范明福，明鑫，明柱平，邱偉

（1.中國(guó)石化中原石油工程有限公司，河南 濮陽 457001；2.中國(guó)石化中原石油工程有限公司西南鉆井分公司，四川 成都 610200；3.中國(guó)石化中原石油工程有限公司井下特種作業(yè)公司，河南 濮陽 457162）

0 引言

基質(zhì)型頁巖油是指存在于泥頁巖的有機(jī)質(zhì)中、黏土礦物間以及各類孔隙中的原油。 該類頁巖油儲(chǔ)層多為低孔低滲常壓致密儲(chǔ)層，天然裂縫不發(fā)育，壓裂后產(chǎn)量不高并遞減迅速，開發(fā)難度極大，一直未取得突破性進(jìn)展［1］。

松遼盆地頁巖油可采資源量為11.6×108t（國(guó)際能源署統(tǒng)計(jì)，2013 年），占中國(guó)頁巖油資源量的25%［2-3］，是大慶油田增儲(chǔ)上產(chǎn)的重要接替資源。 松遼盆地多為基質(zhì)型頁巖油儲(chǔ)層，物性差，脆性礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)較低，黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高，天然裂縫不發(fā)育，地層壓力系數(shù)低，頁巖品質(zhì)相對(duì)較差。

國(guó)內(nèi)對(duì)于類似儲(chǔ)層的壓裂改造技術(shù)不成熟， 北美主要借鑒致密油氣縫網(wǎng)壓裂經(jīng)驗(yàn)，采用“密切割多段多簇”體積縫網(wǎng)壓裂工藝［4-5］，通過人工裂縫與層理縫溝通、擴(kuò)展和延伸，形成縫網(wǎng)體系。 但是北美頁巖油儲(chǔ)層脆性礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高， 地層壓力系數(shù)高， 多為裂縫型、 夾層型頁巖油儲(chǔ)層， 相對(duì)國(guó)內(nèi)頁巖油儲(chǔ)層品質(zhì)較好。本文立足于國(guó)內(nèi)陸相基質(zhì)型頁巖油勘探開發(fā)實(shí)踐，提出了高導(dǎo)流體積縫網(wǎng)壓裂技術(shù)， 在形成復(fù)雜縫網(wǎng)的同時(shí)，兼顧形成高導(dǎo)流裂縫。該技術(shù)在松遼盆地北部現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用4 口井，壓裂后均獲得工業(yè)油流。該研究為國(guó)內(nèi)基質(zhì)型頁巖油勘探開發(fā)積累了經(jīng)驗(yàn)， 為老油田持續(xù)高質(zhì)量發(fā)展探索了新途徑。

1 頁巖油儲(chǔ)層地質(zhì)特征

松遼盆地是一個(gè)基質(zhì)型深湖—半深湖相沉積盆地，其中北部的青山口組是主要生油層段。頁巖油儲(chǔ)層的單層厚度大，分布范圍廣，總有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)（TOC）高，熱演化程度適宜，錄井見油氣顯示。 青一段暗色泥巖是主力生油巖，埋藏深度為1 800～2 500 m，有效厚度為30～50 m，TOC介于1.7%～3.5%， 鏡質(zhì)組反射率（Ro）介于1.0%～2.0%，干酪根類型以Ⅰ，Ⅱ1型為主，是頁巖油勘探的重點(diǎn)層系［6-7］。

1.1 巖石礦物學(xué)特征

青山口組主要發(fā)育粉砂巖、 灰黑色泥巖夾灰色泥質(zhì)粉砂巖及黑褐色油頁巖。 青山口組上部（青三段）以粉砂巖為主，下部（青一、二段）以泥巖為主（占比大于90%）。 青一段暗色泥巖中石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)在30%～50%，平均為38%；碳酸鹽質(zhì)量分?jǐn)?shù)在2%～23%，平均為11%；黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)在22%～49%，平均為40%，以蒙皂石、伊利石和伊/蒙混層為主；石英和碳酸鹽等脆性礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)在40%～50%［8］。

1.2 儲(chǔ)層物性特征

青山口組青一段頁巖油儲(chǔ)層有效儲(chǔ)集空間以基質(zhì)孔隙為主，含少量微裂縫（見圖1）。 CT 掃描顯示，孔隙半徑分布范圍介于80～200 nm 和1～3 μm，大量納米級(jí)孔隙和少量微米級(jí)孔隙構(gòu)成重要的油氣儲(chǔ)集空間。 測(cè)井解釋孔隙度在5.8%～10.1%， 滲透率在0.03×10-3～0.53×10-3μm2。

圖1 青山口組青一段頁巖油儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間特征（2 413 m）Fig.1 Reservoir space characteristics of Qing 1 member of Qingshankou Formation shale oil reservoir(2 413 m)

1.3 巖石力學(xué)特征

巖石力學(xué)測(cè)試結(jié)果表明， 泊松比為0.33～0.37，彈性模量為15.2～17.7 GPa，脆性指數(shù)為29.70～35.46。 巖心觀察發(fā)現(xiàn)，天然裂縫不發(fā)育。

1.4 地應(yīng)力特征

地應(yīng)力測(cè)試結(jié)果表明， 破裂壓力在47.39～54.44 MPa，地層壓力系數(shù)在1.07～1.17，最小水平主應(yīng)力在35.3～36.5 MPa， 最大水平主應(yīng)力在42.6～43.7 MPa，水平應(yīng)力差在6.5～8.0 MPa，應(yīng)力差異系數(shù)在0.16～0.18。

2 壓裂改造存在的難點(diǎn)

松遼盆地北部青山口組頁巖油儲(chǔ)層為典型的低孔低滲常壓基質(zhì)型頁巖油儲(chǔ)層，自2010 年以來對(duì)青山口組頁巖油儲(chǔ)層進(jìn)行初步勘探，效果不理想［9-10］，特別是在儲(chǔ)層壓裂改造方面存在較多難點(diǎn)。 這些難點(diǎn)主要表現(xiàn)為：1）黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)偏高，泊松比大，彈性模量小，脆性指數(shù)偏低，天然裂縫欠發(fā)育，壓裂裂縫形態(tài)為多縫與縫網(wǎng)之間的過渡形態(tài)， 形成體積縫網(wǎng)的可壓性較一般，難以形成常規(guī)的頁巖油壓裂縫網(wǎng)體系［11］；2）儲(chǔ)層黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)高，易受壓裂液傷害；3）地層偏塑性，加砂難度大，易砂堵，裂縫閉合后支撐劑嵌入程度高，裂縫導(dǎo)流能力下降；4）儲(chǔ)層為低孔低滲常壓，地層能量低，壓裂液返排困難。

3 基質(zhì)型頁巖油壓裂工藝優(yōu)化

國(guó)內(nèi)基質(zhì)型頁巖油儲(chǔ)層普遍具有特低孔超低滲的物性特征。 松遼盆地北部青山口組青一段基質(zhì)型頁巖油儲(chǔ)層的孔隙度平均為8.2%， 滲透率平均為0.9×10-3μm2，幾乎沒有自然產(chǎn)能，常規(guī)開發(fā)技術(shù)難以開采，需通過壓裂改造才能獲得產(chǎn)能［12-13］。 由于基質(zhì)型頁巖油儲(chǔ)層與其他頁巖油儲(chǔ)層地質(zhì)條件不同，其物性差、滲透率低、孔喉連通性差、原油流動(dòng)性差，在進(jìn)行儲(chǔ)層改造時(shí)應(yīng)以高導(dǎo)流長(zhǎng)縫為主，減小流體滲流阻力，提高壓裂效果［14-17］。

本文基于松遼盆地北部基質(zhì)型頁巖油儲(chǔ)層地質(zhì)特征，主要從射孔工藝優(yōu)化、前置液態(tài)CO2增能技術(shù)、低傷害壓裂液體系、 高導(dǎo)流體積縫網(wǎng)壓裂工藝優(yōu)化以及壓裂施工參數(shù)優(yōu)化等方面進(jìn)行研究。

3.1 射孔工藝優(yōu)化

射孔工藝優(yōu)化不僅關(guān)系到頁巖油儲(chǔ)層“黃金甜點(diǎn)”的選擇， 還影響水力壓裂體積縫網(wǎng)的形成和近井摩阻的大小。儲(chǔ)層“黃金甜點(diǎn)”的選擇與常規(guī)砂巖儲(chǔ)層不同，射孔井段應(yīng)選在低應(yīng)力區(qū)、高孔隙度區(qū)、石英富集區(qū)、高含油氣量區(qū)和高有機(jī)碳區(qū)。 儲(chǔ)層“黃金甜點(diǎn)”優(yōu)選指標(biāo)為：孔隙度大于5.0%，脆性礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于40%，石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于35%，TOC≥2.1%，地應(yīng)力低。

射孔工藝對(duì)于頁巖油儲(chǔ)層壓裂是否形成體積縫網(wǎng)非常重要，采用簇式射孔方式有利于體積縫網(wǎng)的形成，同時(shí)可以優(yōu)化射孔孔數(shù)，降低孔眼摩阻?，F(xiàn)場(chǎng)選擇單段2～3 簇射孔，射孔長(zhǎng)度為3～4 m，孔密為16 孔/m，相位角為60°的深穿透射孔彈進(jìn)行螺旋布孔。

3.2 前置液態(tài)CO2 增能技術(shù)

基質(zhì)型頁巖油儲(chǔ)層低孔低滲，壓裂液不易返排，研究中采用前置液態(tài)CO2增能技術(shù)［18］。其主要作用有：1）提高壓裂后返排率。 CO2泡沫界面張力是清水界面張力的20%～30%，在地層內(nèi)氣化后膨脹，增加了壓裂液返排能量。2）提高前期造縫效果。液態(tài)CO2黏度和表面張力低，流動(dòng)過程中動(dòng)能損失小，凈壓力傳導(dǎo)效率高，可實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)端大范圍內(nèi)的有效破巖，降低破裂壓力，提高裂縫復(fù)雜程度。 3）抑制黏土膨脹。 CO2為酸性氣體，地層液態(tài)環(huán)境也呈酸性， 地層中黏土顆粒收縮， 減少運(yùn)移。4）與酸性壓裂液配伍性好。CO2形成的酸性環(huán)境可促進(jìn)酸性壓裂液交聯(lián)。5）具有高溶解性。CO2與原油有很好的互溶性，能顯著降低黏度，增加原油流動(dòng)能力，提高產(chǎn)量。 以井底施工壓力大于最小混相壓力確定臨界最小施工排量介于1.0～2.0 m3/min，利用物質(zhì)平衡原理計(jì)算液態(tài)CO2用量為80～120 m3。

3.3 低傷害壓裂液體系

壓裂液選用前置少量酸液+滑溜水+凍膠混合體系，可以提高體積縫網(wǎng)壓裂改造效果。由于松遼盆地北部青山口組青一段黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高（平均為40%），五敏實(shí)驗(yàn)顯示為強(qiáng)堿敏性，在壓裂過程中由于壓裂液侵入，使得黏土膨脹，對(duì)儲(chǔ)層造成傷害。因此，滑溜水和凍膠都采用低傷害壓裂液體系， 減小壓裂液注入對(duì)儲(chǔ)層的傷害。

1）采用前置酸化技術(shù)。該技術(shù)能有效解除近井污染，溶蝕頁巖中的鈣質(zhì)和泥質(zhì)，降低破裂壓力。 酸液配方為：15%工業(yè)鹽酸+緩蝕劑+鐵離子穩(wěn)定劑+黏土穩(wěn)定劑+助排劑。

2）滑溜水采用耐鹽速溶乳液體系。其配方為：降阻劑+助排劑+復(fù)合防膨劑+破乳劑。 此體系加量低、降阻效果好、溶脹速度快、與地層水配伍性好（無沉淀、無絮凝），而且使用復(fù)合防膨劑能有效抑制黏土膨脹，減少地層傷害。 滑溜水體系實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表1。

表1 滑溜水體系實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 1 Experimental results of slick water system

3）凍膠采用酸性壓裂液體系。羧甲基羥丙基胍膠（CMHPG）壓裂液［19-20］配方為：稠化劑+防膨劑+破乳劑+助排劑+殺菌劑+交聯(lián)劑+調(diào)理劑+破膠劑。 該體系呈酸性（pH 值為3～5），可有效避免常規(guī)胍膠壓裂液（堿性）引起的黏土礦物膨脹、運(yùn)移，從而降低壓裂液對(duì)儲(chǔ)層的傷害。 實(shí)驗(yàn)表明：該體系配伍性好，在110 ℃、170 s-1條件下剪切2 h 后， 流體黏度保持在170 mPa·s以上，具有較好的耐溫抗剪性能；20%砂比靜置4 h 不沉淀，攜砂性能好；破膠后產(chǎn)生的殘?jiān)|(zhì)量濃度低（173 mg/L），遠(yuǎn)小于常規(guī)壓裂液的殘?jiān)|(zhì)量濃度（600 mg/L），破膠液黏度?。?.72 mPa·s），對(duì)地層傷害小。與常規(guī)胍膠壓裂液相比，CMHPG 壓裂液具有高彈性、高懸砂性、低稠化劑加量、低基液黏度、低傷害、低摩阻的“二高四低”性能。利用CMHPG 壓裂液良好的造縫和攜砂能力，壓裂時(shí)盡量提高砂比，形成高導(dǎo)流人工裂縫，達(dá)到充分改造儲(chǔ)層的目的。CMHPG 壓裂液體系實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。

表2 CMHPG 壓裂液體系實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 2 Experimental results of CMHPG fracturing fluid system

3.4 高導(dǎo)流體積縫網(wǎng)壓裂工藝優(yōu)化

為了形成縫網(wǎng)體系，一般采用“多段多簇射孔、大液量、大砂量、大排量、低砂比、小粒徑” 體積壓裂理念，但如何形成高導(dǎo)流裂縫，則主要采用多尺度多縫多粒徑支撐劑組合加砂工藝、 高砂比伴注纖維加砂工藝及混合壓裂液變黏度多級(jí)交替注入工藝。

1）采用70～140 目+40～70 目+30～50 目多粒徑支撐劑組合段塞加砂工藝。前期加入70～140 目支撐劑打磨射孔孔眼，孔眼摩阻和濾失量降低，從而支撐微裂縫和次生裂縫，40～70 目支撐劑支撐分支縫和主裂縫；后期加入30～50 目支撐劑，在裂縫口形成高導(dǎo)流主裂縫，實(shí)現(xiàn)多尺度多縫多粒徑的“分支縫網(wǎng)+高導(dǎo)流主裂縫”體積縫網(wǎng)體系。

2）在高砂比加砂階段，采用脈沖式注入方式，加入0.1%～0.2%的可降解纖維，纖維長(zhǎng)度為6～8 mm。 可降解纖維的主要作用有：降低支撐劑沉降速度，在裂縫閉合過程中不會(huì)出現(xiàn)支撐劑沉降導(dǎo)致的裂縫導(dǎo)流能力下降；具有很好的攜砂能力，增加支撐劑在裂縫內(nèi)的填充寬度，從而提高裂縫導(dǎo)流能力；降低由于閉合壓力造成支撐劑破碎、嵌入等對(duì)裂縫導(dǎo)流能力帶來的傷害。實(shí)驗(yàn)表明，纖維的加入可大幅提高裂縫導(dǎo)流能力，在閉合壓力為40～50 MPa 時(shí)，加入纖維后的裂縫導(dǎo)流能力提高了40%～60%。

3）滑溜水+凍膠混合壓裂液采用變黏度多級(jí)交替注入工藝。 前期利用凍膠形成有效主縫， 便于后續(xù)加砂，利用滑溜水良好的溝通能力盡可能提高排量，形成復(fù)雜縫網(wǎng)，并在滑溜水加砂階段交替注入2～3 次凍膠段塞提高裂縫內(nèi)凈壓力，促使裂縫進(jìn)一步復(fù)雜化，形成體積縫網(wǎng)；中后期利用凍膠良好的攜砂能力提高砂比，形成高導(dǎo)流裂縫。

3.5 壓裂施工參數(shù)優(yōu)化

3.5.1 排量?jī)?yōu)化

由于頁巖油儲(chǔ)層裂縫系統(tǒng)較發(fā)育， 因此在井筒條件及施工設(shè)備允許的情況下，盡可能采用大排量注入，增加與地層的溝通面積，提高改造效果。

SYY1HF 井采用?139.7 mm 套管注入，小型壓裂測(cè)試，井底延伸壓力在42.4 MPa，預(yù)測(cè)地面施工壓力在40～70 MPa（見表3）。

表3 不同排量下的地面施工壓力預(yù)測(cè)Table 3 Prediction of construction pressure under different displacements

該區(qū)塊完井生產(chǎn)套管最大抗內(nèi)壓強(qiáng)度為87.2 MPa，為保證施工安全，設(shè)計(jì)本井施工限壓為70 MPa。一般在加砂時(shí)，施工凈壓力為8～10 MPa，結(jié)合預(yù)測(cè)的地面施工壓力，則最佳排量為12 m3/min。

3.5.2 施工規(guī)模優(yōu)化

利用Meyer 壓裂軟件模擬優(yōu)化施工規(guī)模， 施工中選取1 200 m3總液量+60 m3總砂量、1 400 m3總液量+70 m3總砂量、1 600 m3總液量+80 m3總砂量、1 800 m3總液量+90 m3總砂量4 種不同壓裂規(guī)模， 輸入相關(guān)地層參數(shù)，進(jìn)行人工裂縫模擬和產(chǎn)量預(yù)測(cè)。不同壓裂規(guī)模下的裂縫模擬結(jié)果見表4，裂縫模擬形態(tài)見圖4。

表4 不同壓裂規(guī)模下的裂縫模擬結(jié)果Table 4 Fracture simulation results under different fracturing scales

由表4、圖2 可以看出，當(dāng)壓裂達(dá)到一定規(guī)模時(shí)，隨著壓裂規(guī)模增加，半縫長(zhǎng)和改造體積的增加趨勢(shì)逐漸減緩。 綜合分析認(rèn)為，壓裂規(guī)模采用1 600 m3總液量+80 m3總砂量。

圖2 不同壓裂規(guī)模下的裂縫模擬形態(tài)Fig.2 Fracture simulation shape under different fracturing scales

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

該技術(shù)在松遼盆地北部現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用4 口井，分別為SYY1 井、SYY2 井、SYY1HF 井和SYY2HF 井，壓裂目的層均為青山口青一段基質(zhì)型頁巖油儲(chǔ)層。其中：SYY1 井和SYY2 井為直井，采用單段壓裂；SYY1HF井和SYY2HF 井為水平井，采用泵送橋塞-射孔聯(lián)作分段壓裂（每口井各分為10 段）。4 口井共壓裂22 段，單段平均注入壓裂液量為1 682 m3，砂量為82 m3，單段壓裂施工成功率96%。

這4 口井依據(jù)儲(chǔ)層“黃金甜點(diǎn)”優(yōu)選指標(biāo)選擇射孔位置，采用滑溜水+酸性凍膠壓裂液、高導(dǎo)流體積縫網(wǎng)壓裂工藝、 前置液態(tài)CO2增能技術(shù)和大排量套管進(jìn)行施工，施工排量為12～14 m3/min。 松遼盆地北部頁巖油井壓裂施工參數(shù)見表5。SYY2HF 井第3 段壓裂施工曲線見圖3（圖中黑色、綠色、橙色柱狀曲線分別代表不同支撐劑占比）。

表5 松遼盆地北部頁巖油井壓裂施工參數(shù)Table 5 Fracturing parameters of shale oil wells in northern Songliao basin

圖3 SYY2HF 井第3 段壓裂施工曲線Fig.3 Fracturing operation curve of the third section in Well SYY2HF

SYY2 井抽汲求產(chǎn)獲得日產(chǎn)油量為4.93 m3（見圖4）；SYY1 井抽汲求產(chǎn)獲得日產(chǎn)油量為3.22 m3；SYY1HF井自噴求產(chǎn)獲得日產(chǎn)油量為14.37 m3，最高達(dá)46.89 m3；SYY2HF 井抽汲求產(chǎn)獲得日產(chǎn)油量為10.06 m3，最高達(dá)27.81 m3；產(chǎn)油量均達(dá)到工業(yè)油流標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6293—2021《勘探試油工作規(guī)范》。這些井壓裂前儲(chǔ)層均無產(chǎn)出，較采用常規(guī)技術(shù)壓裂的鄰井日產(chǎn)油量增加了2 倍， 說明壓裂后效果良好， 形成的高導(dǎo)流體積縫網(wǎng)有效溝通了目的層，提高了儲(chǔ)層滲流能力。

圖4 SYY2 井生產(chǎn)曲線Fig.4 Output curve of Well SYY2

地面微地震顯示：壓裂裂縫分布復(fù)雜，呈網(wǎng)絡(luò)狀（見圖5）；計(jì)算改造體積為1 253.61×104m3，達(dá)到了復(fù)雜體積縫網(wǎng)改造目的（見圖6）。

圖5 SYY1HF 井壓裂裂縫分布Fig.5 Fractures distribution of Well SYY1HF

5 結(jié)論

1）松遼盆地北部青山口組基質(zhì)型頁巖油儲(chǔ)層具有低孔低滲常壓、脆性礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)相對(duì)較低、黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高、天然裂縫不發(fā)育等特征。

2）針對(duì)松遼盆地北部青山口組基質(zhì)型頁巖油儲(chǔ)層壓裂改造的難點(diǎn)， 形成了一套適用于松遼盆地的基質(zhì)型頁巖油儲(chǔ)層高導(dǎo)流體積縫網(wǎng)壓裂技術(shù)。

3）優(yōu)選出低傷害壓裂液體系，采用液態(tài)CO2前置增能技術(shù)優(yōu)化了射孔工藝及壓裂施工參數(shù)， 進(jìn)一步提高了壓裂效果。