鄂尔多斯盆地低压海相页岩气储层体积压裂及排液技术

付锁堂 王文雄 李宪文 席胜利 胡喜峰 张燕明

1.中国石油长庆油田公司 2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室

0 引言

近年来，中国对页岩气等非常规油气资源的勘探开发步伐不断加快，其中最关键的是水平井体积压裂技术通过形成大规模的裂缝网络增大泄流面积从而大幅度提高了单井油气产量。程远方、李宪文、蒋廷学等结合鄂尔多斯盆地页岩油和四川盆地页岩气的矿场实践，对体积压裂缝网模型[1-2]和体积压裂设计[3-4]进行了研究。赵振峰、梁兴等人对分段多簇压裂工艺[5-10]进行了研究与试验，形成了缝内暂堵及套管定位球座等高效工艺技术。刘旭礼、李宪文等人结合体积压裂的复杂裂缝网络在体积压裂的效果分析评价方面取得了诸多进展[11-13]。上述研究取得的进展为加快国内页岩油气的勘探开发提供了重要的技术支撑。

中国石油长庆油田公司（以下简称长庆油田）作为目前国内油气增储上产的主力，其所在的鄂尔多斯盆地页岩气资源丰富，仅盆地西部的有利勘探面积就达3 000 km2，沉积泥质岩厚度介于50 ～200 m，气层厚度介于15 ～30 m，前期在该区有30 余口井钻遇气层、7 口直井试气已获低产气流，岩心分析和矿场试验都证实中奥陶统乌拉力克组海相烃源岩具有较好的生烃能力，是长庆油田页岩气勘探的重要目标。但是较之于国内外其他页岩气藏，鄂尔多斯盆地页岩气储层地层压力系数介于0.7 ～0.8、埋深超过4 000 m。针对此类深层低压页岩气，目前在体积压裂裂缝设计和大液量压后排液等方面研究与试验均较少。

为此，笔者在前期水平井体积压裂[5,14-17]取得认识的基础上，针对鄂尔多斯盆地页岩气储层压裂的地质特征，开展了体积压裂增产机理、裂缝扩展规律和参数优化研究与试验。针对特有的低压难题，创新了气体增能及长周期控压排液等配套技术，攻关形成了长庆油田低压海相页岩气体积压裂及排液技术，矿场试验后单井页岩气产量获得了大幅度的提升。

1 试验区的压裂地质特征

1.1 储层特征对比

从储层特征对比分析来看，鄂尔多斯盆地海相页岩气与国内外页岩气储层特征差异较大：①尽管都是海相沉积，但鄂尔多斯盆地页岩气埋藏较深，同时压力系数较低；②鄂尔多斯盆地页岩气的岩性为泥质碳酸盐，由此导致孔隙度、渗透率及含气性相对更差；③作为源岩勘探的领域，鄂尔多斯盆地页岩气的有机碳含量（TOC）较低（表1）[3,18-19]。由此造成鄂尔多斯盆地页岩气技术创新和提产的难度更大。

1.2 压裂地质特征

水平井体积压裂是目前国内外页岩气等非常规油气藏勘探开发的关键技术，为此根据体积压裂的适用条件进行对照分析，证明鄂尔多斯盆地页岩气具备形成较为复杂裂缝的地质基础。

鄂尔多斯盆地页岩气脆性矿物以石英、碳酸盐矿物为主，脆性矿物总含量在70%以上，脆性矿物含量较高，与四川页岩气相当（表2）[3,19]。

从岩石力学测试结果来看，对于鄂尔多斯盆地页岩气在脆性指数、天然裂缝发育程度和两向应力差方面均与成功开展体积压裂的四川页岩气相近，同时页岩岩心的破碎程度明显较为复杂（图1、2，表3）。从这两方面的资料和数据分析，判断鄂尔多斯盆地页岩气满足目前较为主流的体积压裂复杂裂缝形成条件（图3）[20-21]。

表1 鄂尔多斯盆地页岩气与四川盆地、北美页岩油气藏特征对比表

表2 鄂尔多斯盆地与四川盆地的页岩矿物学特征对比表

图1 致密砂岩岩心破裂形态图

表3 长庆页岩与四川页岩压裂地质特征对比表

图3 体积压裂缝网扩展机理图

2 长庆低压页岩气水平井体积压裂试验情况

2.1 水平井体积压裂技术方案优化

目前页岩气水平井体积压裂主体技术模式主要有3个方面[4]：①分段多簇+动态暂堵，提高裂缝密度、增加裂缝复杂程度；②高排量大液量滑溜水压裂，实现较大范围的人工裂缝与天然裂缝网络；③组合的小粒径支撑，改善裂缝铺砂剖面、支撑不同尺度裂缝。

立足鄂尔多斯盆地页岩气压裂地质特点建立模型开展了体积压裂参数优化，其中关键参数中最小主应力介于60 ～70 MPa，水平两向应力差介于8.0 ～11.2 MPa，天然裂缝密度为2 ～6 条/m，杨氏模量介于35.8 ～43.2 GPa，泊松比介于0.19 ～0.21。在建立模拟的基础上，代入12 口直井和NP1 井第13段参数进行拟合与修正，最终的模型符合率在85%以上（图4、5）。

图4 前期试气9 口直井施工排量与净压力关系图

图5 NP1 井第13 段入地液量与改造体积关系图

根据试验水平井钻遇情况和压裂甜点，以改造体积最大化为目标，最终优化在水平井段长1 000 m 的情况下，压裂13 ～15 段，单段簇数为5 ～8簇，压裂排量介于8.0 ～12.0 m3/min，单段液量介于1 100 ～2 100 m3。同时根据长庆页岩气泄流特征，模拟优化了不同裂缝尺度下的导流能力需求，优选了承压69 MPa 下的40/70+70/140 目小粒径支撑剂。通过室内支撑剂运移平板模拟试验，优化40/70+70/140目比例为1∶3。

2.2 现场体积压裂实施情况

根据技术方案的结果，在现场开展了2 口页岩气水平井体积压裂试验，具体参数如表4 所示。

表4 长庆页岩气水平井压裂攻关试验数据表

从压裂试验矿场微地震监测结果来看，鄂尔多斯盆地页岩气水平井体积压裂裂缝形态与四川页岩气典型缝网特征相当，试验井NP1 井压裂13 段，监测裂缝带长为579 m、带宽为266 m、缝高为146 m，裂缝复杂指数介于0.4 ～0.6。页岩气水平井体积压裂形成的裂缝形态与采用相同参数在盆地砂岩形成的裂缝形态有明显差异（图6、7、8）。

3 长庆低压页岩气的增能及长周期排液技术

与国内外页岩气相比，长庆页岩气地层压力系数总体偏低（图9），前期直井试验的时候采用压后直接放压排液的模式，初期均可排通，但井口压力很快降为0，靠自身能量排液持续时间较短，表现出地层能量有限无法连续排采的难题（图10）。

图6 长庆致密气裂缝监测图

图7 四川页岩气裂缝监测图[5]

图8 长庆页岩气裂缝监测图

在水平井试验的过程中，第一口试验井NP1 井借鉴北美与四川较高的地层压力系数条件下页岩气形成的以流量控制为核心的放喷制度（图11），在入地液量为2×104m3的情况下，根据压降不断调整油嘴，也出现了井口压力快速下降的问题，试验排液6 d 不出液（图12）。

由此可见，排液技术对长庆低压页岩气体积压裂能否实现增产极为关键，为此开展了两方面的技术创新。

图9 国内外页岩气地层压力系数对比情况图

图10 E102 井页岩气压后排液曲线图

图11 北美页岩气排液制度图

图12 NP1 井体积压裂压后排液情况图

3.1 气体增能压裂试验

以提升地层压力水平为目的，开展了气体增能压裂试验。根据计算储量时常用的体积法模型，考虑储层与裂缝的耦合，引入裂缝波及体积系数，结合水平井分段多簇工艺，引入缝长、缝高以及带宽对模型进行优化，创新水平井多裂缝增压模型。根据NP1井体积压裂裂缝监测的结果，以地层压力系数达到1.5为目标，水平段长1 000 m，分段模拟了全井段增压与隔段增压两种模式。其中全井段增压注入，单段注入50 ～70 m3，全井注入750 ～1 050 m3；隔段注入130 ～180 m3/段，全井910 ～1 300 m3。体积法增压注入量计算公式为：

式中Vn表示分段增压介质用量，m3；ψ 表示裂缝波及体积系数，由压裂改造模拟确定；Gn'、Gn分别表示增压前、增压后的分段储层内的气体总量，m3；Bg表示气液体积比，是与增压介质性质有关的常数。

矿场试验时，在ZP1 井注入液氮805 m3、3×104m3大液量压裂的条件下，通过将气体增能地层压力系数提升至1.84（图13）。在压后返排过程中开展了气体性质分析检测，在历时90 d 的排液过程中，前60 d 均能检测出氮气返出，其中初期比例接近8%，但后期比例较小（图14）。

图13 ZP1 井最高恢复油压与邻井对比图

图14 ZP1 井压后排液气分析氮气含量图

3.2 压后长周期控压排液参数优化

根据直井和第一口试验井直接放压取得的经验，为了有效利用气体增能的效果，提出了控压长周期放喷排液的优化思路。为此，根据长庆页岩气的低压条件、压裂后的预测产量和井筒条件，在室内开展了气液两相管流模拟实验，以保证连续的气液两相流为模拟优化目标，模拟优化出了控压排液制度与参数（图15、表5）。同时，围绕长周期控压排液参数控制的需求，引进了以三相分离为核心的地面计量装置，升级配套了CNG 回收装置，实现页岩气“精细控排、连续排采、安全平稳、清洁高效”的效果。

图15 气液两相管流模拟实验及监测设备照片

表5 长庆低压页岩气控压放喷参数表

4 长庆页岩气体积压裂及排液技术试验效果

在ZP1 试验井采用水平井体积压裂后，在气体增能和控压放喷优化技术的应用下，实现超94 d 连续排采，井口测试产量为6.4×104m3/d，关井井口压力为31 MPa，计算无阻流量为26.4×104m3/d，较区块直井试气产量提高超过10 倍（图16）。

图16 ZP1 井压后排液情况图

5 结论及认识

1）针对长庆低压页岩气储层，通过水平井大规模分段多簇体积压裂能够形成较为复杂的裂缝网络，井下微地震监测裂缝形态达到了国内外页岩气的水平，是提高产量和提升勘探开发的主体技术方向。

2）长庆页岩气地层压力系数低，通过气体增能和控压长周期放喷，实现了连续的气液两相流稳定排液，下一步应该在增能压裂介质和参数等方面进行优化，同时模拟优化形成的放喷参数对下一步试验奠定了重要基础。

3）通过水平井体积压裂，鄂尔多斯盆地页岩气单井产量达到26.4×104m3/d，是直井的10 倍以上，实现了中国北方海相页岩气勘探的重大突破。