0 引言
目前，中国页岩油持续加大勘探开发力度，渤海湾盆地济阳坳陷页岩油[1⇓⇓⇓⇓⇓-7]、鄂尔多斯盆地庆城页岩油[8-9]及松辽盆地古龙凹陷页岩油[10⇓-12]等勘探开发取得新成效。页岩油经济开发主要依赖水平井钻井及体积压裂技术，页岩油体积压裂大多以可压性评价为基础，通过大幅度提高缝内净压力、密切割和强加砂等措施，取得了显著技术及经济效果[13]。但页岩油体积压裂用液强度（每段压裂液体积与该段段长比值或全井总压裂液体积与该井水平段长度比值）的优化至今没有科学的量化方法。不同页岩油区块的用液强度存在较大差异，多数为20~30 m3/m，少数超过100 m3/m，且大多是基于邻井的经验进行取值，或以单井预测最终可采储量为优化目标结合油藏模拟和裂缝模拟方法获取，后者主要基于油藏宏观地质参数进行模拟，未考虑页岩油储层基质微观渗吸效应对裂缝附近基质孔渗参数的影响。渗吸强度（单位面积岩石通过渗吸效应吸入的液体体积）具有早期高、中后期降低的规律且存在临界值，超过临界渗吸强度，渗吸效应吸入的液体体积逐渐下降，如果压裂液用液强度过高导致渗吸强度超过临界值，则压裂后排液周期和见油周期将延长[14]。
本文以南襄盆地泌阳凹陷X-1井为例，将岩心实验测得的带压渗吸规律通过岩心尺度油藏模拟拟合得到表征渗吸过程的毛管压力特征曲线及相对渗透率特征曲线。然后将其代入宏观油藏模型中模拟压后焖井过程，分析压裂液用液强度对预测最终可采储量的影响规律，获取最佳压裂液用液强度参数，并在实际页岩油生产井上验证参数的可靠性。
1 岩心带压渗吸实验
1.1 渗吸实验
渗吸有利的方面是可以进行油水置换，不利的方面则是引起黏土水化膨胀伤害储层，只要有利方面占主导地位，页岩油体积压裂压后焖井就能充分利用渗吸效应获取最大效益。目前渗吸实验以自发渗吸为主，未考虑压后流体净压力对渗吸作用的影响，实验条件与储层真实情况差异较大，故本文基于低场核磁共振监测技术，设计了用于岩心带压渗吸评价的实验方法，实验装置如图1 所示。
实验以低场核磁共振分析仪为主要设备，采用活塞容器提供附加流体压力开展岩心带压渗吸实验。实验采用煤油和氘水配制渗吸液，以消除含氢流体对核磁信号影响，岩心核磁共振信号变化量反映岩心内部煤油的减少量，经转换后可得岩心渗吸置换采油量与采出程度。实验岩心共9件，取自南襄盆地泌阳凹陷X-1导眼井2 790.00~2 810.00 m井段全直径岩心，其中水平岩心6件、垂直岩心3件，岩心气测渗透率（18~81）×10−9 μm2，核磁共振测井孔隙度平均0.93%，岩心层理发育，层理缝密度1 000~2 000条/m。
实验步骤为：①使用低场核磁共振分析仪测试干岩心样品即初始岩心T2谱，然后将岩心饱和煤油测量饱和油岩心T2谱；②将饱和煤油岩心样品和2%KCl氘水溶液置于活塞容器（渗吸罐）中；③打开活塞容器顶部阀门，使用驱替泵向渗吸容器加压，直到顶部阀门出液，关闭阀门，继续加压至实验所需流体压力（0.1，5.0，10.0 MPa）后驱替泵保持恒压；④在渗吸0，3，7，14，21，24，30，49 d后取出岩心样品，使用棉纱擦干表面进行核磁共振测试，得到T2谱；⑤将岩心再次放入活塞容器中，重复步骤③—④直至实验结束；⑥计算不同时间测得T2谱面积，采用（1）式计算采出程度。
${{R}_{\text{o}}}=\frac{{{S}_{1}}-{{S}_{\text{i}}}}{{{S}_{1}}-{{S}_{0}}}$
根据行业标准SY/T 5971—2016《油气田压裂酸化及注水用黏土稳定剂性能评价方法》[15]中的离心法开展宏观膨润土及岩心粉膨胀对比，实验结果显示清水、黏土稳定剂（体积分数0.1%，0.3%，0.5%）溶液及一体化压裂液体系（清水+0.3%降阻剂+0.1%黏土稳定剂+ 0.3%驱油剂）都不会使岩心粉产生明显膨胀。X-1井岩心中黏土矿物以伊利石及伊蒙混层为主，水化作用宏观上不明显。根据行业标准SY/T 5163—1995《沉积岩黏土矿物相对含量X射线衍射分析方法》[16]提取X-1井岩心中的黏土矿物制干样片与湿样片，利用X射线衍射仪，对干态、与压裂液接触不同接触时间的湿态黏土矿物的晶间距进行测量、计算和对比，从微观角度评价黏土矿物在水化作用下的膨胀程度。图4 为X-1井岩心黏土矿物X射线衍射测试结果，可以看到在伊利石和伊蒙混层对应晶间距1.1 nm附近，水化膨胀现象不明显，黏土膨胀带来的缩孔降渗效应较弱，压裂后应优化临界液量及焖井时间，确保充分利用渗吸效应。
1.2 渗吸效应模拟
渗吸实验表明，随着时间的增加渗吸量持续增加，但当达到某个时间点后，渗吸作用逐渐减弱甚至趋于零，该时间点即为渗吸临界点，临界渗吸强度指单位岩石面积在达到临界点时的渗吸体积。为了充分利用渗吸效应，目前通常采用目标井层岩心的渗吸图版优化页岩油井压后焖井时间，关键在于表征渗吸压力对临界渗吸强度的影响。江昀等[17]将Leverett提出的毛细管束模型引入Mason提出的自发渗吸无因次时间模型，结合平均孔隙半径随净压力的变化规律，构建考虑压力影响的带压渗吸无因次时间模型，预测矿场尺度的渗吸临界点。其中平均孔隙半径根据克氏渗透率和气体滑脱因子计算，适用于气测渗透率随驱替压力升高而降低的储层。
分析X-1井页岩岩心实验结果发现，气测渗透率和平均压力倒数的关系曲线与滑脱效应典型曲线规律相反，即随着驱替压力的增加岩心气测渗透率也增加（见图5 ）。Shen等[18]通过北美页岩岩心实验发现，页岩岩心具有纳米孔喉发育、气体易吸附、应力敏感性强以及流体呈非达西流动等特性，导致气体滑脱效应特征曲线出现偏差，但未见随着驱替压力的增加岩心气测渗透率增加的情况。结合核磁共振结果及储层岩相特征分析认为，上述情况主要是由于岩心应力敏感及层理发育造成的。目标区储层为纹层状岩相，水平层理发育，岩石呈中等弹性模量、高泊松比特征，力学脆性指数偏低，三轴测试显示以塑性破坏为主，核磁共振T2谱曲线次峰区域对应的孔隙空间代表层理与天然裂缝，当驱替压力升高后，层理及天然裂缝的张开导致气测渗透率升高。
由于岩心气测渗透率存在上述特性，无法基于克氏渗透率和气体滑脱因子计算平均孔隙半径，无法使用考虑压力影响的带压渗吸无因次时间模型对矿场尺度的临界渗吸点及临界渗吸强度进行预测。因此，本文提出了基于油藏数值模拟方法的矿场尺度临界渗吸点及临界渗吸强度预测方法，该方法借鉴了江昀等[17]提出的带压渗吸无因次时间模型引入孔喉特征的思路，通过建立岩心尺度油藏模拟模型拟合岩心带压渗吸实验结果得到毛管压力特征曲线及相对渗透率特征曲线。
采用CMG软件的GEM组分模拟器建立径向网格岩心模型，径向33个网格、网格尺寸为0.033 m，周向1个网格，纵向110个网格、网格尺寸为0.1 m；孔隙度为3.2%，渗透率为81×10−9 μm2，含水饱和度为47.2%，原油采用正构十二烷烃模拟。在渗吸压力为10 MPa条件下采用岩心模型模拟5种毛管压力特征曲线以及毛管压力初始值大小对岩心渗吸驱油过程的影响，进行敏感性分析（见图6 、图7 ）。可以看出岩心渗吸过程对毛管压力特征曲线形态敏感性较强，通过调整毛管压力曲线形态可有效地改变渗吸驱油的速度、临界渗吸强度和采出程度。毛管压力初始值大小对于渗吸驱油过程起主导作用，随着毛管压力初始值的增大，岩心渗吸驱油的速度加快，临界渗吸强度更大，并且采出程度更高。
利用上述岩心模型拟合岩心渗吸实验结果，可见模拟结果与实验结果吻合良好，证明了岩心模型的可靠性（见图8a ），由此得到毛管压力特征曲线及相对渗透率特征曲线（见图8b 、图8c ）。由于岩心渗吸实验结果反映了渗吸压力、临界渗吸点及临界渗吸强度等特征，所以将拟合得到的毛管压力特征曲线及相对渗透率特征曲线用于表征渗吸及渗流两个物理过程，能够反映储层渗吸压力、临界渗吸点及临界渗吸强度，可用于矿场尺度的油藏模拟。
2 体积压裂用液强度优化方法
优化压裂液用液强度要满足3个方面的需求：①满足预测最终可采储量的需求，通过裂缝参数优化及压裂工艺规模优化实现。②满足渗吸驱油的需求，即将压裂液用液强度导致的渗吸强度控制在临界渗吸强度附近，避免液量过小导致渗吸置换作用不充分或液量过大导致成本增加与潜在储层伤害，通过压裂液用液强度优化实现。③满足补充地层能量的需求，在渗吸波及的范围内，能在一定程度上提高页岩油储层的孔隙压力，通过压裂液用液强度及焖井时间的综合优化实现。
2.1 模型建立
采用Petrel软件，基于井震数据建立目标页岩油储层的地质构造模型，包括断层模型和层位模型，其中断层模型基于地震解释的断层数据建立，层位模型依据地震解释层位数据和钻井分层数据建立。在地质构造模型的基础上，建立目标页岩油储层的属性模型，包括沉积相、孔隙度、渗透率、饱和度、总有机碳含量等。X-1井区目的层压力系数为1.05~1.15，有效孔隙度3.2%~3.9%，气测渗透率（17.9~81.7）×10−9 μm2，总有机碳含量2.68%~3.27%，含油饱和度48.4%~52.8%，原油密度0.860~0.864 g/cm3，原油黏度28.2~32.6 mPa·s。
采用CMG软件建立油藏数值模型，并引入Fracman压裂模拟软件模拟得到的水力裂缝展布及压裂结束时裂缝壁面附近压力分布、含水饱和度分布等。
2.2 裂缝参数优化
采用X-1井区生产数据对油藏模型进行历史拟合，验证了模型的可靠性，然后以油藏模型为基础，结合经济评价模型，以单井预测最终可采储量为优化目标，模拟优化裂缝参数，包括裂缝条数（或簇间距）、支撑半长、裂缝导流能力以及转向裂缝的对应数据。
油藏模拟研究表明，压裂簇数、半缝长、缝高、导流能力对预测最终可采储量影响明显，以目标区块单井预测最终可采储量达3×104 m3为目标，综合考虑压裂施工成本，优化簇数为200簇左右、半缝长为200~220 m、缝高为20~30 m、导流能力为5 μm2·cm（见图9 ）。
2.3 压裂液用液强度优化
2.3.1 常规数值模拟优化
基于上述优化得到的裂缝参数，利用Meyer压裂模拟软件模拟不同压裂规模条件下X-1井单簇裂缝扩展延伸情况。围压30 MPa条件下，目的层岩石弹性模量26.19~40.28 GPa，平均32.98 GPa；泊松比0.235~0.279，平均0.257；力学脆性指数0.42~0.50，平均0.45。目的层整体为正断层应力状态，主应力按从大到小顺序排列为：垂向应力、水平最大主应力、水平最小主应力。水平最大主应力为67.41~69.80 MPa，水平最小主应力为57.93~58.94 MPa，垂向应力梯度2.08~2.11 MPa/100 m。水平应力差8.91~9.64 MPa，平均9.40 MPa；应力差异系数0.16。由于目的层小层之间存在应力遮挡，泵注程序主体采用前置高黏液体+快提排量，促进裂缝突破纹层在纵向上充分延伸，配合中顶胶液及多次缝内暂堵，促使裂缝在高度方向上突破多岩性，实现有效穿层。以前文优化得到的裂缝参数为目标，模拟确定能实现上述优化结果的压裂施工参数组合，尤其是压裂液用液强度。综合裂缝参数优化及裂缝延伸情况，以半缝长200~220 m为目标优化得单簇压裂液用量为300~400 m3（见图10 ），结合目标井水平段长度及裂缝条数，可进一步计算出压裂液的用液强度。
2.3.2 考虑渗吸效应的数值模拟优化
将前文利用岩心尺度油藏模拟模型得到的毛管压力特征曲线及相对渗透率特征曲线导入油藏尺度的数值模型，以进行渗吸作用的表征。根据生产井位置设置对应的注入井，通过控制注水参数等效模拟压裂液进入地层并带压渗吸的过程，实现了对渗吸过程、压后油水分布及压后产能的模拟。针对毛管压力特征曲线、焖井时间及焖井压力进行了模型敏感性分析，结果显示通过调整毛管压力特征曲线可有效表征渗吸过程及其对压后产能的影响，通过增加焖井时间和焖井压力均可增加压后产能，但增加幅度逐渐减小（见图11 ），上述规律与岩心渗吸实验规律相符。对比无渗吸效应的模拟结果可以看出，模型表征渗吸效应后，压后产能有了显著提升。现场施工时，通过适当提高压裂液用液强度补充地层能量提高焖井压力，适当增加焖井时间，可有效增加压后产能。
3 现场应用
目标试验X区块X-1井设计分33段压裂，平均单段射孔6簇，采用本文方法优化临界渗吸强度为40.0~43.3 m3/m，焖井时间20~30 d，而采用常规数值模拟方法优化的用液强度为25.0~33.4 m3/m，最终X-1压裂施工总液量87 615.8 m3，用液强度达43.2 m3/m。该井投产160 d后采用小油嘴返排，产油量逐渐上升，累计产油量达到350 m3后井口压力仍保持在6.7 MPa左右，仍然保持自喷状态。相邻的b-1井、b-2井与X-1井层位相同、压力系数相同，未考虑渗吸效应优化的压裂液用液强度分别为21.2，9.5 m3/m。b-1及b-2井未进行焖井工艺优化，压裂施工完成后立即钻塞放喷，X-1井按设计焖井20~30 d，考虑每段压完后即进入焖井状态，故压裂施工完成后仅焖井10 d。b-1井、b-2井分别在累计产油达到350 m3、48 m3时井口压力不足以维持自喷，改为机抽，分别在累计产油达到1 400，2 900 m3后因地层能量不足停产。X-1井投产400 d后仍保持稳产，日产油约10 m3，油压1.5 MPa以上，累计产油已达3 100 m3，同时日产水量持续下降未对产油造成明显影响。由此可见，采用本文方法优化X-1井的压裂用液强度效果显著。
4 结论
压裂液用液强度的优化必须考虑造缝要满足预测最终可采储量的需求、满足渗吸驱油的需求、满足补充地层能量的需求，同时将压裂液用液强度控制在临界渗吸强度附近，避免液量过少导致渗吸置换作用不充分，液量过大导致成本增加与潜在储层伤害。压裂液用液强度与单井预测最终可采储量正相关且存在最优值，大于最优值后，单井预测最终可采储量增加的幅度将越来越小，通过适当提高压裂液用液强度补充地层能量提高焖井压力，适当增加焖井时间，可有效增加压后产能。
本文以南襄盆地泌阳凹陷X-1井为例，综合应用地质建模-油藏数模-裂缝模拟-渗吸实验相结合的一体化技术，建立了页岩油储层压裂液用液强度的优化方法。经过现场试验验证，该方法对油井生产效果改善显著，具有较好的实用性，针对黏土矿物水化膨胀作用不显著且需要通过压后焖井渗吸提高储层能量及采收率的页岩油储层有较强的适用性。
符号注释：
Kro，Krw——油相、水相相对渗透率，无因次；S0——初始岩心样品T2谱曲线积分面积；S1——饱和油岩心T2谱曲线积分面积；Si——测试后岩心样品T2谱曲线积分面积；Ro——渗吸实验采出程度，%。