0 引言
鄂尔多斯盆地页岩油储层致密、地层压力系数低、单砂体横向连续性差的特点使得该类储层需通过大规模体积压裂来改善储层渗流环境。而体积压裂入地液量大，通常达到（2.5~4）×104 m3，慕立俊等［9］、牛小兵等［10］研究指出在压裂液入地、关井扩散及压裂液返排过程中，储层会经历压力急剧升高、地层压力扩散并稳定、压力缓慢下降3个阶段，前2个阶段使得储层形成大规模压裂缝网，并与天然裂缝相互连通，储层物性及地层压力得到大幅提高，为地下流体的采出提供了渗流通道［11］。而以平衡地层能量，快速降低水平井投产后含水率为目的的压裂液返排阶段则是快速泄压的过程。在页岩油裂缝与基质的强应力敏感特征下，快速泄压会导致人工裂缝闭合和储层物性伤害，而前人对于大规模体积压裂后返排制度的研究较少，因此笔者针对鄂尔多斯长7段储层应力敏感特征开展测试，并在此基础上优化合理的压裂返排制度，以期减少压裂返排对储层物性的伤害，提高水平井单井产能。
1 页岩油应力敏感实验
近年来，国内外学者的大量研究成果表明，地层压力下降会造成岩石承受的有效上覆压力增加而引起渗透率的下降，已形成了“低渗透储层存在强应力敏感性”的普遍共识。但目前应力敏感性研究大多集中于基质岩心渗流特征，对于致密油藏中大规模压裂改造后形成的裂缝网络的应力敏感性研究较少。
页岩油储层具有物性差、孔隙结构复杂、微裂缝发育的特征，较常规油藏开发具有更强的应力敏感性。在未开发阶段，储层岩石受上覆岩层压力和孔隙流体压力的作用使得应力系统处于平衡状态［12］。随着开发过程中地下流体不断地被采出，地应力得到释放，岩石骨架的有效应力增加促使岩石发生形变，导致致密油储层渗流特性发生变化。
1.1 实验样品
页岩油储层常伴有天然微裂缝发育，经大规模的体积压裂开发后形成复杂裂缝［13-14］，除了纯基质岩心的应力敏感性特征实验研究之外，还需开展微裂缝发育的岩心应力敏感性特征研究［15］。因此，在常规评价实验方法的基础上进行了改进，采用WDW-200型微机控制电子万能实验机进行巴西劈裂（图1），将原有的平面压头改装为弧形压头，使压力在岩心上均匀分布，使得线载荷变为面载荷施加在致密储层岩心上，通过压力伺服仪缓慢、匀速地施加压力，压头按0.1 mm/min匀速向下降落，从而制成裂缝岩心［16］，并联用声发射实时监测技术，确保人工制作微裂缝的岩心形态完整，为研究纯基质岩心、带裂缝岩心的应力敏感特征奠定基础。
实验岩心来自鄂尔多斯盆地华池区Y34井及YC5井长7段储层岩心，其取样数据见表1。
表1 应力敏感实验岩心数据Table 1 Core data under stress-sensitive experimental |
| 序号 | 井号 | 井段 | 深度/m | 长度/cm | 直径/cm | 孔隙度/% | 渗透率/（10-3 μm2） |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 | Y34 | 2-6/42 | 1 972.20 | 5.48 | 2.51 | 9.64 | 0.16 |
| 2 | YC5 | 1-38/39 | 2 072.00 | 6.03 | 2.50 | 11.95 | 0.36 |
1.2 实验流程
通过定孔隙压力调整围压的方式对岩心进行应力敏感性实验，实验步骤如下：①处理后的岩心先抽真空饱和地层水，并加压至原始地层孔隙流体压力；②选择某一流速，进行地层水驱替；③将净围压依次调整为2 MPa、4 MPa、10 MPa、15 MPa、20 MPa和24 MPa，模拟在实际开发过程流体被采出后的压力变化情况，并在每个预期的围压下保持1 h后测渗透率。
1.3 实验结论
通过改进的巴西劈裂人工造缝后，沿用同样的实验步骤进行带裂缝岩心的应力敏感性实验，实测结果见图2。
根据实验结果得出以下几点认识：
（1）当基质岩心净围压小于2 MPa或裂缝岩心净围压小于3 MPa时，岩石骨架未发生形变，而随着净围压的升高，基质岩心和带裂缝岩心渗透率均快速下降，这表明页岩油基质—人工缝储层具有较强的应力敏感特征，在储层压力下降时，基质—人工裂缝渗透率存在较大幅度损伤。
蒋海军等［17］采用指数式方程表征渗透率与有效应力的关系：
式中： 为常数； 为有效应力，MPa。
在上式的基础上，根据实验数据拟合，得到了基质岩心渗透率损伤拟合方程（2），以及带裂缝岩心渗透率损伤拟合方程（3）。
式中： 为基质岩心渗透率，10-3 μm2； 为基质岩心初始渗透率，10-3 μm2； 为净围压，MPa。
式中： 为带裂缝岩心渗透率，10-3 μm2； 为带裂缝岩心初始渗透率，10-3 μm2。
（2）净围压的升高导致部分人造裂缝闭合，故致使裂缝岩心渗透率下降幅度大于基质岩心，当净围压上升至24 MPa时，基质岩心渗透率损失幅度达92%，而带裂缝岩心渗透率损失幅度高达98.3%。
（3）相应地在现场开发中，净围压的升高过程就是地层压力的下降过程，压裂液的返排和原油的开采则是导致地层压力下降的主要原因，因此储层渗透率的下降是难以避免的。
（4）应力敏感特征不容忽视，在开发过程中应尽可能减缓地层压力下降速度，降低储层渗透率损伤，因此需要在保证正常生产的前提下，优化压裂液返排制度和生产制度。
2 页岩油水平井返排制度优化
2.1 返排强度优化
针对页岩油储层物性差、地层压力系数低、水平两向应力差小、天然裂缝较发育的特点，在页岩油的开发过程中形成了“长水平段、大液量、大砂量、高排量”的体积压裂改造技术模式，通过大规模压裂改造，在储层中形成复杂裂缝网络，最大程度地提高近井地带储层物性，并将压裂造缝与超前补能相融合，有效提高了地层能量。返排即在水平井投产初期，采用大液量快速排出水平井井底的压裂入地液，使水平井能够在较短的时间含水下降，并获得一定产油量。而页岩油裂缝与基质的强应力敏感特征，使得返排制度对初期产量和递减规律产生较大的影响［18］。返排速度低、返排量小，会使得返排周期长，含水下降慢，见油时间长，同时易造成压裂支撑剂在井筒的沉降。若返排速度高、返排量过大，井底压力快速下降会导致人工裂缝闭合，在储层应力敏感的作用下，会对储层渗透率造成大幅损伤［19］，影响储层物性，同时压裂支撑剂也会随返排液排出，导致油井出现砂堵、砂埋现象，严重影响开发效果。因此，需要综合考虑水平井压裂后投产见油时间和基质—裂缝应力敏感特征，制定合理的返排制度［20］。
利用ECLIPSE数值模拟软件开展模拟，模拟区域为X233区YP井区，区域面积为8.2 km2，共4口水平井，水平段长度为1 500 m。结合裂缝—基质应力敏感渗透率拟合规律，依据实验得出的裂缝岩心渗透率与压力变化关系，在模型中根据压力变化对储层渗透率设立动态数值，使模型较真实地反映压裂造缝对储层物性的改善，以及不同排液制度下压力变化对储层物性的损伤，通过对比不同返排制度下开发效果，优选最优的返排制度。
在相同的入地液量和返排率下，设计不同对比方案，对比初期日返排液量在10 m3/d、20 m3/d、30 m3/d、40 m3/d、50 m3/d、60 m3/d下的生产情况（图4），对比表明水平井（长度1 500 m）在初期排液强度30~40 m3/d时能获得相对较高的单井累计产油。
在数模计算的基础上，选取陇东页岩油示范区正常投产超过一年的72口水平井进行分析，为消除水平段长度对产量及返排强度的影响，采用百米水平段产量及百米日返排量进行统计。陇东华池地区长7段储层整体含油性较好，统计前期采油井生产数据，其含水率基本保持在30%~60%之间，而含水率在60%~100%时，采出水含盐整体较低，采出液量多为压裂入地液，因此将初期含水率在60%~100%阶段定为压裂液返排阶段。
2.2 返排率与返排时间优化
3 结论
（1）鄂尔多斯盆地页岩油储层物性差、微裂缝发育，大规模体积压裂后具有更强的应力敏感性，在开发过程中应充分考虑应力敏感对储层物性的影响。
（2）体积压裂改造和入地液的返排过程中，地层能量先升高后降低，而由于应力敏感的作用，返排制度会直接影响储层渗透率、初期含水率及水平井单井产量。
（3）通过数值模拟、现场统计等多种方法结合，确定了鄂尔多斯盆地页岩油长水平井的合理返排强度为每百米水平段2~3 m3/d，最优排液时间为3~4个月。
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