松辽盆地古龙页岩油压裂后控排求产技术

吕红磊 于书新 姜 丽 程晓刚 刘 刚 范学君

（中国石油大庆油田有限责任公司试油试采分公司，黑龙江 大庆 163412）

0 引 言

松辽盆地古龙页岩油是典型的陆相页岩油资源，其勘探突破对大庆油田以及中国页岩油的开发具有重要的战略意义［1-2］。页岩油储层渗流特征复杂特殊，通过岩心实验了解到岩心的矿物组分、压敏和水敏对于页岩油储层的影响，结合渗流理论和放喷理论等方法，初步优化了页岩油压裂后闷井控排制度［3］。随着现场试验的不断深入，压后排液建产的制度优化成为一个迫切需要解决的问题。目前国内外尚未有陆相纯页岩型页岩油的相关研究，国内外对页岩压裂后排采规律的研究，大部分基于统计分析进行数值或物理模拟，但部分模型研究考虑因素单一［4］，难以全面衡量返排的主控因素［5］。页岩气压裂的返排率极低，大部分地区压裂液返排率小于50%，有些甚至小于5%，例如Barnett 盆地为50%［6］，Niobrara 盆地为31%［7］，Marcellus 盆地为27%［8］，中国威远页岩气藏为28%～65%［9］，EagleFord 盆地低于20%［10］，中国涪陵部分井低至3%［11］。压裂液的低效返排导致大量压裂液滞留在储层中，不仅对储层会造成污染，同时也堵塞油气的流动通道，影响页岩储层增产开发效果。国内外的相关研究表明，合理的控排对策对于建产的效果、长期EUR（最终采收率预测）等具有重要的影响，是保证前期改造效果的关键之一［12-13］。本文基于现场试验和数值模拟，剖析古龙页岩油大规模水力压裂后的宏观饱和度场演化规律，提出古龙页岩油压裂后控排制度优化方法。

1 古龙页岩油储层特性

常规的注采方法不适应于页岩油储层，大规模压裂后压裂液注入地层在形成人工裂缝的同时，带来了巨大的流体弹性能，为压裂后的生产提供重要的能量，同时注入地层的流体进入到基质孔隙中，能起到换油的作用［14-17］。为了解压裂液进入古龙页岩油储层后与储层、原油的相互作用，本文利用古龙页岩样品开展储层特性评价，来聚焦压裂液与储层的相互作用。

1.1 压裂液渗吸能力

由于页岩储层致密，液体依靠压差进入储层孔隙的难度大，页岩是否具有渗吸能力是关注的重点。页岩岩心孔径为10～30 nm，微―纳米孔隙、有机质和黏土相关的孔缝极其发育等性质往往使得此类储层具有较强的渗吸能力，开展纳米压裂液、地层水、聚合物压裂液等3 种不同类型压裂液渗吸实验评价古龙页岩的渗吸特性。如图1 所示，3 种压裂液渗吸稳定后的采收率不同，由高到低依次为：纳米压裂液、模拟地层水、聚合物压裂液。3种压裂液渗吸出油趋势相似，渗吸速度先快后慢，渗吸3 d 基本达到稳定。2020 年采用现场压裂液开展岩芯渗吸驱油实验（图2），渗吸出油量前期快速上升，渗吸5～13 d 达到稳定。比较以往渗吸驱油实验，渗吸出油趋势相似，稳定时间有所减少，使用纳米压裂液3 d 渗吸达到稳定状态，可缩短页岩油压后的闷井时间。

1.2 应力敏感性

控排求产制度直接影响到地层流体压力，流体压力的改变对于基质和裂缝的流体传导能力产生影响，进而影响改造体积的有效性，因此利用青山口组的岩石样品开展基质应力敏感性和裂缝应力敏感性实验。从图3 中可以看出，在闷井过程中，随着围压的减小，岩心的气测渗透率显著增大，说明样品的微观孔隙结构发生变化，可能发生裂隙张开。随着围压增大，其渗透率降低显著，前期下降速度高于后期。样品基质的应力敏感系数为1.02～1.29，应力敏感程度为中等。从图4 结果中可以看出，样品在高应力条件下容易发生导流性的快速损失，支撑剂的嵌入显著。

图3 基质应力敏感实验结果Fig.3 Stress sensitivity experiment results

图4 支撑裂缝导流能力实验结果Fig.4 Experimental results of propped fracture conductivity

分析认为，古龙页岩样品黏土矿物发育，基质的应力敏感性中等，支撑裂缝在受到高应力的情况下容易发生导流能力的损失，后续的控排制度优化过程中应充分考虑裂缝系统的有效性，尤其是早期支撑裂缝系统未稳定时，要避免快速排液，减少由于快速的应力卸载导致裂缝失效，影响长期的EUR。

1.3 油相渗流能力

油相启动压力直接影响页岩油压后控排求产制度的制定，同时对快速见油提产起到关键作用，因此对青一段基质页岩岩样开展油相拟启动压力梯度测定实验，利用“静态自吸—低压驱替—高温高压饱和”3 步饱和油法饱和页岩岩样。

油相渗流存在明显拟启动压力梯度（图5），实验测得页岩岩样的油相拟启动压力梯度较高，平均值为0.688 MPa/cm。通过页岩油相拟启动压力梯度与渗透率的拟合（图6），得出渗透率越小，岩心拟启动压力梯度越大。因此页岩油在压裂后排液求产阶段，要充分考虑地层生产压差高于油相拟启动压力。

图5 油相拟启动压力梯度测试结果Fig.5 Test result of oil phase pseudo start-up pressure gradient

图6 油相渗透率与拟启动压力梯度关系Fig.6 Relation between oil permeability and pseudo start-up pressure gradient

2 压裂后数值模拟地层变化规律

根据数值模型及现场资料，分析影响闷井及产能效果的主控因素。不同闷井时间长下的初期产能、返排情况以及长期EUR，指导页岩油压后试油闷井控排制度。

2.1 一体化模型的建立

在此借助Petrel 一体化平台，基于古龙页岩油典型井的一体化模型（图7），模型中考虑了研究区的三维属性场，并建立了裂缝扩展模型，形成非结构化的数值模型，将流体、岩石的高压物性等资料输入到模型中，开展一体化的模型研究。

图7 缝网扩展模型Fig.7 Extended model for fractures network

2.2 压裂后流体场及其变化规律

利用考虑缝网展布建立的一体化模型，研究压裂之后压力场的分布及变化过程，如图8 所示，可以看出，早期流体的压力主要分布在主裂缝和近裂缝地带，形成明显的高压区域，地下流体压力分布不均匀，在闷井的过程中，压力逐渐向基质深部扩散，30～60 d 地层压力才能达到平衡。

图8 压裂后的流体压力分布模拟Fig.8 Simulation of fluid pressure distribution after fracturing

这种规律主要是由于压裂之后形成的裂缝网络复杂：主裂缝和分支缝的压力传导能力快，能够较快地实现压力平衡；形成的微裂缝开度小，压力传导能力较弱，基质流体传输速度更慢，因此需要更多的时间才能达到平衡。

2.3 压裂后饱和度场及其变化规律

随着流体压力不断往裂缝深部及基质传导，饱和度场也会随之发生变化，通过一体化模型来研究压后的饱和度分布及随着时间的变化规律（图9），可以看出压裂完成后裂缝系统的含水饱和度高，随着流体传压传质作用地发挥，裂缝中含水饱和度逐渐降低，含油饱和度上升，可以看到渗吸换油所起到的作用。

图9 基质、裂缝饱和度变化规律Fig.9 Variations of saturation in matrix and fractures

2.4 压裂后温度场及其变化规律

以井A1 为例，预测该井目的层的地层温度为117.1 ℃，随着大量的压裂液进入储层，由于压裂液的温度远低于储层温度，可能会带来一些“冷伤害”，压裂完成后形成了一个不均匀温度场，随着地层与流体之间的传质作用，温度场逐渐恢复到地层温度，流体的性质随着温度有较大的变化，可以开展压后适当的闷井来使得近井地带温度场恢复（图10）。

图10 压裂后的流体井底温度变化趋势Fig.10 Variation trend of bottom hole fluid temperature after fracturing

2.5 排液制度影响规律

不同的排液制度对于井底压力和生产压差产生直接的影响，前期实验发现研究区的裂缝与基质均存在一定的应力敏感性，将其规律耦合到模型中，模拟不同的生产压差下的产液、产油等变化规律，发现生产压差越大，初期的产量越高，但是稳产难度更大，递减更快，最终累计产量并不是最高（图11），分析主要是由于应力敏感性影响，裂缝系统传导率降低导致，如果生产压差太小则无法有效释放产能。建议合理的生产压差控制在5 MPa 左右。

图11 不同生产压差下的产能预测Fig.11 Productivity prediction under different production pressure difference

3 古龙页岩油控排技术及其应用

在以上研究的基础上，结合现场试验效果，从压裂后闷井到辅助举升，形成了一套针对古龙页岩油的控排求产技术。

3.1 古龙页岩油压裂后控排技术

3.1.1 压裂后闷井

古龙页岩油压裂形成了复杂的裂缝网络，压后闷井能保证裂缝系统的压力平衡，压力向裂缝系统的传输和改造体积内的压力平衡时间为30～60 d，保证流体传输到深部地层，整体上提高地层流体压力，从而降低有效应力，保证裂缝体积的有效性。同时，适当的闷井能够发挥流体的渗吸驱油作用，2020 年岩心实验需要5～13 d，目前实验3 d 渗吸驱油基本达到平衡。因此，结合压力平衡时间与渗吸平衡时间确定压后闷井时间为35～50 d，实际操作过程中密切的关注井口压力降落，择机开井投产。

3.1.2 压裂后放喷

古龙页岩的裂缝系统和页理具有较强的应力敏感性，由于原地层压力充足，如果不控制生产压差，易发生支撑剂的运移和裂缝系统失效，因此，压后排液早期需要采用稳定的排采压差，控制返排有利于保障裂缝的有效性，减少裂缝体积的损失，为长期有效开采提供保障。同时，受油相拟启动压力梯度较高影响，当近井地带裂缝压力接近或低于孔隙压力时，原油才能产出；远端裂缝压力低于孔隙压力，原油才能连续产出。综合分析以上实验结果，优化放喷制度，现场排液早期采用直径4 mm以下的油嘴来排液，待裂缝支撑稳定之后，再逐渐放大压差生产，快速降低流压，增强提产效果，达到早日见油和快速提产的目的。

3.1.3 压裂后带压下泵

A1 试验区井组压裂后返排不受返排率影响，井底流压影响见油早晚、产量高低。A1 试验区井组见油返排率为19.58%～39.77%，说明见油早晚受返排率影响较小；受页岩油油相拟启动压力梯度较高的影响，只有当地层生产压差高于油相似启动压力时原油才能产出，A1 试验区生产压差为0.6～5.6 MPa，全部见油，说明见油早晚受压力影响。试油求产采取早期带压下泵的方式，利用人工举升保护地层能量，减少地层举升流体产出能量的损失，实现降低流压、降低产水量，增加油气产量、增加含油比例的“两降、两增”，达到快速见油的目的。

3.2 现场应用效果

井A7 现场施工中，采用套管压裂工艺，压裂39 段285 簇，地面关井61 d，套压由26.23 MPa 下降至18.47 MPa，采用直径2、3、4 mm 的油嘴放喷20 d，为充分利用地层能量，开展提前下泵试验。

下泵后井口压力为16 MPa，带压下泵之后5 d见油，井底流压32.7 MPa，生产压差4.9 MPa，返排率9.2%。当前泵入口压力为5.97 MPa，泵出口压力为16.03 MPa，油压为2.7 MPa，套压为3.7 MPa，日产气12 500 m³，日产油19.62 m³，日产水96 m³，累计出气717 608 m³，累计产油1 339.07 m³，累计出水19 908.1m³，返排率为38.5%，当前的产量还有上升空间（图12）。

图12 泵排排液求产曲线Fig.12 Pumping discharge production

井A7 采用压后直接闷井、小油嘴放喷、提前带压下泵求产的压后控排求产制度，下泵求产后5 d 见油，达到了快速见油的目的。

4 结 论

（1）明确了闷井过程中压裂液的渗吸及扩散规律，古龙页岩油具有渗吸驱油能力，渗吸驱油效果显著。压裂后适当闷井有利于饱和度场的恢复，降低含水率，同时也有利于保证裂缝系统的有效性。建议现场压后闷井35～50 d，实际操作过程中密切的关注井口压力降落，掌握压力平衡的时间，择机开井投产。

（2）古龙页岩油储层压后的裂缝系统具有一定的应力敏感性，采取早期稳定排采、控制返排，能减少裂缝体积的损失，为裂缝的长期有效性提供保障。现场应用时，早期排液采用直径4 mm 以下的油嘴来排液，待裂缝支撑稳定之后，再逐渐的放大压差生产。

（3）古龙页岩油油相拟启动压力梯度较高，压后求产阶段考虑地层生产流压高于油相拟启动压力，当进一步放大油嘴降低压力时提产效果明显。现场应用压裂后带压提前下泵的制度，结合数值模拟结果，建议合理的生产压差控制在5 MPa 左右，实现有效保持地层能量和快速见油提产的目标。