近年来，非常规油气藏逐步成为我国油气开发的热点领域，为接替常规油气能源、保障我国能源安全，页岩油勘探开发力度不断加大、经济效益不断提升^[1-4]。在地质工程一体化理念的指导下，结合水平井细分切割体积压裂工艺，鄂尔多斯盆地庆城三叠系延长组长7页岩油已初步实现大规模效益开发^[5-12]。针对鄂尔多斯盆地沟壑纵横的黄土塬地貌，井场面积受限，立体式大井丛平台单元开发模式是规模效益开发的关键，基于区域油层发育特征、地面受限情况等，探索形成了不同的布井模式^[13-16]。对于平台布置受限区而言，丛式大平台下扇形井网的布置是一次重大尝试，同时也是提高平台整体动用储量的关键。扇形井网压裂可行性和高效改造问题是目前面临的重大挑战。

本文针对上述问题，以实际开发平台为例，采用地质工程一体化方法，精细刻画储层非均质性，建立了三维综合地学模型，通过数值模拟方法评价扇形井网的可行性，开展相应的裂缝间距和改造次序优化，同时结合实际压裂特征和产量进一步评价，以期为类似开发模式提供指导借鉴。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段主要为一套半深湖—深湖相细粒沉积，以暗色泥岩、粉—细砂岩和黑色页岩为主，长7段可进一步细分为长7₁亚段、长7₂亚段和长7₃亚段，目前主体开发为长7₁和长7₂夹层型页岩油^[17-21]。如图 1所示，在规模产建过程中，针对林缘区和水源区通过常规平台模式布井地质储量难以动用的问题，在部分平台率先开展扇形平台压裂试验。

图 1

图 1 林缘区限制下的扇形平台布置示意图 Fig. 1 Schematic layout of fan well pattern platform restricted by forest edge area

本文以立体开发大平台HH60作为典型扇形平台开展研究。平台部署在环境敏感地带，由于临近水源区且地面受限，平台西侧无法再另行部署一个平台，为充分动用平台区域地质储量，创新性提出水平井扇形井网开发技术，预计增加动用水源区面积7km²。根据平台周围区域早期直井测井和岩心分析的裂缝整体发育情况和特征来看，长7段储层主要发育高角度天然裂缝，存在少量斜交缝，主要为构造裂缝和成岩裂缝，以张裂缝为主，充填性较差，未充填裂缝占比高，裂缝密度平均为0.12条/m。

HH60平台水平井布置如图 2所示，总计部署水平井22口，其中传统区常规水平井14口，扇形区斜交水平井7口，靶前区斜交水平井1口，着陆层位为长7₁¹、长7₁²和长7₂¹小层，水平段长度平均为1845.9m，砂体钻遇率平均为89.6%。传统区井网井距为300m，扇形区为变井距，跟部井距为170~200m，趾部井距为750m。其中根据水平井钻井方位与最小水平主应力方向夹角，可将平台扇形区划分为中低偏转角度区（偏转角度介于15°~45°）和高偏转角度区（偏转角度大于45°）。

图 2

图 2 HH60平台井网整体平面分布图 Fig. 2 Overall plane well pattern layout on HH60 platform

从油层平面展布特征来看（图 3），HH60平台纵向上涉及长7₁¹、长7₁²和长7₂¹共3套小层，其中，长7₁¹小层部署水平井共5口，平台西部油层最厚，局部发育有差异；长7₁²小层部署水平井同样为5口，油层整体发育较好，在平台西部发育较稳定；长7₂¹小层部署的水平井最多，共12口，油层整体较厚，局部不发育。该平台斜交水平井分布在长7₁²和长7₂¹小层。

图 3

图 3 HH60平台各小层井位部署和油层厚度叠置平面图 Fig. 3 Superposition of well location placement for various thin layers and oil layer thickness on HH60 platform

基于地质工程一体化的思路，结合多学科方法和大数据，通过勘探开发一体化平台Petrel建立典型平台三维地质模型和地质力学模型，精细刻画储层纵横向砂体展布与应力场分布状态^[22-23]。根据研究平台范围内的直井和水平井分层数据与地震构造解释数据，建立延长组长7段储层构造模型，其中分层数据作为硬数据输入，地震数据由于精度的限制作为软数据进行趋势控制。在模型精度设置方面，考虑后续压裂精度需求并兼顾地震面元大小和计算机算力水平，平面精度设置为20m×20m，垂向精度设置为0.5m，为后续精细刻画储层非均质性提供基础。结合平台区域范围内直井测井数据和水平井测井数据，通过井震融合的方法建立精细岩相模型，采用相控约束下的序贯高斯模拟方法建立研究区三维地质模型。各小层孔隙度属性差距较小，其中长7₂¹小层含油饱和度平均值大于长7₁¹和长7₁²小层。

地质力学建模是压裂改造模拟优化的基础和重点，地质力学研究往往需要进行大量的取心工作和室内岩石力学实验，工作量较大，但作为地质工程一体化综合研究中沟通地质与工程的重要桥梁，系统性地开展地质力学研究对后续压裂工作指导意义重大。为针对性开展扇形井网分区域下的裂缝间距和改造次序优化，建立精准合理的三维地质力学模型尤为重要。

单井一维测井尺度的高精度地质力学建模是建立三维地质力学模型的关键一步，根据平台周围开展过阵列声波测井的直井数据，通过纵波时差数据拟合横波时差数据，平台模型范围内其余井通过拟合公式反演缺失的横波测井数据，为一维地质力学建模提供输入。

式中  v_s——横波时差，μs/ft；

v_p——纵波时差，μs/ft。

收集目前研究区已开展的室内岩石力学实验数据，结合声波测井数据计算得到的动态力学参数与三轴压缩力学实验得到的静态力学参数，建立杨氏模量与泊松比的动静态转换关系（图 4）。同时以Kaiser实验应力测量值、小压测试闭合应力和瞬时停泵压力作为最小水平主应力的校核条件，提高模型的准确性。采用趋势控制下的相控方法建立三维地质力学属性体，并运用有限元模拟器构建原地应力场。结合区域直井的成像测井、偶极声波测井和HH60平台常规水平井微地震监测事件点分布，确定最大水平主应力方位为北偏东80°。

图 4

图 4 岩石力学参数动静态转换关系图 Fig. 4 Relationship between dynamic and static rock mechanics parameters

综合HH60平台三维地质和地质力学模型，以及各小层物性参数和岩石力学参数可知（图 5、表 1），平台区域地层平缓，整体较连续，无断层，最大水平主应力平均为33.4MPa，最小水平主应力平均27.1MPa，两向应力差平均为6.3MPa。

图 5

图 5 HH60平台综合三维地学模型 Fig. 5 3D comprehensive geological model on HH60 platform

表 1

表 1 HH60平台区域储层物性和岩石力学参数表 Table 1 Statistics of reservoir physical properties and rock mechanics parameters in HH60 platform area 小层 油层厚度/m 孔隙度/% 渗透率/mD 含油饱和度/% 最大水平主应力/MPa 最小水平主应力/MPa 杨氏模量/GPa 泊松比 长711 13.8 7.3 0.11 53.1 32.2 26.3 32.7 0.23 长712 9.0 8.7 0.16 56.2 33.8 27.1 33.6 0.25 长721 7.9 7.8 0.16 61.4 34.2 27.9 34.1 0.24

表 1 HH60平台区域储层物性和岩石力学参数表 Table 1 Statistics of reservoir physical properties and rock mechanics parameters in HH60 platform area

考虑研究区长7段储层砂泥交互、强非均质性的特点，同时为避免虚拟井钻遇率误差，选取平台内压裂投产时间较早的HH60-24井，在拟合该井的压裂施工压力曲线和产量变化后，以拟合校准参数作为均质概念模型输入参数，对比不同布井方位下的裂缝扩展特征和产能水平^[24]。根据扇形井网实际布井思路，采取15°作为布井转向间隔角度，根据布井方位与最小水平主应力夹角从0°到90°分别设置7口虚拟水平井开展研究。

考虑真实钻井和压裂情况下的有效改造段长度和段簇设计，结合目前主体压裂工艺和参数，设置虚拟井水平段长度为1200m（全油层改造），簇间距为10m，单段3簇。同时考虑区域天然裂缝发育特征和裂缝密度，建立二维天然裂缝作为模型输入参数。在保证其余参数不变的情况下，以布井方位单因素开展模拟对比。

如图 6所示，最大水平主应力方位是裂缝扩展的主导方向，压裂裂缝交互重叠程度随着布井偏转角度的增加而增加。如图 7所示，其中布井方位沿最小水平主应力方向的裂缝总支撑面积最大，而布井方位沿最大水平主应力方向的裂缝总支撑面积最小，但裂缝复杂度（缝网宽度比缝网长度）最高，近井区域改造充分，同时为突出不同角度裂缝复杂度表征的差异，建立最大值、最小值归一化裂缝复杂度指标。

图 6

图 6 不同布井方位裂缝扩展形态示意图 Fig. 6 Schematic fracture propagation patterns with various well azimuths

图 7

图 7 不同布井方位裂缝参数统计柱状图 Fig. 7 Diagram of fracture parameters with various well azimuths

根据不同方位虚拟水平井开展的裂缝扩展模拟结果及油藏物性，建立压裂后非结构化数值模型并开展产能模拟，对比不同方位下的预测产能。从最终的累计产能对比来看（图 8），偏转角度后的斜交水平井具备初步可行性，但随着偏转角度的增大会导致最终单井产能的减少；同时当偏转角度大于45°时可以明显看到累计产能差异有增大趋势，当偏转角度为90°时产能差异最大，可达40%。定产生产10年后的地层压力变化如图 9所示，与累计产能变化规律一致，随着偏转角度的增大单井缝控范围逐渐缩小，对储层的改造有限。

图 8

图 8 不同布井方位累计产能差异对比图 Fig. 8 Comparison of cumulative oil production with various well azimuths

图 9

图 9 不同布井方位投产10年地层压力分布图 Fig. 9 Formation pressure distribution after production for 10 years with various well azimuths

为了进一步评价不同布井方位下的可行性，对不同布井方位下的产能模拟结果开展经济可行性评价，结合目前页岩油水平井钻井、压裂和投产成本计算各角度下的内部收益率指标。综合对比来看，随着偏转角度的增加，单井预测累计产量和内部收益率均呈现下降规律，当偏转角度为90°时，单井预测累计产量为15991m³，内部收益率仅为1.6%，该角度下不建议布井。

簇间距与单段簇数对于能否形成高效贯通的裂缝网络具有重要影响。对于扇形井网，不同井的钻井方位不同，所形成的裂缝与井筒角度也不同，因此所需的最佳簇间距也有所差异，本文分别以HH60平台扇形区1口中低偏转角度典型井和1口高偏转角度典型井为例，探究不同偏转角度下的最优簇间距。

分别选取HH60-18井和HH60-20井作为中低偏转角度区和高偏转角度区的典型井，其偏转角分别为33°和66°。庆城页岩油连续甜点长度主要为30~40m，考虑目前依据甜点布缝的实际情况，假设连续甜点段长度为40m，在保证压裂参数相同的情况下，HH60-18井分别模拟段内3~6簇的裂缝形态及预测产量，HH60-20井分别模拟段内2~5簇的裂缝形态及预测产量（图 10、图 11）。

图 10

图 10 各井不同簇间距裂缝参数统计图 Fig. 10 Statistics of well fracture parameters with various cluster spacings

图 11

图 11 各井不同簇间距预测产能综合图 Fig. 11 Prediction of well production capacities with various cluster spacings

受应力阴影及天然裂缝影响，簇间距大小与裂缝总支撑面积不存在单一正相关关系。簇间距过大，缝间改造区域不能完全改造，段内应力干扰不明显，形成的裂缝复杂程度有限；簇间距过小，缝间改造区域发生重叠，诱导应力挤压作用明显，压裂形成的缝宽较小，两种情况均不利于压裂改造。针对中低偏转角度下的HH60-18井，当簇间距为10m时，裂缝总支撑面积最大，缝间区域被充分改造。

在固定段长条件下，HH60-18井簇间距为10m时，累计产油量最高。同样对高偏转角度下的典型井HH60-20开展簇间距优化，簇间距为13.3m时，缝间区域被充分改造，裂缝总支撑面积最大，同时累计产油量也最高。

应力阴影效应是影响裂缝扩展和最终累计产量的重要因素，在扇形井网开发模式下，应力阴影所导致的空间应力场变化影响着井间复杂缝网的形成^[25]。通过调整扇形井网不同偏转区之间的压裂施工次序，主动利用应力阴影产生的空间应力场变化是扇形井网开发模式下多元协同压裂优化中的重要环节。结合前期不同偏转区裂缝间距优化的基础，充分考虑三维应力阴影对裂缝扩展的影响，根据布井偏转角度和着陆层位深度，对扇形井网改造次序设计了4个对比方案（图 12）。

图 12

图 12 HH60平台扇形井网不同压裂次序方案演示[26] Fig. 12 Demonstration of various fracturing sequence schemes of fan well pattern on HH60 platform [26]

结合UFM模型（非常规裂缝扩展模型）对应力阴影影响范围的考虑，选取靠近跟部的900m长的水平段作为改造段开展方案对比。为了研究压裂次序对空间应力场的影响，借助有限元地应力模拟插件（visage）对压裂次序方案1、2、4中间时段的应力变化进行计算。

如图 13所示，根据应力阴影叠加效应，单井压裂后会在井周形成高应力区且有效区域内两向应力差减小。其中压裂次序方案2和压裂次序方案4类似，水平井压裂导致两侧的地应力增加，中间区域裂缝难以向两端过多延伸，但增加了裂缝偏转的可能性；压裂次序方案1由于先压裂中间区域的水平井组，在中间区域形成强烈的应力遮挡效应，区域应力增加现象明显，后续两侧的水平井组压裂裂缝容易在地应力场的影响下形成不均匀裂缝扩展，井间区域无法充分改造。

图 13

图 13 不同压裂次序方案应力场变化对比图 Fig. 13 Comparison of stress field changes with various fracturing sequence schemes

结合扇形区整体压裂后油藏数值模拟的累计产能结果对比可知（图 14），压裂次序方案2的累计产能最高，两侧对中间区域叠加的应力阴影效应使区域两向应力差减小，中间井压裂时裂缝更容易横向扩展，平台整体改造效果更好；压裂次序方案1则由于中间区域率先形成的高应力区导致后续井压裂裂缝延伸受到阻挡，储层改造程度不佳，累计产能表现较差。因此，扇形井网立体开发的最佳压裂次序为方案2。

图 14

图 14 不同压裂次序方案产量对比图 Fig. 14 Comparison of cumulative production with various fracturing sequence schemes

从单段尺度来看，以典型斜交水平井H1-22井的第一段微地震监测结果为例可以看出（图 15），微地震事件点延伸走向在压裂的不同阶段存在差异。在压裂开始的前期阶段，由于射孔方位始终垂直于井筒，微地震事件点沿着近乎垂直井筒方向出现并延伸；而当压裂阶段到中后期，裂缝延伸方向逐渐平行于最大水平主应力方向。同样可以发现，压裂前期垂直于井筒时的微地震事件震级要明显大于中后期的微地震事件震级。

图 15

图 15 H1-22井第一段微地震事件点不同阶段特征图 Fig. 15 Characteristics of microseismic events at various stages in the first fracturing stage of Well H1-22 图中微地震事件点的大小代表震级的大小

从单井尺度来看，H1-22井区域最大水平主应力方向为北偏东73°，人工裂缝方位整体呈北偏东60.9°，与最大主应力方向夹角为12.1°，基本沿最大水平主应力方向延伸，表明斜交水平井裂缝远场尺度下仍沿最大水平主应力方向延伸。

以具备斜交水平井和常规水平井微地震监测数据的H1平台为例，从微地震三维分布特征来看（图 16），斜交水平井微地震事件点更为集中，主要分布在近井筒位置，整体分布范围小于同平台常规水平井。同时从平面分布特征来看，斜交水平井微地震带长度平均为280.3m，常规水平井微地震带长度平均为364.5m。结合压裂参数来看（表 2），常规水平井进液强度大于斜交水平井，平均单段储层改造体积也大于斜交水平井，斜交水平井储层改造体积小。

图 16

图 16 H1平台水平井微地震空间分布图 Fig. 16 Spatial distribution of microseismic events in horizontal wells on H1 platform

表 2

表 2 H1平台水平井压裂参数和微地震参数表 Table 2 Fracturing parameters and microseismic parameters of horizon wells on H1 platform 井名 水平井类型 进液量/m3 进液强度/（m3·m-1） 储层改造体积/106m3 平均单段储层改造体积/106m3 平均单段事件点数量/个 裂缝复杂因子（FCI） H1-17 常规 34668.9 25.8 30.4 2.9 65.3 0.24 H1-18 常规 18888.0 23.6 29.7 2.8 53.6 0.28 H1-22 斜交 10068.2 14.5 9.0 2.1 73.3 0.37

表 2 H1平台水平井压裂参数和微地震参数表 Table 2 Fracturing parameters and microseismic parameters of horizon wells on H1 platform

结合储层改造体积评价结果来看，斜交水平井虽然改造体积小，但裂缝复杂程度明显大于常规水平井，斜交水平井单段微地震事件点数量平均为73.3个，而常规水平井单段微地震事件点数量平均为59.5个，斜交水平井在较小的储层改造体积下产生的破裂事件数量更多；同时从裂缝复杂因子指标FCI（微地震带宽度/微地震带长度）来看，斜交水平井平均裂缝复杂因子为0.37，也明显大于常规水平井平均裂缝复杂因子。

为了进一步验证扇形井网斜交水平井压裂开发的可行性和实际效果，以实际投产井开展产能对比^[27-28]。考虑水平段长度和钻遇率对产量的影响，在构建产量对比曲线时对产量等效归一化至1500m油层段长度并将投产时间拉齐，同时保证各井采用相同的压裂工艺和液体体系。

从压裂参数来看（表 3），斜交水平井进液强度15.4m³/m与常规水平井的进液强度15.2m³/m相当，加砂强度4.2t/m略高于常规水平井；从生产数据来看，斜交水平井170天平均累计产量713.7m³低于常规水平井平均累计产量2075.5m³，但不同偏转角度下存在差异，偏转角度越大，累计产量差异越大，这与前期数值模拟结果一致。从产量对比图来看（图 17a），斜交水平井初期产量低，当前产量与常规水平井接近。从液面变化特征可以看出（图 17b），斜交水平井套管动液面高度基本始终高于常规水平井，地层能量更充足。综合分析表明，在当前的工艺条件和地质背景下，扇形井网斜交水平井具备一定开发潜力，后续可在考虑平台限制因素的前提下进一步扩大试验部署。

表 3

表 3 已投产扇形平台各井工程和产量参数表 Table 3 Statistics of engineering and production parameters of fan pattern platform wells put into production 井号 水平井类型 偏转角度/（°） 水平段长度/m 钻遇率/% 压裂段数 簇数 进液强度/（m3·m-1） 加砂强度/（t·m-1） 170天累计产量/m3 HH60-8 常规 0 1730.0 94.9 20.0 67.0 13.8 3.4 1557.8 HH60-10 常规 0 1730.0 92.6 26.0 84.0 15.0 3.4 1681.9 HH60-11 常规 0 1875.0 98.9 35.0 118.0 16.4 3.8 2453.0 HH60-12 常规 0 1935.0 98.9 31.0 109.0 15.4 3.8 3461.4 HH60-13 常规 0 1935.0 90.5 28.0 92.0 16.3 3.8 1709.6 HH60-15 常规 0 1689.0 85.3 29.0 104.0 16.4 4.1 2395.2 HH60-16 常规 9 1735.0 89.0 29.0 118.0 13.2 3.6 1269.9 HH60-17 斜交 18 2035.0 84.6 25.0 91.0 15.9 4.1 1015.7 HH60-18 斜交 33 2035.0 92.7 27.0 99.0 13.6 3.6 1020.5 HH60-19 斜交 50 2035.0 94.2 34.0 130.0 15.3 3.7 1198.8 HH60-20 斜交 66 2035.0 91.8 25.0 104.0 19.8 4.4 504.5 HH60-21 斜交 82 2035.0 88.2 23.0 60.0 15.2 5.8 206.9 HH60-22 斜交 82 1946.0 92.2 18.0 53.0 12.5 3.5 336.0

表 3 已投产扇形平台各井工程和产量参数表 Table 3 Statistics of engineering and production parameters of fan pattern platform wells put into production

图 17

图 17 斜交水平井和常规水平井生产数据对比图 Fig. 17 Comparison of production data between oblique horizontal wells and conventional horizontal wells

（1）鄂尔多斯盆地页岩油水平井扇形井网地质工程一体化开发实践表明，在黄土塬地貌和林缘、水源区导致的有限井场条件下，采用扇形井网可有效提高平台储量动用范围和程度。随着偏转角度的增加，裂缝复杂度上升，但单井裂缝总支撑面积下降，预测产能也呈下降趋势；扇形区斜交水平井不同偏转角度范围下的裂缝间距优化存在差异；“从外向内”的压裂次序可进一步提高扇形平台整体产能。

（2）矿场试验结果表明，斜交水平井相比常规水平井储层改造体积小但裂缝复杂程度高；高偏转斜交水平井累计产油量低于中低偏转斜交水平井和常规水平井，但当前日产油量接近，具备一定开发潜力并有待进一步跟踪。

（3）斜交水平井微地震监测过程中出现的“先垂直后偏转”的复杂裂缝扩展机理与投产后的生产动态差异仍然存在相应的疑问。

（4）扇形井网作为非常规油气藏布井模式的重大尝试，是对传统理论认识的一次挑战，相比于常规水平井，是否更能实现“体积压裂”的目标，仍需理论和实践的相互印证并急需开展进一步深入研究。