黃 越，金智榮

(中國石化江蘇油田分公司石油工程技術研究院，江蘇揚州 255009)

頁巖油作為一種重要的非常規(guī)油氣資源，具有豐富的資源基礎。隨著水平井鉆完井及分段壓裂技術的進步，美國以二疊、威利斯頓、墨西哥灣等盆地為代表的頁巖油實現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)[1-3]。我國陸相盆地發(fā)育多套富有機質頁巖，2010年之后開始頁巖油相關研究，在吉木薩爾凹陷、濟陽坳陷等多個盆地實現(xiàn)突破[4-6]。

蘇北盆地頁巖油資源豐富，主要分布在高郵凹陷和金湖凹陷，主力層系為阜二段和阜四段，鉆探過程中217口井見顯示，13口井試獲原油，6口井累計產油量超過1 000 t。借鑒國內外開發(fā)經驗，對頁巖油等非常規(guī)資源實施水平井密切割縫網壓裂可以有效提高產能。本文針對高郵凹陷花莊區(qū)塊頁巖油開展水平井密切割體積壓裂對策研究，形成適應于花莊區(qū)塊頁巖油壓裂技術，從而實現(xiàn)頁巖油的效益開發(fā)。

1 頁巖油壓裂技術現(xiàn)狀

1.1 北美頁巖油壓裂技術現(xiàn)狀

北美頁巖油大多為海相沉積，分布穩(wěn)定，連續(xù)性好，頁巖儲層厚度大，具有有機碳含量高、成熟度高、壓力系數(shù)高、氣油比高、脆性高以及黏土含量低和原油黏度低的特征[7]。北美頁巖油油藏品質好，可壓性較好，具備體積壓裂形成復雜縫網的工程地質條件，可規(guī)模性開發(fā)。

北美頁巖油經歷了直井開發(fā)、直井改造、水平井開發(fā)和水平井分段壓裂四個階段，2007年水平井分段壓裂技術突破大幅提高了北美頁巖油產能，形成了主體壓裂技術及配套技術[8-9]。壓裂工藝初期以多級滑套+裸眼封隔器工藝為主，后期主要采用可鉆/可溶橋塞分段壓裂工藝技術。

(1)核心技術為密切割+簇間復雜縫網+強加砂壓裂技術。通過精細化改造及地質工程一體化的加強，壓裂段長和射孔簇間距越來越小，段數(shù)和射孔簇數(shù)越來越多，壓裂段數(shù)50～80段，單段段長60 m，單段簇數(shù)12～15簇，簇間距小于10 m(表1)，加砂強度達3.72 t/m；綜合考慮儲層厚度、應力大小等因素，施工排量多為10～12 m3/min，低于頁巖氣藏的施工排量。

表1 美國三代頁巖壓裂技術指標對比

(2)壓裂材料。北美90%以上的頁巖油水平井采用一體化滑溜水壓裂，實現(xiàn)在線混配，或采用“滑溜水+線性膠+膠液”的液體組合；支撐劑普遍采用石英砂[10]。

(3)多井同步分流壓裂。針對多個層系立體V型布井開發(fā)方式，采取拉鏈式先壓鉆遇上部地層水平井，以增加下部地層的地應力，再壓鉆遇下部地層水平井的方式，避免出現(xiàn)壓裂下部地層時與上部地層串通的情況。同步分流壓裂可大幅提高壓裂效率，降低壓裂成本。

1.2 國內頁巖油壓裂技術現(xiàn)狀

國內頁巖油多為陸相頁巖油，在準噶爾盆地、鄂爾多斯盆地和渤海灣盆地等區(qū)域進行了頁巖油勘探開發(fā)試驗。與北美海相頁巖油相比，國內頁巖油具有非均質性強、平面分布連續(xù)性差、有機質含量低、泥質含量高、脆性低、壓力系數(shù)低等特點[11]。初期使用水力噴射分段體積壓裂技術和速鉆橋塞分段壓裂技術，2017年以后規(guī)模應用可溶橋塞分段壓裂技術。壓裂思路主要借鑒國外頁巖油改造思路，采用密切割強加砂的方式，根據(jù)儲層特征進行具體參數(shù)設計，從而形成不同的技術開發(fā)體系。

1.2.1 勝利油田

勝利陸相頁巖油非均質性強，埋藏深，成熟度低，脆性礦物以碳酸鹽巖為主，水敏礦物含量高。針對以上特點，立足于地質工程一體化設計，將多尺度組合縫網與水平井密切割技術有機結合，形成了勝利陸相頁巖油水平井密切割體積壓裂技術，單井壓后效果較好，產能大幅提升[12]。

①縫網設計：集合“緩速酸降破”、“體積壓裂”和“通道壓裂”等工藝，創(chuàng)新形成“組合縫網”壓裂技術。應力差小于7 MPa的儲層采用高排量+變黏壓裂液交替泵注，應力差大于7 MPa的儲層采用暫堵工藝形成多裂縫。

②參數(shù)設計：優(yōu)化簇間距為12～15 m，單段段長45～60 m，加砂強度3.0～4.5 t/m。例如：FYXX 1井水平段長1 700 m，分31段壓裂，射孔103簇，累計加砂量為3 762 m3，用液量為80 253 m3。

③壓裂材料：采用多功能一體化實時混配聚合物壓裂液體系，配套高效防膨材料體系，防膨率達90%以上；支撐劑采用不同粒徑石英砂+低密度陶粒組合支撐多尺度裂縫。

1.2.2 長慶油田

針對鄂爾多斯盆地延長組長7層頁巖油平面非均質性強、地層壓力系數(shù)低(0.77～0.84)、脆性指數(shù)低、天然裂縫不發(fā)育、水敏礦物含量低的特點，基于縫控儲量最大化的改造理念，采取大井叢、立體式部井，多簇密切割布縫體積壓裂技術，配套“造縫、補能、驅油”一體化壓裂設計模式[13]。

①多簇密切割布縫。水平段長、裂縫條數(shù)不斷增加，水平段長主要為1 500～2 000 m，單段簇數(shù) 4～6簇，簇間距5～15 m(根據(jù)甜點分布選擇)，加砂強度2.5～3.5 t/m，進液強度為18～22 m3/m，排量為10～14 m3/min，同時集合極限分簇射孔和縫口動態(tài)暫堵轉向技術的優(yōu)點。

②壓裂材料。針對長7頁巖油礦物中水敏礦物含量低，研發(fā)高效驅油滑溜水，簡化滑溜水配方，減除黏土穩(wěn)定劑；對于低壓儲層充分利用滯留液量補能，減除助排劑，降低壓裂液成本。

1.2.3 華東頁巖油

華東頁巖油主要分布在蘇北盆地阜二段。針對儲層埋藏深、物性差、應力高(66～73 MPa)、黏土含量高等特點，形成了“大規(guī)模注液+表活劑改性驅油+超低密陶粒遠端支撐”工藝，采用多簇射孔配套大排量施工，采用酸溶蝕灰質，高黏液造縫，再用滑溜水攜砂。

2 花莊區(qū)塊頁巖油儲層地質特征及壓裂難點

2.1 儲層地質特征

江蘇油田高郵凹陷花莊區(qū)塊阜二段(E1f2)巖相類型以泥巖、灰質(或云質)泥巖、含灰(或含云質)泥巖為主，厚度為240～280 m，縱向上非均質性較強，下部泥頁巖紋層較發(fā)育。泥頁巖成熟度為0.8%～1.1%，有機碳含量為0.04%～2.83%，平均為1.40%，游離烴含量為0～2.01%，平均為0.38%。

2.1.1 儲層物性

高郵凹陷阜二段泥頁巖儲層以“碳酸鹽巖”夾層為主，夾層厚度為25～40 m。E1f2實測孔隙度為0.15%～4.13%，平均為1.34%，滲透率為0.001 5×10-3～0.754 0×10-3μm2，平均為0.115 0×10-3μm2。

2.1.2 原油品質及壓力系數(shù)

高郵凹陷阜二段頁巖原油密度為0.849 9～0.869 2 g/cm3，黏度為11.85～45.94 mPa·s，原油比重較輕、黏度較小，原油品質較好。根據(jù)花X28井實測及區(qū)域壓力系數(shù)預測，花頁1塊壓力系數(shù)為1.2～1.4，屬于異常高壓。

2.1.3 裂縫

阜二段儲集空間以孔隙和裂縫為主，孔隙類型以無機孔為主，微裂縫及溶蝕縫洞發(fā)育。巖心資料顯示，裂縫發(fā)育程度從上往下逐漸增加，阜二段頁4-5小層裂縫發(fā)育，多為高角度縫或近垂直縫，局部發(fā)育羽狀縫、網狀縫，部分被灰質充填，可見較多的溶蝕縫洞，裂縫及溶蝕孔含油明顯。

2.1.4 礦物組分

花頁1井全巖礦物分析表明，阜二段泥頁巖礦物脆性指數(shù)為48.4%～69.7%，儲層黏土含量較低、礦物脆性指數(shù)相對較高，有利于形成復雜縫網(表2)。

表2 不同層位礦物含量脆性指數(shù)

2.2 巖石力學及地應力特征

2.2.1 巖石力學參數(shù)

巖石力學測試表明，阜二段巖心泊松比為 0.183、楊氏模量為15 469.6 MPa(表3)。根據(jù)Rickman公式計算力學脆性指數(shù)為43.4%～50.4%，平均脆性指數(shù)為47.3%，相對較高，有利于形成復雜縫網。

表3 力學脆性指數(shù)對比

2.2.2 地應力

地應力測試表明，阜二段最小主應力為60.62 MPa，最大主應力為76.06 MPa(表4)。儲層埋深大，應力大，造成施工壓力高且難度大。阜二段平均應力差異系數(shù)為0.2，相對較大，形成復雜縫難度較大，可形成一定分支縫。

表4 地應力參數(shù)測試

3 花莊區(qū)塊頁巖油壓裂對策研究

花莊區(qū)塊頁巖油儲層埋藏較深，在巖性、有機碳含量、壓力系數(shù)及可壓性等方面均低于北美頁巖油；與國內勝利、長慶等頁巖油對比，脆性指數(shù)相對較低，且花莊區(qū)塊頁巖油以泥巖為主(表5)。花莊區(qū)塊與華東頁巖油均處于蘇北盆地，特征比較相似，通過借鑒華東頁巖油以及國內外其他頁巖油壓裂實踐，花莊區(qū)塊整體壓裂思路采用密切割體積壓裂思路。針對花莊頁巖油儲層物性差、天然裂縫發(fā)育、造復雜縫難度大、應力高施工難度大等問題，分別采用密切割擴大裂縫接觸面積、大排量溝通激活天然裂縫、多簇射孔增加裂縫復雜程度配合限流射孔和暫堵轉向保障均衡起裂、前置酸降低破裂壓力等對策。

表5 國內外頁巖油地質條件對比

3.1 壓裂工藝選擇

花莊區(qū)塊頁巖油勘探目前處于起步階段，施工經驗不足，應選擇成熟可靠的工藝，確保施工成功?？扇軜蛉侄螇毫压に嚲哂袧M足大排量大規(guī)模施工、壓后無需鉆磨、井筒全通徑等優(yōu)勢。為滿足大排量施工，花莊區(qū)塊頁巖油選擇可溶橋塞分段工藝以及φ139.7 mm套管完井。

3.2 復雜縫網壓裂技術

花莊區(qū)塊兩向應力差為12～13 MPa，很難通過壓裂誘導應力克服兩向應力差形成復雜縫，目前國內外頁巖油壓裂技術逐步向密切割精細改造發(fā)展，因此花莊區(qū)塊考慮采用密切割體積壓裂、多簇射孔，壓開多條裂縫，并利用應力干擾提高裂縫復雜程度。為促進各簇同步起裂和均衡進液，采用限流射孔和暫堵技術。

3.2.1 長段多簇

采用密切割多段多簇壓裂，有利于提高單井產量，但分段數(shù)增多導致成本增加。針對提高單井產量與控制成本之間的矛盾，裂縫控制從單一排量限流向排量限流+物理封堵轉變，集合極限分簇射孔和暫堵轉向技術，提高多簇裂縫密度及有效性，達到“少段多簇”的壓裂目的。

勝利油田以多簇裂縫均勻擴展為目標，建立了水力壓裂有限元幾何模型，借鑒勝利油田模擬結果(圖1)，建議單段簇數(shù)4～6簇。

圖1 不同簇數(shù)下改造體積模擬(勝利油田)

3.2.2 限流射孔

依據(jù)限流原理采用差異化射孔，利用排量建立節(jié)流壓差，保證多簇同時起裂。當射孔摩阻大于段內應力差時，各簇可均衡起裂和進液。結合現(xiàn)場測井結果，單段內應力差為1～2 MPa。單簇射孔數(shù)為4～6孔時，射孔摩阻為4.0～8.0 MPa，大于段內應力差異，各簇均可開啟并進液；單簇射孔數(shù)為10孔時，射孔摩阻為1.8 MPa，小于段內應力差異，高應力簇未開啟。從圖2可以看出，單簇射孔數(shù)為6～8孔時，可實現(xiàn)平均射孔摩阻為3～5 MPa，滿足多數(shù)地應力非均質限流的設計要求。

圖2 不同射孔數(shù)下射孔摩阻

3.2.3 排量優(yōu)化

壓裂施工時，泵的排量越高，射孔孔眼的限流作用越好，增大施工排量可以發(fā)揮孔眼的限流作用，實現(xiàn)多縫開啟與擴展；同時，排量最大化能夠獲得更高的穿透縫，溝通裂縫，提高改造體積。隨著排量的增加，縫內凈壓力增大，改造體積增大，不同排量下凈壓力大小見圖3?；谶@一認識，花莊區(qū)塊施工排量16～18 m3/min，在施工壓力允許范圍內，盡可能提高施工排量。

圖3 排量、孔眼與造縫凈壓力的關系

3.2.4 暫堵轉向

多簇有效起裂措施主要以限流射孔和施工排量為主，為了保證多簇同時起裂的有效性，提高改造體積，建議針對4～6簇層段配套1級暫堵，及時加入適當暫堵球，可促進均衡進液。

3.3 前置酸處理

注入酸液可以解除近井地帶泥漿污染，降低裂縫起裂壓力，形成酸蝕裂縫，增加裂縫復雜程度。酸處理前后微觀測試數(shù)據(jù)表明，酸處理可提高孔隙度和滲透率(表6)。

表6 酸處理前后對比

3.4 強加砂提高導流能力

隨著埋深加深，最小水平主應力增大，儲層改造體積減小。因此，要獲得足夠大的改造體積，需要適當提高改造強度。參照國內各油田加砂強度，建議花莊區(qū)塊加砂強度為2.5～4.0 t/m，并根據(jù)現(xiàn)場施工情況實時調整。

支撐劑在高閉合壓力下易破碎，段塞式加砂會導致裂縫導流能力大幅下降，因此，在條件允許的情況下，盡可能采用連續(xù)加砂的方式。

3.5 壓裂液優(yōu)選

花莊區(qū)塊頁巖油以泥巖為主，壓裂難度大，儲層敏感性強，開展壓裂液評價實驗，在壓裂液添加洗油劑、助排劑、防膨劑，降低油水界面張力，改善原油的流動性，保護儲層。

4 現(xiàn)場應用

花莊區(qū)塊花XX井于2022年1月15日完成壓裂，目的層位阜二段，水平段長1 278 m，分22段87簇壓裂，單段射孔3～5簇，施工排量16～18 m3/min，壓力64.5～104.9 MPa，平均單段液量4 078 m3，單段砂量107 m3。壓裂后放噴排液，最高日產油29 t，累計產油量2 317 t，返排率14.1%?；╔X井壓裂取得突破，為后續(xù)花莊區(qū)塊頁巖油壓裂提供了經驗和指導。

5 結論與建議

(1)目前國內外頁巖油壓裂主要采用密切割+復雜縫網+強加砂體積壓裂思路，但國內外頁巖油特征不同，具體參數(shù)設計上有差異。

(2)通過花莊區(qū)塊巖心實驗，花莊頁巖油天然裂縫較發(fā)育，儲層脆性指數(shù)相對較高，但兩向應力差異大、應力高，可形成一定程度的復雜縫。

(3)花莊區(qū)塊頁巖油壓裂可采取少段多簇射孔，配套極限射孔和段內暫堵提高多簇裂縫有效性，增加改造體積，提高改造效果。

(4)花XX井壓裂后最高日產油29 t，取得較好效果，后期密切跟蹤壓裂后生產動態(tài)，進一步深化研究，提高壓裂工藝針對性，形成滿足勘探開發(fā)需要的體積壓裂技術。