花庄区块页岩油密切割体积压裂对策研究

黄 越，金智荣

(中国石化江苏油田分公司石油工程技术研究院，江苏扬州 255009)

页岩油作为一种重要的非常规油气资源，具有丰富的资源基础。随着水平井钻完井及分段压裂技术的进步，美国以二叠、威利斯顿、墨西哥湾等盆地为代表的页岩油实现规模效益开发[1-3]。我国陆相盆地发育多套富有机质页岩，2010年之后开始页岩油相关研究，在吉木萨尔凹陷、济阳坳陷等多个盆地实现突破[4-6]。

苏北盆地页岩油资源丰富，主要分布在高邮凹陷和金湖凹陷，主力层系为阜二段和阜四段，钻探过程中217口井见显示，13口井试获原油，6口井累计产油量超过1 000 t。借鉴国内外开发经验，对页岩油等非常规资源实施水平井密切割缝网压裂可以有效提高产能。本文针对高邮凹陷花庄区块页岩油开展水平井密切割体积压裂对策研究，形成适应于花庄区块页岩油压裂技术，从而实现页岩油的效益开发。

1 页岩油压裂技术现状

1.1 北美页岩油压裂技术现状

北美页岩油大多为海相沉积，分布稳定，连续性好，页岩储层厚度大，具有有机碳含量高、成熟度高、压力系数高、气油比高、脆性高以及黏土含量低和原油黏度低的特征[7]。北美页岩油油藏品质好，可压性较好，具备体积压裂形成复杂缝网的工程地质条件，可规模性开发。

北美页岩油经历了直井开发、直井改造、水平井开发和水平井分段压裂四个阶段，2007年水平井分段压裂技术突破大幅提高了北美页岩油产能，形成了主体压裂技术及配套技术[8-9]。压裂工艺初期以多级滑套+裸眼封隔器工艺为主，后期主要采用可钻/可溶桥塞分段压裂工艺技术。

(1)核心技术为密切割+簇间复杂缝网+强加砂压裂技术。通过精细化改造及地质工程一体化的加强，压裂段长和射孔簇间距越来越小，段数和射孔簇数越来越多，压裂段数50～80段，单段段长60 m，单段簇数12～15簇，簇间距小于10 m(表1)，加砂强度达3.72 t/m；综合考虑储层厚度、应力大小等因素，施工排量多为10～12 m3/min，低于页岩气藏的施工排量。

表1 美国三代页岩压裂技术指标对比

(2)压裂材料。北美90%以上的页岩油水平井采用一体化滑溜水压裂，实现在线混配，或采用“滑溜水+线性胶+胶液”的液体组合；支撑剂普遍采用石英砂[10]。

(3)多井同步分流压裂。针对多个层系立体V型布井开发方式，采取拉链式先压钻遇上部地层水平井，以增加下部地层的地应力，再压钻遇下部地层水平井的方式，避免出现压裂下部地层时与上部地层串通的情况。同步分流压裂可大幅提高压裂效率，降低压裂成本。

1.2 国内页岩油压裂技术现状

国内页岩油多为陆相页岩油，在准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地和渤海湾盆地等区域进行了页岩油勘探开发试验。与北美海相页岩油相比，国内页岩油具有非均质性强、平面分布连续性差、有机质含量低、泥质含量高、脆性低、压力系数低等特点[11]。初期使用水力喷射分段体积压裂技术和速钻桥塞分段压裂技术，2017年以后规模应用可溶桥塞分段压裂技术。压裂思路主要借鉴国外页岩油改造思路，采用密切割强加砂的方式，根据储层特征进行具体参数设计，从而形成不同的技术开发体系。

1.2.1 胜利油田

胜利陆相页岩油非均质性强，埋藏深，成熟度低，脆性矿物以碳酸盐岩为主，水敏矿物含量高。针对以上特点，立足于地质工程一体化设计，将多尺度组合缝网与水平井密切割技术有机结合，形成了胜利陆相页岩油水平井密切割体积压裂技术，单井压后效果较好，产能大幅提升[12]。

①缝网设计：集合“缓速酸降破”、“体积压裂”和“通道压裂”等工艺，创新形成“组合缝网”压裂技术。应力差小于7 MPa的储层采用高排量+变黏压裂液交替泵注，应力差大于7 MPa的储层采用暂堵工艺形成多裂缝。

②参数设计：优化簇间距为12～15 m，单段段长45～60 m，加砂强度3.0～4.5 t/m。例如：FYXX 1井水平段长1 700 m，分31段压裂，射孔103簇，累计加砂量为3 762 m3，用液量为80 253 m3。

③压裂材料：采用多功能一体化实时混配聚合物压裂液体系，配套高效防膨材料体系，防膨率达90%以上；支撑剂采用不同粒径石英砂+低密度陶粒组合支撑多尺度裂缝。

1.2.2 长庆油田

针对鄂尔多斯盆地延长组长7层页岩油平面非均质性强、地层压力系数低(0.77～0.84)、脆性指数低、天然裂缝不发育、水敏矿物含量低的特点，基于缝控储量最大化的改造理念，采取大井丛、立体式部井，多簇密切割布缝体积压裂技术，配套“造缝、补能、驱油”一体化压裂设计模式[13]。

①多簇密切割布缝。水平段长、裂缝条数不断增加，水平段长主要为1 500～2 000 m，单段簇数 4～6簇，簇间距5～15 m(根据甜点分布选择)，加砂强度2.5～3.5 t/m，进液强度为18～22 m3/m，排量为10～14 m3/min，同时集合极限分簇射孔和缝口动态暂堵转向技术的优点。

②压裂材料。针对长7页岩油矿物中水敏矿物含量低，研发高效驱油滑溜水，简化滑溜水配方，减除黏土稳定剂；对于低压储层充分利用滞留液量补能，减除助排剂，降低压裂液成本。

1.2.3 华东页岩油

华东页岩油主要分布在苏北盆地阜二段。针对储层埋藏深、物性差、应力高(66～73 MPa)、黏土含量高等特点，形成了“大规模注液+表活剂改性驱油+超低密陶粒远端支撑”工艺，采用多簇射孔配套大排量施工，采用酸溶蚀灰质，高黏液造缝，再用滑溜水携砂。

2 花庄区块页岩油储层地质特征及压裂难点

2.1 储层地质特征

江苏油田高邮凹陷花庄区块阜二段(E1f2)岩相类型以泥岩、灰质(或云质)泥岩、含灰(或含云质)泥岩为主，厚度为240～280 m，纵向上非均质性较强，下部泥页岩纹层较发育。泥页岩成熟度为0.8%～1.1%，有机碳含量为0.04%～2.83%，平均为1.40%，游离烃含量为0～2.01%，平均为0.38%。

2.1.1 储层物性

高邮凹陷阜二段泥页岩储层以“碳酸盐岩”夹层为主，夹层厚度为25～40 m。E1f2实测孔隙度为0.15%～4.13%，平均为1.34%，渗透率为0.001 5×10-3～0.754 0×10-3μm2，平均为0.115 0×10-3μm2。

2.1.2 原油品质及压力系数

高邮凹陷阜二段页岩原油密度为0.849 9～0.869 2 g/cm3，黏度为11.85～45.94 mPa·s，原油比重较轻、黏度较小，原油品质较好。根据花X28井实测及区域压力系数预测，花页1块压力系数为1.2～1.4，属于异常高压。

2.1.3 裂缝

阜二段储集空间以孔隙和裂缝为主，孔隙类型以无机孔为主，微裂缝及溶蚀缝洞发育。岩心资料显示，裂缝发育程度从上往下逐渐增加，阜二段页4-5小层裂缝发育，多为高角度缝或近垂直缝，局部发育羽状缝、网状缝，部分被灰质充填，可见较多的溶蚀缝洞，裂缝及溶蚀孔含油明显。

2.1.4 矿物组分

花页1井全岩矿物分析表明，阜二段泥页岩矿物脆性指数为48.4%～69.7%，储层黏土含量较低、矿物脆性指数相对较高，有利于形成复杂缝网(表2)。

表2 不同层位矿物含量脆性指数

2.2 岩石力学及地应力特征

2.2.1 岩石力学参数

岩石力学测试表明，阜二段岩心泊松比为 0.183、杨氏模量为15 469.6 MPa(表3)。根据Rickman公式计算力学脆性指数为43.4%～50.4%，平均脆性指数为47.3%，相对较高，有利于形成复杂缝网。

表3 力学脆性指数对比

2.2.2 地应力

地应力测试表明，阜二段最小主应力为60.62 MPa，最大主应力为76.06 MPa(表4)。储层埋深大，应力大，造成施工压力高且难度大。阜二段平均应力差异系数为0.2，相对较大，形成复杂缝难度较大，可形成一定分支缝。

表4 地应力参数测试

3 花庄区块页岩油压裂对策研究

花庄区块页岩油储层埋藏较深，在岩性、有机碳含量、压力系数及可压性等方面均低于北美页岩油；与国内胜利、长庆等页岩油对比，脆性指数相对较低，且花庄区块页岩油以泥岩为主(表5)。花庄区块与华东页岩油均处于苏北盆地，特征比较相似，通过借鉴华东页岩油以及国内外其他页岩油压裂实践，花庄区块整体压裂思路采用密切割体积压裂思路。针对花庄页岩油储层物性差、天然裂缝发育、造复杂缝难度大、应力高施工难度大等问题，分别采用密切割扩大裂缝接触面积、大排量沟通激活天然裂缝、多簇射孔增加裂缝复杂程度配合限流射孔和暂堵转向保障均衡起裂、前置酸降低破裂压力等对策。

表5 国内外页岩油地质条件对比

3.1 压裂工艺选择

花庄区块页岩油勘探目前处于起步阶段，施工经验不足，应选择成熟可靠的工艺，确保施工成功。可溶桥塞分段压裂工艺具有满足大排量大规模施工、压后无需钻磨、井筒全通径等优势。为满足大排量施工，花庄区块页岩油选择可溶桥塞分段工艺以及φ139.7 mm套管完井。

3.2 复杂缝网压裂技术

花庄区块两向应力差为12～13 MPa，很难通过压裂诱导应力克服两向应力差形成复杂缝，目前国内外页岩油压裂技术逐步向密切割精细改造发展，因此花庄区块考虑采用密切割体积压裂、多簇射孔，压开多条裂缝，并利用应力干扰提高裂缝复杂程度。为促进各簇同步起裂和均衡进液，采用限流射孔和暂堵技术。

3.2.1 长段多簇

采用密切割多段多簇压裂，有利于提高单井产量，但分段数增多导致成本增加。针对提高单井产量与控制成本之间的矛盾，裂缝控制从单一排量限流向排量限流+物理封堵转变，集合极限分簇射孔和暂堵转向技术，提高多簇裂缝密度及有效性，达到“少段多簇”的压裂目的。

胜利油田以多簇裂缝均匀扩展为目标，建立了水力压裂有限元几何模型，借鉴胜利油田模拟结果(图1)，建议单段簇数4～6簇。

图1 不同簇数下改造体积模拟(胜利油田)

3.2.2 限流射孔

依据限流原理采用差异化射孔，利用排量建立节流压差，保证多簇同时起裂。当射孔摩阻大于段内应力差时，各簇可均衡起裂和进液。结合现场测井结果，单段内应力差为1～2 MPa。单簇射孔数为4～6孔时，射孔摩阻为4.0～8.0 MPa，大于段内应力差异，各簇均可开启并进液；单簇射孔数为10孔时，射孔摩阻为1.8 MPa，小于段内应力差异，高应力簇未开启。从图2可以看出，单簇射孔数为6～8孔时，可实现平均射孔摩阻为3～5 MPa，满足多数地应力非均质限流的设计要求。

图2 不同射孔数下射孔摩阻

3.2.3 排量优化

压裂施工时，泵的排量越高，射孔孔眼的限流作用越好，增大施工排量可以发挥孔眼的限流作用，实现多缝开启与扩展；同时，排量最大化能够获得更高的穿透缝，沟通裂缝，提高改造体积。随着排量的增加，缝内净压力增大，改造体积增大，不同排量下净压力大小见图3。基于这一认识，花庄区块施工排量16～18 m3/min，在施工压力允许范围内，尽可能提高施工排量。

图3 排量、孔眼与造缝净压力的关系

3.2.4 暂堵转向

多簇有效起裂措施主要以限流射孔和施工排量为主，为了保证多簇同时起裂的有效性，提高改造体积，建议针对4～6簇层段配套1级暂堵，及时加入适当暂堵球，可促进均衡进液。

3.3 前置酸处理

注入酸液可以解除近井地带泥浆污染，降低裂缝起裂压力，形成酸蚀裂缝，增加裂缝复杂程度。酸处理前后微观测试数据表明，酸处理可提高孔隙度和渗透率(表6)。

表6 酸处理前后对比

3.4 强加砂提高导流能力

随着埋深加深，最小水平主应力增大，储层改造体积减小。因此，要获得足够大的改造体积，需要适当提高改造强度。参照国内各油田加砂强度，建议花庄区块加砂强度为2.5～4.0 t/m，并根据现场施工情况实时调整。

支撑剂在高闭合压力下易破碎，段塞式加砂会导致裂缝导流能力大幅下降，因此，在条件允许的情况下，尽可能采用连续加砂的方式。

3.5 压裂液优选

花庄区块页岩油以泥岩为主，压裂难度大，储层敏感性强，开展压裂液评价实验，在压裂液添加洗油剂、助排剂、防膨剂，降低油水界面张力，改善原油的流动性，保护储层。

4 现场应用

花庄区块花XX井于2022年1月15日完成压裂，目的层位阜二段，水平段长1 278 m，分22段87簇压裂，单段射孔3～5簇，施工排量16～18 m3/min，压力64.5～104.9 MPa，平均单段液量4 078 m3，单段砂量107 m3。压裂后放喷排液，最高日产油29 t，累计产油量2 317 t，返排率14.1%。花XX井压裂取得突破，为后续花庄区块页岩油压裂提供了经验和指导。

5 结论与建议

(1)目前国内外页岩油压裂主要采用密切割+复杂缝网+强加砂体积压裂思路，但国内外页岩油特征不同，具体参数设计上有差异。

(2)通过花庄区块岩心实验，花庄页岩油天然裂缝较发育，储层脆性指数相对较高，但两向应力差异大、应力高，可形成一定程度的复杂缝。

(3)花庄区块页岩油压裂可采取少段多簇射孔，配套极限射孔和段内暂堵提高多簇裂缝有效性，增加改造体积，提高改造效果。

(4)花XX井压裂后最高日产油29 t，取得较好效果，后期密切跟踪压裂后生产动态，进一步深化研究，提高压裂工艺针对性，形成满足勘探开发需要的体积压裂技术。