0 引言
目前国内外学者针对北美页岩油压裂水平井产能影响因素的研究较多［4-5］，主要采用空间统计法、神经网络法、灰色关联法等方法对巴肯、鹰滩页岩油的不同地质参数、流体性质、压裂参数对产能的影响进行了定量分析，但与北美海相页岩油相比，国内陆相页岩油优质储集层厚度小、非均质性强，且鄂尔多斯盆地页岩油压力系数低，研究结果不全适应于庆城油田页岩油。针对国内陆相页岩油，学者们主要通过数值模拟方法、理论解析模型法分析了地质因素或工程因素压裂改造参数、人工裂缝导流能力对产能的影响［6-8］，分析因素不全且数值模拟方法不便于现场使用，亦有学者［9］采用深度学习法综合分析了地质工程参数对松辽盆地、渤海湾盆地、准噶尔盆地3种类型致密油井产量的主控因素，但侧重于不同类型致密油地质参数对产能的影响。
为解决鄂尔多斯盆地庆城油田单井产能差异大的问题，本文从地质工程一体化角度出发，基于庆城油田地质数据、施工数据和生产数据，以180余口水平井为样本，采用灰色关联分析法、随机森林算法综合分析各地质工程因素对产能的影响程度，筛选出产能主控因素，并基于主控因素优化井位部署和压裂施工参数，为提高页岩油开发效果提供支撑。
1 研究区概况
1.1 地质特征
长71亚段、长72亚段储层为主力开发层位，具有储层非均质性强、岩性致密、压力系数低的特点，同时具有脆性指数高、含油饱和度高、原油性质好等优势［10-11］。地面空气孔隙度主要在6%~11%之间，平均为9.2%，地面空气渗透率主要在（0.08~0.3）×10-3 μm2之间，平均为0.10×10-3 μm2；孔喉半径小，孔隙半径主要集中在2~8 μm之间、喉道为20~100 nm，属微纳米级孔喉系统；油藏埋深1 750~2 030 m，地层压力为14.7~15.8 MPa，压力系数低（0.77~0.82），属低压油藏；脆性指数与低渗—超低渗储层相比较高，平均为46.7%，有利于水平井体积压裂形成复杂缝网；长7段油气近源充注，原始含油饱和度较高。平均约为70%，原始气油比高，平均为70~120 m3/t，原油黏度低，平均为1.35 mPa·s，易于流动。
1.2 开发现状
庆城油田长7段页岩油自2011年起先后经历了评价探索、开发试验、示范建设3个阶段。
（3）2018年至目前：示范建设阶段。采用水平井细分切割体积压裂准自然能量开发方式，长水平井、小井距、大井丛布井技术，快速推进了水平井规模效益开发。截至目前完钻水平井459口，平均水平段长度为1 682 m，井距为300~400 m，平均单井压裂22段，入地液量为27 165 m3，加砂量为2 995 m3，投产为230口，正常生产后满3个月井183口，初期日产油为15.2 t/d，含水为39.4%，平均一年累积产油为4 573 t。
但是单井产能差异大（图1），本文分析主要以同一开发技术政策下即示范建设阶段2018年以后投产且累积生产时间大于半年的183口正常水平井作为研究对象。
2 单井产能主控因素分析
庆城油田页岩油储层致密、压力系数低的特点决定了只有通过大规模改造才能获得工业产量，其产油量受地质和工程两大因素的影响［16］。
2.1 地质因素
地质因素包括优质油层厚度、储层物性、含油性，储层脆性特征反应岩石可压性，直接影响页岩储集层压裂改造效果，也是影响产能的主要地质因素。
2.1.1 油层厚度
油层厚度越大，尤其单砂体油层厚度越大，单井控制储量就越多，在压裂规模一定的条件下，单井产量就越高，油层厚度与第一年累计产油量呈正相关关系（图3）。纵向上多薄层叠合的油层，泥质隔夹层较发育的区域相对低产。
2.1.2 储层物性
2.1.3 储层含油性
地质参数中，电阻率、含油饱和度和全烃反映储层含油性的好坏，其与单井累产油均具较好的相关性，对页岩油产量影响较大。通过矿场统计，单井产量含油饱和度与气测全烃值成正相关，合水南部由于含油性差、油水关系复杂，整体单井产量低于合水北部及华池区（图5）。
2.1.4 储层可压性
2.2 工程因素
2.2.1 有效水平段长度
庆城油田长7段页岩油储层非均质性强，横向连续性差，因此钻遇率对水平井单井产能影响较大，矿场实践统计显示，随着油层钻遇长度的增加，相同井距下能够增大水平井筒泄流面积，因此单井产量增加，但当有效水平段长度大于1 500 m时，产量增加的幅度变缓（图7）。
2.2.2 压裂改造参数
2.3 主控因素分析
综合2种方法平均排序依次为孔隙度、含油饱和度、脆性指数、有效水平段长度、压裂段数、单段加砂量、入地液量，为水平井产能主控因素。在生产初期阶段裂缝是主要渗流通道，对产量影响最大的参数是裂缝渗透率及基质孔隙度，因此基质渗透率对产能的影响很小；油层厚度对产能的影响并不靠前：一是由于研究区选择样本的油层厚度差别不大；二是大规模体积压裂后油层压开厚度难以定量描述，弱化了油层厚度对单井产能的影响。
3 开发对策优化
在实际生产中，可从影响产能的主控因素入手，优化地质选井、水平段长度和合理压裂施工参数，有效提高水平井单井产能。
3.1 甜点预测
根据主控地质参数中地质甜点指标（孔隙度、含油饱和度）和工程甜点指标（脆性指数），建立甜点指数综合评价方法，并通过数据分析确定评价综合甜点指数的各参数的权重系数（表1）。
表1 甜点指数的各参数的权重系数Table 1 Weight coefficient of each parameter using sweet spot index |
| 地质参数 | 影响因子 | 均一化系数 | 权重系数 |
|---|---|---|---|
| 孔隙度 | 0.100 7 | 0.275 2 | ω 1 |
| 含油饱和度 | 0.097 4 | 0.266 2 | ω 2 |
| 脆性指数 | 0.078 2 | 0.213 7 | ω 3 |
综合甜点指数=ω 1*Φ+ ω 2*S O+ ω 3* BI
式中：Φ为孔隙度（归一化）；S O为含油饱和度（归一化）； BI为脆性指数（归一化）。
综合甜点指数模型用示范区建设阶段已有的水平井进行验证，吻合度较高，选取工程参数相近水平井的甜点指数和产量做对比，发现甜点指数高的地方对应的产量相应也较高（图11）。建立综合甜点指数三维模型可用于平面上优化水平井井位部署、纵向上优化水平井轨迹设计，在水平井完钻后也可根据水平段电测参数计算综合甜点指数来指导后期压裂段优选。
3.2 水平段长度优化
水平段长度对单井产量影响较大，但受储层横向连续性特征影响，水平段越长，油层钻遇率提高难度越大，水平段长度大于2 000 m后油层钻遇率降低5%，后期生产等复杂问题也越突出，每百米单井产量较低（图12）；前期三维地震、地质研究对单砂体精细刻画，认为长7段单层砂体延伸长度多为1 500~4 000 m，按照大平台组合，水平段长度为1 500~2 000 m左右；现有钻井能力下，水平段小于2 000 m时钻井以一趟钻、两趟钻为主，钻井周期较短（20 d左右），且钻井试油费用较低，当超过2 000 m时，主要为三趟钻，钻井周期和投资成本明显上升，钻井试油费用百米水平段投资增幅由117万元上升至216万元。因此水平段长度并非越长越好，综合矿场实践、油藏特征、钻井经济性等因素，优化合理区间为1 500~2 000 m。
3.3 压裂施工参数优化
3.3.1 压裂段数
3.3.2 单段簇数
本文采用TET-Suite模拟软件对示范区北部41口井进行地质工程一体化压裂模拟，首先基于流固耦合压裂正演模拟方法进行压裂缝网模拟，并通过研究区3口微地震监测数据进行参数校正，精细刻画压裂缝网形态；再基于实际生产数据，进行压裂—生产全生命周期的历史拟合，通过油藏及人工裂缝参数校正与调整，生产动态符合率平均为88%。根据拟合结果，进行合理压裂施工参数优化。
3.3.3 进液强度
3.3.4 加砂强度
4 结论
（1）页岩油水平井产能差异是多种因素综合作用的结果，优质储层及有效水平段长度是保证单井产量的基础，在此基础上与大规模有效压裂改造之间的有机匹配是页岩油水平井高产的主控因素。
（2）利用灰色关联法、随机森林算法确定了7个页岩油产能主控因素，包括3个地质参数和4个工程参数，按照权重大小依次为孔隙度、含油饱和度、脆性指数、有效水平段长度、压裂段数、单段加砂量及入地液量。
（3）通过主控地质参数建立了甜点指数综合评价方法，与水平井产量吻合度较高，利用甜点指数优化水平井井位部署、井轨迹设计及后期压裂段优选。
（4）优化百米有效改造段数在2.0~2.5段，单段簇数为4~5簇，进液强度为20~25 m3/m，加砂强度为4 t/m左右。
甘公网安备 62010202000678号
