頁巖油開發(fā)初期產(chǎn)能控制因素分析
——以長慶油田里151區(qū)為例

衛(wèi)嘉鑫，張 妍，尚教輝，呂 娜，劉文超，王恒愷，馬福建，張啟濤

（1.中國石油長慶油田分公司第二采油廠，甘肅慶城745100；2.中國石油長慶油田分公司第二采油廠，甘肅華池745600；3.北京科技大學(xué)土木與資源工程學(xué)院，北京100083；4.中國礦業(yè)大學(xué)（北京）深部巖土力學(xué)與地下工程國家重點實驗室，北京100083；5.內(nèi)蒙古建興斯科科技有限公司，內(nèi)蒙古烏蘭察布012100）

長慶油田城壕地區(qū)里151 區(qū)長7 段頁巖油儲層孔隙度和滲透率極低、滲流通道小（微—納米級孔隙發(fā)育）、壓力系數(shù)低、開發(fā)能量不足[1-4]，現(xiàn)有開發(fā)技術(shù)難以解決其產(chǎn)油量低、產(chǎn)油量遞減快、補充能量困難和采收率低等難題[5-8]。目前，該區(qū)塊提高頁巖油開發(fā)效果的途徑主要有兩種：①提高改造規(guī)模，采取大規(guī)模水平井多段壓裂改造技術(shù)，達到增產(chǎn)改造效果[9-11]；②壓后進行燜井，通過滲吸置換[12-15]，提高驅(qū)油效率。部分現(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果發(fā)現(xiàn)，頁巖油井壓后不返排，停泵后燜井一段時間，有利于提高儲層采收率，且壓裂液返排率越低，產(chǎn)量反而越高。期間滯留的壓裂液滲吸進入頁巖儲層中，具有排驅(qū)原油、補充地層能量、水鎖自我解除等顯著優(yōu)點，有利于提高頁巖油初期產(chǎn)能。由上述可知，該區(qū)塊頁巖油開發(fā)初期產(chǎn)能影響因素多，情況復(fù)雜。目前，影響非常規(guī)頁巖油開發(fā)初期產(chǎn)能的控制因素尚不明晰，有關(guān)工作亟須完善。

針對儲層開發(fā)控制因素研究，MA 等[16]明確了非常規(guī)頁巖油氣的產(chǎn)能控制因素，對水平井開發(fā)優(yōu)化技術(shù)對策的提出尤為重要；KIM等[17]定量分析了加拿大Montney頁巖氣井產(chǎn)能的影響因素，包括油藏質(zhì)量（RQ）參數(shù)和完井質(zhì)量（CQ）參數(shù)，為準(zhǔn)確預(yù)測產(chǎn)能提供了重要信息；湯志等[18]研究了昭通黃金壩YS108區(qū)頁巖氣產(chǎn)能的控制因素，進而提出了針對該區(qū)塊提高水平井產(chǎn)能的主要技術(shù)方向；馬文禮等[19]應(yīng)用Pearson-MIC 分析方法研究了復(fù)雜條件下頁巖氣初期產(chǎn)能的控制因素，為頁巖氣有利區(qū)塊的優(yōu)選及產(chǎn)能評價提供了重要依據(jù)；郭建成等[20]通過基于神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)方法的生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析，研究了四川盆地龍馬溪組頁巖氣井壓后返排率及產(chǎn)能的影響因素，并繪制了產(chǎn)能預(yù)測圖版。由上述可知，目前研究對象大多為頁巖氣開發(fā)的水平井產(chǎn)能控制因素，而針對頁巖油的研究則相對較少。因此，以長慶油田里151區(qū)生產(chǎn)井為例，重點研究頁巖油開發(fā)過程中儲層物性參數(shù)和壓裂施工參數(shù)對產(chǎn)油量及產(chǎn)油量遞減率的影響，以明確頁巖油開發(fā)初期產(chǎn)能的控制因素。里151 區(qū)生產(chǎn)井?dāng)?shù)據(jù)差別較大，不同類型井的產(chǎn)能控制因素大相徑庭，若直接對所有井的數(shù)據(jù)進行分析，產(chǎn)能的控制因素將較難呈現(xiàn)。因此，首先應(yīng)用層次聚類分析方法[21]，將長慶油田城壕地區(qū)里151區(qū)所有生產(chǎn)井進行分類，在井分類基礎(chǔ)上，應(yīng)用主成分分析方法[22-23]，對不同類型井的儲層靜態(tài)參數(shù)數(shù)據(jù)、壓裂施工參數(shù)數(shù)據(jù)、產(chǎn)量數(shù)據(jù)進行相關(guān)性分析，生成了量化的影響因素相關(guān)性系數(shù)矩陣，從而明確了不同井類型下頁巖油初期產(chǎn)能的控制因素，為頁巖油初期合理開發(fā)技術(shù)政策的制定提供依據(jù)。

1 基于層次聚類數(shù)據(jù)分析方法的里151區(qū)井分類

長慶油田城壕地區(qū)里151 區(qū)長7 段產(chǎn)油井都實施了燜井措施，重點對里151區(qū)所有生產(chǎn)井的儲層靜態(tài)參數(shù)、壓裂施工參數(shù)、含水率降至40%時后3個月的平均日產(chǎn)油量及其遞減率等實際數(shù)據(jù)進行了產(chǎn)能控制因素分析研究（表1）。為了更好地分析和確定頁巖油開發(fā)初期的產(chǎn)能控制因素，首先將這些生產(chǎn)井進行分類，不同生產(chǎn)井類型下，產(chǎn)能的特征控制因素有所不同。層次聚類分析方法（Hierarchical Cluster Analysis Method）是基于樣本間的親疏程度，將特征相近樣本合理歸為一類的方法。樣本間的相似程度可以通過測度方法進行度量[21]。測度方法包括歐氏距離、歐氏距離平方、切比雪夫距離等。采用常用的歐氏距離方法進行度量：

表1 關(guān)于組合間距離的層次聚類分析結(jié)果Table 1 Group distance from hierarchical cluster analysis results

式中：X，Y代表2個不同的數(shù)據(jù)樣本向量，其元素分別為xi和yi；m代表每個樣本中的總特征數(shù)。分類過程中，樣本向量距離越小，相似度會越高，進而可以歸為一類，其中，迭代計算過程中，任意樣本向量組合間的距離則采用組合間的歐式距離平均值進行度量[18]，公式如下：

式中：G1，G2和G3分別代表任意3個組合，組合中的樣本數(shù)分別為N2和N3；G2+3為G2和G3組合的合并。

應(yīng)用層次聚類方法，將里151區(qū)生產(chǎn)井依照所對應(yīng)的實際數(shù)據(jù)進行分類（表1），其中，m=14。聚類分析前應(yīng)對數(shù)據(jù)樣本向量中的元素進行歸一化處理，以便對數(shù)據(jù)進行標(biāo)準(zhǔn)化[22-23]。量綱元素Elementj的歸一化公式為：

式中：Elementj,Normalized為標(biāo)準(zhǔn)化后的無量綱元素；Max｛Elementj｝和Min｛Elementj｝分別為該元素Element 在所有樣本數(shù)據(jù)中的最大值與最小值。

應(yīng)用基于歐式距離測度的層次聚類合并算法[18]，將生產(chǎn)井劃分為A類、B類、C類和D類4個不同組合，組合間的距離如表1所示，生產(chǎn)井的自動分類結(jié)果如表2所示。由于C類和D類井?dāng)?shù)較少，因此，主要對A類井和B類井的數(shù)據(jù)進行產(chǎn)能控制因素分析，其中，A 類和B 類大致可以以1 400～1 500 m 的水平井段長為界，水平段大于1 500 m主要為B類井，而A類井水平段相對較短。盡管A類井中也出現(xiàn)了個別較長水平段的生產(chǎn)井，如華H15-2井，但相對B類井中相近水平段長的井（例如華H7-2井），華H15-2井壓裂施工的簇數(shù)、加砂量、入地液量、動液面控制、日產(chǎn)油量等相差較大，由此側(cè)面反映了該分類的合理性。

2 基于主成分分析方法的產(chǎn)能控制因素分析

應(yīng)用主成分分析方法（Principal Component Analysis Method）對頁巖油開發(fā)初期產(chǎn)能的影響因素進行分析[22-24]，分析結(jié)果為包含相關(guān)系數(shù)的對稱矩陣，其矩陣元素可以直接反映影響因素間的相關(guān)密切程度，進而能有效辨別頁巖油初期產(chǎn)能的控制因素。以下分別對里151 區(qū)長7 段所有產(chǎn)油井的數(shù)據(jù)進行了產(chǎn)能控制因素的相關(guān)性分析。

2.1 里151區(qū)所有生產(chǎn)井的產(chǎn)能控制因素分析

首先，采用前述主成分分析法，對表2中里151區(qū)所有產(chǎn)油井?dāng)?shù)據(jù)進行相關(guān)性分析，得到對稱相關(guān)性系數(shù)矩陣（表3）。由表3可以看出，日產(chǎn)油量及產(chǎn)量遞減率與動液面高度及燜井時間有較高的關(guān)聯(lián)性。其中，動液面高度與日產(chǎn)油呈負相關(guān)關(guān)系，相關(guān)系數(shù)為-0.444；其與產(chǎn)量遞減率呈正相關(guān)關(guān)系，相關(guān)系數(shù)為0.543。這表明，動液面控制對頁巖油生產(chǎn)影響較大，在施工中應(yīng)當(dāng)予以重點考慮。通過表3中產(chǎn)油量及遞減率與燜井時間的關(guān)系可以看出，產(chǎn)油量與燜井時間大致呈負相關(guān)，相關(guān)系數(shù)為-0.259；遞減率與燜井時間大致呈負相關(guān)，相關(guān)系數(shù)為-0.265。這表明燜井措施可以抑制產(chǎn)量遞減，對生產(chǎn)具有積極效應(yīng)。

表2 里151區(qū)產(chǎn)油井的數(shù)據(jù)及層次聚類分析結(jié)果Table 2 Results of hierarchical cluster analysis for oil production wells in Block Li-151

表3 里151區(qū)產(chǎn)油井?dāng)?shù)據(jù)分析的對稱相關(guān)性系數(shù)矩陣Table 3 Correlation coefficient matrix for oil production wells in Block Li-151

圖1給出了基于里151 區(qū)所有井?dāng)?shù)據(jù)的燜井時間與產(chǎn)量遞減率的數(shù)據(jù)統(tǒng)計關(guān)系，可以看出，在里151區(qū)塊開發(fā)過程中，以燜井時間125 d為界限，燜井施工呈現(xiàn)出截然不同的效果：燜井時間小于125 d時，產(chǎn)油遞減率與燜井時間呈負相關(guān)，燜井可抑制產(chǎn)量遞減，防止儲層能量的快速衰竭，對于生產(chǎn)具有顯著的積極效果；但當(dāng)燜井時間大于125 d 時，燜井抑制產(chǎn)量遞減的效果變差，甚至出現(xiàn)正相關(guān)。這說明燜井時間并非越長越好，針對里151 區(qū)塊頁巖油開發(fā)，存在合理的燜井時間[13]，在實際生產(chǎn)中，建議燜井時間不超過125 d。

圖1 基于里151區(qū)所有井?dāng)?shù)據(jù)的燜井時間與產(chǎn)油遞減率的統(tǒng)計關(guān)系Fig.1 Relation between well shut-in time and decline rate for all wells in Block Li-151

里151 區(qū)不同井之間物性參數(shù)與施工方案差異較大，全區(qū)數(shù)據(jù)分析結(jié)果難以代表各井的實際生產(chǎn)狀況。因此，在獲得全區(qū)數(shù)據(jù)分析結(jié)果基礎(chǔ)上，還需要按照井分類的結(jié)果，對不同類型生產(chǎn)井產(chǎn)能進行分類別的二次分析。下面對A、B類井單獨進行產(chǎn)能控制因素分析。

2.2 里151區(qū)A類生產(chǎn)井產(chǎn)能控制因素分析

表4為基于主成分分析法計算得出的里151 區(qū)長7 段A 類井?dāng)?shù)據(jù)的相關(guān)性系數(shù)矩陣。從結(jié)果可以看出，A類井產(chǎn)油量及產(chǎn)量遞減率與部分因素顯示出較高關(guān)聯(lián)性。其中，動液面對于A 類井生產(chǎn)具有較大影響：動液面高度與日產(chǎn)油呈高度負相關(guān)，相關(guān)系數(shù)為-0.768；動液面高度與產(chǎn)量遞減率呈高度正相關(guān)，相關(guān)系數(shù)為0.504，體現(xiàn)了生產(chǎn)過程中動液面控制的重要性。此外，燜井時間控制對實際生產(chǎn)也有一定影響：燜井時間與產(chǎn)量遞減率呈負相關(guān)關(guān)系，相關(guān)系數(shù)為-0.297；燜井時間與日產(chǎn)油呈負相關(guān)關(guān)系，相關(guān)系數(shù)為-0.310，簡而言之，合理的燜井措施能夠減緩產(chǎn)油的快速下降，避免儲層能量的快速衰竭，但是生產(chǎn)初期會減少油井的累積產(chǎn)油量。

表4 里151區(qū)A類井?dāng)?shù)據(jù)分析的對稱相關(guān)性系數(shù)矩陣Table 4 Correlation coefficient matrix for Type A wells in Block Li-151

除動液面與燜井時間外，A 類井產(chǎn)量遞減率與入地液量呈現(xiàn)負相關(guān)性關(guān)系，其相關(guān)性系數(shù)也達到了-0.663，其統(tǒng)計關(guān)系如圖2a 所示。這主要是由于入地液量增多后，返排率應(yīng)降低，儲層能量得到了合理補充，同時滲吸驅(qū)油效率也得到了有效提升，有利于儲層的長期開采。此外，A類井日產(chǎn)油與頁巖基質(zhì)孔隙度的相關(guān)性系數(shù)也達到了-0.549，兩者之間呈現(xiàn)高度負相關(guān)關(guān)系，其統(tǒng)計關(guān)系如圖2b 所示。這主要是由于對于儲層孔滲條件好的井，現(xiàn)場壓裂施工強度與規(guī)模較低，產(chǎn)量提升與預(yù)期存在差異。因此，對于里151區(qū)A類井應(yīng)加大壓裂施工強度，以充分利用有利的儲層孔滲條件，提高單井的生產(chǎn)效率。

圖2 A類井?dāng)?shù)據(jù)統(tǒng)計關(guān)系Fig.2 Analysis of relation between factors for Type A wells

2.3 里151區(qū)B類生產(chǎn)井的產(chǎn)能控制因素分析

表5為基于主成分分析法計算得出的里151 區(qū)長7 段B 類井?dāng)?shù)據(jù)的相關(guān)性系數(shù)矩陣，可以看出，B類井產(chǎn)油量及產(chǎn)量遞減率與部分因素也表現(xiàn)出較高關(guān)聯(lián)性，但B類井控制因素分析結(jié)果與A類井分析結(jié)果存在顯著差異。其中，B類井產(chǎn)量遞減率與入地液量相關(guān)性很弱，二者的相關(guān)性系數(shù)僅為0.068（A類井則為-0.663），說明了平井段長度增加后產(chǎn)能影響因素的不確定性，相比之下，B 類井產(chǎn)量遞減率的控制因素為動液面和頁巖基質(zhì)孔隙度。圖3中給出了B類井產(chǎn)量遞減率與動液面的統(tǒng)計關(guān)系，可以看出明顯的線性相關(guān)性。在全區(qū)所有井生產(chǎn)過程中，動液面的控制應(yīng)當(dāng)是重點考慮因素。

圖3 B類井動液面與產(chǎn)油遞減率的數(shù)據(jù)統(tǒng)計關(guān)系Fig.3 Relation between motion liquid surface and decline rate for Type B wells

表5 里151區(qū)B類井?dāng)?shù)據(jù)分析的對稱相關(guān)性系數(shù)矩陣Table 5 Correlation coefficient matrix for type B wells in Block Li-151

3 產(chǎn)能控制因素等級劃分

為了量化表述頁巖油開采過程中影響產(chǎn)油量及遞減率的控制因素強弱，按照相關(guān)性系數(shù)矩陣元素絕對值的大小進行排序，定義相關(guān)性度量標(biāo)準(zhǔn)（表6）。根據(jù)相關(guān)性系數(shù)的大小，將相關(guān)性系數(shù)等級劃分為3類：極高相關(guān)（0.7～1.0）、高度相關(guān)（0.5～0.7）、中低度相關(guān)（0～0.5）。該劃分依據(jù)可以最大程度體現(xiàn)出少數(shù)控制因素的影響，為現(xiàn)場實際生產(chǎn)明確優(yōu)化目標(biāo)。其中高度相關(guān)（0.5～0.7）與極高相關(guān)（0.7～1.0）因素可統(tǒng)一劃分為控制因素，在實際生產(chǎn)中應(yīng)當(dāng)予以重點關(guān)注。

依照表6給出的等級劃分標(biāo)準(zhǔn)，對表3至表5中產(chǎn)油量及遞減率的控制因素進行了相關(guān)性等級劃分，結(jié)果如表7所示，表中數(shù)據(jù)分別對應(yīng)里151區(qū)長7段所有產(chǎn)油井分析結(jié)果、里151區(qū)長7段A類井分析結(jié)果、里151 區(qū)長7 段B 類井分析結(jié)果，可以看出不同井類型下產(chǎn)油量及遞減率控制因素影響強弱存在差異。其中值得注意的是，針對A類井，入地液量與產(chǎn)量遞減率呈現(xiàn)高度相關(guān)，而對于B類井，入地液量與產(chǎn)量遞減率呈現(xiàn)低度相關(guān)。因此，在實際生產(chǎn)中需要針對具體井的情況進行合理規(guī)劃。

表6 控制因素等級劃分Table 6 Classification of controlling factors

表7 里151區(qū)產(chǎn)能控制因素分析結(jié)果Table 7 Anlysis results of controlling factors in Li-151 block

4 結(jié)論

1）基于實際數(shù)據(jù)統(tǒng)計資料，對里151 區(qū)長7 段頁巖油生產(chǎn)井的產(chǎn)能控制因素進行了層次聚類分析。通過層次聚類分析方法，按照數(shù)據(jù)特征的親疏，將里151 區(qū)井大致分為A 類井和B 類井。分析結(jié)果顯示在目前工程工藝情況下，可以水平井段長1 400～1 500 m作為標(biāo)準(zhǔn)區(qū)分A類井與B類井。

2）基于主成分分析法的數(shù)據(jù)分析表明里151區(qū)A 類井和B 類井產(chǎn)能及產(chǎn)量遞減率的控制因素存在明顯差異。里151 區(qū)A 類井產(chǎn)量遞減率與壓裂施工的入地液量呈現(xiàn)較強相關(guān)性，而在里151區(qū)B類井中并未表現(xiàn)出此相關(guān)性。A 類井產(chǎn)量遞減率的控制因素為動液面、入地液量和簇數(shù)，產(chǎn)量的控制因素為動液面和孔隙度；B類井產(chǎn)量遞減率的控制因素為動液面和基質(zhì)孔隙度，產(chǎn)量的控制因素為壓裂段數(shù)。

3）數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析表明：燜井時間小于125 d時，產(chǎn)油遞減率與燜井時間呈負相關(guān)；燜井時間大于125 d 時，燜井時間對產(chǎn)能的積極性影響變差，甚至出現(xiàn)消極影響。在該區(qū)塊實際生產(chǎn)中，燜井時間建議不要超過125 d。

4）里151區(qū)長7段頁巖油優(yōu)化生產(chǎn)時，應(yīng)考慮A類井與B 類井生產(chǎn)控制因素的差異，充分利用不同井型條件下的產(chǎn)能因素相關(guān)性分析結(jié)果，以便采取相應(yīng)針對性的頁巖油穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)措施。所提出的層次聚類與主成分分析相結(jié)合的綜合數(shù)據(jù)分析方法，也可應(yīng)用于其他頁巖油區(qū)塊的產(chǎn)能控制因素分析研究中。