页岩油不同类型甜点对水平井压裂产能影响规律*

张 方 高 阳 李映艳 何吉祥 徐东升 鲁春华 李俊键

(1. 新疆油田公司勘探开发研究院 新疆克拉玛依 834000； 2. 中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室 北京 102249)

随着水平井水力压裂技术的进步，非常规油气的开发逐渐成为全球能源领域的热点问题，被认为是接替常规油气能源、支撑油气革命的重要力量[1-2]。中国致密油地质储量丰富，全国9个重点陆相盆地的致密油地质资源约为146.6亿吨，高效开发致密油气藏对保障中国能源安全具有重要意义[3-4]。但由于致密储层孔喉半径小，渗透率低，无自然工业油流。即使储层经过水力压裂后，依然存在着产能低、稳产差的问题[5-7]。地质工程一体化技术被认为是开发致密油气的关键技术[8]。大庆油田扶余油层利用地质工程一体化技术对水平井井位、井距、水平段长、裂缝半长、裂缝高度等进行优化，实现了致密储层整体改造[9]；玛湖凹陷百口泉组油藏基于地质工程一体化的思路对压裂方案进行优化，实现了致密砂砾岩储层的效益开发[10]；鄂尔多斯盆地延长组长7段利用地质工程一体化技术实现了科学布井和高效钻井[11]。然而，这些应用大都是利用一体化的平台，进行快速的井轨迹及压裂方案设计，却忽略了储层物性品质和工程品质对致密油气产能的影响，导致同样的一体化压裂设计下的生产井产能差异大，部分新井投产开发后产量递减快，稳产困难。

在考虑储层物性品质和工程品质时，很多学者提出了甜点的概念。陈福利 等[12]提出了致密储层甜点甜度的概念，分析了在不同油价下的储层甜点分布；杨智 等[13]系统阐述了甜点的内涵，并将储层划分为地质甜点区、工程甜点区和经济甜点区；赵文智[14]从烃源岩有机碳含量、热成熟度等地质沉积角度评价了泥岩和页岩的甜点差异；谌卓恒 等[15]描述了致密油的生产特征并进行了甜点分布预测。然而，表征储层供油能力的物性甜点与表征储层改造潜力的工程甜点对产能的影响仍缺乏系统的认识。且对甜点进行多指标评价时，往往会出现不同指标之间评价结果不一致的情况，严重影响着甜点定量化评价的准确性。

本文利用模糊综合评判方法，建立了多因素影响下的物性甜点模型和工程甜点模型，实现对储层品质的定量化分级评价；基于水平井钻遇的不同类型甜点组合，分析了水平井产能规律，划分了3类典型生产模式；结合地质工程建模数模一体化技术，提出了3种压裂模式，并优化了不同模式下的水平井压裂参数。该结果对致密油的高效开发具有一定的指导意义。

1 研究区概况

吉木萨尔芦草沟组页岩油位于准噶尔盆地东部隆起吉木萨尔凹陷，是前陆咸化湖盆页岩油典型代表。埋藏深度在2 500～4 500 m，发育上下两个甜点体，上甜点体厚度8～26 m，下甜点体厚度12～40 m。地质储量10.2亿吨，其中探明储量1.53亿吨，是油田产量接替的重要保证。但储集空间主要以粒间溶孔为主，纳米级孔喉占储集空间65%以上，平均孔喉半径0.19 μm，平均孔隙度0.11，平均渗透率0.01 mD，且小于0.1 mD的实验样本占90%以上，含油饱和度在50%～95%。原油黏度较高，上甜点体50 ℃原油黏度在43.03～133.16 mPa·s，平均50.27 mPa·s，地层原油黏度10.70 mPa·s；下甜点体50 ℃原油黏度在94.20～407.08 mPa·s，平均 123.23 mPa·s，地层原油黏度14.10 mPa·s。

自2011年在吉25井发现了芦草沟组页岩油，目前已进入了规模建产阶段。通过采用水平井+细分切割体积压裂工艺(缝间距15 m、加砂强度2.0 m3/m、排量14 m3/min)，使得2口井年产油量突破万吨，从而形成了以“水平井+细分切割体积压裂”为主体的开发技术。2018年开展了200 m、260 m井距试验和压裂规模试验，初步落实了以200 m井距、2.5 m3/m加砂强度、14 m3/min排量和15 m缝间距的主体开发部署参数。但是经体积压裂改造后，水平井生产能力差异大，主要呈现3类典型特征(图1)：I类井初期产油量高，产量上升快，累产高；II类井具有一定的初产和累产；III类井初产低，累产差。为了实现页岩油的高效开发，需要明确造成产能差异大的原因，并给出相应的对策，提高页岩油的开发效果。

图1 研究区生产动态特征Fig.1 Dynamic characteristics of production in the study area

2 甜点对产能的影响

2.1 甜点模型建立

保障页岩油压裂水平井高效开发主要包括2点：一是尽可能钻遇优质储层，保证一定的井控储量；二是尽可能对储层进行压裂改造，获得最大的SRV[16-19]。优质储层通常认为是物性好、含油饱和度高的区域，即常说的物性甜点，而改造效果不仅受到改造规模的影响，还受到储层岩石力学性质的影响，即常说的工程甜点。根据孙龙德 等[3]从岩性、物性、含油性构建的甜点三级评价体系，页岩油藏物性甜点通常可以由孔隙度、渗透率和含油饱和度等指标来表征，工程甜点主要可由脆性指数、抗张强度以及两向应力差等岩石力学参数来表征。一般脆性指数大、抗张强度小、两向应力差小的储层可压性高，改造效果好[20]。

当采用多个单指标对甜点进行评价时，往往会出现不同指标之间评价结果不一致的情况[21]。为了综合考虑各个指标的影响，本文利用模糊综合评判方法，建立多因素影响下的物性甜点模型和工程甜点模型。建立甜点模型主要分为2大步骤：一是各个指标权重的确定；二是储层甜点分级。

1) 权重确定。

灰色关联是确定权重常用的方法[22-23]。在确定各指标权重之前，需要对各指标进行初始化，消除量纲的影响。孔隙度、渗透率、含油饱和度、脆性指数均为正向指标，而抗张强度、水平两向应力差为反向指标，正向指标和反向指标初始化分别由下式确定：

(1)

(2)

式(1)、(2)中：x1(m)和x1(n)分别为第一口井各正向指标和各反向指标值；xi(m)和xi(n)分别为第i口井的正向指标和反向指标值；yi(m)和yi(n)分别为初始化后的正向指标和反向指标值。

以生产井一年的累产油为参考序列，分别以物性甜点与工程甜点的指标参数为比较序列,构成矩阵[Y0,Y1,Y2,Y3]，其中，Y0为参考序列，Yi为比较序列；将矩阵中的每个比较序列与参考序列相减，可得到绝对差值矩阵：

将绝对差值矩阵中的数据作如下变换，即可得到相关系数矩阵：

(3)

式(3)中：Δi(k)为第k口井的第i个评价指标的绝对差值；分辨率系数ρ的值在(0，1)中，ρ越小，相关系数的差异越大；相关系数ξi(k)为不大于1的正数。

比较序列Yi和参考序列Y0之间的相关程度由n个相关系数反映，并且Yi和Y0的相关程度zi可以通过平均值来获得(式(4))，关联度的百分比即为权重(式(5))，结果如表1所示。

(4)

(5)

表1 甜点划分标准Table 1 Classification criteria of sweet spot

2) 储层甜点分级。

采用综合指标评价甜点还需要解决分级的问题。由于表1已经给出了单指标分级区间，则模糊综合评判是确定甜点不同级别的有效方法[17]。物性甜点和工程甜点的评语集均为I类(好)、II类(中)、III类(差)。根据表1的各分级区间，将各实际参数代入式(6)～(8)即可求得隶属度矩阵。

(6)

(7)

(8)

式(6)～(8)中：rij为第i个评价指标属于第j个甜点等级的隶属度；xi为第i个评价指标的取值；aij和bij均为第i个指标在第j个甜点等级的指标参数；μj1和μj2分别为第j个甜点等级区间的上下界。

权重向量与隶属度矩阵的积即为综合评判向量(式(9))，根据最大隶属度原则，即可判定研究区的甜点等级。

Fz=W·R

(9)

式(9)中：W为权重向量；R为由rij组成的隶属度矩阵；Fz是1×3的向量，向量元素对应的最大值即为该段甜点所属的等级。

物性甜点及工程甜点三维甜点数据体分别如图2和3所示。

2.2 物性甜点和工程甜点对产能的影响

基于建立的甜点模型，统计研究区内各井沿井段的甜点分布，评价甜点与产能的关系。由于压裂规模对压裂水平井的产能影响很大，定义以500 m水平段长、10 000 m3压裂液、2 m3/m 的加砂强度为基础的半年产能，量化甜点对产能的影响(图4、5)。物性甜点与工程甜点均和产能有一定的正相关关系，但从拟合系数来看，物性甜点与产能的相关性更好，同时由曲线拟合的斜率看，物性甜点对产能更加敏感。

图3 工程甜点三维数据体Fig.3 3D data volume of engineering sweet spots

图4 I类物性甜点与累产油关系Fig.4 Correlation results between type I geological sweet spot and cumulative oil production

图5 I类工程甜点与累产油关系Fig.5 Correlation results between type I engineering sweet spot and cumulative oil production

甜点与产能存在一定的正相关关系，以水平井主要钻遇的甜点类型与产能的大小为划分标准，将研究区的井分为三类。I类井甜点主要为I类物性甜点与I类工程甜点，相应的产能高；II类井甜点主要为I类物性甜点和II/III类工程甜点，产能稍差于I类井；III类井甜点主要为II/III类物性甜点和I/II类工程甜点，产能远差于I类井(表2)。

表2 不同类型井划分Table 2 Different types of well division results

以3口典型井来具体分析甜点对产能的影响。从生产动态曲线来看，I类典型井J10043_H平均归一化日产油3.6 t，并以平均3.9 t/d的产量稳产了近180 d，且未见下降趋势；II类典型井J10019_H平均归一化日产油2.9 t，并以平均2.7 t/d的产量稳产了近160天，且同样未见下降趋势；III类典型井J10021_H平均归一化日产油0.6 t，虽有一定的稳产期，但产量远低于I类井和II类井(图6)。

进一步分析3口典型井沿井段的物性甜点及工程甜点分布比例。I类井J10043_H井沿井段I类物性甜点占比高达96.21%，II类和III类物性甜点基本没有；I、II类工程甜点占比分别为76.24%和23.76%，且不含III类工程甜点(图7)。

图6 3口典型井生产曲线Fig.6 Production curves of 3 typical wells

图7 I类井J10043_H井甜点分布Fig.7 Sweet spots distribution of type I Well J10043_H

II类井J10019_H井沿井段物性甜点同样主要是I类，占比74.6%；II类和III类物性甜点也有所分布，占比分别为11.93%和13.46%；但该井I类工程甜点仅占比6.72%，而III类工程甜点占比高达60.3%(图8)。对比I类典型井甜点分布，推测由于工程甜点欠佳，导致该井的累产差于I类典型井。

图8 II类井J10019_H井甜点分布Fig.8 Sweet spots distribution of type II Well J10019_H

III类井J10021_H井沿井段I类物性甜点占比仅有23.57%，相反III类物性甜点占比却高达53.21%；I、II类工程甜点占比分别为74.18%和25.82%，无III类工程甜点(图9)。和I类、II类典型井相比，III类典型井物性甜点太差是造成低产能的主要原因。

图9 III类井J10021_H井甜点分布Fig.9 Sweet spots distribution of type III Well J10021_H

基于上述分析，总结3类典型井生产特征。I类生产井累产高，稳产时间长，其甜点组合为I类物性甜点和I类工程甜点；II类生产井累产油及稳产稍差于I类井，其甜点组合为I类物性甜点和II/III类工程甜点；III类生产井累产低，生产效果最差，其甜点组合为II/III类物性甜点和I/II类工程甜点。

3 基于甜点的压裂设计

由3类典型井的生产特征可知，当I类物性甜点占比很大，同时I/II类工程甜点也有一定的分布，则该井的生产效果一般较好。而当物性甜点较差时，即使I类工程甜点占比很高，该井的生产效果一般较差。而页岩油的压裂效果同样直接影响着油井产能[24-25]，因而为了获得最优的生产效果，需要针对不同的甜点分布，设计相应的压裂方案，从而获得最佳的生产效果。

3.1 从压裂模拟到数值模拟

由甜点评价指标可知，物性甜点代表的是储层的供油能力，工程甜点代表的是储层改造难易程度。而要评价物性甜点与工程甜点对产能的综合影响，需要进行压裂模拟与油藏数值模拟。本文基于Petrel平台，利用非常规裂缝模型(UFM)模拟水力裂缝扩展，UFM模型可模拟裂缝变形、高度增长、流体流动和支撑剂运移、水力裂缝之间应力阴影作用等过程，是目前主要的裂缝模拟器之一[26-27]。通过定义现场使用的压裂液与支撑剂，并生成实际的泵注程序，得到典型的水力压裂模拟结果(图10)。在油藏数值模拟部分，通过对图10所示的裂缝进行非结构化网格剖分生成数值模拟网格，进而进行油藏数值模拟(图11)。在压裂模拟及数值模拟过程中，通过对泵注曲线拟合校正裂缝模拟的结果以及利用生产动态拟合校正地质模型，经过校正后的模型构成了压裂设计的起点。

图10 水力压裂裂缝模拟结果Fig.10 Hydraulic fracturing simulation results

图11 水力裂缝非结构化网格剖分结果Fig.11 Results of unstructured mesh generation of hydraulic fractures

3.2 压裂设计

在进行压裂设计时，选取累产油和净现值(NPV)为评价指标，净现值计算参数来自于文献[21]。三类井的优化结果如图12～14所示。

由图12可知，对于I类典型井，随着压裂段数的增多，累产油逐渐增多，同时其NPV也是逐渐增多。但压裂段数超过40段后，其增油幅度很小，且NPV出现下降，故I类典型井的压裂段数为40段。

这主要是因为I类典型井的I类物性甜点占比很大，保证了一定的产油能力，同时I类工程甜点保证了储层的充分改造，所以通过增大压裂段数会获得较好的开发效果。但页岩储层毕竟导流能力有限，当储层在一定压裂规模下获得最大的改造体积时，再增大压裂段数对产油的贡献也就很小了。

图12 I类典型井压裂规模优化结果Fig.12 Optimized results of fracturing scale in type I well

由图13可知，对于II类典型井，当压裂规模超过36段时，累产油量很难再增加，此时，NPV达到最高值。所以对于II类典型井，最优的压裂段数为36段。相比于I类典型井，II类典型井的压裂规模适当减小，这主要是因为II类典型井的工程甜点差于I类典型井，储层改造效果不如I类典型井，导致储层的供液能力不及I类典型井。

图13 II类典型井压裂规模优化结果Fig.13 Optimized results of fracturing scale in type II well

由图14可知，对于III类典型井，在压裂段数超过32段后，NPV即出现下降，因此该井的最优压裂段数为32段。因为该典型井的物性甜点为II/III类，储层供油能力差，即使储层改造的很充分，也很难获得很高的产量。

图14 III类典型井压裂规模优化结果Fig.14 Optimized results of fracturing scale in type III well

由此，确定三类水平井压裂模式：模式1：I类物性甜点+I类工程甜点组合，采用大规模压裂，保证产能的同时，追求经济效益最大化；模式2：I类物性甜点+II/III类工程甜点组合，采用中规模压裂，追求较高的产能和经济效益；模式3：II/III类物性甜点+I类工程甜点组合，采用较小压裂规模，主要是获得一定产能的同时，保证一定的经济效益。

3.3 现场实践

以优化结果为指导，现场于2019年9月新钻一口水平井，其中I类物性甜点占比81%，II、III类工程甜点占比分别为25%和70%，采用中等压裂规模压裂35段，单段内3簇射孔，注入压裂液总量55 000 m3。投产后，该井初产2.7 t，并以35 t的日产量稳产6个月，当前已累产9 800 t，产量远高于同期其他井。

4 结论

致密油产能受储层物性甜点及工程甜点的影响，通过优化不同甜点组合下压裂规模，可有效提高致密油开发效果。I类物性甜点+I类工程甜点组合模式下，适合大规模压裂，追求产能及经济效益最大化；I类物性甜点+II/III类工程甜点组合模式下，适合中规模压裂，追求较高的产能和经济效益；II/III类物性甜点+I类工程甜点组合模式下，适合小规模压裂，追求一定产能的同时，保证一定的经济效益。