庆城油田页岩油压裂技术研究

关键词：页岩油；页岩油储层；鄂尔多斯盆地；庆城油田

引言：近年来，随着中国经济的快速发展，油气需求量大幅增加，石油和天然气对外依存度不断上升，尽快寻找新的油气资源类型，实现理论和技术突破，形成对国内油气产量的贡献，成为行业内的共识。已知的新资源类型中，页岩油是最具现实意义的勘探开发对象。得益于油气地质理论[1]与水平井体积压裂工艺技术的发展与进步，页岩油以其巨大的资源量成为非常规油气勘探开发的重要目标，且已在全球能源战略中占据重要地位[2]。因此推动中国页岩油突破，对于跟紧行业前沿技术步伐，并确保国家能源安全具有重大战略意义[3]。我国页岩油资源的勘探和开发难度较大，主要表现在以下两个方面：第一，由于我国页岩油资源具有“富有机碳、低孔隙度、高粘土矿物”等特点，造成了其在开发过程中具有很大的难度；第二，由于我国页岩油资源所处的地质环境非常复杂，这也造成了其在开采过程中存在着较大风险。

1 鄂尔多斯盆地中生界页岩油的界定

页岩油、致密油概念最早来自国外，但资料显示，在国外此两者的概念也不是界定很清晰。目前，国内对于页岩油的定义还存在争议。有的观点认为致密油仅指与烃源岩紧邻或共生的致密砂岩中近源聚集的石油，而页岩油仅指泥页岩中产出的石油[4]。也有观点认为，页岩油泛指蕴藏在富有机质页岩层系（包含页岩层系中的致密碳酸盐岩和碎屑岩夹层） 中的石油资源，具备三要素，即：①富集于富有机质页岩层系内；②储层为页岩层系内的致密碎屑岩、碳酸盐岩和泥页岩；③常规开发技术难以开采，需通过人工改造储层渗流性的方式进行开采[6]。对于鄂尔多斯盆地长7段，前期以致密砂岩为储层的致密油勘探开发取得重大突破，近期又在泥页岩段试油攻关取得突破，狭义的致密油与页岩油同时摆在了勘探开发工作者面前，概念的争议给油田科研攻关及生产组织造成了一定困惑，因此迫切需要统一概念，有效指导生产。长庆油田公司目前对长7段这套烃岩层系内的石油资源主要采用水平井大规模体积压裂方式进行勘探开发，在大规模压裂条件下，其中的致密砂层和泥页岩均得到了改造并均有贡献，尤其是在对薄层的致密砂岩进行水平井体积压裂时，其上下的含油富有机质泥页岩也被改造并贡献产能， 含油致密砂岩和泥页岩对产能的贡献在很多情况下无法区分开，实际上也不能割裂开区别对待。因此，为了对长7段这套烃源岩层系内的石油资源进行统筹规划、整体系统研究与攻关，结合盆地长7段地质特征与勘探开发实践，长庆油田公司采用广义页岩油定义。即：鄂尔多斯盆地中生界页岩油是指三叠系延长组长7段烃源岩发育层系内致密砂岩和泥页岩中未经过长距离运移而形成的石油聚集。

2 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1600～2200m， 基质渗透率主要在0.11～0.14 mD，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，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[7]，结果见图1。由图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。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图2。由图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。

图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

图2 庆城油田页岩油储层孔隙尺度及孔隙类型划分

3 储层改造的优选

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[5]，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。

3.1 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[5]，对储层类型进行精细分类，优选水平段甜点。

3.2 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，对水平段不同类从图3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。

图3 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

4 压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，研究了以压裂和渗吸为一体的页岩油水平井体积压裂技术模式。该技术通过细分切割、优化压裂参数，增大缝网改造体积，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。

4.1 压裂参数

4.1.1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4所示（图4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）。

从图4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0.03～0.30mD下页岩油储层的基质有效渗流距离，结果如图5所示。

从图5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5m，对应裂缝间距为10m，因此最优的裂缝间距为6～10 m。

图 4 不同裂缝间距下的地层压力变化情况对比

图 5 不同基质渗透率的有效渗流距离对比

4.1.2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（EUR）进行了相关性分析，结果如图6所示。

从图6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 m 3/m，Ⅱ类储层进液强度最优区间为15～20 m3/m。

图 6 不同类型页岩油储层单井最终可采储量与进液强度的关系

4.2压裂液优选

庆城油田页岩油储层发育为多尺度微纳米孔隙，采油主要依靠油水渗吸置换。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。

5现场应用

庆城油田页岩油水平井压渗一体化体积压裂技术已应用300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24 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，2024年陇东页岩油开发示范区年产油能力突破150×104 t。统计分析应用的300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2380t提高至5256t，单井EUR由1.8×104 t提高至2.6×104 t。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。

6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。

④针对庆城油田低压、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。