鄂尔多斯盆地海相深层页岩气压裂技术

赵振峰，王文雄，徐晓晨，叶 亮，李 鸣

（1.中国石油长庆油田分公司,陕西西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院,陕西西安 710018；3.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安 710018）

页岩气是近年来最具代表性的非常规油气资源。美国最早开始进行页岩气资源勘探开发，其页岩气年产量在2015 年已达到4 302×108m3，占美国天然气年产总量的56.1%[1]。我国页岩气勘探开发起步较晚，近年来也取得显著成效，其中具有代表性的四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组已实现商业开发突破和规模效益开发[2]。长庆油田作为目前国内最大的油气生产基地，面对增储上产的巨大需求，在致密气[3]、页岩油[4-6]勘探开发取得成功的同时，也开展了页岩气的勘探实践，鄂尔多斯盆地西部下古生界的乌拉力克组有利含气富集区面积达 9 000 km2，具有广阔勘探前景，是下一步天然气增储上产的重要对象。自2017 年Z4 井获得工业气流以来，优选直井开展探索试验，不断深化储层地质认识，创新发展储层改造思路和工艺方法，优选甜点区开展水平井先导试验，初步实现了该领域的勘探突破。

从国内外页岩油气的勘探开发实践来看，以水平井+多段压裂为主的体积压裂技术[7-8]是提高单井产量、实现效益勘探开发的关键技术之一。国内外学者围绕页岩油气体积压裂的裂缝扩展规律、参数模拟优化、工艺技术和方法及关键工具材料[9-15]进行了持续攻关研究，形成了适合不同类型页岩油气的技术模式。其中，核心思路就是坚持地质工程一体化[16]，深挖页岩气储层压裂地质特征的差异性，开展针对性的优化研究和试验。基于此，笔者从分析乌拉力克组页岩气地质特征入手，分析了压裂增产的技术难点，开展了直井和水平井2 种井型的体积压裂工艺及参数优化，针对低压的难点进行了气体增压压裂和控压排液技术试验，形成了适合鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组海相页岩气的压裂提产技术，取得了单井产量和勘探实践的突破。

1 地质概况与储层特征

1.1 页岩气地层分布和边界

鄂尔多斯盆地下古生界地层在西缘发育较全。乌拉力克组发育在该盆地西部，面积约2.5×104km2，盆地中部未见沉积，整体呈现自东向西厚度增大的趋势。该盆地西部属祁连海域沉积，受差异沉降影响，盆地本部隆升为陆，整体为陆缘海深水沉积，利于厚层页岩发育，岩性主要为黑色纹层状页岩，具有埋藏深度较深、低丰度和低孔隙的特征。目前已落实马家滩、上海庙、棋盘井3 个含气富集区及银洞子含油富集区（见图1）。

图1 鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组含油气富集区示意Fig.1 Hydrocarbon enrichment area of Wulalike Formation in the Western Ordos Basin

1.2 构造及成藏特征

鄂尔多斯盆地西部处于鄂尔多斯地块与西部活动带及地块的过渡区，处于弱构造发育-稳定构造区，经历多期构造改动，其沉积、成藏受加里东、海西、印支-燕山和喜山期构造活动的影响，断裂普遍发育，构造特征非常复杂，且分区差异大。

海相页岩气藏特征南北差异大，区域分布稳定，局部高压富集。上海庙地区局部构造复杂，西部构造稳定，紧邻横山堡构造带，发育系列东倾断层。白土井-新上海庙断裂西侧发育通天断层，保存条件差。该断层以西具有一定含气性，气层埋藏浅（3 700～4 000 m）；棋盘井地区构造稳定，气层厚度大，埋藏深（4 700～5 000 m），铁克苏庙断裂西侧地层在燕山期发生强烈抬升、剥蚀，与古生界与白垩系角度不整合基础，不利于成藏，而东侧则构造稳定；马家滩主要发育3 期断裂，整体以加里东断裂为主，整体为坡阶式构造，呈南北向展布，南西低、北东高。页岩受南北向断裂切割，造成非均质性较强，单井产量差异明显，构造相对高点利于页岩气富集。

乌拉力克组可识别出盆地、广海陆棚和斜坡3 类大相。斜坡相碳酸盐矿物含量明显增加，分为上斜坡、下斜坡2 个亚相。下斜坡以页岩沉积为主，仅发育垮塌角砾灰岩；上斜坡页岩厚度小，发育角砾灰岩及泥晶灰岩。沉积相呈南北向展布，鄂尔多斯盆地西部以广海陆棚-斜坡相沉积为主，水体“西深东浅，南深北浅”，斜坡坡度较大，相变快。广海陆棚、下斜坡黑色页岩发育，为有利相带。

1.3 厚度分布

乌拉力克组地层平面分布稳定，厚度一般为40～140 m，整体具有“北厚南薄、西厚东薄”的特征。有效烃源岩发育在乌拉力克组底部，厚度在20～60 m 不等，该段泥质岩在南北方向上分布相对连续，气测呈现多个异常区。棋盘井、上海庙地区厚度稳定，东侧古隆起区由于剥蚀变薄，厚度一般为100～140 m，硅质泥页岩厚度30～100 m，源岩条件好，勘探潜力大。马家滩地区西厚东薄，厚度为40～100 m。

1.4 地层和岩性特征

乌拉力克组岩性以深灰色、灰黑色含灰泥岩为主，夹褐灰色、灰黑色泥质灰岩，局部发育薄层角砾灰岩、泥质灰岩。全岩资料表明，地层主要由硅质矿物、碳酸盐矿物与黏土矿物组成（见图2）。矿物成分以长英质为主，含量为54.6%，碳酸盐岩矿物含量20.4%，脆性矿物含量高达75.0%，黏土矿物含量23.5%，相对于四川盆地页岩气，硅质含量更高。

图2 鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组泥页岩岩相三角图Fig.2 Lithologic triangle map of shale of Wulalike Formation in the Western Ordos Basin

乌拉力克组平面上整体硅质页岩发育，西侧硅质含量更高。硅质页岩中可见大量放射虫、海绵骨针等硅质生物化石（见图3），同时在Si 与Al 交会图中大部分表现为有机硅，表明乌拉力克组泥页岩中含有生物成因硅质。定量分析其Si/（Si+Al+Fe）值均小于0.9，表明西部乌拉力克组硅质页岩中硅质为混合成因，除了生物硅质外，还可见碎屑硅质、化学硅质。定量计算不同成因硅质含量发现，随着埋深增大，总硅、生物硅、化学硅含量增大，碎屑硅、成岩硅含量降低。硅质页岩主要发育在乌拉力克组底部，且主要为生物硅质页岩。依据沉积旋回将乌拉力克组划分为3 段（见图4），其中乌三段以硅质页岩为主，硅质含量高、烃源条件好，乌一段岩性以泥岩为主，乌二段为混合页岩。

图3 忠平1 井乌拉力克组硅质页岩（井深4 263.20 m）中的放射虫化石Fig.3 Radiolaria in the siliceous shale of Wulalike Formation in Well Zhongping 1(well depth of 4 263.20 m)

图4 李86 井乌拉力克组测井解释成果Fig.4 Logging interpretation of Well Li 86 in WulalikeFormation

1.5 热成熟度

鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组页岩干酪根以Ⅰ、Ⅱ1型为主[17]，即腐泥或腐殖-腐泥型有机质，并且都以高-过成熟阶段为主，其海相沉积环境表明有机质来源主要为浮游生物、微生物及藻类。受“东西构造变化强烈”的影响，南北有机质成熟度差异明显，形成“南油北气”的差异化成藏特征。北段有机质成熟度一般为1.20%～1.90%，以生气为主；南段有机质成熟度一般0.72%～1.25%，油气兼生，以生油为主。

1.6 总有机碳含量

鄂尔多斯盆地西部中上奥陶统乌拉力克组烃源岩总有机碳含量（TOC）总体相对较低（见图5，其中N为总样本数，频率指某个TOC 范围的样本数占总样本数的比例）。广海陆棚相烃源岩TOC 相对更高，以生物硅质页岩相为主；深水斜坡相生物硅主要发育在局部洼地，为生物硅质和混合页岩相，在图6 中广海陆棚相共测取烃源岩TOC 样本30 个，测取深水斜坡相烃源岩TOC 样本139 个。

图5 鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组TOC 直方图Fig.5 TOC histogram of Wulalike Formation in the western Ordos Basin

图6 鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组不同相带TOC 对比Fig.6 Comparison of TOC in different facies belts of Wulalike Formation

乌拉力克组整体泥质含量高，为了消除泥质对中子测井的影响，将有机质影响因素放大，构建了中子-电阻率综合指数法，精确计算TOC。乌拉力克组页岩的TOC 一般为0.43%～1.92%，平均为0.86%。纹层页岩的TOC 为1.02%；纹层灰质的TOC 平均为0.24%。在平面上，北段的TOC 平均为1.13%，中南段的TOC 平均为0.82%。马家滩地区的TOC 普遍大于0.60%，最高可达到1.00%；棋盘井地区的TOC 较高，平均为1.20%；上海庙地区的TOC为1.13%；银洞子地区的TOC 较高，为1.23%。

2 压裂技术难点

压裂改造是页岩气提高产量的关键技术手段，不同属性的储层其改造技术和参数必须有针对性和差异性。鄂尔多斯盆地页岩气的突出特点是埋藏深度较深，而埋藏深度对储层成岩作用、物性及油气流动能力的影响均较大，是储层物性的重要控制参数。因此，以埋藏深度为关键指标，对标国内外同埋藏深度储层评价储层品质。国外深层页岩气成功开发的主要为北美的Haynesville 和Woodford 地区，国内埋深超过3 500 m 的页岩气成功开发的主要为四川泸州地区[18]，具体对标参数见表1。

表1 鄂尔多斯盆地与国内外典型页岩区块储层特征统计结果Table 1 Reservoir characteristics in Ordos Basin and typical shale play domestic and abroad

不同的储层参数代表储层的某一类特征，基于此将储层参数分为4 大类，其中储层埋藏深度与压力系数反映储层的供气能力，优质页岩厚度与孔隙度反映储层的储气能力，TOC、含气量以及游离气占比反映储层的产气能力，脆性矿物含量、天然裂缝发育程度、应力差及弹性模量反映压裂改造形成复杂缝网的能力。从对标结果可以看出：在供气能力方面，鄂尔多斯盆地西部储层压力系数小于1，地层持续供气能力不足；在储气能力方面，鄂尔多斯盆地西部优质页岩厚度相对较小，孔隙度最低仅为1.1%，储气能力不足；在产气能力方面，鄂尔多斯盆地西部储层的TOC、含气量及游离气占比均低于其余储层，产气能力也较差；而在形成复杂缝网的能力方面，鄂尔多斯盆地西部页岩虽然硬度较大，但脆性矿物含量较高，天然裂缝发育，具备形成复杂缝网的条件。因此，储层综合评价结果表明，鄂尔多斯盆地西部页岩储层物质基础较差，唯一有利因素为压裂改造在突破两向应力差后形成复杂缝网的潜力大。

前期开展的先导试验注入低黏压裂液，压力响应显示水力裂缝宽度较窄，加砂难度较大，基于此，总结出鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组页岩储层表现为“五高五难”的压裂地质特征：1）弹性模量高（35～42 GPa），加砂难度大；2）破裂压力高（76～104 MPa），施工难度大；3）闭合应力高（0.020 MPa/m），裂缝延伸难度大；4）地层温度高（130 ℃），液体携砂难度大；5）两向应力差较高（8～12 MPa），裂缝转向较为困难。

3 压裂关键技术及工艺参数

3.1 完井方式

3.1.1 直井

基于鄂尔多斯盆地西部南北地区海相页岩气储层埋藏深度的差异，目前研究形成了2 套直井完井方案。针对西缘马家滩等地区储层埋藏深度小于5 000 m 的直井，二开下入ϕ177.8 mm 套管，采用套管固井完井方式；针对西缘北部棋盘井等地区储层埋藏深度大于5 000 m 的直井，三开下入ϕ114.3 mm或ϕ139.7 mm 套管，采用套管固井完井方式。套管钢级选择方面，由初期的95S 套管向壁厚10.36 mm、承压77 MPa 的P110 套管及壁厚10.54 mm、承压96 MPa 的Q125V 套管转变，以满足不同深度直井页岩气高压压裂的需求。

3.1.2 水平井

鄂尔多斯盆地首口页岩气水平井试验采用四开井身结构（见图7），四开下入ϕ114.3 mm、抗内压97.2 MPa 的P110 钢级套管，进行套管固井完井。后续的试验中根据高压压裂需求，将井身结构优化为三开井身结构（见图8），三开下入ϕ139.7 mm、抗内压137.2 MPa 的125SG 钢级套管，进行套管固井完井。鄂尔多斯盆地西部几口典型页岩气水平井的完井参数见表2。

表2 鄂尔多斯盆地西部页岩气水平井完井参数Table 2 Well campletion parameters of horizontal shale gas wells in the western Ordos Basin

图7 页岩气水平井四开井身结构Fig.7 Four-spud casing program of shale gas horizontal well

图8 页岩气水平井三开井身结构Fig.8 Three-spud casing program of shale gas horizontal well

3.2 压裂工艺及参数

3.2.1 直井

鄂尔多斯盆地前期多以多酸液体系复合酸压、适度规模水力加砂压裂为主，其中酸压单段酸液量100～210 m3，排量3.0～4.0 m3/min；适度规模水力加砂压裂单段加砂量30～80 m3、排量4.0～6.0 m3/min，采用胍胶压裂液，支撑剂以20/40 目与40/70 目陶粒为主，整体上未实现产量突破。2022 年，结合地质纵向甜点优选，以“增缝长、降滤失、提导流能力”为目标优化工艺参数，开展了基于环空注入方式的高压大排量混合压裂试验，施工排量8.0～12.0 m3/min、优选低伤害混合压裂液体系和70/140 目+40/70 目的陶粒、射孔密度增加到32 孔/m，配套套管抗压提高至84 MPa。

3.2.2 水平井

水平井先导试验初期，主要借鉴北美页岩气与四川页岩气主体应用的桥塞分段多簇体积压裂技术，参考主流参数设计模式，单段射孔4～8 簇，段间距80～90 m，单段排量8～14 m3/min，单段设计加砂量80～120 m3。试验过程中，受深层页岩气杨氏模量高、地应力高等因素的影响，段内多簇裂缝参数条件下的单簇分流排量仅1.4～2.6 m3/min，模拟分析净压力仅1.7～4.1 MPa，裂缝扩展与加砂难度整体较大，实际单段加砂量30～100 m3，加砂达不到设计量的30%。在总结试验经验的基础上，结合鄂尔多斯盆地西部海相页岩气储层的差异化特征，通过试验形成了段内少簇优化、高压压裂装备升级、气体增能及长周期控压排液等技术措施。针对加砂难度大的问题，以提高施工净压力、满足裂缝加砂缝宽需求为核心目标，设计思路由少段多簇向多段少簇转变，段间距缩至5 0～7 0 m，单段射孔3～4 簇，施工排量提至16.0～18.0 m3/min，单簇排量4.0～5.0 m3/min，使净压力由2～4 MPa 提至6～8 MPa，为保障施工过程中能够实现大排量，将压裂井口和压裂配套装备承压提至140 MPa，施工限压由84 MPa提至110 MPa，同时选用低摩阻变黏滑溜水，在E102X 和ZP2 井实现了110 MPa 高压连续加砂压裂改造，单段加砂量70～120 m3，用液强度与加砂强度较先导试验大幅提升（见图9）。4 口页岩气水平井的压裂参数对比情况见表3。

表3 鄂尔多斯盆地西部页岩气水平井压裂参数对比Table 3 Fracturing parameters of horizontal shale gas wells in the western Ordos Basin

图9 E102X 井17 段施工压力与加砂量Fig.9 Operation pressure and sand amount for 17 stages of Well E102X

3.3 压裂液

水平井分段多簇体积压裂试验时，首先引进试验了国际知名油服公司的变黏滑溜水，矿场实践表明，在添加剂加量为0.2%～0.6%的情况下，滑溜水的黏度为3～18 mPa·s 可调（见图10），测试降阻率67%，最大携砂浓度280 kg/m3，整体性能满足改造需求。在试验取得成效的基础上，为满足增大压裂液黏度调节范围、降低综合成本的双重需求，自主研发了变黏滑溜水[19]，在添加剂加量0.05%～0.40%的情况下，滑溜水的黏度在5～42 mPa·s 可调（见图11），最大携砂浓度280 kg/m3，测试降阻率65%，与引进的滑溜水相比，综合成本降低约60%。针对鄂尔多斯盆地西部高矿化度压裂用水对滑溜水黏度损失的影响，通过超分子双疏单体结构设计，有效提高滑溜水的抗盐性能，试验测定同等矿化度情况下，自主变黏滑溜水黏度损失约21%，优于引进滑溜水30%～50%的黏度损失。

图10 引进滑溜水黏度受矿化度影响曲线Fig.10 The curve of the influence of salinity on the viscosity of imported slick water

图11 自主滑溜水黏度受矿化度影响曲线Fig.11 The curve of the influence of salinity on the viscosity of self-dependent slick water

3.4 气体增能及排液措施优化

与国内外页岩气储层相比，鄂尔多斯盆地乌拉力克组页岩气地层压力系数总体偏低，基于大液量体积压裂工艺改造后的有效排液对于充分发挥深层页岩气产能具有重要作业。为此，提出了深层页岩气增能助排一体化的伴注氮气压裂工艺，并形成了基于水平井分段多簇工艺，建立了综合缝长、缝高、带宽等裂缝参数以及储层物性、含气性、储量控制范围等地质参数为一体的水平井多裂缝增压模型。基于模拟分析结果，压力系数大于1.50 时，液态气体增压介质用量为150～200 m3。试验井ZP1 井采用该方法，优化注入液氮805 m3，分析矿场实际数据发现，在3×104m3大液量压裂条件下，通过气体增能地层压力系数由1.55 增至1.84（见图12）。检测ZP1 井压后返排的气体发现，在历时90 d 的排液过程中，前60 d 均能检测出有氮气返出[20]，为试验井实现长周期排液提供了重要的能量补充。

图12 ZP1 井最高恢复油压与邻井的对比情况[20]Fig.12 Comparison between the highest recovered pressure of Well ZP1 and adjacent wells[20]

相比四川盆地页岩气，压后排液过程中，为了尽可能利用大液量体积压裂和伴注液氮的能量，省掉了压后闷井环节，同时优化了分阶段+多工艺连续排液生产制度。排液初期，采用光套管+地面油嘴控压放喷排液，根据压力和气液排出连续性择机清理井筒；排液中期，在套管中下入ϕ60.3 mm 油管，地面继续用油嘴控压排液；排液后期，优选射流泵等机械排液工艺。

4 现场试验

4.1 直井试验效果

乌拉力克页岩气直井累计试气28 口井，前期采用酸压及适度规模加砂压裂技术，试气效果较差；在提高套管承压等级后，进行了高排量高压混合压裂试验，L99井、QT10 井和L86 井获得了4.0×104m3/d以上的工业气流，L86 井的试气无阻流量高达15.2×104m3/d。套管承压等级提高前后鄂尔多斯盆地西部页岩气直井压裂试气效果如图13 所示。

图13 鄂尔多斯盆地西部页岩气直井压裂试气效果Fig.13 Gas testing results of vertical shale gas well fracturing in the western Ordos Basin

4.2 水平井试验效果

乌拉力克页岩气井共试验完成4 口水平井，其中ZP1 井和E102X 井压后试气均获得高产气流（无阻流量分别为26.68×104和16.68×104m3/d）[20]，较同区块直井试气产量增产了300%～500%，页岩气勘探取得阶段性重大突破。试验井ZP1 井试气结束后稳定试采270 d，套压33.0～12.8 MPa，油压2.6～2.8 MPa，平均日产水量45.2 m3，日产气量1.41×104m3，累计产气量约540×104m3，EUR 为2 739×104m3。鄂尔多斯盆地乌拉力克组页岩气的气水关系较为复杂，从水平井试验结果来看，在大规模体积压裂后产水问题较为突出，试验的2 口水平井压后产水量大无法排液求产，效果较好的ZP1 井在试采后期因产水量持续增大，气液比无法满足携液需求，遂开展间歇生产与射流泵排水采气。因此，仍需加强压裂排采技术的研究。

4.3 裂缝监测结果

采用井下微地震技术对NP1 井裂缝形态和尺度进行了监测，监测结果如图14 所示。

图14 页岩气水平井NP1 井体积压裂裂缝监测图Fig.14 Facture monitoring map of volume fracturing in Well NP1

NP1 井13 段微地震监测数据见表4。从13 段的监测结果来看，通过优化体积压裂工艺基本实现了较为复杂的裂缝网络，平均裂缝带长579 m，裂缝带宽266 m，但是裂缝高度偏高，平均为146 m[20]。下一步仍需加强岩石力学及地应力和裂缝监测技术研究。

表4 NP1 井1-13 段微地震监测数据Table 4 Microsesmic monitoring data of stage 1-13 of Well NP1

5 结论与建议

1）鄂尔多斯盆地海相页岩储层埋藏相对较深、杨氏模量较高，在学习借鉴国内外页岩气体积压裂成果的基础上，优化形成了段内少簇、小粒径组合支撑剂、低摩阻变黏滑溜水及配套压力等级140 MPa的井口压裂装备，实现了高压大排量连续加砂压裂，解决了深层海相页岩气裂缝延伸和加砂难度大的问题。

2）针对压裂用水矿化度高的问题，通过自主研发耐盐降阻剂形成了变黏滑溜水，满足了矿场施工对液体黏度、携砂和降摩阻等的需求，同时大幅度降低了试验成本，对下一步鄂尔多斯盆地西部页岩气勘探开发和同类型区域压裂都有非常重要的推动作用。

3）通过水平井分段多簇体积压裂形成了较为复杂的裂缝网络，通过氮气增能和压后控压排液实现了连续排液，鄂尔多斯盆地海相页岩气产量取得了突破。但该盆地西缘深层页岩储层气水关系复杂，压后普遍产水。因此，压前储层气水关系精确识别、压裂改造精准控缝避水、压后高效连续排采制度优化等为下一步持续提高单井产量的重要研究方向。