Neuquénbasin

CHILE ARGENTINA URUGUAY

PARAGUAY

BRAZILBOLIVIA

PERU 50 dB/m 155

1,000

Mud

Spac

erLe

adTa

il

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

gAPI

Gamma Ray

ft

Depth, Well Schematic

0 150 degree

Deviation

0 90 ohm.m

A16H

0.2 2,000 %

Thermal NeutronPorosity

45 –15 g/cm3

Cement AnnularDensity

1 2

g/cm3

Bulk Density

1.95 2.95

%

At Centralizers

0 100

%

Between Centralizers

0 100

18090 2700 360 Mrayl

AverageImage Orientation, ° Image Orientation, °

0 10

Mrayl

Minimum

0 10

Mrayl

Maximum

0 10

dB/m

Average

0 200 Cem

ent E

valu

atio

n Zo

nes

dB/m

Minimum

0 200

dB/m

Maximum

0 200

%

CEM_PERC_CEM_COV

0

MudTail slurryLead slurrySpacer100 18090 2700 360

Gamma RayWell Schematic Deviation Resistivity Porosity Cement AnnularDensity

Casing Standoff Mud DisplacementSimulation

Acoustic ImpedanceMap

Acoustic Impedance �lexural Attenuation Solids, Li�uids andGas Map

Cement SimulatedCoverage

�lexural Attenuatio nMap

Wellbore Quality Cement Design and Placement Simulation Cement Evaluation

–1 Mrayl 9GasSolidLi�ui d

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斯 伦 贝 谢

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瓦卡穆尔塔页岩——巨型页岩区开发记

非常规油气资源革命彻底改变了北美的油气生产格局。由于该类资源给作

业公司带来了众多挑战，其开发在世界其他地区一直比较缓慢。但现在阿根廷

内乌肯（Neuquén）盆地的瓦卡穆尔塔（Vaca Muerta）页岩储层可以加入到

开采成功的名单中。瓦卡穆尔塔页岩油气区的成功得益于 YPF 和斯伦贝谢工程

师们的一体化合作，包括针对油田和储层的定制化的工作流程以及优化水力压

裂方案的动态非常规水力裂缝模型。

Matías Fernández BadessichDamián E. HrybMariano SuarezYPF 公司

阿根廷布宜诺斯艾利斯

Laurent Mosse NuncioPalermo Stéphane Pichon Laurence 布宜诺斯艾利斯 Reynolds 阿根廷

《油田新技术》，28 卷，第 1 期（2016 年 1 月）。

©2016 斯伦贝谢公司版权所有。

Mangrove，Petrel 和 UFM 是斯伦贝谢公司的商标。

非常规油气藏商业可采储量的提高彻

底改变了北美的油气行业。在北美获得的

经验现在正在应用于世界其他地区。最新

的一个成功案例为阿根廷巨型内乌肯盆地

的开发，YPF 公司正在该盆地开发瓦卡穆

尔塔页岩来生产石油和天然气。

页岩油气藏的生产可追溯到 1981 年

美国德克萨斯州中北部的巴涅特（Barnett）

页 岩。 米 切 尔 能 源 开 发 公 司（Mitchell

Energy & Development Corporation） 为

在巴涅特页岩开采天然气而专门钻了一口

井。然后该公司花了 20 年来解决该页岩区

的商业开采问题。巴涅特页岩成功后，新

技术新工艺被用来发现和开采北美地区其

他盆地和地层的石油和天然气。最近在南

美内乌肯盆地取得的成功可能会像北美模

式一样彻底改变南美的油气行业。

阿根廷的非常规资源远景区获得勘探

公司的认可已有一段时间。许多专家都认

为瓦卡穆尔塔地层是世界上最具油气开采

潜力的地层（图 1）。一项独立研究对比了

除北美以外的页岩资源潜力，瓦卡穆尔塔

地层在页岩气和页岩油的技术可采储量的

全球排名分别为第三和第四 [1]。

图 1：世界页岩资源。阿根廷的非常规油气储

量丰富。全球范围内，阿根廷的页岩气技术可

采储量排名第三（上图 ），页岩油技术可采储

量排名第四（下图 ）。阿根廷的非常规油气储

量大部分都来自内乌肯盆地的地层。（根据美

国能源信息署的资料修改，参考文献 1。）

15%

14%

14%

10%

10%

8%

9%7%

3%

7%

6%

5%

4%

3%

3%

20%

19%

22%

5%4%4%

8%

1. 美国能源信息署（EIA）：“Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources：An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States，”华盛顿特区：美国能源部能源信息署，2013年6月。

26 油田新技术

272016 年 1 月 272016 年 1 月

图 2：内乌肯盆地。南美多个盆地具有非常规资源远景区的潜力。位于阿根廷中西部的内乌肯盆地（红

色框内）为该国石油天然气的主要产地，拥有三个深水海相页岩沉积地层——阿格里奥（Agrio）、

瓦卡穆尔塔和洛斯莫耶斯（Los Molles）地层。这些页岩地层为该盆地常规油藏油气沉积的烃源岩。

0 500 1,000 km

0 300 600 mi

Paraná

Chaco

San Jorge

Austral-Magallanes

2. Hogg SL：“Geology and Hydrocarbon Potential of the Neuquén Basin，”Journal of Petroleum Geology，16卷，第4期（1993年10月）：383–396。

3. Instituto Argentino del Petróleo y del Gas，http://www. iapg.org.ar/suplemento/Agosto2015/Produccion%20 por%20cuenca.html（2015年10月30日浏览）。

4. 弧后盆地为与岛弧和俯冲带有关的地质特征。弧后盆地出现在汇聚板块边界上，当一个板块在另一个板块下俯冲形成沟堑便形成了弧后盆地。俯冲带常常与火山的形成和地震活跃地区有关。

5. Hogg，参考文献2。

6. Garcia MN，Sorenson F，Bonapace JC，Motta F，Bajuk C和Stockman H：“Vaca Muerta Shale Reservoir Characterization and Description：The Starting Point for Development of a Shale Play with Very Good Possibilities for a Successful Project，”SPE-168666/URTeC-1508336，发表在非常规资源技术会议上，丹佛，2013年8月12–14日。

7. Howell JA，Schwarz E，Spalletti LA和Veiga GD：“The Neuquén Basin：An Overview，”Veiga GD，SpallettiLA，Howell JA和Schwarz E（编辑）：The Neuquén Basin, Argentina: A Case Study in

Sequence Stratigraphy and Basin Dynamics。伦敦：地质学会，特刊252卷，（2005）：1–14。

8. Badessich MF和Berrios V：“Integrated Dynamic Flow Analysis To Characterize an Unconventional Reservoir in Argentina：The Loma La Lata Case，” SPE-156163，发表在SPE 技术年会暨展览会上，美国得克萨斯州圣安东尼奥市，2012年10月8–10日。

9. 有关烃源岩地球化学特征的更多信息，请参见：McCarthy K，Rojas K，Niemann M，Palmowski D，Peters K和Stankiewicz A：“Basic Petroleum Geochemistry for Source Rock Evaluation，”《油田新技术》，23卷，第2期（2011年夏季刊）：32–43。

10. Stinco L和BarredoS：“Vaca Muerta Formation：A n E x a m p l e o f S h a l e H e t e r o g e n e i t i e s Controlling Hydrocarbon’s Accumulations，” URTeC-1922563，发表在非常规资源技术会议上，丹佛，2014年8月25–27日。

Badessich和Berrios，参考文献8。

11. Ejofodomi EA，Cavazzoli G，Estrada JD和Peano J：“ Investigating the Critical Geological and Completion Parameters that Impact Production Performance，”SPE-168709/URTeC-1576608，发表在非常规资源技术会议上，丹佛，2014年8月12–14。

有多家作业公司正在对瓦卡穆尔塔页

岩区进行评估，但 YPF 是目前为止最活跃

和投产最成功的公司。该公司较早地认识

该页岩储层具有影响其开发方案的独特特

性。瓦卡穆尔塔地层有着与其他页岩区不

同的油藏特性，这一事实不足为奇。在页

岩油气区的作业公司基本都认为，为使得

产量最大化，开发和评估每个页岩区都必

须以各页岩区的内在特性为基础。瓦卡穆

尔塔页岩具备提高其商业可采油气量潜力

的特性。

为最大限度提高油气产量并缩短页岩

远景区的开发周期，YPF 公司的工程师现

在正利用压裂模拟软件、预测性数值模型

以及通过大量评估信息而建立的针对各个

油田的工作流程。该流程使得工程师认识

到岩石力学对水力压裂过程中裂缝扩展的

影响。然后，基于工作流程和模拟获得的

信息在优化井间距、压裂增产设计和压裂

作业上得到了应用。相对于其他页岩区开

发使用的迭代接近法，该方法帮助工程师

团队减少了页岩区开发时间。

YPF 公司开发瓦卡穆尔塔地层所使用

的方法部分是基于与其他页岩区不同的因

素：高孔隙压力、内乌肯盆地紧邻安第斯

山脉而产生的各种岩性和地质力学的复杂

堆叠模式。YPF 公司工程师还发现盆地内

一些地区具有异常高的破裂压力梯度，极

大地影响了完井策略。对瓦卡穆尔塔地层

的地质力学和储层非均质性的深入理解对

油田的合理开发至关重要。考虑以上这些

因素，YPF 公司的开发方法开始从传统且

通常成本高的反复试验法转为模型 - 优化

方法。

本文介绍了瓦卡穆尔塔地层的基本情

况，并概述了目前为止 YPF 公司在页岩区

的工作。此外，还回顾了 YPF 和斯伦贝谢

团队设计的工作流程，以及用来优化钻井

作业和增产改造作业的模拟软件，同时，

还对当前的生产和未来的开发计划进行了

简单讨论。

紧邻安第斯山脉内乌肯盆地位于阿根廷中西部安第斯

山脉的东侧（图 2），最早于 1918 年发现

石油 [2]。该盆地为常规油气的主要产地——

阿根廷 57% 的天然气和 40% 的石油产自

28 油田新技术

图 3：内乌肯盆地的岩相层序。内乌肯盆地有三个主要的深水海相页岩

沉积。深洛斯莫耶斯地层在地质年代上为早—中侏罗纪时期。瓦卡穆尔

塔地层跨越了晚侏罗纪和早白垩纪时期。这些地层的沉积物形成于连续

的海浸和海退旋回。由于地层在沉积过程中与开阔海沟通受限且处于厌

氧环境，地层中的有机质得到保存。（根据 Howell 等人的资料修改，

参考文献 7。）

Loncoche

Jaguel Pircala Roca

Huitrín

Lohan Cura

La Amarga

Centenario

Quebrada del Sapo

Picún Leufú

Bajada Colorada

Rio Colorado

Rio Neuquén

Rio Limay

Rayoso

Quintuco

Vaca Muerta

Tordillo

Lotena

Auquilco La Manga

Tábanos

Los Molles

Pre-Cuyo

Huechulafquen Piedra Santa

Chachil

Lajas

Challacó

Lapa

Mulichinco

Cuyo

M

endo

za

Rayo

so

Agrio

N

euqu

én

Mal

argü

e Lo

tena

Early

该盆地 [3]。该盆地页岩开发的目的层为弧后

构造沉积内沉积的晚三叠纪至早新生代地

层 [4]。分布在安第斯山脉的活火山在不同的

地质时代产生了火山碎屑物，形成的火山

灰层覆盖了大部分盆地。目前勘探开发的

目的页岩层内发现了火山灰层。

从早三叠世时期开始，该盆地由海平

面变化和地壳构造板块运动而形成，随后

又发生了一系列海浸和海退旋回。在几个

时段内由于与开阔海连通有限，形成了较

厚的蒸发岩地层 [5]。晚侏罗纪时期，火山弧

的重新活动也影响了现今的盆地地形 [6]。现

存的盆地结构形成于最后的第三纪安第斯

运动的隆起和褶皱。

内乌肯盆地常规油气的源岩为白垩纪

的阿格里奥（Agrio）地层、早白垩纪至晚

侏罗纪瓦卡穆尔塔地层和成熟度更高的中

侏罗纪洛斯莫耶斯（Los Molles）地层（图

3）[7]。这三个地层都为深水海相页岩，并

具有源岩的潜质。瓦卡穆尔塔地层为常规

油气藏的主要源岩，处于占盆地面积 60%

的生油窗内。

瓦卡穆尔塔地层沉积于蒂托阶（晚侏

罗纪海侵时期）和早白垩纪时期的贝里亚

斯阶 [8]。该有机质富集地层的特性使其成为

勘探的主要目的层 [9]。这些特点包括高平均

总有机碳（TOC）水平（1%—8%，峰值

达 12%），中等埋藏深度 3150 米（10335

英尺）以及压力梯度为 13.6—20.4kPa/m

（0.6—0.9 psi/ft）的超压环境 [10]。

该地层自港湾区至盆地中心厚度变化

为 60 米（200 英尺）至 520 米（1700 英

尺）。基质孔隙度为 4%—14%，平均为

9%。基质渗透率为纳达西至微达西。天然

裂缝的存在使得该地层具备了生产潜能。

基于镜质体反射 Ro 的页岩成熟度为 0.5%

以下至 3%，即代表着黑油至干气 [11]。瓦

卡穆尔塔页岩因其较大的地层累计厚度、

展布范围和油藏性质而成为了世界级烃源

岩 [12]。

292016 年 1 月

图 4：瓦卡穆尔塔页岩的含烃类型。瓦卡穆尔塔页岩的烃类型在内乌肯盆地（蓝色框线）内分布不同。

东部和南部区域大部分为石油（绿色区域），西中部主要为干气（粉色区域），石油和干气的中间

区域为湿气和凝析油（黄色区域）。（根据美国能源信息署的资料修改，参考文献 1。）

0 125 250 km

0 75 150 mi

图 6：预测模型的数据要求

DFN

瓦卡穆尔塔页岩的深海相沉积包括黑

色和灰色页岩薄层及与有机物混合的石灰

质泥岩。有机物沉积时的厌氧环境有助于

有机质含量的保存。该地层包括下中上三

段。下段为内碳酸盐岩地台，主要为石灰质

粘土、碳酸盐岩和石灰岩。中段主要由斜坡

沉积形成，其硅质碎屑含量较其他两段地

层高。上段同样主要为碳酸盐岩地台 [13]。

瓦卡穆尔塔页岩的含烃类型基本上取

决于其位于盆地中的位置。北部和南部具

有产油潜力，西部主要为干气，位于产油和

干气之间的区域主要产湿气和凝析油（图

4）。

早新生代时期安第斯造山运动使得内

乌肯盆地构造复杂性增大，特别是西部前

缘地带 [14]。瓦卡穆尔塔西部贴近安第斯山

脉造成其地应力和自然裂缝高于盆地东部

边缘地区。安第斯山脉对油气藏岩石应力

状态的影响是该页岩区与其他页岩区的不

同之处，特别是北美的页岩区。

释放潜力大部分非常规远景区自身有着与其他

远景区不同的特征。在页岩远景区开发初

期，作业公司都想寻找到下一个巴涅特页

岩。虽然巴涅特页岩和其他非常规远景区

的开发经验对促进页岩的商业可采性和可

行性至关重要，但作业公司早就认识到，每

个新区的开发都需要特定且常常为独一无

二的方法。具有众多独特特征的瓦卡穆尔

塔页岩尤为如此。瓦卡穆尔塔页岩地层与

其他地层的不同之处包括广泛分布的火山

灰层、复杂的沉积相堆积、异常高压和因

靠近安第斯山脉而形成的地质力学应力。

为优化瓦卡穆尔塔页岩油气区开发方

案，YPF 公司与其他具有页岩开发专业

技术的作业公司和服务公司进行合作。通

过与斯伦贝谢公司的地质学家和工程师合

作，YPF 公司工程师们建立了工作流程和

仿真模拟来高效开发瓦卡穆尔塔地层（图

5）[15]，其目的是避免采用许多页岩区经常

采用的高成本和高耗时的反复试验法。通

过建立预测模型来代替统计方法对页岩的

商业化开采至关重要。

为建立可用的预测模型，团队成员首

先确定出开发页岩区已知的特有问题。他

们对勘探开发进程的各个阶段建立了数据

要求，包括地震、岩石物理和地球物理数据

（图 6）。已有的覆盖大部分区域的三维地

震数据对创建这些预测模型带来了方便。

此外，该盆地还有几百口勘探开发常规油

气藏的已钻井，但从这些已钻井获得的数

据有时提供不了所需的信息类型来优化非

常规地层的钻井、井间距和压裂设计参数。

为对地层进行建模和模拟，还需要获取其

他数据。

30 油田新技术

12. 美国能源信息署，参考文献1。

13. Ejofodomi等人，参考文献11。

14. 安第斯山脉是由南美板块的新生代构造缩短而形成。南美板块覆盖了俯冲的纳斯卡板块。纳斯卡板块是位于南美西海岸东太平洋的大洋板块。

15. LacentreP，Pichon S，Suarez M和Badessich MF：“Simulación dinámica integrada de fracturamiento hidráulico y reservorio para pozos horizontales en Vaca Muerta Shale Oil & Gas，”发表在第二次仿真会议，布宜诺斯艾利斯，2015年7月7–8日。

图 5：非常规油气藏一体化工作流程。在开发瓦卡穆尔塔远景区时，YPF和斯伦贝谢的工程师共同建立了工作流程以减少反复实验的次数。地质学

家首先用三维地震数据、岩石物理数据、三维地质力学模型和三维离散裂

缝网络模型对油气藏进行描述（1）。利用这些模型，工程师可以根据自

动生成的裂缝网格系统设计出水力压裂方案（2）。复杂缝网模型可与增

产作业过程中计算的增产改造体积进行对比（3）。在增产改造作业过程

中可记录流体流量和压力，也可获取微地震事件（4）。敏感性分析可帮

助工程师了解参数改变后产生的效果（5）。如果增产改造结果与模型不

吻合，则利用实证数据改进数值模拟。若增产措施与模型相符，则利用包

括岩心和流体性质在内的其他数据来预测产量，最后可用生产测井数据对

产量预测进行验证。（根据 Hryb 等人的资料修改，参考文献 16。）

1 2

3

4

5

工程团队制定并采用了综合工作流程

来分析新旧数据。基于测井和三维地震数

据建立了三维地质力学模型。从先导井中

获取的岩石物理数据用来微调模型并计算

地质力学特性，如地应力、杨氏模量、泊

松比和孔隙压力。为了校正模拟结果，在

一些先导井内进行了挤注测试。

作为流程的一部分，YPF 和斯伦贝谢

的工程师利用历史拟合来验证仿真预测结

果，然后对比模型结果和真实井的数据。

利用这些模型可近实时地确定出天然和诱

导裂缝网络的较为可信的几何形状，进而

可在水力压裂作业过程中对每个压裂段进

行修正，同时也可对每口井进行优化。

312016 年 1 月

图 8：完井质量指标和 Mangrove 软件生成的设计。测井数据可用来获得储层质量（RQ）和完井

质量（CQ）指标。用 Mangrove 增产设计软件处理这些测井数据，该软件可根据预设的截断值自

动找出最优井段。与未考虑地层性质且完井和增产改造均匀的几何方法相比，专注于储层质量和完

井质量最好的井段并剔除储层质量和完井质量较差的井段后的增产改造效果更好。

图 7：裂缝建模所需的数据

RQCQ

复杂水力压裂建模利用地质模型、三

维地震模型和其他数据建立三维地质力学

模型 [16]。结合地质力学模型和离散裂缝网

络（DFN）模型对压裂改造进行了模拟。

天然裂缝模型参考了成像测井数据，该数

据可提供有关力学流动单元、裂缝方位、

地层倾角分布和裂缝密度的信息。

之后便可实施基于模拟结果的压裂设

计，并进行实时微地震监测 [17]。工程师可

利用实际产量数据来评估所用方法的有效

性。若结果显示增产改造压力、裂缝延伸

和增产改造体积与预测结果相符，则可进

行下一步的生产预测。若实际结果与预测

值不符，则对模型进行升级或改进，使得

预测结果符合实际结果。

储层非均质性一些早期的页岩开发项目认为储层岩

石为各向同性。对于有机页岩，地层性质

和特征在水平方向和垂向上会发生很大变

化，这些变化的幅度通常远大于开发常规

油气藏所遇的变化幅度。由于水力压裂和

水平井钻井是大部分非常规远景区的基本

要求，在增产改造和钻井方案中必须了解

和考虑储层非均质性的影响，特别是有关

地层地质力学性质的非均质性。

在页岩油气藏中，地质特征的不连续

性会影响增产效果，这些不连续性包括断

层、天然裂缝、层理几何形态和力学性质

的变化。评价技术通常认为力学性质会影

响储层岩石的完井质量（图 7）。完井质量

为储层岩石的预测性属性，很大程度上取

决于杨氏模量、泊松比、体积模量和岩石

硬度。天然裂缝密度和走向、岩石各向异

性和主地应力也会影响储层岩石的完井质

量 [18]。完井质量值包含有关粘土类型和含

量的信息。粘土类型和含量可通过光谱测

量和力学性质测得。泊松比、杨氏模量和

应力剖面等力学性质可由声学和其他岩石

物理数据计算得出。

除完井质量之外，岩石的储层质量

（RQ）——另一个预测性属性——决定了

页岩区开发的经济可行性。对于有机质富

集的页岩，储层质量为水力压裂增产后的

产油气能力。储层质量取决于孔隙度、含

油气饱和度、矿物、有机质含量和热成熟

度。储层质量和完井质量都好的岩石的增

产改造效果优于储层质量和完井质量都较

差的岩石。

为精确表征有机质页岩等非常规资

源，储层评价通常依赖于以光谱测量、核

磁共振测量和介电色散测量为基础的高等

岩石物理学数据。用高等岩石物理数据对

地层性质进行校正后，可用最少的数据来

估算储层质量。这些数据包括电阻率、体

积密度、孔隙度、含水饱和度和孔隙压力

数据。

可利用包含储层质量和完井质量信息

的综合质量指标（CQI）来确定甜点。完

井设计中，射孔簇和压裂段部署在综合质

量指标最好的层段。Petrel 平台上使用的

Mangrove 增产改造设计将获取综合质量

指标最优井段的程序自动化。工程师现在

正在使用 Mangrove 软件推荐的完井方案

（图 8）。

32 油田新技术

16. Hryb D，ArchimioA，BadessichM，Ejofodomi E，Diaz A，Cavazzoli G，Zalazar F，Lagarrigue E和PichonS：“Unlocking the True Potential of the Vaca Muerta Shale Via an Integrated Completion Optimization Approach，”SPE-170580，发表在SPE技术年会暨展览会上，阿姆斯特丹，2014年10月27–29日。

17. 有关实时微地震监测的更多信息：Burch DN，Daniels J，Gillard M，Underhill W，Exler VA，Favoretti L，Le Calvez J，Lecerf B，Potapenko D，MaschioL，Morales JA，Samuelson M和Weimann MI：“Live Hydraulic Fracture Monitoring and Diversion，”《油田新技术》，21卷，第3 期（2009年秋季刊）：18–31。

18. Glaser KS，Miller CK，Johnson GM，Toelle B，Kleinberg RL，Miller P和Pennington WD：“Seeking the Sweet Spot: Reservoir and Completion Qualityin Organic Shales，”《油田新技术》，25卷，第 4 期（2013/2014冬季刊）：16–29日。

19. 有关UFM软件处理的更多信息： Wu R，Kresse O，Weng X，Cohen C和Gu H：“Modeling of Interaction of Hydraulic Fractures in Complex Fracture Networks，”SPE-152052，发表在SPE水力压裂技术大会上，得克萨斯州Woodlands，2012年2月6–8日。

20. Cipol la C，Weng X，Mack M，Ganguly U，Gu H，Kresse O和Cohen C：“ I n tegra t ing Microseismic Mapping and Complex Fracture Modeling to Characterize Hydraul ic Fracture Complexity，”SPE-140185，发表在SPE水力压裂技术大会暨展览，得克萨斯州Woodlands，2011年1月24–26日。

21. 当增产液携带的支撑剂在射孔孔眼或裂缝网络内形成架桥时会造成出砂。流体流动受限后会导致泵压快速上升，进而终止支撑剂的铺置。

图 9：非常规裂缝模型 (UFM)。YPF 的工程师采用 UFM 来描述瓦卡穆尔

塔页岩的增产改造过程。首先向模拟软件（左图 ）中输入记录的微地震

（MS）事件，并与微地震监测模型（MSM）进行对比。得出的结果用来

校正 UFM 模拟和离散裂缝网络（DFN）。DFN 模型用来预测水力压裂

过程中形成的裂缝几何形态。UFM 模拟基于物质平衡、地质力学性质、

离散裂缝模型和井筒几何特性来预测裂缝扩展特性（右图 ）。基于单元

的模拟结果可预测压裂裂缝的几何形态：沿已有天然裂缝扩展，穿越天

然裂缝、沿已有天然裂缝扩展一段后再继续沿水力裂缝方向延伸（右上

图）。UFM 软件根据上述天然裂缝和诱导裂缝的相互作用计算裂缝高度。

直接影响生产和增产改造体积预测值的支撑剂输送和沉降（右下图）通过

UFM 模拟软件获得。（根据 Cipolla 等人的资料修改，参考文献 20。）

DFN

完井工程师必须考虑增产改造过程中

地层内和射孔簇周围的相互作用，而综合

质量指标是基于各口井深处储层质量和完

井质量的连续指标。给定某个深度的单个

完井质量值可与临近的完井质量值进行对

比。储层质量值则必须结合预计的裂缝垂

向延伸长度和体积，以描述增产改造后地

层的产油气能力。

垂直先导井的数据采集对于预测完井

质量至关重要，尤其是垂向非均质性普遍

的瓦卡穆尔塔页岩区。随着对地层特征的

深入了解，对瓦卡穆尔塔页岩区的储层质

量和完井质量的认识也在不断加深。

非常规压裂模型为高效开采超低渗页岩地层，作业

公司尝试在增产改造过程中形成小间距裂

缝，从而增加油藏接触面积和泄油面积。

但在已有裂缝扩展的条件下，应力作用会

阻止新裂缝的生成。为设计和合理实施有

效的水力压裂作业，工程师必须了解裂缝

在复杂裂缝网络中的相互作用，特别是瓦

卡穆尔塔页岩区典型的裂缝网络。

YPF 工作流程的一个特点是利用 UFM

非常规压裂建模软件对水力裂缝的形成和

扩展进行建模。UFM 建模是 Mangrove 软

件的一部分 [19]。

实际作业观察显示，预测多级水力压

裂作业中的裂缝扩展有时得不到精确的结

果。在存在天然裂缝和新的诱导裂缝的情

况下，大多数仿真模型都无法合理处理复

杂裂缝的扩展问题。发布于2011年的UFM

仿真软件可解决存在于其他软件中的这一

问题。该软件可确定水力裂缝是沿已有裂

缝扩展后压开新的地层，还是受已有裂缝

阻碍后沿着已有裂缝面延伸（图 9）[20]。

UFM 模拟软件使用的交叉模型是实现预测

的主要组成部分。

UFM 软件同时还考虑了多条裂缝或

复杂裂缝扩展时的应力阴影效应——应力

通过裂缝扩展施加在周围岩石和附近裂缝

上。应力阴影会限制裂缝开度，进而会大幅

降低支撑剂铺置效果，甚至导致出砂 [21]。

当多条裂缝以非常小的间距同时扩展

时，流体和支撑剂向新裂缝中的输送会受

影响。在应力阴影作用的影响下，实际裂

缝开度比静态扩展模型得出的开度更小。

332016 年 1 月

图 10：瓦卡穆尔塔页岩完井设计。Mangrove 软件可自动确定最佳的增

产改造井段。标准的输入参数由基本的测井数据获取，如伽马射线（第 1道）、电阻率（第 2 道）、体积密度（第 3 道）和含水饱和度（第 4 道）。

有效孔隙度（第 4 道）和粘土含量（第 5 道）由高级测井工具获得的数

据计算得出，获得的数据为力学特性数据，如孔隙度（第 6 道）、泊松比（第

7 道）、杨氏模量（第 8 道）和应力（第 9 道）。结合储层质量和完井质

量（第 11 和 12 道）可获得综合质量指标（第 10 道），并据此确定出压

裂段和射孔簇（第 13 道）。按照性质相似将射孔簇分组，从而最大化产量。

（根据 Hryb 等人的资料修改，参考文献 16。）

3,30

0

3,40

0

3,50

0

3,60

0

3,70

0

3,80

0

3,90

0

4,00

0

4,10

0

4,20

0

GG GG GGBG BG BG BG BGGG GG GG GG GG GG GG GG GG

234567891011

由于考虑了控制流体输送和支撑剂铺置的

裂缝几何形态，UFM 模拟软件的预测结果

更接近实际作业的动态结果。

UFM 软件基于物质平衡、地质力学、

离散裂缝网络模型和井筒几何参数来模拟

增产改造复杂环境下的裂缝扩展、岩石变

形和流体输送。模拟结果可估计裂缝高度、

预测天然裂缝与诱导裂缝的相互作用以及

支撑剂的输送。

典型的瓦卡穆尔塔页岩井

YPF 公司针对瓦卡穆尔塔页岩开发

使用的工作流程和建模有着相当大的灵活

性，但其基本过程可通过一口典型井进行

概述。目标井平行于同台的另一口井钻进，

垂直距离约为 260 英尺（80 米），水平段

长几千英尺 [22]。工程师利用 Mangrove 软

件确定出压裂段、射孔簇位置和完井策略

（图 10）。

用预设的阀值——由充分认识的垂直

先导井获得——对 Mangrove 处理得出的

储层质量和完井质量进行限制。增产改造

设计程序包括以下步骤：基于测井数据识

别出储层质量和完井质量较好的水平井

段；基于综合质量指标确定出甜点区；交叉

参考综合质量指标、地层特性和垂直先导

井的信息，对 Mangrove 处理得出的重点区

域实施增产改造。同时，将应力剖面（完井

34 油田新技术

22. Hryb等人，参考文献16。 图 11：增产改造模拟对比。工程师通过模拟和对比不同的增产改造措施来确定更有效的增产措施。

两种增产改造设计的压裂段长度都为 80 米（260 英尺）。混合增产改造设计（左上图 ）为每段 4个射孔簇，滑溜水增产设计（右上图）为每段 8 个射孔簇。混合增产设计使用滑溜水、凝胶和交联

凝胶携带混合不同粒径的支撑剂。滑溜水增产作业主要使用 100 目的压裂砂及部分 40/70 目的压

裂砂。混合增产设计的累计天然气产量（红线）明显超过了滑溜水增产设计的累计天然气产量（蓝

色线）。预测的混合增产改造流量大于滑溜水增产流量，测量的数据证实了混合增产改造系统的预

测值。（根据 Hryb 等人的资料修改，参考文献 16。）

1.00

100 40/70 30/50

100 40/70 30/50

0.75

0.50

0.25

0252015

100%

81%

19%20%38%

14%

36%50%

42%

1050

图 12：模拟设计。针对特定井的参数，对水力压裂模拟进行了优化。十

个压裂段应用的流体类型和体积各不相同（左图）。每个压裂段使用的支

撑剂都混合了四种不同目数的支撑剂（右图），含量以体积百分数来记。

（根据 Hryb 等人的资料修改，参考文献 16。）

%

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

01 2 3 4 5 6 7 8 9 10

%

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

30/60

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

20/40 100 40/80

质量的一项指标）相似的井段和射孔簇分

为一组，从而保证各压裂段的临界压力相

似。否则，在压裂时，压裂液会趋于流向阻

力小的通道，且流入压裂液的射孔孔眼数

量会减少，进而不能有效增产改造地层。

设计团队还可利用工作流程来模拟作

业工况，从而确定出最优的增产改造程序。

例如，将该项目中其他井的混合增产改造

预测结果与滑溜水增产改造结果进行了对

比（图 11）。相比单纯使用滑溜水增产改

造的模拟结果，结合了滑溜水、凝胶和交

联凝胶的混合增产改造的产气量更高，且

稳产时间更长。

根据预测的压裂作业的每个射孔簇的

归一化流量，对相似的射孔簇分组。压裂

作业结合了滑溜水、20 磅（9 千克）交联

凝胶和 20 磅交联凝胶携带 100、40/80、

30/60 和 20/40 目陶粒支撑剂（图 12）。

每个压裂段都以 70 桶 / 分钟（11 立方米 /

分钟）的排量泵入 500000 磅（227000 千

克）的支撑剂。

352016 年 1 月

23. 水平应力各向异性为最大水平主应力与最小水平主应力的比值，直接影响裂缝的复杂性。该比值越小，裂缝网络越复杂。

Catriel

Vaca Muerta

12345678910

1

图 13：瓦卡穆尔塔页岩区的微地震监测。作业井内的微地震事件（左图，较低井）通过相邻的水

平井（较高的井）进行监测。从井的趾部（黄色）到跟部（灰色）共压裂了 10 级（图中由不同颜

色编码）。测量监测工具横跨 7 个压裂段（颜色编码为黄色至绿色），以使得微地震事件探测效

果最大化。第 3 级及第 5 级至第 10 级压裂的增产体积相近；与第 1 级至第 5 级压裂相比，第 6级至第 10 级压裂向下延伸的距离更远（右图）。（根据 Hryb 等人的资料修改，参考文献 16。）

作业公司利用与参考井平行的邻井进

行微地震（MS）监测，进而评价增产方案

的有效性并在增产作业过程中进行调整（图

13）。作业前的建模确定出监测阵列的最

大可探测距离为 1300 英尺（400 米）。在

对 10 个压裂段的增产过程中，监测阵列共

移动了 7 次，以保证微地震事件处于传感

器的探测范围内。传感器阵列位置的重新

布置增加了微地震事件位置的确定性和可

信度。

微地震监测结果显示，裂缝走向主要为

N110°E，裂缝扩展稍微向下并延伸出瓦卡

穆尔塔地层。水平方向的延伸限制在压裂

段的射孔段，表示储层新增产地层与下一

压裂段的增产地层之间的机械隔离较好。

压裂后分析虽然 YPF 工程师想避免使用反复试验

法，但仍然根据作业后的反馈并通过不断

改进工作流程，运用反复试验程序来提高

压裂作业设计和施工水平。在案例井作业

过程中，团队利用微地震监测采集的微地

震几何数据，并结合增产作业时的压力数

据对 UFM 模拟结果进行了校正。

针对增产改造的各个压裂段，建立了

一个复杂裂缝网络模型。用观测的初始关

井压力对最小水平主应力进行校正。水平

应力各向异性经调整后用来拟合观测到的

微地震事件 [23]。裂缝方向主要为东 - 西方

向，平行于最大应力方向。压裂后分析还

评估了流体运移和支撑剂铺置的有效性。

建立复杂裂缝网络只是增产改造目的

的一部分。复杂缝网还必须具有足够的导

流能力，可通过新形成的裂缝系统将流体

从储层返排至井筒。对于所述作业，模拟

结果显示只有大约 50% 的裂缝网络具有导

流能力。考虑到这一数据，工程师可利用

微地震测量和压力拟合来校正UFM软件，

并对以后的增产改造措施进行调整，从而

增加可动用储层体积。该评估增产改造结

果和调整模型的关键步骤为工作流程的一

部分。

对 UFM 软件输出值进行合理校正并

符合观测数据后，可对储层增产模型进行

测试和必要的调整。集成复杂裂缝建模

的 UFM 模拟软件的另一个特征为典型页

岩井的瞬时动态分析。瞬时动态可利用

36 油田新技术

图 14：增产改造模拟得出的产量预测结果。预估的相对渗透率（左图 ）

是预测裂缝性油气藏产量的一个关键参数。模拟软件可给出渗透率增幅图、

识 别未压裂的地层、确定未填充支撑剂的裂缝，并定量地给出从增产改造

的地层和填充支撑剂的裂缝获得的预期产量（右图）。

16

0

2

4

6

8

10

12

14

0.12 0.40 0.80 1.20 4.00 8.00

1.0

0

0.2

0.4

0.6

0.8

, psi0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000

图 15：压裂作业后的模型校正。页岩地层内在的非均质性和裂缝的复杂

性使得输入的参数具有一定的不确定性。压裂作业后可通过不确定性分析

来量化这些不确定性因素，并确定模型的敏感性（左图）。同样，对产量

的 评估可了解用于产量预测的输入参数的不确定性程度（右图）。不确定

性因素对模拟的影响程度可用来评估预测结果的质量。（根据 Hryb 等人

的资料修改，参考文献 16。）

压力和流量的微小变化获得。模拟生产的

Mangrove 软件在近井筒和裂缝内使用较

小的网格块。在该模拟中，工程师使用了

445,000 个单元和 19 个层，获得的模拟结

果分辨率高且详细。根据模拟结果，团队

认为支撑剂在裂缝闭合时有沉降的倾向。

为进行历史拟合，工程师控制油和水

的总液体流量，以符合油气井测试时观测

到的流体相和流动压力。根据这些结果，工

程师确定出岩石基质（在压裂前就存在）

历史拟合的最重要因素是与压力有关的渗

透率。对于新形成的裂缝，地层渗透率受

孔隙度和压力相关渗透率两者的影响。但

无法使用固定渗透率和孔隙度来拟合流动

压力。为了建模，提出了与压力相关的渗

透率 / 孔隙度比（图 14）。

工作流程升级由于油田内的井达到 400 多口，历

史拟合和作业改进的作用显得愈发明显。

UFM 软件输出结果、生产模型和持续的反

馈结果提高了对今后油气井和增产改造重

要参数的认识。利用这些数据可确定水平

井的最优间距，从而最大限度地增加油气井

产量，并最大程度地降低井间的相互影响。

工程师可利用模拟结果来确定最优的

压裂液、支撑剂类型和用量、泵注程序、

射孔簇位置和布置、沿井筒纵向的压裂段

分布、考虑其他井的水平压裂段、应力阴

影作用以及各个作业和各压裂段变化产生

的影响。工程师利用这些数据并结合敏感

性分析来确定出对油气井动态影响最大的

参数（图 15）。可利用这些模拟结果对今

后的压裂设计进行改进，从而提高压裂效

372016 年 1 月

图 16：标准工作流程的优化策略部分。校正和修改完模型并可实施模拟后，

工程师便可制定优化策略。利用仿真模拟，团队可改变着陆位置、支撑剂

特性、压裂液输送方法、射孔策略和已有条件的影响，从而优化井位、井

间距和油气田开发。模拟结果可通过图形进行展示。然后，通过对比模拟

结果，工程师可选出可采取的最优措施。（根据 Hryb 等人的资料修改，

参考文献 16。）

• • • • • •

24. Collins PW，Badessich MF和Ilk D：“Addressing Forecasting Non-Uniqueness and Uncertainty in Unconvent ional Reservoir Systems Using Experimental Design，”SPE-175139，发表在SPE技术年会暨展览会上，休斯顿，2015 年9月28–30日。

率并最大程度地提高增产改造体积。

YPF 和斯伦贝谢公司使用的工作流程

将所有的分析工具放在一个平台上，从而

简化了建模工作。模拟的结果可得到快速

分析。分析师能够将参数变化带来的影响

实现可视化。模拟结果包含了各个可变参

数不确定性的影响，从而可确定出对输出结

果影响最大的参数以及可采取的最优措施。

工程师将使用上一代压裂模拟软件得

出的模拟结果与UFM软件得出的模拟结果

进行对比，发现后者更加接近实证数据。工

程师认为，模拟结果更精确的原因是 UFM

软件合理地处理了复杂裂缝的形成和扩

展。由于模拟解不唯一，仿真模型的不确定

性程度可能会非常高，但通过单井数据进

行校正后，分析师可对模型进行改进，以便

用于今后的钻井和增产改造方案（图 16）。

38 油田新技术

图 17：进行产量预测的数据要求

工作流程不仅可帮助用户了解油气井

动态并使得用户专注于方案调整中最关键

的参数，还有利于作业的实施。现场工作

人员了解了定量测量的需求，如模拟和建

模使用的渗透率、流体饱和度、有效孔隙

度和压力数据。利用这些方案，现场人员

可重点关注确保作业成功和有效的要求。

现状与北美页岩相比，瓦卡穆尔塔页岩开

发相对较新。该页岩区第一口水力压裂完

井的页岩气井在 2010 年年中完井，并于

当年 12 月份投产。大规模的钻井活动直到

2013 年才开始，当时 YPF 公司在洛马坎

帕纳（Loma Campana）区块钻进了 100

口井。井间距为每口井控制 20—40 英亩

（0.08—0.16 平方公里），早期钻进的井

大多为直井。标准工作流程中包含了产量

预测，同时也确定了预测软件输入参数所

需的专用数据集（图 17）。由于是新区开

发，预测井的中长期动态仍具有挑战性 [24]。

目前，有多口水平井钻进并利用多

级压裂来开采瓦卡穆尔塔地层。这些水平

井最初的压裂级数为四至六级。目前正在

尝试高达十五级的压裂作业。该页岩区大

多数井为直井，这与北美非常规远景区大

部分钻井方式为水平井的标准惯例正好相

反。YPF 最初选择直井井型来开发瓦卡穆

尔塔远景区是由于该区地层垂向非均质性

严重且产层厚度较大。

YPF 正在转变其直井开发的方式。虽

然直到 2014 年年末才大规模实施水平井

多级压裂完井，但到 2015 年年底，大约

10% 的生产井为水平井。水平井比例的增

加得益于 YPF 工程师可自信地确定位于直

井井网内的水平井的目标甜点。

YPF 公 司 最 近 钻 进 和 投 产 的 LLL

-992h 水平井为开发方式转变的一个典范。

该井被视为开发项目的重大里程碑，因为

该井预示了钻井将从直井转变为高比例钻

进水平井。LLL-992h 水平井水平段长约

6600 英尺（2000 米），最高产量为 1630

桶 / 天（260 立方米 / 天），远超初始预

期。该结果激励作业公司加速将石油和天

然气窗口内的井型由直井转变为水平井。

尽管存在储层复杂性和非均质性，YPF

采用的综合方法还是对该远景区的开发起

了切实的帮助。通过 UFM 软件了解离散裂

缝网络，工程师和地质学家可对增产改造设

计进行优化，并开发出支撑剂铺置和裂缝扩

展的真实模型。通过在一些井内使用实时的

微地震测量，可在作业过程中调整方案，

然后用来升级和微调现有的力学模型。

瓦卡穆尔塔页岩非常巨大，虽然 YPF

公司已经钻进了大量的井，YPF 和其他作

业公司对该远景区的开发和商业化才刚刚

开始。随着钻井数量的不断增多以及对油

田复杂性认识的不断加深，该巨型页岩区

有可能彻底改变阿根廷的油气行业，同时

激励作业公司探索开发南美其他盆地内页

岩资源的可能性。

——鲜成刚

392016 年 1 月