鄂尔多斯盆地长7页岩油藏水平井生产制度

万晓龙，张原立，樊建明，李桢，张超

（1.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249；2.中国石油长庆油田分公司a.第五采油厂；b.勘探开发研究院，西安 710018）

鄂尔多斯盆地长7 页岩油属于源储共生的非常规石油，资源丰富[1-10]，源储均为陆相碎屑岩沉积，油层物性差，微观孔隙结构复杂[11-17]，油层组孔隙度为4.0%～12.9%，平均为7.4%；渗透率为0.01～1.55mD，平均为0.10 mD。鄂尔多斯盆地合水地区已进行长7页岩油开发试验。试验区油藏有效孔隙度为8.0%，含油饱和度为71%，油层厚度为16 m，研究区完钻10 口水平井，采用长水平井大规模体积压裂、准自然能量开发，水平段长度为1 500 m，井距为1 000 m。

目前北美页岩油开发规模已达千万吨，水平井大规模体积压裂、准自然能量开发是该类油藏目前的主要开发技术[18-19]。北美页岩油开发以快速回收投资为目的，生产制度多采用放压式生产，开发特征表现为初期产量高、递减速度快、采收率偏低（5%～8%）[20-22]，该种模式在高油价下能够取得较好的经济效益，但在中—低油价下难以持续。鄂尔多斯盆地长7 页岩油藏与北美页岩油藏相比，储集层物性接近，两者均非均质性强，天然裂缝较为发育，但地层压力系数（0.60～0.85）比北美地区低，需补充能量开发。根据生产动态特征，长7 页岩油藏水平井生产周期可分为4个阶段：闷井阶段、排液阶段、初期生产阶段和后期稳产阶段（图1）；驱替方式主要有压裂液弹性驱、岩石和地层流体弹性驱及溶解气驱3 种能量驱替方式。因此，为实现不同油价下长7 页岩油藏的有效开发，除了在甜点优选、井网优化、工程技术提升及投资减少之外，还应该分别优化不同阶段的生产制度：确定合理的闷井时间，在充分发挥压裂蓄能作用的同时延长生产时间；预测返排时间，确定排液期结束的标志，合理划分生产阶段；优化初期生产阶段及后期稳产阶段的生产参数，有效减缓水平井产量递减。当水平井经过初期高产阶段进入快速递减阶段时，地层中压裂液的弹性能基本释放完，此时为充分发挥岩石和地层流体弹性能的作用，延缓溶解气能量的释放，应该采用控液的生产制度。控液时配产越高，溶解气驱出现越早，油气两相流出现越早，产量递减越快。因此，生产参数的优化取决于对3 种弹性能量释放的合理控制，本文从理论和生产实践进行深入研究，形成长7 页岩油藏合理生产制度的制定方法。

1 合理闷井时间

水平井压裂后的闷井阶段主要为传质过程，当接触面压力趋于稳定且往外传播的距离基本不变时，传质过程结束，以此确定闷井结束，据此可确定合理的闷井时间。

1.1 压裂液滤失过程数学模型

体积压裂过程中，压裂液在压力作用下向远离裂缝的地层中渗滤（图2），压裂液的滤失可分为3 个区域：滤失区、侵入区和油藏流体压缩区[23]。

各区滤液（压裂液）的滤失系数可以通过实验测试或者公式计算获取：

滤失区液体（压裂液）滤失系数为

侵入区液体（压裂液）滤失系数为

未损害层液体（油藏流体）滤失系数为

1.2 合理闷井时间确定

通过体积压裂，裂缝中的压裂液滤失是不稳定的渗流过程[24]。假设压裂液在地层中以活塞式驱替油藏流体，则该过程两相（压裂液、地层原油）滤失渗流方程为：

使用玻尔兹曼变换求解滤失渗流方程组，变化后的方程解为：

边界条件转换为：

采用迭代求解方法得出边界处的μc，然后求解出系数A和B，完成方程求解，从而确定滤失区与侵入区接触面压力pv和t时刻压裂液向外传播的距离xc（t）。当压力往外传播速度逐渐变小，传播到边界时的压力基本不变时，可结束闷井。

1.3 应用实例

合水地区水平井HH1-2 井位于油藏开发区北部，开采层位为长72，平均地层压力为15.8 MPa，于2018年6月完钻，采用套管完井，水平段长度为2 277 m，油层钻遇率为87.1%，2019年3月试油，采用水平井大通径泵送桥塞体积压裂工艺压裂42段203簇，平均单段施工排量为12.4 m3/min，加砂量为5 940 m3，总入地液量为56 386 m3，2019 年6 月11 日投产，投产初期日产液量为29.2 m3，含水率为38.1%。

2 水平井排液阶段时间

闷井结束后水平井处于排液阶段，排液阶段结束的标志是水平井压裂液返排率大于60%，或采出水盐度近似地层水原始盐度。采出水盐度和地层水原始盐度均可通过室内实验数据分析获得，其中地层水原始盐度也可以采用周围自然能量开发的探井、评价井及骨架井生产2年后的采出水盐度代替。

2.1 压裂液置换率数学模型

水平井压裂液置换率的计算公式：

其中：QIM=a L h φ SoSo1EIMRIMηDE、So和So1中渗吸的贡献值参考标准GB/T 28912—2012《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》和核磁共振方法相结合完成。

2.2 应用实例

鄂尔多斯盆地合水地区Z183 区主要开发层位为长7 段，该区油藏有效孔隙度为8%，含油饱和度为71%，油层厚度为16 m，试验区完钻10 口水平井，井距为1 000 m，水平段长度为1 500 m。其中HP7 井采用裸眼封隔器分段多簇压裂，压裂改造12 段，注入压裂液量为7 352.2 m3，返排液量为1 227.2 m3；2013 年11月投产，至2021年3月累计产油量为2.640 0×104t，预测最终采收率为9.4%。室内实验评价驱油效率为40%～50%，可动油饱和度为30%～40%，渗吸置换油系数为0.21。实践表明，该区含水率稳定在20%左右，含水稳定前阶段累计产油量为0.774 9×104t，预测最终累计产油量为5.170 0×104t，渗吸阶段体积波及系数为0.031～0.035。含水稳定前阶段一般是指水平井投产后含水下降到40%以下，结合水平井压裂液返排率，该水平井排液阶段时间为60 d。不同水平井由于改造的工艺技术及参数的差异，水平井排液阶段时间有所不同。

3 水平井不同开发阶段产液量

不同水平井长度、改造参数等有所差异，结合Z183 区致密油藏水平井开发具有初期产量较高、后期产量稳定和累计产油量较高的生产动态特征，为对比和反映水平井最小单元产量变化与时间的关系，采用水平井单段日产液量（图4）和百米水平段日产液量（图5）表征水平井产量变化规律。水平井液量变化可分为水平井排液阶段、初期生产阶段和后期控液稳产阶段。水平井排液阶段以压裂液弹性驱为主，主要是动用人工裂缝周围区域的流体，以线性渗流为主；初期生产阶段受压裂液弹性驱和溶解气驱双重驱动，以复合径向流为主；后期控液稳产阶段受溶解气驱和岩石弹性能驱双重驱动，由于驱动能量较弱，产量变化较为稳定，以线性渗流为主[9-12]。

依据不同开发阶段产量变化趋势线拟合，确定不同开发阶段的产液量，趋势线拟合的原则为R2大于0.9，R2为回归平方和与总离差平方和的比值，介于0和1.0 之间，这一比例越大，模型越精确，一般认为大于0.8，则模型拟合精度较高。不同开发阶段水平井单段液量与时间的变化关系如图6 所示，不同开发阶段水平井百米水平段液量与时间的变化关系如图7所示。

3.1 排液阶段

水平井排液阶段井底流压大于地层原油饱和压力，依据水平井排液阶段单段液量与时间的变化关系和水平井百米水平段液量与时间的变化关系（图7），水平井排液阶段日产液量计算公式为：

3.2 初期生产阶段

井底流压小于地层原油饱和压力标志着水平井初期生产阶段结束，依据水平井初期生产阶段单段液量与时间的关系和水平井百米水平段液量与时间的关系，水平井初期生产阶段日产液量的计算公式为：

3.3 后期控液稳产阶段

水平井初期生产阶段结束后进入后期控液稳产阶段，依据水平井后期控液稳产阶段单段液量与时间的关系和水平井百米水平段液量与时间的关系，水平井后期控液稳产阶段日产液量的计算公式为：

4 结论

（1）鄂尔多斯盆地长7 页岩油藏水平井开发过程划分为闷井、排液、初期生产和后期稳产4个阶段。

（2）根据水平井体积压裂后人工裂缝缝内压力传播距离与时间的关系，建立了合理的闷井时间模型，并计算Z183区致密油藏水平井合理闷井时间为40 d。

（3）依据矿场统计的水平井单段日产液量及其变化规律，建立不同阶段水平井合理日产液量的定量确定关系式，缩短见油时间，控制人工裂缝闭合速度，充分发挥地层弹性能量的作用，保证溶解气驱阶段的长期稳产，并在现场取得良好效果。

符号注释

a——井距，m；

A、B——不同压力下全改造段u的倍数；

c1——侵入区综合压缩系数，MPa-1；

c2——油藏区综合压缩系数，MPa-1；

cf1——侵入带压裂液流体压缩系数，MPa-1；

cf2——油藏原油压缩系数，MPa-1；

cm——地层岩石压缩系数，MPa-1；

Cc——未损害层滤失系数（C1系数）；

Cm——压裂液侵入实验滤失系数；

Cr——地层岩石滤失系数，；

Cv——侵入区液体滤失系数（C2系数），；

Cw——滤失区滤液滤失系数（C3系数），；

EIM——渗吸阶段体积波及系数；

FWCT——稳定生产阶段含水率；

h——油层厚度，m；

K——地层渗透率，mD；

L——水平段长度，m；

N——压裂改造段数，

p1、p2——不同时间不同位置压力，MPa；

pc——侵入区与油藏流体压缩区接触面压力，MPa；

ps——油藏原始地层压力，MPa；

pv——滤失区与侵入区接触面压力，MPa；

pw——裂缝缝内压力，MPa；

QBHRP——百米水平段日产液量，m3；

QCOP——最终累计产油量，t；

QCOPBW——含水稳定前阶段累计产油量，t；

QDHRP——单段日产液量，m3；

QFL——试油返排液量，m3；

QHPR——水平井日产液量，m3；

QHPR1——应用百米水平段日产液量与时间的关系计算的水平井日产液量，m3；

QHPR2——应用单段日产液量与时间的关系计算的水平井日产液量，m3；

QIM——水平井渗吸量，m3；

QLP——采出液量，m3；

QTL——总入地液量，m3；

RIM——渗吸置换油系数，由室内实验确定，表征可动油饱和度中渗吸的贡献；

So——含油饱和度；

So1——可动油饱和度，致密油藏可动油饱和度一般为30%～40%；

t——传播时间，s；

t1——生产时间，月；

x——传播边界距裂缝距离，m；

xc(t)——t时刻传播边界距裂缝距离，m；

η1——侵入区导压系数；

η2——油藏区导压系数；

ηDE——室内评价的驱油效率，致密油藏驱油效率一般为40%～45%；

ηER——最终采收率，致密油藏采收率一般为8%～10%；

ηRE——水平井压裂液置换率，%；

μ——无量纲量；

μa——压裂液黏度，mPa·s；

μc——传播边界的压裂液黏度，mPa·s；

μr——地层原油黏度，mPa·s；

φ——地层孔隙度；

Δpc——侵入区与油藏流体压缩区的接触面和原始地层压力的压力差，MPa；

Δpm——压裂液侵入实验滤失压差，MPa；

Δpv——滤失区与侵入区的接触面和侵入区与油藏流体压缩区的接触面的压力差，MPa；

Δpw——裂缝区和滤失区与侵入区的接触面的压力差，MPa。