賈品 牛烺昱 柯賢哲 曹仁義 白瑪羅宗 程林松

摘要：通過(guò)頁(yè)巖頁(yè)理縫的表征參數(shù)和雙重介質(zhì)模型的表征參數(shù)建立聯(lián)系，將雙重介質(zhì)模型中的形狀因子、等效孔隙度和等效滲透率通過(guò)頁(yè)理縫密度和頁(yè)理縫開(kāi)度兩個(gè)參數(shù)表征。并通過(guò)雙重介質(zhì)模型表征其頁(yè)理縫高度發(fā)育的特點(diǎn)，建立多段壓裂水平井雙重介質(zhì)模型。利用局部網(wǎng)格加密表征離散裂縫，改造區(qū)高壓高含水飽和度模擬壓后儲(chǔ)層狀態(tài)，進(jìn)而模擬高密度頁(yè)理頁(yè)巖油藏壓后返排階段的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，并總結(jié)該階段動(dòng)態(tài)特征。將建立的數(shù)值模型應(yīng)用于大慶古龍頁(yè)巖油藏A1井，進(jìn)行模型驗(yàn)證，并分析頁(yè)理縫參數(shù)、壓裂裂縫參數(shù)和壓裂液賦存模式對(duì)返排動(dòng)態(tài)的影響。結(jié)果表明：頁(yè)理縫密度的增加能夠明顯提高日產(chǎn)油量，但對(duì)日產(chǎn)水量的影響不大；頁(yè)理縫開(kāi)度增加日產(chǎn)油量均下降明顯，初期日產(chǎn)水量有所上升；人工裂縫滲透率在一定程度內(nèi)能夠提高日產(chǎn)油量，增加人工裂縫半長(zhǎng)，日產(chǎn)油量和日產(chǎn)水量均有明顯上升；壓裂液在改造區(qū)內(nèi)的賦存模式對(duì)初期日產(chǎn)油量有較大影響，但是對(duì)穩(wěn)產(chǎn)后的日產(chǎn)油量和日產(chǎn)水量影響較小。

關(guān)鍵詞：頁(yè)巖油藏; 高密度頁(yè)理; 返排與生產(chǎn); 數(shù)值模擬; 動(dòng)態(tài)特征

中圖分類(lèi)號(hào)：TE 34?? 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

引用格式：賈品，牛烺昱，柯賢哲，等. 高密度頁(yè)理頁(yè)巖油藏排采數(shù)值模擬及動(dòng)態(tài)特征［J］.中國(guó)石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2023，47（4）：137-144.

JIA Pin， NIU Langyu， KE Xianzhe， et al. Numerical simulation and dynamic characteristics of drainage and production in high density bedding shale oil reservoirs［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2023，47（4）：137-144.

Numerical simulation and dynamic characteristics of drainage and

production in high density bedding shale oil reservoirs

JIA Pin1，2， NIU Langyu1，2， KE Xianzhe1，2， CAO Renyi1，2， BAI Maluozong3， CHENG Linsong1，2

（1.State Key Laboratory of Oil and Gas Resources and Exploration （China University of Petroleum （Beijing））， Beijing 102249， China;

2.College of Petroleum Engineering， China University of Petroleum （Beijing）， Beijing 102249， China;

3.SINOPEC Tibet Petroleum Branch， Lhasa 850000， China）

Abstract： In this paper， a dual medium model was adopted to describe the shale oil reservoirs with high density bedding fractures， in which the shape factor， equivalent porosity and permeability were characterized by two parameters， namely the density and the aperture of the bedding fractures. Subsequently， a multi-stage fracturing horizontal well dual medium model was established. In the model， local grid infill （LGR） was used to characterize the discrete fractures， and the state of post fracturing reservoir was simulated by high-pressure and high water saturation in the fractured area. The model was used simulate the production performance in the post fracturing flowback stage of the high-density shale reservoir， and it was verified using the field production data of well A1 in Daqing Gulong shale reservoir， in which the effects of bedding fracture parameters， hydraulic fracture parameters， and the occurrence state of the fracturing fluid on flowback performance were analyzed. The results show that the increase of the shale fracture density can significantly increase oil production， but it has little impact on water production. The daily oil production decreases significantly with the increase of the opening of the bedding seams， while the daily water production increases only at the initial stage. The permeability of the artificial fractures can greatly increase the daily oil production to a certain extent， and with the increase of the half length of artificial fractures， the daily oil production and water production also increase significantly. The occurrence state of the fracturing fluid in the fractured area has a great impact on the initial oil production， but has little impact on oil and water production after the production rate is stabilized.

Keywords： shale reservoir; high density bedding; flowback and production; numerical simulation; dynamic characteristics

近年來(lái)，頁(yè)巖油日益成為勘探開(kāi)發(fā)的熱點(diǎn)［1-2］，水平井多段壓裂是實(shí)現(xiàn)頁(yè)巖油藏經(jīng)濟(jì)產(chǎn)能的必要手段［3-6］，不合理的排采制度會(huì)導(dǎo)致油井產(chǎn)能大幅降低。因此需要研究頁(yè)巖油排采動(dòng)態(tài)特征及其主控因素，為優(yōu)化排采制度提供理論依據(jù)。國(guó)內(nèi)外諸多學(xué)者，通過(guò)產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型對(duì)儲(chǔ)層及壓裂參數(shù)對(duì)排采動(dòng)態(tài)的影響進(jìn)行了研究。Rubin采用雙孔雙滲模型（DPP）模擬頁(yè)巖儲(chǔ)層中單相氣的瞬態(tài)流動(dòng)，然而該方法不能模擬排采過(guò)程中的多相滲流［7］;Zhao等［8］通過(guò)有限元軟件模擬非常規(guī)油藏壓后排采的過(guò)程；姜志高等［9］

根據(jù)含氣指數(shù)建立了頁(yè)巖油單井產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型但模型中沒(méi)有考慮頁(yè)理縫；趙國(guó)忠等［10］通過(guò)數(shù)值模型模擬了古龍高密度頁(yè)理頁(yè)巖的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，且與現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)擬合程度較高，模型中未考慮高度發(fā)育的未開(kāi)啟的頁(yè)理縫；張相春等［12-13］的研究結(jié)果表明不同的悶井時(shí)間造成不同的油水分布對(duì)頁(yè)巖油壓后排采動(dòng)態(tài)特征具有一定程度的影響。頁(yè)巖多尺度孔縫結(jié)構(gòu)特征復(fù)雜［14-15］，可供參考的高密度頁(yè)理頁(yè)巖油藏?cái)?shù)值模擬案例較少，國(guó)內(nèi)針對(duì)高密度頁(yè)理頁(yè)巖排采動(dòng)態(tài)特征的研究尚處于探索階段。筆者首先將高密度頁(yè)理參數(shù)等效為Kazemi雙重介質(zhì)參數(shù)，并建立頁(yè)巖儲(chǔ)層多段壓裂水平井?dāng)?shù)值模型，通過(guò)離散網(wǎng)格模擬壓裂主縫，通過(guò)Kazemi雙重介質(zhì)模型模擬頁(yè)理縫，厘清頁(yè)巖油排采動(dòng)態(tài)的主控因素。

1 頁(yè)巖儲(chǔ)層特征及高密度頁(yè)理表征

頁(yè)巖既可以作為源巖也可以作為儲(chǔ)層和蓋層。頁(yè)巖儲(chǔ)層平均孔隙直徑非常小，多數(shù)孔隙為納米級(jí)，其孔滲極低。高密度頁(yè)理頁(yè)巖高度發(fā)育水平方向展布的頁(yè)理縫，在一定程度上可以提高水平方向的滲透率。以古龍頁(yè)巖油藏為例，利用掃描電鏡垂向上觀察儲(chǔ)層，可以發(fā)現(xiàn)高密度頁(yè)理頁(yè)巖儲(chǔ)層水平方向上頁(yè)理縫高度發(fā)育，其能夠有效改善水平方向滲透率，對(duì)垂向滲透率影響極小。純頁(yè)巖型儲(chǔ)層頁(yè)理縫極度發(fā)育，以大慶古龍頁(yè)巖油為例，其頁(yè)理縫密度為1 000～3 000條/m［10-11］。王鳳蘭等［16］應(yīng)用掃描電鏡及CT掃描技術(shù)對(duì)古龍頁(yè)巖儲(chǔ)層的孔隙類(lèi)型及微觀特征進(jìn)行了研究，初步認(rèn)為頁(yè)理縫與黏土礦物有關(guān)縫隙是主要儲(chǔ)集空間，頁(yè)理縫的開(kāi)度為100～800 nm，且頁(yè)理縫發(fā)育部位原油滲出量大。

目前普遍運(yùn)用的裂縫性儲(chǔ)層數(shù)值模擬模型主要有離散型裂縫模型和連續(xù)介質(zhì)模型，其中連續(xù)介質(zhì)模型包括多重介質(zhì)模型、雙孔雙滲模型、雙孔單滲模型和等效介質(zhì)模型［17-19］。高密度頁(yè)理頁(yè)巖儲(chǔ)層在垂向上呈現(xiàn)出基質(zhì)裂縫交錯(cuò)發(fā)育的特性，如圖1（a）所示。雙重介質(zhì)模型中Kazemi模型為基質(zhì)系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)交錯(cuò)層狀模型，基于Kazemi模型表征高密度頁(yè)理特征及滲流關(guān)鍵參數(shù)，如圖1（b）所示。取1/2個(gè)基質(zhì)系統(tǒng)和1/2個(gè)裂縫系統(tǒng)作為單個(gè)基質(zhì)裂縫單元用于后續(xù)研究。

頁(yè)理縫的發(fā)育能極大程度提高頁(yè)巖儲(chǔ)層的水平方向滲流能力，頁(yè)理縫發(fā)育程度主要通過(guò)頁(yè)理縫密度ρf和頁(yè)理縫縫寬hf描述。在雙重介質(zhì)模型中，裂縫系統(tǒng)的發(fā)育程度常用形狀因子σf、等效孔隙度

f和等效滲透率f表示，因此需要將頁(yè)理縫的發(fā)育程度和雙重介質(zhì)模型中的裂縫系統(tǒng)發(fā)育程度建立聯(lián)系。如圖1（b）所示，頁(yè)理縫的密度可以表示為

ρf=1hm+hf .（1）

式中，hm和hf分別為單層基質(zhì)系統(tǒng)厚度和單層裂縫系統(tǒng)厚度，m;ρf為頁(yè)理縫密度，條/m。由于在單個(gè)基質(zhì)裂縫單元中頁(yè)理縫寬度遠(yuǎn)小于基質(zhì)系統(tǒng)厚度，

hf+hm近似為hm，因此頁(yè)理縫的密度可表示為

ρf=1hm .（2）

頁(yè)理縫的滲透率kf可通過(guò)頁(yè)理縫寬度表示［20］為

kf=h2f12 .（3）

根據(jù)式（2）、（3）可將雙重介質(zhì)模型的特征參數(shù)用描述頁(yè)巖儲(chǔ)層頁(yè)理縫發(fā)育程度的參數(shù)表征為

αf=12ρ2f，（4）

f=φf(shuō)hfρf，（5）

f=ρfh3f12×1015，

（6）

ωf=ctffctf+mctm .（7）

式中，αf為Kazemi雙重介質(zhì)模型形狀因子；f為雙重介質(zhì)裂縫系統(tǒng)等效孔隙度；f為雙重介質(zhì)裂縫系統(tǒng)的等效滲透率，μm2；φf(shuō)為頁(yè)理縫的孔隙度，由于頁(yè)理縫為無(wú)支撐裂縫，因此光滑的頁(yè)理縫孔隙度φf(shuō)可以近似為1，表面粗糙的頁(yè)理縫中φf(shuō)不可近似為1；ωf為頁(yè)理縫的彈性儲(chǔ)容比。

雙重介質(zhì)模型參數(shù)變化趨勢(shì)如圖2所示。

由圖2可以看出：雙重介質(zhì)形狀因子αf隨頁(yè)理縫密度的增加迅速增大，且其數(shù)量級(jí)一般較大；

等效孔隙度f(wàn)隨著頁(yè)理縫密度及頁(yè)理縫開(kāi)度的增大而增大；相同頁(yè)理縫開(kāi)度時(shí)等效滲透率f和頁(yè)理縫密度呈正相關(guān)關(guān)系，且增大頁(yè)理縫開(kāi)度能夠顯著提高頁(yè)理縫的等效滲透率；在壓縮系數(shù)相同的情況下，彈性儲(chǔ)容比ωf的變化趨勢(shì)和等效孔隙度的變化趨勢(shì)相同，增大頁(yè)理縫密度和頁(yè)理縫開(kāi)度，頁(yè)理縫的彈性儲(chǔ)容比增加，且當(dāng)頁(yè)理縫開(kāi)度和密度足夠大時(shí)，頁(yè)理縫的彈性儲(chǔ)容比接近于1，其代表高密度頁(yè)理頁(yè)巖排采過(guò)程中排采出的絕大部分流體是頁(yè)理縫內(nèi)流體。

2 排采數(shù)值模型建立及壓后滲流機(jī)制

2.1 排采數(shù)值模型建立

根據(jù)純頁(yè)巖型儲(chǔ)層的特點(diǎn)，利用tNavigator數(shù)值模擬軟件建立水平井多段壓裂后油水排采數(shù)值模型，由于在排采早期油藏整體壓力高于泡點(diǎn)壓力，排采出的氣體幾乎均為井筒內(nèi)脫出的溶解氣，因此在建模過(guò)程中僅考慮油水兩相，不考慮納米限域內(nèi)的相態(tài)變化。其中人工裂縫采用離散裂縫表示，裂縫完全貫穿儲(chǔ)層，裂縫高度等于儲(chǔ)層厚度，人工縫周?chē)O(shè)有改造區(qū)，段間完全改造為矩形［10］。模型主體采用雙重介質(zhì)模型模擬高度發(fā)育的頁(yè)理縫，雙重介質(zhì)模型中基質(zhì)系統(tǒng)表征基質(zhì)，裂縫系統(tǒng)表征頁(yè)理縫，設(shè)置雙重介質(zhì)模型為雙孔單滲模型，物理模型示意圖如圖3所示，模型長(zhǎng)度為1 105 m，寬度為405 m，厚度為30 m，主縫寬度為0.1 m，改造區(qū)長(zhǎng)度為870 m、寬度為200 m。為提高模型的收斂性，在人工裂縫周?chē)M(jìn)行局部網(wǎng)格加密（LGR），人工裂縫寬度為0.01 m。

壓裂后高壓壓裂液進(jìn)入改造區(qū)頁(yè)理縫內(nèi)，導(dǎo)致壓后改造區(qū)高壓高含水飽和度，數(shù)值模型中采用“壓力飽和度雙分區(qū)”表征壓裂液賦存，高密度頁(yè)理縫高度發(fā)育，使頁(yè)理頁(yè)巖儲(chǔ)層水平方向滲透率遠(yuǎn)大于豎直方向滲透率，頁(yè)理縫垂向滲透率極低，為表征頁(yè)巖儲(chǔ)層水平和豎直方向滲流差異，建立單層數(shù)值模型，裂縫系統(tǒng)和基質(zhì)系統(tǒng)各一層，模型總網(wǎng)格數(shù)為45 522個(gè)。

根據(jù)Corey模型計(jì)算得到頁(yè)巖基質(zhì)及頁(yè)理縫系統(tǒng)的綜合相滲曲線和人工裂縫相滲曲線為

Kro=Kro（Swi）1-Sor-Sw1-Swi-Sorco，（8）

Krw=Krw（Sor）1-Sw-Swi1-Swi-Sorcw.（9）

式中，Kro為油相在含水飽和度為Sw時(shí)的相對(duì)滲透率；Kro（Swi）為油相在束縛水飽和度時(shí)的相對(duì)滲透率；Swi為束縛水飽和度；Sor為殘余油飽和度；co為油相Corey系數(shù)；Krw為水相在含水飽和度為

Sw

時(shí)的相對(duì)滲透率；Krw（Sor）為水相在參數(shù)油飽和度下的相對(duì)滲透率；cw為水相Corey系數(shù)。

2.2 高密度頁(yè)理頁(yè)巖油藏壓后滲流機(jī)制

大量壓裂液進(jìn)入地層后，可能與黏土組分發(fā)生化學(xué)反應(yīng)并導(dǎo)致其膨脹或產(chǎn)生沉淀，侵占原有的滲流通道。同時(shí)儲(chǔ)層的滲透率、孔隙度、接觸角等參數(shù)都會(huì)受壓裂液侵入的影響發(fā)生改變。本文中主要研究高密度頁(yè)理頁(yè)巖油藏的排采動(dòng)態(tài)。

壓后停泵悶井后，壓裂液侵入儲(chǔ)層內(nèi)，人工裂縫寬度縮小，支撐劑形成有效支撐，裂縫表面形成濾餅。受壓裂液與儲(chǔ)層水巖作用影響，侵入?yún)^(qū)內(nèi)油水相對(duì)滲透率均發(fā)生改變。壓裂液侵入前的油水相對(duì)滲透率、束縛水飽和度和殘余油飽和度均較低，在此階段壓裂液返排率和頁(yè)巖油的采收率均較高。壓裂液侵入儲(chǔ)層后，束縛水飽和度和殘余油飽和度均上升，儲(chǔ)層內(nèi)滯留流體增多，滲流空間被侵占。

3 排采動(dòng)態(tài)特征及主控因素

3.1 頁(yè)理縫因素對(duì)排采動(dòng)態(tài)的影響

高密度頁(yè)理頁(yè)巖油藏相比常規(guī)油藏地質(zhì)特征存在較大的差異，高密度頁(yè)理頁(yè)巖油藏基質(zhì)極為致密，頁(yè)理縫為主要的滲流空間。

3.1.1 頁(yè)理縫密度

高密度頁(yè)理頁(yè)巖油藏頁(yè)理縫十分發(fā)育，裂縫密度為500～3 000條/m，Kazemi雙重介質(zhì)模型中通過(guò)改變形狀因子α表示不同的頁(yè)理縫密度，同時(shí)頁(yè)理縫密度的變化也會(huì)引起頁(yè)理縫等效孔隙度f(wàn)變化。通過(guò)調(diào)整改造區(qū)的含水飽和度，保證改造區(qū)內(nèi)壓裂液量相同，不同頁(yè)理縫密度下的排采動(dòng)態(tài)如圖4所示。

由圖4可以看出：密度為4 000條/m時(shí)的油相日產(chǎn)量最大，密度越大初期產(chǎn)量越高，生產(chǎn)第20 d達(dá)到油產(chǎn)量峰值，日產(chǎn)油量的遞減率隨著頁(yè)理縫密度的增大而提升，這是由于改造區(qū)頁(yè)理縫內(nèi)初始充滿壓裂液，地層原油需要形成突破后才能獲得較高的產(chǎn)能；隨著頁(yè)理縫密度的增大，日產(chǎn)水量明顯上升。

3.1.2 頁(yè)理縫開(kāi)度

在數(shù)值模型中通過(guò)等效孔隙度f(wàn)和等效滲透率

f設(shè)置頁(yè)理縫開(kāi)度，分析頁(yè)理縫開(kāi)度對(duì)油水兩相排采動(dòng)態(tài)的影響，如圖5所示。

從圖5可以看出：隨著頁(yè)理縫開(kāi)度的增加，日產(chǎn)油量下降，這是受到壓裂液賦存在改造區(qū)頁(yè)理縫內(nèi)的影響，悶井后排采，需要將改造區(qū)內(nèi)的壓裂液排出，地層原油才能較為順利的開(kāi)采，裂縫寬度越小，壓裂液賦存越少，排采較快，因此油相初產(chǎn)較高，后期穩(wěn)產(chǎn)后油相日產(chǎn)量受頁(yè)理縫寬度的影響減弱；水相初期日產(chǎn)量隨著頁(yè)理縫開(kāi)度的增加而上升，穩(wěn)產(chǎn)后，由于大部分賦存于頁(yè)理縫內(nèi)的可動(dòng)壓裂液已被排采出，因此日產(chǎn)水量的差異不大，隨著頁(yè)理縫開(kāi)度的增加，日產(chǎn)水量的遞減率增加。

3.2 壓裂裂縫參數(shù)對(duì)排采動(dòng)態(tài)的影響

在數(shù)值模型中，人工壓裂縫通過(guò)離散裂縫的形式表征。不同人工裂縫的滲透率對(duì)壓后排采動(dòng)態(tài)特征的影響如圖6所示。

如圖6所示，隨著人工裂縫滲透率增加，油相初期產(chǎn)量迅速上升。當(dāng)人工裂縫滲透率升高到一定程度后，油相初期產(chǎn)量不再有明顯提高，能夠反映出人工裂縫是高密度頁(yè)理頁(yè)巖油藏中的主要滲流通道。生產(chǎn)后期，人工縫內(nèi)及頁(yè)理縫內(nèi)的可流動(dòng)油水均被排出，決定穩(wěn)產(chǎn)產(chǎn)量的主要因素是基質(zhì)參數(shù)，因此主縫滲透率對(duì)日產(chǎn)水量及油相后期的穩(wěn)產(chǎn)產(chǎn)量影響不大。

頁(yè)巖儲(chǔ)層中，地層原油主要通過(guò)人工裂縫采出，人工裂縫的半長(zhǎng)決定裂縫控制面積和改造區(qū)面積，因此理論上對(duì)油相和水相的日產(chǎn)量都有較為嚴(yán)重的影響。不同裂縫半長(zhǎng)對(duì)排采動(dòng)態(tài)的影響如圖7所示。

由圖7可以看出：裂縫半長(zhǎng)150 m時(shí)初期產(chǎn)量最高，隨著生產(chǎn)的進(jìn)行其穩(wěn)產(chǎn)產(chǎn)量也最高，在約生產(chǎn)第20 d時(shí)產(chǎn)油量達(dá)到峰值，半縫長(zhǎng)越長(zhǎng)該峰值越明顯，增大半縫長(zhǎng)，日產(chǎn)油量的遞減率也隨之增加；隨著半縫長(zhǎng)的增長(zhǎng)，水相的初期產(chǎn)量有較為明顯的上升，這是由于壓裂液初期賦存于人工裂縫中，更長(zhǎng)的人工裂縫意味著更多的壓裂液從人工裂縫中排采，后期穩(wěn)產(chǎn)后裂縫半長(zhǎng)對(duì)日產(chǎn)水量影響不大。

3.3 壓裂工作制度參數(shù)對(duì)排采動(dòng)態(tài)的影響

壓裂施工后，目前主要工藝有立即排采和悶井后排采兩種。壓裂后立即排采，由于悶井時(shí)間短，主縫內(nèi)的壓裂液無(wú)法進(jìn)入頁(yè)理縫及頁(yè)巖基質(zhì)中，壓裂液僅賦存于壓裂主縫內(nèi)，形成壓裂主縫高壓高含水飽和度的賦存狀態(tài)。壓裂悶井后，壓裂液進(jìn)入頁(yè)理縫內(nèi)，形成改造區(qū)高壓高含水飽和度的賦存狀態(tài)。

壓裂悶井后，壓裂液不僅賦存于人工裂縫中，還可以通過(guò)壓差傳質(zhì)及滲吸作用進(jìn)入頁(yè)理縫及基質(zhì)中。數(shù)值模型中，通過(guò)調(diào)整改造區(qū)內(nèi)的裂縫系統(tǒng)的含水飽和度表征壓裂液進(jìn)入頁(yè)理縫的程度。通過(guò)對(duì)比不同壓裂液賦存模式的排采動(dòng)態(tài)，分析其對(duì)高密度頁(yè)理頁(yè)巖儲(chǔ)層的影響，如圖8所示。

如圖8（a）所示，壓裂液只賦存在主縫內(nèi)時(shí)油相初期產(chǎn)量最高，且最早達(dá)到產(chǎn)量峰值，到達(dá)峰值之后的遞減率也最高。隨著生產(chǎn)的進(jìn)行，后期穩(wěn)產(chǎn)后日產(chǎn)油量受壓裂液賦存模式的影響逐漸減弱。隨著改造區(qū)頁(yè)理縫內(nèi)含水飽和度上升，油相的初期日產(chǎn)量和后期穩(wěn)產(chǎn)量均有所下降。因此選取合適的悶井時(shí)間和施工參數(shù)，可提高頁(yè)巖油的產(chǎn)能。如圖8（b）所示，隨著改造區(qū)頁(yè)理縫內(nèi)含水飽和度的增加，初期日產(chǎn)水量上升，后期穩(wěn)產(chǎn)后其對(duì)日產(chǎn)水量影響不大。

4 實(shí)例應(yīng)用

大慶古龍頁(yè)巖油藏位于松遼盆地青山口組地層齊家凹陷，為頁(yè)理縫高度發(fā)育的頁(yè)巖油藏區(qū)塊，結(jié)合古龍頁(yè)巖油藏參數(shù)，選擇一口典型A1井進(jìn)行排采動(dòng)態(tài)擬合［10］，驗(yàn)證數(shù)值模型的可靠性。頁(yè)巖儲(chǔ)層在壓裂施工時(shí)會(huì)產(chǎn)生幾毫米到幾厘米的裂縫，考慮計(jì)算機(jī)計(jì)算能力及數(shù)值模型的收斂性，設(shè)置基質(zhì)滲透率為1×10-8 μm2，雙重介質(zhì)裂縫系統(tǒng)滲透率為1×10-5 μm2，基質(zhì)孔隙度為6%，人工裂縫滲透率為3×10-4 μm2，人工裂縫寬度為0.01 m。

根據(jù)古龍頁(yè)巖儲(chǔ)層的儲(chǔ)層特征，結(jié)合Corey模型分別計(jì)算基質(zhì)和裂縫的相對(duì)滲透，結(jié)果如圖9所示。

數(shù)值模型計(jì)算結(jié)果和大慶古龍區(qū)塊的實(shí)際排采動(dòng)態(tài)的歷史擬合結(jié)果如圖10所示。日產(chǎn)油和日產(chǎn)水?dāng)?shù)據(jù)擬合程度較高，數(shù)值模型能夠較真實(shí)地模擬高密度頁(yè)理頁(yè)巖儲(chǔ)層的排采動(dòng)態(tài)，繼續(xù)模擬2 000 d的日產(chǎn)油量和日產(chǎn)水量動(dòng)態(tài)，能夠?qū)崿F(xiàn)針對(duì)大慶古龍區(qū)塊A1井的產(chǎn)能預(yù)測(cè)。

5 結(jié) 論

（1）頁(yè)理縫密度及開(kāi)度均對(duì)排采動(dòng)態(tài)有較大影響，人工裂縫的滲透率在一定范圍內(nèi)對(duì)油相排采動(dòng)態(tài)有較大影響，人工裂縫半長(zhǎng)對(duì)日產(chǎn)油量、初期日產(chǎn)水量均有明顯影響。

（2）壓裂液只賦存在主縫內(nèi)時(shí)油相初期產(chǎn)量最高，隨著改造區(qū)頁(yè)理縫內(nèi)含水飽和度上升，油相的初期日產(chǎn)量和后期穩(wěn)產(chǎn)日產(chǎn)量均有所下降。

參考文獻(xiàn)：

［1］ 杜金虎，何海清，楊濤，等．中國(guó)致密油勘探進(jìn)展及面臨的挑戰(zhàn)［J］.中國(guó)石油勘探，2014，19（1）：1-9．

DU Jinhu， HE Haiqing， YANG Tao， et al. Progress and challenges of tight oil exploration in China［J］. China Petroleum Exploration， 2014，19（1）：1-9.

［2］ 鄒才能，陶士振，白斌，等．論非常規(guī)油氣與常規(guī)油氣的區(qū)別和聯(lián)系［J］.中國(guó)石油勘探，2015，20（1）：1-16．

ZOU Caineng， TAO Shizhen， BAI Bin， et al. On the difference and connection between unconventional oil and gas and conventional oil and gas［J］. China Petroleum Exploration， 2015，20（1）：1-16.

［3］ 崔明月，劉玉章，修乃領(lǐng)，等．形成復(fù)雜縫網(wǎng)體積（ESＲV）的影響因素分析［J］.石油鉆采工藝，2014，36（2）：82-87．

CUI Mingyue， LIU Yuzhang， XIU Nailing， et al. Analysis of influencing factors on the formation of complex sewing mesh volume （ESRV）［J］. Petroleum Drilling and Production Technology， 2014，36（2）：82-87.

［4］ 李彥超，馬新仿，李寧，等．層理對(duì)頁(yè)巖儲(chǔ)層壓裂改造效果影響的實(shí)驗(yàn)研究［J］.西安石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2017，32（5）：62-67．

LI Yanchao， MA Xinfang， LI Ning， et al. Experimental study on the influence of bedding on the fracturing effect of shale reservoir［J］. Journal of Xian Shiyou University（Natural Science Edition）， 2017，32（5）：62-67.

［5］ 李春芹．水平井分段壓裂在特低滲透油藏開(kāi)發(fā)中的應(yīng)用［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2011，33（6）：85-88．

LI Chunqin. Application of staged fracturing of horizontal wells in the development of ultra-low permeability reservoirs［J］. Journal of Southwest Petroleum University （Science & Technology Edition）， 2011，33（6）：85-88.

［6］ 陳作，薛承瑾，蔣廷學(xué)，等．頁(yè)巖氣井體積壓裂技術(shù)在我國(guó)的應(yīng)用建議［J］.天然氣工業(yè)，2010，30（10）：30-32．

CHEN Zuo， XUE Chengjin， JIANG Tingxue， et al. Suggestions on the application of shale gas well volume fracturing technology in China［J］. Natural Gas Industry， 2010，30（10）：30-32.

［7］ RUBIN B. Accurate simulation of non Darcy flow in stimulated fractured shale reservoirs［R］SPE 132093-MS，2010.

［8］ ZHAO S， SUN Y， WANG H， et al. Modeling and field-testing of fracturing fluid back-flow after acid fracturing in unconventional reservoirs［J］. Journal of Petroleum Science & Engineering， 2019，176：494-501.

［9］ 姜志高，曹海虹，丁安徐，等．基于頁(yè)巖現(xiàn)場(chǎng)含氣量測(cè)試結(jié)果預(yù)測(cè)產(chǎn)能的方法［J］．石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)，2019，41（5）：773-778．

JIANG Zhigao， CAO Haihong， DING Anxu， et al. A method for predicting production capacity based on shale gas content test results［J］. Petroleum Experimental Geology， 2019，41（5）：773-778.

［10］ 趙國(guó)忠，王青振，劉勇，等.松遼盆地古龍頁(yè)巖油人工油藏的動(dòng)態(tài)模擬及預(yù)測(cè)［J］.大慶石油地質(zhì)與開(kāi)發(fā)，2021，40（5）：170-180.

ZHAO Guozhong， WANG Qingzhen， LIU Yong， et al. Dynamic simulation and prediction of Gulong shale oil artificial reservoir in Songliao Basin［J］. Daqing Petroleum Geology and Development， 2021，40（5）：170-180.

［11］ 曾維主，宋之光，周?chē)?guó)議.松遼盆地青山口組頁(yè)巖的壓汞孔隙結(jié)構(gòu)及其地質(zhì)意義［J］.中國(guó)石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2021，45（6）：35-41.

ZENG Weizhu， SONG Zhiguang， ZHOU Guoyi. Mercury intrusion pore structure of Qingshankou Formation shale in Songliao Basin and its geological significance ［J］. Journal of China University of Petroleum （Edition of Natural Science）， 2021，45（6）：35-41.

［12］ 張相春，楊亞靜，劉軍龍，等.頁(yè)巖油藏開(kāi)發(fā)合理燜井時(shí)間數(shù)值模擬［J］.西安石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2021，36（3）：71-76.

ZHANG Xiangchun， YANG Yajing， LIU Junlong， et al. Numerical simulation of reasonable soak time for shale reservoir development［J］. Journal of Xian Shiyou University（Natural Science Edition）， 2021，36（3）：71-76.

［13］ 王強(qiáng)，趙金洲，胡永全，等.頁(yè)巖油儲(chǔ)集層壓后燜井時(shí)間優(yōu)化方法［J］.石油勘探與開(kāi)發(fā)，2022，49（3）：1-11.

WANG Qiang， ZHAO Jinzhou， HU Yongquan， et al. Optimization method of soaking time after fracturing in shale oil reservoir［J］. Petroleum Exploration and Development， 2022，49（3）：1-11.

［14］ 蘇玉亮，魯明晶，李萌，等.頁(yè)巖油藏多重孔隙介質(zhì)耦合流動(dòng)數(shù)值模擬［J］.石油與天然氣地質(zhì)，2019，40（3）：645-652.

SU Yuliang， LU Mingjing， LI Meng， et al Numerical simulation of coupled flow of multiple porous media in shale reservoir［J］. Petroleum and Natural Gas Geology， 2019，40（3）：645-652.

［15］ 李陽(yáng)，趙清民，呂琦，等.中國(guó)陸相頁(yè)巖油開(kāi)發(fā)評(píng)價(jià)技術(shù)與實(shí)踐［J］.石油勘探與開(kāi)發(fā)，2022，49（5）：1-10.

LI Yang， ZHAO Qingmin， Lü Qi， et al. Evaluation technology and practice of continental shale oil development in China［J］. Petroleum Exploration and Development， 2022，49（5）：1-10.

［16］ 王鳳蘭，付志國(guó)，王建凱，等.松遼盆地古龍頁(yè)巖油儲(chǔ)層特征及分類(lèi)評(píng)價(jià)［J］.大慶石油地質(zhì)與開(kāi)發(fā)，2021，40（5）：144-156.

WANG Fenglan， FU Zhiguo， WANG Jiankai， et al. Characteristics and classification evaluation of Gulong shale oil reservoir in Songliao Basin［J］. Daqing Petroleum Geology and Development， 2021，40（5）：144-156.

［17］ 孫海，姚軍，孫致學(xué)，等．頁(yè)巖氣數(shù)值模擬技術(shù)進(jìn)展及展望［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2012，19（1）：46-49．

SUN Hai， YAO Jun， SUN Zhixue， et al. Progress and Prospect of shale gas numerical simulation technology［J］. Petroleum Geology and Recovery Efficiency， 2012，19（1）：46-49.

［18］ 蘇玉亮，王文東，盛廣龍，等．體積壓裂水平井復(fù)合流動(dòng)模型［J］.石油學(xué)報(bào)，2014，35（3）：504-510．

SU Yuliang， WANG Wendong， SHENG Guanglong， et al. Compound flow model of volume fracturing horizontal well［J］. Acta Petrolei Sinica， 2014，35（3）：504-510.

［19］ 賈品，王遠(yuǎn)征，尚根華，等.基于物質(zhì)平衡方程的斷溶體油藏動(dòng)態(tài)油水界面預(yù)測(cè)新模型［J］.中國(guó)石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2022，46（1）：120-128.

JIA Pin， WANG Yuanzheng， SHANG Genhua， et al. A new model and its application for predicting dynamic oil-water interface in fault-solution reservoirs based on materialbalance equation ［J］. Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science）， 2022，46（1）：120-128.

［20］ 賈文玉，閆安宇，田素月.滲透率的理論計(jì)算方法［J］.測(cè)井技術(shù)，2000，24（3）：216-219，238.

JIA Wenyu， YAN Anyu， TIAN Suyue. Theoretical calculation method of permeability［J］. Logging Technology， 2000，24（3）：216-219，238.

（編輯 李志芬）