庆城油田页岩油水平井压增渗一体化体积压裂技术

张矿生，唐梅荣，陶 亮，杜现飞

（中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院,陕西西安 710018）

近年来，水平井体积压裂实现了页岩油气高效开发，成为开发页岩油的常用技术[1-3]。2019 年，在鄂尔多斯盆地发现了10 亿吨级页岩油田——庆城油田[4-7]，延长组长7 段为该页岩油田的主力开发层段，具有压力系数低、脆性指数低、储层非均质性强和多尺度微纳米孔隙发育等特点[8-11]，地质特征极为复杂，与北美页岩油相比差异巨大[12]。对于该问题，庆城油田立足水平井体积压裂，经过技术攻关与矿场实践，初步形成了“大井丛、长水平井、细分切割、分簇射孔、可溶球座”压裂技术模式[13-19]，单井产量大幅度提升，于2020 年建成了庆城页岩油百万吨示范区。

然而，随着庆城油田页岩油的持续开发，现有体积压裂技术与储层的匹配度降低[20-21]，需要针对不同储层类型进行差异化设计，最大程度发挥优质储层潜力，并优化增能方式，推动低油价形势下页岩油的经济高效开发。为此，笔者对现有技术做了进一步优化与提升，提出了压裂、增能和渗吸（简称为“压增渗”）一体化体积压裂技术，通过分析矿场大数据明确了页岩油不同储层类型体积压裂改造策略，并对关键技术参数进行了优化，取得了很好的现场应用效果。

1 长7 段页岩油储层特征

庆城油田延长组长7 段页岩油储层自上而下划分为长71、长72和长73等3 个亚段，以半深湖—深湖亚相沉积为主。储层埋深1 600～2 200 m，基质渗透率主要在0.1 1～0.1 4 m D，孔隙度6%～12%，含油饱和度67.7%～72.4%，地层压力6～22 MPa，压力系数主要在0.77～0.84，属于异常低压油藏。

对长7 段岩心进行了232 组岩石力学参数和80 组地应力测试，获取了地层弹性模量和泊松比等基础参数，如：脆性指数在12.5%～72.3%，平均为42.8%；水平应力差在1.5～7.6 MPa，平均为4.7 MPa。不同位置的岩石力学参数差异较大，导致多簇裂缝起裂与扩展规律十分复杂。同时，观测现场取出的岩心发现，同一块岩心不同岩性叠置发育，表现出强非均质性。

对比了庆城油田页岩油储层与国内外页岩油储层的特征参数[22-25]，结果见表1。由表1 可知，庆城油田页岩油储层具有岩石脆性指数低和水平应力差相对较高的特点。

表1 庆城油田页岩油储层与国内外页岩油储层特征参数对比Table 1 Characteristic parameter comparison of shale oil reservoirs in Qingcheng Oilfield and those in China and other countries

利用高精度场发射扫描电镜，定性分析和定量表征庆城油田页岩油储层岩石的微观孔隙结构，重点观察页岩在不同放大倍数下的微观孔隙结构，共获取100 余张代表性图片，涵盖了页岩矿物形态与接触关系、有机质形态和矿物成分等信息。其中，页岩油储层孔隙尺度及孔隙类型划分结果见表2。

表2 庆城油田页岩油储层孔隙尺度及孔隙类型划分Table 2 Pore scale and pore type division of shale oil reservoirs in Qingcheng Oilfield

由表2可知，庆城油田页岩油储层发育丰富的微纳米级多尺度孔隙。

2 体积压裂改造策略

矿场井下微地震监测显示，长7 段页岩油水平井体积压裂后裂缝形态总体呈条带状分布（见文献[13]），缝网复杂程度较低。同时，长7 段页岩油储层纵向不同岩性叠置发育特征明显，水平段不同位置储层的物性与岩石力学参数差异较大，地质与工程甜点识别难度大，导致现有工艺对不同储层类型的改造模式大体相当，未能发挥不同储层类型的最大潜力。为此，进行了储层类型精细划分和产能贡献定量评价，以明确体积压裂改造策略。

2.1 储层类型精细划分

现有射孔段优选主要依据测井曲线对甜点的判识，忽略了岩石可压性对体积压裂获得复杂缝网的影响和岩石力学参数对工程施工的影响。为此，基于岩石力学基础参数和地应力测试结果，定量计算了脆性性指数和地应力剖面，建立了同时考虑水平井储层品质（RQ）和工程品质（CQ）的分段分级评价标准（见文献[13]），对储层类型进行精细分类，优选水平段甜点。

2.2 产能贡献定量评价

为充分发挥不同储层类型的最大潜力，需要进行差异化设计，优化体积改造方式。在优选地质工程甜点的基础上，分析了庆城油田11 口页岩油水平井148 段长期产液剖面测试数据，对水平段不同类型储层产能的实际贡献进行了定量表征，结果如图1所示。

图1 庆城油田不同类型页岩油储层的压裂段数、投入和产出占比Fig.1 Proportion comparison of number of fracturing sections,input,and output among different types of shale oil reservoirs in Qingcheng Oilfield

从图1可以看出，不同储层类型的产能贡献差异较大，Ⅰ+Ⅱ类储层改造段数占83.6%，产出占95.5%，为主要产能贡献段；Ⅲ类储层改造段数占16.4%，产出仅占4.5%，贡献程度最低；同时，Ⅲ类储层投入占比20.4%，产出仅占4.5%，投入产出不成正比。

因此，庆城油田页岩油储层的体积压裂改造策略确定为：优先改造Ⅰ和Ⅱ类储层，Ⅲ类储层进行选择性改造。

3 压增渗一体化体积压裂关键技术

在确定了体积压裂改造基本思路之后，研究了以压裂、增能和渗吸为一体的页岩油水平井体积压裂技术（压增渗一体化体积压裂技术）模式。该技术通过细分切割、优化压裂参数，增大缝网改造体积，通过优选增能方式，提高地层能量，通过研发多功能压裂液提高油水渗吸置换效率，助力庆城油田页岩油规模效益开发。

3.1 压裂参数

3.1.1 裂缝间距优化

裂缝间距是影响页岩油储层改造体积的关键因素，减小裂缝间距，可增大缝网有效波及体积。在优选地质和工程甜点的基础上，采用油藏数值模拟方法优化裂缝间距，以实现缝控储量最大化。不同裂缝间距条件下，压裂后的地层压力分布如图2所示（图2中，蓝色代表原始地层压力，橘黄色代表注入压裂液后地层压力，颜色越深表示地层压力越高）。

图2 不同裂缝间距下的地层压力变化情况对比Fig.2 Comparison of formation pressure variation at different fracture spacing

从图2可以看出，当裂缝间距较大时，缝间存在大量未动用的剩余油，严重影响开发效果；当裂缝间距为10 m 时，不同压裂段能量能够相互沟通，可建立有效驱动系统。

因此，以渗流距离最短为目标，考虑目标储层基质渗流率、生产压差及启动压力梯度，计算渗透率0.03～0.30 mD 下页岩油储层的基质有效渗流距离，结果如图3所示。

图3 不同基质渗透率的有效渗流距离对比Fig.3 Comparison of effective seepage distance at different matrix permeability

从图3可以看出，2 条裂缝之间会形成压降漏斗，当渗透率为0.03 mD 时，裂缝间有效渗流距离为3 m，对应裂缝间距为6 m。同理可得，当渗透率为0.30 mD 时，裂缝间有效渗流距离为5 m，对应裂缝间距为10 m，因此最优的裂缝间距为6～10 m。

在优化裂缝间距的基础之上，配套自主研发的细分切割可溶球座和动态暂堵转向工艺，研究形成了以“多簇射孔密布缝、可溶球座硬封隔、暂堵转向软分簇”为核心的高效缝控体积压裂工艺[16-19]，以实现页岩油水平井无限级细分切割压裂，最终提高缝网控制程度。

3.1.2 进液强度优化

利用甜点判识办法对庆城油田已压裂水平井储层进行精细划分，对典型井不同类型储层进液强度与单井最终可采储量（estimated ultimate recovery，EUR）进行了相关性分析，结果如图4所示。

从图4可以看出，进液强度与单井EUR 呈正相关，且Ⅰ类储层对单井EUR 的贡献高于Ⅱ类储层。当进液强度较低时，不同类型储层的贡献程度差异较小，随着进液强度增加，差异逐渐变大。Ⅰ类储层随进液强度增强，单井EUR 呈现先增加后趋于平稳的特征，在20～25 m3/m 区间增加缓慢；Ⅱ类储层与单井EUR 也呈相同规律，在15～20 m3/m 区间增加缓慢。因此，根据进液强度对单井EUR 的影响规律，确定长7 段页岩油Ⅰ类储层进液强度最优区间为20～25 m3/m，Ⅱ类储层进液强度最优区间为15～20 m3/m。

3.2 增能方式优选

研究采用同步增能与压后增能2 种增能方式进行增能（见图5；图中，箭头为液体注入方向，蓝色区域为压力波及区域）。其中，同步增能方式是在各压裂段的前置阶段先注入增能液，后注入压裂液；压后增能方式则是在各压裂段正常施工完成后，统一笼统注入一定量的增能液。

图5 同步增能和压后增能示意Fig.5 Synchronous and post-fracturing energy enhancement

利用油藏数值模拟方法，对比了注入相同液量时不同增能方式的含油饱和度分布情况，结果如图6所示（图6中，红色代表原始含油饱和度，颜色越浅，含油饱和度越低）。从图6可以看出，在累计液体注入量相同的条件下，同步增能波及范围更大，增能效果更优。数值模拟计算结果表明，同步增能方式下，地层压力系数由0.80 提高至1.30，更有利于油水置换与长期稳产。因此，庆城油田页岩油水平井体积压裂选用同步增能方式。

图6 同步增能和压后增能下的含油饱和度对比Fig.6 Comparison of oil saturation under synchronous and post-fracturing energy enhancement

3.3 多功能压裂液

庆城油田页岩油储层发育多尺度微纳米孔隙，采油主要依靠油水渗吸置换[13，26]。现有主体压裂液具备良好的降阻和携砂性能，但存在微纳米孔隙渗吸置换效率低和原油乳化等问题。为了最大限度地发挥压裂液功效，研制了具有岩石润湿性反转功能的表面活性剂。同时，通过氨甲基化和季胺化，合成了具有黏弹性的阴离子聚丙烯酰胺；采用微乳液法，合成了20～50 nm 纳米颗粒，与聚丙烯酰胺缔合形成了多功能变黏滑溜水。纳米乳液粒径与储层孔喉匹配，可提高压裂液在多尺度孔隙中的渗吸置换效率。

与现有压裂液相比，多功能压裂液在造缝、携砂、降阻、破胶和破乳的基础上，可实现增能和渗吸驱油功能。室内进行了多功能压裂液性能评价试验，结果表明：降阻率达73%，可解决多尺度裂缝中支撑剂“进得去”的难题，增大了缝网有效支撑体积；在储层温度下，该压裂液可快速破胶与破乳，油水界面清晰，可解决由于原油乳化导致流动阻力增大的难题。

4 现场应用

庆城油田页岩油水平井压增渗一体化体积压裂技术已应用200 余口井，取得了很好的现场应用效果，强力支撑了长庆油田的增储上产。在勘探与评价领域，页岩油水平井日产油量突破20 t，实现了庆城油田外围新突破；在开发领域，页岩油示范区建产规模不断增大，实现了从资源到储量、从储量到产量、从产量到效益的转变，2021 年陇东页岩油开发示范区年产油能力突破110×104t。

华H6 平台于2020 年开始陆续投产，共布置11口水平井，累计设计压裂247 段1 342 簇，裂缝密度9.6 簇/100m，入地液量37.6×104m3，砂量3.9×104m3，平台控制储量166.9×104m3，截至目前11 口井全部投产，第1 年平均单井累计产油量达4 587 t（见表3）。与相邻平台井相比，单井初期产油量由10.0 t/d 提高至13.6 t/d，第1 年产油量递减率由50%降至30%，效果显著。

表3 华H6 平台水平井压裂参数及开发效果对比Table 3 Comparison of fracturing parameters and development effect of horizontal wells in Platform Hua H6

统计分析应用的200 余口井，初期产油量由9.6 t/d提高至18.0 t/d，单井1 年累计产油量由2 380 t 提高至5 256 t，单井EUR 由1.8×104t 提高至2.6×104t。可见，该技术取得了非常好的经济效益，为庆城油田页岩油资源高效动用和效益开发奠定了基础。

5 结论

1）分析产液剖面测试资料发现，庆城油田Ⅰ+Ⅱ类储层改造段数占比83.6%，产出占比达95.5%，为产能主要贡献段；Ⅲ类储层改造段数占比16.4%，产出仅占4.5%，贡献程度最低。因此，优先改造Ⅰ类和Ⅱ类储层，Ⅲ类储层选择性改造。

2）通过分析庆城油田已压裂页岩油水平井进液强度与单井最终可采储量的关系，确定Ⅰ类储层进液强度的最优区间为20～25 m3/m、Ⅱ类储层进液强度的最优区间为15～20 m3/m。

3）通过利用油藏数值模拟方法分析不同增能方式的波及范围和地层压力提高幅度，庆城油田页岩油水平井体积压裂选用同步增能方式。

4）采用多功能压裂液可提高页岩油微纳米孔隙渗吸置换效率。

5）针对庆城油田“双低”（低压、低脆性指数）和微纳米孔隙发育等特征，研究形成了以压裂、增能和渗吸一体化为特色的体积压裂技术。庆城油田页岩油水平井应用该技术后，初期产油量、1 年累计产油量、单井EUR 均大幅提高。