页岩油开发初期产能控制因素分析——以长庆油田里151区为例

doi:10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2021.04.011

油气藏评价与开发 ›› 2021, Vol. 11 ›› Issue (4): 550-558.doi: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2021.04.011

页岩油开发初期产能控制因素分析——以长庆油田里151区为例

卫嘉鑫¹(),张妍²,尚教辉¹,吕娜¹,刘文超³,王恒恺⁴,马福建⁵,张启涛³

1.中国石油长庆油田分公司第二采油厂,甘肃庆城 745100
2.中国石油长庆油田分公司第二采油厂,甘肃华池745600
3.北京科技大学土木与资源工程学院,北京 100083
4.中国矿业大学（北京）深部岩土力学与地下工程国家重点实验室,北京 100083
5.内蒙古建兴斯科科技有限公司,内蒙古乌兰察布012100

收稿日期:2021-01-18 发布日期:2021-08-19 出版日期:2021-08-26
作者简介:卫嘉鑫（1982—）,男,本科,工程师,主要从事长庆油田页岩油开发技术管理工作。地址：甘肃省庆阳市庆城县第二采油厂地质研究所,邮政编码：745100。E-mail: weijiaxin_cq@petrochina.com.cn
基金资助:
长庆油田“长7页岩油国家级百万吨示范区建设”专项(CSSO-180928)

Principal factor analysis on initial productivity in shale oil development: A case study of Block Li-151 in Changqing Oilfield

WEI Jiaxin¹(),ZHANG Yan²,SHANG Jiaohui¹,LYU Na¹,LIU Wenchao³,WANG Hengkai⁴,MA Fujian⁵,ZHANG Qitao³

1. No.2 Oil Production Plant, Changqing Oilfield Company, Qingcheng, Gansu 745100, China
2. No.2 Oil Production Plant, Changqing Oilfield Company, Huachi, Gansu 745600, China
3. School of Civil and Resource Engineering, University of Science and Technology Beijing, Beijing 100083, China
4. State Key Laboratory for Geomechanics and Deep Underground Engineering, China University of Mining and Technology （Beijing）, Beijing 100083, China
5. Inner Mongolia Jianxingsco Technology Co., Ltd, Wulanchabu, Inner Mongolia 012100, China

Received:2021-01-18 Online:2021-08-19 Published:2021-08-26

摘要/Abstract

摘要：

为了明确页岩油压裂焖井开发初期的产能控制因素,应用层次聚类分析与主成分分析相结合的综合数据分析方法,对里151区生产井的储层静态参数、压裂施工参数以及产油量数据进行定量分析。首先应用层次聚类方法将生产井划分为A类井与B类井,再利用主成分分析方法对不同类别生产井数据进行产能控制因素分析。分析结果表明：焖井时间小于125 d时,焖井施工可以有效降低产量递减率,大于125 d时,焖井效果较差;A类井产油量递减率与压裂入地液量呈高度负相关,同时动液面对产油量及其递减率影响显著;B类井产油量递减率控制因素主要为动液面和基质孔隙度;B类井产油量控制因素为压裂段数。因此,在对里151区块页岩油进行优化生产时,应考虑A类井与B类井生产控制因素上的差异,充分利用不同井型下控制因素分析结果,为该区块页岩油后续开发提供合理参考。

关键词: 页岩油, 焖井开发, 压裂改造, 层次聚类分析, 产能控制因素, 主成分分析

Abstract:

In order to clarify the main principal factors that affect the initial productivity during the development of shale oil reservoirs, a comprehensive data analysis method involved both the hierarchical cluster analysis and the principal component analysis in data statistics is presented; and then the deta of the static formation parameters, fracturing operation parameters and the oil productivity of 51 wells in Block Li-151 are analyzed quantitatively. At first, the wells in the block are divided automatically into two types, Type A and Type B, by the hierarchical cluster analysis method. Then, a principal component analysis method is used to analyze the principal productivity factors for different types of wells. Analysis results show that, when the well shut-in time is less than 125 days, the oil production decline rate can be reduced effectively by the well shut-in measures; however, when it is greater than 125 days, the effect of well shut-in measures on oil production decline rate becomes negative. The production decline rate of Type A wells is highly negative with the amount of injected fracturing water; the main principal factors for the production decline rate of Type B wells are the moving liquid level and the porosity of shale matrix. The principal factors for the production rate of Type B wells are the number of fracturing sections. All in all, for the production optimization of shale oil development in Block Li-151, the differences of principal production factors between Type A wells and Type B wells should be considered and the different analysis results of the principal factors that affect the initial shale oil productivity under different well types should be fully utilized. Some guidance can be provided specifically for the formulation of a reasonable shale oil efficient development plan.

Key words: shale oil, well shut-in, hydraulic fracturing, hierarchical cluster analysis, controlling factors of productivity, principal component analysis

中图分类号:

TE348

卫嘉鑫,张妍,尚教辉等. 页岩油开发初期产能控制因素分析——以长庆油田里151区为例[J]. 油气藏评价与开发, 2021, 11(4): 550-558.

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图/表 10

表1

表2

里151区产油井的数据及层次聚类分析结果"

井名	水平井段长（m）	钻遇率（%）	段数	簇数	加砂量（m³）	入地液量（m³）	闷井时间（d）	抽深（m）	动液面（m）	孔隙度（%）	渗透率（10^-3 μm²）	含油饱和度（%）	日产油量（m³）	递减率	聚类分析分类
华H5-5	862	79.7	12	57	2 097.0	17 366.6	47	1 480	1 288	9.95	1.25	61.21	13.33	0.21	A
华H47-1	1 147	77.5	13	61	1 631.5	14 901.6	21	1 502	1 399	10.94	1.73	37.02	12.46	0.41	A
华H1-7	1 150	52.4	15	58	2 394.6	20 310.4	101	1 395	1 354	9.50	0.15	55.73	13.65	0.18	A
华H21-1	1 190	46.9	17	86	2 392.9	22 486.1	144	1 250	925	10.17	0.19	55.72	16.56	0.02	A
华H21-2	1 192	77.2	14	74	2 189.1	22 895.3	158	1 250	1 010	10.18	0.18	54.18	13.69	0.15	A
华H12-4	1 237	73.4	15	73	2 024.3	19 729.1	77	1 334	688	8.73	0.78	42.83	19.11	0.21	A
华H21-3	1 310	68.9	15	82	1 884.9	24 039.6	80	1 350	954	10.46	0.19	55.94	15.73	0.03	A
华H11-5	1 369	70.8	17	63	3 046.2	19 984.7	38	1 389	1 124	9.14	0.80	40.85	17.76	0.26	A
华H7-1	1 385	42.2	12	56	1 870.7	16 244.1	91	1 298	1 224	9.98	1.06	42.06	17.38	0.58	A
华H2-1	1 387	62.8	20	78	1 273.0	16 782.6	12	1 475	1 324	8.67	1.71	51.18	14.07	0.30	A
华H61-4	1 430	45.6	16	94	2 557.7	32 314.3	166	1 500	1 238	10.83	1.61	40.07	14.44	0.06	A
华H61-3	1 469	54.0	15	80	2 086.4	20 366.1	179	1 600	1 400	11.03	1.63	43.31	8.70	0.26	A
华H10-3	1 520	81.7	16	104	2 505.1	23 194.9	98	1 350	1 022	9.17	0.60	48.06	17.79	0.05	A
华H11-3	1 537	55.1	16	67	2 414.8	24 105.7	61	1 400	837	9.37	0.84	40.60	22.97	-0.10	A
华H15-2	2 096	63.4	22	90	2 350.6	18 282.8	114	1 453	1 211	9.33	0.13	51.23	13.56	0.03	A
华H6-5	1 401	75.6	19	91	2 439.9	25 595.8	71	1 355	1 308	9.88	1.33	42.06	13.04	0.44	B
华H4-3	1 405	67.2	22	99	4 480.4	27 918.3	80	1 301	931	9.67	1.45	42.14	18.64	0.27	B
华H25-2	1 488	87.1	20	120	3 172.5	28 051.0	62	1 470	555	11.49	1.68	34.24	18.19	-0.51	B
华H2-2	1 520	78.0	25	61	4 330.1	33 565.4	86	1 433	1 316	8.70	1.56	48.88	19.42	0.36	B
华H6-7	1 535	84.2	23	92	4 158.3	27 932.6	50	1 242	1 011	9.82	1.30	34.94	17.37	0.06	B
华H37-1	1 535	79.9	23	123	3 859.1	29 677.1	70	1 500	1 442	9.77	1.01	48.37	8.99	0.45	B
华H6-3	1 536	76.0	23	120	3 132.7	32 527.1	239	1 400	1 098	9.76	0.68	41.92	14.73	0.15	B
华H6-4	1 536	64.7	19	96	2 574.9	26 157.2	82	1 245	1 216	10.28	1.37	44.15	10.84	0.25	B
华H61-2	1 540	74.0	19	114	3 060.9	26 665.8	146	1 200	586	10.63	1.02	41.87	9.77	0	B
华H37-2	1 545	77.8	20	113	3 556.9	27 421.5	81	1 400	1 388	9.09	0.49	43.57	8.05	0.47	B
华H5-1	1 555	98.6	25	126	4 213.6	36 400.6	47	1 357	924	9.47	1.16	46.09	18.82	0.56	B
华H1-4	1 594	82.5	27	124	3 843.9	35 895.6	58	1 406	1 135	10.35	0.18	57.32	24.26	0.10	B
华H41-5	1 599	78.0	16	181	3 666.2	28 938.8	95	1 350	1 322	9.57	1.30	35.91	7.44	0.28	B
华H30-4	1 638	75.2	21	118	3 330.1	28 674.2	95	1 348	455	9.31	1.48	33.65	15.67	0.27	B
华H6-2	1 681	87.8	25	126	3 416.5	33 497.9	100	1 350	1 168	9.55	0.76	44.15	13.62	0.16	B
华H10-1	1 700	86.3	22	130	3 356.8	29 887.5	98	1 206	988	10.11	1.16	41.68	14.71	0.09	B
华H11-1	1 719	69.3	22	97	4 284.8	30 376.6	41	1 246	726	9.37	1.13	43.35	28.57	0	B
华H14-4	1 863	85.9	24	147	3 811.1	30 520.4	145	1 346	511	9.94	0.18	53.63	17.53	-0.08	B
华H13-1	1 865	82.3	23	206	2 948.9	29 907.1	140	1 500	628	9.67	1.23	45.50	17.54	0.15	B
华H14-3	1 870	82.7	23	146	3 580.3	30 735.2	159	1 349	589	9.07	0.12	52.22	16.54	0.01	B
华H14-2	1 967	81.9	26	160	3 943.5	34 295.0	99	1 342	522	11.30	0.26	57.52	16.39	-0.10	B
华H13-4	2 035	74.4	30	129	4 821.6	36 808.5	152	1 505	533	8.91	0.93	45.33	16.75	0.00	B
华H3-2	2 062	55.6	27	120	3 831.7	34 593.7	27	1 349	1 299	9.63	1.34	53.06	16.28	0.33	B
华H15-1	2 070	80.7	32	127	3 087.9	27 307.7	61	1 299	566	11.30	0.27	54.42	17.58	0.10	B
华H7-2	2 082	87.3	28	132	3 858.0	34 627.7	64	1 400	722	9.35	0.91	42.51	20.64	0.39	B
华H25-1	1 070	47.6	11	52	1 455.8	14 088.3	58	1 396	825	11.26	2.59	35.29	9.21	0.22	C
华H7-5	2 039	68.1	31	85	5 208.7	35 710.8	54	1 109	722	6.80	0.78	40.64	28.86	0.33	D

表2

表3

图1

表4

图2

表5

图3

表6

表7

参考文献 24

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	水平井段长	钻遇率	段数	簇数	加砂量	入地液量	闷井时间	抽深	动液面	孔隙度	渗透率	饱和度	日产油	递减率
水平井段长	1.000	0.293	0.834	0.640	0.621	0.657	0.096	-0.134	-0.420	-0.240	-0.281	0.035	0.327	-0.153
钻遇率	0.293	1.000	0.466	0.549	0.462	0.477	-0.088	-0.053	-0.286	-0.074	-0.184	0.025	0.109	-0.091
压裂段数	0.834	0.466	1.000	0.550	0.785	0.801	-0.031	-0.174	-0.376	-0.289	-0.252	0.142	0.436	-0.069
簇数	0.640	0.549	0.550	1.000	0.492	0.647	0.279	0.000	-0.399	0.054	-0.195	0.019	-0.024	-0.213
加砂量	0.621	0.462	0.785	0.492	1.000	0.852	-0.011	-0.284	-0.319	-0.381	-0.140	-0.074	0.440	-0.032
入地液量	0.657	0.477	0.801	0.647	0.852	1.000	0.174	-0.173	-0.321	-0.213	-0.181	0.024	0.376	-0.109
闷井时间	0.096	-0.088	-0.031	0.279	-0.011	0.174	1.000	0.089	-0.159	0.134	-0.298	0.072	-0.259	-0.265
抽深	-0.134	-0.053	-0.174	0.000	-0.284	-0.173	0.089	1.000	0.323	0.217	0.265	0.043	-0.327	0.031
动液面	-0.420	-0.286	-0.376	-0.399	-0.319	-0.321	-0.159	0.327	1.000	-0.027	0.189	0.075	-0.444	0.543
孔隙度	-0.240	-0.074	-0.289	0.054	-0.381	-0.213	0.134	0.217	-0.027	1.000	0.157	0.034	-0.408	-0.330
渗透率	-0.281	-0.184	-0.252	-0.195	-0.140	-0.181	-0.298	0.265	0.189	0.157	1.000	-0.636	-0.219	0.249
饱和度	0.035	0.025	0.142	0.019	-0.074	0.024	0.072	0.043	0.075	0.034	-0.636	1.000	0.068	-0.099
前三个月日产油	0.327	0.109	0.436	-0.024	0.440	0.376	-0.259	-0.327	-0.444	-0.408	-0.219	0.068	1.000	-0.209
递减率	-0.153	-0.091	-0.069	-0.213	-0.032	-0.109	-0.265	0.031	0.543	-0.330	0.249	-0.099	-0.209	1.000

	水平井段长	钻遇率	段数	簇数	加砂量	入地液量	闷井时间	抽深	动液面	孔隙度	渗透率	饱和度	日产油	递减率
水平井段长	1.000	-0.220	0.731	0.527	0.199	0.126	0.211	0.159	-0.036	-0.214	-0.162	-0.284	0.098	-0.291
钻遇率	-0.220	1.000	-0.113	0.016	-0.080	-0.270	-0.419	-0.015	-0.145	-0.221	-0.058	0.174	-0.036	-0.033
压裂段数	0.731	-0.113	1.000	0.542	0.126	0.088	0.004	0.124	-0.047	-0.463	-0.120	0.065	0.034	-0.432
簇数	0.527	0.016	0.542	1.000	0.180	0.567	0.476	0.002	-0.228	0.012	-0.149	0.047	-0.033	-0.568
加砂量	0.199	-0.080	0.126	0.180	1.000	0.504	0.342	-0.179	-0.248	-0.079	-0.406	-0.095	0.306	-0.454
入地液量	0.126	-0.270	0.088	0.566	0.504	1.000	0.575	-0.091	-0.339	0.245	-0.145	-0.064	0.210	-0.663
闷井时间	0.211	-0.419	0.004	0.476	0.342	0.575	1.000	-0.091	-0.048	0.476	-0.256	0.089	-0.310	-0.297
抽深	0.159	-0.015	0.124	0.002	-0.179	-0.091	-0.091	1.000	0.672	0.290	0.710	-0.274	-0.557	0.121
动液面	-0.036	-0.145	-0.047	-0.228	-0.248	-0.339	-0.048	0.672	1.000	0.380	0.507	-0.007	-0.768	0.504
孔隙度	-0.214	-0.221	-0.463	0.012	-0.079	0.245	0.476	0.290	0.380	1.000	0.261	-0.112	-0.549	0.109
渗透率	-0.162	-0.058	-0.200	-0.149	-0.406	-0.150	-0.256	0.710	0.507	0.261	1.000	-0.525	-0.291	0.487
饱和度	-0.284	0.174	0.065	0.047	-0.095	-0.064	0.089	-0.274	-0.007	-0.112	-0.525	1.000	-0.234	-0.295
日产油	0.098	-0.036	0.034	-0.033	0.306	0.210	-0.310	-0.557	-0.768	-0.549	-0.291	-0.234	1.000	-0.314
递减率	-0.291	-0.033	-0.432	-0.568	-0.454	-0.663	-0.297	0.121	0.504	0.109	0.487	-0.295	-0.314	1.000

	水平井段长	钻遇率	段数	簇数	加砂量	入地液量	闷井时间	抽深	孔隙度	渗透率	饱和度	日产油	递减率
水平井段长	1.000	-0.013	0.706	0.468	0.190	0.450	0.046	0.125	0.029	-0.443	0.495	0.260	-0.175
钻遇率	-0.013	1.000	0.148	0.295	0.046	0.238	0.054	0.189	0.111	-0.275	-0.019	0.103	-0.115
压裂段数	0.706	0.148	1.000	0.033	0.412	0.644	-0.087	0.257	0.028	-0.437	0.611	0.487	-0.034
簇数	0.468	0.295	0.033	1.000	-0.130	0.159	0.321	0.279	0.153	-0.332	0.160	-0.155	-0.192
加砂量	0.190	0.046	0.412	-0.130	1.000	0.594	-0.183	0.168	-0.420	-0.036	0.167	0.430	0.034
入地液量	0.450	0.238	0.644	0.159	0.594	1.000	0.039	0.399	-0.287	-0.259	0.448	0.435	0.068
闷井时间	0.046	0.054	-0.087	0.321	-0.183	0.039	1.000	0.159	-0.124	-0.321	-0.001	-0.257	-0.236
抽深	0.125	0.189	0.257	0.279	0.168	0.399	0.159	1.000	-0.228	-0.020	0.127	0.006	0.066
动液面	-0.476	-0.231	-0.279	-0.338	-0.064	-0.052	-0.270	0.062	-0.301	0.232	-0.038	-0.393	0.630
孔隙度	0.026	0.111	0.028	0.153	-0.420	-0.287	-0.124	-0.228	1.000	-0.159	0.149	-0.025	-0.564
渗透率	-0.443	-0.275	-0.437	-0.332	-0.036	-0.259	-0.321	-0.020	-0.159	1.000	-0.696	-0.071	0.167
饱和度	0.495	-0.019	0.611	0.160	0.167	0.448	-0.001	0.127	0.149	-0.696	1.000	0.246	0.011
日产油	0.260	0.103	0.487	-0.155	0.430	0.435	-0.257	0.006	-0.025	-0.071	0.246	1.000	-0.280
递减率	-0.175	-0.115	-0.034	-0.192	0.034	0.068	-0.236	0.066	-0.564	0.167	0.011	-0.280	1.000

相关系数绝对值	相关性分级	附加说明
0 ~0.5	中低度	非控制因素
0.5~0.7	高度	控制因素
0.7~1.0	极高	控制因素

项目	水平井段长	钻遇率	段数	簇数	加砂量	入地液量	闷井时间	抽深	动液面	孔隙度	渗透率
日产油（全区）	中低	中低	中低	中低	中低	中低	中低	中低	中低	中低	中低
日产油（A类）	中低	中低	中低	中低	中低	中低	中低	高	极高	高	中低
日产油（B类）	中低	中低	高	中低	中低	中低	中低	中低	中低	中低	中低
递减率（全区）	中低	中低	中低	中低	中低	中低	中低	中低	高	中低	中低
递减率（A类）	中低	中低	中低	高	中低	高	中低	中低	高	中低	中低
递减率（B类）	中低	中低	中低	中低	中低	中低	中低	中低	高	高	中低

页岩油开发初期产能控制因素分析——以长庆油田里151区为例

Principal factor analysis on initial productivity in shale oil development: A case study of Block Li-151 in Changqing Oilfield

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	A	B	C	D
A	0	0.78	1.33	3.33
B	0.78	0	2.76	1.68
C	1.33	2.76	0	6.20
D	3.33	1.68	6.20	0