東營凹陷陸相頁巖油強化縫網改造生產制度優化研究

王增林，魯明晶，張潦源，李愛山，孟 勇，鄭彬濤

（1.中國石化勝利油田分公司，山東東營 257000；2.中國石化勝利油田分公司石油工程技術研究院，山東東營 257000；3.中國石化勝利油田分公司博士后科研工作站，山東東營 257000）

全球頁巖油資源儲量豐富，具有巨大的開發潛力，近年來成為油氣勘探開發的熱點[1-2]。北美頁巖油已取得了規模效益開發，我國也初步實現了有效開發。頁巖油藏成藏機理和儲集空間復雜，孔隙類型多樣，微納米尺度孔隙發育，同時頁巖油運移機制復雜，常規開發模式下難以獲得工業油流，只能依靠水平井分段壓裂技術才能實現效益開發[3-4]。濟陽坳陷頁巖油儲量豐富，目前已經完鉆320 余口探井，其中40 余口探井獲得工業油氣流，4 口井已投產。近年來，勝利油田不斷探索致密油藏和頁巖油藏儲層改造技術，以密切割和多級縫網組合壓裂技術為基礎，結合二氧化碳和壓裂液增能技術、化學輔助滲吸技術和儲層保護技術，提出了強化縫網改造（enhanced stimulated reservoir volume，ESRV）壓裂技術，區別于常規的有效縫網體積改造（effective stimulated reservoir volume）技術[5-6]。ESRV 壓裂技術不僅會增大有效改造體積，還有利于增能、滲吸及儲層保護，已在濟陽坳陷5 口頁巖油井進行應用，并取得了較好的開發效果。但由于頁巖油滲流機理復雜，基質滲流能力極差，加之頁巖油井排采制度不夠合理，油井出現了產量遞減快、井口壓力降幅大等問題。因此，制定合理的陸相頁巖油井排采制度，最大限度發揮增能流體的滲吸置換作用，提高自噴期和機采期的采油量，達到單井采收率最高是目前面臨的關鍵問題。

經過多年研究和探索，國內外已經建立了致密油氣及頁巖氣生產制度優化方法[7-10]，主要包括經驗方法、解析方法和數值模擬方法[11-14]。但對于頁巖油井，國外以衰竭開發為主，追求盡快回收成本，產量遞減快，年遞減率可達70%；國內新疆油田吉木薩爾、長慶油田長7 組、大慶油田古龍區塊及位于大港油田的滄東凹陷均開展了頁巖油開發相關研究[15-24]，但目前均處于探索階段，而且國內外頁巖油藏與東營凹陷陸相頁巖油藏的地層特性存在明顯差異，其經驗和認識不完全適用于東營凹陷陸相頁巖油開發。因此，針對頁巖油藏復雜的賦存和滲流機理，建立了多尺度介質滲流模型，表征頁巖油藏雙重介質兩相流壓-悶-采全周期流動，并考慮東營凹陷陸相頁巖油地質和油藏特征及強化縫網改造壓裂工藝參數，以追求單井采油量最高為優化目標，研究了不同生產制度下（即不同悶井時間、自噴期和機采期的壓降速度）的產量變化規律，確定了合理的生產制度，可為其他地區頁巖油水平井生產制度優化提供借鑒。

1 頁巖油藏壓-悶-采全周期流動模型

1.1 物理模型

根據東營凹陷頁巖油儲層壓裂后的多尺度介質分布特征及物性參數分布規律（見圖1），將水平井壓裂后的單裂縫控制區域劃分為人工主裂縫區域和縫網改造區域，然后抽象出水平井體積壓裂物理模型，形成頁巖油藏雙重介質兩相流壓-悶-采全周期流動表征模型，見圖2。其中，主裂縫區域僅存在人工主裂縫，為單重介質兩相流動；縫網改造區域發育次生裂縫網絡和有機質/無機質等介質，采用基質-裂縫雙重介質模型進行表征；未改造區域僅存在有機質/無機質多孔介質，采用單重介質模型進行表征。考慮到頁巖油藏原始儲層一般很少發育或不發育地層水，在模型中考慮了壓裂液中的水相向頁巖有機質/無機質多孔介質中的滲吸過程。利用該模型可以分別模擬壓裂、悶井以及生產階段的流體運移規律。

圖1 東營凹陷頁巖油藏壓裂后儲層物性及流體分布特征[5]Fig.1 Physical properties and fluid distribution characteristics of the shale oil reservoirs in the Dongying Sag after fracturing [5]

圖2 頁巖油藏雙重介質兩相流壓-悶-采全周期流動表征模型示意Fig.2 Characterization model for the full period of fracturing,shut-in and oil production of two-phase flow in the dual media in shale oil reservoir

1.2 壓-悶-采全周期流動數學模型

在壓裂過程中，假設主裂縫區域壓力相等，等于井底壓力，則壓裂液注入速度可以表示為[25]：

式中：qwleak為人工主裂縫的壓裂液注入體積流量，cm3/s；Kif為雙重介質裂縫系統滲透率，D；Krwf為雙重介質裂縫系統水相相對滲透率；Sorf為雙重介質裂縫系統含油飽和度；hf為儲層厚度，cm；mwf代表雙重介質裂縫系統擬壓力，MPa，其計算方法見文獻[25]；pf為雙重介質裂縫系統壓力，MPa；pwf為井底壓力，MPa；μwi為水相黏度，mPa·s；Bwi為水相體積系數；yf為裂縫間距，cm；xf為裂縫半長，cm；nf為裂縫數量。

壓裂液注入過程中，縫網中的油水相會向基質內流動，可以采用物質平衡方程分別描述雙重介質基質和裂縫系統內的流體分布特征[25]。其中，當考慮壓裂液濾失過程中毛管力的影響時，油水的瞬時流動速度為：

式中：qwmf，qomf分別為基質-裂縫系統中水相和油相的體積流量，cm3/s；Kim為基質滲透率，D；Krwm，Krom分別為基質系統水相和油相相對滲透率；mwm，mom分別為基質系統水相和油相擬壓力，MPa，其計算方法見文獻[25]；mpc為擬毛細管壓力，MPa；Amatrix為基質團塊面積，cm2；pm為基質系統壓力，MPa；Swm為基質系統含水飽和度；μoi為油相黏度，mPa·s；Boi為油相體積系數。

毛細管力為：

式中：pc為毛細管力，MPa；σ為界面張力，mN/m；A和B均為回歸系數；θ為接觸角，rad；φim為基質系統孔隙度；SwD為標準化含水飽和度；Swc為束縛水飽和度。

油水相在雙重介質裂縫系統-人工主裂縫之間的竄流量為：

式中：qof，qwf分別為雙重介質裂縫系統-人工主裂縫之間油相和水相的體積流量，cm3/s；Krof為裂縫系統油相相對滲透率；mof和mwf分別為裂縫系統的油相和水相擬壓力，MPa，其計算方法見文獻[25]；pF為主裂縫壓力，MPa。

壓裂液注入階段最后時刻的壓力和飽和度，即為悶井階段基質-縫網改造區域的初始壓力和初始飽和度，采用不同尺度物質平衡方程，對主裂縫、裂縫系統及基質之間的流體流動規律進行模擬[25]。其中，當描述流體從縫網改造區域向多孔介質流動時，需要考慮滲吸效應的影響，見式（2）和式（3）。

生產階段與悶井階段的流動模擬過程基本相似，油水相產量分別表示為：

式中：qo，qw分別為產油量和產水量，cm3/s；KiF為主裂縫滲透率，D；KroF，KrwF分別為主裂縫油相和水相相對滲透率；SoF，SwF分別為主裂縫含油飽和度和含水飽和度；moF，mwF分別為主裂縫油相和水相擬壓力，MPa，其計算方法見文獻[25]。

1.3 模型求解

基于Newton-Raphson 方法對人工主裂縫及雙重介質基質-裂縫系統的物質平衡方程進行了求解，合計18 個方程，包含3 個階段的基質區域平均壓力pm和含水飽和度Swm，裂縫系統區域平均壓力pf和含水飽和度Swf，人工主裂縫區域平均壓力pF和含水飽和度SwF等18 個未知數，三重區域任意時間步的壓力和含水飽和度均可求解得到，基于相關方程，即可得到任意時刻油水在基質-裂縫系統-人工主裂縫之間的竄流量以及研究單元體內油水的產量。

2 模型基本參數及方案設計

基于頁巖油藏壓-悶-采全周期流動模型，以追求單井采油量最高為優化目標，分別模擬分析悶井時間、自噴期和機采期的壓降速度對采油量的影響，以優化東營凹陷頁巖油水平井的生產制度。

2.1 模型基本參數

選用東營凹陷陸相頁巖油儲層物性參數及典型水平井的實際壓裂參數，研究井目的層為沙四上頁巖油儲層，設計采用長段多簇密切割組合縫網分段壓裂技術，單段壓裂設計采用“力學性質差異段優化暫堵多縫壓裂”、“高導流縫網壓裂”和“限流壓裂”等壓裂技術。設計注入壓裂液約80 000 m3、加砂量4 000 m3，施工排量14～18 m3/min。根據地質、油藏和實際壓裂參數，模型基本參數：儲層厚度48.3 m，基質滲透率0.003 7 mD，基質孔隙度5.18%，初始地層壓力59.2 MPa，初始含水飽和度50%，原油黏度10 mPa·s，基質綜合壓縮系數0.000 26 MPa-1，水平段長度1 716 m，壓裂段數30 段，平均裂縫半長150 m，裂縫系統的滲透率5.0 mD，裂縫系統的孔隙度10%。

2.2 方案優化設計

模擬方案優化設計思路為：自噴階段采用均勻壓降、逐漸減小梯度壓降、逐漸增大梯度壓降3 種模式，采用不同壓降速度的5 個均勻壓降方案進行平行對比，初步確定自噴期最優壓力控制方案。均勻壓降方案設計結果見表1。

表1 自噴期均勻壓降優化設計方案Table 1 Optimal design of the uniform pressure drop scheme at the flowing stage

逐漸減小梯度壓降方案采用前期壓降快、壓降依次減小、后期壓降慢的模式，控制不同階段的控壓時間進行縱向對比，油壓降落分為5 個階段，階段壓降由快變慢模擬前期能量足保液量生產、后期能量低控壓生產。逐漸增加梯度壓降方案采用前期壓降慢、壓降依次增大、后期壓降快的模式，油壓降落分為5 個階段，階段壓降由慢變快模擬前期保能量控壓生產、后期保液量放壓生產，控制不同階段的控壓時間進行縱向對比。逐漸減小梯度壓降方案與逐漸增大梯度壓降方案進行平行對比，最終確立合理自噴期生產制度。梯度壓降方案的設計結果見表2。

表2 自噴期梯度壓降方案優化設計結果Table 2 Optimal design results of the gradient pressure drop scheme at the flowing stage

自噴期結束后，根據地層深度折算初始井底靜止壓力為29.4 MPa，根據水平段井深設計下泵井深為2 500 m，折算機采期最低井底靜止壓力為11.0 MPa。為此，設計靜壓壓降速度分別為0.10，0.08，0.06，0.04 和0.02 MPa/d，模擬放壓生產和控壓生產階段的井底靜止壓力從29.4 MPa 降至11.0 MPa，以確定機采期最優壓力控制方案。

3 生產制度優化

基于上述方案設計，應用頁巖油藏壓-悶-采全周期流動模型，分析悶井時間對基質和主次裂縫壓力、壓降控制對自噴期和機采期采油量的影響，進行目標井生產制度優化。

3.1 悶井時間優化

頁巖油水平井壓裂后直接投產與悶井再投產的全周期壓力變化特征如圖3 所示。從圖3 可以看出：壓裂后悶井時，基質系統壓力變化較小，壓裂液向基質內濾失少，對基質壓力提高不明顯；壓裂液增能作用主要體現在次生裂縫區域，悶井2 個月時次生裂縫區域壓力基本趨于穩定；悶井增強了壓裂液滲吸置換作用，具有增產效果，其中次生裂縫網絡和基質區域內壓力穩定后，滲吸驅油效率最高。

圖3 不同開發方案下頁巖油水平井的全周期壓力變化特征Fig.3 Pressure variation in the horizontal shale oil wells during full period with different production systems

3.2 自噴期生產制度優化

模擬計算自噴期均勻壓降方案下的累計產量，結果如圖4 所示。從圖4 可以看出：在油井自噴期，若壓降速度大，相當于開發過程中放壓生產，油壓下降快，早期產量高，后期產量低；若壓降速度小，相當于開發過程中控壓生產，油壓下降慢，早期產量低，后期產量高。壓降速度太大和太小均不是最優方案，因此應當控制不同開發階段井口的壓降速度。

圖4 均勻壓降方案下的累計產量Fig.4 Cumulative production under the uniform pressure drop scheme

模擬計算梯度壓降方案下的累計產量，結果如圖5 所示。從圖5 可以看出：逐漸減小梯度壓降方案中，壓降速度為0.10、0.08、0.06、0.04 和0.02 MPa/d，壓降時間分別為10、25、67、150 和350 d 時，累計產量最高，方案2 為最優方案；逐漸增大梯度壓降方案中，壓降速度為0.02、0.04、0.06、0.08 和0.10 MPa/d，壓降時間分別為350、150、67、25 和10 d 時，累計產量最高，方案6 為最優方案。逐漸減小梯度壓降方案的累計產量明顯高于逐漸增大梯度壓降方案，因此確定方案2 為自噴期最優方案。

圖5 梯度壓降方案下的累計產量Fig.5 Cumulative production under the gradient pressure drop scheme

研究認為，逐漸減小梯度壓降方案為最優方案，即開發初期放壓生產，裂縫有效支撐時導流能力高，原油產量較高；自噴中后期主要為基質和次裂縫內的流體流向井筒，需適當降低壓降速度，保證壓裂改造后縫控體積內流體的有效動用。

3.3 機采期生產制度優化

模擬計算機采期不同梯度壓降方案下的產量，結果如圖6 所示，根據累計產量曲線的斜率可以判斷產量高低，斜率越大，產量越高。從圖6 可以看出，壓降速度越小，油井早期產量越低，但晚期產量越高，累計產量越高，這是由于頁巖油基質滲流能力極低導致的。因此，機采期應當控制液量保持井底壓力生產。

圖6 機采期梯度壓降方案下的累計產量Fig.6 Cumulative production under the gradient pressure drop scheme at the pumping stage

3.4 全周期生產制度優化

根據以上模擬結果，得到了目標井合理生產制度（如圖7 所示）。根據壓降速度將目標井排液生產周期整體劃分為4 個開發階段：階段1 為自噴初期，壓降速度控制在0.06～0.10 MPa/d，該階段壓降約12 MPa，生產時間約160 d；階段2 為自噴中期，壓降速度控制在0.02～0.04 MPa/d，該階段壓降約12 MPa，生產時間約200 d；階段3 為自噴末期放液生產階段，該階段產液能力極低，實際生產中放大油嘴釋放剩余能量，快速將油壓降至0，具體時間根據放液情況現場調整；階段4 為機采階段，主要依據井底流壓和動液面調控生產制度，該階段采用控液生產，使井底靜止壓力逐漸降至下泵井深處的壓力（11.0 MPa），防止壓力過快下降，地層基質供液不足。

圖7 基于實際油井的生產制度優化示意Fig.7 Optimization of the production system based on actual oil wells

4 結論

1）根據東營凹陷頁巖油壓裂后的儲層裂縫分布、物性參數以及流體分布特征，建立了頁巖油水平井強化縫網改造雙重介質兩相流壓-悶-采全周期流動模型，根據實際油藏試井資料擬合生產動態，對悶井時間及排采制度進行了優化。

2）研究結果顯示，目標井最優的悶井時間為60 d，自噴期最優開發方案為前期保液、后期保壓生產，至地層能量不足放液生產后轉抽，機采期盡可能控制壓力緩慢下降。

3）研究結果已應用于東營凹陷陸相頁巖油水平井生產制度的制定，隨著大量頁巖油水平井投入開發，該方法將在實踐中進行檢驗并逐步完善。