鄂爾多斯盆地長7頁巖油藏水平井生產(chǎn)制度

萬曉龍，張原立，樊建明，李楨，張超

（1.中國石油大學（北京）地球科學學院，北京 102249；2.中國石油長慶油田分公司a.第五采油廠；b.勘探開發(fā)研究院，西安 710018）

鄂爾多斯盆地長7 頁巖油屬于源儲共生的非常規(guī)石油，資源豐富[1-10]，源儲均為陸相碎屑巖沉積，油層物性差，微觀孔隙結(jié)構(gòu)復雜[11-17]，油層組孔隙度為4.0%～12.9%，平均為7.4%；滲透率為0.01～1.55mD，平均為0.10 mD。鄂爾多斯盆地合水地區(qū)已進行長7頁巖油開發(fā)試驗。試驗區(qū)油藏有效孔隙度為8.0%，含油飽和度為71%，油層厚度為16 m，研究區(qū)完鉆10 口水平井，采用長水平井大規(guī)模體積壓裂、準自然能量開發(fā)，水平段長度為1 500 m，井距為1 000 m。

目前北美頁巖油開發(fā)規(guī)模已達千萬噸，水平井大規(guī)模體積壓裂、準自然能量開發(fā)是該類油藏目前的主要開發(fā)技術(shù)[18-19]。北美頁巖油開發(fā)以快速回收投資為目的，生產(chǎn)制度多采用放壓式生產(chǎn)，開發(fā)特征表現(xiàn)為初期產(chǎn)量高、遞減速度快、采收率偏低（5%～8%）[20-22]，該種模式在高油價下能夠取得較好的經(jīng)濟效益，但在中—低油價下難以持續(xù)。鄂爾多斯盆地長7 頁巖油藏與北美頁巖油藏相比，儲集層物性接近，兩者均非均質(zhì)性強，天然裂縫較為發(fā)育，但地層壓力系數(shù)（0.60～0.85）比北美地區(qū)低，需補充能量開發(fā)。根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)特征，長7 頁巖油藏水平井生產(chǎn)周期可分為4個階段：悶井階段、排液階段、初期生產(chǎn)階段和后期穩(wěn)產(chǎn)階段（圖1）；驅(qū)替方式主要有壓裂液彈性驅(qū)、巖石和地層流體彈性驅(qū)及溶解氣驅(qū)3 種能量驅(qū)替方式。因此，為實現(xiàn)不同油價下長7 頁巖油藏的有效開發(fā)，除了在甜點優(yōu)選、井網(wǎng)優(yōu)化、工程技術(shù)提升及投資減少之外，還應該分別優(yōu)化不同階段的生產(chǎn)制度：確定合理的悶井時間，在充分發(fā)揮壓裂蓄能作用的同時延長生產(chǎn)時間；預測返排時間，確定排液期結(jié)束的標志，合理劃分生產(chǎn)階段；優(yōu)化初期生產(chǎn)階段及后期穩(wěn)產(chǎn)階段的生產(chǎn)參數(shù)，有效減緩水平井產(chǎn)量遞減。當水平井經(jīng)過初期高產(chǎn)階段進入快速遞減階段時，地層中壓裂液的彈性能基本釋放完，此時為充分發(fā)揮巖石和地層流體彈性能的作用，延緩溶解氣能量的釋放，應該采用控液的生產(chǎn)制度?？匾簳r配產(chǎn)越高，溶解氣驅(qū)出現(xiàn)越早，油氣兩相流出現(xiàn)越早，產(chǎn)量遞減越快。因此，生產(chǎn)參數(shù)的優(yōu)化取決于對3 種彈性能量釋放的合理控制，本文從理論和生產(chǎn)實踐進行深入研究，形成長7 頁巖油藏合理生產(chǎn)制度的制定方法。

1 合理悶井時間

水平井壓裂后的悶井階段主要為傳質(zhì)過程，當接觸面壓力趨于穩(wěn)定且往外傳播的距離基本不變時，傳質(zhì)過程結(jié)束，以此確定悶井結(jié)束，據(jù)此可確定合理的悶井時間。

1.1 壓裂液濾失過程數(shù)學模型

體積壓裂過程中，壓裂液在壓力作用下向遠離裂縫的地層中滲濾（圖2），壓裂液的濾失可分為3 個區(qū)域：濾失區(qū)、侵入?yún)^(qū)和油藏流體壓縮區(qū)[23]。

各區(qū)濾液（壓裂液）的濾失系數(shù)可以通過實驗測試或者公式計算獲?。?/p>

濾失區(qū)液體（壓裂液）濾失系數(shù)為

侵入?yún)^(qū)液體（壓裂液）濾失系數(shù)為

未損害層液體（油藏流體）濾失系數(shù)為

1.2 合理悶井時間確定

通過體積壓裂，裂縫中的壓裂液濾失是不穩(wěn)定的滲流過程[24]。假設(shè)壓裂液在地層中以活塞式驅(qū)替油藏流體，則該過程兩相（壓裂液、地層原油）濾失滲流方程為：

使用玻爾茲曼變換求解濾失滲流方程組，變化后的方程解為：

邊界條件轉(zhuǎn)換為：

采用迭代求解方法得出邊界處的μc，然后求解出系數(shù)A和B，完成方程求解，從而確定濾失區(qū)與侵入?yún)^(qū)接觸面壓力pv和t時刻壓裂液向外傳播的距離xc（t）。當壓力往外傳播速度逐漸變小，傳播到邊界時的壓力基本不變時，可結(jié)束悶井。

1.3 應用實例

合水地區(qū)水平井HH1-2 井位于油藏開發(fā)區(qū)北部，開采層位為長72，平均地層壓力為15.8 MPa，于2018年6月完鉆，采用套管完井，水平段長度為2 277 m，油層鉆遇率為87.1%，2019年3月試油，采用水平井大通徑泵送橋塞體積壓裂工藝壓裂42段203簇，平均單段施工排量為12.4 m3/min，加砂量為5 940 m3，總?cè)氲匾毫繛?6 386 m3，2019 年6 月11 日投產(chǎn)，投產(chǎn)初期日產(chǎn)液量為29.2 m3，含水率為38.1%。

2 水平井排液階段時間

悶井結(jié)束后水平井處于排液階段，排液階段結(jié)束的標志是水平井壓裂液返排率大于60%，或采出水鹽度近似地層水原始鹽度。采出水鹽度和地層水原始鹽度均可通過室內(nèi)實驗數(shù)據(jù)分析獲得，其中地層水原始鹽度也可以采用周圍自然能量開發(fā)的探井、評價井及骨架井生產(chǎn)2年后的采出水鹽度代替。

2.1 壓裂液置換率數(shù)學模型

水平井壓裂液置換率的計算公式：

其中：QIM=a L h φ SoSo1EIMRIMηDE、So和So1中滲吸的貢獻值參考標準GB/T 28912—2012《巖石中兩相流體相對滲透率測定方法》和核磁共振方法相結(jié)合完成。

2.2 應用實例

鄂爾多斯盆地合水地區(qū)Z183 區(qū)主要開發(fā)層位為長7 段，該區(qū)油藏有效孔隙度為8%，含油飽和度為71%，油層厚度為16 m，試驗區(qū)完鉆10 口水平井，井距為1 000 m，水平段長度為1 500 m。其中HP7 井采用裸眼封隔器分段多簇壓裂，壓裂改造12 段，注入壓裂液量為7 352.2 m3，返排液量為1 227.2 m3；2013 年11月投產(chǎn)，至2021年3月累計產(chǎn)油量為2.640 0×104t，預測最終采收率為9.4%。室內(nèi)實驗評價驅(qū)油效率為40%～50%，可動油飽和度為30%～40%，滲吸置換油系數(shù)為0.21。實踐表明，該區(qū)含水率穩(wěn)定在20%左右，含水穩(wěn)定前階段累計產(chǎn)油量為0.774 9×104t，預測最終累計產(chǎn)油量為5.170 0×104t，滲吸階段體積波及系數(shù)為0.031～0.035。含水穩(wěn)定前階段一般是指水平井投產(chǎn)后含水下降到40%以下，結(jié)合水平井壓裂液返排率，該水平井排液階段時間為60 d。不同水平井由于改造的工藝技術(shù)及參數(shù)的差異，水平井排液階段時間有所不同。

3 水平井不同開發(fā)階段產(chǎn)液量

不同水平井長度、改造參數(shù)等有所差異，結(jié)合Z183 區(qū)致密油藏水平井開發(fā)具有初期產(chǎn)量較高、后期產(chǎn)量穩(wěn)定和累計產(chǎn)油量較高的生產(chǎn)動態(tài)特征，為對比和反映水平井最小單元產(chǎn)量變化與時間的關(guān)系，采用水平井單段日產(chǎn)液量（圖4）和百米水平段日產(chǎn)液量（圖5）表征水平井產(chǎn)量變化規(guī)律。水平井液量變化可分為水平井排液階段、初期生產(chǎn)階段和后期控液穩(wěn)產(chǎn)階段。水平井排液階段以壓裂液彈性驅(qū)為主，主要是動用人工裂縫周圍區(qū)域的流體，以線性滲流為主；初期生產(chǎn)階段受壓裂液彈性驅(qū)和溶解氣驅(qū)雙重驅(qū)動，以復合徑向流為主；后期控液穩(wěn)產(chǎn)階段受溶解氣驅(qū)和巖石彈性能驅(qū)雙重驅(qū)動，由于驅(qū)動能量較弱，產(chǎn)量變化較為穩(wěn)定，以線性滲流為主[9-12]。

依據(jù)不同開發(fā)階段產(chǎn)量變化趨勢線擬合，確定不同開發(fā)階段的產(chǎn)液量，趨勢線擬合的原則為R2大于0.9，R2為回歸平方和與總離差平方和的比值，介于0和1.0 之間，這一比例越大，模型越精確，一般認為大于0.8，則模型擬合精度較高。不同開發(fā)階段水平井單段液量與時間的變化關(guān)系如圖6 所示，不同開發(fā)階段水平井百米水平段液量與時間的變化關(guān)系如圖7所示。

3.1 排液階段

水平井排液階段井底流壓大于地層原油飽和壓力，依據(jù)水平井排液階段單段液量與時間的變化關(guān)系和水平井百米水平段液量與時間的變化關(guān)系（圖7），水平井排液階段日產(chǎn)液量計算公式為：

3.2 初期生產(chǎn)階段

井底流壓小于地層原油飽和壓力標志著水平井初期生產(chǎn)階段結(jié)束，依據(jù)水平井初期生產(chǎn)階段單段液量與時間的關(guān)系和水平井百米水平段液量與時間的關(guān)系，水平井初期生產(chǎn)階段日產(chǎn)液量的計算公式為：

3.3 后期控液穩(wěn)產(chǎn)階段

水平井初期生產(chǎn)階段結(jié)束后進入后期控液穩(wěn)產(chǎn)階段，依據(jù)水平井后期控液穩(wěn)產(chǎn)階段單段液量與時間的關(guān)系和水平井百米水平段液量與時間的關(guān)系，水平井后期控液穩(wěn)產(chǎn)階段日產(chǎn)液量的計算公式為：

4 結(jié)論

（1）鄂爾多斯盆地長7 頁巖油藏水平井開發(fā)過程劃分為悶井、排液、初期生產(chǎn)和后期穩(wěn)產(chǎn)4個階段。

（2）根據(jù)水平井體積壓裂后人工裂縫縫內(nèi)壓力傳播距離與時間的關(guān)系，建立了合理的悶井時間模型，并計算Z183區(qū)致密油藏水平井合理悶井時間為40 d。

（3）依據(jù)礦場統(tǒng)計的水平井單段日產(chǎn)液量及其變化規(guī)律，建立不同階段水平井合理日產(chǎn)液量的定量確定關(guān)系式，縮短見油時間，控制人工裂縫閉合速度，充分發(fā)揮地層彈性能量的作用，保證溶解氣驅(qū)階段的長期穩(wěn)產(chǎn)，并在現(xiàn)場取得良好效果。

符號注釋

a——井距，m；

A、B——不同壓力下全改造段u的倍數(shù)；

c1——侵入?yún)^(qū)綜合壓縮系數(shù)，MPa-1；

c2——油藏區(qū)綜合壓縮系數(shù)，MPa-1；

cf1——侵入帶壓裂液流體壓縮系數(shù)，MPa-1；

cf2——油藏原油壓縮系數(shù)，MPa-1；

cm——地層巖石壓縮系數(shù)，MPa-1；

Cc——未損害層濾失系數(shù)（C1系數(shù)）；

Cm——壓裂液侵入實驗濾失系數(shù)；

Cr——地層巖石濾失系數(shù)，；

Cv——侵入?yún)^(qū)液體濾失系數(shù)（C2系數(shù)），；

Cw——濾失區(qū)濾液濾失系數(shù)（C3系數(shù)），；

EIM——滲吸階段體積波及系數(shù)；

FWCT——穩(wěn)定生產(chǎn)階段含水率；

h——油層厚度，m；

K——地層滲透率，mD；

L——水平段長度，m；

N——壓裂改造段數(shù)，

p1、p2——不同時間不同位置壓力，MPa；

pc——侵入?yún)^(qū)與油藏流體壓縮區(qū)接觸面壓力，MPa；

ps——油藏原始地層壓力，MPa；

pv——濾失區(qū)與侵入?yún)^(qū)接觸面壓力，MPa；

pw——裂縫縫內(nèi)壓力，MPa；

QBHRP——百米水平段日產(chǎn)液量，m3；

QCOP——最終累計產(chǎn)油量，t；

QCOPBW——含水穩(wěn)定前階段累計產(chǎn)油量，t；

QDHRP——單段日產(chǎn)液量，m3；

QFL——試油返排液量，m3；

QHPR——水平井日產(chǎn)液量，m3；

QHPR1——應用百米水平段日產(chǎn)液量與時間的關(guān)系計算的水平井日產(chǎn)液量，m3；

QHPR2——應用單段日產(chǎn)液量與時間的關(guān)系計算的水平井日產(chǎn)液量，m3；

QIM——水平井滲吸量，m3；

QLP——采出液量，m3；

QTL——總?cè)氲匾毫?，m3；

RIM——滲吸置換油系數(shù)，由室內(nèi)實驗確定，表征可動油飽和度中滲吸的貢獻；

So——含油飽和度；

So1——可動油飽和度，致密油藏可動油飽和度一般為30%～40%；

t——傳播時間，s；

t1——生產(chǎn)時間，月；

x——傳播邊界距裂縫距離，m；

xc(t)——t時刻傳播邊界距裂縫距離，m；

η1——侵入?yún)^(qū)導壓系數(shù)；

η2——油藏區(qū)導壓系數(shù)；

ηDE——室內(nèi)評價的驅(qū)油效率，致密油藏驅(qū)油效率一般為40%～45%；

ηER——最終采收率，致密油藏采收率一般為8%～10%；

ηRE——水平井壓裂液置換率，%；

μ——無量綱量；

μa——壓裂液黏度，mPa·s；

μc——傳播邊界的壓裂液黏度，mPa·s；

μr——地層原油黏度，mPa·s；

φ——地層孔隙度；

Δpc——侵入?yún)^(qū)與油藏流體壓縮區(qū)的接觸面和原始地層壓力的壓力差，MPa；

Δpm——壓裂液侵入實驗濾失壓差，MPa；

Δpv——濾失區(qū)與侵入?yún)^(qū)的接觸面和侵入?yún)^(qū)與油藏流體壓縮區(qū)的接觸面的壓力差，MPa；

Δpw——裂縫區(qū)和濾失區(qū)與侵入?yún)^(qū)的接觸面的壓力差，MPa。