Natural Gas Geoscience >

2025 , Vol. 36 >Issue 10: 1854 - 1867

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.05.013

Fluid characteristics of shale oil at different development stages and their implications： A case study of Chang 7 Member shale oil in Qingcheng Oilfield， Ordos Basin

  • Xianyang LIU , 1 ,
  • Xinping ZHOU , 2, 3 ,
  • Jianting LI 2, 3 ,
  • You'an HE 2, 3 ,
  • Chao ZHANG 2, 3 ,
  • Liangbing CHENG 2, 3 ,
  • Yun GUAN 2, 3 ,
  • Yongle LIAO 4 ,
  • Ruiliang GUO 5, 6
Expand
  • 1. Xinjiang Institute of Huairou Laboratory，Urumqi 830000，China
  • 2. National Engineering Laboratory for Low Permeability Oil and Gas Field Exploration and Development，Xi’an 710018，China
  • 3. Research Institute of Exploration and Development，Changqing Oilfield Company，PetroChina，Xi’an 710018，China
  • 4. No. 5 Oil Production Plant，Changqing Oilfield Company，PetroChina，Xi’an 710200，China
  • 5. School of Geosciences and Engineering，Xi’an Shiyou University，Xi’an 710065，China
  • 6. Shaanxi Key Laboratory of Petroleum Accumulation Geology，Xi’an Shiyou University，Xi’an 710065，China

Received date: 2025-02-26

  Revised date: 2025-05-28

  Online published: 2025-06-12

Supported by

The Key Core Technology Tackling Project of Changqing Oilfield Company, PetroChina(2023DZZ04)

Fold

Abstract

The evolution of fluid characteristics during shale oil development directly influences production performance and ultimate recovery efficiency. Understanding the fluid properties at different development stages is essential for optimizing production strategies and enhancing operational efficiency. This study focuses on the Chang 7 shale oil reservoir in the Qingcheng Oilfield of the Ordos Basin. By conducting component separation， comprehensive hydrocarbon chromatographic analysis， and compositional characterization of crude oil samples collected at various development stages， and integrating data on formation water properties， production dynamics， and reservoir conditions， we systematically investigate the evolutionary patterns of shale oil fluids. Results indicate that early-stage production is dominated by light hydrocarbon components， featuring good fluidity and favorable productivity. As development progresses， the proportion of light components decreases while heavy components such as resins and asphaltenes become enriched， leading to increased viscosity， reduced fluidity， and declining output. The evolution of fluid properties is primarily governed by changes in reservoir temperature， pressure， and component ratios. Concurrently， formation water properties， including salinity and concentrations of sodium and calcium ions， evolve during production and impact hydrocarbon mobility and water invasion risks. In particular， elevated concentrations of potassium， sodium， and magnesium ions help stabilize the oil-water interface and reduce water block effects， while declining calcium levels mitigate carbonate precipitation and pore blockage risks. Based on these findings， we propose targeted development strategies such as optimized production scheduling and light hydrocarbon reinjection to maintain compositional balance. Furthermore， an effective development approach based on the “component flow” concept is proposed， providing both theoretical support and practical guidance for similar shale oil reservoirs.

Key words： Qingcheng Oilfield; Chang 7 Member shale oil; Crude oil physical properties; Total hydrocarbon chromatography; Light hydrocarbons; Heavy components; Oil recovery

Cite this article

Xianyang LIU , Xinping ZHOU , Jianting LI , You'an HE , Chao ZHANG , Liangbing CHENG , Yun GUAN , Yongle LIAO , Ruiliang GUO . Fluid characteristics of shale oil at different development stages and their implications： A case study of Chang 7 Member shale oil in Qingcheng Oilfield， Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2025 , 36(10) : 1854 -1867 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.05.013

0 引言

随着全球能源需求的不断增长和传统油气资源的逐渐枯竭，非常规油气资源的开发已成为油气产业的核心方向［1］。页岩油作为非常规油气资源的重要组成部分，因其丰富的储量和巨大的开发潜力受到广泛关注［2］。美国的二叠盆地和巴肯页岩油的成功开发展示了页岩油在提高能源自给率和重塑全球能源格局中的关键作用［3］。然而，页岩油开发面临储层物性差、生产递减快、开发成本高等多重挑战，尤其是在油井生产过程中，油品物理化学性质与产量的动态变化对采收率和开发方案的优化提出了更高要求［4-5］。中国鄂尔多斯盆地延长组是页岩油藏开发的典型代表，其中长7段是一套半深湖—深湖沉积背景下的粉细砂岩和泥页岩沉积，具有超低孔—超低渗和强非均质性特点，在开发过程中存在产量递减较快，采收率偏低的问题［2，6-8］。因此，探索油井投产后不同阶段的油品性质和组分变化规律，找到影响采收率和产量递减的关键因素，是当前开发实践中的重点课题［9］。
近年来，针对页岩油产量递减快、采收率低的问题，国内外学者开展了大量研究。刘显阳等［10］采用核磁共振（NMR）及扫描电镜（SEM）等技术，定量表征了延长组湖相页岩油的赋存状态及流动性特征，提出了储层非均质性与重质组分富集共同导致产量快速递减的观点。孙照通等［11］利用地球化学分析方法，揭示了鄂尔多斯盆地长7段泥页岩型页岩油不同成熟阶段的赋存状态，强调了轻质烃含量对产能的关键作用。赵文智等［12］提出了“组分流动”的新概念，认为轻质烃的存在可有效降低重质烃的黏度，进而改善页岩油整体流动性，提高采收率。已有研究表明，常规油层开发过程中，轻质烃（如饱和烃与低分子量芳香烃）比例在初期较高，使油品流动性良好；但随着生产时间延长，轻质烃损失加剧，重质组分（如胶质和沥青质）比例增加，导致油品黏度升高、流动性恶化，影响采收率和单井EUR（预计可采储量）［13-14］。这些组分变化使得开发初期与后期之间的流体特性差异加大，对持续高效开采提出了更高要求。国内外学者围绕页岩油开发过程中原油组分变化对采收率的影响也进行了广泛研究。陈祖林等［13］指出，不同开发时期油品中轻质烃比例的变化会直接改变其黏度与流动性；刘晓艳等［14］通过对采出油样的对比研究，证实了重质组分比例升高是生产后期采收困难的主要原因。因此，探索采出油轻重组分的比例变化与油井开发时间的对应关系，合理制定生产策略，是提高采收率和延缓产量递减的关键［6-8，15-18］。
目前针对庆城油田长7段页岩油在实际开发过程中流体组分的动态变化机制，以及如何通过控制组分变化提升产量的研究仍较少，特别是缺乏对实际开发过程中的不同生产阶段流体组分变化及其调控方法的系统探讨。因此，本文以庆城油田长7段页岩油为研究对象，结合现场生产数据与实验分析，研究不同开发阶段流体特征变化规律，并提出优化开发策略，以期为页岩油高效开采提供理论依据。

1 地质特征及开发现状

鄂尔多斯盆地是位于华北克拉通西部的一个典型内陆多旋回叠合盆地，其可划分为6个一级构造单元，分别为：东部的晋西挠折带、北部的伊盟隆起、西部的天环坳陷和西缘逆冲带、中部的伊陕斜坡以及南部的渭北隆起［图1（a）］［1］。该盆地在晚三叠世经历了由海陆过渡相向陆相湖盆的沉积环境转变，形成了以河湖三角洲碎屑沉积为主的延长组，岩性上包括凝灰岩夹层、泥岩、粉砂岩和细砂岩。延长组由下至上划分为10段（长10段—长1段）［图1（b）］，其中长7段沉积时期是延长组最大湖泛沉积期，形成了分布广泛的富有机质泥页岩，为盆地页岩油富集创造了地质条件［19］。长7段沉积厚度分布在100~120 m之间，粉细砂岩主要分布在中上部，以夹层形式为主，整装泥页岩主要分布在下部。
图1 鄂尔多斯盆地典型油气田（a）及地层综合柱状图（b）

Fig.1 Typical oil and gas fields in Ordos Basin （a） and comprehensive stratigraphic column （b）

庆城油田长7段页岩油开发至今已进入规模化生产阶段。截至目前，在陇东地区X233、ZH183和N89等页岩油水平井试验区，单井初期平均产油量约为12.15 t/d，当前平均产油量为6.52 t/d［20］。生产过程中表现出明显的高初始产量、高递减特征。因此，如何进一步提高单井产能稳定性和最终采收率，成为当前开发面临的关键挑战。
开发方式方面，长7段页岩油的开发目前主要采用自然能量开发方式，利用储层自身的压力驱动初期生产，并结合注水、注气等辅助措施以延缓产量递减［6］。开发方案中，井网布局多采用200~400 m井距的密井网设计，以提高动用程度，同时需避免井间干扰带来的不利影响［17］。水平井长度一般控制在1 500~3 000 m之间，根据储层特性优化以覆盖更大面积并提升单井产量［21］。在改善储层渗透性方面，广泛应用20~30段的多段压裂技术，部分区域采用体积压裂以建立复杂的裂缝网络，增强导流能力［21］。在生产过程中，部分井采用焖井或间歇生产策略，以保持地层压力和稳定生产［22］。同时，通过控水控砂技术对储层进行保护，减少井壁失稳和储层损害的风险［6］。
排采制度方面，长7段页岩油的排采制度目前主要围绕优化产能管理与延缓产量递减展开，通过精细化的焖井操作、排液管理及采油策略实现高效开发［17，21］。焖井周期依据储层压力恢复情况灵活设定，通常为数天至数周，以阶段性停产缓解地层应力损失、稳定产量并减少井筒损害。排液过程采取分阶段排采策略，在初期以高排量迅速排出压裂液，恢复储层的导流能力；随生产推进，逐步降低排量至低排采水平，以避免压力骤降引发产量递减，同时严格监测水油比，并通过控水技术减缓含水率上升及水侵风险。采油制度实行动态生产管理模式，基于储层压力、产液量和含水率的变化调整生产节奏。在产量递减阶段适时采用间歇生产或注气辅助，恢复地层能量并提升油井产能。此外，针对不同阶段储层特性与井况，精细控制日采液量与采油速度，以减少储层损害和井筒堵塞风险，实现更高的采收率和长期稳定的生产效果。

2 长7段页岩油流体特征

2.1　原油性质

2.1.1　物理性质

庆城油田长7段页岩油的物理性质显示其密度总体在0.78~0.98 g/cm³之间［图2（a）］，属于中轻质油，具备较好的初期流动性。运动黏度范围为1.2~13.0 mPa·s（40 °C）［图2（b）］，部分层位黏度较高，可能对后期生产带来挑战。凝固点介于-23.0~24.0 ℃之间，各层位对温度变化的敏感性有所不同。高压物性测试表明，长7段饱和压力介于2.4~14.8 MPa之间［图2（c）］，体积系数则介于1.10~1.46之间［图2（d）］，虽然初期具备较高的溶解气含量，有助于提升流动性，但随着压力下降，体积系数减小，则会影响采收效率。分小层来看，长71亚段原油密度平均为0.86 g/cm³，运动黏度较高（平均为6.21 mPa·s），凝固点平均为15.4 ℃，流动性相对一般；长72亚段原油密度平均为0.83 g/cm³，运动黏度较低（4.72 mPa·s），凝固点为12.0 ℃，且高压条件下饱和压力为8.36 MPa、体积系数为1.27，具备良好的流动性；长73亚段原油密度为0.84 g/cm³，运动黏度为5.19 mPa·s，凝固点为13.5 ℃，流动性介于长71亚段和长72亚段之间。
图2 庆城油田长7段页岩油物理性质分布

（a）原油密度；（b）原油黏度；（c）饱和压力；（d）体积系数

Fig.2 Distribution of physical properties of Chang 7 Member shale oil in Qingcheng Oilfield

2.1.2　化学组分特征

长7段页岩油族组分中的饱和烃、芳香烃、非烃和沥青质总体分布较为稳定（图3），其中饱和烃为主要组分，占比在57.2%~82.6%之间，是最重要的流动性贡献组分；芳烃含量介于9.2%~19.8%之间，虽然增强了油品的稳定性，但比例过高可能影响油品的密度和燃烧性能。非烃组分占比为2.0%~11.4%，沥青质含量总体较低（平均为3.0%）。分层来看，长71亚段的饱和烃、芳烃、非烃及沥青质平均含量分别为70.3%、14.3%、5.2%和2.6%；长72亚段分别为69.2%、13.8%、4.8%和2.3%；长73亚段数据相对偏少，四组分含量分别为68.0%、15.0%、5.7%和8.6%。总体而言，各亚段的原油组分分布均衡，有助于维持页岩油的长期流动性和稳定的开发效果。
图3 庆城油田长7段页岩油化学组成分布

Fig.3 Group composition distribution of Chang 7 Member shale oil in Qingcheng Oilfield

2.2　地层水特征

庆城油田长7段地层水的总矿化度介于2.11~122.97 g/L之间，平均为43.35 g/L［图4（a）］，其中长71、长72、长73亚段地层水矿化度分别平均为47.85 g/L、42.20 g/L和37.35 g/L。矿化度的差异反映出不同小层地层水的盐分浓度变化，其中长71亚段矿化度较高，可能导致油藏中盐分浓度较大，对流体性质和开发策略产生一定影响。
图4 庆城油田长7段地层水化学组分分布

（a）总矿化度；（b）钾钠离子含量；（c）钙离子含量；（d）镁离子含量；（e）氯根离子含量；（f）重碳酸根离子含量

Fig.4 Distribution of chemical components of formation water of Chang 7 Member of Qingcheng Oilfield

在主要离子含量方面，钾钠离子含量的差异较为明显，长71亚段、长72亚段和长73亚段钾钠离子含量分别平均为7 517 mg/L、6 090 mg/L和4 377 mg/L［图4（b）］。长71亚段钠钾离子含量较高，可能与该层储层特征较低的渗透性密切相关，对油水界面稳定性产生一定影响。长71亚段、长72亚段和长73亚段钙离子含量分别平均为2 218 mg/L、1 775 mg/L和1 604 mg/L［图4（c）］。长71亚段钙离子浓度较高，可能增加碳酸盐沉淀的风险，造成储层孔喉堵塞；镁离子含量分别平均为496 mg/L、517 mg/L和421 mg/L［图4（d）］；氯根离子含量分别平均为27 847 mg/L、24 015 mg/L和22 965 mg/L［图4（e）］，高浓度的钙、镁和氯离子也会加剧矿物沉淀对孔隙结构和流动性的负面影响。长71亚段、长72亚段和长73亚段重碳酸根离子含量分别平均为144 mg/L、284 mg/L和194 mg/L［图4（f）］，该离子作为一种弱酸性阴离子，在水—岩作用中可能促进碳酸盐的沉积。长7段地层水pH值总体介于5.5~9之间，平均为6.2。长71亚段、长72亚段和长73亚段pH值相差不大，整体偏中性至微酸性，有助于在一定程度上抑制部分矿物的沉淀。

3 不同开发阶段流体特征

3.1　原油物性及组分变化特征

3.1.1　物理性质变化

庆城油田长7段页岩油在不同测试间隔时间下的物性参数发生了显著变化（表1）。对于间隔时间相对较短的油井，如城页1井、里18H1井、合平8井和华H9-4井，原油密度和运动黏度均表现出下降趋势，表明原油流动性有所改善。例如，城页1井的密度从0.84 g/cm³下降至0.83 g/cm³，运动黏度从6.68 mPa·s下降至4.55 mPa·s。这种流动性改善可以归因于投产初期轻质烃的迅速挥发和采出，这一过程带动了重质油的采出并提升了油品的整体流动性。然而，随着投产时间的延长，如宁平9井和阳平1井，其物性参数变化则显示出相反的趋势。宁平9井的运动黏度从9.81 mPa·s上升至12.99 mPa·s，表明原油流动性开始显著下降。这一变化反映了在长时间的生产过程中，轻质组分逐步损失，原油中的重质组分比例上升，导致黏度增加、流动性变差。可以推测，当生产时间达到一定临界点后，轻质烃的损失加速，随之带来的重质油主导效应对流动性产生了负面影响，这种现象揭示了生产过程中的烃类组分演化规律。
表1 庆城油田长7段页岩油典型井不同测试时间原油物性参数对比

Table 1 Comparison of crude oil physical parameters of typical wells of Chang 7 Member shale oil in Qingcheng Oilfield at different testing times

井号 层位 间隔时间/月 测试时间（年.月） 密度/（g/cm³） 运动黏度/（mPa·s）
城页1 长73亚段 6 2019.12 0.84 6.68
2020.6 0.83 4.55
里18H1 长71亚段 10 2020.12 0.82 6.70
2021.10 0.81 3.16
合平8 长72亚段 14 2014.8 0.83 4.00
2015.10 0.83 3.97
华H9-4 长72亚段 46 2020.6 0.84 4.63
2022.4 0.83 3.82
宁平9 长71亚段 71 2015.11 0.88 9.81
2021.10 0.85 12.99
阳平1 长72亚段 109 2013.4 0.83 3.97
2022.5 0.83 5.03

3.1.2　全烃色谱特征及参数变化

不同测试时间间隔下各油井的全烃色谱峰型变化相对较小，尤其在24个月以内的样品中（图5）。然而，全烃色谱计算的定量参数具有显著的动态变化，在较短的测试间隔时间内， C 21 - / C 22 +、主峰碳并未发生明显变化，随着测试间隔时间的增长， C 21 - / C 22 +值逐渐变大（图4），表明轻质烃的占比逐渐增加，如里18H1、华H60-7、华H15-1、华H9-4和阳平15等井随着测试间隔时间的增长 C 21 - / C 22 +值均变大，但在间隔24个月以上后，参数变大幅度变小。而从距离投产时间来看，则整体变化趋势与原油物性类似，即 C 21 - / C 22 +值呈现先增大后减小，通过图6可以看出在投产57个月后， C 21 - / C 22 +值转而减小，表明轻质烃比例逐渐减少，重质组分逐步占据主导地位，且 C 21 - / C 22 +值急剧下降，表明轻质烃挥发损失加剧，原油流动性下降迅速。此外，主峰碳数和Pr/Ph值总体显示出类似的变化（表2）。Pr和Ph都是由类异戊二烯单元头尾相连构成的异构烷烃，但Ph的分子量比Pr更大，因此在原油驱替过程中，低分子量烷烃（如Pr）通常会更早被驱出，而高分子量烷烃（如Ph）则相对滞后，因此，Pr/Ph值在投产初期会逐渐升高，但在达到峰值后则会迅速下降［13］。
图5 庆城油田长7段页岩油相同井不同间隔时间原油全烃色谱对比

Fig.5 Comparison of total hydrocarbon chromatography of crude oil at different intervals in the same well of Chang 7 Member shale oil in Qingcheng Oilfield

图6 庆城油田长7段页岩油典型井距离投产不同时间原油全烃色谱对比

Fig.6 Comparison of total hydrocarbon chromatography of shale oil from different wells with different intervals in Chang 7 Member shale oil in Qingcheng Oilfield

表2 庆城油田长7段页岩油典型井不同生产时间原油全烃色谱参数对比

Table 2 Comparison of total hydrocarbon chromatographic parameters of crude oil from typical wells of Chang 7 Member shale oil in Qingcheng Oilfield at different production times

井号 层位 投产时间（年.月） 测试间隔时间/月 测试距投产时间/月 主峰碳 Pr/Ph C 21 - / C 22 +
里18H1 长71亚段 2020.9 2 1 7 1.25 3.92
3 7 1.25 3.92
华H60-9 长72亚段 2021.5 3 4 5 0.93 3.6
7 4 0.92 4.55
华H40-2 长71亚段 2021.2 3 7 6 1.03 3.45
10 19 1.01 3.94
华H60-4 长71亚段 2021.3 3；4 6 5 0.89 3.29
9 15 0.87 3.65
13 15 0.87 3.65
华H15-1 长72亚段 2018.10 7 36 4 0.91 3.44
43 6 0.92 5.41
西平238-73 长72亚段 2013.8 8 39 4 0.98 3.93
47 4 0.96 4.77
西平233-56 长72亚段 2013.8 7 98 7 1.13 3.27
105 15 1.15 4.1
华H9-4 长72亚段 2019.5 24 12 6 0.96 3.69
36 4 0.9 4.79

3.1.3　化学组成变化

原油族组分在不同生产阶段同样表现出显著变化。饱和烃和芳烃含量随着距投产时间增长先上升后下降，非烃和沥青质则呈相反趋势（表3，图7），表明随着以饱和烃和芳烃为代表的轻质烃的逐渐损失，重质组分非烃和沥青质会在原油中逐步积累，导致原油流动性下降，黏度上升，这与前述原油物性和全烃色谱参数的变化趋势一致。综上所述，在投产初期，轻质组分占主导，油品流动性较好；但随着生产时间的延长，重质组分的逐渐积累会显著影响原油的流动性。为了在长期生产中维持较高的采收率，必须在开发过程中平衡轻质烃和重质烃的同步采出，避免重质组分滞留对后期采收效率的负面影响。
表3 庆城油田长7段页岩油典型井不同生产时间原油化学组分对比

Table 3 Comparison of chemical components of crude oil from typical wells of Chang 7 Member shale oil in Qingcheng Oilfield at different production times

井号 层位 投产时间（年.月）

测试间隔

时间/月

测试距投产

时间/月

 饱和烃/% 芳烃/% 非烃/% 沥青质/% 总回收率/%
华H60-7 长71亚段 2021.3 8、5 6 70.1 13.0 3.7 0.2 87.0
14 72.3 17.2 3.6 5.3 98.4
19 82.7 6.3 4.9 5.9 99.8
华H11-3 长72亚段 2018.1 24 44 69.2 15.7 4.6 1.2 90.8
68 64.7 12.3 4.2 7.7 88.9
西平238-73 长72亚段 2018.6 16 47 74.2 17.2 5.8 0.9 98.1
63 73.7 12.3 4.1 8.4 98.6
西平238-81 长72亚段 2017.6 16 59 77.4 16.7 3.8 1.0 98.8
75 69.6 13.0 3.6 8.9 95.1
西平233-56 长72亚段 2013.8 8 97 64.8 14.5 4.1 0.2 83.6
105 78.8 13.6 3.2 1.2 96.8
阳平3 长72亚段 2012.12 14 115 70.3 15.8 5.8 4.1 96.0
129 65.9 12.9 5.8 9.8 94.4
阳平1 长72亚段 2011.12 14 127 72.4 11.9 5.0 4.4 93.7
141 61.8 12.5 10.5 12.3 97.1
图7 庆城油田长7段页岩油不同投产时间化学组分分布

Fig.7 Distribution of chemical components in Chang 7 Member shale oil of Qingcheng Oilfield at different production time

3.2　地层水性质变化

庆城油田长7段地层水在不同生产阶段的化学组成表现出显著变化（图8）。在生产初期，总矿化度、钾钠离子、镁离子和氯根离子的含量随着投产时间的增加快速上升，在达到峰值后逐渐趋于平稳。总矿化度升至72.60 g/L后趋于平稳，稳定在60 g/L左右并略有下降。钾钠离子浓度随着生产时间的延长在达到20 600 mg/L后趋于平稳。镁离子浓度相对而言整体处于持续上升的趋势。氯根离子则是在达到44 000 mg/L后趋于稳定。与之相反，钙离子和重碳酸根离子在生产初期呈现快速下降趋势，随后趋于平稳。钙离子从初期的214 mg/L降至接近0 mg/L。重碳酸根离子在初期较高，随后迅速下降并略有回升，最终稳定在200 mg/L左右。
图8 庆城油田长7段页岩油不同投产时间地层水化学组成分布

Fig.8 Distribution of hydrochemical composition of formation water in Chang 7 Member shale oil of Qingcheng Oilfield at different production times

这种地层水组分变化趋势与压裂液的注入开发过程密切相关。在压裂过程中，注入的压裂液渗吸至地层，与原始地层水发生置换，并在高压环境下为储层提供额外能量。当生产阶段开始，地层由于压差变化，油和水被逐步排出。矿化度、钾钠离子、镁离子和氯根离子前期呈上升趋势而后期平稳，表明随着压裂液的持续渗吸作用，注入液与地层水逐渐达到平衡，从而减少了矿物的过度溶解，并降低了矿物沉淀对储层孔隙的堵塞风险。钾钠离子和镁离子高浓度的稳定状态，有助于维持油水界面稳定，提高流体的流动性和流量［23］。此外，钙离子含量迅速下降到接近于零，反映出压裂液中的成分有效溶解或置换了地层水中的钙离子，减小了碳酸钙的沉淀风险，从而降低孔隙喉道堵塞的可能性。重碳酸根离子在初期下降后趋于平稳，略有回升，说明压裂液的弱碱性成分对地层水产生了调节作用，使其碳酸根离子浓度达到较稳定的水平。这种微碱性环境在生产阶段尤为重要，有助于防止碳酸盐的再沉淀和孔隙堵塞，提升地层渗透率。

4 启示意义

基于对庆城油田长7段页岩油投产后不同阶段原油物性、组分变化特征及地层水性质分析，笔者提出以下开发策略启示，以优化采油策略、提升整体采收率。
（1）投产初期阶段，原油以轻质烃（包括饱和烃和芳香烃）为主，具有较强流动性，对重质烃表现出显著的驱动作用。因此，应在初期适当控制生产压力和产量，避免轻质烃过快损失。通过优化生产节奏，延长轻质烃主导的高效生产期，充分利用轻质烃对重质烃的互溶效应，可以有效提高整体采收率，避免重质烃在后期滞留储层，导致油品流动性恶化及采收难度加大。同时，有助于推迟重质烃占主导的阶段到来，提升整体采收效率和长期产量稳定性［21］。
（2）稳产阶段，随着开发持续进行，储层中轻质烃比例降低，重质烃逐渐富集，导致原油黏度上升，流动性下降。此阶段建议采用掺稀或轻烃回注技术，以补充储层中的轻质烃成分，优化烃类组分配比，从而降低重质烃黏度，提升流动性。通过将回注的轻烃重新注入储层，能够在储层中与重质烃相互溶解并降低其黏度，增强油品的整体流动性［图9（a）］［24］。轻烃回注不仅能有效恢复储层能量，还能带动重质组分的采出，特别是在生产后期，当轻质组分已大量损失时，这一技术对于恢复和提升重质烃采收率尤为关键。掺稀技术，即通过将外部轻质油或轻质烃与原油混合，能够有效降低原油的黏度，改善油品的流动性，特别是在长链烃比例较高的情况下，掺稀作用能够显著提高输送效率和采收效果［图9（a）］［25-26］。在储层开发中，掺稀技术可以有效缓解储层的堵塞现象，并促进重质烃的采出，延长高效采出阶段，为后期生产提供保障。
图9 轻烃回注或掺稀技术（a）以及长链烃的短链打破过程（b）中烃类分子结构变化示意

Fig.9 Schematic diagram of hydrocarbon molecular structure change during light hydrocarbon reinjection or dilution technology （a） and short chain breaking of long chain hydrocarbons （b）

（3）后期递减阶段，在生产后期，储层重质组分比例显著增加，原油黏度进一步升高，产量递减明显。在后期高黏度重质烃主导阶段，可考虑采用热化学改性技术（如原地热裂解、加热蒸汽注入、酸催裂解等），促进长链烃裂解为低分子烃，从而降低黏度、提高原油流动性。这类方法已在稠油开发中有所应用，但在页岩油储层中仍需结合储层温度与热传导条件进行适配性评估［图9（b）］［27-29］。对长7段页岩油中的重质烃，采取此类技术将有助于在后期生产中进一步提高采收率，特别是在储层压力下降、重质组分占主导时，这一策略对维持生产效果至关重要。
根据生产阶段组分变化和地层水性质的演化规律，采油策略应进行动态调整。生产初期，轻质烃占主导，流动性较好，应采取高效采油模式；而在后期，随着重质组分的积累，需通过掺稀、轻烃回注等技术维持油品流动性，同时调整井网布局和生产节奏，延长高效生产期，减少产量递减，提升采收率。同时，地层水的化学组成也应成为调整策略的重要依据。压裂液的注入和渗吸作用使地层水矿化度及离子浓度发生变化，影响油气流动性和水侵风险。因此，在开发过程中应采取控水控砂、焖井保压等技术措施，优化压裂液注入方案，保持储层压力和渗透性，减少水堵现象，进一步提高采收率并保证生产稳定性。

5 结论

（1）鄂尔多斯盆地庆城油田长7段页岩油的物性和组分在投产后不同阶段发生显著变化，投产初期以轻质烃（饱和烃与芳香烃）为主且含量不断上升，原油流动性较好，而随着生产时间延长，轻质烃含量逐渐下降、重质组分（非烃与沥青质）逐渐增加，导致流动性恶化。
（2）全烃色谱定量分析表明， C 21 - / C 22 +值及Pr/Ph值在生产初期逐渐上升，但在生产后期随着轻质烃的损失开始迅速下降，进一步验证了轻质烃与重质烃的动态变化规律。
（3）长7段地层水的总矿化度、钾钠离子、镁离子和氯根离子含量随着投产时间增长迅速上升之后趋于平稳，而钙离子和重碳酸根离子则快速下降之后趋于稳定。这些变化反映了压裂液与地层水的动态平衡，有助于降低矿物沉淀和孔隙堵塞的风险。
（4）为了提高长7段页岩油的采收率，建议延长前期高效生产时间，充分利用轻质烃的流动性优势，避免重质组分滞留。通过轻烃回注、掺稀技术和长链烃打破等措施，可以改善生产后期油品流动性，提升采收率。同时，地层水的化学组成变化也应纳入采油策略，优化控水控砂和焖井保压措施，以维持油气流动性和储层压力。根据不同生产阶段的原油物性、组分和地层水变化，动态调整采油策略、井网布局和生产节奏，延长高效生产期，提高经济效益。

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