力平均升高7.7MPa，最高達(dá)13MPa，升壓后有效作用時(shí)間提升1倍以上，暫堵后出現(xiàn)新的破壓事件點(diǎn)比例由8.7%提升至33.9%。

圖5 暫堵前后微地震監(jiān)測(cè)事件點(diǎn)對(duì)比圖

3.3 變黏滑溜水壓裂液

為了實(shí)現(xiàn)細(xì)分切割體積壓裂提高裂縫復(fù)雜程度與微納米孔隙油水滲吸置換效率的目的，研發(fā)新型納米驅(qū)油變黏滑溜水壓裂液體系。該體系由納米粒子與梳形聚合物締合形成，可改變巖石潤(rùn)濕性（圖6），提高基質(zhì)孔隙原油動(dòng)用程度，解決了長(zhǎng)7段頁巖油多尺度孔隙效應(yīng)問題。室內(nèi)摩阻測(cè)試顯示，該體系與傳統(tǒng)壓裂液體系相比減阻率達(dá)73%，實(shí)現(xiàn)了協(xié)同變黏和彈性攜砂，支撐劑運(yùn)移距離更遠(yuǎn)，有效充填不同尺度裂縫。同時(shí)在儲(chǔ)層中可快速破膠、破乳，油水界面清晰，可顯著降低原油乳化導(dǎo)致摩阻增加，降低末端裂縫開啟壓力，進(jìn)一步改善沉砂剖面。由于潤(rùn)濕性改變，對(duì)原油的剝離效率大于90%，現(xiàn)場(chǎng)30s達(dá)到最佳減阻和攜砂性能，可實(shí)時(shí)在線配制。截至2022年6月，該壓裂液體系在示范區(qū)已全面推廣應(yīng)用水平井70余口，平均見油返排率降低0.9%，見油時(shí)間縮短11.5d。

圖6 實(shí)驗(yàn)前后巖心接觸角變化對(duì)比圖

3.4 多尺度組合石英砂

本次研究收集了慶城油田35口水平井366段體積壓裂單段和全井段微地震監(jiān)測(cè)事件的三維立體展布圖（圖7）。礦場(chǎng)長(zhǎng)期監(jiān)測(cè)大數(shù)據(jù)表明，長(zhǎng)7段頁巖油水平井體積壓裂形成較為復(fù)雜的縫網(wǎng)，開啟了部分分支縫及微裂縫，呈現(xiàn)以主裂縫為主、分支縫為輔的條帶狀縫網(wǎng)形態(tài)，形態(tài)類似“仙人掌”[26]。

圖7 慶城油田典型水平井體積壓裂微地震事件三維顯示圖

為了滿足不同尺度裂縫導(dǎo)流能力需求，開展了不同粒徑與不同組合石英砂沉降實(shí)驗(yàn)、可視化平板運(yùn)移實(shí)驗(yàn)。研究結(jié)果表明支撐劑粒徑越小，沉降速度越慢（圖8），同時(shí)不同粒徑組合形成砂堤更高，非均勻性更大，橫向運(yùn)移距離更遠(yuǎn)，有利于提高支撐縫縫高與縫長(zhǎng)的導(dǎo)流能力（圖9）。目前主體采用20/40目、40/70目粒徑組合，油田規(guī)模應(yīng)用215口井。為了進(jìn)一步提高微尺度裂縫支撐效率，提高裂縫運(yùn)移距離，已開展40/70目、70/140目小粒徑石英砂礦場(chǎng)試驗(yàn)65口井。

圖8 不同粒徑支撐劑靜態(tài)沉降實(shí)驗(yàn)

圖9 40/70目和70/140目石英砂不同比例支撐劑運(yùn)移可視化平板實(shí)驗(yàn)

4 礦場(chǎng)應(yīng)用

長(zhǎng)慶油田在2018—2019年開展華H6平臺(tái)化體積壓裂試驗(yàn)，并于2019—2020年陸續(xù)投產(chǎn)。該平臺(tái)11口水平井累計(jì)壓裂247段1342簇，入地液量為 37.6×104m3，砂量為 3.9×104m3，平臺(tái)控制儲(chǔ)量達(dá)166.9×104t，投產(chǎn)后第1年遞減率由前期的40%～50%下降至30%，第1年累計(jì)產(chǎn)油量達(dá)4245t。

體積壓裂技術(shù)目前在長(zhǎng)慶油田已規(guī)模應(yīng)用了450余口頁巖油水平井。礦場(chǎng)大數(shù)據(jù)顯示，單井初期產(chǎn)量由9.6t/d提高到18t/d，年累計(jì)產(chǎn)油量由2380t提高到4931t，單井EUR由1.8×104t提高到2.6×104t。2019年產(chǎn)油量突破100×104t，2020年建成了慶城頁巖油百萬噸示范區(qū)。

5 結(jié)論

（1）長(zhǎng)慶油田頁巖油水平井壓裂技術(shù)總體經(jīng)歷了探索試驗(yàn)、分段壓裂、分段多簇體積壓裂、細(xì)分切割體積壓裂4個(gè)階段，創(chuàng)新形成了“立體式、長(zhǎng)水平段、細(xì)分切割、分簇射孔、可溶球座、變黏滑溜水、多尺度支撐”體積壓裂開發(fā)技術(shù)模式。

（2）針對(duì)鄂爾多斯盆地低壓與低脆性指數(shù)“雙低”及微納米孔隙發(fā)育等特征，依靠理念突破和技術(shù)創(chuàng)新，在地質(zhì)甜點(diǎn)+工程甜點(diǎn)雙優(yōu)選的基礎(chǔ)之上，形成了以“造縫、增能、滲吸”為特色的一體化設(shè)計(jì)思路。多功能變黏滑溜水和不同組合粒徑石英砂可有效解決長(zhǎng)7段頁巖油多尺度孔隙效應(yīng)，大幅度提高地層能量和驅(qū)油效率。

（3）體積壓裂技術(shù)在鄂爾多斯盆地頁巖油規(guī)模應(yīng)用450余口井，單井產(chǎn)量大幅度提升，助力頁巖油高效開發(fā)。建議下步工程攻關(guān)方向?yàn)槿S地質(zhì)工程甜點(diǎn)精準(zhǔn)刻畫提高儲(chǔ)層立體動(dòng)用程度、新工藝新材料研發(fā)提高縫網(wǎng)波及體積、多種測(cè)試手段組合應(yīng)用提升體積壓裂效果認(rèn)識(shí)等方面。