陆相页岩油岩石可压裂性影响因素评价与应用<br/>——以沧东凹陷孔二段为例

陆相页岩油岩石可压裂性影响因素评价与应用
——以沧东凹陷孔二段为例

2019-11-15周立宏刘学伟付大其李东平廖兴松张胜传柴公权田福春赵玉东蒲秀刚刘建峰尹顺利中国石油大港油田公司

中国石油勘探 2019年5期

周立宏刘学伟付大其李东平廖兴松张胜传柴公权赵敏田福春赵玉东蒲秀刚刘建峰尹顺利（中国石油大港油田公司）

0 引言

页岩油是指存储于富有机质、纳米级孔径为主的页岩地层中的非常规石油资源[1]，页岩油气成为最有可能接替常规石油天然气的能源[2]。美国在Bakken、Eagle Ford 和Barnett页岩油勘探开发中取得突破性进展，使得美国本土一大批老油区重获新生[3]。美国页岩油2015年产量高达2.26×108t，占美国年产原油的50%以上。

美国页岩油主要产自上古生界—新生界海相泥页岩地层中[4-5]，构造相对稳定，有机质丰度高，处于成熟—高成熟阶段，脆性矿物以石英为主，页岩油密度与黏度均较小，气油比高，可压裂性好。而中国陆相页岩油形成条件与北美地区海相页岩相比，构造复杂、有机碳含量低、热演化程度中等、矿物组成复杂、气油比偏低，两者存在差异[6]。

中国页岩油勘探开发技术起步较晚，各盆地页岩油发育特征和地质条件差异较大，有效的开发技术模式十分有限。东部断陷盆地已成为中国陆相页岩油勘探开发的重点领域[3]，黄骅坳陷沧东凹陷孔二段页岩油形成条件有利，先期实施的GD1701H井、GD1702H井，从页岩油可压裂性研究入手，优化形成了具有页岩油特色的水平井体积压裂技术，取得了压后最高日产原油超过70m3、自喷365天稳产20m3的成果[6]，为中国陆相页岩油革命奠定了重要基础。

1 孔二段页岩油储层地质特征

沧东凹陷位于渤海湾盆地中部，是黄骅坳陷的一个次级构造单元，夹持于沧县隆起和徐黑凸起之间（图1），勘探面积为1800km2，是渤海湾盆地“小而肥”的富油凹陷之一[7-9]。沧东凹陷古近系孔店组孔二段沉积时期为闭塞湖盆，岩性主要为深灰色块状泥岩及页理发育的油页岩[10]，有机质类型好、丰度高、演化程度高，埋深为3000～5000m，厚度为250～600m，具有巨大的勘探开发潜力[11]。孔二段岩性复杂、非均质性强、埋藏深、物性差、原油黏度较高[12-13]，压裂技术上更具挑战性。

1.1 岩石矿物学特征

沧东凹陷孔二段页岩油岩石主要由粒径小于62.5μm的黏土级和粉砂级沉积物组成，矿物成分主要包括长英质、碳酸盐和黏土矿物，脆性矿物高达75%以上，以长英质为主（34%），其次为白云石（26%）和方沸石（14%），黏土矿物含量较低（图2）。

图1 沧东凹陷区域位置图Fig.1 Regional location of Cangdong sag

图2 沧东凹陷孔二段页岩油岩石矿物组成图Fig.2 Rock mineral composition of the shale oil reservoir of the Kong2 Member in Cangdong sag

1.2 储层物性特征

沧东凹陷孔二段页岩油储层有效储集空间以基质孔为主，少量微裂缝（图3）;CT扫描孔喉半径以20～700nm为主，平均为520nm;储层孔隙度为1.0%～12.0%，渗透率为0.02～1.0mD。

G108-8井孔二段连续取心495m，岩心描述与薄片观察表明：细粒岩石页理发育，厚度小于1cm的共2432层，占68%，具有典型页岩组构特征，纹层类型主要有白云石纹层、黏土纹层、长英质纹层和有机质纹层（图4）。成像测井显示天然裂缝较发育。

图3 沧东凹陷孔二段页岩油储层储集空间特征Fig.3 Reservoir space characteristics of the shale oil reservoir in the Kong2 Member in Cangdong sag

图4 G108-8井岩心镜下观察（普通薄片）Fig.4 Microscopic observation to cores (common thin sections) from Well G108-8

1.3 岩石力学特征

岩石力学测试表明：孔二段静态杨氏模量为10～43.7GPa，泊松比为 0.11～0.417。Rickman公式计算岩样力学脆性指数为15%～70%，平均为40%。G108-8井孔二段页岩岩心有单缝剪切、多缝剪切等破裂形态。

1.4地应力特征

地应力测试结果表明，G108-8井孔二段最大水平主应力为72.7～81.0MPa，最小水平主应力为48.5～58.5MPa，水平主应力差值为21.0～25.4MPa，平均为22.9MPa，差异系数为0.38～0.52。最小水平主应力梯度为0.0157～0.0181MPa/m，与该井孔二段3次压裂施工计算的最小水平主应力梯度结果相近。G108-8井多极子阵列声波测井解释、裂缝监测显示，主应力为北北东—南南西向与北东东—南西西向。

2 孔二段页岩油岩石可压裂性影响因素

目前应用较多的岩石可压裂性评价方法是美国Jarvie提出的脆性矿物计算方法和Rick Rickman提出的利用岩石力学参数计算的脆性指数方法[14]，但这两种方法是专门针对北美Barnett海相页岩的岩石矿物和力学参数建立的，由于不同区域页岩可压裂性影响因素差异较大，所以难以有效评价陆相页岩油岩石可压裂性。岩性、岩石力学特征、地应力和天然裂缝是页岩能否形成裂缝网络的重要因素，其中岩性和岩石力学特征是岩石本身的性质，决定岩石的脆性，天然裂缝和地应力是形成裂缝网络的外部条件，因此提出了基于岩石脆性、天然裂缝、地应力等因素的陆相页岩油岩石可压裂性模型[15]。

2.1 岩石脆性对页岩破裂程度的影响

2.1.1 岩石破裂复杂程度表征方法

采用分形维数和破裂角相结合的方法，反映岩石的整体破裂特征，如公式（1）。

式中Fc——岩石破裂复杂程度系数;

D——分形维数;

α——岩石的破裂角，(°)。

分形维数D的确定：把岩石破裂端面放在一定长度的正方形面积内，把该正方形划分为边长为R的盒子，通过改变R值，可以得到不同情况下包含裂缝的盒子数即裂缝条数，绘制裂缝条数与R的对数曲线关系，该曲线的斜率即为分形维数D。

2.1.2 岩石破裂程度的主控因素

通过三轴实验确定地层的杨氏模量、泊松比、断裂能等岩石力学参数，采用DMAX-3C衍射仪对孔二段G108-8井岩心三轴破裂岩样进行了X—射线衍射全岩定量分析。

（1）岩石破裂程度系数与Jarvie指数和Rickman指数相关性。依据公式（1）计算岩样的岩石破裂复杂程度系数，利用岩石力学实验和矿物组成数据计算Rickman指数和Jarvie指数。如图5、图6所示，Rickman指数与破裂复杂程度系数相关性差，相关系数为0.3270;Jarvie指数与岩石破裂复杂程度系数相关性更差，相关系数为0.0183。

图5 沧东凹陷孔二段Rickman指数与岩石破裂复杂程度系数关系Fig.5 Rickman index vs. fracture complexity coefficient in the Kong2 Member in Cangdong sag

图6 沧东凹陷孔二段Jarvie指数与岩石破裂复杂程度系数关系Fig.6 Jarvie index vs. fracture complexity coefficient in the Kong2 Member in Cangdong sag

（2）岩石破裂程度与岩石力学参数相关性。沧东凹陷孔二段岩石破裂复杂程度系数与岩石力学参数相关性结果如图7所示，岩石破裂复杂程度系数与杨氏模量的相关系数为0.4751，与峰值应变相关系数达0.6330，与剪胀角相关系数为0.6108。杨氏模量是描述固体材料抵抗变形能力的物理量，其值越大，一定应力作用下发生弹性变形就越小;峰值应变是岩石发生破坏时的应变，若岩石在较小的峰值应变即发生应变，表明岩石脆性越高[16];剪胀角是表征材料扩容的参数，其值越大，表明体积膨胀越快，可以反映岩石破坏过程中裂缝的发展状态。

图7 沧东凹陷孔二段岩石破裂复杂程度系数与岩石力学参数相关性图Fig.7 Mechanical parameters vs. fracture complexity coefficient in the Kong2 Member in Cangdong sag

杨氏模量、峰值应变和剪胀角这3个参数均反映了应力应变曲线全过程不同阶段的特征，通过赋予各参数相应的权值来建立脆性评价方法，可以反映整个应力应变曲线的特征。适合陆相页岩油岩石的脆性评价方法如公式（2）所示：

式中BI——脆性指数;

En——归一化的杨氏模量;

ϕn——归一化的剪胀角;

εpn——归一化的峰值应变。

利用公式（2）计算沧东凹陷孔二段页岩油岩样的脆性指数，绘制该脆性指数与岩石破裂复杂程度系数之间的关系，结果如图8所示，提出的模型相关性明显增强，相关系数达0.7884，因此杨氏模量、峰值应变和剪胀角这3个参数为反映岩石破裂复杂程度的主要因素。从图8可以看出，当岩石脆性指数大于0.4时岩石破裂形态复杂。

图8 新建立的岩石脆性指数与岩石破裂复杂程度系数的关系Fig.8 New rock brittleness index vs. fracture complexity coefficient

2.2 天然裂缝和地应力对压裂裂缝扩展的影响

G108-8井取心段岩石CT扫描显示，孔二段天然裂缝较发育，以水平缝和低角度裂缝为主，高角度裂缝和垂直缝次之。实验中出现3类裂缝形态即水力单缝、沿天然裂缝开启、穿过天然裂缝，当天然裂缝趋向于低角度裂缝或者水平缝时，则更容易产生穿过天然裂缝的复杂裂缝形态;当天然裂缝趋向于高角度裂缝时，压裂裂缝形态较为简单，因此定义天然裂缝张开影响因子为：

其中 Δσ=σH-σh

式中Fn——天然裂缝张开影响因子;

σH——最大水平主应力，MPa;σh——最小水平主应力，MPa;

θ——水力裂缝面与天然裂缝面的夹角，（°）。

实验表明，水平主应力差值Δσ越小时，裂缝形态越复杂。

对于地应力影响因子，主要是指水平主应力差影响到裂缝的延伸、转向等所造成的裂缝复杂程度，因此，定义地应力影响因子为：

依据公式（3）和公式（4）及孔二段岩心试验数据，计算孔二段页岩油岩石天然裂缝张开影响因子分布在0.46～0.79，平均为0.65;地应力影响因子分布在0.18～0.28，平均为0.24，可见天然裂缝张开影响因子较高，地应力影响因子较低。

2.3 页岩油岩石可压裂性评价

实验表明，可压裂性不仅包含岩石本身脆性破裂性质，也包含地层天然裂缝发育情况、地应力差大小，单独一个参数不能充分评价页岩油岩石形成复杂裂缝程度。因此基于岩石脆性、天然裂缝、地应力3个因素，建立页岩油岩石裂缝复杂程度系数计算模型，定义缝网指数为：

式中FI——缝网指数;

w4——天然裂缝张开影响因子权重系数;

w5——地应力影响因子权重系数。

利用室内水力压裂实验岩样的数据进行分析，缝网指数与水力裂缝形态有较好的相关性（图9）。FI≤0.3时，压裂裂缝呈水力单缝形态;0.3＜FI≤0.4时，压裂裂缝沿天然裂缝开启;FI＞0.4时，压裂裂缝穿过天然裂缝。

图9 缝网指数与水力裂缝形态关系图Fig.9 Fracture network index vs. hydraulic fracture shape

按照上述模型计算沧东凹陷孔二段页岩油岩石缝网指数，分布在0.2～0.5，以0.2～0.4为主。稳定电场监测显示，勘探初期直井压裂裂缝形态复杂程度低。根据缝网指数计算结果，绘制了缝网指数与压后产量的曲线图（图10）。从图10可以看出，本次提出的缝网指数模型与压后产量具有较好的相关性。

图10 缝网指数与平均日产量关系图Fig.10 Fracture network index vs. average daily production

2.4 缝网指数在页岩油水平井工艺优化中的应用

2.4.1 裂缝诱导应力对缝网指数的影响

沧东凹陷孔二段页岩油岩石缝网指数差异性大，缝网指数以小于0.4为主，裂缝形态以水力单缝、沿天然裂缝开启形态为主，前期探井压后初期能够获得5t/d以上产量，但产量下降快，效益开发难度大。页岩油岩石压裂裂缝形态与岩石脆性、天然裂缝、地应力密切相关，岩石脆性、天然裂缝为页岩油岩石自身特性，无法改变;地应力为页岩油岩石所处外部环境，通过诱导应力场模型的建立与评价，可以分析诱导应力变化与缝网指数的关系，提高压裂裂缝复杂程度。

利用诱导应力场分析，等间距内随着裂缝条数的增加，即簇间距的缩短，地应力干扰越大，水平主应力差异系数减小（图11），缝网指数变大，容易形成复杂裂缝。

图11 压裂不同裂缝条数后水平主应力差异系数分布图Fig.11 Distribution of horizontal principal stress difference coefficient after fracturing different fractures

2.4.2 簇间距的确定

沧东凹陷孔二段页岩油岩石缝网指数分布在0.2～0.5，缝网指数为0.4～0.5时，压裂裂缝复杂程度高，为增加改造体积，结合技术经济可行性评价，优化簇间距为20～30m;缝网指数为0.3～0.4时，通过减小簇间距至15～20m，增加缝间应力干扰，增加裂缝复杂程度;缝网指数为0.2～0.3时，较难通过应力干扰形成复杂裂缝，优化簇间距为10～15m，增加单位长度内裂缝条数，提高裂缝改造体积。

2.4.3 射孔参数优化

沧东凹陷孔二段页岩油岩石缝网指数越大，裂缝复杂程度越高。为了实现各段裂缝均匀改造，分段射孔时优选缝网指数接近的作为一段，段内缝网指数差异小于30%;各压裂段内优选缝网指数高的位置作为甜点进行射孔，提高压裂裂缝复杂程度。

多簇压裂裂缝扩展，受到缝间应力干扰与射孔摩阻的影响。随着簇间距的减小，缝间应力干扰增强，缝间应力干扰会消耗主要能量，中间裂缝干扰最大，消耗能量也就最大，因此中间裂缝进液量减少，裂缝扩展不充分。为了保障每簇裂缝进液量相当，通过射孔参数优化，使射孔摩阻消耗主要能量，通过孔眼摩阻调整实现注入液量均匀分配到各簇裂缝。优化孔眼数为40孔，孔眼摩阻为5MPa，实现各簇裂缝均匀进液。

3 现场应用效果

3.1 现场实施情况

GD1701H井、GD1702H井是沧东凹陷孔二段页岩油水平井，其中GD1701H井完钻井深为5465.49m，垂深为3851.5m，水平段长1474m;GD1702H井完钻井深为5298m，垂深为3930m，水平段长1329.88m。

两口井水平井依据缝网指数模型优化射孔井段，优选射孔位置，采用细分切割体积压裂工艺，压裂液选择滑溜水+低伤害压裂液[17-20]，配套石英砂+陶粒多级高效支撑工艺技术，采用大排量套管施工，施工排量为12～14m3/min（表1）。

3.2 裂缝监测结果

为全面监测体积压裂裂缝形态，开展了微地震监测[21]和稳定电场监测双重监测，除能检测到应力应变引起的微地震事件外，还能监测压裂液波及的区域（图12、图13）。

表1 页岩油水平井压裂施工基本参数Table 1 Basic fracturing parameters for horizontal shale oil wells

图12 GD1701H井微地震监测图Fig.12 Microseismic survey of Well GD1701H

开展微地震监测，GD1701H井裂缝长度为167～704m，裂缝宽度为64～206m，裂缝高度为61～205m，裂缝方向以北偏东60°为主，整体裂缝区长1230m、宽480m、高120m，裂缝控制区体积为0.07km3。微地震裂缝监测显示，细分切割大排量大液量压裂形成网络裂缝，实现了水平井全井段改造，无段间空白区，达到了页岩油水平井体积改造的目的。

开展稳定电场裂缝监测，GD1701H井共监测水平段13段，监测到网状裂缝30条，各条裂缝宽度为8～32m，裂缝长度为91～258m，方位角为28°～52°。稳定电场监测显示，射孔位置基本合理，射孔簇均实现了裂缝扩展。

图13 GD1701H井稳定电场监测图Fig.13 Stable electrical field of Well GD1701H

3.3 压后生产情况

GD1701H井压后12mm油嘴放喷，套压为0.5～0.8MPa，日出残液78.7m3，日产油75.9m3、气5200m3。放喷200天后下泵生产，目前油压为0.5MPa，套压为 0.5MPa，日出残液 2.84m3，日产油17.76m3，连续生产360天，累计出残液13926m3，累计产油5954m3、产气407560m3，返排率为40.6%。

GD1702H井压后生产曲线如图14所示，12mm油嘴放喷，套压为4.15MPa，日出残液84.4m3，日产油61m3、气5947m3。目前6mm油嘴放喷，套压为0.7MPa，日出残液4.34m3，日产油23.46m3，连续自喷生产365天，累计出残液15082m3，累计产油7434m3、产气465900m3，返排率为36.7%。

截至2019年6月，GD1701H井、GD1702H井两口页岩油水平井已自喷超365天，原油日产量稳定在20m3，官东地区已形成亿吨级增储规模，标志着渤海湾盆地率先实现陆相页岩油工业化开发。