基质型页岩油储层高导流体积缝网压裂技术

范明福，明鑫，明柱平，邱伟

（1.中国石化中原石油工程有限公司，河南 濮阳 457001；2.中国石化中原石油工程有限公司西南钻井分公司，四川 成都 610200；3.中国石化中原石油工程有限公司井下特种作业公司，河南 濮阳 457162）

0 引言

基质型页岩油是指存在于泥页岩的有机质中、黏土矿物间以及各类孔隙中的原油。 该类页岩油储层多为低孔低渗常压致密储层，天然裂缝不发育，压裂后产量不高并递减迅速，开发难度极大，一直未取得突破性进展［1］。

松辽盆地页岩油可采资源量为11.6×108t（国际能源署统计，2013 年），占中国页岩油资源量的25%［2-3］，是大庆油田增储上产的重要接替资源。 松辽盆地多为基质型页岩油储层，物性差，脆性矿物质量分数较低，黏土矿物质量分数较高，天然裂缝不发育，地层压力系数低，页岩品质相对较差。

国内对于类似储层的压裂改造技术不成熟， 北美主要借鉴致密油气缝网压裂经验，采用“密切割多段多簇”体积缝网压裂工艺［4-5］，通过人工裂缝与层理缝沟通、扩展和延伸，形成缝网体系。 但是北美页岩油储层脆性矿物质量分数较高， 地层压力系数高， 多为裂缝型、 夹层型页岩油储层， 相对国内页岩油储层品质较好。本文立足于国内陆相基质型页岩油勘探开发实践，提出了高导流体积缝网压裂技术， 在形成复杂缝网的同时，兼顾形成高导流裂缝。该技术在松辽盆地北部现场应用4 口井，压裂后均获得工业油流。该研究为国内基质型页岩油勘探开发积累了经验， 为老油田持续高质量发展探索了新途径。

1 页岩油储层地质特征

松辽盆地是一个基质型深湖—半深湖相沉积盆地，其中北部的青山口组是主要生油层段。页岩油储层的单层厚度大，分布范围广，总有机碳质量分数（TOC）高，热演化程度适宜，录井见油气显示。 青一段暗色泥岩是主力生油岩，埋藏深度为1 800～2 500 m，有效厚度为30～50 m，TOC介于1.7%～3.5%， 镜质组反射率（Ro）介于1.0%～2.0%，干酪根类型以Ⅰ，Ⅱ1型为主，是页岩油勘探的重点层系［6-7］。

1.1 岩石矿物学特征

青山口组主要发育粉砂岩、 灰黑色泥岩夹灰色泥质粉砂岩及黑褐色油页岩。 青山口组上部（青三段）以粉砂岩为主，下部（青一、二段）以泥岩为主（占比大于90%）。 青一段暗色泥岩中石英质量分数在30%～50%，平均为38%；碳酸盐质量分数在2%～23%，平均为11%；黏土矿物质量分数在22%～49%，平均为40%，以蒙皂石、伊利石和伊/蒙混层为主；石英和碳酸盐等脆性矿物质量分数在40%～50%［8］。

1.2 储层物性特征

青山口组青一段页岩油储层有效储集空间以基质孔隙为主，含少量微裂缝（见图1）。 CT 扫描显示，孔隙半径分布范围介于80～200 nm 和1～3 μm，大量纳米级孔隙和少量微米级孔隙构成重要的油气储集空间。 测井解释孔隙度在5.8%～10.1%， 渗透率在0.03×10-3～0.53×10-3μm2。

图1 青山口组青一段页岩油储层储集空间特征（2 413 m）Fig.1 Reservoir space characteristics of Qing 1 member of Qingshankou Formation shale oil reservoir(2 413 m)

1.3 岩石力学特征

岩石力学测试结果表明， 泊松比为0.33～0.37，弹性模量为15.2～17.7 GPa，脆性指数为29.70～35.46。 岩心观察发现，天然裂缝不发育。

1.4 地应力特征

地应力测试结果表明， 破裂压力在47.39～54.44 MPa，地层压力系数在1.07～1.17，最小水平主应力在35.3～36.5 MPa， 最大水平主应力在42.6～43.7 MPa，水平应力差在6.5～8.0 MPa，应力差异系数在0.16～0.18。

2 压裂改造存在的难点

松辽盆地北部青山口组页岩油储层为典型的低孔低渗常压基质型页岩油储层，自2010 年以来对青山口组页岩油储层进行初步勘探，效果不理想［9-10］，特别是在储层压裂改造方面存在较多难点。 这些难点主要表现为：1）黏土矿物质量分数偏高，泊松比大，弹性模量小，脆性指数偏低，天然裂缝欠发育，压裂裂缝形态为多缝与缝网之间的过渡形态， 形成体积缝网的可压性较一般，难以形成常规的页岩油压裂缝网体系［11］；2）储层黏土矿物质量分数高，易受压裂液伤害；3）地层偏塑性，加砂难度大，易砂堵，裂缝闭合后支撑剂嵌入程度高，裂缝导流能力下降；4）储层为低孔低渗常压，地层能量低，压裂液返排困难。

3 基质型页岩油压裂工艺优化

国内基质型页岩油储层普遍具有特低孔超低渗的物性特征。 松辽盆地北部青山口组青一段基质型页岩油储层的孔隙度平均为8.2%， 渗透率平均为0.9×10-3μm2，几乎没有自然产能，常规开发技术难以开采，需通过压裂改造才能获得产能［12-13］。 由于基质型页岩油储层与其他页岩油储层地质条件不同，其物性差、渗透率低、孔喉连通性差、原油流动性差，在进行储层改造时应以高导流长缝为主，减小流体渗流阻力，提高压裂效果［14-17］。

本文基于松辽盆地北部基质型页岩油储层地质特征，主要从射孔工艺优化、前置液态CO2增能技术、低伤害压裂液体系、 高导流体积缝网压裂工艺优化以及压裂施工参数优化等方面进行研究。

3.1 射孔工艺优化

射孔工艺优化不仅关系到页岩油储层“黄金甜点”的选择， 还影响水力压裂体积缝网的形成和近井摩阻的大小。储层“黄金甜点”的选择与常规砂岩储层不同，射孔井段应选在低应力区、高孔隙度区、石英富集区、高含油气量区和高有机碳区。 储层“黄金甜点”优选指标为：孔隙度大于5.0%，脆性矿物质量分数大于40%，石英质量分数大于35%，TOC≥2.1%，地应力低。

射孔工艺对于页岩油储层压裂是否形成体积缝网非常重要，采用簇式射孔方式有利于体积缝网的形成，同时可以优化射孔孔数，降低孔眼摩阻。现场选择单段2～3 簇射孔，射孔长度为3～4 m，孔密为16 孔/m，相位角为60°的深穿透射孔弹进行螺旋布孔。

3.2 前置液态CO2 增能技术

基质型页岩油储层低孔低渗，压裂液不易返排，研究中采用前置液态CO2增能技术［18］。其主要作用有：1）提高压裂后返排率。 CO2泡沫界面张力是清水界面张力的20%～30%，在地层内气化后膨胀，增加了压裂液返排能量。2）提高前期造缝效果。液态CO2黏度和表面张力低，流动过程中动能损失小，净压力传导效率高，可实现远端大范围内的有效破岩，降低破裂压力，提高裂缝复杂程度。 3）抑制黏土膨胀。 CO2为酸性气体，地层液态环境也呈酸性， 地层中黏土颗粒收缩， 减少运移。4）与酸性压裂液配伍性好。CO2形成的酸性环境可促进酸性压裂液交联。5）具有高溶解性。CO2与原油有很好的互溶性，能显著降低黏度，增加原油流动能力，提高产量。 以井底施工压力大于最小混相压力确定临界最小施工排量介于1.0～2.0 m3/min，利用物质平衡原理计算液态CO2用量为80～120 m3。

3.3 低伤害压裂液体系

压裂液选用前置少量酸液+滑溜水+冻胶混合体系，可以提高体积缝网压裂改造效果。由于松辽盆地北部青山口组青一段黏土矿物质量分数较高（平均为40%），五敏实验显示为强碱敏性，在压裂过程中由于压裂液侵入，使得黏土膨胀，对储层造成伤害。因此，滑溜水和冻胶都采用低伤害压裂液体系， 减小压裂液注入对储层的伤害。

1）采用前置酸化技术。该技术能有效解除近井污染，溶蚀页岩中的钙质和泥质，降低破裂压力。 酸液配方为：15%工业盐酸+缓蚀剂+铁离子稳定剂+黏土稳定剂+助排剂。

2）滑溜水采用耐盐速溶乳液体系。其配方为：降阻剂+助排剂+复合防膨剂+破乳剂。 此体系加量低、降阻效果好、溶胀速度快、与地层水配伍性好（无沉淀、无絮凝），而且使用复合防膨剂能有效抑制黏土膨胀，减少地层伤害。 滑溜水体系实验结果见表1。

表1 滑溜水体系实验结果Table 1 Experimental results of slick water system

3）冻胶采用酸性压裂液体系。羧甲基羟丙基胍胶（CMHPG）压裂液［19-20］配方为：稠化剂+防膨剂+破乳剂+助排剂+杀菌剂+交联剂+调理剂+破胶剂。 该体系呈酸性（pH 值为3～5），可有效避免常规胍胶压裂液（碱性）引起的黏土矿物膨胀、运移，从而降低压裂液对储层的伤害。 实验表明：该体系配伍性好，在110 ℃、170 s-1条件下剪切2 h 后， 流体黏度保持在170 mPa·s以上，具有较好的耐温抗剪性能；20%砂比静置4 h 不沉淀，携砂性能好；破胶后产生的残渣质量浓度低（173 mg/L），远小于常规压裂液的残渣质量浓度（600 mg/L），破胶液黏度小（1.72 mPa·s），对地层伤害小。与常规胍胶压裂液相比，CMHPG 压裂液具有高弹性、高悬砂性、低稠化剂加量、低基液黏度、低伤害、低摩阻的“二高四低”性能。利用CMHPG 压裂液良好的造缝和携砂能力，压裂时尽量提高砂比，形成高导流人工裂缝，达到充分改造储层的目的。CMHPG 压裂液体系实验结果见表2。

表2 CMHPG 压裂液体系实验结果Table 2 Experimental results of CMHPG fracturing fluid system

3.4 高导流体积缝网压裂工艺优化

为了形成缝网体系，一般采用“多段多簇射孔、大液量、大砂量、大排量、低砂比、小粒径” 体积压裂理念，但如何形成高导流裂缝，则主要采用多尺度多缝多粒径支撑剂组合加砂工艺、 高砂比伴注纤维加砂工艺及混合压裂液变黏度多级交替注入工艺。

1）采用70～140 目+40～70 目+30～50 目多粒径支撑剂组合段塞加砂工艺。前期加入70～140 目支撑剂打磨射孔孔眼，孔眼摩阻和滤失量降低，从而支撑微裂缝和次生裂缝，40～70 目支撑剂支撑分支缝和主裂缝；后期加入30～50 目支撑剂，在裂缝口形成高导流主裂缝，实现多尺度多缝多粒径的“分支缝网+高导流主裂缝”体积缝网体系。

2）在高砂比加砂阶段，采用脉冲式注入方式，加入0.1%～0.2%的可降解纤维，纤维长度为6～8 mm。 可降解纤维的主要作用有：降低支撑剂沉降速度，在裂缝闭合过程中不会出现支撑剂沉降导致的裂缝导流能力下降；具有很好的携砂能力，增加支撑剂在裂缝内的填充宽度，从而提高裂缝导流能力；降低由于闭合压力造成支撑剂破碎、嵌入等对裂缝导流能力带来的伤害。实验表明，纤维的加入可大幅提高裂缝导流能力，在闭合压力为40～50 MPa 时，加入纤维后的裂缝导流能力提高了40%～60%。

3）滑溜水+冻胶混合压裂液采用变黏度多级交替注入工艺。 前期利用冻胶形成有效主缝， 便于后续加砂，利用滑溜水良好的沟通能力尽可能提高排量，形成复杂缝网，并在滑溜水加砂阶段交替注入2～3 次冻胶段塞提高裂缝内净压力，促使裂缝进一步复杂化，形成体积缝网；中后期利用冻胶良好的携砂能力提高砂比，形成高导流裂缝。

3.5 压裂施工参数优化

3.5.1 排量优化

由于页岩油储层裂缝系统较发育， 因此在井筒条件及施工设备允许的情况下，尽可能采用大排量注入，增加与地层的沟通面积，提高改造效果。

SYY1HF 井采用ϕ139.7 mm 套管注入，小型压裂测试，井底延伸压力在42.4 MPa，预测地面施工压力在40～70 MPa（见表3）。

表3 不同排量下的地面施工压力预测Table 3 Prediction of construction pressure under different displacements

该区块完井生产套管最大抗内压强度为87.2 MPa，为保证施工安全，设计本井施工限压为70 MPa。一般在加砂时，施工净压力为8～10 MPa，结合预测的地面施工压力，则最佳排量为12 m3/min。

3.5.2 施工规模优化

利用Meyer 压裂软件模拟优化施工规模， 施工中选取1 200 m3总液量+60 m3总砂量、1 400 m3总液量+70 m3总砂量、1 600 m3总液量+80 m3总砂量、1 800 m3总液量+90 m3总砂量4 种不同压裂规模， 输入相关地层参数，进行人工裂缝模拟和产量预测。不同压裂规模下的裂缝模拟结果见表4，裂缝模拟形态见图4。

表4 不同压裂规模下的裂缝模拟结果Table 4 Fracture simulation results under different fracturing scales

由表4、图2 可以看出，当压裂达到一定规模时，随着压裂规模增加，半缝长和改造体积的增加趋势逐渐减缓。 综合分析认为，压裂规模采用1 600 m3总液量+80 m3总砂量。

图2 不同压裂规模下的裂缝模拟形态Fig.2 Fracture simulation shape under different fracturing scales

4 现场应用

该技术在松辽盆地北部现场应用4 口井，分别为SYY1 井、SYY2 井、SYY1HF 井和SYY2HF 井，压裂目的层均为青山口青一段基质型页岩油储层。其中：SYY1 井和SYY2 井为直井，采用单段压裂；SYY1HF井和SYY2HF 井为水平井，采用泵送桥塞-射孔联作分段压裂（每口井各分为10 段）。4 口井共压裂22 段，单段平均注入压裂液量为1 682 m3，砂量为82 m3，单段压裂施工成功率96%。

这4 口井依据储层“黄金甜点”优选指标选择射孔位置，采用滑溜水+酸性冻胶压裂液、高导流体积缝网压裂工艺、 前置液态CO2增能技术和大排量套管进行施工，施工排量为12～14 m3/min。 松辽盆地北部页岩油井压裂施工参数见表5。SYY2HF 井第3 段压裂施工曲线见图3（图中黑色、绿色、橙色柱状曲线分别代表不同支撑剂占比）。

表5 松辽盆地北部页岩油井压裂施工参数Table 5 Fracturing parameters of shale oil wells in northern Songliao basin

图3 SYY2HF 井第3 段压裂施工曲线Fig.3 Fracturing operation curve of the third section in Well SYY2HF

SYY2 井抽汲求产获得日产油量为4.93 m3（见图4）；SYY1 井抽汲求产获得日产油量为3.22 m3；SYY1HF井自喷求产获得日产油量为14.37 m3，最高达46.89 m3；SYY2HF 井抽汲求产获得日产油量为10.06 m3，最高达27.81 m3；产油量均达到工业油流标准SY/T 6293—2021《勘探试油工作规范》。这些井压裂前储层均无产出，较采用常规技术压裂的邻井日产油量增加了2 倍， 说明压裂后效果良好， 形成的高导流体积缝网有效沟通了目的层，提高了储层渗流能力。

图4 SYY2 井生产曲线Fig.4 Output curve of Well SYY2

地面微地震显示：压裂裂缝分布复杂，呈网络状（见图5）；计算改造体积为1 253.61×104m3，达到了复杂体积缝网改造目的（见图6）。

图5 SYY1HF 井压裂裂缝分布Fig.5 Fractures distribution of Well SYY1HF

5 结论

1）松辽盆地北部青山口组基质型页岩油储层具有低孔低渗常压、脆性矿物质量分数相对较低、黏土矿物质量分数较高、天然裂缝不发育等特征。

2）针对松辽盆地北部青山口组基质型页岩油储层压裂改造的难点， 形成了一套适用于松辽盆地的基质型页岩油储层高导流体积缝网压裂技术。

3）优选出低伤害压裂液体系，采用液态CO2前置增能技术优化了射孔工艺及压裂施工参数， 进一步提高了压裂效果。