鄂尔多斯盆地页岩油水平井细切割体积压裂技术

2019-05-08慕立俊赵振峰李宪文张矿生唐梅荣杜现飞白晓虎

石油与天然气地质 2019年3期

慕立俊,赵振峰,李宪文,张矿生,唐梅荣,杜现飞,白晓虎

(1.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安 710018；2.低渗透油气田开发国家工程重点实验室，陕西西安 710018)

1 资源与地质特征

鄂尔多斯盆地石油主要发育于中生界三叠系延长组和侏罗系延安组，延长组为主力油层组，纵向分为长1～长10共10个油层段。其中长7段为中生界石油烃源岩发育段，近年来通过加强攻关研究与勘探发现了丰富的页岩油资源。页岩油是指三叠系延长组长7段烃源岩发育层系内致密砂岩和页岩中未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集，属于湖相沉积。按照岩性组合、砂地比与单砂体厚度等因素可将页岩油储层划分为4种类型(表1)。Ⅰ+Ⅱ类页岩油储层主要为厚层细、粉砂岩；Ⅲ+Ⅳ类页岩油储层主要为薄层细粉砂岩和泥页岩。其中Ⅰ与Ⅱ类页岩油主要分布于长71、长72段，以细砂级和粉砂级长石岩屑砂岩为主(粘土含量<15%)，砂地比>30%，是近年来重点攻关开发对象，地质资源量达到30×108t。Ⅲ与Ⅳ类页岩油正在进行技术攻关，远景资源量达105×108t。

鄂尔多斯盆地页岩油储层埋深为1 600～2 200 m，基质渗透率为(0.11～0.14)×10-3μm2，孔隙度为6～12%，油气比为75～122 m3/t，原油粘度为1.35mPa·s，压力系数为0.77～0.84 MPa/100m，脆性指数为39～45%，水平两向应力差为3～5 MPa[1]。与国内外页岩油(致密油)相比，长7页岩油具有其独特性。相比国内页岩油压力系数低，物性差，但原油粘度小，埋藏浅；相比北美二叠盆地页岩油脆性指数低、压力系数低(表2)。

表1 鄂尔多斯盆地中生界延长组长7段页岩油储层4种类型Table 1 Four types of shale oil reservoirs in the 7th member of the Mesozoic Yanchang Formation in Ordos Basin

表2 鄂尔多斯盆地页岩油与国内外页岩油特征参数对比Table 2 Characteristic parameter comparison of the shale oil in Ordos Basin and that in other areas both at home and abroad

2 水力压裂裂缝扩展特征

水力压裂裂缝形态受多种因素(如结构弱面与走向及倾向、三向应力差异、岩石脆性等)影响[2-3]。要形成复杂裂缝网络，先决条件是水平两向应力差较小、天然微裂缝发育及岩石脆性指数较高，同时要配合压裂工艺与施工参数[4-5]。本文采用大型物模实验、微地震事件带水平检查井取心观察和微地震频度与震级分析，对长庆长7页岩油体积压裂水力裂缝特征开展研究。

2.1 大型物模实验

采集4块长宽高为1×1×1 m的页岩油天然露头岩样，开展水力压裂大型物模实验，其中1块岩心发育大量的微裂缝和结构弱面，其余3块岩心微裂缝发育程度较低。实验压裂液体采用低粘滑溜水，液体粘度为3～5 mPa·s，夹持岩样的水平两向主应力相等。实验结果显示微裂缝不发育的3块岩心水力压裂后以单一主裂缝为主(图1)，而微裂缝发育的岩心则观察到较复杂的裂缝系统(图2)。实验结果表明，微裂缝与结构弱面是形成复杂裂缝的充分条件，而鄂尔多斯盆地页岩油储层非均质强，天然微裂缝发育并不普遍，总体仍需通过特殊的工艺技术手段来提高储层动用程度。

2.2 水平井取心观察

选取前期页岩油常规大排量压裂改造直井，采用水平井取心评价认识水力压裂裂缝。A1井采用大排量压裂改造，排量为6.0 m3/min，入地液量为630 m3，井下微地震监测裂缝带长310 m，带宽80 m。在垂直最大水平主应力方向(即垂直水力裂缝方向)、距离A1井东侧50 m的微地震监测事件区域内，部署1口水平井APJ取心，水平段长80 m与微地震带宽相同。岩心观察发现3条人工裂缝迹象，且集中在垂直最大水平主应力方向10 m范围内，裂缝总体波及痕迹远小于与微地震事件的带宽，表明采用集中射孔条件下常规大排量压裂形成的人工裂缝对侧向控藏程度不够，需要进一步地提高水平段射孔簇数来提高有效改造体积。

图2 微裂缝发育的岩心水力压裂后可见复杂的裂缝系统Fig.2 A picture showing a complex fracture network under hydraulic fracturing in the core featuring well developed micro-fractures(岩样尺寸1.0×1.0×1.0m，天然微裂缝发育，红色痕迹为水力压裂裂缝扩展形态，呈复杂的不规则缝网。)

2.3 微地震频度与震级分析

因井下微地震监测到的带宽与实际取心观察结果差异较大，利用Gutenberg-Richter经验公式计算地震频度与震级关系(式1)。研究表明，微地震震级与一定震级下的微地震事件数量对数之间呈负相关关系[6]，如果天然裂缝/微断层对微地震整体事件的影响程度越大，则公式中b值越小。当b值在1.5～2.0时,主要是水力压裂响应;当b值小于1.5且越接近1.0时，天然裂缝/微断层裂缝越多，总体复杂程度越高。统计分析页岩油体积压裂微地震事件，b值在1.5以上的井段占60%～70%，表明裂缝系统以人工主裂缝为主、微裂缝为辅的裂缝形态，需要通过进一步增加人工裂缝密度来提高裂缝控制程度。

lgN=a-bM

(1)

式中：M为微地震震级，范围为-4～0；N为某一震级下监测到的微地震事件数量；a为常数；b为天然裂缝影响程度。

3 压裂技术优化

鄂尔多斯盆地Ⅰ与Ⅱ类页岩油储层改造经历了直井常规压裂、直井体积压裂、水平井分段压裂和水平井分段体积压裂4个阶段的探索与实践[7-9]，最终确定了水平井分段体积压裂是实现储层有效动用和提高单井产量的有效途径。前期页岩油水平井布井井距为600～800 m，水平段长为800～1 000 m，单井压裂为10～15段，单段簇数为2～3簇，簇间距为10～30 m，压裂排量为6～8 m3/min，加砂强度为1.5～2.0 t/m，进液强度为10～15 m3/m，采用准自然能量开发。初期产量突破10 t，达到常规直井的8～10倍，但长期生产递减较大，第一年递减率达到35%～50%，预测采收率较低(4%～8%)，低油价下规模效益开发挑战巨大。水力裂缝扩展特征研究表明，鄂尔多斯盆地长7页岩油常规大排量压裂形成复杂缝网难度大，因此由大排量打碎储集体向细分切割高密度完井方向发展是大幅提高单井产量和累积产量的现实方向。另外伴随着页岩油水平段长度大幅增加(主体为1 500～2 000 m，最长3 035 m)和井距进一步缩小(200～400 m)，如何开展长水平段细分切割体积压裂优化设计，实现水平段优质储层缝控程度最大化，是进一步提高页岩油开发效益关键。

3.1 压裂改造甜点

水平井常规曲线(时差、伽马)划分储层快速、简单，但准确性与精细度较低，现场压裂极易出线与储层解释结果不匹配的情况。为此在水平井常规测井系列的基础上，通过加测电成像与阵列声波系列，精细解释物性、含油性、脆性与地应力等参数，厘定分类阈值，建立水平井储层品质(RQ)和完井品质(CQ)九宫格分段分级评价标准，在地质评价基础上赋予了工程评价，优选水平段“储层工程甜点”，为水平井压裂布缝和方案优化提供依据。其中储层品质I和工程品质A为综合品质好，储层品质Ⅱ和工程品质B为综合品质中等，其余为综合品质差(表3)。

表3 鄂尔多斯盆地页岩油水平井RQ与CQ分级评价标准Table 3 A standard table for RQ and CQ classification and evaluation of horizontal wells in developing shale oil in Ordos Basin

注：表中，Φe有效孔隙度，%；So含油性，%；σh最小水平主应力，MPa；BI脆性指数，%。红色底色为综合品质好，黄色底色为综合品质中等，灰色底色为综合品质差。

3.2 裂缝间距

裂缝间距是影响页岩油水平井压裂效果和作业成本的关键因素。多射孔和缩短裂缝间距，可提高多簇裂缝复杂性，增大与储层接触面积，但过小又会大幅增加作业成本；少射孔和增加裂缝间距，可提升裂缝质量，但过大又会导致裂缝对储层控制程度不够。针对长7页岩油裂缝形态特征，建立非常规复杂缝网模型[10]，可综合考虑储层非均质性、应力各向异性、水力裂缝和天然裂缝的相互作用、水力裂缝之间相互作用(应力阴影效应)，真实模拟裂缝扩展机理和支撑剂运输过程。模拟50 m水平段长，分别设计20、15、10、5、2.5 m裂缝间距下的多簇裂缝扩展形态。从模拟结果图中可以看出(图3)，间距为20、15 m时应力阴影影响非常小，水力裂缝呈独立扩展；间距为10、5 m时应力阴影对裂缝扩展有一定影响，有的裂缝发生侧弯，有的裂缝扩展有限，整体裂缝复杂程度有所增加，且获得一定的扩展长度；间距为2.5 m时水力裂缝之间有强烈竞争，导致很多水力压裂裂缝扩展有限，整体裂缝改造范围较小。在不同裂缝间距多簇裂缝扩展形态模拟基础上，利用油藏数值模拟软件计算了各套方案的产量。模拟结果表明，当裂缝间距在5 m时，不同时间阶段的累计产量均为最高(图4)。综合考虑压裂产出投入比及施工难度，采用差异化细切割多簇裂缝设计模式：Ⅰ类水平段密集布缝强化改造，簇间距为5～10 m，段内设计为5～6簇；Ⅱ类水平段均衡布缝充分改造，簇间距为10～15 m，段内设计为4～5簇；Ⅲ类水平段精准布缝辅助改造，簇间距为15～20 m，段内设计为3～4簇。段间距以安全封隔作业距离为下限(通常为20 m)，上限则根据甜点分布特征进行优化。

3.3 压裂液类型及用量

针对页岩油水平井体积压裂工艺特点，需要综合考虑滑溜水、低携砂和高携砂三种功能为一体的压裂液体系[11]。根据页岩油储层矿物组分及压裂降低作业成本需求，在室内研究基础上优化简化体系构成，降低压裂液成本。其中针对水敏矿物含量较低，室内测试发现粘土稳定剂对防膨率影响甚小，减除了压裂液中粘土稳定剂；同时滑溜水具有表面活性功能，压裂液表界面性能受助排剂加入变化不大，同时考虑低压储层充分利用滞留液量补能，减除了压裂液中助排剂。现场应用试验表明，压裂液配方简化优化试验井与未简化实施井相比，相同时间的返排率与见油速度基本接近。

图3 一定水平段不同间距多簇裂缝扩展形态Fig.3 Multi-cluster fracture propagation patterns with different spacing in a 50-meter horizontal section

图4 一定水平段不同间距多簇裂缝累产油变化Fig.4 Cumulative oil production of multi-cluster fractures with different spacing in a 50-meter horizontal section

入地液量具有增加裂缝改造体积和补充地层能量作用，鄂尔多斯盆地页岩油为典型的低压油藏，地层压力系数为0.77～0.84，大都压后需要人工举升生产。考虑井组缝网全覆盖和初期自喷生产，将压裂造缝与超前补能相融合，根据液体效率、水平段长、井距等参数优化入地液量。根据压裂入地液体物质守恒，定义页岩油改造后地层压力系数αP(式2)，以其大于1.0、实现自喷为目标进行优化，按照有效油层厚度15～25 m、1 500 m水平段、400 m井距压裂20段，孔隙度10%，原始地层压力为15.8 MPa，地层垂深为2 100 m，液体效率为60%～80%，滞留比例为80%～90%，岩石有效压缩系数为0.001 2 MPa-1，单井入地液量优化为2.5×104m3，单段压裂3～6簇优化入地液量为800～1 600 m3。

αp=V×η×λ/(Cf×(L×D×H×Por

+Pi)/H*100

(2)

式中：αP为地层压力系数，无量纲；V为压裂液量，m3；η为液体效率，%；λ为滞留比例，指压裂总液量与压后至投产返排液量之差，%；Cf为岩石有效压缩系数，MPa-1；L为水平段长度，m；D为水平井井距，m；H为储层厚度，m；Por为孔隙度；Pi为原始地层压力，MPa；H为储层垂深，m。

3.4 支撑剂类型及用量

页岩水力裂缝扩展特征及综合研究表明，页岩油储层体积压裂形成的是以“主缝为主、支缝为次、微缝为辅”的裂缝系统，不同级次的复杂裂缝尺度差异大，主要包括长度和宽度。压裂模拟即露头观察发现，一般主裂缝半长为井距一半(200 m左右)，宽度为5～10 mm；支裂缝长度则不超过簇间距(5～20 m)，宽度为1～2 mm；微裂缝则更小，一般长度小于1 m，宽度小于1 mm。利用无因次导流能力公式计算不同尺度裂缝所需的导流能力，裂缝尺度越小，导流能力需求越低，反之亦然(图5)。计算结果表明，主缝需要较高的导流能力(≥5 μm2·cm)，支缝则需要一定的导流能力(≥0.6 μm2·cm)，微缝仅需要较小的导流能力(≥0.1 μm2·cm)。同时支撑剂运移铺置实验证实，支撑剂粒径越小，运移更远，裂缝铺置更均匀。因此采用“小+中+大”组合粒径支撑剂，有助于实现裂缝全尺度支撑，提高页岩油稳产能力。

支撑剂长期导流能力评价实验显示，在鄂尔多斯盆地页岩油闭合应力条件下(32 MPa)，20/40目、40/70目、70/140目石英砂可以分别满足“主缝-支缝-微缝”导流能力需求(图6)。进而利用Eclipse油藏数值模拟软件，模拟400 m井距下最优支撑裂缝半长为180～200 m。在单段簇数(4～6簇)、液量(800～1 200 m3)、液体效率(60%～80%)一定的条件下，优化单段支撑剂用量为150～220 m3。根据差异化压裂改造原则，推荐Ⅰ类甜点加砂强度4.0～5.5 t/m，Ⅱ类甜点加砂强度3.0～4.0 t/m，Ⅲ类甜点加砂强度2.0～3.0 t/m。

图5 不同级次裂缝长度导流能力需求Fig.5 Conductivity requirements for fracture length of different grades

图6 不同粒径石英砂长期导流能力测试曲线Fig.6 Test curves of long-term conductivity of quartz-sand of various particle sizes

3.5 多簇裂缝精细控制

压裂模拟表明，鄂尔多斯盆地页岩储层单簇裂缝在纵向充分扩展所需的排量为2.5 m3/min，每段射孔4～6簇则所需排量为10～15 m3/min。因长水平段非均质性较强(簇间应力差1～3 MPa)，多簇裂缝起裂及扩展不均衡。为此在大排量注入的基础上，通过集成应用差异化分簇射孔和动态暂堵转向的多簇裂缝控制技术，进一步提升多簇起裂有效性，防止形成超级缝导致井间裂缝窜通，影响整体改造效果。

3.5.1 差异化分簇射孔

多簇射孔起裂效率的评价难度极大，诸如光纤产液剖面测试、电磁支撑剂成像测试因价格昂贵及对生产井筒条件要求较高，在国内应用极少，而阶梯降排量测试方法可通过录取不同排量下的井口压力，计算孔眼摩阻来确定孔眼有效率，具有操作简便、经济适用的优点。常规多簇射孔通常采用均衡射孔方式，即射孔段长度一致(单簇长0.6 m、单簇射9孔)，阶梯排量测试分析孔眼有效率仅50%～60%，分析主要原因是簇间应力差异导致。为此根据限流原理，开展段内簇间差异化射孔，即根据测井解释结果和地应力公式，计算水平段各簇射孔位置处水平主应力值，对于段内低应力簇减少孔眼数(最少至3孔)，对于高应力簇则增加孔眼数(最多至12孔)，阶梯排量测试分析差异化分簇孔眼有效率70%以上。同时按照极限限流理念，探索开展了极限分簇射孔技术试验，即通过大幅减少单簇孔数提高井底压力[12]，单簇孔数2孔，阶梯排量测试分析极限分簇孔眼有效率达80%以上(图7)。

3.5.2 动态暂堵转向

在地层压开液体及支撑剂顺利注入时，受天然裂缝或缝间干扰影响，部分井段多簇裂缝沟通呈现出井口施工压力较低、单一主缝特征明显[13-14]。为进一步提高裂缝控制体积，采用多粒径可溶暂堵转向剂，其中大粒径封堵已压开裂缝缝口，小粒径运移并封堵缝端，实现裂缝转向至未起裂射孔簇或高应力区域[15-16]。考虑施工安全，根据井口压力高低确定是否采取暂堵措施(因井口限压55 MPa，预留20 MPa的升压空间，通常施工压力低于35 MPa时进行暂堵)。建立暂堵剂加注前后压力响应特征判别准则，即暂堵升压和暂堵前后工作压力差异是否大于簇间应力差(3 MPa)。现场规模应用32口水平井312段，裂缝转向成功率达到70%以上(表4)。

图7 极限分簇与常规分簇裂缝起裂有效性对比Fig.7 Fracturing efficiency comparison between extreme multi-cluster perforation and conventional multi-cluster perforation

4 矿场实践及效益评价

2017年以来，鄂尔多斯盆地页岩油Ⅰ与Ⅱ类储层共开展水平井细切割体积压裂技术试验及应用85口井，采用可溶桥塞分段多簇体积压裂工艺，平均水平段长1 618 m，井均改造23段94簇，入地液量28 590 m3，支撑剂量3 418 m3，压裂排量为10～15 m3/min，段间距为20～50 m，裂缝间距为5～15 m，裂缝密度为6.3条/百米，进液强度25.3 m3/m，加砂强度4.8 t/m。水平井初期单井产量显著提高，2017年由13.5提高至16.7 t/d，2018年进一步提高至18.1 t/d(图8)，改造后地层压力系数均达到1.0以上，自喷投产井数大幅增加，占比达到92%，平均套压1.0～3.0 MPa。跟踪2017年投产时间较长的井，平均单井12个月累产油达到4 850 t，较前期提高1 120 t，第1年递减率由前期42.5%下降至27.8%，展现出良好的增产和稳产态势(图9)。

表4 鄂尔多斯盆地长7段暂堵压力响应特征评价Table 4 Characteristic evaluation of pressure response during temporary plugging in Chang 7 horizons,Ordos Basin

图8 长7段页岩油历年水平井单井产量变化Fig.8 Shale oil production of single horizontal well over the years in Chang 7

图9 长7段页岩油历年水平井累计产量变化Fig.9 Cumulative shale oil production of horizontal wells over the years in Chang 7

4.1 不同水平段长

开展了不同水平段长度矿场对比实践，水平段长总体分为600、1 000、1 500和2 000 m以上四类。长期生产动态表明，随着水平段长度的增加，单井日产油量和累积产油量呈增大的趋势(图10,图11)。从图中可以看出，大于2 000 m水平井单井产量达到16 t以上，18个月累计产量达到8 500 t，表明长水平井是页岩油提高单井产量的重要方向。其中XP238-77井水平段长2 740 m，有效段长2 260 m，采用非均匀细分切割布缝，簇间距为10～20 m，压裂改造30段108簇，入地液量53 000 m3，支撑剂量4 400 m3，压裂排量12 m3/min，日产油量达到25～30 t/d，21个月累积产油达1.85×104t，生产1.5年即可回收投资。

4.2 不同裂缝条数

开展了不同压裂裂缝条数矿场对比实践，统计了同区块45口水平井每百米压裂段数及簇数与每百米一年累产油量关系表明，随着压裂段数和簇数的增加，产量明显提高(图12,图13)，表明了增加压裂段数和裂缝密度有利于提高单井产量。

图10 不同长度水平井初期产量Fig.10 Initial production of horizontal wells with various lengths

图11 不同水平段长度水平井累积产油量Fig.11 Cumulative oil production of horizontal wells with different horizontal lengths

图12 百米压裂段数与每百米一年累产油关系Fig.12 The relationship between the number of fracturing sections per 100 m and the yearly cumulative oil production per 100 m in horizontal wells

图13 百米裂缝密度与每百米一年累产油关系Fig.13 The relationship between fracture density per 100 m and yearly cumulative oil production per 100 m in horizontal wells

4.3 不同压裂强度

开展了不同压裂强度矿场对比实践，统计了同区块水平井百米进液强度、百米加砂强度与百米一年累产油关系。结果表明进液强度、加砂强度与累计产量正相关性较明显(图14,图15)，同时随着每百米进液强度增大，水平井第1年产量递减率明显减小，表明增大压裂强度是致密油水平井提高产量、降低递减的有效途径。

4.4 效益评价

矿场实践表明，长水平段、细分切割及高强度压裂改造是页岩油水平井提高单井产量的有利方向。定义页岩油水平井缝控因子FI表征水力裂缝对储层的控制程度(式3)。统计分析显示水平井缝控因子FI与百米一年累计产油量具有明显的正相关性，表明增大改造强度有利于提高单井产量(图16)。利用实际产量及递减规律预测页岩油水平井累计产量，考虑单井投资、原油商品率、吨油操作成本等因素，测算不同油价下的产出投入比，当油价为42美元/桶时产出投入比为1.0，较前期63美元/桶大幅降低。证实通过体积压裂技术进步及参数持续优化提升，能够实现单井产量进一步增加，摊薄吨油开发成本，有效实现了开发成本下降和低油价下效益开发(图17)。

图14 百米进液强度与百米一年累计产油量关系 Fig.14 The relationship between 100 m fluid injecting intensity and yearly cumulative oil production per 100 m in horizontal wells