近年来，非常规储层成为长庆油田增储上产的重要组成部分，以鄂尔多斯盆地庆城页岩油为主要代表^[1–4]，储层主要发育夹层型、纹层型和泥纹型页岩油^[5–8]，其中夹层型页岩油为目前规模开发的主要对象，纹层型和泥纹型还处于风险勘探阶段。与国内外同类型页岩油相比，其具有纵横向非均质性强的特点，主要具有单砂体厚度薄、隔夹层发育和实钻时砂泥层交互出现等特点^[5–6]；另外，地层最大和最小水平主应力差大、脆性指数小，且天然裂缝不发育，压裂难以形成复杂裂缝网络。储层压力系数小^[9–10]，采用常规水力压裂技术压裂投产后存在产量递减快、采收率低的问题，需要采用大规模体积压裂方式补充地层能量，经过长期攻关形成了长庆油田水平井细分切割体积压裂工艺，通过加密布缝提高缝控程度，等孔径射孔以及多段少簇布缝提高裂缝均衡起裂扩展程度，大规模注入压裂液或CO₂等增能介质提高地层能量，闷井渗吸提高采收率，有效提高了庆城低压页岩油单井动用程度，在国内率先实现了页岩油的规模性效益开发^[11–13]，2023年该盆地页岩油产量突破252×10⁴ t，且成本控制在55美元/桶以内。但黄土高原地貌复杂、干旱缺水，经常出现压裂供水不及时问题，影响压裂施工进度。因此，提升压裂工艺及参数与井网井距及储层的适配性、提高液体利用率显得尤为重要，亟需研究兼顾增能、减水和增产的压裂技术。

针对以上问题，笔者在现有体积压裂技术的基础上，以井组为开发单元开展压裂设计，采用数值模拟及矿场大数据分析等方法，对压裂增能模式、压裂顺序和压裂工艺及参数进行了优化，创新提出了结构化驱油压裂技术，将井组内的井分为增能井与非增能井，增能井以提高地层能量、井间驱油为目标，非增能井以长期稳产为目标，不仅提高了裂缝复杂程度及地层能量，还能解决压裂用水供应不足的问题。该技术在HH60平台开展了现场试验，与常规体积压裂井相比，能够实现降本增效，可在庆城油田推广应用。

1.   储层压裂技术难点分析

鄂尔多斯盆地庆城页岩油主要分布在延长组长7段，主要受控于半深湖—深湖重力流沉积体系，地层厚度约110 m，由上到下依次划分为长7₁、长7₂和长7₃等3套小层^[5–8]。长7₁、长7₂发育夹层型页岩油，是开发上产的主要目的层，纵向上砂泥交互、多薄层复合岩性叠置分布，单砂体厚度普遍小于5 m；横向上砂体变化快，同平台同层系钻遇率差异大，表现出强非均质性。储层基质渗透率0.08～0.30 mD ，孔隙度6%～12%。

1.1   地层压力低

长7页岩油储层埋深1 750～2 030 m，为典型的低压储层，地层压力系数0.77～0.84，地层能量不足，导致原油渗流能力较弱，极大地影响了产量。目前，主要采取大规模体积压裂改造措施提高地层的能量，从而提高单井产量。

1.2   裂缝复杂程度低

长7页岩油脆性指数平均为0.428，水平主应力差平均为6.0 MPa，与国内外页岩油储层相比，岩石脆性指数小、水平主应力差大及天然裂缝不发育，体积压裂后裂缝复杂程度较低^[14]。175段微地震数据表明，裂缝复杂因子主要分布在0.10～0.40，平均0.13，而国外致密油的裂缝复杂因子主要分布在0.40～0.60。另外，井下微地震事件点表现为人工裂缝系统以主裂缝为主、分支缝为辅，裂缝复杂程度较低，总体呈条带状分布^[15]，亟需优化压裂工艺参数，提高裂缝复杂程度。

1.3   供水能力受限

目前，庆城页岩油正处于快速上产的关键时期，但供水能力不足，导致庆城油田开发速度受限。平均单井入地液量为2.7×10⁴ m³，受长庆油田地处黄土高原地貌复杂、干旱缺水等限制，产生了大规模体积压裂对水需求大与供水不足之间的矛盾，亟需通过优化压裂模式及工艺参数缓解这一问题。

2.   结构化压裂关键技术

2.1   技术思路

针对庆城页岩油所面临的问题，开展了优选增能模式、差异化压裂设计、调整压裂顺序与方案迭代等研究。优选增能模式，基于数值模拟方法，模拟不同增能模式下储层增能效果以及产量情况，兼顾增能与提产来优选增能井与非增能井。差异化压裂设计，针对增能井与非增能井采用不同压裂工艺参数，增能井达到提高地层能量、井间驱油的目的，非增能井达到长期稳产的目的。调整压裂顺序与方案迭代，压裂顺序为先压裂增能井，再结合增能井的裂缝监测结果，“见缝插针”式地调整非增能井的布缝位置及压裂规模，达到缝控储量最大化动用。基于上述研究形成了结构化驱油压裂技术，如图1所示，不仅能改善水源供应不足的问题，还能通过应力干扰提高裂缝复杂程度和地层能量^[16]。

图  1  结构化驱油压裂示意图

Figure  1.  Structured flooding fracturing

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2.2   增能模式优化

受水资源短缺的影响，需要优选增能模式来提高能量的利用率^[11]，为此，提出了笼统增能和选择性增能2种增能方式。笼统增能是对平台内所有井采用大规模注入方式，配套使用渗吸压裂液，压后闷井一段时间，提高地层能量。选择性增能是对平台内一部分井采用大规模注入方式进行增能，降低水力压裂对水的需求。

采用油藏数值模拟方法，对比了1个平台内（7口水平井）不增能、笼统增能及选择性增能3种方案的地层能量与产量情况。为了降低其他因素对产量的影响，假设所有方案都采用了水力压裂，裂缝半长均为160 m，裂缝导流能力20 D·cm，模拟参数主要包括水平井水平段长1 000 m，井距400 m，孔隙度10%，渗透率0.15 mD，地层压力系数0.85，每口井10条裂缝，井间交错布缝。方案一，小规模压裂对储层无增能效果，模型不采取注水增能，压裂后直接投产；方案二，井组内所有井均采用大规模压裂，将地层压力系数增至1.0，闷井1个月后开井投产；方案三，井组内其中3口井做增能处理，闷井45 d后开井投产。

笼统增能和选择性增能后储层的压力分布如图2所示，笼统增能后全井组储层压力波及范围达224×10⁴ m²，地层压力提高至22.7 MPa，选择性增能后全井组储层压力波及范围、地层压力分别达218×10⁴ m²、21.3 MPa，结果表明笼统增能与选择增能的增能压力波及范围基本相当，但增能幅度略高。3种方案所有井的5年累计产液量如图3所示。

图  2  不同增能方式储层的压力分布

Figure  2.  Reservoir pressure distribution for different energy enhancement methods

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从图3可见，累计产油量从高到低依次为方案三、方案二和方案一。分析原因认为：方案三的2井、4井和6井在增能的同时起到了驱油的效果，使1井、3井、5井和7井在压裂后迅速见油，表现为前期产量上升快的现象；方案二的7口井都进行增能处理，由于压裂入地液量较大，裂缝附近含水饱和度较高，生产初期以产水为主，相比方案三产油量较低，随着生产时间增长，方案二产量逐渐上升至与方案三相当的水平。方案一模拟设置进行了水力压裂但未注水增能，因此表现为无排液期、初期产量较高，但相比其他方案产量递减最快，投产后最终累计产油量最低，表明对于低压页岩油藏，提高地层能量和能量波及范围对开发效果影响很大。不同方案的单井累计产油量如图4所示。

图  3  不同增能方案生产5年的累计产液量

Figure  3.  Comparison of 5-year cumulative liquid production using different energy enhancement schemes

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图  4  不同增能方案单井生产5年的累计产油量

Figure  4.  Comparison of 5-year cumulative oil production per well using different energy enhancement schemes

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从图4可以看出，方案三3井和5井的产油量最高，1井和7井次之，2井、4井和6井最低。这是因为2井、4井和6井的入地液量较高，排液时间也相对较长，并且对其他井有驱油效果，导致其控制的储量减少；3井和5井位于井组中间，增能效果更明显，1井和7井位于井组两侧，只受到部分能量波及，因此，后续应调整为单数号井增能。

考虑供水不足的问题，结合累计产油量，以降本增效为优化目标，选用方案三的选择增能作为增能模式，并选取单数号井进行增能。

2.3   压裂工艺及参数优化

2.3.1   增能井

增能井主要考虑提高地层能量、裂缝复杂程度，选用可溶球座细分切割体积压裂+大排量、大液量滑溜水压裂液+缝内暂堵的技术模式，提高缝控程度，压裂结束再选择闷井一段时间，起到渗吸置换、井间驱油的效果。

2.3.1.1   段内簇数量

受长7页岩油储层横、纵向非均质性极强的影响，长庆油田主体采用多段少簇的压裂模式，段内射孔3～5簇^[17]。单段单簇、大段多簇、多段少簇等3种布缝模式的压裂参数如表1所示，不同布缝模式的改造体积如图5所示。

表  1  不同段簇组合情况下的压裂参数

Table  1.  Fracturing parameters under different segment cluster combinations

段簇组合	单段簇数量/簇	簇间距/m	入地液量/m³	加砂量/m³	总排量/（m3·min−1）	单簇排量/（m3·min−1）
单段单簇	1	9.5	622.9	96.4	9.3	9.3
多段少簇	3	7.9	748.9	109.5	9.7	3.2
大段多簇	8～12	5.6	1 766.8	261.7	14	1.6

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图  5  不同段簇组合的改造体积

Figure  5.  Comparison of stimulated reservoir volumes for different segment cluster combinations

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从图5可以看出，在相近改造规模下，多段少簇相比单段单簇模式液体造缝效率略高，改造体积增大50%；段内多簇相比多段少簇模式液量多2.4倍，改造体积仅增大17%，该模式液体造缝效率最低。综合来看，多段少簇模式在兼顾造缝效率与改造体积方面更有优势。

2.3.1.2   压裂规模

水平井单井产量主要受储层地质特征、压裂改造规模及井网井距等因素影响。为此，考虑庆城页岩油储层纵横向非均质性强及井距的差异，对水平段甜点（X方向）、井距（Y方向）、油层厚度（Z方向）等3个维度进行归一化处理，消除地质及开发因素对产油量的影响，研究进液强度与累计产油量的相关关系。前期研究表明，Ⅰ类储层产出贡献率接近80%，为主力贡献储层；油层厚度难以统计，未对其归一化。为此，提出采用I类储层单位井距进液强度作为压裂参数优化指标，定义为：入地液量/（Ⅰ类甜点长度×井距）。图6为99口页岩油水平井Ⅰ类储层单位井距进液强度与单位井距累计产油量的散点图，结果显示两者的相关性较强，相关系数R为0.730（统计学一般认为相关性大于 0.7，相关性较强），单位井距累计产油量随I类储层单位井距进液强度增强而升高，当I类储层单位井距进液强度大于10 m时，产油量上升幅度降低。水平段长1 500 m、井距400 m时的最佳入地液量25 000～28 000 m³。

图  6  I类储层进液强度与累计产油量关系曲线

Figure  6.  Relationship between fluid intensity and cumulative oil production for Type-I reservoirs

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2.3.1.3   压裂液体系

针对庆城页岩油初始地层压力低、储层微纳米孔喉发育及大规模体积压裂时滑溜水压裂液携砂性能弱等问题，增能井采用自主研发纳米变黏滑溜水压裂液体系，实现了降低摩阻、变黏携砂、渗吸驱油、补充地层能量的目的，同时在线实时配制，提高了作业效率，缩短了现场施工配液时间。

2.3.1.4   闷井时间

增能井采取压后闷井措施，以实现提高地层能量和渗吸驱油提高采收率的目标。闷井时间过短，不仅会导致压裂液与页岩渗吸作用不充分，还会造成地层出砂；闷井时间过长，一方面地层黏土矿物膨胀导致产量降低，另一方面延长了作业时间，间接增加了成本，需要结合矿场实践与数值模拟优化闷井时间。

统计不同区块89口页岩油水平井井口压力随闷井时间变化情况，结果如图7所示。从图7可以看出，不同区块压力下降速率存在差异，但整体表现为闷井1～10 d时井口压力快速降低，10～30 d时缓慢降低，然后逐渐趋于稳定。

图  7  井口压力随闷井时间的变化关系

Figure  7.  Variation of wellhead pressure with different shut-in times

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另外，数值模拟表明，闷井25 d后储层压力基本趋于稳定（见图8），综合矿场实践与数值模拟结果，合理闷井时间应不超过30 d，结合井口实测压力进行调整。若井口压力低于裂缝闭合压力7 MPa，闷井结束；若闷井超过30 d，井口压力仍高于7 MPa，但连续3 d压降速率小于0.1 MPa/d，闷井结束。

图  8  不同闷井时间下储层的压力分布

Figure  8.  Pressure distribution in the reservoir at different shut-in times

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2.3.2   非增能井

非增能井压裂设计主要考虑以下2个方面：一是非增能井晚于增能井压裂，需采用“见缝插针”的布缝策略，提高缝控程度，二是非增能井受到增能井驱油效果影响，主要考虑压后保持长期稳产。结合以上要求，选用连续油管细分切割体积压裂工艺，单段单簇射孔，小排量、小液量+胍胶压裂液的技术模式，压裂过程对裂缝形态精准控制，形成长期保持高导流能力的裂缝，压后快速排液尽早见油。

采用数值模拟方法优化非增能井压裂参数。首先，根据已压裂增能井的数值模拟结果与裂缝测试数据校正裂缝扩展模型；然后，以精确改造甜点未覆盖区域为目标，优化非增能井的压裂规模，优化后压裂排量为5～6 m³/min，单段入地液量为400～600 m³，相比增能井单段压裂规模降低了2/3。

非增能井选用超低浓度胍胶压裂液，胍胶压裂液具有黏度高、携砂能力强、抗剪切性强的特点，采用中小排量施工，一方面压裂过程中能携带支撑剂进入储层深处，另一方面产生较宽的裂缝，能形成优质的支撑裂缝，提高裂缝的导流能力，减缓产量递减的速度，同时减少了压裂液的用量，改善了水源供应不足的现象。

3.   现场应用

庆城页岩油某区块HH60平台内5口水平井应用了结构化驱油压裂技术，并选取平台内另外5口应用常规压裂技术的水平井进行对比，以评价结构化驱油压裂技术的应用效果。平台内HH60–2—HH60–6井应用了结构化驱油压裂技术；应用常规大规模多段多簇压裂技术的HH60–9—HH60–13井为对比井。平台内各井储层钻遇及压裂参数如表2和表3所示。

表  2  HH60平台结构化驱油压裂井储层钻遇率及压裂参数

Table  2.  Drilling ratio and fracturing parameters for structured flooding fracturing well on the HH60 Platform

井号	压裂工艺	水平段长/m	钻遇率，%	压裂段数	段内簇数	入地液量/m3	加砂量/m3	压裂排量/（m3∙min−1）
HH60–3	可溶球座	1 602.0	93.8	17.0	3.6	27 955.0	2 221.3	9.5
HH60–5	可溶球座	1 602.0	79.5	18.0	3.4	27 965.5	2 469.9	9.3
HH60–2	连续油管	1 952.0	95.4	36.0	1.0	15 468.6	2 889.8	5.0
HH60–4	连续油管	1 920.0	94.8	38.0	1.1	20 353.0	3 357.8	5.5
HH60–6	连续油管	2 035.0	92.9	40.0	1.1	18 499.6	3 043.9	5.1
平均		1 822.2	91.3	29.8	2.0	22 048.3	2 796.5	6.9

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表  3  HH60平台常规压裂井储层钻遇率及压裂参数

Table  3.  Drilling ratio and fracturing parameters for conventional fracturing well on the HH60 Platform

井号	压裂工艺	水平段长/m	钻遇率，%	压裂段数	段内簇数	入地液量/m3	加砂量/m3	压裂排量/（m3∙min−1）
HH60–9	可溶球座	1 730.0	94.9	20.0	3.4	22 717.2	3 442.6	10.2
HH60–10	可溶球座	1 730.0	92.6	26.0	3.2	23 976.2	3 442.5	10.4
HH60–11	可溶球座	1 875.0	98.9	35.0	3.4	30 480.9	4 347.0	9.7
HH60–12	可溶球座	1 935.0	98.9	31.0	3.5	29 556.0	4 511.7	11.0
HH60–13	可溶球座	1 935.0	90.5	28.0	3.3	28 532.5	4 148.1	8.8
平均		1 841.0	95.2	28.0	3.3	27 052.6	3 978.4	10.0

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从表2和表3可以看出，相比常规大规模压裂，结构化驱油压裂平均单井节省压裂液5 000 m³，占平均单井入地液量的18.4%，节省支撑剂1 200 m³，占平均单井加砂量的29.7%。现场生产表明，HH60–2—HH60–6井初期平均单井产油量16.2 t/d，HH60–9—HH60–13井初期平均单井产油量15.1 t/d，结构化驱油压裂井相比常规大规模压裂井，产油量提高了1.1 t/d，目前已生产300 d，结构化驱油压裂井累计产油量相比对比井增加了98 t。分析原因为：一方面，结构化驱油压裂技术压裂液利用率高，虽然入地液量相对较低，但补能水平与大规模压裂相差不大，投产后排液时间短；另一方面，增能井大规模改造提高了裂缝改造体积，非增能井“见缝插针式”精准改造，裂缝导流能力提高，实现了储层能量增加、缝控程度提高。

4.   结论与建议

1）针对庆城页岩油开发存在的问题，通过优选增能模式、进行差异化压裂设计、调整压裂顺序及方案迭代，形成了结构化驱油压裂技术。

2）基于提高地层能量与波及范围的目标，优选出隔井增能技术模式，在保证压裂提产效果的前提下，提高了压裂液的利用率，缓解了庆城油田供水不足的问题。

3）增能井主要考虑提高地层能量和裂缝复杂程度，选用可溶球座细分切割体积压裂工艺和大规模滑溜水压裂技术提高缝控体积，压后闷井渗吸置换、井间驱油。非增能井主要考虑压裂“查缺补漏”和压后长期稳产，选用连续油管精准压裂工艺、适度规模胍胶压裂技术模式，压裂形成高导流裂缝，压后快速排液，尽早见油。

4）目前庆城页岩油人工裂缝复杂程度较低，提高裂缝复杂程度仍然是需要长期攻关的方向。结构化驱油压裂技术非增能井裂缝复杂程度不足，需进一步优化压裂技术模式，提高缝控程度。