鄂爾多斯盆地頁巖油水平井細切割體積壓裂技術(shù)

慕立俊,趙振峰,李憲文,張礦生,唐梅榮,杜現(xiàn)飛,白曉虎

(1.中國石油 長慶油田分公司 油氣工藝研究院，陜西 西安 710018；2.低滲透油氣田開發(fā)國家工程重點實驗室，陜西 西安 710018)

1 資源與地質(zhì)特征

鄂爾多斯盆地石油主要發(fā)育于中生界三疊系延長組和侏羅系延安組，延長組為主力油層組，縱向分為長1～長10共10個油層段。其中長7段為中生界石油烴源巖發(fā)育段，近年來通過加強攻關(guān)研究與勘探發(fā)現(xiàn)了豐富的頁巖油資源。頁巖油是指三疊系延長組長7段烴源巖發(fā)育層系內(nèi)致密砂巖和頁巖中未經(jīng)過大規(guī)模長距離運移而形成的石油聚集，屬于湖相沉積。按照巖性組合、砂地比與單砂體厚度等因素可將頁巖油儲層劃分為4種類型(表1)。Ⅰ+Ⅱ類頁巖油儲層主要為厚層細、粉砂巖；Ⅲ+Ⅳ類頁巖油儲層主要為薄層細粉砂巖和泥頁巖。其中Ⅰ與Ⅱ類頁巖油主要分布于長71、長72段，以細砂級和粉砂級長石巖屑砂巖為主(粘土含量<15%)，砂地比>30%，是近年來重點攻關(guān)開發(fā)對象，地質(zhì)資源量達到30×108t。Ⅲ與Ⅳ類頁巖油正在進行技術(shù)攻關(guān)，遠景資源量達105×108t。

鄂爾多斯盆地頁巖油儲層埋深為1 600～2 200 m，基質(zhì)滲透率為(0.11～0.14)×10-3μm2，孔隙度為6～12%，油氣比為75～122 m3/t，原油粘度為1.35mPa·s，壓力系數(shù)為0.77～0.84 MPa/100m，脆性指數(shù)為39～45%，水平兩向應(yīng)力差為3～5 MPa[1]。與國內(nèi)外頁巖油(致密油)相比，長7頁巖油具有其獨特性。相比國內(nèi)頁巖油壓力系數(shù)低，物性差，但原油粘度小，埋藏淺；相比北美二疊盆地頁巖油脆性指數(shù)低、壓力系數(shù)低(表2)。

表1 鄂爾多斯盆地中生界延長組長7段頁巖油儲層4種類型Table 1 Four types of shale oil reservoirs in the 7th member of the Mesozoic Yanchang Formation in Ordos Basin

表2 鄂爾多斯盆地頁巖油與國內(nèi)外頁巖油特征參數(shù)對比Table 2 Characteristic parameter comparison of the shale oil in Ordos Basin and that in other areas both at home and abroad

2 水力壓裂裂縫擴展特征

水力壓裂裂縫形態(tài)受多種因素(如結(jié)構(gòu)弱面與走向及傾向、三向應(yīng)力差異、巖石脆性等)影響[2-3]。要形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，先決條件是水平兩向應(yīng)力差較小、天然微裂縫發(fā)育及巖石脆性指數(shù)較高，同時要配合壓裂工藝與施工參數(shù)[4-5]。本文采用大型物模實驗、微地震事件帶水平檢查井取心觀察和微地震頻度與震級分析，對長慶長7頁巖油體積壓裂水力裂縫特征開展研究。

2.1 大型物模實驗

采集4塊長寬高為1×1×1 m的頁巖油天然露頭巖樣，開展水力壓裂大型物模實驗，其中1塊巖心發(fā)育大量的微裂縫和結(jié)構(gòu)弱面，其余3塊巖心微裂縫發(fā)育程度較低。實驗壓裂液體采用低粘滑溜水，液體粘度為3～5 mPa·s，夾持巖樣的水平兩向主應(yīng)力相等。實驗結(jié)果顯示微裂縫不發(fā)育的3塊巖心水力壓裂后以單一主裂縫為主(圖1)，而微裂縫發(fā)育的巖心則觀察到較復(fù)雜的裂縫系統(tǒng)(圖2)。實驗結(jié)果表明，微裂縫與結(jié)構(gòu)弱面是形成復(fù)雜裂縫的充分條件，而鄂爾多斯盆地頁巖油儲層非均質(zhì)強，天然微裂縫發(fā)育并不普遍，總體仍需通過特殊的工藝技術(shù)手段來提高儲層動用程度。

2.2 水平井取心觀察

選取前期頁巖油常規(guī)大排量壓裂改造直井，采用水平井取心評價認識水力壓裂裂縫。A1井采用大排量壓裂改造，排量為6.0 m3/min，入地液量為630 m3，井下微地震監(jiān)測裂縫帶長310 m，帶寬80 m。在垂直最大水平主應(yīng)力方向(即垂直水力裂縫方向)、距離A1井東側(cè)50 m的微地震監(jiān)測事件區(qū)域內(nèi)，部署1口水平井APJ取心，水平段長80 m與微地震帶寬相同。巖心觀察發(fā)現(xiàn)3條人工裂縫跡象，且集中在垂直最大水平主應(yīng)力方向10 m范圍內(nèi)，裂縫總體波及痕跡遠小于與微地震事件的帶寬，表明采用集中射孔條件下常規(guī)大排量壓裂形成的人工裂縫對側(cè)向控藏程度不夠，需要進一步地提高水平段射孔簇數(shù)來提高有效改造體積。

圖2 微裂縫發(fā)育的巖心水力壓裂后可見復(fù)雜的裂縫系統(tǒng)Fig.2 A picture showing a complex fracture network under hydraulic fracturing in the core featuring well developed micro-fractures(巖樣尺寸1.0×1.0×1.0m，天然微裂縫發(fā)育，紅色痕跡為水力壓裂裂縫擴展形態(tài)，呈復(fù)雜的不規(guī)則縫網(wǎng)。)

2.3 微地震頻度與震級分析

因井下微地震監(jiān)測到的帶寬與實際取心觀察結(jié)果差異較大，利用Gutenberg-Richter經(jīng)驗公式計算地震頻度與震級關(guān)系(式1)。研究表明，微地震震級與一定震級下的微地震事件數(shù)量對數(shù)之間呈負相關(guān)關(guān)系[6]，如果天然裂縫/微斷層對微地震整體事件的影響程度越大，則公式中b值越小。當b值在1.5～2.0時,主要是水力壓裂響應(yīng);當b值小于1.5且越接近1.0時，天然裂縫/微斷層裂縫越多，總體復(fù)雜程度越高。統(tǒng)計分析頁巖油體積壓裂微地震事件，b值在1.5以上的井段占60%～70%，表明裂縫系統(tǒng)以人工主裂縫為主、微裂縫為輔的裂縫形態(tài)，需要通過進一步增加人工裂縫密度來提高裂縫控制程度。

lgN=a-bM

(1)

式中：M為微地震震級，范圍為-4～0；N為某一震級下監(jiān)測到的微地震事件數(shù)量；a為常數(shù)；b為天然裂縫影響程度。

3 壓裂技術(shù)優(yōu)化

鄂爾多斯盆地Ⅰ與Ⅱ類頁巖油儲層改造經(jīng)歷了直井常規(guī)壓裂、直井體積壓裂、水平井分段壓裂和水平井分段體積壓裂4個階段的探索與實踐[7-9]，最終確定了水平井分段體積壓裂是實現(xiàn)儲層有效動用和提高單井產(chǎn)量的有效途徑。前期頁巖油水平井布井井距為600～800 m，水平段長為800～1 000 m，單井壓裂為10～15段，單段簇數(shù)為2～3簇，簇間距為10～30 m，壓裂排量為6～8 m3/min，加砂強度為1.5～2.0 t/m，進液強度為10～15 m3/m，采用準自然能量開發(fā)。初期產(chǎn)量突破10 t，達到常規(guī)直井的8～10倍，但長期生產(chǎn)遞減較大，第一年遞減率達到35%～50%，預(yù)測采收率較低(4%～8%)，低油價下規(guī)模效益開發(fā)挑戰(zhàn)巨大。水力裂縫擴展特征研究表明，鄂爾多斯盆地長7頁巖油常規(guī)大排量壓裂形成復(fù)雜縫網(wǎng)難度大，因此由大排量打碎儲集體向細分切割高密度完井方向發(fā)展是大幅提高單井產(chǎn)量和累積產(chǎn)量的現(xiàn)實方向。另外伴隨著頁巖油水平段長度大幅增加(主體為1 500～2 000 m，最長3 035 m)和井距進一步縮小(200～400 m)，如何開展長水平段細分切割體積壓裂優(yōu)化設(shè)計，實現(xiàn)水平段優(yōu)質(zhì)儲層縫控程度最大化，是進一步提高頁巖油開發(fā)效益關(guān)鍵。

3.1 壓裂改造甜點

水平井常規(guī)曲線(時差、伽馬)劃分儲層快速、簡單，但準確性與精細度較低，現(xiàn)場壓裂極易出線與儲層解釋結(jié)果不匹配的情況。為此在水平井常規(guī)測井系列的基礎(chǔ)上，通過加測電成像與陣列聲波系列，精細解釋物性、含油性、脆性與地應(yīng)力等參數(shù)，厘定分類閾值，建立水平井儲層品質(zhì)(RQ)和完井品質(zhì)(CQ)九宮格分段分級評價標準，在地質(zhì)評價基礎(chǔ)上賦予了工程評價，優(yōu)選水平段“儲層工程甜點”，為水平井壓裂布縫和方案優(yōu)化提供依據(jù)。其中儲層品質(zhì)I和工程品質(zhì)A為綜合品質(zhì)好，儲層品質(zhì)Ⅱ和工程品質(zhì)B為綜合品質(zhì)中等，其余為綜合品質(zhì)差(表3)。

表3 鄂爾多斯盆地頁巖油水平井RQ與CQ分級評價標準Table 3 A standard table for RQ and CQ classification and evaluation of horizontal wells in developing shale oil in Ordos Basin

注：表中，Φe有效孔隙度，%；So含油性，%；σh最小水平主應(yīng)力，MPa；BI脆性指數(shù)，%。紅色底色為綜合品質(zhì)好，黃色底色為綜合品質(zhì)中等，灰色底色為綜合品質(zhì)差。

3.2 裂縫間距

裂縫間距是影響頁巖油水平井壓裂效果和作業(yè)成本的關(guān)鍵因素。多射孔和縮短裂縫間距，可提高多簇裂縫復(fù)雜性，增大與儲層接觸面積，但過小又會大幅增加作業(yè)成本；少射孔和增加裂縫間距，可提升裂縫質(zhì)量，但過大又會導(dǎo)致裂縫對儲層控制程度不夠。針對長7頁巖油裂縫形態(tài)特征，建立非常規(guī)復(fù)雜縫網(wǎng)模型[10]，可綜合考慮儲層非均質(zhì)性、應(yīng)力各向異性、水力裂縫和天然裂縫的相互作用、水力裂縫之間相互作用(應(yīng)力陰影效應(yīng))，真實模擬裂縫擴展機理和支撐劑運輸過程。模擬50 m水平段長，分別設(shè)計20、15、10、5、2.5 m裂縫間距下的多簇裂縫擴展形態(tài)。從模擬結(jié)果圖中可以看出(圖3)，間距為20、15 m時應(yīng)力陰影影響非常小，水力裂縫呈獨立擴展；間距為10、5 m時應(yīng)力陰影對裂縫擴展有一定影響，有的裂縫發(fā)生側(cè)彎，有的裂縫擴展有限，整體裂縫復(fù)雜程度有所增加，且獲得一定的擴展長度；間距為2.5 m時水力裂縫之間有強烈競爭，導(dǎo)致很多水力壓裂裂縫擴展有限，整體裂縫改造范圍較小。在不同裂縫間距多簇裂縫擴展形態(tài)模擬基礎(chǔ)上，利用油藏數(shù)值模擬軟件計算了各套方案的產(chǎn)量。模擬結(jié)果表明，當裂縫間距在5 m時，不同時間階段的累計產(chǎn)量均為最高(圖4)。綜合考慮壓裂產(chǎn)出投入比及施工難度，采用差異化細切割多簇裂縫設(shè)計模式：Ⅰ類水平段密集布縫強化改造，簇間距為5～10 m，段內(nèi)設(shè)計為5～6簇；Ⅱ類水平段均衡布縫充分改造，簇間距為10～15 m，段內(nèi)設(shè)計為4～5簇；Ⅲ類水平段精準布縫輔助改造，簇間距為15～20 m，段內(nèi)設(shè)計為3～4簇。段間距以安全封隔作業(yè)距離為下限(通常為20 m)，上限則根據(jù)甜點分布特征進行優(yōu)化。

3.3 壓裂液類型及用量

針對頁巖油水平井體積壓裂工藝特點，需要綜合考慮滑溜水、低攜砂和高攜砂三種功能為一體的壓裂液體系[11]。根據(jù)頁巖油儲層礦物組分及壓裂降低作業(yè)成本需求，在室內(nèi)研究基礎(chǔ)上優(yōu)化簡化體系構(gòu)成，降低壓裂液成本。其中針對水敏礦物含量較低，室內(nèi)測試發(fā)現(xiàn)粘土穩(wěn)定劑對防膨率影響甚小，減除了壓裂液中粘土穩(wěn)定劑；同時滑溜水具有表面活性功能，壓裂液表界面性能受助排劑加入變化不大，同時考慮低壓儲層充分利用滯留液量補能，減除了壓裂液中助排劑。現(xiàn)場應(yīng)用試驗表明，壓裂液配方簡化優(yōu)化試驗井與未簡化實施井相比，相同時間的返排率與見油速度基本接近。

圖3 一定水平段不同間距多簇裂縫擴展形態(tài)Fig.3 Multi-cluster fracture propagation patterns with different spacing in a 50-meter horizontal section

圖4 一定水平段不同間距多簇裂縫累產(chǎn)油變化Fig.4 Cumulative oil production of multi-cluster fractures with different spacing in a 50-meter horizontal section

入地液量具有增加裂縫改造體積和補充地層能量作用，鄂爾多斯盆地頁巖油為典型的低壓油藏，地層壓力系數(shù)為0.77～0.84，大都壓后需要人工舉升生產(chǎn)?？紤]井組縫網(wǎng)全覆蓋和初期自噴生產(chǎn)，將壓裂造縫與超前補能相融合，根據(jù)液體效率、水平段長、井距等參數(shù)優(yōu)化入地液量。根據(jù)壓裂入地液體物質(zhì)守恒，定義頁巖油改造后地層壓力系數(shù)αP(式2)，以其大于1.0、實現(xiàn)自噴為目標進行優(yōu)化，按照有效油層厚度15～25 m、1 500 m水平段、400 m井距壓裂20段，孔隙度10%，原始地層壓力為15.8 MPa，地層垂深為2 100 m，液體效率為60%～80%，滯留比例為80%～90%，巖石有效壓縮系數(shù)為0.001 2 MPa-1，單井入地液量優(yōu)化為2.5×104m3，單段壓裂3～6簇優(yōu)化入地液量為800～1 600 m3。

αp=V×η×λ/(Cf×(L×D×H×Por

+Pi)/H*100

(2)

式中：αP為地層壓力系數(shù)，無量綱；V為壓裂液量，m3；η為液體效率，%；λ為滯留比例，指壓裂總液量與壓后至投產(chǎn)返排液量之差，%；Cf為巖石有效壓縮系數(shù)，MPa-1；L為水平段長度，m；D為水平井井距，m；H為儲層厚度，m；Por為孔隙度；Pi為原始地層壓力，MPa；H為儲層垂深，m。

3.4 支撐劑類型及用量

頁巖水力裂縫擴展特征及綜合研究表明，頁巖油儲層體積壓裂形成的是以“主縫為主、支縫為次、微縫為輔”的裂縫系統(tǒng)，不同級次的復(fù)雜裂縫尺度差異大，主要包括長度和寬度。壓裂模擬即露頭觀察發(fā)現(xiàn)，一般主裂縫半長為井距一半(200 m左右)，寬度為5～10 mm；支裂縫長度則不超過簇間距(5～20 m)，寬度為1～2 mm；微裂縫則更小，一般長度小于1 m，寬度小于1 mm。利用無因次導(dǎo)流能力公式計算不同尺度裂縫所需的導(dǎo)流能力，裂縫尺度越小，導(dǎo)流能力需求越低，反之亦然(圖5)。計算結(jié)果表明，主縫需要較高的導(dǎo)流能力(≥5 μm2·cm)，支縫則需要一定的導(dǎo)流能力(≥0.6 μm2·cm)，微縫僅需要較小的導(dǎo)流能力(≥0.1 μm2·cm)。同時支撐劑運移鋪置實驗證實，支撐劑粒徑越小，運移更遠，裂縫鋪置更均勻。因此采用“小+中+大”組合粒徑支撐劑，有助于實現(xiàn)裂縫全尺度支撐，提高頁巖油穩(wěn)產(chǎn)能力。

支撐劑長期導(dǎo)流能力評價實驗顯示，在鄂爾多斯盆地頁巖油閉合應(yīng)力條件下(32 MPa)，20/40目、40/70目、70/140目石英砂可以分別滿足“主縫-支縫-微縫”導(dǎo)流能力需求(圖6)。進而利用Eclipse油藏數(shù)值模擬軟件，模擬400 m井距下最優(yōu)支撐裂縫半長為180～200 m。在單段簇數(shù)(4～6簇)、液量(800～1 200 m3)、液體效率(60%～80%)一定的條件下，優(yōu)化單段支撐劑用量為150～220 m3。根據(jù)差異化壓裂改造原則，推薦Ⅰ類甜點加砂強度4.0～5.5 t/m，Ⅱ類甜點加砂強度3.0～4.0 t/m，Ⅲ類甜點加砂強度2.0～3.0 t/m。

圖5 不同級次裂縫長度導(dǎo)流能力需求Fig.5 Conductivity requirements for fracture length of different grades

圖6 不同粒徑石英砂長期導(dǎo)流能力測試曲線Fig.6 Test curves of long-term conductivity of quartz-sand of various particle sizes

3.5 多簇裂縫精細控制

壓裂模擬表明，鄂爾多斯盆地頁巖儲層單簇裂縫在縱向充分擴展所需的排量為2.5 m3/min，每段射孔4～6簇則所需排量為10～15 m3/min。因長水平段非均質(zhì)性較強(簇間應(yīng)力差1～3 MPa)，多簇裂縫起裂及擴展不均衡。為此在大排量注入的基礎(chǔ)上，通過集成應(yīng)用差異化分簇射孔和動態(tài)暫堵轉(zhuǎn)向的多簇裂縫控制技術(shù)，進一步提升多簇起裂有效性，防止形成超級縫導(dǎo)致井間裂縫竄通，影響整體改造效果。

3.5.1 差異化分簇射孔

多簇射孔起裂效率的評價難度極大，諸如光纖產(chǎn)液剖面測試、電磁支撐劑成像測試因價格昂貴及對生產(chǎn)井筒條件要求較高，在國內(nèi)應(yīng)用極少，而階梯降排量測試方法可通過錄取不同排量下的井口壓力，計算孔眼摩阻來確定孔眼有效率，具有操作簡便、經(jīng)濟適用的優(yōu)點。常規(guī)多簇射孔通常采用均衡射孔方式，即射孔段長度一致(單簇長0.6 m、單簇射9孔)，階梯排量測試分析孔眼有效率僅50%～60%，分析主要原因是簇間應(yīng)力差異導(dǎo)致。為此根據(jù)限流原理，開展段內(nèi)簇間差異化射孔，即根據(jù)測井解釋結(jié)果和地應(yīng)力公式，計算水平段各簇射孔位置處水平主應(yīng)力值，對于段內(nèi)低應(yīng)力簇減少孔眼數(shù)(最少至3孔)，對于高應(yīng)力簇則增加孔眼數(shù)(最多至12孔)，階梯排量測試分析差異化分簇孔眼有效率70%以上。同時按照極限限流理念，探索開展了極限分簇射孔技術(shù)試驗，即通過大幅減少單簇孔數(shù)提高井底壓力[12]，單簇孔數(shù)2孔，階梯排量測試分析極限分簇孔眼有效率達80%以上(圖7)。

3.5.2 動態(tài)暫堵轉(zhuǎn)向

在地層壓開液體及支撐劑順利注入時，受天然裂縫或縫間干擾影響，部分井段多簇裂縫溝通呈現(xiàn)出井口施工壓力較低、單一主縫特征明顯[13-14]。為進一步提高裂縫控制體積，采用多粒徑可溶暫堵轉(zhuǎn)向劑，其中大粒徑封堵已壓開裂縫縫口，小粒徑運移并封堵縫端，實現(xiàn)裂縫轉(zhuǎn)向至未起裂射孔簇或高應(yīng)力區(qū)域[15-16]。考慮施工安全，根據(jù)井口壓力高低確定是否采取暫堵措施(因井口限壓55 MPa，預(yù)留20 MPa的升壓空間，通常施工壓力低于35 MPa時進行暫堵)。建立暫堵劑加注前后壓力響應(yīng)特征判別準則，即暫堵升壓和暫堵前后工作壓力差異是否大于簇間應(yīng)力差(3 MPa)?，F(xiàn)場規(guī)模應(yīng)用32口水平井312段，裂縫轉(zhuǎn)向成功率達到70%以上(表4)。

圖7 極限分簇與常規(guī)分簇裂縫起裂有效性對比Fig.7 Fracturing efficiency comparison between extreme multi-cluster perforation and conventional multi-cluster perforation

4 礦場實踐及效益評價

2017年以來，鄂爾多斯盆地頁巖油Ⅰ與Ⅱ類儲層共開展水平井細切割體積壓裂技術(shù)試驗及應(yīng)用85口井，采用可溶橋塞分段多簇體積壓裂工藝，平均水平段長1 618 m，井均改造23段94簇，入地液量28 590 m3，支撐劑量3 418 m3，壓裂排量為10～15 m3/min，段間距為20～50 m，裂縫間距為5～15 m，裂縫密度為6.3條/百米，進液強度25.3 m3/m，加砂強度4.8 t/m。水平井初期單井產(chǎn)量顯著提高，2017年由13.5提高至16.7 t/d，2018年進一步提高至18.1 t/d(圖8)，改造后地層壓力系數(shù)均達到1.0以上，自噴投產(chǎn)井數(shù)大幅增加，占比達到92%，平均套壓1.0～3.0 MPa。跟蹤2017年投產(chǎn)時間較長的井，平均單井12個月累產(chǎn)油達到4 850 t，較前期提高1 120 t，第1年遞減率由前期42.5%下降至27.8%，展現(xiàn)出良好的增產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)態(tài)勢(圖9)。

表4 鄂爾多斯盆地長7段暫堵壓力響應(yīng)特征評價Table 4 Characteristic evaluation of pressure response during temporary plugging in Chang 7 horizons,Ordos Basin

圖8 長7段頁巖油歷年水平井單井產(chǎn)量變化Fig.8 Shale oil production of single horizontal well over the years in Chang 7

圖9 長7段頁巖油歷年水平井累計產(chǎn)量變化Fig.9 Cumulative shale oil production of horizontal wells over the years in Chang 7

4.1 不同水平段長

開展了不同水平段長度礦場對比實踐，水平段長總體分為600、1 000、1 500和2 000 m以上四類。長期生產(chǎn)動態(tài)表明，隨著水平段長度的增加，單井日產(chǎn)油量和累積產(chǎn)油量呈增大的趨勢(圖10,圖11)。從圖中可以看出，大于2 000 m水平井單井產(chǎn)量達到16 t以上，18個月累計產(chǎn)量達到8 500 t，表明長水平井是頁巖油提高單井產(chǎn)量的重要方向。其中XP238-77井水平段長2 740 m，有效段長2 260 m，采用非均勻細分切割布縫，簇間距為10～20 m，壓裂改造30段108簇，入地液量53 000 m3，支撐劑量4 400 m3，壓裂排量12 m3/min，日產(chǎn)油量達到25～30 t/d，21個月累積產(chǎn)油達1.85×104t，生產(chǎn)1.5年即可回收投資。

4.2 不同裂縫條數(shù)

開展了不同壓裂裂縫條數(shù)礦場對比實踐，統(tǒng)計了同區(qū)塊45口水平井每百米壓裂段數(shù)及簇數(shù)與每百米一年累產(chǎn)油量關(guān)系表明，隨著壓裂段數(shù)和簇數(shù)的增加，產(chǎn)量明顯提高(圖12,圖13)，表明了增加壓裂段數(shù)和裂縫密度有利于提高單井產(chǎn)量。

圖10 不同長度水平井初期產(chǎn)量Fig.10 Initial production of horizontal wells with various lengths

圖11 不同水平段長度水平井累積產(chǎn)油量Fig.11 Cumulative oil production of horizontal wells with different horizontal lengths

圖12 百米壓裂段數(shù)與每百米一年累產(chǎn)油關(guān)系Fig.12 The relationship between the number of fracturing sections per 100 m and the yearly cumulative oil production per 100 m in horizontal wells

圖13 百米裂縫密度與每百米一年累產(chǎn)油關(guān)系Fig.13 The relationship between fracture density per 100 m and yearly cumulative oil production per 100 m in horizontal wells

4.3 不同壓裂強度

開展了不同壓裂強度礦場對比實踐，統(tǒng)計了同區(qū)塊水平井百米進液強度、百米加砂強度與百米一年累產(chǎn)油關(guān)系。結(jié)果表明進液強度、加砂強度與累計產(chǎn)量正相關(guān)性較明顯(圖14,圖15)，同時隨著每百米進液強度增大，水平井第1年產(chǎn)量遞減率明顯減小，表明增大壓裂強度是致密油水平井提高產(chǎn)量、降低遞減的有效途徑。

4.4 效益評價

礦場實踐表明，長水平段、細分切割及高強度壓裂改造是頁巖油水平井提高單井產(chǎn)量的有利方向。定義頁巖油水平井縫控因子FI表征水力裂縫對儲層的控制程度(式3)。統(tǒng)計分析顯示水平井縫控因子FI與百米一年累計產(chǎn)油量具有明顯的正相關(guān)性，表明增大改造強度有利于提高單井產(chǎn)量(圖16)。利用實際產(chǎn)量及遞減規(guī)律預(yù)測頁巖油水平井累計產(chǎn)量，考慮單井投資、原油商品率、噸油操作成本等因素，測算不同油價下的產(chǎn)出投入比，當油價為42美元/桶時產(chǎn)出投入比為1.0，較前期63美元/桶大幅降低。證實通過體積壓裂技術(shù)進步及參數(shù)持續(xù)優(yōu)化提升，能夠?qū)崿F(xiàn)單井產(chǎn)量進一步增加，攤薄噸油開發(fā)成本，有效實現(xiàn)了開發(fā)成本下降和低油價下效益開發(fā)(圖17)。

圖14 百米進液強度與百米一年累計產(chǎn)油量關(guān)系 Fig.14 The relationship between 100 m fluid injecting intensity and yearly cumulative oil production per 100 m in horizontal wells

圖15 百米加砂強度與百米一年累計產(chǎn)油量關(guān)系Fig.15 The relationship between proppant injecting intensity and yearly cumulative oil production per 100 m in horizontal wells

圖16 頁巖油水平井縫控因子與百米一年累產(chǎn)油關(guān)系Fig.16 The relationship between FI and yearly cumulative oil production per 100 m in horizontal shale oil wells

圖17 頁巖油水平井改造強度與噸油成本關(guān)系Fig.17 The relationship between stimulated intensity of horizontal shale oil wells and oil cost per ton

FI=Vp×Vl×ρf

(3)

式中，F(xiàn)I為縫控因子；Vp為每米砂量，t/m；Vl為每米液量，m3/m；ρf為百米裂縫裂縫密度，條/100 m。

5 結(jié)論

1) 長水平井細切割體積壓裂可有效提高頁巖油儲層縫控程度，大幅提高單井產(chǎn)量和攤薄開發(fā)成本。

2) 地質(zhì)工程一體化深度融合，是水平段優(yōu)選改造甜點位置和差異化細分切割布縫設(shè)計的基礎(chǔ)。

3) 差異化分簇射孔和動態(tài)暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù)集成是實現(xiàn)非均質(zhì)地層多簇裂縫均衡起裂和擴展的關(guān)鍵手段。