0 引言

鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组长7段页岩油经过多年攻关获得重大突破，在2019年发现了10亿吨级的庆城大油田，为中国石油在非常规油气领域注入了新鲜的血液和活力。长7段储层的探明资源量约为20×10⁸t^[1]，资源潜力巨大。然而，复杂的薄层中—细砂岩分布特征和多变的含油性特征，以及泥页岩夹层和微断层/裂缝均超出地震分辨率的识别范围，从而加大了长7段页岩油的开发难度。

陇东地区有效砂体在横向和垂向上分布复杂多变。垂向上，薄砂层（1~7m）常与泥页岩层互层分布。由于储层是深湖—半深湖背景下的重力流与浊流混合沉积，横向上有效砂体与泥岩呈指状交互分布。这为水平井钻遇率的提高带来较大的困难。

随着研究区地震资料品质的提升与成像测井的广泛应用，对于断裂和裂缝的认识越来越深入，但是断裂对钻井和完井，甚至生产方面的影响与认识存在很大的提升空间。地质工程一体化解决方案在针对非常规储层的科学布井和高效钻井方面具有一套有效且科学的方法体系^[2]。本文通过地质工程一体化思路对陇东地区页岩油开发存在的挑战加以阐述，重点描述裂缝刻画技术，以及利用多学科综合研究裂缝属性，并且把认识应用到后期的压裂设计，以及返排和生产制度优化方面。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地是一个整体沉降、坳陷迁移、构造简单的大型多旋回克拉通叠合盆地，横跨陕西、甘肃、宁夏、内蒙古及山西5省（自治区），划分为西缘冲断带、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带、伊盟隆起和渭北隆起6个构造单元，陇东地区是鄂尔多斯盆地页岩油的主要富集区（图 1）。

上三叠统延长组沉积期主要发育一套内陆坳陷湖盆碎屑岩沉积，自上而下可分为10段（长1段—长10段），其中长7段沉积期为最大湖泛期。根据岩性组合及沉积旋回，长7段自下而上可分为长7₃、长7₂和长7₁三个小层。其中长7₃小层沉积期为湖盆发育的鼎盛期，湖盆面积最大，主要沉积一套富有机质的泥页岩，夹薄层砂岩^[2-3]。长7₂—长7₁小层沉积期，盆地整体抬升，湖盆面积逐渐减小。研究区内发育多套重力流和浊流的细砂岩和泥页岩的交互沉积。为了对长7段烃源岩层系内的石油资源进行统筹规划、整体系统研究与攻关，结合盆地长7段地质特征与勘探开发实践，中国石油长庆油田公司采用广义页岩油定义。鄂尔多斯盆地中生界页岩油是指三叠系延长组长7段烃源岩发育层系内致密砂岩和泥页岩中未经过长距离运移而形成的石油聚集^[3]。本文研究重点层系为长7₁和长7₂小层，其岩石物理属性及地层划分见图 2。

2 地质综合研究

从岩心观察和单井沉积相分析开始，利用层序地层学旋回对比方法对小层进行划分和对比，通过砂地比、沉积环境、有机地球化学、地球物理等方法深入分析砂体和烃源岩平面和剖面的展布规律等综合地质研究，前人已经做了大量的工作^[1-9]。冯张斌等^[2]对地质研究和钻井方面的一体化工作已有研究。本文从天然裂缝入手，从天然裂缝的发育机理、观测手段，以及天然裂缝对钻完井和生产阶段的影响等方面展开论述，希望对今后研究区页岩油开发起到抛砖引玉的作用。

陇东地区的基底断裂系统对后期鄂尔多斯盆地发育和地层均有一定程度的影响，在研究区分布的基底断裂系统主要分为3个系列：东西向断裂（庆阳—富县—宜川断裂）、北东向断裂（庆阳—大同断裂带）和北西向断裂（定边—华池断裂）。前人研究结果显示，东西向断裂、北东向断裂均有现今活动的证据^[10]，尤其对三叠系有效烃源岩展布、砂体发育、天然裂缝发育和油气运移均有非常深远的影响^[11-12]。

印支期，强烈的造山运动使得南华北地区大规模隆升，秦岭造山带在此期间成型，该时期盆地沉积格局变化不大，沉积环境稳定，以湖泊—三角洲相为主^[13]，长7段页岩油层段沉积期为该时期最大湖泛期；燕山期，古太平洋板块开始向新生的亚洲大陆斜向俯冲，华北板块中东部地区总体处于左旋挤压构造环境，鄂尔多斯盆地东部显著向西掀斜，盆地西南缘发生强烈陆内变形和多期逆冲推覆，形成了盆地西部坳陷、东部掀斜抬升的古构造格局；喜马拉雅期，受来自西南方向青藏高原隆升的挤压作用影响，其构造的主要表现形式为平移、挤压、伸展、走滑^[13]。在整体隆升的大背景下，局部地区由于差异性隆升而形成张性构造。

通过对研究区邻近区域的地震资料进行蚂蚁体分析，可以看到该区大致上分为两组天然裂缝体系：一类为近南北向，包括北北东—北北西向的共轭裂缝；一类为近东西向，包括北东东向和北西西向裂缝（图 3）。根据上述区域构造背景和构造历史，推测近南北向裂缝体系可能为燕山期构造活动和基底断裂体系隐形活动共同作用的结果，近东西向裂缝体系可能为喜马拉雅期构造运动和基底断裂隐形活动共同作用的结果。不同裂缝体系的导流能力与裂缝本身的产状和现今地应力状态有关，本文将在下面结合地质力学和成像测井数据解释做进一步探讨。

钻井取心通常在直井中获取，通过研究区12口井岩心观察发现有高角度天然裂缝和低角度天然裂缝（图 4）。由于并非定向取心，很难判定裂缝的走向。高角度裂缝一般在粉—细砂岩中发育，通常受到泥岩的隔断（图 4b），部分裂缝有方解石充填（图 4c），裂缝开度大多数在1mm以内。

随着成像测井技术的发展和进步，现有成像测井数据已经能为非常规油气资源开发提供新的视角和信息，尤其对于天然裂缝的刻画（图 5）。成像测井数据通常能够提供关于天然裂缝的各种属性，包括裂缝密度、倾向、倾角、开度^[14-15]。然而，每种数据均有其自身的局限性。通常来讲，直井的成像资料主要观测低角度天然裂缝和部分高角度天然裂缝；而水平井的成像资料主要观测与井筒正交或斜交的高角度天然裂缝。

地震资料对于天然裂缝的刻画已经广泛应用于当今的非常规油气开发实践中。由于鄂尔多斯盆地黄土塬覆盖，直接影响地震资料在该区的应用。但是随着科研人员的不断攻关和创新，近几年最新采集和处理的资料品质已经极大提高，可以为长7段页岩油开发提供相应的支持。根据研究区的地震资料可以刻画出4组天然裂缝：（1）近东西向（±15°左右）；（2）北东东向；（3）北西西向；（4）近南北向（±15°左右）。4组天然裂缝中低角度裂缝居多，高角度裂缝也有发育。

对于天然裂缝的刻画，还可以从钻井过程中得到一定信息，并且在后期综合分析中多种数据相互验证。通过电阻率成像测井发现（图 6），在深度3660~3685m处发育高角度断层带，包括16个高导缝、5个断层。深度3665m和3680m图像上的黑色低电阻率异常处为主断面，对应在常规测井曲线上自然伽马值略高，深侧向电阻率、浅侧向电阻率为明显低值，三孔隙度曲线均有明显响应。该断层带附近斯通利波时差明显增大，在波形上见到典型的衰减和反射特征，表明断层带具备良好的渗透性能。H1井的钻进过程中，在3665m处发生了失返性漏失，这与上述的测井解释结论一致。

基于岩心观察、成像测井数据、地震数据、钻井数据和区域构造分析建立的地质模型，除了三维可视化储层品质，如孔隙度、渗透率和饱和度外，还可以把天然裂缝进行可视化（DFN）。这样一个综合性的地质模型不仅可以用来指导井位部署和钻井实践（图 7），而且可以在后续的压裂、返排、生产模拟和分析中作为基本输入，指导相关设计和实践。

图 7展示了基于综合地质研究和建模成果进行的井平台和井轨迹的设计结果，其中红色圆点为成像资料解释出来的微断层，从地质导向模型中可以推断出断层垂直断距在2~3m，这种规模的断层在地震资料上基本上没有显示。图中蓝色圆圈处发生失返性漏失。在钻完H1井后，进行了过钻头成像测井，根据成像资料解释获知有两处发育微断层，断层走向如图中蓝色虚线所示。基于测井解释的断层走向和开度能够很好地预测后续钻井H2井的钻井液漏失位置和大概情况，钻井工程师可以提前采取预防措施和准备堵漏材料，为“无意外”钻井提供有价值信息，从而提升钻井效率。

天然裂缝的开度是重要的刻画参数之一，对裂缝的导流能力有较强的控制作用。本文对研究区的成像测井资料进行分析后发现：裂缝开度与裂缝走向具有较强的对应关系，裂缝走向与现今最大水平主应力方向（83°~85°）夹角越小，裂缝开度越大（图 8）。利用这种对应关系回归得到的经验公式可以计算天然裂缝的开度，从而计算出三维综合地质模型中天然裂缝的导流能力，最终应用到后期的压裂设计、返排设计和指导生产的油藏数值模拟。

3 地质力学研究

为了更好地支持井轨迹设计和压裂设计，本文开展了研究区某平台的三维地质力学精细建模。模型集成了地质层位和构造，并采用井震结合的技术建立三维地质力学参数属性体，包括杨氏模量、泊松比、单轴抗压强度和内摩擦角等。集成三维孔隙压力场和边界条件，最后采用非线性有限元模拟器进行原场地应力模拟（图 9），图中箭头展示了最大水平主应力方向，井轨迹走向基本上垂直于最大水平主应力方向。地质力学建模的具体技术流程在相关文献中已有详细论述^[16]。

获得原场地应力后，需要进一步考虑天然裂缝在当前应力条件下的受力状态及稳定性。天然裂缝稳定性是井轨迹设计和压裂优化设计的重要参考因素。在不同的地应力条件下，天然裂缝处于不同的受力状态，而裂缝的稳定性可以依据摩尔—库仑强度准则来判断。首先，从三维地质力学模型中抽取裂缝面所在位置的应力张量（包括6个应力分量或3个主应力）；然后通过应力张量变换，计算裂缝面正应力σ_n与剪应力τ；最后，将正应力与剪应力代入摩尔—库仑准则公式，就可以评估天然裂缝的稳定性。

将摩尔—库仑准则进行简单的数学变换，可以计算天然裂缝的滑动因子（S），能够更便捷地表征天然裂缝发生滑动的风险。当滑动因子小于1，裂缝处于稳定状态；滑动因子等于1，裂缝达到极限应力状态；滑动因子大于1，裂缝发生滑动。滑动因子计算公式如下

$ S = \frac{\tau }{{c + {\sigma _{\rm{n}}} + \tan \phi }} $

(1)

式中  σ_n——裂缝面正应力，MPa；

τ——剪应力，MPa；

c——天然裂缝内聚力，MPa；

ϕ——天然裂缝内摩擦角，（°）。

其中，tanϕ也可以称为内摩擦系数μ，通过统计大量岩石的室内实验结果，内摩擦系数μ通常在0.6~1之间^[17-18]。内聚力c无法直接测量，但是可以通过单轴抗压强度和内摩擦角计算得到。对于弱胶结的天然裂缝，内聚力可以忽略不计。

由于裂缝面并非平整面，以及受内部自我支撑机制的作用，剪切滑动对天然裂缝的导流能力有显著影响^[18-19]。一般认为，发生滑动的裂缝其开度会增大，导致裂缝渗透率增大，在钻井过程中引起漏失，在压裂过程中造成压裂液滤失和增加砂堵风险。图 10展示了天然裂缝导流能力与稳定性的关系。在井筒与地层温度平衡的条件下，流体进出井筒会导致温度测井发生变化。在成像测井识别到断层或裂缝的深度，如果温度梯度发生局部突变，就表明断层或裂缝具有高导流能力，反之则表示低导流能力。图 10将天然裂缝分为高导流能力和低导流能力两类，图中每个点代表一条裂缝，红线和黑线分别为μ=0.6和μ=1.0摩尔—库仑破坏包络线，高于红线的裂缝发生了滑动。可以看出，高导流能力的天然裂缝大多数处于发生滑动的状态，而低导流能力的天然裂缝恰好相反。

对研究区内的天然裂缝开展应力状态计算和稳定性分析，考虑较保守的裂缝强度参数，c=0，ϕ=20°，结果如图 11所示。其中，左图为每条裂缝受力的摩尔—库仑图，高于库仑破坏包络线意味着裂缝发生滑动；右图为极坐标图，倾角在40°以上、走向接近东西向（NE45°—NE110°）的裂缝滑动风险高。由于区块内最大水平主应力近东西向，上述产状的裂缝受到的应力差最大，是最不利于裂缝稳定性的受力状态。

综上可知，当天然裂缝走向与最大水平主应力夹角小于45°时，不稳定性增强，导流能力也随之增大，作为不同学科相互验证的很好例证，成像测井资料解释结果也可以看到这部分裂缝开度较大（图 8），在压裂设计中，需要考察井周裂缝在原始地应力条件下的稳定性。如果处于极限应力状态的裂缝较多，裂缝具有高导流能力，压裂过程中压裂液容易滤失，增大近井筒砂堵的风险。此时需要考虑提高压裂液黏度，从而提高携砂能力。

4 多级压裂工程设计、施工与评价

水平井多级压裂的设计、施工与评价是地质工程一体化解决方案中的重要组成部分。在地质认识、水平井轨迹设计及水平井井筒钻遇等关键技术环节得到合理优化的前提下，通过水平井测井成果和地质综合认识形成完井与压裂工程、工艺方面的优化方案，并在实施过程中更新地质与油藏认识，对于提高区块认识、理清核心工程因素、增强整井乃至区块表现，均具有重大意义。

地质工程一体化解决方案在多级压裂设计、施工与评价上主要表现在完井策略优化、压裂工艺形式与参数优化、工程现象与认识3个方面。

4.1 完井策略优化

地质工程一体化在完井策略优化方面具有较明确的应用。Baihly等在2010年前后提出根据水平井测井条件对页岩油气水平段完井进行分级差异化处理，突出水平段非均质性与工程工艺方法上的差异性，能够使储层品质（RQ）与完井品质（CQ）相对一致的相邻储层得到更好的井筒覆盖率与改造体积^[20]。工程化井筒分级方法也被应用在本文研究当中。依据此前建立的三维地质力学模型，结合测井与钻井中所获取的井筒油藏品质和完井品质（应力梯度和裂缝属性等），秉承“相似归类，少段多簇”的原则将油藏品质与完井品质相对均一的井段放在同一级次，尽量减小簇间物性差异，促使水力裂缝均匀起裂与延伸。同时，设计射孔簇位置时，在满足一定簇间距的前提下还需要精细优化。除了参考完井品质以外，保证射孔簇较高的起裂效率，还需要考虑近井天然裂缝的影响，促使水力裂缝能够充分延伸，增大油藏接触面积，并最终提高水平层段覆盖率。

成像测井结果、岩心观察和地震资料等综合研究表明，H1井井周广泛发育近南北向和近东西向的两组天然裂缝，且近东西向的天然裂缝开度相对较大，渗透率较高，对后期压裂改造中的压裂液滤失可能造成较严重的影响。同时，结合天然裂缝稳定性分析结果，近东西向的天然裂缝更容易被激活，将直接影响水力裂缝的扩展。近南北向天然裂缝开度小，渗透率相对较低。为了进一步明确天然裂缝对水力裂缝扩展的影响程度，以某压裂段为例，采用非常规水力裂缝模拟器UFM ^[21]进行模拟，结果显示（图 12），整体上，受天然裂缝影响，水力裂缝呈现出非对称延伸的特征。近东西向天然裂缝更容易被激活，压裂液在缝内流动，铺设一定量支撑剂而导流能力较强。近南北向天然裂缝相对较难被激活，对水力裂缝扩展影响较小，推测与天然裂缝开度小，以及天然裂缝与水力裂缝夹角较大有关。

因此，分段分簇设计时，应尽量避免选择近东西向天然裂缝较发育的位置，防止近井水力裂缝扩展复杂，压裂液滤失过快导致携砂困难，从而增加砂堵风险。近南北向天然裂缝虽然影响相对较小，但为了保证施工效率，可适当考虑。根据地质工程一体化改造理念，结合油藏品质和完井品质评价结果，提出了适用于H1井的工程化完井设计（图 13）。

4.2 压裂工艺形式与参数优化

地质工程一体化研究对压裂工艺的参数选择具有较大的影响。近年来随着国内非常规与致密油藏开发节奏的加快，体积压裂成为针对水平井改造的重要工程方法。然而体积压裂并非简单要求液量、排量的无限增加。合理细分切割水平段，并提升储层的有效接触面积，从而与实际油藏形成足够的空间接触，才是体积压裂真实的核心思想。从项目前期地质与油藏的认识，尤其是岩石力学与层理条件等多方面的认识看，研究区储层岩性层理性较强，纵向应力非均质性强，但缺乏明确的应力遮挡隔层。基于此特点，在本文研究的试验井中实验了“少液多砂，控缝高增缝长”的体积压裂策略，并且采用纤维加砂的工艺形式增加有效裂缝在垂向上的连通能力，从而尽可能将主力砂体纵向周边分布的薄油层或差油层均有效连接支撑裂缝与生产系统（表 1）。此外，前期一体化研究中发现井筒周边部分位置存在断层与裂缝高度发育的情况（图 13）。因此，压裂参数设计中，针对该部分层位采用“控制射孔簇数，精准射孔位置，减少入地液量，降低压裂规模”的策略，同时对压裂工艺参数进行修正，减少断裂带、断层可能存在的液体滤失、不规则裂缝、套管变形等方面的风险。

4.3 工程现象与认识

地质研究工作中的认识与警示在压裂工程现象中也得到了充分响应。得益于地质油藏的整体认识，井筒甜点选择与工程设计的优化方案趋于合理，在作业过程中未遇到起裂、加砂、砂堵等与储层相关的问题。完井压裂的实际施工参数与理论设计基本保持一致。典型的施工作业曲线见图 14。

工程现场作业过程中，停泵压力等部分工程参数与地质油藏认识高度一致。以H1井为例，因为该井采用了整井纤维加砂工艺，作业风险极低，大部分级段作业中净压力变化不大，所以整井不同层段的停泵压力与起始应力模型基本一致，仅在部分级次断层带位置（第6段、第12段）出现作业停泵压力与相邻井段偏差较大的情况（与断层、东西向裂缝的存在关联极大，图 15）。此外，地质与测井认识上可压裂性较好的层段实际停泵压力普遍较低（第15段、第21段），而岩性条件相对复杂、砂体较薄的部分层段作业与停泵压力相应提高（第2段—第5段、第8段—第11段等）。该工程现象也印证了在鄂尔多斯盆地长7段储层中，岩性和裂缝系统与应力条件之间较强的相互影响关系，是作为完井压裂设计的重要依据。

5 返排与生产制度优化

压裂施工结束后，油井投产之前，还须经历返排阶段，压裂返排的时机和返排制度对压裂后产能至关重要。对于常规砂岩储层来说，为防止水锁导致的储层渗透性伤害，压裂结束后应尽快实施返排作业。然而，对于致密砂岩或页岩储层，越来越多的现场实践表明，关井一段时间后再实施返排，对初始产量具有正向影响。关井期间，受毛细管压力控制，水锁发生的位置将由水力裂缝面和天然裂缝面向油藏内部推进，并且改善沿裂缝面的含水饱和度分布和油气的相对渗透率，对提高压后初始产能具有正向影响^[22-23]。水力裂缝和天然缝网渗透率越高，压裂液被油藏基质吸入的速度越快，所需的焖井时间越短。研究区近东西向天然裂缝开度大，且容易开启，有助于提升改造缝网的渗透性、加快水锁位置向地层内部推进的速度，从而缩短焖井时间。然而，关于压裂液渗吸进入储层基质的微观机理非常复杂，确定焖井时间的有效方法还需进一步研究。

油气井进入返排阶段后，通常希望返排速度越快越好。然而，返排速度太快，作用在缝内支撑剂的拖拽力增加，容易造成支撑裂缝失稳出砂形成未支撑区域，该区域闭合将导致支撑裂缝与井筒的连通性变差，直接影响油井长期产能；返排速度太慢，直接影响油井的投产时间，短期内经济效益差。因此，合理的返排制度至关重要。北美的非常规作业者在过去10年中也逐步意识到，一个保守性的返排和生产制度对一口井的科学开采至关重要^[24-26]。

目前，大多数的返排制度设计，主要以现场经验为主，并根据现场地面返排数据不断调整。由于对地下的实际情况尤其是缝内支撑剂的稳定性缺乏认识，当地层条件或钻完井参数显著变化时，经验性方法难以有效指导，带来较大的出砂风险。Potapenko等基于“安全返排作业窗口”的理念，提出了地质工程一体化的返排策略设计思路，将油藏流体参数、岩石力学参数、管柱结构、压裂设计参数、支撑裂缝铺置情况等结合起来，以地层不出砂为目标，根据安全返排作业窗口示意图中的最高井底流压、最低井底流压、最低返排速度、最高返排速度等参数，定量指导现场返排作业^[24]。

返排速度、生产速度与作用于支撑剂的拖拽力F_drag密切相关。拖拽力大小直接控制支撑剂稳定与否，与缝内流体最高流速v_p（m/d）正相关，直接受井口总返排速度Q（m³/d）、裂缝条数n、裂缝宽度w_p（m）、支撑裂缝稳定区半径R_b（m）、流量分配系数γ（缝内返排速度与平均返排速度的比值）等参数影响。

缝内流体最高流速数学表达式如下

$ {v_{\rm{p}}} = \frac{{\gamma Q}}{{2\pi n{R_{\rm{b}}}{w_{\rm{p}}}}} $

(2)

井底流压F_ch影响作用于支撑剂的摩擦力。当F_drag < F_ch时，支撑裂缝处于稳定状态，对应图 16中支撑剂稳定区。当F_drag > F_ch时，支撑剂开始返出，形成未支撑区，对应图 16中黄色和红色区域。持续返出到一定程度，未支撑区域开始闭合，对应图 16中支撑剂失稳闭合区。此外，油气井返排前，井筒中可能残留固体碎屑、支撑剂等，井筒内流体需要达到最低返排速度，将其携带至地面，否则将沉降堵塞井筒，对应支撑剂沉降高风险区域。

基于“安全返排作业窗口”理念，尽可能将返排速度和井底流压控制在支撑剂稳定区。以H1井、H2井为例，根据地应力学参数、井身结构、射孔簇数、支撑剂类型、流量分配系数等，分析不同返排速度下缝内支撑剂的受力条件，最终得到支撑剂返排安全作业窗口。

为保证支撑裂缝的稳定性，最低有效应力推荐3.5~7MPa^[24]，本文采用7MPa，则最高井底流压对应21MPa。同时，为保证生产过程中油藏不出现油气两相，最低井底流压至少为8MPa，本文采用9.8MPa（泡点压力）。此外，为避免井筒内固体碎屑等沉降和支撑裂缝失稳，推荐等效返排速度介于28~64m³/d（井口），指导返排作业（图 17）。

相比同平台其他5口井，按照本文所述方法返排和生产的两口井累计产油量分别提升10%和26%，用实际数据证明了该方法的有效性。从现场实际操作出发，返排安全作业窗口的最高返排速度与裂缝条数、裂缝宽度、支撑裂缝稳定区半径呈正比，也就是说，安全作业窗口的大小受控于压裂施工的实施效果和天然裂缝的导流能力。可以通过射孔簇增加裂缝条数，或者通过增大支撑剂的尺度增加裂缝宽度，或者利用覆膜砂或纤维增加支撑裂缝稳定区半径，使总返排速度增大，扩大返排安全作业窗口。现场作业过程中难免在安全作业窗口以外进行，在这种情况下，建议降低返排速度或生产速度，选择适当时机焖井，等到合适的工况下再开井返排或生产。

北美的非常规油气现场返排和生产作业者已经意识到，通过逐步增大油嘴直径实现压裂液的返排和后期生产对一口井的最终累计产量有非常积极的作用。并且建议采集高频生产、返排数据，对返排和生产制度的调整以小时为单位进行^[24-26]。研究区各井建议从4mm油嘴放喷开始，实时监测返排速度和井口压力，并将井口压力转至井底流压，对照针对每口井推荐的返排安全作业窗口的临界值进行。如果实际值在安全作业窗口内，每间隔8h或者更长时间油嘴调大0.5mm，调整压裂液返排速度，以安全作业窗口对应的最高返排速率为最大值返排即可。后期生产制度也应在返排制度的基础上根据生产目标进行合理调整。

6 结论和展望

本文提出的地质工程一体化关键技术相互关联、互相依托，能为科学合理开发鄂尔多斯盆地长7段页岩油提供定制化方案。这套定制化方案从扎实的综合地质油藏研究出发，通过地质建模、天然裂缝建模、地质力学研究、建模及油藏工程分析和数值模拟，可以针对具体平台提出井位设计方案、测井项目设计方案、压裂优化设计方案、返排和生产方案，为科学、可持续性、经济开发该区非常规资源提供全生命周期地质工程一体化工作流程。

本文针对鄂尔多斯长7段页岩油具体情况，在地质工程一体化思路指导下首次对返排制度进行量化科学优化，对关键性的工作节点提出相应的技术和实施方案。在非常规油气资源进行科学合理开发过程中，在一体化研究和实施的关键技术可以概况为：（1）扎实的基础地质研究和主控因素的认识深化技术；（2）基于平台的计算机模拟和可视化技术，使不同专业和不同领域的人员可以在同一平台和同一认知程度进行协同工作；（3）合理的压裂方案设计和实施技术与工具应用；（4）压裂后分析和合理返排、生产制度定制技术，做到一井一策，并且随着返排和生产动态情况调整相应制度。

随着国内对非常规油气资源的精细科学管理的要求越来越高，在返排和生产方面，最好能提升现有的以天为单位的计量频率。高频率的计量数据（如以小时为计量单位，甚至更高精度），可以更高精度地理解井下复杂情况，为更精准的优化方案提供保障。同时，高精度计量可以为其他分析手段，如产量不稳定分析（RTA）和更早预估、提升最终可采储量（EUR）提供高质量数据基础。