松辽盆地古龙页岩油复合体积压裂技术优化

2022-05-17唐鹏飞宇张张宝岩耿丹丹

大庆石油地质与开发 2022年3期

蔡萌唐鹏飞魏旭刘宇张浩张宝岩耿丹丹

（1.中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江大庆 163453；2.黑龙江省油气藏增产增注重点实验室，黑龙江大庆 163453）

0 引言

古龙页岩主要位于松辽盆地中央坳陷区，受沉积条件控制，分为互层型、夹层型、纯页岩型3 种类型，主体为纯页岩型，资源潜力巨大［1-4］。古龙页岩油藏为原生源储原位油藏，具有纳米级孔隙比例高、页理极发育（1 000～3 000 条/m）、水平渗透率低（0.11×10-3～1.62×10-3μm2）、垂向上流动困难（渗透率小于0.000 1×10-3μm2）等特点［5-7］。

古龙页岩储集层特征及成藏特点与国内外其他页岩油藏明显不同［8-9］。北美地区页岩主要为海相页岩沉积储层，页岩储集层中夹杂砂岩条带，储层物性好，油气易开采［10-12］。而古龙页岩油储层为典型的陆相湖盆沉积，岩石泥质含量大（属泥级页岩）、地质成藏条件复杂，油气主要存在于微—纳米级孔隙中，缺乏有效的渗流通道，开采难度大［13-15］。古龙页岩储层压裂裂缝扩展呈“砖墙结构”，裂缝形态复杂［16-17］。水力压裂油气井示踪剂监测显示页理缝开启影响裂缝高度［18-20］，单簇缝高为6～9 m，比致密油裂缝高度低40%～60%，影响了储层体积改造效果［21-24］。现有的压裂工艺技术不能满足古龙页岩油增产改造需求，常规压裂手段产生的压裂裂缝单一、形成的裂缝网络不能建立有效的油气渗流通道，影响了页岩储层整体动用效果。因此需要结合古龙页岩岩石力学参数实验，明确压裂裂缝延伸规律，进一步加强压裂工艺技术研究。

本文针对古龙页岩油储层的地质特征、岩石特性及原油性质，通过优化射孔方式、射孔簇数、簇间距、支撑剂等施工参数，建立适用于古龙页岩储层改造的复合体积压裂技术，提升储层纵向动用和裂缝复杂程度，提高古龙页岩油储层整体改造效果，为古龙页岩油的高质量开发提供依据。

1 古龙页岩岩石力学参数

岩石力学参数是影响泥页岩水力压裂裂缝扩展的重要因素。水力压裂裂缝是由于高能流体对目标储层的岩石施加的外力超过了岩石能够承载的极限，从而产生微小裂隙，不断向岩石内部扩展、延伸形成的裂缝。压裂施工过程中排量及压力等施工参数主要是在目标储层中制造人工裂缝时，以较高瞬时排量在井底形成瞬时高压，当压力超过储层破裂压力时，地层就会被压开形成裂缝，裂缝的延展主要与页岩自身的弹性模量、抗拉强度、断裂韧性及脆性指数等岩石力学参数有关。因此需要对页岩自身的岩石力学特性开展相关实验研究，进一步明确岩石力学参数对压裂裂缝扩张的影响。

依托GCTS RTR-1500 高温高压岩石综合测试系统，根据《岩石物理力学性质试验规程》DZ/T 0276.20—2015 标准，对古龙页岩开展弹性模量、抗拉强度和断裂韧性、脆性指数实验。

1.1 弹性模量

选取古龙页岩天然岩心，通过线切割工艺将其制成直径为25 mm，长度为50 mm 的柱状岩心，再将岩心放置于三轴压力室内，调整实验岩心、球座与承压板的相对位置，使三者轴心在一条直线上，三轴压力室注满煤油，以载荷0.05 MPa/s 的加载速度增加侧应力及轴向应力，侧压力达到30 MPa 时停止加载，以0.5～1.0 MPa/s 的速度加载轴向应力直至页岩岩心破坏。

页岩三轴压缩实验结果（表1）表明，古龙页岩在垂直页理方向上的弹性模量平均为6.46 GPa，在平行页理方向上的弹性模量平均为17.80 GPa，在平行页理方向上的弹性模量远大于其在垂直页理方向上，说明页岩岩心在垂直页理方向上受到外力作用时容易产生形变，不利于裂缝起裂、延伸；而在平行页理方向，其弹性模量较大，受到外力作用时不容易产生形变，超过其能承受的极限值后，沿着水平页理方向，裂缝更容易起裂并延伸。

表1 古龙页岩不同页理方向的弹性模量Table 1 Elastic modulus of Gulong shale in different lamellation directions

古龙地区井A9和井Z2的页岩岩心偏应力—应变（图1）表明页岩岩石在破裂时无屈服破坏，压力残余较低，岩心在破裂后无承载能力，表现脆性特征，也证实了古龙页岩页理极发育导致裂缝会更多地沿着页理开启并延伸。

图1 古龙地区井A9和井Z2的页岩岩心偏应力―应变Fig.1 Stress-strain of shale cores from Well A9 and Well Z2 in Gulong area

1.2 抗拉强度与断裂韧性

选取古龙页岩天然岩心，通过线切割工艺将其制成直径为50 mm，长度为25 mm 的饼状岩心，将岩心置于压力室中的圆形实验台上，调整岩心、球座及承压板使其轴心在1 条直线上，关闭压力室以0.3～5.0 MPa/s 的速度加载轴向应力直至页岩岩心破坏。通过页岩岩心巴西劈裂实验，测试古龙页岩抗拉强度与断裂韧性，实验结果如表2 所示。

表2 古龙页岩不同页理方向的抗拉强度与断裂韧性Table 2 Tensile strength and fracture toughness of Gulong shale in different lamellation directions

1.2.1 抗拉强度

页岩抗拉强度实验结果表明，页岩在垂直页理方向抗拉强度较高，平均为4.30 MPa，在平行页理方向抗拉强度较低，平均为1.78 MPa。由图2 可见页岩各向抗拉强度差异明显，垂直页理方向上岩样破裂后没有沿垂直方向延展，而是逐渐在平行页理方向上延伸直至整个岩样破碎，在岩样破碎过程中其他分支裂缝也是沿页理进行扩展；在平行页理方向上岩样沿着页理方向起裂并扩展，扩展过程中，岩样的破裂面发生了明显的偏移，这是由于页岩储层岩石的非均质性导致的，页岩岩石内部页理分布不均匀，在外力作用下产生穿层破裂，该种情况有利于形成复杂裂缝。

图2 古龙地区井A9页岩样品不同页理方向抗拉强度实验结果对比Fig.2 Tensile strength test of shale samples from Well A9 in Gulong area in different lamellation directions

1.2.2 断裂韧性

断裂韧性表征在拉力或张力作用下，岩石抵抗形变达到极限值产生破损的能力，其韧性值越大说明其在拉力及张力作用时越易发生变形。古龙页岩断裂韧性实验结果表明，垂直页理方向上断裂韧性为0.79 MPa·m1/2，平行页理方向，断裂韧性为0.43 MPa·m1/2。由图3 可以看出古龙页岩岩心沿页理方向形成的裂缝更易扩展延伸，这是由于平行页理方向上断裂韧性低。古龙页岩沿平行页理方向上断裂韧性低于垂直页理方向，所以沿页理方向形成的裂缝更易发生扩展延伸。

图3 古龙地区井A3页岩样品断裂韧性实验前后对比Fig.3 Comparison of fracture toughness of shale samples from Well A3 in Gulong area before and after experiment

1.3 脆性指数

岩石脆性主要指岩石受外力作用破碎时发生形变的程度，反映岩石内部在发生断裂前后岩石产生不可逆形变的能力，常用脆性指数来衡量岩石的脆性，用于储层岩石可压性评价［25-27］。脆性指数大的储层可压性好，水力压裂过程中容易在储层压开裂缝，压裂裂缝也容易扩展形成复杂裂缝。

目前主要有2 种方法计算岩石的脆性指数。

（1）通过X 射线衍射全岩相对含量实验获取岩石矿物组成的含量来计算脆性指数。岩石脆性矿物成分主要包括石英、方解石及黄铁矿。岩石脆性指数可利用脆性矿物在岩石中所占比例加和来表征。通过X 射线衍射测得的全岩矿物相对含量计算古龙地区井A3 的Q2层组的岩石脆性指数为44.0%～55.8%，平均为48.4%（表3）。

表3 古龙地区井A3 的Q2油层组X射线衍射全岩相对含量Table 3 XRD analysis of whole rock relative content in Q2 oil layer of Well A3 in Gulong area

（2）通过实验获取岩石力学参数来计算页岩岩石的脆性指数［26］，将弹性模量与泊松比归一化，再根据归一化的弹性模量、泊松比来计算岩石的脆性指数，相关公式为：

式中：Enorm——归一化后的弹性模量；

Emax、Emin、Eave——岩石弹性模量的最大值、最小值和平均值，GPa；

νnorm——归一化后的泊松比；

νmax、νmin、νave——岩石泊松比最大值、最小值和平均值；

Bnorm——岩石的脆性指数。

根据式（3）得出古龙页岩岩石脆性指数为43.9%，属于中等脆性。

计算结果及实验分析结果均表明古龙页岩脆性较好，压裂过程中容易形成新的裂缝，但由于古龙页岩页理高度发育，压裂裂缝首先会沿平行页理方向起裂扩展，进而形成水平裂缝。

2 古龙页岩油复合体积压裂技术优化

古龙页岩油体积压裂技术进展较快，在陆相页岩油储层增产改造领域取得了重大突破。

古龙页岩油复合体积压裂技术之前采用60°相位、单段10 簇50 孔（6-6-6-5-5-5-5-4-4-4）坡度射孔的射孔方式，保证裂缝均匀开启，通过大排量（18～20 m3/min）泵注前置高黏冻胶液在井底形成高压区域，高黏冻胶液通过射孔孔眼进入储层压开主裂缝，再利用高黏冻胶液的低砂比携砂以支撑裂缝通道，防止压裂裂缝闭合，为后续低黏滑溜水开启页理形成复杂缝网创造有利条件。低黏滑溜水压开分支裂缝，大排量施工实现滑溜水高砂比连续携砂，最高砂比可达30%，支撑剂能够有效地支撑整个裂缝网络，实现储层整体改造，效果明显。在此基础上结合古龙页岩页理缝发育且裂缝更容易沿页理方向扩展的特性对射孔方式、簇间距、支撑剂粒径组合及性能和现场施工控制开展优化研究，进一步提升增产改造效果。

2.1 射孔方式

此前古龙页岩油水平井每一层段压裂簇数为10 簇50 孔，测试压裂计算得出水平段开孔率为40%～60%，平均为50%，约一半左右射孔簇不能开启，影响页岩储层压裂裂缝扩展，运用压裂软件模拟开展射孔方式模拟优化，数值模拟结果如图4所示。

图4 2种射孔方式下古龙页岩裂缝扩展数值模拟结果Fig.4 Numerical simulation result of fracture propagation in Gulong shale under 2 perforation modes

数值模拟结果显示，10 簇50 孔、7 簇35 孔射孔方式条件下，裂缝簇开启数量相当，优化为7 簇的射孔方式后，压裂裂缝更易扩展延伸，裂缝形态、缝控体积也优于10 簇射孔方式。试验区水平井组在压裂施工过程中更改了射孔方式，水平井组各单井在前10 段压裂施工中采用单段10 簇50 孔，后续射孔方式更改为每段7 簇35 孔。通过试验区水平井组压裂施工现场测试压裂计算得出2 种射孔方式开孔数相当，均为25 孔左右，但10 簇50 孔的射孔方式条件下开孔率仅为50.0%，而7 簇35 孔射孔方式条件下，开孔率为71.4%，人工裂缝开启效果提升21.4%。结合试验区井组压后微地震监测数据结果，7 簇射孔方式条件下，在沿井筒方向上裂缝分布更为密集，且在垂直井筒方向上裂缝延伸距离更远，裂缝网络长度增加29 m，页岩储层体积改造效果更理想。

2.2 簇间距

古龙页岩油水平井压裂簇间距不等，平均约为10 m，已完成压裂施工的井A1 和井A3 在压裂过程中没有明显裂缝干扰，但井A2 示踪剂监测结果显示簇间距为10 m 时裂缝高度仅为4～9 m，约为设计缝高的50%，远低于设计预期水平。压裂裂缝垂向延伸长度较小，这是因为缝间距较大时，裂缝垂向延伸受了制约，影响了页岩油储层整体改造效果，适当减小簇间距有利于增加人工裂缝垂向上裂缝高度（表4）。因此在古龙页岩油试验区水平井压裂施工中将簇间距优化至7 m，施工结果显示试验区水平井组有6 口井表现出压前停泵压力梯度逐渐升高现象，表明裂缝间存在着微小干扰，裂缝缝高有一定提升，证明簇间距为7 m 时较为合理。结合古龙页岩油试验区Q1、Q2油层的油井均表现出裂缝间存在干扰的现象，Q3、Q4层段油井没有明显表现出裂缝间干扰，井A1 在10 m 簇间距没有出现裂缝间干扰，说明簇间距在7～9 m 时较为合理，在簇间距优选方面还应结合页岩储层页理发育情况进一步研究。

表4 簇间距对裂缝形态及压裂液效率影响Table 4 Effect of cluster spacing on fracture geometry and fracturing fluid efficiency

2.3 支撑剂粒径组合及类型

针对古龙页岩页理缝易于开启、加砂困难的特点，对支撑剂粒径组合方式进行优化。

现有支撑剂粒径组合方式为70/140 目与40/70目粒径支撑剂按照8∶2 的比例进行组合。优化后支撑剂粒径组合方式为70/140 目、40/70 目与30/50目粒径支撑剂按照6∶3∶1 的比例组合，可使粉砂有效支撑微缝，细砂充填主裂缝，粗砂支撑近井筒周围裂缝，更加合理有效地支撑裂缝网络，为页岩油气渗流建立良好的流动通道。

此前页岩油压裂试验井采用覆膜砂作为裂缝的支撑剂，覆膜砂硬度高、光滑度好，是压裂过程中性能良好的支撑剂，但其价格昂贵、压裂施工成本高，为此开展石英砂和覆膜砂在页岩岩心的嵌入程度实验。

实验采用井A9 现场采集的岩心制作人工裂缝，单层铺置石英砂（平均粒径为0.56 mm）和覆膜砂（平均粒径为0.62 mm），加压40 MPa 持续72 h，取出样品，测定不同支撑剂的嵌入深度，并用三维激光扫描仪对嵌入后的径深进行统计（图5）。

图5 古龙页岩覆膜砂和石英砂的嵌入径深与坑数对比Fig.5 Relationship of coated sand embedded diameter depth vs.pit amount and quartz sand embedded diameter depth vs.pit amount in Gulong shale

实验结果表明，覆膜砂总体嵌入径深为0.04～0.12 mm，石英砂嵌入径深为0.04～0.10 mm，石英砂嵌入深度略低于覆膜砂，但整体嵌入程度接近，可由石英砂替代覆膜砂作为支撑剂支撑页岩裂缝通道。当前市场上覆膜砂价格为石英砂价格的6 倍左右，在保证支撑效果的前提下，使用石英砂支撑剂可大幅降低压裂施工成本。

2.4 现场施工控制

目前部分页岩油井存在首段压裂施工困难的问题，主要原因为完井工艺和页岩储层岩石特性的影响。

页岩油井完井时套管固井质量对后期压裂施工影响较大。固井质量不高，完井后水平井筒内部杂质较多，容易导致射孔枪无法下入指定深度或射孔枪被卡在井筒中，井筒中的杂质随着压裂液流入并污染储层，堵塞压裂通道，引起超压停车，砂堵风险大。

古龙页岩储层由于页理极发育，在压裂过程中由于页理缝开启高度不够、对支撑剂适应差，支撑剂不能进入地层，容易在井筒内部或近井筒周围堆积，导致施工压力升高，造成砂堵风险。

因此，首段压裂施工应根据不同的完井工艺来处理井筒与近井污染。

施工过程中首段全部采用冻胶液进行压裂，一方面由于冻胶液黏度较大，可以有效清洁井筒内部的空间杂质，裹挟的杂质侵入地层后被冻胶液携带，降低杂质污染近井筒周围地层的风险；另一方面冻胶液由于黏度较高，使其在页岩储层的滤失量小，容易在储层中压开裂缝，建立高导流通道，有利于携带支撑剂进入储层支撑裂缝。为保证施工顺利，首段加砂规模要控制在常规层段的60%左右，预防出现首段砂堵等问题。

由于古龙页岩油储层存在页理极发育的特点，压裂现场施工中页岩储层页理缝会在水力冲击作用下开启形成形态各异的复杂裂缝，复杂裂缝对不同粒径的支撑剂适应性较差是导致储层加砂敏感、连续加砂施工中压力瞬时上涨较快、压力一直在高位区间波动的重要原因。当施工压力超过压裂车组及地面管汇承载极限时，会引发瞬时超压停车或者管汇爆裂，极容易造成砂堵、砂埋，引发严重后果。

压裂现场控制优化以处理近井复杂裂缝为主，对于加砂困难层，采用低砂比试探加砂和段塞加砂作为现场施工控制手段。

低砂比试探加砂就是携砂液阶段以压裂液先携带低浓度支撑剂进入地层，通过观察压裂施工曲线上压力的变化来判断压裂裂缝对支撑剂的适应性，低浓度支撑剂可起到充填近井筒周围复杂裂缝的作用，保证地层导流通道畅通，为后续压裂液携带高浓度支撑剂进入地层创造条件。

段塞加砂就是携砂液阶段初期采用带有一定浓度支撑剂的压裂液段塞先泵入井筒中，再用纯液将段塞整体替入地层，观察施工曲线上的压力波动，起到预防砂堵的作用。

低砂比试探加砂和段塞加砂现场控制手段，通过压裂液携带支撑剂，还具有打磨炮眼及近井筒周围裂缝的作用，现场施工可反复应用，有利于后续高砂比连续加砂，减少压裂液的用量，缩减压裂成本，进一步提高储层整体改造效果。

古龙页岩油试验区3 号平台采用优化后的现场施工控制手段，取得了较好的压裂现场施工效果，3 口压裂井93 段压裂施工全部按照设计完成，合格率为100%。

3 矿场试验

按照优化后的施工参数对试验区水平井组开展压裂设计优化，单段射孔簇数为7 簇35 孔，簇间距7 m，支撑剂为石英砂，编制古龙地区井G5 和井G3 的压裂施工方案，指导完成了井G5 和井G3压裂施工，优化后压裂增产改造效果提升较大，单井日油气产量超过30 m³的设计预期值，其中井G5日产油37.99 m³，日产油量提高了26%，井G3 日产油33.06 m³，日产油量提高了10%。

3.1 井G5压裂、试油、试采情况

压裂现场施工规模：压裂35 段273 簇，首段5簇、2—10 段每段射孔簇10 簇，之后24 段为每段射孔簇7 簇，平均7.8 簇，簇间距7 m。压裂液为滑溜水和冻胶，入井总液量为48 450 m3。支撑剂为石英砂，用量为4 845 m3，泵注CO2共2 730 t。

试油情况：井G5 在2021 年5 月8 日完成压裂施工，5 月27 日放喷，9 月11 日见油。

试采情况：2021 年11 月12 日—12 月3 日宽幅离心泵求产，10 mm 油嘴控制油管放喷，泵入口压力20.35 MPa，泵出口压力27.63 MPa，泵入口温度132.7 ℃，油压10.3 MPa，套压11.12 MPa，折日产气11 285 m³，折日产油37.99 m³，折日产水321.6 m³，累计产气101 347 m³，累计产油271.59 m³。

3.2 井G3压裂、试油、试采情况

压裂现场施工规模：压裂35 段277 簇，首段6簇、2—12 段每段射孔簇10 簇，之后23 段为每段射孔簇7 簇，簇间距7 m，每段平均7.9 簇。压裂液为滑溜水和冻胶，入井总液量液49 300 m3。支撑剂为石英砂，用量4 930 m3，泵注CO2共2 770 t。

试油情况：井G3 在2021 年5 月8 日完成压裂施工，5 月27 日放喷，9 月15 日见油。

试采情况：2021 年11 月12 日—12 月1 日宽幅离心泵求产，10 mm 油嘴控制油管放喷，油压5.4 MPa，套压3.88 MPa，折油管日产气18 932 m³，折套管日产气617 m³，折日产油33.06 m³，折日产水201.6 m³，累计产气282 015 m³，累计产油580.77 m³。