A 區頁巖油蓄能壓裂后合理燜井時間研究

王金龍，臘丹萍，雷兆豐，李 輝，藺明陽，同 鑫，劉 喆，賀晨剛

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西定邊 718600）

A 區長x 頁巖油是陜北頁巖油主力開發區域，主力含油層系三疊系延長組，探明含油面積大，儲量豐富。砂體分布穩定，厚度15 m～20 m，油層厚度大，但屬于特低滲特低豐度儲層。巖性為長石砂巖、巖屑質長石砂巖和長石質巖屑砂巖，成分成熟度低，分選較好，物性差[1，2]，需要大型體積壓裂才能取得較好的開發效果，巖石脆性指數為54.2 %，適合于大型體積壓裂措施的實施。

2010 年壓裂投產后，產能高，但遞減快，二次壓裂形成了大液量大排量的參數型體積壓裂技術，但是開抽后個別井自噴，整體排液時間長，一是造成壓裂液無效采出，經濟效益差；二是壓裂液未充分發生滲吸置換作用，后期穩產時間短，措施效果差，從而凸顯了壓裂后合理燜井時間重要性。

1 頁巖油體積壓裂后蓄能機理

頁巖油具有低孔、超低滲特征，無裂縫或裂縫不發育情況下，單井之間不具備儲層連通效應特征，即單井控制儲量范圍內，可看作一個獨立的封閉性儲集體，而裂縫發育區域，連片單元實施，也能有效保證地層能量不向外界擴散；前期實施的注水吞吐、體積壓裂效果表明，頁巖油依靠滲吸置換獲得一定增產效果，而蓄能壓裂能快速補充地層能量[3]。

在補充能量方面，壓裂對地層注入大量滑溜水及攜砂液，定向井壓裂注入體積約1 500 m3，相當于1 口日注15 m3～20 m3的注水井注入3 個月的注入量，通過A 井壓前壓后壓力測試情況對比看，壓前地層壓力13.92 MPa，大液量體積壓裂后地層壓力19.56 MPa，地層壓力提升約33.3 %，即能量補充了33.3 %（見表1）。

在滲吸排驅方面，壓裂液主體為造縫的滑溜水，主要構成為水、減阻劑、防膨劑和表面活性劑，實質就是一種活性水，在補充能量同時，改善巖石親水性能。針對親水儲層，發揮毛細管力吸水排油作用，壓裂液吸入小孔隙，原油排到高滲區，實現基質內的油水置換（體積壓裂后壓力測試曲線階段3 代表雙重介質裂縫系統徑向流階段，階段4 代表基質與裂縫間竄流）。在體積縫內重力分異方面，體積縫中，因油水重力分異，壓裂液不斷向儲層縫網較低部位運移，油向縫網內高部位運移聚集，實現關井蓄能后井口快速見油。

表1 A 井體積壓裂前后地層壓力解釋相關參數對比表

2 蓄能壓裂后合理燜井時間研究

頁巖油體積壓裂后燜井時間對壓裂效果影響較大，在滲吸作用下，燜井時間越長，壓裂液能在基質內充分實現油水置換，裂縫中的含水飽和度逐漸降低，基質中含水飽和度逐漸升高，原油集中在裂縫周圍，開井后排液期較短，快速見油。

根據礦場實踐統計分析，燜井達到一定時間后，滲吸達到平衡或油水置換速度減緩，繼續延長燜井時間后，累產油呈正相關但非線性增長趨勢，占井影響卻持續存在，影響最終措施效果。

2.1 理論分析計算燜井時間

根據頁巖油儲層物性，體積壓裂后壓裂液進入裂縫（含天然裂縫、一次改造縫、二次改造縫，后期置換作用主要在二次改造縫），基質滲透率低，壓裂液短時間不能有效運移到基質內部。大量的壓裂大量壓裂液的存在使得改造區縫網內壓力明顯升高，而被裂縫網絡切割的基質巖塊內部壓力仍然保持在目前地層壓力。

在關井蓄能過程中，壓裂液由裂縫向基質內部進行滲流和滲吸[4-6]，隨著關井時間增加，改造區基質內壓力逐漸增加，說明關井蓄能過程主要是壓力由裂縫網絡向被其切割的基質巖塊內傳播。因此，可以將關井蓄能過程合理關井時間轉換為求解裂縫內壓裂液滲流到基質巖塊內部中心需要的時間[5]。

壓裂液由裂縫向基質滲流平均速度：

式中：V-平均滲流速度，m/s；Km-基質滲透率，mD；μ-流體黏度，mPa·s；P1-壓裂后裂縫壓力，Pa；P2-基質壓力，Pa；L-裂縫到基質之間的距離，m；G-地層啟動壓力，MPa/m。

流體由裂縫滲流到基質巖石的時間為：t，s。

結合兩式相得：

結合吉林油田頁巖油壓裂液裂縫至基質運移距離（5 m）并結合長慶油田開發經驗：L 取值8 m，流體黏度取值1 mPa·s，基質滲透率0.17×10-3μm2，P1取值壓裂時停泵壓力14.9 MPa，P2取值措施前開發地層壓力8.5 MPa（目前壓力保持水平50 %，原始地層壓力為16.9 MPa），啟動壓力0.6 MPa/m。計算定向井壓裂后理論燜井時間33 d。

2.2 注水井壓裂轉采分析

2019 年試驗區實施壓裂轉采井51 口，通過統計分析燜井時間與排液時間散點關系，隨著燜井時間增加，壓裂液向基質滲流越充分，實現基質內油水置換，開抽后排液期越短。

進一步分析單井燜井情況（見圖1），第一批9 口井單井入地液627 m3，平均燜井時間17 d，排液期4 d，開抽后快速見油，說明油水充分置換，達到滲吸置換的效果，6 個月單井累產油307 t，但遞減大，300 d 后單井產能1.0 t。

針對第一批開抽后快速遞減的特征，第二批41 口加大單井入地液至1 530 m3，以燜井時間30 d 為界限進行對比，燜井時間小于30 d 井27 口，平均燜井時間23 d，排液時間達到17 d，6 個月單井累產油268 t，生產300 d 后單井產能0.9 t。燜井時間大于30 d 的井15口，平均燜井40 d，6 個月單井累產油396 t，生產300 d后單井產能1.7 t。

當裂縫與基質存在壓差時，適當延長燜井時間，可以提高措施效果。因此當入地液小于800 m3時，建議燜井時間16 d～20 d，入地液大于1 500 m3后，建議燜井時間大于30 d，根據入地液及燜井時間的效果，推算定向井單日擴散量為40 m3～50 m3。

圖1 不同批次（入地液）燜井時間不同效果差異圖

表2 水平井重復壓裂相關參數及目前效果統計表

2.3 水平井蓄能壓裂后效果分析

根據理論計算、壓裂轉采井效果分析，該區實施3口水平井重復壓裂后充分燜井，取得較好的效果。平均單井控制入地液13 752 m3（改造單元邊部與鄰井串通，單井控制按2 口井儲量計算）[7]，燜井201 d，排液僅3 d 見油，見油時返排率0.9 %，開抽后動態穩定，目前單井產油8.3 t（見表2）。

3 結論與認識

（1）頁巖油具有低孔、滲流能力差的特征，同時屬于弱親水～親水儲層，體積壓裂在補充能量、滲吸排驅兩方面均能發揮作用。

（2）理論上燜井時間越長，壓裂液向基質滲流越充分，實現基質內油水置換，開抽后排液期越短，能實現快速見油，同時減少壓裂液無效循環采出。

（3）參考壓裂后井口壓力，當定向井單井入地液大于1 500 m3時，需延長燜井時間至30 d 以上，水平井重復壓裂后燜井時間可參考每天擴散量50 m3～60 m3建議燜井時間。