0 引言
松辽盆地北部古龙页岩油是中国纯页岩型页岩油规模化勘探开发的首次探索。2019年，GYYP1井以白垩系青山口组纯页岩为靶层，获得高产工业油流，证实了古龙页岩油具有良好的勘探开发潜力，实现了陆相页岩从“生油到产油”的历史性跨越。然而，与北美海相沉积或咸化湖盆沉积为主的页岩油储集层相比，古龙页岩在矿物组成、物性特征、含油性及动用性方面都有很大不同。尤其是其纹层状结构和页理构造极为发育，达到1 000~3 000条/m，储集层黏土矿物含量平均达35.6%，页岩油在微观孔缝系统内赋存机制与输运机理也十分复杂[18-19]，难以完全照搬北美或其他页岩油区块的体积压裂改造模式[20]，亟需实现古龙页岩油水平井多级压裂开发理论与技术创新。为此，本文总结古龙页岩油多轮次压裂工艺技术迭代升级历程，结合古龙页岩油井开发生产动态，提出关于压裂改造工艺的发展建议。
1 研究区概况
松辽盆地北部主要发育两套页岩油层，古龙页岩油主要位于中央坳陷区的齐家—古龙凹陷、大庆长垣和三肇凹陷等二级构造单元内[21⇓-23]。按照页岩油成熟度及油气组分又分为轻质油带及稀油带，其中青山口组页岩油主要发育在青一段和青二段，从下至上分为Q1—Q9等9套油层，属于中高成熟度页岩油，是目前勘探开发的主力油层。共完钻勘探评价井42口，其中直井25口，水平井17口。设立5个水平井开发先导试验井组，部署井位58口。目前，钻井工作全部完成，压裂完成49口井，投产48口井。典型井GYYP1井以青一段Q2、Q3油层为靶层，水平段长为1 562 m，压裂液用量为82 314 m3，压裂改造后试油获得自喷产油量30.5 t/d、产气量1.30×104 m3/d的高产工业油气流，见油生产905 d，累产油1.02×104 t、气542×104 m3，油当量1.44×104 t，实现了页岩油产量重大突破；以青二段Q9油层为靶层的GY9HC井改造后采用自喷生产方式，首年产油6 670 t，油当量1.09×104 t。
总体来看，古龙页岩油纵向9套油层直井试油各井、各层均见油，已有7套油层通过水平井证实高产，集中分布在下部青一段的Q2、Q3、Q4油层及上部青二段的Q9油层。然而，井间生产差异大，整体仍未达到经济动用门限[19]，亟需围绕压裂改造工艺及压后增产机理开展研究，实现古龙页岩油规模化效益开发。
2 古龙页岩油压裂改造工艺发展历程
2.1 GYYP1井实现产量突破
在古龙页岩油开发初期，由于地层条件、储集层物性参数未得到充分认识，页岩油储集层压裂技术在大庆油田尚处于空白阶段，国内外无成熟经验借鉴。面对诸多问题，研究人员以实现产量突破为目标，在选用何种改造工艺、如何开展页岩油水平井体积压裂、怎样充分改造储集层实现产量突破等方面进行攻关探索，主要采取了以下做法：借鉴致密油储集层压裂改造模式，选取大段多簇密切割的改造工艺；针对储集层黏土含量高、塑性强的问题，提高胍胶压裂液比例实现造长缝；针对白云岩薄隔层发育问题，选用酸液处理，保证裂缝垂向延伸；针对储集层致密、油气流动能力差等问题，采用前置CO2压裂技术，利用CO2增能和降低破岩压力的作用，进行超前蓄能的同时在近井形成复杂裂缝，增加裂缝复杂程度；针对裂缝支撑能力不足及出砂问题，选择支撑剂配合纤维的加砂工艺。
基于以上设计理念完成了GYYP1井压裂方案，该井设计压裂36段148簇，段内平均3~6簇、簇间距10 m，施工排量14~16 m3/min，按照平均8~12孔/簇、砂量18~22 m3/簇、液量600 m3/簇，采用套管可溶桥塞压裂工艺进行压裂。压裂过程中施工至第26段时下桥塞遇阻，舍弃1段，共计压裂35段138簇，入井总液量82 314 m3、CO2 3 475 t、纤维2 696 kg、总砂量3 063 m3、酸352 m3、排量10.4~18.0 m3/min，施工压力51~67 MPa，最高砂比22%，完成了古龙页岩油第1口水平井的体积压裂改造。微地震监测显示，裂缝产状为垂直缝，缝长在255~568 m（见图1 ）。
2.2 1号、4号试验井组立体改造初步实现成本控制
从2020年初至2021年末，技术人员一直致力于古龙页岩油压裂改造工艺的成本控制，尝试用大比例滑溜水替代胍胶压裂液，探索滑溜水连续携砂在页岩油储集层应用的可行性。结合古龙页岩的岩石力学参数分析、岩心描述、层理评价、储集空间等室内研究分析，认识到人工裂缝体积受限是限制储集层效益改造的主要因素，因此在1号、4号试验井组实现了压裂改造技术的第1次迭代升级。围绕降低成本、扩大改造体积、控近扩远、控液稳砂的指导思想，在优化单簇CO2用量的同时，古龙页岩油水平井现场试验实现了滑溜水连续携砂，滑溜水占比超过80%，连续加砂最高砂比超过30%，实现由“段塞加砂”向“连续加砂”转变，单井压裂成本得到有效控制，形成主体滑溜水+小粒径支撑+大段多簇的改造思路。通过控液稳砂，提高裂缝支撑效果，实现以砂换油的目的，创造了古龙陆相页岩油储集层改造新模式。
1号、4号试验井组的主体改造参数为段内7~10簇，簇间距7 m，采用极限限流压裂技术。射孔方式采用60°相位角、0.3 m、6孔等孔径射孔，保证垂直方向向上、向下各有1孔，坡度射孔，保障各簇均能开启。施工排量为14~16 m3/min，单井平均加液强度控制在20~25 m3/m，大幅降低压裂液的用量。为保证页理缝最大程度张开，滑溜水比例达到80%，砂液比提升至1∶9.19。通过模拟计算不同渗透率下不同尺度裂缝所需的导流能力，结合各尺度裂缝特征，综合不同类型支撑剂嵌入情况、铺置浓度及组合方式下的导流能力，确定了212/109 μm（70/140目）与380/212 μm（40/70目）石英砂的组合模式，比例为8∶2，加砂强度提升至2.3~3.0 m3/m，突破了GYYP1井的胍胶段塞式加砂模式，实现了滑溜水连续携砂，最高砂比达32%，大幅降低施工成本。
为达到箱体可动油改造体积最大化，在设计中采用了井间交错布缝、拉链压裂工艺，但在施工中受到井口、井下布局及施工难度等因素影响，未真正达到拉链压裂，没有充分利用正向应力干扰。滑溜水憋压能力差，裂缝穿层难，导致缝高受限，同时过度追求“控液稳砂”对改造体积产生了较大的影响。微地震结果显示裂缝长度主要分布在200~300 m（见图2 ），对水平井产能造成了较大影响。
2.3 控面水平井现场试验持续提升改造效果
在借鉴1号、4号试验井组压裂成功经验以及改造不充分教训的基础上，陆续开展了一批控面水平井改造现场试验，平均簇间距为7 m，采用单段7簇、坡度与极限限流组合的射孔方式。压裂液用量及比例适当调整，平均单井加液强度提升至30~38 m3/m，滑溜水比例减小至20%~50%，连续加砂强度在2.67 m3/m左右。支撑剂比例也相应开展了现场试验，组合中新引入830/380 μm（20/40目）大粒径支撑剂，小、中、大粒径支撑剂的比例为1.5∶5.5∶3.0。
控面水平井合计部署17口，全部见油，凹陷核心区10口井控压生产产量均在15 t/d以上，试采234~905 d，产量稳定。其中，Q9油层4口井、Q1—Q4油层5口井及Q5—Q6油层1口井均获高产。选取同样以Q2油层作为靶层的GY1-1001H-Q2井进行横向对比，水平段改造长度2 500 m，压裂48段328簇，压裂液6.1×104 m3，支撑剂5 430 m3，微地震监测显示缝长在214~291 m（见图3 ），见油返排率0.68%，5 mm油嘴放喷最高日产油22.7 t，日产气3 886 m3，见油生产381 d，累产油4 269.2 t，累产气57×104 m3，油当量4 723.3 t。
在1号、4号井组导流不足的认识基础上，控面水平井现场试验中提高了380/212 μm（40/70目）支撑剂比例，并增加了830/380 μm（20/40目）支撑剂。同时，为保证支撑剂运输距离，适当增加了胍胶压裂液比例。微地震结果显示裂缝长度主要分布在200~300 m，与1号、4号井组相当，但有力地保证了初期高产和长期稳产。然而，由于控面水平井普遍采用段内7簇的压裂施工工艺，现场监测显示存在段内簇间干扰严重、储集层改造不均匀问题，同时改造体积相比1号、4号井组并未得到有效提高。
2.4 2号、3号试验井组现场试验全面提升单井改造体积
2022年初，随着古龙页岩油地质和工程研究的不断深化，研究人员认识到现有的滑溜水加量仍会导致近井周围裂缝过于复杂，从而影响单井和井组改造体积，而高黏流体有利于裂缝垂向扩展，裂缝长度也会大幅增加，进而开展了新一轮的探索实践。然而，高黏流体不利于形成复杂裂缝系统，逆混合工艺需要进一步升级，高黏与低黏压裂液比例还需进一步研究。经过2号、3号井组的现场试验，古龙页岩油压裂改造工艺完成了第2次迭代升级，形成了逆混合施工+高黏主液+大粒径支撑剂+CO2前置+段内少簇的主体压裂工艺，在提升单井改造体积的同时，也满足了裂缝复杂程度的需求，压后页岩油动用能力得到大幅提升。
液体体系方面，结合页岩储集层渗流规律研究结果，明确了裂缝长度增加有利于基质向裂缝供液和保持压力稳定，为实现单井改造体积最大，通过多方案模拟优化，加液强度提升至30~40 m3/m，加砂强度调整至2.0~2.3 m3/m。形成了改造初期以高黏压裂液提高改造体积，中期利用低黏滑溜水沟通页理增强裂缝复杂程度，后期以高黏压裂液连续携砂的逆混合工艺，压裂液中胍胶比例提升至80%。3号井组进一步探索活性水体系压裂工艺，扩大裂缝改造体积，利用活性水高摩阻特性，提高缝内净压力，沟通更多天然裂缝并与井筒连通。
针对大段多簇压裂裂缝起裂机制认识不清以及部分射孔孔眼磨蚀过大的问题，通过多方案模拟，确定了段内少簇（2~4簇）、限制孔数（48孔）的组合方式，更有利于裂缝的均匀开启。古龙页岩水平页理发育，过小的簇间距会导致裂缝起裂困难，影响储集层改造体积，在生产过程中出现缝间干扰的现象，导致缝内压力下降快，因此将簇间距提升至15 m。
为进一步改善纵向铺砂剖面，扩大有效支撑裂缝面积，将中、大粒径支撑剂的占比提升至85%，小、中、大粒径支撑剂的比例为1.5∶5.5∶3.0。同时，提升了页岩油井的套管钢级，施工排量提高至18~20 m3/min，增大缝内净压力，有效扩大裂缝在垂直和水平方向的起裂程度和裂缝复杂性。
此外，根据2号、3号试验井组地质力学参数和含油性特征，细分改造层段，相近指标储集层同时改造，以实现裂缝均匀延伸。深化了对天然裂缝的认识，有针对性地对天然裂缝发育的重点层位进行重点改造，以进一步提高单井压后产能。在施工中考虑储集层应力变化，兼顾车组施工能力，优化井组压裂次序，正向利用由于孔隙压力增加导致的应力干扰，增加改造体积。
微地震监测显示，2号井组裂缝长度为300~400 m（见图4 ），3号井组裂缝长度为362~421 m（见图5 ），大幅提升了储集层改造体积。然而，受古龙页岩黏土矿物含量高、页理发育的储集层特征影响，当前改造效果仍难以充分满足效益开发需求。此外，生产效果显示含油率上升慢且稳定含油率低于50%，表明裂缝复杂程度仍需进一步提高，因此需要进一步迭代升级压裂技术，提高增产改造效果。
3 古龙页岩油井开发生产动态
3.1 页岩油井含油率
古龙页岩储集层地质条件复杂，目前已开展多轮次的压裂技术迭代升级，各试验井组及控面水平井开展了多因素现场试验。受钻遇靶层、排采制度等影响，控面水平井及不同试验井组开发生产动态存在较大差异，但压裂井生产动态整体上仍反映出压裂工艺技术的适应性逐步提升。由图6 可知，页岩油井含油率随着返排率的增加呈明显上升趋势；2号井组的生产井实现了在低返排率条件下的高含油率生产，证明了改造体积对于页岩油井的生产至关重要。单井控制储量提升，更多的油气能够通过裂缝网络向近井地带运移，大量油气聚集在井筒附近，是含油率上升的主要因素。低返排率下快速见油，并实现高含油率生产，使得大量的压裂液能够留存在储集层中，避免了地层能量的快速损失，有利于提高油井最终采收率[26]。
3.2 页岩油井焖井压降
古龙页岩储集层页理极为发育，油井压裂后焖井有利于近井能量释放，在压差的作用下压裂液能突破页理弱面结构沿裂缝远端延伸，向远井地带扩散，波及更大范围的储集层，进而提升单井的控制储量，提升产量。因此，焖井压降曲线直接关系到后期排采效果。从古龙页岩油焖井压降曲线（见图7 ）可以看出，压裂技术迭代升级后，3号井组焖井期间压降速度快于1号、2号、4号井组，与控面水平井基本相当。表明3号井组的控制体积进一步提升，证实改造体积增加有利于能量均衡扩散，压裂液波及范围更广，间接证明了目前压裂工艺对于单井改造体积最大化的适应性。
3.3 页岩油井前置CO2压裂效果
目前，古龙地区共71口页岩油井采用前置CO2压裂工艺，平均单井加量2 211 t，其中古页油平1井压裂注入CO2量3 475 t，经过近3年的生产，返排CO2量610.84 t，留存量2 864.16 t，阶段埋存率82.42%，表明前置CO2压裂具有较好的埋存效果。
2号井组开展了前置CO2与不加CO2压裂工艺对比试验，结果表明，加CO2井平均见油压力13.62 MPa（见图8 ），平均见油返排率11.42%，与未加CO2井相比，见油压力较高，见油返排率较低。GY2-Q2-H1井前21段注入CO2后主施工平均压力降低3.4 MPa，提高了压裂施工安全窗口，保证了施工安全，证实CO2前置压裂有利于提升页岩油井压裂效果。
4 古龙页岩油压裂工艺发展建议
由于古龙页岩纹层、页理发育，岩石软，水平两向主应力差小，水力压裂过程中易形成“丰”字形复杂缝网[19]。古龙页岩油历经多轮次的压裂改造，主体压裂工艺不断迭代升级，然而，页理缝的发育仍导致井筒周围裂缝极其复杂，液体在井筒周围大量滞留，显著制约了裂缝向油层深部扩展，改造体积受到极大的影响，是当前制约古龙页岩油规模效益开发的核心问题。因此，应结合储集层地质条件、储集层物性，提升压裂工艺油藏适应性。要实现缝控储量最大化的目标，就必须要深入研究如何提升页岩油储集层的裂缝长度和裂缝高度。“控近扩远”的压裂设计理念（见图9 ）成为最为关键的环节，即利用工程技术手段，在近井抑制微裂缝的生长延伸和裂缝系统复杂程度的同时，提升裂缝远端延伸能力，增大支撑剂运移距离，保证长期导流能力，具体做法应考虑以下几个方面。
4.1 抑制近井微缝扩展
低黏度压裂液使得古龙页岩储集层裂缝易于沿着平行页理方向扩展，开启页理，提升裂缝复杂程度；高黏度压裂液则能够大幅降低液体在页理及天然裂缝中的滤失量，抑制井筒周围复杂裂缝的过度延展，提高缝内净压力，使人工主裂缝能够有效垂向扩张和水平延展，提高改造体积[27]。因此，为实现“控近扩远”目标，建议主施工前期采用高黏度胍胶压裂液增大缝宽并提高压裂液造壁性能，排量达到预期值后使用粉砂段塞堵塞近井复杂微缝，控制近井裂缝复杂程度；形成主通道后，采用高排量滑溜水提高连续携砂距离及裂缝复杂程度，有效扩展远井复杂裂缝范围。
此外，考虑到古龙页岩油储集层平面及纵向非均质性极强，胍胶与滑溜水压裂液的使用应结合储集层地质特征开展差异化设计：针对页理及天然裂缝发育层段，应提升胍胶压裂液的用量，以追求裂缝长度和高度为主；而针对页理及天然裂缝不发育层段，则适当提升滑溜水压裂液的比例，通过适量前置胍胶压裂液撑开裂缝，再利用滑溜水增加裂缝系统的复杂程度。
4.2 完善CO2泵注程序
4.3 合理控制射孔密度
在水平井多簇射孔压裂情况下，缝间诱导应力干扰现象严重，部分水平井的射孔簇位置附近没有形成有效的延伸裂缝，且压裂后存在大量不产油气的无效射孔簇，多簇射孔压裂后普遍面临产量贡献率低的问题[31]。
限流射孔技术可有效促进水平井段内压裂时多簇均衡起裂扩展，基于数值模型分析了1段7簇工况下射孔孔数分别为77，40，28孔时各射孔簇的多裂缝扩展状态（见图10 ）。结果表明，随着孔数降低，单孔分配排量和射孔摩阻显著提高，射孔簇流量分配逐渐均衡，有利于实现多裂缝均衡扩展。
4.4 优化支撑剂组合模式
支撑剂对于压裂裂缝的导流能力意义重大。古龙页岩油人工裂缝形态复杂，压裂液进入地层后逐级分流，在分支裂缝中的流速逐渐降低，对支撑剂的携带能力和对砂堤的冲刷作用减弱，不利于支撑剂的运移铺置。小粒径支撑剂质量和体积小，容易被压裂液携带进入裂缝深部，有效提升支撑缝长。然而，小粒径支撑剂用量较大时，页岩油井出砂现象较为严重，对页岩油井正常生产产生不利影响。
建议前期适当采用低密度小粒径支撑剂，并提高泵注排量，以弥补复杂裂缝的分流作用对携砂能力的削弱，从而降低砂堤平衡高度，延长砂堤前缘与裂缝入口的距离，减小缝内砂堵的几率；中期采用中粒径支撑剂，增大砂堤平衡高度，对裂缝形成有效支撑；后期针对支撑剂易嵌入问题，尾追大粒径支撑剂，进一步提高缝口导流能力，防止回流吐砂。同时，古龙页岩裂缝较为粗糙，尖端效应强，建议大粒径支撑剂可适当使用陶粒，降低破碎率。
4.5 合理优化井网井距
井组压裂是在定边界的条件下进行施工作业，井网井距是井间干扰的重要影响因素，探索合理的井网及井距是目前页岩油规模效益开发的重点研究领域。
在古龙页岩油井组压裂过程中出现了多次井间干扰现象，但井间压裂干扰并不意味着页岩油井的井间生产干扰。其原因是，高压高排量的压裂施工条件下尽管产生了压力干扰，并不意味着井间在生产过程中也会出现连通情况，尤其是支撑剂运移距离受限的情况下。井间生产干扰应更多考虑井网井距因素及储集层孔喉连通情况。
4.6 谨慎使用纤维拌注工艺
目前古龙页岩油井改造后出砂现象较多，影响了页岩油井的生产，因此在压裂液携砂过程中往往应用纤维拌注工艺，即将纤维与石英砂支撑剂混合使用，通过纤维分布构建网状结构，阻止石英砂支撑剂在返排过程中被返排液携带至井筒。然而，纤维进入页岩储集层后可能会导致近井微堵，造成压裂液近井筒大量滞留，转向改造近井区域，不利于“控近扩远”理念的实现，因此在压裂过程中要谨慎使用纤维。
5 结语
松辽盆地古龙页岩油在经历勘探评价井、水平井组现场试验后，压裂工艺技术已多次迭代升级，初步实现了较好的改造效果，但裂缝形态认识、工程改造合理性分析仍是未来攻关研究的重要方向。
深化对裂缝形态的认识，需探索应用更多的新型压裂监测技术，结合不同压裂监测技术特点，进行压裂动态监测，开展全生命周期的页岩油井开发效果跟踪，进而实现高质量开发。
需强化地质工程一体化的个性化压裂设计，形成不同开采模式的改造工艺，针对不同的生产开发需求，深化对工程“甜点”的认识，分析不同“甜点”的改造差异，进行更具针对性的压裂改造，提升缝控储量，增加页岩油井的产出。
作为陆相页岩油的典型代表，从GYYP1井实现突破，到1号和4号井组、控面水平井、2号井组、3号井组压裂现场试验，在不断继承和创新应用中，实现了压裂技术迭代升级。“控近扩远”一直是古龙页岩油增产改造技术的核心理念，也是古龙页岩油实现规模效益开发的重要目标。
CO2的用量及泵注程序仍需深入探索，需要进一步明确前置CO2的波及体积及范围，计算出动用下限，明确CO2对页岩油层启动压力梯度的影响规律，优化用量。
页岩油水平井组压裂施工规模极大，压裂液、支撑剂、添加剂等入井材料消耗量极高，入井原材料质量对页岩油井压裂效果至关重要，必须严格把关，系统开展入井原材料的质量管控，保证入井原料质量。