田福春，劉學(xué)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(xué)（北京）石油工程學(xué)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(qū)域和鄂爾多斯盆地等多個區(qū)域均發(fā)現(xiàn)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(qū)位于渤海灣盆地中部滄東凹陷，是黃驊坳陷的一個次級構(gòu)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(fā)育的油頁巖，有機質(zhì)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(fā)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(yè)油流，但產(chǎn)量下降快，不能實現(xiàn)效益開發(fā)。為此，該油田嘗試利用水平井開發(fā)頁巖油，但由于孔二段儲層巖性復(fù)雜、非均質(zhì)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(zhàn)。

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(nèi)石英砂，且該技術(shù)在國內(nèi)深層頁巖油開發(fā)中的適用性尚未得到驗證。國內(nèi)頁巖油水平井通常采用“滑溜水+瓜膠”復(fù)合壓裂液進行壓裂，但現(xiàn)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(zhì)、施工效率低等問題，且由于常規(guī)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?nèi)?，?dǎo)致壓裂效果不理想[14-17]。為此，筆者通過優(yōu)選聚合物降阻劑，研發(fā)出一種無需添加交聯(lián)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(yōu)選了支撐劑組合，優(yōu)化了加砂工藝，形成了適用于大港油田陸相頁巖油開發(fā)的全程滑溜水連續(xù)加砂壓裂技術(shù)，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(nèi)其他頁巖油的差異較大。鄂爾多斯、松遼盆地頁巖油鏡質(zhì)體反射率（Ro）多小于1.0%，為中低成熟度頁巖油，采用常規(guī)壓裂技術(shù)難以實現(xiàn)商業(yè)開發(fā)；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(zhì)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(zhì)、混合質(zhì)、灰云質(zhì)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?？锥雾搸r油有效儲集空間以基質(zhì)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(zhì)瀝青質(zhì)含量25.1%～38.7%，地層溫度約140 ℃。

1.2 頁巖油水平井壓裂技術(shù)需求

目前，國內(nèi)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(fù)雜的裂縫系統(tǒng)[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(nèi)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(dǎo)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(fā)育，構(gòu)造破碎，儲層段基質(zhì)物性差，供液能力較差，原油黏度較高，壓裂作業(yè)以追求打碎儲層、獲得更高的導(dǎo)流能力為目標，以實現(xiàn)頁巖油水平井的高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，這對主裂縫支撐劑鋪置濃度及形態(tài)有更高的要求。目前常規(guī)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(fù)雜縫網(wǎng)的導(dǎo)流能力，影響頁巖油儲層體積壓裂的改造效果[21-24]。研究發(fā)現(xiàn)，孔二段頁巖油儲層巖心的裂縫形態(tài)以水力單縫、沿天然裂縫開啟為主，前期探井壓裂后初期產(chǎn)量在5 t/d 以上，但產(chǎn)量下降快，效益開發(fā)難度大。為此，需進行大規(guī)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(xiàn)“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(yōu)化裂縫導(dǎo)流能力，實現(xiàn)全縫網(wǎng)高效、高導(dǎo)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(yōu)化研究。

2 全程滑溜水連續(xù)加砂壓裂關(guān)鍵技術(shù)

針對頁巖油水平井常規(guī)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(yōu)選、加砂工藝優(yōu)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(fā)的全程滑溜水連續(xù)加砂壓裂技術(shù)。

2.1 聚合物降阻劑優(yōu)選

選擇A，B，C 和D 等4 種聚合物降阻劑，用Waring 攪拌器在轉(zhuǎn)速2 500 r/min 下配制質(zhì)量分數(shù)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(jié)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(zhì)量分數(shù)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(jié)果如圖1 所示。由圖1 可知，與常規(guī)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(lián)劑，通過改變降阻劑B 的質(zhì)量分數(shù)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(wěn)定劑、破乳助排劑、清水、支撐劑等實現(xiàn)在線連續(xù)混配，從而滿足即配即注的現(xiàn)場施工要求。

圖1 聚合物降阻劑B 的質(zhì)量分數(shù)與滑溜水黏度的關(guān)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(jù)滄東凹陷頁巖油儲層巖性和原油性質(zhì)，通過優(yōu)化黏土穩(wěn)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(wěn)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(wěn)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(zhuǎn)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(jié)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(jié)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(yè)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(zhì)量分數(shù)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(fā)現(xiàn)，變黏滑溜水壓裂液能在4 h 內(nèi)完全破膠，破膠液黏度1.80 mPa·s，經(jīng)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(dǎo)流能力造成的影響，滿足頁巖油儲層壓后返排及生產(chǎn)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(dǎo)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(fēng)險。為此，測試了含質(zhì)量分數(shù)0.8%降阻劑B 的變黏滑溜水壓裂液的降阻率，結(jié)果如圖3 所示。從圖3 可以看出，當(dāng)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(yè)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(zhì)量分數(shù)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(jié)果顯示，該壓裂液無沉淀、無絮凝出現(xiàn)，CST 比值為1.4，各項指標均符合行業(yè)標準的要求。

2.3 支撐劑優(yōu)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(fēng)險，進行了壓裂支撐劑優(yōu)選。首先，采用Eclipse 油藏模擬軟件，計算不同裂縫導(dǎo)流能力下頁巖油水平井的累計產(chǎn)量，優(yōu)選裂縫導(dǎo)流能力；然后，結(jié)合水電相似原理，開展多級裂縫數(shù)值模擬，優(yōu)選具備相應(yīng)導(dǎo)流能力的支撐劑；最后，依據(jù)斯托克斯定律評價支撐劑的沉降性能，優(yōu)選支撐劑的密度和粒徑。

2.3.1 支撐劑類型優(yōu)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(jié)合儲層物性及分段分簇情況，利用Eclipse 軟件模擬不同裂縫導(dǎo)流能力下的產(chǎn)能。結(jié)果發(fā)現(xiàn)，隨著儲層滲透率增大，累計產(chǎn)量也在逐漸增大，當(dāng)滲透率增至5 mD 時，累計產(chǎn)量增大幅度減緩，因此優(yōu)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(shù)值模擬，得等效裂縫最優(yōu)導(dǎo)流能力為6.29 D·cm，一級次裂縫導(dǎo)流能力為1.55 D·cm，二級次裂縫導(dǎo)流能力為0.13 D·cm。

根據(jù)石油天然氣行業(yè)標準《壓裂支撐劑導(dǎo)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(dǎo)流能力，結(jié)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(dǎo)流能力相差不大，考慮現(xiàn)場加砂難度、支撐劑運移沉降性能和長期導(dǎo)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(dǎo)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(dǎo)流能力下降明顯，當(dāng)閉合壓力為60～70 MPa時，粉陶和粉砂的導(dǎo)流能力相差不大，能夠滿足二級次裂縫（即次裂縫）導(dǎo)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(dǎo)流能力模擬結(jié)果Fig.4 Conductivity simulation results of proppants with different particle sizes and concentrations

圖5 粉陶和粉砂導(dǎo)流能力模擬結(jié)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(yōu)選

根據(jù)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(jié)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(yōu)化

連續(xù)加砂工藝發(fā)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(xù)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(fēng)險，在G 頁2H 井進行了階段性連續(xù)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(xù)加砂壓裂工藝：

1）應(yīng)用低黏滑溜水壓裂液（黏度為2～5 mPa·s，降阻劑B 的質(zhì)量分數(shù)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(xù)注入砂比為8%～14%的石英砂進行連續(xù)加砂壓裂；

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

3 現(xiàn)場試驗

頁巖油水平井滑溜水連續(xù)加砂壓裂技術(shù)在G 頁2H 井進行了現(xiàn)場試驗。該井位于滄東凹陷風(fēng)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(zhì)頁巖和灰云質(zhì)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(dǎo)流能力，應(yīng)用高黏滑溜水（黏度為5 0～8 0 m P a·s，降阻劑B 的質(zhì)量分數(shù)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(yè)采用連續(xù)加砂方式，施工排量平穩(wěn)（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(yīng)用該技術(shù)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(jiān)測結(jié)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(wǎng)體系；與G7H 相比，初期單位長度產(chǎn)油量提高了79%，單位長度180 d累計產(chǎn)量提高了61%，儲層壓裂增產(chǎn)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(jié)論與建議

1）通過優(yōu)選聚合物降阻劑，優(yōu)化黏土穩(wěn)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(diào)整降阻劑質(zhì)量分數(shù)來調(diào)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(xù)加砂壓裂的要求。

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

3）變黏滑溜水連續(xù)加砂壓裂技術(shù)在G 頁2H 井進行了現(xiàn)場試驗，有效提高了單位液體的攜砂量，與應(yīng)用傳統(tǒng)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(chǎn)效果。

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