致密油在北美地区得到了商业性开发, 也为鄂尔多斯盆地致密油开发提供了可靠的借鉴^[1-5]。鄂尔多斯盆地自2011年以来, 为了寻求提高致密油单井产量、实现致密油有效动用的新途径, 在陇东地区西233及庄183井区有序地开展了致密油水平井体积压裂试验攻关^[6-9]。试验区20口水平井多数已开发2年以上, 开发效果较好。本文以上述试验区为例, 对致密油水平井的开发特征进行了评价, 分析了影响水平井递减规律的主控因素, 并对合理开发方式进行了探讨。

1 试验区的地质概况

西233、庄183试验区均位于鄂尔多斯盆地陇东地区, 处于典型的致密油发育区。鄂尔多斯盆地中生界三叠系延长组致密油资源潜力大, 是盆地勘探开发的重要领域^[10-11]。致密油具有分布范围广、烃源岩条件优越、多成因砂体复合叠加规模大、储集层致密物性差、孔喉结构复杂、裂缝发育、含油饱和度高、原油物性较好、地层压力系数低等特征^[12-14]。

从西233到庄183试验区的技术攻关历程来看，其攻关的对象也经历了“储层物性由好变差、砂体结构趋向复杂”的过程，试验条件变差，攻关难度逐渐增大。储层物性上的差别, 也反映出致密油储层品质及富集程度的差别; 砂体结构上的差别反映出致密油储层由厚层向薄层、由叠置向互层、由整装向分散的不同类型。

2 试验区水平井的开发特征 2.1 单井产量及累计产量

长7致密油水平井攻关试验在提高单井产量方面取得突破, YP1，YP2井的试油、初产及前11个月投产产量均明显高于相邻直井的产量, 形成了致密油“水平井+体积压裂”提高单井产量的新途径。

开发生产的特征显示, 西233试验区水平井生产稳定, YP6~YP9保持持续自喷生产, 其中YP7井单井累产达到20 504 t, 区块累计产油量已达112 348 t; 庄183试验区生产效果显著, 10口水平井平均初期产量14.07 t/d，目前平均产量10.73 t/d, 区块累计产油量已达90 839 t。目前两个试验区累计产油超过20万t, 11口井单井累计产量超过1万t。

2.2 水平井产量的递减规律

对西233和庄183试验区进行井组划分, 对水平井产量递减规律分别进行递减规律拟合, 总结得到3种递减模式:调和递减、指数递减和未递减(稳产)。YP1产能递减模式为指数递减, YP2，YP3，YP4，YP5，YP10产能递减模式为调和递减, YP6~YP9井组及庄183试验区10口水平井为未递减(稳产)模式。

在此研究的基础上, 又对西233示范区的10口水平井及4个井组单元, 以累产液量等于有效入地液量为分割点, 分两段进行了分段递减分析。拟合结果显示, YP1前期是调和递减, 后期是指数递减; YP2，YP3~YP5井组单元前后期均为调和递减, 前期递减大于后期递减(见图 1); YP6~YP9井组及庄183试验区水平井前后期都是稳产; YP10前期是调和递减, 后期处于稳产的状态。由此可将致密油水平井开发生产特征分为3类:长期稳产型(高产稳产保持一年半以上, 目前继续稳产); 初期相对稳产型(投产后初期相对稳产, 之后产量递减较大); 缓慢递减型(无稳产期, 投产后产量递减较大, 后期递减较小)。

试验区水平井拟合对比表明, 调和递减相关系数由整体拟合的0.751 4提高到分段拟合的0.981 7, 分段拟合的相关性明显好于整体拟合的相关性(见表 1)。在对水平井产能进行预测时，建议使用分段递减拟合结果, 此认识对后期水平井产能的准确预测具重要的理论指导意义。

3 水平井稳产的关键因素 3.1 改造工艺

增大改造体积、提高裂缝接触面积是致密油提高单井产量、确保长期稳产的关键, 改造体积越大, 初始产能就越高。

增加入地液量可大幅度提高裂缝的改造体积，本试验通过“水平井+体积压裂”大幅提高了裂缝与储层的总接触面积。YP6~YP9井组及庄183试验区10口水平井入地液量显著高于YP1~YP5井组, 从试验区井下微地震的监测结果来看, 入地液量与裂缝带长度成正相关关系, 随着入地液量和改造体积的增大, 水平井累积产量明显提高(见图 2，3)。

增大排量有利于复杂裂缝的形成。理论计算及压力拟合数值模拟表明, 排量增加可提高缝内净压力, 易使天然裂缝开启沟通。YP6~YP9井组及庄183试验区10口水平井施工排量明显高于YP1~YP5井组。井下微地震监测表明，提高压裂施工排量, 压裂缝带宽和改造体积不断提高。

水力桥塞分段多簇压裂更利于形成复杂裂缝。水力泵送桥塞分段多簇压裂工艺具有压裂排量高、射孔簇数多的优势^[15], 形成的裂缝长而宽, 改造范围更大。YP6，YP9井及HP9，YP10均采用水力泵送桥塞分段多簇压裂工艺, 现场监测结果显示, 通过增加簇数、提高排量, 水力桥塞分段多簇压裂裂缝带宽同比增加50~60 m。

3.2 驱动能量

准自然能量开发模式的驱动能量由压裂液弹性驱、岩石流体弹性驱和溶解气驱构成^[16-20], 不同能量的释放时机影响了产能的变化规律。分析西233及庄183井区20口水平井的生产规律, 按照不同的驱替方式将生产阶段分为3段:①压裂液弹性驱阶段，其为自投产起至A点, 该段累计产液量小于存地液量, 至A点时二者相等, 该段主要为压裂液提供驱替能量(见图 4); ②岩石和流体弹性驱阶段，其为自A点至B点, 该段累计产液量已超出存地液量, 至B点时井底压力接近饱和压力, 原油开始脱气(见图 4); ③溶解气驱阶段为自B点之后，生产井井底压力低于饱和压力, 原油在地层中产生脱气, 该段主要为溶解气提供驱替能量(见图 4)。

井底流压可通过公式p_wf=p_t+(ρ_oS_o+ρ_wS_w)g(h_o-h_d)(其中p_wf，p_t，ρ_o，ρ_w，S_o，S_w，g，h_o，h_d分别代表井底流压、套压、油密度、水密度、含油饱和度、含水饱和度、重力加速度、油层中深及动液面)进行计算, 通过计算得到的井底流压，将其与区块的饱和压力进行比较, 从而判断驱动能量的类型, 为制定合理生产制度提供依据。

分井组生产特征对比表明, 采用合理的工作制度可抑制和推迟溶解气驱的出现，确保驱替能量的有序释放, 对于致密油准自然能量水平井的长期稳产意义重大。YP1~YP5井及YP10井由于前期单井产量未能有效控制在合理范围, 导致在压裂液弹性驱阶段结束前就开始了溶解气驱。溶解气驱开始后, 随着溶解气从原油中析出, 使原油黏度增加, 压缩系数减小, 对流体弹性能的发挥起到了限制作用, 产量迅速下降(第一年平均产量递减率36.8%); 与此对比, YP6~YP9井组4口井的产量控制合理, 驱动能量保持稳定, 还未到溶解气驱阶段, 是其目前均保持自喷生产、长期稳产(第一年平均产量递减率8.8%)的重要原因。

3.3 流体性质

地层流体性质也是试验区水平井高产稳产的重要因素。原油高压物性测试表明，西233试验区YP6~YP9井组的溶解气油比、地层原油黏度及压缩系数等原油物性参数明显好于YP1~YP5井组(见表 2), 较好的流体性质条件也是其高产稳产的有利辅助因素。

3.4 合理生产参数优化

对于溶解气油比较高的长7致密油藏来说，进入溶解气驱阶段后, 溶解气逸出后黏度增大, 流动阻力增加, 油井产量连续下降。从理论上讲, 溶解气驱出现的时间越晚对油藏的开采越有利^[21]。

生产实践表明，合理的生产制度能延缓溶解气驱过早的出现, 可使水平井保持稳产，提高累计产量。对比显示, 初期产量越大，井底压力下降越快，溶解气驱出现就越早, 产量递减就越大。如YP10井，初期产量过高(日产量18.08 t), 动液面下降较快, 溶解气驱出现早, 产量递减较大(一年后产量递减率48.7%)(见图 5)；与此相对比, YP6~YP9井组及庄183试验区生产制度合理, YP6~YP9井组平均初期产量14.54t/d, 庄183试验区平均初期产量14.07 t/d, 延缓了溶解气驱出现的时间。YP6~YP9井组目前仍保持自喷生产, 庄183试验区水平井产量保持稳定, YP6~YP9井组一年后产量递减率仅8.8%。YP6~YP9井组及庄183试验区与YP10井相比，第一年平均累计产量分别增加256，619.1 t, 展现了显著的开发效益。

基于西233、庄183试验区所获取的分井组压裂改造工艺、水平井产量变化规律、开发生产阶段、驱动能量供给等认识, 为在开发过程中确定水平井合理流压和初期产量提供了依据^[22-23]。在以上分析的基础上, 确定水平井合理的工作参数为:一是初期稳产阶段保持合理的生产流压略大于饱和压力，初期产量的下限值为地层的供液能力, 原则上水平井产量的上限可以根据生产需要灵活调整, 但不能出现生产气油比和产气量突然上升的情况, 稳产阶段地层供地液的总量与压裂未返排液量紧密相关^[24-25]; 二是递减较快阶段，生产流压略低于饱和压力, 稳定递减阶段，生产流压保持不低于饱和压力的80%。这两个阶段的水平井产量应与地层的供液能力的变化相匹配。

4 结论

1) 鄂尔多斯盆地致密油水平井体积压裂试验区水平井产量递减模式分为调和递减、指数递减和未递减3种类型; 生产特征分为长期稳产型、初期相对稳产型、缓慢递减型3类。

2) 工艺改造、驱动能量及流体性质是影响水平井产量变化的3个关键因素。改造规模越大，首年累积产量越高；驱动能量的有序释放是水平井稳产的关键；流体性质越好, 水平井稳产特征越明显。

3) 保持合理的水平井初期产量, 避免溶解气驱过早出现, 可使水平井保持稳产，提高累计产量。初期稳产阶段保持合理的生产流压略大于饱和压力, 递减较快阶段生产流压略低于饱和压力, 稳定递减阶段生产流压保持不低于饱和压力的80%。