柴达木盆地英雄岭页岩油体积压裂技术攻关与实践

2023-12-06党建锋张永国

石油化工应用 2023年10期

党建锋，张永国，邱忠

（西部钻探工程有限公司吐哈井下作业公司，新疆鄯善 838200）

柴达木盆地高山深盆的构造格局和总体干旱缺水的沉积背景，形成了盆地边缘相带窄、“源储一体”沉积体分布广（占盆地沉积岩面积的60%以上）的特征，油气资源勘探前景广阔，对于千万吨高原油气田建成和可持续发展具有重要的意义。英雄岭构造带隶属于柴达木盆地西部古近系-新近系含油气系统，是盆地石油勘探的重要领域[1-3]，面积为4 900 km2，包括狮子沟、花土沟、游园沟、油砂山、英东、干柴沟、咸水泉、油泉子、黄瓜峁、开特、油墩子等地区[4]。1984 年，位于狮子沟的狮20 井在古近系下干柴沟组上段（E32）日喷油1 138 m3、气22.7×104m3，发现深层孔缝系统的碳酸盐岩油藏。由于地震资料品质差，油藏主控因素认识不清，历经12 年探索，先后共钻探深井16 口，均未取得明显进展。2010 年，利用二维地震老资料重新处理解释成果，优选英东一号钻探砂37 井，对10 个层组试油均获工业油气流，发现了浅层（N22～N21）碎屑岩断块油气藏，实现了勘探的重大突破。英东浅层突破后，通过持续深化碳酸盐岩成储研究，明确了咸化半深湖-深湖相“源储一体”碳酸盐岩储层发育溶蚀孔洞、晶间孔、裂缝等多种储集空间，具有整体含油、构造改造调整的特征。在新认识的指导下，勘探由浅层转战深层，先后钻探8 口千吨级高产井，在英西-英中地区平面上落实了5 个油气富集区，累计探明油气地质储量超过7 000×104t。同时，引入页岩油勘探新理念[5]，在深入研究和评价烃源岩的基础上，优选构造变形较弱的干柴沟地区开展源内页岩油勘探，完钻的6 口直井9 个层组压裂后均获工业油流，但油气发现率仍较低[6-7]。英雄岭地区自2019 年实施三维地震以来，进入了新的勘探开发阶段。2021 年以来，按照勘探开发一体化工作模式，共部署预探评价井11 口，开发井9 口，新发现E32 上段的高压油气藏。Ⅰ～Ⅲ油组射孔后均有自然产能，但Ⅳ～Ⅵ油组页岩油储层致密，物性差，无自然产能，需开展水平井分段分簇体积压裂工艺技术研究，为青海油田页岩油产能建设提供技术保障，实现干柴沟页岩油气藏效益开发。

1 油藏主要特征

英雄岭地区位于柴达木盆地西部地区，为喜山晚期隆起带，地面以风蚀山地为主，海拔3 000～3 900 m，山高坡陡，沟壑纵横。英雄岭页岩油具有“高原、高盐、高应力、高灰云质、高频旋回、高压、高度缺水”的特殊地质-工程背景和制约条件。

1.1 构造特征

E32 沉积期，英雄岭地区整体为大型坳陷，发育浅湖-深湖相沉积，形成大面积分布的咸化湖相页岩，是青海油田页岩油勘探开发的优势目标区。基于地层格架的全区对比，开展古地貌恢复，明确英雄岭地区早期为坳陷，分布面积1 500 km2，沉积厚度1 500～2 000 m。满坳分布的优质源储组合，形成了规模页岩油发育区，其中，深度在5 500 m 以内、TOC 大于0.8%的分布面积为800 km2，资源量21×108t。

1.2 岩性特征

英雄岭地区位于柴西坳陷中心，古近系下干柴沟组上段发育多期半深湖-深湖相页岩，形成纹层型与混积型两类页岩。全岩矿物成分分析揭示，下干柴沟组上段岩性混积特征明显，岩石类型包括灰云质页岩、黏土质页岩以及碎屑岩，以灰云质页岩为主。脆性矿物含量高，矿物组分以粉砂级石英、长石和方解石、白云石为主（60.0%～90.0%），黏土和塑性矿物含量总体偏低（10.0%～40.0%）。岩心扫描测井结合X 射线衍射分析明确下干柴沟组上段矿物组分包括黏土、石英、长石、方解石、白云石、石膏等多种矿物，碳酸盐含量40.0%～60.0%。对干柴沟地区柴2-4 井下干柴沟组上段开展全岩矿物组成分析，以碳酸盐岩矿物为主，混积特征明显。

1.3 物性特征

孔隙度随白云石含量增加而增加，层状灰云质页岩孔隙度略高，纹层状页岩渗透率最好，岩心孔隙度主要分布在3.04%～7.12%，平均值为5.10%；渗透率分布在0.01～18.46 mD，平均值为0.24 mD，整体以低孔、特低渗储层为主。

1.4 温度、压力系统

根据干柴沟地区实测温度拟合，该区地温梯度为3.23 ℃/100m，属于正常温度系统，建立公式：T=0.032 3×H+10（H 为射孔井段中部深度），柴905 井MDT 测试结果显示，Ⅳ油组压力系数平均为1.91，属于异常高压系统。

1.5 储层流体特征

地下原油：密度0.707 1 g/cm3，气油比129.7 m3/m3，原油黏度0.502 1 mPa·s，泡点压力23.22 MPa，地饱压差30.32 MPa，表现为气油比中等、地饱压差大的特点。

地面原油及气油比：密度0.809 8～0.851 7 t/m3，平均为0.840 8 t/m3，原油黏度4.760～14.900 mPa·s，平均为9.550 mPa·s，属于轻质低黏原油，气油比在66.0～385.0 m3/m3。

地层水：密度1.23 g/cm3，氯根170 060 mg/L，pH 值6.0，总矿化度平均262 161 mg/L，水型为CaCl2型。

1.6 储层可压性评价

脆性矿物含量高，矿物学分析灰云质页岩（52.9%）、砂岩（11.4%）、脆性矿物占50.0%～70.0%，且黏土矿物主要为伊利石（>90.0%），水化膨胀率低。岩石物理学分析脆性指数在0.52～0.65，有利于储层改造并形成复杂缝网。整体表现中等偏高杨氏模量，中等泊松比，中等偏高应力差，通过评价，纹层页岩油的可压性整体好于层状页岩油。

2 体积压裂技术攻关与实践

2.1 体积压裂技术难点

（1）高原地形。地处高原，压裂设备功率仅为内地的70%，对施工设备提出更高的要求。

（2）高盐储层。地层矿化度较高，在生产中结盐影响产量问题需要提前考虑。

（3）高应力储层。水平主应力差12.0～18.0 MPa，破裂压力梯度0.024 7～0.027 9 MPa/m，最小主应力梯度0.017 0～0.020 0 MPa/m，整体表现为高应力特性，对施工设备和压裂工艺技术提出高的要求。

（4）高灰云质储层。储层亲水，对焖井油水渗吸置换有利。

（5）储层高频旋回。层理/纹层发育，层间差异大，裂缝纵向上、横向上改造受限。

（6）高压储层：压力系数1.88～1.96，利于形成复杂裂缝。

（7）区域高度缺水。对蓄水、输水及连续施工供液提出了较高要求。

2.2 直井体积压裂技术攻关与实践

2.2.1 直井体积压裂技术研究针对“七高”的特殊工程背景及制约条件，在缝网体积压裂的前提下，采用“人工裂缝的主动控制、石英砂+陶粒组合支撑、渗吸压裂液、焖井+控排”的压裂技术及理念，提高改造针对性。具体的压裂技术思路：为了增大缝网有效性和波及范围，采用三段式压裂，第一段采用高黏液体阶梯升排量压裂造缝，为第二段提供一个有效通道；针对基质改造需求，第二段采用大排量低黏滑溜水扩缝，进一步提高缝内净压力造复杂缝网，为基质渗透提供更多通道；第三段采用高黏液体连续携砂（高密高强陶粒）填充主裂缝，支撑好缝口，保障主裂缝及缝口导流能力。采用低密度石英砂+高密高强陶粒组合支撑剂，同时提高石英砂占比，在排量有限的情况下，最大程度的将小粒径低密度支撑剂输送到远端，保证远端裂缝的有效性，确保长期稳产；采用渗吸驱油剂压裂液体系，加强储层油水置换，提高措施效果；返排制度采取“压后焖井+控压排液”，避免有效应力的快速上升导致裂缝有效体积的损失；室内攻关高矿化度压裂液，开展高矿化度压裂液实验，评价高盐压裂液体系在英雄岭页岩油的适应性。

2.2.2 直井体积压裂实施概况 2021 年，柴902 井的压裂开启了页岩油压裂的新篇章，主要采用直井体积压裂工艺技术，实施7 井次14 层组，施工参数方面平均施工排量9.9 m3/min，液量1 208.9 m3，砂量92.23 m3，平均砂比18.09%。措施效果方面平均日产液36.2 m3，日产油12.7 m3，12 个层组获工业油气流。

2022 年，针对巨厚多箱体储层试油周期长的问题，通过探索建立“逆向设计、正向施工”作业流程，开展“试油效率高、改造体积大”的直井套管分压合试工艺试验3 井次18 层组，施工参数方面平均施工排量10.4 m3/min，液量1 261.7 m3，砂量98.00 m3。措施效果方面平均日产液99.1 m3，日产油23.0 m3。已完钻的12口直井中，试油10 口井15 个层组全部获工业油流，日产油5.4～44.9 m3，进一步证实了页岩油采用三段式主动控制压裂技术具有很好的适应性，新型分压合试工艺具有较好的稳定生产能力和推广潜力。

2.3 水平井体积压裂技术攻关与实践

2021-2022 年，英雄岭页岩油水平井改造坚持以“密切割+极限限流+高强度改造”体积压裂技术2.0 为指导，按照地质-工程一体化原则，结合水平段储层评价分类，实施差异化设计，强化甜点改造。2022 年，柴平4 井、柴平2 井相继取得较好的增油效果，英雄岭页岩油水平井压裂技术适用性进一步增强。

2.3.1 分段分簇与限流射孔优化利用Kinetix 地质-工程一体化软件进行模拟计算：水平段长45.0～50.0 m，优化排量与射孔数匹配关系，6 簇/段，簇间距5.5～6.5 m，射孔孔数5～6 孔/簇，16.0～18.0 m3/min 排量下，孔眼节流摩阻4.0～6.0 MPa，大于簇间应力差（2.1 MPa），确保段内各簇都能进液。

2.3.2 入液强度与加砂强度优化利用Kinetix 地质-工程一体化软件进行模拟计算，结合裂缝扩展模拟，合理优化入液强度及加砂强度，平均入液强度由35.0 m3/m增加至40.0 m3/m，加砂强度由5.0 t/m 增加至5.5 t/m，裂缝改造规模及支撑效果最佳。对于英雄岭页岩油而言，入液强度过小会导致裂缝面积的减小，影响最终产能。同时考虑深层施工的加砂成功率，需增大入液强度，建议入液强度保持在40.0 m3/m，实际入液量优化以保证加砂为前提。

2.3.3 压裂排量优化开展不同排量方案对比，排量与EUR 呈一定正相关性，同时考虑裂缝参数与地层参数的匹配关系。优化排量16.0～18.0 m3/min，限压不限排量，模拟裂缝宽度有利于形成较好的裂缝导流能力，可减小渗流阻力，促进增产效果。

2.3.4 压裂液体系优化优化压裂液配方降低改造成本：根据储层岩性及敏感性特征，结合防膨剂对岩心伤害实验，降低压裂液中防膨剂加量，取消助排剂，降低单方压裂液成本，配套形成了低黏、低阻、低成本压裂液体系。

冻胶配方：0.30%～0.35%HPG+0.02%NaOH+0.50%NW+1.00%KCl+0.30%ZP+0.30%QGC+0.40%JLJ，优化后配方为低黏低成本压裂液配方：0.25%～0.30%HPG+0.02%NaOH+0.30%QGC+0.40%JLJ。一体化可变黏滑溜水压裂液现场应用：通过配方调整，该体系兼具携砂、减阻及性能稳定等功能，可实现滑溜水、线性胶、高黏胶液自由切换。

滑溜水配方：0.15%～0.50%FR+0.50%NW+1.00%KCl+0.30%ZP+0.30%QGC，优化后配方：0.10%～0.40%FR+0.10%NW+0.30%QGC。

首次开展渗吸驱油现场试验：优选渗吸驱油剂体系，渗吸驱油剂具有降低表界面张力和破乳功效，0.3%驱油剂界面张力为0.5 mN/m，渗吸驱油率25%，具有良好的渗吸驱油效果，在加有渗吸驱油剂的液体体系中可取消破乳助排剂的使用。

2.3.5 支撑剂组合优化结合储层闭合压力和支撑剂导流能力评价，优选70～140 目石英砂（28 MPa）+40～70 目石英砂（28 MPa）+30～50 目陶粒（52 MPa）作为支撑剂，优化组合比例为5∶4∶1，提高裂缝导流能力。70～140 目石英砂主要用于段塞打磨主裂缝和支撑更多的微裂缝；40～70 目石英砂填充分支缝；30～50 目陶粒填充主裂缝（表1）。

表1 压裂支撑剂性能检测数据

2.3.6 绳结暂堵实验优化绳结暂堵技术优势：炮眼经支撑剂冲蚀后形状不规则，纤维绳结暂堵剂是一种新型暂堵剂，具有柔性可变形、封堵强度高等优点，对不规则形状炮眼具有更强针对性[8]。该暂堵剂采用100%可降解纤维材料制作，在120 ℃温度下24 h 能够完全降解。

为使段内各簇均能得到均衡改造，并且压后对产量均有所贡献，压前根据段内各簇物性和应力差，对储层进行暂堵分级评估，将每段暂堵分为两级，通过加暂堵剂增大孔眼节流摩阻或井筒净压力，使液体分流转向，从而使段内各簇均能进液并得到均衡改造，提高整个水平段动用程度及各簇对产量贡献率。结合长庆长7 页岩油、新疆玛湖致密油、吐哈油田绳结暂堵压裂成功经验，绳结暂堵个数按总孔眼数1/2 计算。

借鉴北美绳结暂堵技术与国内其他各油田暂堵转向成功经验，优选水溶性绳结暂堵剂，优化暂堵剂加注时机，为确保施工人员安全与加注效率，在地面高压管线连接专用投球器，待第一级加砂结束后停泵，倒换井口及地面流程后，将绳结暂堵剂放入投球器投球，人员远离高压区倒换压裂流程，进行第二级压裂。

2.3.7 水平井体积压裂实施概况 2021-2022 年，页岩油水平井实施13 井次/282 段，排量18.0 m3/min，平均入液强度32.7 m3/m，平均加砂强度5.2 t/m（表2、表3）。