鄂尔多斯盆地页岩油水平井体积压裂改造策略思考

doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2021.10.006

鄂尔多斯盆地页岩油水平井体积压裂改造策略思考

张矿生^,, 唐梅荣, 杜现飞, 陶亮^,

中国石油长庆油田分公司油气工艺技术研究院，陕西西安 710018

Considerations on the strategy of volume fracturing for shale oil horizontal wells in Ordos Basin

ZHANG Kuangsheng^,, TANG Meirong, DU Xianfei, TAO Liang^,

Oil and Gas Technology Research Institute of Changqing Oilfield Company，PetroChina，Xi’an 710018，China

通讯作者: 陶亮（1986-），男，重庆石柱人，工程师，博士，主要从事非常规油气藏增产理论与技术研究. E-mail：taoliangyouxiang@163.com.

收稿日期: 2021-06-16 修回日期: 2021-10-09

基金资助:

国家科技重大专项“鄂尔多斯盆地致密油开发示范工程”. 2017ZX05069

Received: 2021-06-16 Revised: 2021-10-09

作者简介 About authors

张矿生（1976-），男，陕西西安人，高级工程师，硕士，主要从事低渗透、非常规油气储层改造研究.E-mail：zks_cq@petrochina.com. , E-mail：zks_cq@ petrochina.com

摘要

鄂尔多斯盆地页岩油具有压力系数低、脆性指数低、纵向夹层多以及非均质性强等特点，采用水平井体积压裂技术可以大幅度提高单井产量，但低油价下难以实现经济有效开发。以该盆地矿场实践大数据为基础，建立了体积压裂效果定量评价方法，提出了体积压裂改造策略和下步工程攻关方向。在建立水平井地质工程综合品质分段分级评价新标准和储层类型精细分类的基础之上，基于9口水平井112段产液剖面测试结果得出：I类和II类储层改造段数占比为85.2%，产出占比高达96.4%，为主要产能贡献段；III类储层改造段数占比为14.8%，产出占比仅占3.6%，贡献程度最低；应优先改造I类和II类储层，III类储层选择性改造。影响产能的主控因素依次为：油层长度、进液强度、布缝密度、脆性指数、加砂强度、渗透率、施工排量、孔隙度、水平应力差及含油饱和度。储层物质基础是获得高产能的首要条件，提高缝网波及体积是实现非常规油气产能最大化的重要途径。研究成果可为盆地页岩油水平井体积压裂优化设计提供科学依据，有力助推页岩油规模效益开发。

关键词： 鄂尔多斯盆地 ; 页岩油 ; 体积压裂 ; 产液剖面 ; 改造策略

Abstract

Shale oil in Ordos Basin has the characteristics of low pressure coefficient， low brittleness index and vertical multi-interlayer. Horizontal well and volume fracturing technology can greatly increase the production of single well， but it is difficult to achieve economic and effective development under low oil price. On the basis of big data's field practice in the basin， a quantitative evaluation method of volume fracturing effect was established， which puts forward the volume fracturing transformation strategy and the direction of the next project. On the basis of the establishment of a new sectional classification evaluation standard for the comprehensive geological engineering quality of horizontal wells and the fine classification of reservoir types， and based on the test results of fluid production profiles of 112 sections of nine horizontal wells， it was concluded that the fracturing segments of I and II reservoirs account for 85.2%， and the output accounts for 96.4%， which was the main productivity contribution section. The fracturing segments of III reservoirs account for 14.8%， and the output accounts for only 3.6%， with the lowest contribution. Therefore， priority is given to fracturing type I and II reservoirs， and selective fracturing of III reservoirs. The main factors affecting productivity are reservoir length， fluid injection strength， fracture density， brittleness index， sand addition strength， permeability， discharge， porosity， horizontal stress difference and oil saturation. The material basis of reservoir is the first condition to obtain high productivity， and increasing the sweep volume of fracture net is an important way to maximize the productivity of unconventional oil and gas. The research results can provide a scientific basis for the optimal design of volume fracturing of shale oil horizontal wells and effectively promote the scale benefit development of shale oil.

Keywords： Ordos Basin ; Shale oil ; Volume fracturing ; Fluid production profile ; Reconstruction strategy

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本文引用格式

张矿生, 唐梅荣, 杜现飞, 陶亮. 鄂尔多斯盆地页岩油水平井体积压裂改造策略思考. 天然气地球科学[J], 2021, 32(12): 1859-1866 doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2021.10.006

ZHANG Kuangsheng, TANG Meirong, DU Xianfei, TAO Liang. Considerations on the strategy of volume fracturing for shale oil horizontal wells in Ordos Basin. Natural Gas Geoscience[J], 2021, 32(12): 1859-1866 doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2021.10.006

0 引言

页岩油的商业化开发进一步加速了美国能源独立，并将能源革命的浪潮推向了全球^［1-3］。中国页岩油资源同样极为丰富，2020年中国石油评价全国页岩油技术可采资源量为145×10⁸ t，主要分布在鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、松辽盆地等大型盆地，开发潜力巨大^［4-7］。紧跟美国页岩油勘探开发的步伐，中国对页岩油勘探开发技术进行持续攻关研究，取得突破性进展^［8-13］。2019年，在鄂尔多斯盆地发现了10×10⁸ t级非常规页岩油田——庆城大油田，进行了规模水平井体积压裂开发试验^［14-15］，单井产量取得历史性突破，助推了页岩油高效开发。

立足盆地特征，经过多年实践，形成了长7段页岩油“大井丛、长水平井、细分切割、可溶球座、工厂化”技术模式^［16-19］，井下微地震监测显示缝网覆盖体积大幅度提高，水平井体积压裂技术水平不断提高。但随着盆地页岩油的持续开发，体积压裂技术与储层匹配性也面临诸多挑战，诸如页岩储层通常具有强非均质性，多簇裂缝起裂与扩展机理十分复杂^［20］，导致目前的测试手段难以定量表征水平井体积压裂后有效缝网波及体积和各压裂段不同储层类型产能贡献。为追求更高、更经济的产能目标，需进一步优化不同储层类型改造策略。因此，本文基于大量开发实践，建立缝网波及体积定量表征方法，在此基础之上开展水平井产液剖面长期测试，提出盆地页岩油改造策略和下步攻关方向，为同类非常规储层高效开发提供参考。

1 长7段页岩油地质力学特征

鄂尔多斯盆地页岩油资源丰富，主要发育在延长组7段（长7段）^［9］，其自上而下划分为长7₁、长7₂、长7₃共3个亚段，主要以半深湖—深湖亚相沉积为主。储层埋深为1 600~2 200 m，基质渗透率为（0.11~0.14）×10^-3μm²，孔隙度为6%~12%，含油饱和度为67.7%~72.4%。基于长7段页岩储层904个实测地层压力大数据统计，地层压力分布范围为6~22 MPa，压力系数主要分布在0.77~0.84之间，属于异常低压油藏。

本文研究采集盆地页岩油储层305块井下岩心，开展220组岩石力学参数测试实验和85组地应力测试实验，精确获取储层段岩石力学参数和地应力分布。研究区块页岩油样品脆性指数介于14.6%~71.5%之间，平均值为43.5%；水平应力差介于1.9~7.2 MPa之间，平均值为4.8 MPa。长7段页岩油储层不同位置岩心地质力学参数差异较大，表现出强非均质性特征，同时对比北美二叠盆地和国内其他盆地页岩油（表1）^［21］，鄂尔多斯盆地页岩油具有岩石脆性指数低和水平应力差相对较高的特点。

表1 鄂尔多斯盆地页岩油与国内外页岩油特征参数对比

Table 1 Characteristic parameter comparison of the shale oil in Ordos Basin and that in other areas home and abroad

特征参数	鄂尔多斯盆地延长组	国内盆地			国外盆地
特征参数	鄂尔多斯盆地延长组	准噶尔盆地芦草沟组	三塘湖盆地条湖组	松辽盆地白垩系	北美二叠盆地
沉积环境	湖相	湖相	湖相	湖相	浅海相
埋深/m	1 600~2 200	2 700~3 900	2 000~2 800	1 700~2 200	2 134~2 895
油层厚度/m	5~15	10~13	5~20	10~30	400~600
孔隙度/%	6~12	8~14.6	8~18	5~18	8~12
渗透率/（10^-3μm²）	0.11~0.14	0.01~0.012	0.1~0.5	0.02~0.5	0.01~1.0
含油饱和度/%	67.7~72.4	78~80	55~76.5	48~55	75~88
气油比/（m³/t）	75~122	18~22	/	/	50~140
原油黏度/（mPa·s）	1.21~1.96	11.7~21.5	58~83	4.0~8.0	0.15~0.53
压力系数	0.77~0.84	1.2~1.6	0.9	1.1~1.32	1.05~1.5
水平应力差/MPa	4~6	5~9	1~5	3~6	1~3
脆性指数/%	35~45	50~51	31~54	/	45~60

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2 页岩油水平井开发效果评价

针对鄂尔多斯盆地长7段页岩油地质力学特征，攻关形成以“细分切割增大改造体积、超前蓄能提高地层压力、渗吸置换提高采出程度”为主的水平井细分切割体积压裂技术，实现单一改造向“造缝、蓄能、驱油”一体化转变，其中通过大排量与大液量来“打碎”储层岩石，形成复杂裂缝网络，是“体积开发”的核心，缝网波及体积是评价体积压裂效果的关键指标。井下微地震是目前广泛应用于矿场的有效裂缝监测技术，通过对水力压裂过程中微地震事件进行实时动态监测，获得微地震覆盖体积（SRV），如图1红色区域所示。

图1

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图1 典型水平井体积压裂微地震事件平面显示

Fig.1 Plane display map of microseismic events of volume fracturing in horizontal wells

然而大量矿场统计与产能验证得出体积压裂改造有效缝网波及体积（FSV，Fracture Network Swept Volume，图1红色区域所示）与微地震覆盖体积（SRV，Stimulated Reservoir Volume，图1蓝色区域所示）差异较大，难以准确评价压裂效果。因此，收集整理盆地页岩油水平井582段体积压裂单段和全井段井下微地震监测大数据，获取缝网形态和微地震覆盖体积。在此基础之上，利用多元非线性拟合方法综合考虑关键地质工程参数，建立水平井缝网波及体积预测模型^［22］，并结合产能油藏数值模型，采用生产动态历史拟合的方法（图2），对缝网波及体积进行校正，进而求取有效缝网波及体积与波及系数。

图2

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图2 页岩油水平井缝网波及体积（FSV）产能校正

Fig.2 Correction of fracture net sweep volume productivity of shale horizontal wells

利用缝网波及体积校正方法，计算示范区典型平台页岩油水平井缝网波及体积与波及系数，其中缝网波及系数介于34.4%~65.8%之间，平均值仅为48.3%（图3）。该平台水平井采用相同压裂工艺且各压裂段改造参数大体相当，从图3中可以看出，不同水平井缝网波及系数差异较大。因此，针对水平段不同储层类型强非均质性特征需要进行差异化设计，优化改造策略，进一步提高有效缝网波及体积。

图3

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图3 典型平台有效缝网波及体积及系数对比

Fig. 3 Comparison of effective fracture net sweep volume and coefficient of typical platform

3 页岩油体积压裂改造策略

基于鄂尔多斯盆地长7段页岩油体积开发效果评价，目前体积压裂改造策略与储层匹配性需要进一步提升。其中提高单井产量核心在于对地质工程甜点精确判识，对储层精细分类，同时准确获取不同储层类型产能贡献，并进行针对性的差异化设计和关键参数优化，最终提高有效缝网波及体积，实现体积开发。

3.1　储层类型精细划分

“甜点”精确识别与划分是页岩油“体积开发”多层系立体布井、长水平井精细布缝、体积压裂增产提效的基础，通过精细解释岩石组分、脆性、地应力等参数及描述裂缝发育情况，建立水平井储层品质（RQ，Reservoir Quality）和工程品质（CQ，Completion Quality）分段分级评价标准（表2），对储层类型精细分类，优选水平段“甜点”。基于储层分类评价、黄土塬宽方位三维地震、水平段储层分段分级精细评价等建立多学科一体化“甜点”优选技术，应用该技术优选平面、纵向、水平段甜点，确保地质布井在“油藏甜点”，钻井轨迹在“油层甜点”，改造位置在“水平段甜点”。

表2 鄂尔多斯盆地页岩油水平井RQ与CQ分级评价标准

Table 2 Evaluation criteria for RQ and CQ classification of shale oil horizontal wells in Ordos Basin

综合

品质

储层品质（RCQ）

I类

II类

III类

工程

品质

Φ_e≥5%，S_o≥70%

σ_h≤30 MPa，BI≥50%

3≤Φ_e<5%，50≤S_o<70%

σ_h≤30 MPa，BI≥50%

Φ_e<3%，S_o<50%

σ_h≤30 MPa，BI≥50%

Φ_e≥5%，S_o≥70%

30<σ_h≤34 MPa，40≤BI<50%

3≤Φ_e<5%，50≤S_o<70%

30<σ_h≤34 MPa，40≤BI <50%

Φ_e<3%，S_o<50%

30<σ_h≤34 MPa，40≤BI <50%

Φ_e≥5%，S_o≥70%

σ_h>34 MPa，BI <40%

3≤Φ_e<5%，50≤S_o<70%

σ_h>34 MPa，BI <40%

Φ_e<3%，S_o<50%

σ_h>34 MPa，BI <40%

注：Φ_e为有效孔隙度，%；S_o为含油饱和度，%；σ_h为最小水平主应力，MPa；BI为脆性指数，%

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选取示范区典型页岩油水平井H12井，水平井段长度为1 684 m，钻遇率为67.5%，平均孔隙度为9.4%，平均渗透率为0.16×10^-3μm²，平均含油饱和度为54.9%，利用表2“甜点”分段分级评价标准，并结合水平井测井解释成果，获得全井段地质工程“双甜点”，进而对水平井储层类型进行分类，分为15段，其中Ⅰ类储层7段占比为46.6%、Ⅱ类储层4段占比为26.7%、Ⅲ类储层4段占比为26.7%。

3.2　产能贡献定量评价

在水平井储层类型精细划分的基础上，为进一步精确评价水平井不同类型储层产能贡献程度，优化改造策略，并进行差异化设计。长庆油田在示范区开展了大量页岩油水平井化学示踪剂产液剖面测试，定量获取水平井各压裂段产水与产油占比（图4），分析不同储层类型与产液贡献规律。从图4中可以看出，由于储层强非均质性，不同储层类型产液占比差异较大，Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层产液占比分别为78%、14%、8%。由此可见，Ⅰ类+Ⅱ类储层为水平井产能主要贡献者，Ⅲ类储层对产能贡献有限。

图4

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图4 典型页岩油水平井各压裂段产液剖面测试图

Fig.4 Test pattern of fluid production profile of each fracturing section of shale oil horizontal well

进一步收集整理示范区9口页岩油水平井112段对应储层类型、压裂改造参数、长期产液剖面测试大数据，将不同类型储层对应的改造段数、投入和产出作对比分析，如图5所示。结果表明不同类型储层对应的产能贡献差异较大。Ⅰ类和Ⅱ类储层改造段数占比85.2%，产出占96.4%，为主要产能贡献段；Ⅲ类储层改造段数占比14.8%，产出仅占3.6%，贡献程度最低，同时Ⅲ类储层投入占比19.4%，产出仅占3.6%，投入产出不成正比。因此，针对盆地长7段页岩油不同类型储层进行差异化设计，优先和加强改造Ⅰ类和Ⅱ类储层，Ⅲ类储层选择性改造。

图5

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图5 不同类型页岩油储层改造段数、投入、产出占比对比

Fig.5 Comparison diagram of the number， input and output ratio of different types of shale oil reservoirs

3.3　关键压裂参数优化

统计盆地长7段页岩油储层120口水平井生产满1年累产油量与部分地质工程参数相关性（图6），发现累产油量与水平井的水平段油层长度、压裂段数、裂缝簇数、加砂强度都有一定相关性，技术参数存在合理区间^[22]。然而目前只根据大数据探索形成了关键技术参数合理区间，由于影响产能因素众多且关系复杂，不同因素均在不同程度上影响产能大小，具有复杂的非线性关系，因此影响产能主控因素难以确定，不同类型储层获得更高产能目标的关键技术参数优化带来较大挑战。

图6

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图6 页岩油水平井部分地质工程参数与产量相关性

（a）水平段油层长度；（b）压裂段数；（c）裂缝簇数；（d）加砂强度

Fig.6 Correlation diagram of some geological engineering parameters and production of shale oil horizontal well

灰色关联分析法是灰色理论中的重要内容，通过寻求系统中各因素的主次关系，确定影响各项评价指标的关键因素，在储层评价、产能预测、重复压裂选井等方面广泛应用^[23⁃24]。本文利用灰色理论计算盆地页岩油水平井油层段的储层物性、岩石力学和压裂改造参数与第1年累产油量之间的权重系数，定量评价不同影响因素对产能的贡献程度。将权重系数大于0.06的定义为主控因素，根据权重系数大小排序为：油层长度、布缝密度、进液强度、脆性指数、加砂强度、渗透率、破裂压力、孔隙度、含油饱和度、泥质含量（图7）。从图7中可以看出，油层长度对产能最大，排名第一;布缝密度排名第二，进一步说明储层物质基础是获得高产能的首要条件，即优先改造I类和II类储层，同时提高缝网波及体积是实现非常规产能最大化的重要途径。

图7

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图7 产能影响因素排序

Fig.7 Ranking chart of factors affecting production

从典型井不同储层类型进液强度与单井EUR相关性图（图8）可知，I类储层随着进液强度的增大，单井EUR先增加后趋于平稳，在大于20~25 m³/m区间时增加缓慢。II类储层与单井EUR也呈相同规律，在大于15~20 m³/m区间时增加缓慢。因此根据单井EUR变化规律，优化长7段页岩油I类储层进液强度区间为20~25 m³/m；II类储层进液强度区间为15~20 m³/m。

图8

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图8 不同类型页岩油储层与累产油相关性

Fig.8 Correlation diagram between different types of shale oil reservoirs and cumulative oil production

4 工程攻关方向建议

为助推页岩油高效经济开发，建议从以下3个方面开展技术工程攻关和矿场试验。

（1）目前矿场井下微地震监测与测井等资料，仍无法实现对油层剖面的精细刻画和定量描述，图5中第6段为泥岩穿层段，通过产油与产水所占比例测试结果显示，部分低钻遇率段体积压裂后仍可获得高产。因此，需攻关高效精准识别井周围“甜点”发育状况方法，将“水平段甜点压裂”向“三维空间甜点压裂”升级。

（2）鉴于研究区典型页岩油水平井体积压裂平均缝网波及系数不到50%，说明部分水平井目前缝控储量未达到最优，同时通过井下微地震监测体积压裂事件点显示部分压裂段未能得到充分改造。因此，需加强多裂缝起裂规律与控制机理、多夹层裂缝扩展规律物模实验等基础研究，并研发与试验新型暂堵工艺与材料，提高有效缝网波及体积。

（3）为厘清非常规致密储层裂缝扩展规律与控制机理，最大限度地实现体积开发，需配套新型监测技术，实现在线监测体积压裂施工过程，分析多裂缝起裂效率、缝网复杂程度、有效支撑缝长等，实时调整优化施工参数，实现全井段全覆盖改造，同时配套水平井生产测试，获取产液剖面，分析全生命周期生产规律。

5 结论

（1）基于鄂尔多斯盆地长7段9口页岩油水平井112段产液剖面测试结果得出：I类和II类储层改造段数占比为85.2%，产出占比高达96.4%，为产能主要贡献段；III类储层改造段数占比为14.8%，产出仅占3.6%，贡献程度最低；应优先改造I类和II类储层，III类储层选择性改造。

（2）影响产能的主控因素依次为：油层长度、布缝密度、进液强度、脆性指数、加砂强度、渗透率、破裂压力、孔隙度、含油饱和度、泥质含量。储层物质基础是获得高产能的首要条件，提高缝网波及体积是实现非常规油气产能最大化的重要途径。

（3）建议攻关高效精准识别井周围“甜点”发育状况方法，将“水平段平面甜点压裂”向“三维空间甜点压裂”升级。加强裂缝扩展与控制机理基础研究，研发新型暂堵材料，并配套新型监测技术，实现在线监测体积压裂施工与生产过程，最终实现“体积开发”。

参考文献

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被引期刊影响因子

[1]

焦方正，邹才能，杨智. 陆相源内石油聚集地质理论认识及勘探开发实践［J］. 石油勘探与开发， 2020， 47（6）： 1-12.