大港油田陸相頁巖油滑溜水連續加砂壓裂技術

田福春，劉學偉，張勝傳，張高峰，邵力飛，陳紫薇

（1.中國石油大港油田分公司石油工程研究院，天津 300280；2.中國石油大學（北京）石油工程學院，北京 102249）

我國頁巖油資源豐富，2017 年評估認為中國石油天然氣股份有限公司的頁巖油（含低成熟頁巖油資源）儲量超過700×108t，在準噶爾盆地、松遼平原、渤海灣區域和鄂爾多斯盆地等多個區域均發現了頁巖油[1-6]，有利勘探面積（41～54）×104km2，主要含油層為中新生界陸相層系[7-10]。大港油田頁巖油區位于渤海灣盆地中部滄東凹陷，是黃驊坳陷的一個次級構造單元，其中古近系孔店組孔二段頁巖油資源豐富，巖性主要為深灰色塊狀泥巖及頁理發育的油頁巖，有機質類型好、豐度高、演化程度高，埋深3 000～5 000 m，厚度250～600 m，頁巖油資源量約為6.8×108t，有巨大的勘探開發潛力[11-13]。近年來，大港油田KN9 井、GD6X1 井等多口頁巖油探井（均為直井）壓裂后獲得工業油流，但產量下降快，不能實現效益開發。為此，該油田嘗試利用水平井開發頁巖油，但由于孔二段儲層巖性復雜、非均質性強、埋藏深、物性差、原油黏度較高，頁巖油水平井壓裂面臨較大的挑戰。

目前，國外頁巖油水平井多采用“滑溜水+石英砂”進行壓裂，但國外頁巖油埋藏淺，石英砂抗壓強度高于國內石英砂，且該技術在國內深層頁巖油開發中的適用性尚未得到驗證。國內頁巖油水平井通常采用“滑溜水+瓜膠”復合壓裂液進行壓裂，但現場施工時2 種壓裂液存在交替泵注配伍性差、抗剪切性能差、液體容易變質、施工效率低等問題，且由于常規滑溜水黏度低，攜砂性能差，需采用段塞加砂方式，使壓裂用液量增大，平均砂比降低，裂縫有效支撐變弱，導致壓裂效果不理想[14-17]。為此，筆者通過優選聚合物降阻劑，研發出一種無需添加交聯劑、通過改變聚合物降阻劑加量來控制滑溜水黏度的變黏滑溜水壓裂液體系，并優選了支撐劑組合，優化了加砂工藝，形成了適用于大港油田陸相頁巖油開發的全程滑溜水連續加砂壓裂技術，并在G 頁2H 井進行了試驗，平均砂液比提高至9%，取得了良好的儲層壓裂效果。

1 大港油田頁巖油儲層特點及壓裂需求

1.1 頁巖油儲層特點

黃驊坳陷滄東凹陷孔二段頁巖油與國內其他頁巖油的差異較大。鄂爾多斯、松遼盆地頁巖油鏡質體反射率（Ro）多小于1.0%，為中低成熟度頁巖油，采用常規壓裂技術難以實現商業開發；準噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油為源儲互層型，儲層主要為云質石英砂巖和砂屑云巖，部分為頁巖，孔隙度11.0%，脆性礦物含量在85.0%以上，原油黏度50～407 mPa·s，總有機碳含量（TOC）多大于3.5%。滄東凹陷孔二段頁巖油Ro 為0.5%～1.1%，為中高成熟度頁巖油，儲層主要為長英質、混合質、灰云質頁巖等，沉積物組成為粒徑小于62.5 μm 的黏土級和粉砂級，是源儲一體型頁巖油。孔二段頁巖油有效儲集空間以基質孔為主，少量微裂縫，孔隙度1.0%～12.0%，脆性礦物含量50.0%～80.0%，原油黏度151～851 mPa·s，膠質瀝青質含量25.1%～38.7%，地層溫度約140 ℃。

1.2 頁巖油水平井壓裂技術需求

目前，國內外頁巖油氣水平井壓裂通常采用滑溜水壓裂液，與瓜膠壓裂液相比，降阻率更高，可以獲得更高的施工排量，提高井底靜壓力，形成更復雜的裂縫系統[18-20]。頁巖油儲層與頁巖氣儲層存在差異，頁巖氣的形成和富集往往分布在盆地內厚度較大、分布廣的頁巖烴源巖地層中，物性相對較好，儲層壓裂以形成較大的裂縫表面積為目標，對裂縫導流能力的要求不高。大港油田孔二段頁巖油儲層斷裂非常發育，構造破碎，儲層段基質物性差，供液能力較差，原油黏度較高，壓裂作業以追求打碎儲層、獲得更高的導流能力為目標，以實現頁巖油水平井的高產穩產，這對主裂縫支撐劑鋪置濃度及形態有更高的要求。目前常規滑溜水壓裂液的黏度低，攜砂能力差，支撐劑容易沉降在水力裂縫底部，從而降低復雜縫網的導流能力，影響頁巖油儲層體積壓裂的改造效果[21-24]。研究發現，孔二段頁巖油儲層巖心的裂縫形態以水力單縫、沿天然裂縫開啟為主，前期探井壓裂后初期產量在5 t/d 以上，但產量下降快，效益開發難度大。為此，需進行大規模體積壓裂以提高頁巖油儲層改造程度，壓裂時：1）要充分利用壓裂液濾液激活儲層中的天然裂縫，實現“打碎”儲層的體積改造；2）通過提高壓裂液攜砂能力及加砂工藝水平，優化裂縫導流能力，實現全縫網高效、高導流支撐。因此，需進行孔二段頁巖油儲層壓裂液體系及加砂工藝優化研究。

2 全程滑溜水連續加砂壓裂關鍵技術

針對頁巖油水平井常規滑溜水體積壓裂效果不理想的問題，開展了聚合物降阻劑和支撐劑優選、加砂工藝優化研究，制備了變黏滑溜水壓裂液，形成了適用于大港油田陸相頁巖油開發的全程滑溜水連續加砂壓裂技術。

2.1 聚合物降阻劑優選

選擇A，B，C 和D 等4 種聚合物降阻劑，用Waring 攪拌器在轉速2 500 r/min 下配制質量分數為1%（按有效含量計算）的降阻劑水溶液，測量降阻劑的溶解時間和其溶液的表觀黏度，結果見表1。從表1 可以看出，降阻劑B 的溶解速度快且其溶液黏度高，因而選聚合物降阻劑B 作為壓裂液降阻劑。

表1 4 種聚合物降阻劑的溶解時間和其溶液的表觀黏度Table 1 Dissolution time and apparent viscosity of four polymer-based friction reducers

室溫下，分別在滑溜水中加入質量分數0.1%～1.0%的聚合物降阻劑B（有效含量35%），測試滑溜水黏度的變化情況，結果如圖1 所示。由圖1 可知，與常規降阻劑不同，滑溜水在加入聚合物降阻劑B 后無需加入交聯劑，通過改變降阻劑B 的質量分數便可控制滑溜水黏度的變化，從而形成變黏滑溜水壓裂液。另外，該降阻劑能夠與黏土穩定劑、破乳助排劑、清水、支撐劑等實現在線連續混配，從而滿足即配即注的現場施工要求。

圖1 聚合物降阻劑B 的質量分數與滑溜水黏度的關系Fig.1 Viscosity of slick water with different concentrations of friction reducer B

2.2 變黏滑溜水壓裂液性能評價

根據滄東凹陷頁巖油儲層巖性和原油性質，通過優化黏土穩定劑、破乳助排劑和過硫酸鹽類破膠劑的加量，形成了低黏滑溜水（配方為0.10%降阻劑B+0.50%黏土穩定劑+0.30%助排劑+0.05%破膠劑）和高黏滑溜水（配方為0.50%～0.70% 降阻劑B+0.50%黏土穩定劑+0.30% 助排劑+0.05%破膠劑），并通過試驗評價其主要性能。

2.2.1 耐溫抗剪切性能

壓裂液高溫高剪切速率條件下的黏度對其攜砂性能具有非常重要的影響。因此，利用高溫流變儀及配套的PZ38 轉子，在最高溫度120 ℃、剪切速率170 s-1的條件下，測量了變黏滑溜水壓裂液不同剪切時間下的黏度，結果如圖2 所示。從圖2 可以看出，在剪切速率170 s-1下剪切75 min 后，變黏滑溜水壓裂液的黏度仍能保持在40 mPa·s 以上，說明該壓裂液具有良好的耐溫耐剪切性能，可以有效提高壓裂施工時的攜砂能力，滿足不同溫度下的壓裂施工要求。

圖2 變黏滑溜水壓裂液耐溫抗剪切性能測試結果Fig.2 Temperature resistance and shear resistance of slick water with variable viscosity

2.2.2 破膠性能

參照石油天然氣行業標準《水基壓裂液性能評價方法》（SY/T 5 017—2016），取500 mL 變黏滑溜水壓裂液，加入質量分數0.08%的破膠劑，在溫度90 ℃條件下進行了壓裂液破膠試驗。試驗發現，變黏滑溜水壓裂液能在4 h 內完全破膠，破膠液黏度1.80 mPa·s，經離心后無殘渣且具有較低的表/界面張力，說明變黏滑溜水壓裂液清潔程度高，具有良好的破膠性能，可大幅度降低因破膠液黏度高和殘渣多對裂縫導流能力造成的影響，滿足頁巖油儲層壓后返排及生產的要求。

2.2.3 降阻性能

壓裂施工中，為避免大排量注入壓裂液時因摩阻升高而導致施工壓力升高的問題，需要在壓裂液中加入降阻劑，以降低施工摩阻和風險。為此，測試了含質量分數0.8%降阻劑B 的變黏滑溜水壓裂液的降阻率，結果如圖3 所示。從圖3 可以看出，當降阻劑B 的溶解時間為10 s 時，該壓裂液降阻率可達到75%以上；隨著降阻劑B 的溶解時間增長，壓裂液降阻率略有下降，但仍能保持在70%～80%，完全滿足壓裂液降阻要求，可有效降低壓裂施工時的泵壓。

圖3 變黏滑溜水壓裂液降阻率隨降阻劑B 溶解時間的變化曲線Fig.3 Variation curve of the resistance reducing ratio of slick water with variable viscosity with the dissolution time of friction reducer B

2.2.4 防膨性能

能源行業標準《頁巖氣 壓裂液 第1 部分：滑溜水性能指標及評價方法》（NB/T 14 003.1—2015）要求滑溜水壓裂液加入添加劑后在室溫、儲層溫度下要無絮凝、無沉淀，且毛細管吸入時間（CST）比值小于1.5。筆者測試了含質量分數1.0%降阻劑B 滑溜水壓裂液的黏度、配伍性、防膨性能、表/界面張力及降阻率，結果顯示，該壓裂液無沉淀、無絮凝出現，CST 比值為1.4，各項指標均符合行業標準的要求。

2.3 支撐劑優選

為提高頁巖油儲層壓裂改造效果，降低壓裂材料費用及砂堵風險，進行了壓裂支撐劑優選。首先，采用Eclipse 油藏模擬軟件，計算不同裂縫導流能力下頁巖油水平井的累計產量，優選裂縫導流能力；然后，結合水電相似原理，開展多級裂縫數值模擬，優選具備相應導流能力的支撐劑；最后，依據斯托克斯定律評價支撐劑的沉降性能，優選支撐劑的密度和粒徑。

2.3.1 支撐劑類型優選

大港油田孔二段頁巖油儲層平均埋深3 900 m，閉合壓力高，結合儲層物性及分段分簇情況，利用Eclipse 軟件模擬不同裂縫導流能力下的產能。結果發現，隨著儲層滲透率增大，累計產量也在逐漸增大，當滲透率增至5 mD 時，累計產量增大幅度減緩，因此優選裂縫滲透率為5 mD。然后，利用水電相似原理進行多級裂縫數值模擬，得等效裂縫最優導流能力為6.29 D·cm，一級次裂縫導流能力為1.55 D·cm，二級次裂縫導流能力為0.13 D·cm。

根據石油天然氣行業標準《壓裂支撐劑導流能力測試方法》（SY/T 6 302—2019），測試了不同粒徑支撐劑（陶粒）在不同鋪置濃度下的導流能力，結果如圖4 和圖5 所示。從圖4 可以看出，在高閉合壓力下，40/70 目陶粒（鋪置濃度為10 kg/m2）、30/50 目陶粒（鋪置濃度為5 和10 kg/m2）和20/40 目陶粒（鋪置濃度為5 kg/m2）的導流能力相差不大，考慮現場加砂難度、支撐劑運移沉降性能和長期導流能力，一級次裂縫（即主裂縫）采用小粒徑、高鋪砂濃度，因而選40/70 目陶粒作為支撐劑。從圖5 可以看出，在低閉合壓力下，70/140 目陶粒（簡稱粉陶）的導流能力高于70/140 目石英砂（簡稱粉砂）；隨著閉合壓力增大，支撐劑導流能力下降明顯，當閉合壓力為60～70 MPa時，粉陶和粉砂的導流能力相差不大，能夠滿足二級次裂縫（即次裂縫）導流能力需求，由于粉砂的成本更低，因此選其作為二級次裂縫的支撐劑。

圖4 不同粒徑、不同鋪置濃度支撐劑導流能力模擬結果Fig.4 Conductivity simulation results of proppants with different particle sizes and concentrations

圖5 粉陶和粉砂導流能力模擬結果對比Fig.5 Comparison between the conductivity simulation results of ceramic powder and silt

2.3.2 支撐劑密度優選

根據斯托克斯定律計算支撐劑的沉降速度[25-26]：

式中：vt為沉降速度，cm/s；dp為支撐劑粒徑，cm；ρd為支撐劑體積密度，g/cm3；ρf為流體密度，g/cm3；g為重力加速度，m/s2；μf為流體黏度，mPa·s。

利用式（1）計算了不同粒徑、不同密度支撐劑在壓裂液中的沉降速度，結果如圖6 所示。從圖6可以看出，隨著支撐劑的粒徑和密度減小，其沉降速度變慢，可以被壓裂液攜帶至裂縫更遠處，因此二級次裂縫選密度1.50 g/cm3的70/140 目石英砂作為支撐劑，一級次裂縫選密度1.65 g/cm3的40/70 目陶粒作為支撐劑。

圖6 不同粒徑條件下支撐劑密度對沉降速度的影響Fig.6 Effect of the density of proppants with different particle sizes on settling velocity

2.4 壓裂工藝優化

連續加砂工藝發生砂堵的概率較大，往往采用放噴再試擠的方式進行解堵，甚至采用連續油管沖砂或射孔，這樣會浪費壓裂材料，施工周期增長，施工成本增加。為降低砂堵風險，在G 頁2H 井進行了階段性連續加砂試驗，探索不同黏度滑溜水壓裂液攜帶不同砂比支撐劑的可行性，形成了一套全程滑溜水連續加砂壓裂工藝：

1）應用低黏滑溜水壓裂液（黏度為2～5 mPa·s，降阻劑B 的質量分數為0.1%）攜帶砂比7%～10%的70/140 目石英砂小段塞壓裂，打磨近井炮眼，然后連續注入砂比為8%～14%的石英砂進行連續加砂壓裂；

2）應用高黏滑溜水壓裂液（黏度為5 0～80 mPa·s，降阻劑B 的質量分數為0.5%～0.7%）攜帶砂比12%～22%的40/70 目陶粒進行連續加砂壓裂。

3 現場試驗

頁巖油水平井滑溜水連續加砂壓裂技術在G 頁2H 井進行了現場試驗。該井位于滄東凹陷風化店西斜坡，完鉆井深3 649.00 m（垂深2 848.50 m），目的層為孔店組二段（Ek2），巖性以長英質頁巖和灰云質頁巖為主。將該井水平段（2 958.50～3 615.00 m井段）分10 段/58 簇壓裂，采用變黏滑溜水壓裂液，支撐劑采用70/140 目石英砂和40/70 目陶粒的組合，累計注入壓裂液13 948 m3、支撐劑1 247 m3，施工排量12～16 m3/min，最高砂比22%。

該井第6 段壓裂施工曲線如圖7 所示。該段壓裂初期先采用高黏滑溜水（黏度為25～50 mPa·s）造縫，然后注入攜70/140 目石英砂的低黏滑溜水（黏度為2～5 mPa·s）進行壓裂，砂比6%～14%，壓裂后期為提高主裂縫導流能力，應用高黏滑溜水（黏度為5 0～8 0 m P a·s，降阻劑B 的質量分數為0.5%～0.7%）攜帶30/50 目陶粒進行壓裂，砂比8%～22%。該段整個壓裂作業采用連續加砂方式，施工排量平穩（14～15 m3/min），施工泵壓隨支撐劑加入略有波動（如圖7 所示），累計注入壓裂液1 278.0 m3，支撐劑111.3 m3，其中70/140 目石英砂70.4 m3，30/50 目陶粒40.9 m3，變黏滑溜水全程降阻率達到70%以上，順利完成壓裂施工。與未應用該技術的鄰井G7H 井相比，G 頁2H 井全井施工效率提高37.5%，單位長度加砂量提高73%。該井壓裂后監測結果表明，裂縫長度90～127 m，有效改造面積82 779 m2，形成了較好的縫網體系；與G7H 相比，初期單位長度產油量提高了79%，單位長度180 d累計產量提高了61%，儲層壓裂增產效果明顯。

圖7 G 頁2H 井第六段壓裂施工曲線Fig.7 Fracturing curve of the sixth section of Well GY2H

4 結論與建議

1）通過優選聚合物降阻劑，優化黏土穩定劑、破乳助排劑和過硫酸鹽類破膠劑的加量，形成了變黏滑溜水壓裂液體系。該體系通過調整降阻劑質量分數來調控壓裂液黏度，具有良好的耐溫抗剪切性能及破膠性能，降阻率在70%以上，可滿足滑溜水連續加砂壓裂的要求。

2）通過先導性試驗，形成了大港油田陸相頁巖油滑溜水連續加砂壓裂技術，70/140 目石英砂和30/50 目陶粒連續加砂最高砂比分別達14%和22%。

3）變黏滑溜水連續加砂壓裂技術在G 頁2H 井進行了現場試驗，有效提高了單位液體的攜砂量，與應用傳統段塞加砂壓裂的鄰井相比，施工效率提高了37.5%，單位長度加砂量提高了73%，壓裂液降阻率達到了70%，取得了良好的壓裂增產效果。

4）連續加砂工藝與傳統段塞加砂工藝相比，對壓裂液性能穩定性的要求較高，需要在線混配裝置精確、可靠，還需根據降阻劑的特性，優選配制裝置、優化配液流程，以保證壓裂液性能穩定，提高技術的適用性及可靠性。