鄂尔多斯盆地页岩油体积压裂技术实践与发展建议

2021-09-03赵振峰赵鹏云

石油钻探技术 2021年4期

赵振峰，李楷，赵鹏云，陶亮

（中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安 710021）

鄂尔多斯盆地页岩油资源丰富，主要发育在延长组长7 段[1-3]。2010 以前，受技术条件限制，压裂后试采产量低于4 t/d。自2011 年开始，长庆油田借鉴国外“水平井+体积压裂”技术模式，在西233 区阳平1 井、阳平2 井开展了“双水平井水力喷射分段多簇同步压裂”试验，大幅度提高了单井产量。2014—2017 年，开展了短水平井注水开发、长水平井大井距准自然能量开发，初期产量达到预期，但注水开发见水比例高、递减幅度大，大井距采油速度低，无法实现规模开发。2018 至今，长庆油田开展了一体化攻关与试验，坚持“非常规理念、非常规技术、非常规管理”，摒弃传统井网水驱模式，践行更深层次的“体积开发”理念，先后开辟出西233、庄183 和宁89 等3 个试验区，形成了不同类型页岩油体积压裂技术体系[4-8]，为页岩油工业化开采奠定了基础，推进了国家级页岩油开发示范工程建设[9]，至2020 年底页岩油产出量达到143×104t。

但是，鄂尔多斯盆地页岩油具有压力系数小、脆性指数低和纵向夹层多等特点，与北美页岩油有巨大差异[2]。随着页岩油的持续开发，体积压裂技术与储层匹配性也面临诸多挑战[10-11]，存在体积压裂技术思路、压裂技术模式和压裂参数体系不够合理等问题。为此，长庆油田以该盆地延长组长 7 段页岩油体积压裂矿场实践和室内模拟研究结果为基础，转变了体积压裂技术思路，研究形成了“大井丛、长水平井、细分切割、分簇射孔、可溶球座、变黏滑溜水”压裂技术模式，优化了体积压裂参数。笔者结合长 7 段页岩油储层基本地质特征，系统分析了该盆地页岩油体积压裂增产机理和关键技术，并对下一步发展提出了建议，以期深化与提升该盆地页岩油体积压裂技术水平，达到更高的产能目标。

1 长7 段页岩油储层基本地质特征

鄂尔多斯盆地延长组长7 段页岩油资源丰富，资源量为20×108t。与超低渗长6 段、长8 段储层相比，长7 段页岩油储层岩性致密、物性差。岩心分析结果表明，该储层的平均孔隙度为11.3%，平均气测渗透率为0.17 mD。另外，长7 段有如下特征：启动压力梯度大，有效驱替压力系统建立难度大；致密储层天然裂缝相对发育，裂缝密度1.2 条/m，脆性指数较低（39%～45%）；原始地层压力14.7～16.9 MPa，压力系数0.77～0.84，属于低压油藏。

长7 段页岩油与北美页岩油典型盆地巴肯地层具有相似性，主要表现在3 方面：1）源储配置好（见图1）、砂体大面积分布；2）储层岩性致密，渗透率低，普遍小于0.20 mD；3）原油性质好，地层原油黏度低（1.2～1.7 mPa·s），油气比高（75.4～104.6 m3/t）。

图1 鄂尔多斯盆地延长组长7 段页岩油地层岩性综合柱状图Fig.1 Comprehensive lithology histogram of shale oil formation in the Chang 7 Member of the Yanchang Formation in the Ordos Basin

与此同时，长7 段页岩油又具有较大差异性（见表1）[12-13]，开采面临更大挑战：1）沉积环境为湖相沉积，储层非均质性强，纵向薄夹层发育，人工裂缝扩展规律与控制机理更为复杂；2）脆性指数低，天然裂缝相对不发育，形成复杂裂缝网络难度大；3）地层压力系数低（为0.77～0.84，而国外页岩油储层一般大于1.20），单井长期稳产非常困难。

表1 鄂尔多斯盆地延长组长7 段页岩油与国内外典型页岩油特征参数对比Table 1 Comparison of characteristic parameters of shale oil among the Chang 7 Member of the Yanchang Formation in the Ordos Basin and typical shale oil at home and abroad

2 页岩油体积压裂关键技术

2.1 页岩油渗流机理及体积压裂思路

与常规油藏不同，页岩油储层物性相对较差，具有发育多尺度微纳米孔隙和富含多组分矿物等特征。对于鄂尔多斯盆地页岩油在储层中的渗流机理，经历了由常规油藏单一有效驱替机理逐渐向有效驱替和油水渗吸置换复合机理转变的认识过程。

页岩油储层物性相对较差，通过常规注水、注气难以建立有效驱替系统，因此，需要在储层中建立人工裂缝与天然裂缝网络，最大程度地增大流体与裂缝网络的接触面积，缩短渗流距离，依靠体积压裂增产。

渗吸是低孔低渗储层普遍存在的现象。孔隙结构测井定量评价结果表明，长7 段储层喉道中值半径0.05～0.15 μm，孔喉细微时，在毛细管力作用下，亲水储层能够实现“油水置换”，使毛细管力在驱油过程中发挥出正能量。由长7 段页岩油储层岩心渗吸试验结果得知，渗吸对驱油贡献占比可达33%，采用滑溜水可促进渗吸作用[14]，如图2 所示。

图2 长7 段页岩油渗吸试验结果Fig.2 Imbibition test results of shale oil at the Chang 7 Member

渗析现象是指，由于页岩黏土孔隙中盐度存在差异性，在渗透作用下高盐度一端压力升高，进而将黏土微孔隙（孔径≤10 nm）中的油置换出来。同时，页岩孔隙分布复杂，富含的黏土可起半透膜作用。美国科罗拉多矿业大学研究人员发现[10]，在页岩孔隙内，初期油占据大部分孔隙，水吸附在黏土表面。一旦低盐度水接触到黏土，低盐度水会进入黏土体微小空间，使黏土膨胀压力升高，将原油通过中大孔隙（孔径＞10 nm）驱出。渗透压力导致原油由基质向裂缝内流动，但有些地区难以通过试验区分渗吸和渗析。

图3 为长7 段页岩油典型水平井体积压裂微地震事件3D 显示图（图中不同颜色的圆点表示不同压裂段裂缝扩展信号监测点）。

从图3 可以看出，长7 段储层受天然裂缝和地应力控制作用影响，裂缝呈条带状分布。试验结果也表明，虽然调整簇数、压裂液排量和黏度等参数可提高裂缝复杂程度，但单缝特征优势依然明显。因此，体积压裂技术思路由“大排量打碎储集体”逐步演变为“密切割剁碎储集体”[14-16]，压裂设计从单一造缝向“压、驱、采一体化”设计转变。

图3 长7 段页岩油典型水平井体积压裂微地震事件3D 显示Fig.3 3D display of the microseismic events of volumetric fracturing in typical shale oil horizontal wells at the Chang 7 Member

2.2 压裂技术模式

针对页岩油储层岩石脆性指数较低、地层压力系数较小和微纳米孔隙发育等特征，在优选地质“甜点”和工程“甜点”的基础上，探索形成了长7 段页岩油“大井丛、长水平井、细分切割、分簇射孔、可溶球座、变黏滑溜水、多尺度支撑”技术模式[17-20]，该技术模式主要包含长水平井细分切割技术和超前补能与渗吸驱油技术。

2.2.1 长水平井细分切割技术

精确识别与划分“甜点”是页岩油体积压裂开发多层系立体布井、长水平井精细布缝、压裂增产提效的基础。通过精细解释岩石组分、脆性、地应力等参数及裂缝发育情况，建立了鄂尔多斯盆地延长组长7 段页岩油水平井储层-工程综合品质（RCQ）的分段分级评价标准（见表2），对储层类型进行了精细分类，优选了水平段“甜点”。基于储层分类评价、黄土塬宽方位三维地震、水平段储层分段分级精细评价等的结果，建立了多学科一体化“甜点”优选技术，应用该技术优选了平面、纵向、水平段“甜点”，以确保井布在油藏“甜点”上，水平段在油层“甜点”内穿行，改造位置在水平段“甜点”上。

表2 长7 段页岩油水平井RCQ 分级评价标准Table 2 Evaluation criteria for the RCQ classification of horizontal shale oil wells at the Chang 7 Member

页岩油体积压裂开发的重要条件是形成人工缝网，追求最大缝控波及体积。裂缝间距是影响储层改造体积的关键因素，可通过缩短缝间距来增大缝网有效波及体积。在优选地质“甜点”和工程“甜点”的基础上，利用产能油藏数值模拟、多裂缝起裂与扩展模拟、矿场大数据分析等方法，综合优化了裂缝间距，实现了缝控储量最大化。同时配套自主研发的细分切割可溶球座和动态暂堵转向工艺，形成了以“多簇射孔密布缝+可溶球座硬封隔+暂堵转向软分簇”为核心的高效体积压裂技术，实现了页岩油水平井无限级细分切割压裂。

2.2.2 超前补能与渗吸驱油技术

为实现细分切割体积压裂改造的目的，最大限度地发挥压裂液功效，自主研发了可改变润湿性能的表面活性剂，构建了渗吸驱油变黏滑溜水压裂液体系，在传统压裂液造缝、携砂的基础上增加了补能和渗吸驱油功能。页岩油储层发育微纳米孔隙，具有强渗吸能力，页岩油体积压裂过程中，压裂液在流体压力、毛细管压力和渗透压力等作用下进入页岩基质与基质孔隙中的油发生置换，大幅度提高驱油效率。

2.3 压裂参数

基于室内模拟研究及矿场数据统计结果，对影响单井效益的平台井数、水平段长、压裂段数和改造规模等关键参数开展了技术经济分析，明确了主要技术参数：最优平台井数，单层6 口，双层12 口；水平段长1 500～2 000 m；改造段数20～22 段/1 750 m；施工排量10～14 m3/min，单井用液量25 000～30 000 m3；单井加砂量2 500～2 800 m3。

综上所述，长7 段页岩油“大井丛、长水平井、细分切割、分簇射孔、可溶球座、变黏滑溜水、多尺度支撑”体积压裂技术的关键技术和材料全部自主研发。其中，自主研发的EMS30 滑溜水和DMS可溶金属球座工具等综合指标达到国外领先水平，在以长7 段为目的层的井推广应用500 井次以上，形成了黄土塬地貌条件下的工厂化作业模式，单日作业6 段以上，作业成本得到有效控制。

3 体积压裂技术发展建议

长庆油田践行体积开发理念，探索形成了适合长7 段页岩油的体积压裂技术模式，取得较好的开发效果。但低油价下难以高效经济开发，同时体积压裂技术与储层匹配性面临诸多挑战，进一步加强诸如人工裂缝扩展规律与控制机理、关键技术参数优化、人工缝网复杂程度评价等方面的研究迫在眉睫。因此，为了深化与提升体积压裂技术，提出了以下技术发展建议。

3.1 研究压裂增产机理

烃源岩品质、储层“甜点”、储层改造体积和单井最终可采储量从根本上决定了增产效果的好坏，国内外已形成了以“甜点”优选、长水平段钻井、水平井体积压裂和工厂化作业为主要内容的非常规开发主体技术。单从压裂角度而言，体积压裂突破了传统的增产机理，从以提高人工裂缝泄流面积为目标转变为通过水平井分段压裂形成网络裂缝大幅度增加裂缝与地层的接触面积，裂缝与储层直接接触解决了油气远距离移动的难题。

对于特定地区，压裂形成的裂缝与人工裂缝网络对储层的控制作用成为保证非常规储层改造效果的关键，能否形成网络裂缝、储层改造体积大小和裂缝体空间展布控制储量程度都会影响改造效果。通常大液量、大砂量、高排量压裂并不是真正的体积压裂，关键在于是否形成了复杂裂缝网络。因此，建议加大鄂尔多斯盆地延长组长7 段及裂缝形态相关问题的研究，如地应力、脆性、天然裂缝和裂缝扩展规律等。对长7 段特定低压储层，通过压裂快速补能，实现压后长时间自喷，也成为必然增产的机理。研究发现，将地层压力系数增大到1.3 以上，有助于提高累计产油量。

3.2 优化关键技术参数

对于具体地区而言，可以借鉴技术理念和技术模式，但需要根据实际情况，通过大量室内模拟和矿场试验探索关键控制因素，刻画特有的体积压裂技术模式和参数。通常情况下，水平段长度、钻遇率、改造段数、入地液量与砂量、液体体系和压后的生产制度等均对改造效果有重要影响。

长庆油田目前已进入页岩油规模开发阶段，已有740 余口页岩油井实施了体积压裂。对长7 段生产满1 年的128 口井的产油量与各种参数的相关关系进行统计分析，结果如图4 所示。由图4 可以看出，产油量与水平段长、压裂段数、压裂簇数、加砂强度、入地液量和裂缝密度都有一定关系，各种参数存在一定合理区间。因此，为了提高体积压裂技术与储层的匹配性，建议进一步加强关键技术参数优化，确定技术参数的最优区间。

图4 长7 段页岩油水平井关键地质工程参数与产量的相关性Fig.4 Correlation between the key geo-engineering parameters and production of horizontal shale oil wells at the Chang 7 Member

3.3 发展体积压裂可视化技术

通过分更多的簇，进一步增大压裂规模来实现对储层岩石的“打碎”，形成人工油（气）藏体，同时配合新型测试手段，实现体积压裂从压裂到生产全过程的可视化，是体积压裂技术未来发展的方向。长庆页岩油体积压裂井下微地震监测显示，缝网覆盖程度达90%，但难以精确回答有效缝网波及体积、缝控储量和裂缝形态等问题。为了厘清致密储层裂缝扩展规律与控制机理，最大限度地实现体积开发，建议配套新型监测技术，在线监测体积压裂整个施工过程，分析多裂缝起裂效率、缝网复杂程度、有效支撑缝长等，以实时调整优化施工参数，实现全井段全覆盖改造，同时配套水平井生产测试技术，以获取产液剖面，分析全生命周期生产规律。