花莊區塊頁巖油密切割體積壓裂對策研究

黃 越，金智榮

(中國石化江蘇油田分公司石油工程技術研究院，江蘇揚州 255009)

頁巖油作為一種重要的非常規油氣資源，具有豐富的資源基礎。隨著水平井鉆完井及分段壓裂技術的進步，美國以二疊、威利斯頓、墨西哥灣等盆地為代表的頁巖油實現規模效益開發[1-3]。我國陸相盆地發育多套富有機質頁巖，2010年之后開始頁巖油相關研究，在吉木薩爾凹陷、濟陽坳陷等多個盆地實現突破[4-6]。

蘇北盆地頁巖油資源豐富，主要分布在高郵凹陷和金湖凹陷，主力層系為阜二段和阜四段，鉆探過程中217口井見顯示，13口井試獲原油，6口井累計產油量超過1 000 t。借鑒國內外開發經驗，對頁巖油等非常規資源實施水平井密切割縫網壓裂可以有效提高產能。本文針對高郵凹陷花莊區塊頁巖油開展水平井密切割體積壓裂對策研究，形成適應于花莊區塊頁巖油壓裂技術，從而實現頁巖油的效益開發。

1 頁巖油壓裂技術現狀

1.1 北美頁巖油壓裂技術現狀

北美頁巖油大多為海相沉積，分布穩定，連續性好，頁巖儲層厚度大，具有有機碳含量高、成熟度高、壓力系數高、氣油比高、脆性高以及黏土含量低和原油黏度低的特征[7]。北美頁巖油油藏品質好，可壓性較好，具備體積壓裂形成復雜縫網的工程地質條件，可規模性開發。

北美頁巖油經歷了直井開發、直井改造、水平井開發和水平井分段壓裂四個階段，2007年水平井分段壓裂技術突破大幅提高了北美頁巖油產能，形成了主體壓裂技術及配套技術[8-9]。壓裂工藝初期以多級滑套+裸眼封隔器工藝為主，后期主要采用可鉆/可溶橋塞分段壓裂工藝技術。

(1)核心技術為密切割+簇間復雜縫網+強加砂壓裂技術。通過精細化改造及地質工程一體化的加強，壓裂段長和射孔簇間距越來越小，段數和射孔簇數越來越多，壓裂段數50～80段，單段段長60 m，單段簇數12～15簇，簇間距小于10 m(表1)，加砂強度達3.72 t/m；綜合考慮儲層厚度、應力大小等因素，施工排量多為10～12 m3/min，低于頁巖氣藏的施工排量。

表1 美國三代頁巖壓裂技術指標對比

(2)壓裂材料。北美90%以上的頁巖油水平井采用一體化滑溜水壓裂，實現在線混配，或采用“滑溜水+線性膠+膠液”的液體組合；支撐劑普遍采用石英砂[10]。

(3)多井同步分流壓裂。針對多個層系立體V型布井開發方式，采取拉鏈式先壓鉆遇上部地層水平井，以增加下部地層的地應力，再壓鉆遇下部地層水平井的方式，避免出現壓裂下部地層時與上部地層串通的情況。同步分流壓裂可大幅提高壓裂效率，降低壓裂成本。

1.2 國內頁巖油壓裂技術現狀

國內頁巖油多為陸相頁巖油，在準噶爾盆地、鄂爾多斯盆地和渤海灣盆地等區域進行了頁巖油勘探開發試驗。與北美海相頁巖油相比，國內頁巖油具有非均質性強、平面分布連續性差、有機質含量低、泥質含量高、脆性低、壓力系數低等特點[11]。初期使用水力噴射分段體積壓裂技術和速鉆橋塞分段壓裂技術，2017年以后規模應用可溶橋塞分段壓裂技術。壓裂思路主要借鑒國外頁巖油改造思路，采用密切割強加砂的方式，根據儲層特征進行具體參數設計，從而形成不同的技術開發體系。

1.2.1 勝利油田

勝利陸相頁巖油非均質性強，埋藏深，成熟度低，脆性礦物以碳酸鹽巖為主，水敏礦物含量高。針對以上特點，立足于地質工程一體化設計，將多尺度組合縫網與水平井密切割技術有機結合，形成了勝利陸相頁巖油水平井密切割體積壓裂技術，單井壓后效果較好，產能大幅提升[12]。

①縫網設計：集合“緩速酸降破”、“體積壓裂”和“通道壓裂”等工藝，創新形成“組合縫網”壓裂技術。應力差小于7 MPa的儲層采用高排量+變黏壓裂液交替泵注，應力差大于7 MPa的儲層采用暫堵工藝形成多裂縫。

②參數設計：優化簇間距為12～15 m，單段段長45～60 m，加砂強度3.0～4.5 t/m。例如：FYXX 1井水平段長1 700 m，分31段壓裂，射孔103簇，累計加砂量為3 762 m3，用液量為80 253 m3。

③壓裂材料：采用多功能一體化實時混配聚合物壓裂液體系，配套高效防膨材料體系，防膨率達90%以上；支撐劑采用不同粒徑石英砂+低密度陶粒組合支撐多尺度裂縫。

1.2.2 長慶油田

針對鄂爾多斯盆地延長組長7層頁巖油平面非均質性強、地層壓力系數低(0.77～0.84)、脆性指數低、天然裂縫不發育、水敏礦物含量低的特點，基于縫控儲量最大化的改造理念，采取大井叢、立體式部井，多簇密切割布縫體積壓裂技術，配套“造縫、補能、驅油”一體化壓裂設計模式[13]。

①多簇密切割布縫。水平段長、裂縫條數不斷增加，水平段長主要為1 500～2 000 m，單段簇數 4～6簇，簇間距5～15 m(根據甜點分布選擇)，加砂強度2.5～3.5 t/m，進液強度為18～22 m3/m，排量為10～14 m3/min，同時集合極限分簇射孔和縫口動態暫堵轉向技術的優點。

②壓裂材料。針對長7頁巖油礦物中水敏礦物含量低，研發高效驅油滑溜水，簡化滑溜水配方，減除黏土穩定劑；對于低壓儲層充分利用滯留液量補能，減除助排劑，降低壓裂液成本。

1.2.3 華東頁巖油

華東頁巖油主要分布在蘇北盆地阜二段。針對儲層埋藏深、物性差、應力高(66～73 MPa)、黏土含量高等特點，形成了“大規模注液+表活劑改性驅油+超低密陶粒遠端支撐”工藝，采用多簇射孔配套大排量施工，采用酸溶蝕灰質，高黏液造縫，再用滑溜水攜砂。

2 花莊區塊頁巖油儲層地質特征及壓裂難點

2.1 儲層地質特征

江蘇油田高郵凹陷花莊區塊阜二段(E1f2)巖相類型以泥巖、灰質(或云質)泥巖、含灰(或含云質)泥巖為主，厚度為240～280 m，縱向上非均質性較強，下部泥頁巖紋層較發育。泥頁巖成熟度為0.8%～1.1%，有機碳含量為0.04%～2.83%，平均為1.40%，游離烴含量為0～2.01%，平均為0.38%。

2.1.1 儲層物性

高郵凹陷阜二段泥頁巖儲層以“碳酸鹽巖”夾層為主，夾層厚度為25～40 m。E1f2實測孔隙度為0.15%～4.13%，平均為1.34%，滲透率為0.001 5×10-3～0.754 0×10-3μm2，平均為0.115 0×10-3μm2。

2.1.2 原油品質及壓力系數

高郵凹陷阜二段頁巖原油密度為0.849 9～0.869 2 g/cm3，黏度為11.85～45.94 mPa·s，原油比重較輕、黏度較小，原油品質較好。根據花X28井實測及區域壓力系數預測，花頁1塊壓力系數為1.2～1.4，屬于異常高壓。

2.1.3 裂縫

阜二段儲集空間以孔隙和裂縫為主，孔隙類型以無機孔為主，微裂縫及溶蝕縫洞發育。巖心資料顯示，裂縫發育程度從上往下逐漸增加，阜二段頁4-5小層裂縫發育，多為高角度縫或近垂直縫，局部發育羽狀縫、網狀縫，部分被灰質充填，可見較多的溶蝕縫洞，裂縫及溶蝕孔含油明顯。

2.1.4 礦物組分

花頁1井全巖礦物分析表明，阜二段泥頁巖礦物脆性指數為48.4%～69.7%，儲層黏土含量較低、礦物脆性指數相對較高，有利于形成復雜縫網(表2)。

表2 不同層位礦物含量脆性指數

2.2 巖石力學及地應力特征

2.2.1 巖石力學參數

巖石力學測試表明，阜二段巖心泊松比為 0.183、楊氏模量為15 469.6 MPa(表3)。根據Rickman公式計算力學脆性指數為43.4%～50.4%，平均脆性指數為47.3%，相對較高，有利于形成復雜縫網。

表3 力學脆性指數對比

2.2.2 地應力

地應力測試表明，阜二段最小主應力為60.62 MPa，最大主應力為76.06 MPa(表4)。儲層埋深大，應力大，造成施工壓力高且難度大。阜二段平均應力差異系數為0.2，相對較大，形成復雜縫難度較大，可形成一定分支縫。

表4 地應力參數測試

3 花莊區塊頁巖油壓裂對策研究

花莊區塊頁巖油儲層埋藏較深，在巖性、有機碳含量、壓力系數及可壓性等方面均低于北美頁巖油；與國內勝利、長慶等頁巖油對比，脆性指數相對較低，且花莊區塊頁巖油以泥巖為主(表5)。花莊區塊與華東頁巖油均處于蘇北盆地，特征比較相似，通過借鑒華東頁巖油以及國內外其他頁巖油壓裂實踐，花莊區塊整體壓裂思路采用密切割體積壓裂思路。針對花莊頁巖油儲層物性差、天然裂縫發育、造復雜縫難度大、應力高施工難度大等問題，分別采用密切割擴大裂縫接觸面積、大排量溝通激活天然裂縫、多簇射孔增加裂縫復雜程度配合限流射孔和暫堵轉向保障均衡起裂、前置酸降低破裂壓力等對策。

表5 國內外頁巖油地質條件對比

3.1 壓裂工藝選擇

花莊區塊頁巖油勘探目前處于起步階段，施工經驗不足，應選擇成熟可靠的工藝，確保施工成功?？扇軜蛉侄螇毫压に嚲哂袧M足大排量大規模施工、壓后無需鉆磨、井筒全通徑等優勢。為滿足大排量施工，花莊區塊頁巖油選擇可溶橋塞分段工藝以及φ139.7 mm套管完井。

3.2 復雜縫網壓裂技術

花莊區塊兩向應力差為12～13 MPa，很難通過壓裂誘導應力克服兩向應力差形成復雜縫，目前國內外頁巖油壓裂技術逐步向密切割精細改造發展，因此花莊區塊考慮采用密切割體積壓裂、多簇射孔，壓開多條裂縫，并利用應力干擾提高裂縫復雜程度。為促進各簇同步起裂和均衡進液，采用限流射孔和暫堵技術。

3.2.1 長段多簇

采用密切割多段多簇壓裂，有利于提高單井產量，但分段數增多導致成本增加。針對提高單井產量與控制成本之間的矛盾，裂縫控制從單一排量限流向排量限流+物理封堵轉變，集合極限分簇射孔和暫堵轉向技術，提高多簇裂縫密度及有效性，達到“少段多簇”的壓裂目的。

勝利油田以多簇裂縫均勻擴展為目標，建立了水力壓裂有限元幾何模型，借鑒勝利油田模擬結果(圖1)，建議單段簇數4～6簇。

圖1 不同簇數下改造體積模擬(勝利油田)

3.2.2 限流射孔

依據限流原理采用差異化射孔，利用排量建立節流壓差，保證多簇同時起裂。當射孔摩阻大于段內應力差時，各簇可均衡起裂和進液。結合現場測井結果，單段內應力差為1～2 MPa。單簇射孔數為4～6孔時，射孔摩阻為4.0～8.0 MPa，大于段內應力差異，各簇均可開啟并進液；單簇射孔數為10孔時，射孔摩阻為1.8 MPa，小于段內應力差異，高應力簇未開啟。從圖2可以看出，單簇射孔數為6～8孔時，可實現平均射孔摩阻為3～5 MPa，滿足多數地應力非均質限流的設計要求。

圖2 不同射孔數下射孔摩阻

3.2.3 排量優化

壓裂施工時，泵的排量越高，射孔孔眼的限流作用越好，增大施工排量可以發揮孔眼的限流作用，實現多縫開啟與擴展；同時，排量最大化能夠獲得更高的穿透縫，溝通裂縫，提高改造體積。隨著排量的增加，縫內凈壓力增大，改造體積增大，不同排量下凈壓力大小見圖3。基于這一認識，花莊區塊施工排量16～18 m3/min，在施工壓力允許范圍內，盡可能提高施工排量。

圖3 排量、孔眼與造縫凈壓力的關系

3.2.4 暫堵轉向

多簇有效起裂措施主要以限流射孔和施工排量為主，為了保證多簇同時起裂的有效性，提高改造體積，建議針對4～6簇層段配套1級暫堵，及時加入適當暫堵球，可促進均衡進液。

3.3 前置酸處理

注入酸液可以解除近井地帶泥漿污染，降低裂縫起裂壓力，形成酸蝕裂縫，增加裂縫復雜程度。酸處理前后微觀測試數據表明，酸處理可提高孔隙度和滲透率(表6)。

表6 酸處理前后對比

3.4 強加砂提高導流能力

隨著埋深加深，最小水平主應力增大，儲層改造體積減小。因此，要獲得足夠大的改造體積，需要適當提高改造強度。參照國內各油田加砂強度，建議花莊區塊加砂強度為2.5～4.0 t/m，并根據現場施工情況實時調整。

支撐劑在高閉合壓力下易破碎，段塞式加砂會導致裂縫導流能力大幅下降，因此，在條件允許的情況下，盡可能采用連續加砂的方式。

3.5 壓裂液優選

花莊區塊頁巖油以泥巖為主，壓裂難度大，儲層敏感性強，開展壓裂液評價實驗，在壓裂液添加洗油劑、助排劑、防膨劑，降低油水界面張力，改善原油的流動性，保護儲層。

4 現場應用

花莊區塊花XX井于2022年1月15日完成壓裂，目的層位阜二段，水平段長1 278 m，分22段87簇壓裂，單段射孔3～5簇，施工排量16～18 m3/min，壓力64.5～104.9 MPa，平均單段液量4 078 m3，單段砂量107 m3。壓裂后放噴排液，最高日產油29 t，累計產油量2 317 t，返排率14.1%。花XX井壓裂取得突破，為后續花莊區塊頁巖油壓裂提供了經驗和指導。

5 結論與建議

(1)目前國內外頁巖油壓裂主要采用密切割+復雜縫網+強加砂體積壓裂思路，但國內外頁巖油特征不同，具體參數設計上有差異。

(2)通過花莊區塊巖心實驗，花莊頁巖油天然裂縫較發育，儲層脆性指數相對較高，但兩向應力差異大、應力高，可形成一定程度的復雜縫。

(3)花莊區塊頁巖油壓裂可采取少段多簇射孔，配套極限射孔和段內暫堵提高多簇裂縫有效性，增加改造體積，提高改造效果。

(4)花XX井壓裂后最高日產油29 t，取得較好效果，后期密切跟蹤壓裂后生產動態，進一步深化研究，提高壓裂工藝針對性，形成滿足勘探開發需要的體積壓裂技術。