Discussion on Several Key Issues of the New-Generation Network Fracturing Technologies for Unconventional Reservoirs
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摘要:
体积压裂技术是实现非常规油气藏高效开发的关键，围绕有效改造体积及单井控制EUR最大化的目标，密切割程度、加砂强度、暂堵级数及工艺参数不断强化，导致压裂作业综合成本越来越高。为此，开展了新一代体积压裂技术（立体缝网压裂技术）的研究与试验，压裂工艺逐渐发展到“适度密切割、多尺度裂缝强加砂、多级双暂堵和全程穿层”模式。为促进立体缝网压裂技术的发展与推广应用，对立体缝网的表征、压裂模式及参数界限的确定、“压裂–渗吸–增能–驱油”协同提高采收率的机制、一体化变黏度多功能压裂液的研制、石英砂替代陶粒的经济性分析及“设计–实施–后评估”循环迭代升级的闭环体系构建等关键问题进行了探讨，厘清了立体缝网压裂技术的概念、关键技术及提高采收率机理，对于非常规油气藏新一代压裂技术的快速发展、更好地满足非常规油气藏高效勘探开发需求，具有重要的借鉴和指导意义。
Abstract:Network fracturing technologies are the key to the efficient development of unconventional reservoirs. The degree of tight spacing, the intensity of proppant injection, the number of temporary plugging stages, and operation parameters are constantly optimized to maximize the effective stimulated reservoir volume (ESRV) and single-well estimated ultimate recovery (EUR), ultimately adding to the increasingly high comprehensive costs of fracturing operations. For this reason, new-generation network fracturing technologies (namely, three-dimensional fracture network fracturing technologies) were investigated and tested. Regarding the development of the fracturing process, a mode of “moderate tight spacing, high-intensity proppant injection to multi-scale fractures, multi-stage dual temporary plugging, and whole-process layer-penetrating” was gradually ushered into practice. Several key issues were discussed to further the development, promotion, and application of three-dimensional fracture network fracturing technologies. These issues involved the characterization of three-dimensional fracture networks, the determination of the fracturing mode and parameter boundaries, the synergistic enhanced oil recovery (EOR) mechanism of “fracturing-imbibition-energy enhancement-oil displacement”, integrated multi-functional fracturing fluids, the analysis of the economic efficiency of replacing ceramsite with quartz sand, and the establishment of a closed-loop system upgraded by cyclic iteration of “design-implementation-post-frac evaluation”. In this way, the concepts, key technologies, and the EOR mechanism of the three-dimensional fracturing technologies were clarified. Important reference and guidance can be provided by this paper for the rapid development of new-generation fracturing technologies for unconventional oil reservoirs and better fulfillment of the requirements for efficient exploration and development of unconventional reservoirs.
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长庆油田陇东地区长7段页岩油储层埋深一般为1 600～2 200 m，渗透率0.07～0.22 mD，压力系数0.77～0.85，脆性指数 0.34～0.45[1]。长7段页岩油藏与北美页岩油藏具有相似性，但开发更具挑战，主要表现为：沉积环境是湖相沉积，非均质性更强，地层压力系数低，脆性指数低，天然裂缝相对不发育。前期该页岩油藏的水平井主体采用水力泵送桥塞分段体积压裂工艺，初期单井日产油量 10 t 左右，未达到预期效果。分析认为，水平井分段多簇压裂改造过程中，受储层物性、地应力、各向异性及水力裂缝簇间干扰等因素影响[2-5]，各簇不能均匀开启，簇间进液不均，达不到均匀改造储层的目的。因此，需要开展精细化分段压裂技术研究，以实现精细分层、规模可控，从而解决水平井分段多簇压裂部分射孔簇压不开，或虽已压开但并未建立起有效驱替压差，导致有效期短、无法实现长期有效动用的问题。为此，长庆油田开展了单段单簇细分切割压裂技术研究，形成了页岩油水平井细分切割压裂技术，实现了储层均匀改造、缝控储量的目的。目前，该技术已在陇东地区10口页岩油水平井进行了现场应用，取得了显著的增产效果。
1. 单段单簇细分切割压裂模拟研究
1.1 多簇压裂和细分切割单段单簇压裂模拟
利用软件模拟分析了多簇压裂和细分切割单段单簇压裂时的裂缝扩展情况，结果见图1（缝高、缝长固定，缝宽变化）。
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图 1 不同压裂方式下的裂缝扩展对比Figure 1. Comparison of fracture propagation under different fracturing modes多簇压裂方式下，2簇压开缝长260.00 m，缝高92.00 m；3簇压开缝长210.00 m，缝高67.00 m。模拟可知，并非所有簇都能均匀开启，压窜邻井（井距400.00 m）的风险很高，压穿相邻含水层的风险也升高。现场常出现某井压裂造成邻井含水率迅速升至100%的情况，证实了普遍存在压窜。
细分切割单段单簇压裂方式下，各裂缝长度为180.00 m，缝高52.00 m。模拟可知，该压裂方式可以确保储层各射孔位置均匀分布，能够保证每段均匀开启、充分改造，避免了压窜邻井的风险。
1.2 多簇合压和单簇单压下的产量预测
模拟了长7段页岩油藏1口页岩油水平井在多簇合压和单簇单压下的裂缝形态，并采用软件预测了2种工艺下的采油指数、无阻流量（见表1）和产能（见图2）。
表 1 多簇合压和单簇单压下的采油指数和无阻流量Table 1. Productivity index and open flow capacity under multi-cluster fracturing and single-cluster fracturing序号 压裂工艺 采油指数/（m3·d–1·MPa–1） 无阻流量/（m3·d–1） 1 多簇合压 2.058 46 32.93 2 单簇单压 2.241 65 35.86 ![]()
图 2 多簇合压和单簇单压下的产能预测曲线Figure 2. Productivity prediction curves under multi-cluster fracturing and single-cluster fracturing由表1和图2可知，单簇单压下的采油指数和无阻流量明显高于多簇合压，且单簇单压较多簇合压的稳产时间更长。
2. 细分切割压裂优化设计
以实现“缝控储量最大化”为原则，利用压裂地质一体化设计方法，进行压裂改造方案优化，确定合理的储层改造工艺参数。
2.1 压裂段数优化
以华HXX-X井为例进行压裂优化设计。该井的基本参数：储层有效厚度16.00 m，储层压力16 MPa，孔隙度10.1%，渗透率0.18 mD，含水饱和度40%，采用页岩油水平井细分切割压裂工艺，每段1簇。
根据不同压裂段数下压裂后的累计产量、压裂成本及压裂净现值模拟计算结果（见图3），建议该井采用细分切割压裂的最优段数为38～42段。
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图 3 华HXX-X井不同压裂段数下压后效果的模拟结果Figure 3. Simulation results of fracturing effect under different fracturing sections of Well Hua HXX-X2.2 射孔位置优化
2.2.1 非均质地质模型的建立
以陇东地区华H34平台为例，根据测井解释的水平段储层物性参数，利用克里金空间插值方法，建立了华 H34 平台的非均匀地质模型[6]（见图4）。
2.2.2 综合甜点指数计算
首先，分别计算页岩油储层的工程甜点指数（可压性）和地质甜点指数（含油性）；然后，将二者结合得到综合甜点指数[7-8]。其中，工程甜点指数由岩性和岩石力学参数2部分构成，岩性参数为脆性矿物含量与全岩矿物含量的比值，岩石力学参数为归一化的弹性模量和泊松比的平均值；地质甜点指数为归一化的孔隙度、渗透率、含油饱和度及全烃值乘以权重系数之和；综合甜点指数为工程甜点指数和地质甜点指数乘以权重系数之和。
2.2.3 华H34平台综合甜点分布
根据华H34平台各井的测井数据，计算得到了井筒综合甜点指数，再利用空间插值获得了区域甜点分布情况，如图5所示（图例中的数据为该平台综合甜点指数）。
2.2.4 射孔位置优选
基于综合甜点指数分布，设置最小缝间距，以压裂射孔位置总甜点指数最高为目标，避开套管接箍，优选射孔位置，结果见表2。
表 2 射孔位置优选结果Table 2. Optimized perforating positions压裂
段次射孔
位置/
m段间
距/m综合
甜点
指数，%压裂
段次射孔
位置/
m段间
距/m综合
甜点
指数，%1 3 221.50 55.9 13 2 741.90 25.00 66.2 2 3 169.60 51.90 59.2 14 2 711.10 30.80 79.1 3 3 133.80 35.80 82.9 15 2 670.40 40.70 77.5 4 3 106.30 27.50 60.0 16 2 643.30 27.10 72.0 5 3 079.80 26.50 73.9 17 2 598.10 45.20 64.1 6 3 053.40 26.40 60.5 18 2 568.60 29.50 73.0 7 3 028.10 25.30 71.4 19 2 540.60 28.00 64.5 8 3 002.80 25.30 54.7 20 2 510.90 29.70 70.0 9 2 962.00 40.80 62.1 21 2 480.90 30.00 87.7 10 2 928.10 33.90 56.0 22 2 455.10 25.80 66.5 11 2 792.10 136.00 63.1 23 2 393.60 61.50 52.5 12 2 766.90 25.20 80.8 24 2 354.00 39.60 87.5 由表2可知，24段平均段间距37.70 m，平均综合甜点指数68.4%。
2.3 裂缝半长优化
陇东地区页岩油华H34平台平均井距308 m。在此条件下，模拟不同裂缝半长下的累计产油量，结果如图6所示。从图6可以看出，裂缝半长大于135 m之后产油量增幅明显减小。因此，将平均裂缝半长优化为135 m。至于具体每一段的裂缝半长的设计值，可根据实际井距进行调整。
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图 6 不同裂缝半长下的累计产量Figure 6. Cumulative production with different half-lengths of fractures3. 压裂施工参数优化
3.1 加砂量、砂比的优化
采用压裂地质一体化软件，模拟了相同液量、不同砂比（加砂量）下的裂缝参数及压后的产量，结果见表3。模拟采用的基本参数：储层压力16 MPa，渗透率0.10 mD，含水饱和度45%，井距300 m，水平段长度1 750 m，储层钻遇率80%，压裂43段，前置液占比40%。
表 3 相同液量、不同砂比（加砂量）下的裂缝参数及压后的产量Table 3. Fracture parameters and post-fracturing production with the same fluid rates but different proppant concentration (sand content)序号 砂比，
%每段液量/m3 每段加砂量/m3 支撑缝长/m 导流能力/
（mD·m）无因次
导流能力第1年
产量/t1 21 620 78.0 131.30 740.3 56.4 4 083.2 2 18 620 66.8 130.40 644.5 49.4 4 053.0 3 15 620 55.7 129.50 538.8 41.6 4 023.5 4 12 620 44.6 121.50 454.3 37.4 3 773.6 5 9 620 33.4 108.70 381.8 35.1 3 226.3 从表3可以看出，砂比降低，裂缝导流能力下降，但导流能力对产量的影响较小，主要是因为基质渗透率很低、压裂段数很多，且产量不高，裂缝的导流能力能满足生产；但砂比降低到一定程度后，支撑缝长明显缩短，产量大幅度降低。经过综合对比确定最佳砂比为15%，每段最佳加砂量为55.7 m3。
3.2 压裂支撑剂组合的优化
模拟计算了40/70目和20/40目支撑剂（石英砂）以不同比例组合后的裂缝导流能力与压后的产量，结果见表4。
表 4 两种粒径支撑剂以不同比例组合后的裂缝导流能力与压后产量Table 4. Fracture conductivity and post-fracturing production after the proppant with two particle sizes were combined in different proportions序号 40/70目和20/40目
支撑剂配比导流能力/
（mD·m）无因次导流
能力第1年
产量/t1 1∶3 533.4 25.8 5 263.1 2 1∶2 481.7 23.3 5 253.6 3 1∶1 405.9 19.6 5 243.4 4 2∶1 327.5 15.8 5 233.8 5 3∶1 276.5 13.4 5 179.2 由表4可知，40/70目和20/40目支撑剂组合中，随着40/70目支撑剂所占比例增大，裂缝导流能力降低，压后第1年的产量虽然有所降低但降低幅度非常小，这主要是因为导流能力已经可以满足流体流动的需求。不过，小粒径支撑剂沉降速度更小，液体能携带更远，支撑剂铺置剖面更均匀，有利于形成更长的支撑裂缝[9-11]。因此，综合考虑40/70目与20/40目支撑剂的最优组合比例为2∶1。
3.3 施工排量的优化
模拟计算了不同尺寸连续油管在不同排量下的环空流速，结果见表5。
表 5 不同尺寸连续油管在不同排量下的环空流速Table 5. Annular flow velocity of coiled tubings in different sizes under different flow rates排量/
（m3·min–1）不同尺寸连续油管对应环空流速/（m·s–1） ϕ58.4 mm ϕ50.8 mm ϕ43.2 mm 6.4 11.5 10.6 10.1 6.6 11.9 10.9 10.4 6.8 12.2 11.2 10.7 7.0 12.6 11.6 11.0 7.2 12.9 11.9 11.3 7.4 13.3 12.2 11.7 7.6 13.7 12.5 12.0 7.8 14.0 12.9 12.3 8.0 14.4 13.2 12.6 8.2 14.7 13.5 12.9 8.4 15.1 13.9 13.2 根据表5中数据，参考石油天然气行业标准《石油钻采高压管汇的使用、维护、维修与检测》（SY/T 6270—2012）高压管汇液体流速不大于12.2 m/s的要求，并考虑连续油管在水平段会发生螺旋屈曲、增大冲蚀等情况，设计安全系数为1.20，将ϕ58.4 mm连续油管最大施工排量优化为5.6 m3/min。
4. 现场应用
页岩油水平井细分切割压裂技术在长庆油田陇东地区10口井的长7段进行了应用，通过“精细分段、定点布缝”，达到了精准压裂、有效改造的效果，施工成功率100%，改造后增加了缝控储量，提高了单井产量。
其中，XP237井组投产时间最长，生产31个月，应用井XP237-72井有效储层长度和改造强度均比同平台邻井略低。但从XP237平台改造和投产数据对比数据（见表6）及XP237平台产油量曲线（见图7）可以看出：目前XP237-72井日产油量14.4 t，比邻井平均日产油量高15.6%；累计产油量17 633.6 t，比邻井平均累计产油量高39.5%。而从XP237平台含水曲线（见图8）可以看出，XP237-72井的含水率明显低于同平台邻井。
表 6 XP237平台各井改造和投产数据对比Table 6. Comparison of stimulation and production data of the wells on the Platform XP237井别 井号 投产时间 目前情况 改造工艺 段数 簇数 入地液量/
m3加砂量/
m3水平段
长度/m油层钻遇
率，%加砂强度/
(m3·m–1)进液强度/
(m3·m–1)油量/
t含水率，% 对比井 XP 237-71 2018/02/18 8.85 16.3 桥塞分段 31 67 29 660.6 3 261.3 2 237.0 79.8 1.8 16.6 XP 237-74 2018/08/03 17.53 25.8 22 62 26 418.5 3 321.4 1 876.0 85.3 2.1 16.5 XP 237-75 2018/08/19 8.62 33.7 26 67 28 779.0 3 102.7 1 682.3 79.3 2.3 21.6 XP 237-76 2018/08/19 14.78 18.5 18 58 22 676.4 2 842.8 1 934.6 87.1 1.7 13.4 应用井 XP 237-72 2018/05/21 14.39 19.2 细分切割 40 40 23 467.7 2 610.0 1 535.0 99.7 1.7 15.3 ![]()
图 7 XP237平台各井的产油量曲线Figure 7. Oil production curves of the wells on the Platform XP2375. 结 论
1）针对长庆油田陇东地区页岩油储层脆性指数低、天然裂缝不发育、不易形成复杂缝网，以及采用分段多簇体积压裂时因受储层物性、地应力、各向异性及水力裂缝簇间干扰等因素影响导致簇间进液不均、达不到储层均匀改造目的的问题，研究了更具针对性的单段单簇细分切割压裂技术。
2）利用压裂优化设计及监测评价技术一体化平台，建立了页岩油水平井非均质地质模型；基于甜点空间分布优化压裂段数，形成了细分切割压裂设计方法。同时，优化了加砂量、砂比和排量等压裂施工参数，实现了细分切割压裂的充分改造。
3）长庆油田陇东地区页岩油水平井细分切割压裂技术已在现场应用10口井，采用“精细分段、定点布缝”压裂设计，借助连续油管底封拖动压裂工艺，对长7段储层进行了充分改造，改造效果明显优于邻井采用的常规压裂技术。
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表 1 2口井的立体缝网指数计算结果及其压后无阻流量
Table 1 Calculated three-dimensional fracture network indexes and post-frac open flow rate of two wells
井名 水平段长/m 排量/
（m3·min−1）单段液量/ m3 V1/m3 r1/m r2/m m1/条 m2/条 F′CI FCI 无阻流量/
（104 m3·d−1）A井 1 008 10～12 1331 260.0 12.5 3.2 6 18 0.132 0.293 16.74 B井 1 003 12～14 1545 312.6 12.7 2.6 8 23 0.145 0.436 21.18 注：V1为转向支裂缝及三级微裂缝中的压裂液体积；r1和r2分别为转向支裂缝和三级微裂缝半长；m1和m2分别为转向支裂缝和三级微裂缝数量。 
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