北美致密油提高采收率研究現(xiàn)場試驗及啟示

廖廣志 楊 懿 熊 偉 沈 瑞

1. 中國石油勘探與生產(chǎn)分公司, 北京 100120;2. 中國科學院大學, 北京 100190;3. 中國科學院滲流流體力學研究所, 河北 廊坊 065007;4. 中國石油勘探開發(fā)研究院, 北京 100083

0 前言

美國致密油儲量豐富,據(jù)美國能源署EIA報道[1],截至2016年底,美國致密油累計探明儲量27.25×108t,三大盆地探明儲量占美國致密油總儲量的93.03%,其中Permian盆地11.35×108t,Williston盆地7.43×108t,WestGulf盆地6.57×108t。2011—2016年Bakken儲層和Eagle Ford儲層的致密油藏貢獻了80%的致密油產(chǎn)量[2-4]。致密油革命主要得益于水平井鉆井和分段壓裂等技術(shù)的進步。依靠水平井鉆井、分段壓裂和彈性能量驅(qū)動等技術(shù),致密油藏一次開發(fā)采收率為5%～10%,平均值8%左右[5-11],有學者認為甚至可低至1%～2%[7,12],一次開發(fā)后仍有巨量的原油留在地下。

2014年原油價格斷崖式下滑,至今原油價格仍在低價位波動,暴露了高油價下致密油單井產(chǎn)量快速遞減和采收率低等開發(fā)特征帶來的經(jīng)濟問題[13]。致密儲層內(nèi)的流體流動性差,導致油井產(chǎn)量快速遞減。第一年遞減率為45%～60%[14],在9～12個月后進入低遞減率的穩(wěn)產(chǎn)階段[15]。要保持致密油產(chǎn)量穩(wěn)定或者上升,必須鉆新井來彌補老井的產(chǎn)量遞減,導致美國的致密油井越來越多,高達數(shù)萬口井[16]。比如Permian盆地,根據(jù)現(xiàn)有生產(chǎn)情況,該盆地生產(chǎn)商要鉆1 800口新井才能彌補產(chǎn)量遞減造成的缺口,需要投資150億美元以上[14]。根據(jù)這個趨勢,致密油要保持產(chǎn)量穩(wěn)定極為困難,一方面,開發(fā)井數(shù)量已達到數(shù)萬口,需要持續(xù)投入巨資才能保持產(chǎn)量穩(wěn)產(chǎn);另一方面,與常規(guī)油藏相比,致密油的采收率非常低,平均為8%左右[2,9],經(jīng)濟效益差。按照現(xiàn)有的開發(fā)模式,低油價下致密油開發(fā)能否長期可持續(xù)發(fā)展在經(jīng)濟上還存在很大挑戰(zhàn)。

大幅度提高采收率是致密油發(fā)展的必由之路。2013年12月在馬來西亞首都吉隆坡召開的國際石油技術(shù)大會上,專家呼吁要依靠技術(shù)創(chuàng)新來應(yīng)對低油價挑戰(zhàn)。時任貝克休斯公司副總裁Freitag H C說，要用腦力(新技術(shù))替代馬力(壓裂)來提高開發(fā)效果[13]。北美數(shù)百億桶的致密油地質(zhì)儲量、已建成的數(shù)萬口生產(chǎn)井和已有的基礎(chǔ)設(shè)施,為提高采收率打下了堅實的基礎(chǔ)。如果采收率提高5%,增加的可采儲量可達數(shù)億噸,提高10%～20%采收率的新技術(shù)對致密油開發(fā)來說是革命性技術(shù)。

常規(guī)油藏提高采收率技術(shù)在致密油藏中不一定能完全復(fù)制,比如聚合物驅(qū)、三元復(fù)合驅(qū)等注入體系中含有大分子,無法注入以納米孔隙為主的致密油儲層。致密油儲層的孔隙度和滲透率較差,提高采收率首先要考慮流體能否通過致密油儲層的孔喉,然后再考慮提高采收率機理和效果。從注入流體來講,可行的致密油提高采收率方法有混相(非混相)氣驅(qū)、活性水驅(qū)和低礦化度水驅(qū)三種方法[1,17-20]。從注入方式看,有井間驅(qū)替和單井內(nèi)吞吐兩種方式。研究方法包括室內(nèi)實驗研究、數(shù)學方法研究和數(shù)值模擬研究。除了室內(nèi)研究,北美也開展了一些致密油提高采收率現(xiàn)場試驗,包括美國的北達科達州、蒙大拿州，以及加拿大的南薩斯喀徹溫州[21-23]。從已發(fā)表的實驗數(shù)據(jù)、理論研究結(jié)果和現(xiàn)場試驗效果發(fā)現(xiàn):不同研究者得出的致密油提高采收率結(jié)論不同;室內(nèi)實驗結(jié)果和現(xiàn)場試驗結(jié)果差異很大[24]。因此有必要對已有研究成果和現(xiàn)場試驗效果進行分析和總結(jié),以期對致密油的開發(fā)提供借鑒。

1 北美典型致密油儲層巖石和流體物理性質(zhì)

美國為目前開采致密油最成功的國家,Bakken、Eagle Ford和Wolfcamp是致密油開發(fā)潛力最大、開發(fā)活動最活躍、致密油產(chǎn)量及增幅最大的儲層。加拿大Bakken儲層致密油開發(fā)也取得了良好的效果。由于提高采收率的現(xiàn)場試驗都是在Bakken儲層中開展的,所以,本文僅介紹加拿大和美國Bakken儲層的巖石和流體物理性質(zhì)。

美國Bakken儲層分布在北達科達州、南達科達州和蒙大拿州,大部分埋深2 400 m左右,上Bakken儲層和下Bakken儲層主要為頁巖,中Bakken儲層為灰?guī)r、粉砂巖、白云巖和砂巖。中Bakken儲層滲透率為0.001×10-3～0.01×10-3μm2[25],孔隙度為5%～10%[26],儲層凈厚度為12 m,地層溫度為115 ℃,地層壓力為52.5 MPa(異常高壓油藏),儲層含水飽和度25%～50%。美國Bakken儲層微裂縫發(fā)育且潤濕性為油濕到中等潤濕[24]。

加拿大Bakken儲層分布在薩斯喀徹溫省和曼尼托巴省,大部分埋深1 500 m左右。中Bakken儲層主要為粉砂巖和黑色頁巖,孔隙度為9%～12%,滲透率為0.01×10-3～0.1×10-3μm2,儲層厚度為7～8 m,油藏壓力為16.2 MPa(正常壓力油藏)[22]。加拿大Bakken儲層滲透率比美國Bakken儲層滲透率高一個數(shù)量級,孔隙度平均比美國Bakken儲層孔隙度高28.6%。

美國Bakken儲層與加拿大Bakken儲層的原油和地層水性質(zhì)差異不大，原油黏度為3 mPa·s,原油比重為0.825[22,27],油氣比為100～340,原油與CO2的最小混相壓力為17.5～21 MPa[25],地層水礦化度高達285 000 mg/L[24]。

2 分段壓裂水平井間連續(xù)驅(qū)油研究

2.1 連續(xù)驅(qū)油實驗與數(shù)值模擬研究

致密油儲層滲透率極低,小于0.1×10-3μm2,對流體的注入性帶來極大挑戰(zhàn),普遍認為注水的有效性較低。幾乎未見巖心連續(xù)性水驅(qū)油實驗報道,只有滲吸提高采收率研究報道,這將在后面單井內(nèi)吞吐時討論。研究人員用Bakken儲層巖心開展CO2連續(xù)驅(qū)油,巖心滲透率為0.002×10-3～0.04×10-3μm2,孔隙度為4.5%～8.1%[11]。實驗方法與常規(guī)氣驅(qū)實驗不同,常規(guī)氣驅(qū)實驗的巖心是被巖心夾持器的橡膠套緊緊包住,確保注入氣不從巖心表面和橡膠套之間竄流而導致實驗失敗。Alharthy N等人[11]設(shè)計的實驗不用巖心夾持器,而用1個高壓倉放置巖心,在巖心和高壓倉之間填充石英砂,使CO2能夠和巖心充分接觸。先將CO2從入口充入高壓倉,此時高壓倉出口關(guān)閉。浸泡12 h后,打開出口,同時保持入口壓力34 MPa不變,CO2驅(qū)油10 min后關(guān)閉出口,重復(fù)上述浸泡和驅(qū)油的過程。Bakken儲層原油的最小混相壓力為11 MPa,實驗溫度為地層溫度110 ℃、實驗壓力34 MPa。多周期實驗后,中Bakken儲層巖心內(nèi)驅(qū)油效率達到95%以上,而下Bakken儲層巖心驅(qū)油效率為40%。不同學者針對礦場尺度開展CO2驅(qū)油數(shù)值模擬研究,數(shù)值模擬結(jié)果表明,Bakken儲層致密油CO2連續(xù)注入驅(qū)油的采收率為15.5%～24.6%[27-31]。

Morsy S等人[32]、Bhargav B J等人[33]報道了一種創(chuàng)新性的拉鏈式壓裂縫間注采驅(qū)油技術(shù),2口水平井平行,壓裂裂縫交錯部署,1口水平井作為注水井,1口水平井作為生產(chǎn)井,見圖1。Bhargav B J數(shù)值模擬表明,在注水縫和生產(chǎn)縫之間沒有裂縫連通的情況下,注水井和生產(chǎn)井距離為125 m和62.5 m時,可分別獲得26.2%和35.1%采收率(滲透率為0.03×10-3μm2,孔隙度為3%)；而Morsy S數(shù)值模擬表明,在油藏滲透率為0.001×10-3μm2、孔隙度為9%、裂縫為150 m時,水驅(qū)采收率為18.3%,與一次采油相比,采收率提高1倍。

室內(nèi)巖心實驗和數(shù)值模擬表明,連續(xù)驅(qū)油可以大幅度提高致密油藏采收率,不論是傳統(tǒng)井網(wǎng)井間驅(qū)還是創(chuàng)新性的拉鏈式壓裂縫間驅(qū),均可將致密油藏采收率從水平井分段壓裂后衰竭開發(fā)的3%～5%提升到20%左右,其理論依據(jù)與常規(guī)油藏類似,注水補充地層能量,實現(xiàn)有效驅(qū)替,提高采收率。但經(jīng)過調(diào)研文獻后發(fā)現(xiàn),現(xiàn)場試驗效果與室內(nèi)實驗結(jié)果對比迥異。

圖1 拉鏈式壓裂注水示意圖Fig.1 Pull-up fracturing water injection

2.2 井間連續(xù)驅(qū)油現(xiàn)場試驗

2.2.1 井間注水連續(xù)驅(qū)油現(xiàn)場試驗

2.2.1.1 北達科達州井間注水連續(xù)驅(qū)油試驗

2012年，美國EOG能源公司在北達科達州Bakken儲層內(nèi)的分段壓裂水平井間開展注水連續(xù)驅(qū)油提高采收率試驗[23],試驗采用五點井網(wǎng)模式,中心1口水平井作為注水井,注水井的水平井段近南北走向。注水井的東西方向有2口采油水平井,采油井的水平井段與注水井水平井段平行,相距700 m。注水井的南北方向也有2口采油水平井,采油井水平井段也與注水井水平井段平行,采油井與注水井的趾部和跟部距離分別為360 m和270 m,見圖2。截至2012年6月,注水量為195 m3/d,井底壓力為41 MPa左右,連續(xù)注入8個月后停止注水。6個月后恢復(fù)注水,注入量為55 m3/d,連續(xù)注8個月。東西2口采油井在1個月內(nèi)見水,發(fā)生水竄。兩個注水階段,4口采油井均未見明顯增油,說明這種方式無法有效提高采收率。試驗證明水井不存在注入困難的問題,可能因注水誘發(fā)了微裂縫,增加了儲層的滲透性[34]。

圖2 五點井網(wǎng)示意圖Fig.2 Five-point injection-production pattern

2.2.1.2 蒙大拿州井間注水連續(xù)驅(qū)油試驗

2014年，美國蒙大拿州Bakken儲層開展井組注水連續(xù)驅(qū)油試驗[35],1口水平井注水,周圍數(shù)口采油井。注水期間,采油井均未見增油,反而產(chǎn)水量在幾周后暴增15倍。1年后產(chǎn)油量略有增加,確認有注水效果但極有限。

2.2.1.3 吉魯克斯維爾州井間注水連續(xù)驅(qū)油試驗

加拿大吉魯克斯維爾州西北的下三疊系Montney油藏雖然不是致密油(滲透率為1×10-3～10×10-3μm2),但與致密油一樣采用水平井分段壓裂開發(fā)。2013年開始嘗試注水連續(xù)驅(qū)油試驗并取得一定效果,2015年擴大注水規(guī)模,4口注水井,6口生產(chǎn)井。6個月內(nèi),井組總產(chǎn)量遞減趨勢逐漸止住并保持產(chǎn)量穩(wěn)定,預(yù)期可提高采收率5.2%,較好的試驗效果可能是由于儲層滲透率較高的原因所致。

2.2.1.4 薩斯喀徹溫州井間注水連續(xù)驅(qū)油試驗

2006年加拿大薩斯喀徹溫州Bakken儲層開展致密油注水連續(xù)驅(qū)油水驅(qū)試驗,取得較好效果,然后開始擴大水驅(qū)規(guī)模,注水井從36口增加到100口以上,是北美最大的致密油水驅(qū)項目。典型水平井長度為1 400～1 600 m,縫間距為60～90 m。2006年開始注水,當時只有1口水平井注水,4口水平井生產(chǎn)。2008年第三季度見到注水效果[21],產(chǎn)量遞減速度開始減緩。擴大規(guī)模后整體注水受效,區(qū)塊產(chǎn)量回升,預(yù)期最終采收率比一次采油增加2倍,效益明顯。

根據(jù)井間注水連續(xù)驅(qū)油現(xiàn)場試驗結(jié)果匯總,繪制出不同區(qū)塊注入量對比圖,見圖3。從圖3可以看到,不同區(qū)塊注入量相差很大。不過不論是整個區(qū)塊100口井同時注入,共計注入超過800 000 m3水的案例；或是五點井網(wǎng)注入,共計注入不足50 000 m3水的案例,都會出現(xiàn)井間竄流的現(xiàn)象,降低井間注水連續(xù)驅(qū)油的提高采收率效果。

圖3 注水連續(xù)驅(qū)注水量對比圖Fig.3 Comparison of injection volume of continuous flooding

2.2.2 井間注氣連續(xù)驅(qū)油現(xiàn)場試驗

2.2.2.1 薩斯喀徹溫州井間注氣連續(xù)驅(qū)油試驗

圖4 注采井網(wǎng)分布圖Fig.4 Injection-production pattern distribution

2011年加拿大薩斯喀徹溫州東南部Bakken儲層開展連續(xù)注干氣非混相驅(qū)的三次采油項目[36]。該儲層厚度為7～8 m,滲透率小于1×10-3μm2,孔隙度為9%～12%,原油黏度為3 mPa·s。通過水驅(qū)、CO2驅(qū)和干氣驅(qū)的可行性對比分析,選擇干氣驅(qū)作為提高采收率方法,這是由于干氣壓縮性高，黏度低，容易注入，驅(qū)油效率高,有近距離氣源和現(xiàn)成注氣基礎(chǔ)設(shè)施,經(jīng)濟性較好等原因。干氣驅(qū)注氣井網(wǎng)見圖4,注氣井水平段沿東西走向展布,5口生產(chǎn)井在注氣井北面,4口生產(chǎn)井在注氣井南面,生產(chǎn)井與注氣井垂直,形成一注九采井網(wǎng)模式。2011年12月管道壓力為35 MPa時,注入量為8 500 m3/d；2012年3月壓縮機到位后注入壓力為70 MPa,注入量為2.8×104m3/d。加大注入量后,很快造成2口生產(chǎn)井氣竄,由于無法及時修井,導致井組產(chǎn)量最低降至8 m3/d,修井后,9口井產(chǎn)量開始回升,高峰期產(chǎn)量達到42 m3/d。Schmidt M等人[22]分析了該項目的三個挑戰(zhàn):一是氣竄;二是原有的完井方式會增加氣竄后的處理難度;三是井下抽油泵系統(tǒng)容易失效。

2.2.2.2 北達科達州井間注氣連續(xù)驅(qū)試驗

前面介紹的美國北達科達州Bakken儲層致密油五點井網(wǎng)注水連續(xù)驅(qū)油現(xiàn)場試驗不成功[36],2014年將該井組中的注水井轉(zhuǎn)為注氣井,進行Bakken儲層致密油分段壓裂水平井間注氣連續(xù)驅(qū)試驗,注入介質(zhì)為天然氣。2014年6月以4.5×104m3/d速度注氣55 d,井口壓力為24.5 MPa，4口生產(chǎn)井在注氣后幾個月內(nèi)產(chǎn)油量都有增加。但注氣8 d后,東面的采油井注入氣體突破,形成氣竄,約10%的注入氣從該井采出,隨后關(guān)井1個月。當該井再次打開時,產(chǎn)氣量仍然很高,產(chǎn)油峰值很快消失,遞減規(guī)律與關(guān)井前一樣。只有北面采油井的原油產(chǎn)量有2次波動,增加幅度很小,遞減很快,可能是因為該井周圍有其他井開展過壓裂工作的緣故。

不同區(qū)塊注氣連續(xù)驅(qū)注氣量對比見圖5,兩個區(qū)塊在注氣吞吐時都注入了100×104m3以上的天然氣,從增油效果上來說,兩個案例都有不同程度的增油效果,但產(chǎn)油峰值消失較快,都出現(xiàn)氣竄現(xiàn)象,影響了提高采收率的效果。

圖5 注氣連續(xù)驅(qū)注入量對比圖Fig.5 Comparison of injection volume of continuous gas flooding

3 分段壓裂水平井單井內(nèi)吞吐研究

3.1 吞吐實驗與數(shù)值模擬研究

3.1.1 表面活性劑吞吐數(shù)值模擬研究

由于致密油儲層的潤濕性屬于親油到中等潤濕,注水時毛管力是阻力,降低致密油儲層的注入性,而表面活性劑溶液(活性水)可以改變潤濕性,有提高致密油采收率的潛力。研究者[28,37-39]發(fā)現(xiàn)表面活性劑可使巖石的潤濕性由親油到中等潤濕向親水趨勢轉(zhuǎn)化,提高驅(qū)油效率,增加水吸入巖石的深度,從而提高采收率。不同類型的表面活性劑作用效果不同。研究認為活性水改變潤濕性對采收率的貢獻比降低界面張力貢獻大[40],滲吸驅(qū)油的作用距離很小,適合于裂縫非常發(fā)育的油藏。B型活性水體系滲吸實驗采收率為30%以上,并推薦使用該體系開展現(xiàn)場吞吐試驗[12,41]。Lotfollahi M等人[42]的油藏模擬結(jié)果表明，活性水吞吐6年后,在高毛管壓力和高滲透率條件下致密油的采收率從一次采油的4%最多可提高到10%。

3.1.2 低礦化度鹽水吞吐數(shù)值模擬研究

研究者將低礦化度鹽水吞吐應(yīng)用于致密油注水吞吐。低礦化度鹽水吞吐驅(qū)油提高采收率主要機理是改變界面張力和潤濕性[24],另外黏土膨脹會引起巖石破裂,增加巖石滲透率和自發(fā)滲吸能力。Morsy S等人[32]的巖心室內(nèi)實驗研究結(jié)果表明,2%KCl鹽水吞吐的采收率為12%,低礦化度鹽水吞吐的采收率為19%,原因是巖心在注入低礦化度鹽水后破裂,引發(fā)更多的自發(fā)滲吸效應(yīng),使得低礦化度鹽水吞吐效果好于2%KCl鹽水吞吐效果。其他研究者如Valluri M K[43]也得到類似實驗結(jié)果。數(shù)值模擬結(jié)果表明,第5年時低礦化度鹽水吞吐采油的采收率為7.2%,比一次采油采收率6.1%略有增加,但增加幅度有限。

3.1.3 注氣吞吐和縫間驅(qū)數(shù)值模擬

由于CO2容易與原油發(fā)生混相,CO2吞吐驅(qū)油在常規(guī)油藏中有一定應(yīng)用。已知的提高采收率機理包括:保持油藏壓力、CO2溶解于原油使原油膨脹并減小原油黏度、萃取原油中輕質(zhì)組分等。致密油儲層中CO2吞吐驅(qū)油提高采收率可能與這些機理有關(guān),但哪個機理起主要作用暫時不清楚。致密油藏提高采收率機理可能與常規(guī)油藏提高采收率機理不同,因此CO2吞吐提高采收率得到更多的關(guān)注和研究,天然氣、N2吞吐提高采收率也有一定研究,一個新的分段壓裂水平井內(nèi)縫間注氣驅(qū)油技術(shù)開始嶄露頭角。

圖6 CO2吞吐實驗流程圖Fig.6 CO2 huff-puff experiment

典型的CO2吞吐實驗流程見圖6,向高壓容器注入CO2，增壓時巖心被CO2完全包圍,維持壓力浸泡一段時間后,打開出口,巖心內(nèi)壓力降低,原油被采出。實驗表明[11,44-45],即便巖心滲透率低至100×10-9μm2,在混相條件下CO2吞吐可采出巖心中90%以上的原油。Gamadi T D[44]在EagleFord巖心上的CO2吞吐實驗表明,近混相狀態(tài)下,3個周期吞吐實驗后驅(qū)油效率達到60.5%。Fragoso A等人[10]、Alharthy N等人[11]開展CO2混相吞吐驅(qū)油實驗得到相似結(jié)果。Hawthorne S B等人[45]采用小而薄的長條形(9 mm×9 mm×30 mm)和圓形直徑 10 mm 巖石進行了物理模擬實驗,CO2吞吐驅(qū)油效率幾乎100%。

Shoaib S等人[46]和Wang Xiaoqi等人[28]利用模型研究發(fā)現(xiàn),CO2驅(qū)油能夠增加采收率10%～20%,CO2吞吐驅(qū)油增加采收率5%～10%。Todd H B等人[23]利用數(shù)值模擬研究Bakken儲層CO2提高采收率,在55 MPa壓力下,注入速率達到5 000 m3/d,預(yù)測混相驅(qū)采收率由一次采油采收率5%增加到24%。Zhu Peixi等人[20]提出了一種新的方法即分段壓裂水平井內(nèi)縫間連續(xù)驅(qū)油,將CO2從1條裂縫注入,原油從相鄰裂縫采出,見圖7。滲透率在1×10-6μm2和10×10-6μm2的情況下,模擬單元縫間驅(qū)油的最終采收率分別為20.6%和32.8%,在一次采油的采收率基礎(chǔ)上增長了15.2%和27.4%。Fu Xuebing 等人[47]在此基礎(chǔ)上研究了滲透率100×10-9μm2致密油分段壓裂水平井縫間連續(xù)注入CO2驅(qū)油和周期注入CO2驅(qū)油,采收率分別為22.6%和21.5%,在一次采油采收率9.1%的基礎(chǔ)上增加了12.5%和12.4%。

圖7 分段壓裂縫間驅(qū)油示意圖Fig.7 Inter-fracture flooding with staged fracturing

提高致密油采收率時,注氣具有比注水更大的機理優(yōu)勢,室內(nèi)巖心實驗及數(shù)值模擬結(jié)果也表明注氣提高采收率效果比注水提高采收率效果更好。室內(nèi)巖心實驗結(jié)果表明，注氣比注水能夠多提高采收率5%～10%。但與此同時,室內(nèi)巖心實驗結(jié)果與現(xiàn)場試驗效果差別較大的現(xiàn)象在注氣提高采收率時仍然存在。

3.2 分段壓裂水平井內(nèi)吞吐現(xiàn)場試驗

3.2.1 注水吞吐現(xiàn)場試驗

3.2.1.1 北達科達州注水吞吐試驗

2012年在美國北達科達州Bakken儲層中開展了注水吞吐試驗,從水平井的跟端到趾端全井段注水,注水后悶井一段時間恢復(fù)生產(chǎn)。注水時間超過1個月,注水速率145 m3/d左右,悶井15 d后開始生產(chǎn),累計生產(chǎn)時間超過3個月。試驗結(jié)果表明,不存在任何注水困難,但也未見任何增油效果[23]。

3.2.1.2 帕肖爾油田注水吞吐試驗

2012年美國EOG能源公司在帕肖爾油田NDIC 17170井進行注水吞吐試驗[26],按照計劃注水30 d,悶井10 d。實際上在2012年4月注水超過1 400 m3,5月注水近4 200 m3。但生產(chǎn)時未看到任何增油效果。

3.2.1.3 帕肖爾油田注水吞吐轉(zhuǎn)注氣吞吐試驗

2012年4月至2014年2月,美國EOG能源公司在帕肖爾油田NDIC 16986井進行注水吞吐試驗,共計注水67 000 m3,悶井1個月后開始生產(chǎn),未見明顯增油效果[26]。2014年6月轉(zhuǎn)為注氣吞吐,通過氣水混合注入調(diào)整裂縫中氣體黏度小帶來的竄流。截至2014年8月20日,累計注氣約2 500 000 m3。在2口鄰井觀察到少量產(chǎn)液量變化,表明井間可以建立起流通關(guān)系,但少量增產(chǎn)表明注氣試驗并不成功。

不同區(qū)塊注水吞吐注水量對比見圖8,從圖8可以看出,由于注水吞吐時采用單井吞吐,所以吞吐注水量與井間驅(qū)注水量相差大,注水吞吐僅為幾千立方米到幾萬立方米。由于注水量較小,且致密油藏中注水存在注入性差、地層能量提升小等問題,注水吞吐的現(xiàn)場試驗結(jié)果均無明顯增油效果。

圖8 注水吞吐注入量對比圖Fig.8 Comparison of injection volume of water huff-puff

3.2.2 注氣吞吐現(xiàn)場試驗

3.2.2.1 厄爾木庫里油田CO2吞吐試驗

2008年，在美國北達科達州Bakken儲層開展了CO2吞吐試驗[36]，注入壓力為13 ～20 MPa,注氣速率為2.8×104m3/d,注入時間持續(xù)30 d,未發(fā)現(xiàn)注入能力問題,但生產(chǎn)時也未見增油效果。

3.2.2.2 蒙大拿州CO2吞吐試驗

2009年，大陸石油公司在加拿大蒙大拿州Bakken儲層36-2H井開展CO2吞吐試驗[36],每天注入CO2約40 000～50 000 m3,注入壓力為14 ～206 MPa,注入時間為45 d,共注入CO2約127 000 m3,悶井64 d后生產(chǎn)。9個月后的2010年初見到增油效果,峰值產(chǎn)量為7 m3/d,高于注CO2前14個月內(nèi)的單月最高產(chǎn)量。但該井產(chǎn)量的增加可能不是由于CO2吞吐帶來的增產(chǎn)效果,因為開始見效時間與注入CO2時間間隔太長,最大的可能性是由于該井修井帶來的增產(chǎn)效果。CO2吞吐沒有效果可能的原因有:一是注氣時間太短;二是在離注氣井1 500 m遠的鄰井見到了CO2突破;三是注氣壓力太低。

3.2.2.3 北達科達州CO2吞吐試驗

2014年在美國北達科達州Bakken儲層中開展了直井內(nèi)首次CO2吞吐試驗[36]，計劃日注CO2為8 500 ～14 000 m3,注氣20 ～30 d,然后悶井20 d后開始生產(chǎn)。但是注氣當天就發(fā)現(xiàn)270 m處鄰井內(nèi)見到CO2,表明氣竄嚴重,停止注氣。

3.2.2.4 帕肖爾油田CO2吞吐試驗

2008年，美國EOG能源公司在帕肖爾油田 NDIC 16713 井開展CO2吞吐試驗[36],該水平井壓裂6段，注入CO2約85 000 m3,在第11 d發(fā)生鄰井CO2突破,試驗井和鄰井的產(chǎn)量都有增長。

不同區(qū)塊注氣吞吐注入量對比見圖9。

圖9 注氣吞吐注入量對比圖Fig.9 Comparison of injection volume of gas huff-puff

從圖9可以看出,注氣吞吐時由于不存在注入性問題,單井注氣量均在100×104m3左右。但是由于存在氣竄等問題,注氣吞吐沒有像井網(wǎng)間注CO2氣驅(qū)替一樣起到短暫增油的效果。

4 北美致密油提高采收率啟示

從已報道的致密油提高采收率文獻來看,無論是氣驅(qū)實驗還是滲吸實驗,室內(nèi)實驗結(jié)果和理論計算結(jié)果都較好。實驗室CO2驅(qū)油或吞吐結(jié)果是基于巖心實驗得到的，由于巖心尺寸小,CO2能夠完全進入巖心孔隙,與原油發(fā)生充分溶解、萃取和膨脹的作用,波及系數(shù)很高,是實驗效果好的原因之一;由于原油在巖心內(nèi)的流動距離短,實驗流動壓差大,驅(qū)動壓力梯度非常高,能夠驅(qū)動很小的孔喉內(nèi)原油,驅(qū)油效率高,是實驗效果好的原因之二。礦場試驗與室內(nèi)巖心實驗結(jié)果迥異,6個連續(xù)注氣和7個單井吞吐試驗結(jié)果都不理想,沒有取得顯著的增油效果,見表1。僅美國EOG能源公司聲稱取得較好的吞吐結(jié)果,美國EOG能源公司的吞吐試驗方式有別于7個單井吞吐試驗,采用的是多井同時吞吐,試驗數(shù)據(jù)和效果尚未公布。礦場試驗的波及系數(shù)和連續(xù)驅(qū)油效率遠遠小于室內(nèi)巖心實驗的波及系數(shù)和連續(xù)驅(qū)油效率,因此礦場采收率非常不盡人意。井間驅(qū)和單井吞吐都屬于常規(guī)方法、理念,無法解決致密油有效注入和經(jīng)典驅(qū)油的問題。世界石油開發(fā)史證明只有有效注入,實現(xiàn)水/氣驅(qū)油才能大幅度提高采收率,因此縫間驅(qū)油有可能成為解決注入性和驅(qū)油問題的新技術(shù)。通過分析文獻,得到以下啟示。

表1 北美致密油試驗結(jié)果一覽表

4.1 井間連續(xù)驅(qū)油提高采收率風險高

調(diào)研結(jié)果表明，采用CO2吞吐的方式提高采收率最有潛力。室內(nèi)巖心實驗表明,CO2混相吞吐采油效率最低70%,高則達90%以上,甚至接近100%。數(shù)值模擬結(jié)果表明,CO2混相驅(qū)能夠在一次采油采收率基礎(chǔ)上提高采收率11%～15%。但現(xiàn)場試驗與室內(nèi)實驗結(jié)果迥異,無論采用單井內(nèi)CO2吞吐或者井間CO2驅(qū)油,由于致密油儲層的天然裂縫發(fā)育,注15 d就在鄰井見到CO2,表明CO2沿著裂縫竄流,無法有效驅(qū)替儲層中原油來提高采收率，井間天然氣驅(qū)油也是同樣的現(xiàn)象和效果?，F(xiàn)場試驗證明,分段壓裂水平井間連續(xù)注水會誘發(fā)注水縫,導致注入水竄流,無法提高采收率。即使致密油儲層的微裂縫不發(fā)育,注入時不存在井間竄流,井間注入仍然存在兩個問題:一是井間連續(xù)注水注采方式下驅(qū)油劑主要動用注入井裂縫和采油井裂縫之間儲層內(nèi)的儲量,一旦注入流體前沿到達生產(chǎn)井的任何一條裂縫,就會形成高速通道,波及系數(shù)就難以繼續(xù)擴大,對井間儲量動用效率不高;二是由于分段壓裂水平井人工裂縫的影響,井間驅(qū)油難以動用生產(chǎn)井的裂縫所夾儲層內(nèi)的儲量。因此可以認為,對天然裂縫發(fā)育的致密油藏采用常規(guī)井間驅(qū)替方式(注水/氣)提高采收率方法效果有限,風險很高。

4.2 注氣吞吐大規(guī)模應(yīng)用受限

表面活性劑吞吐實驗證明依靠滲吸表面活性劑只能達到裂縫附近10 cm處,現(xiàn)場試驗效果不理想。理論和實踐都表明表面活性劑吞吐難以大幅度提高致密油藏采收率,在此不予深入討論。

4次CO2吞吐現(xiàn)場試驗只有1次見到效果但不明顯,其他3次都出現(xiàn)嚴重氣竄,導致試驗失敗,但不能根據(jù)這幾次單井吞吐試驗結(jié)果就倉促下定論?，F(xiàn)場試驗結(jié)果不理想,是因為氣體沿著裂縫竄流的緣故?，F(xiàn)場試驗的前提是1口井注CO2,同時周圍其他井正常生產(chǎn),注入井和生產(chǎn)井之間存在較大的壓力差,加之裂縫發(fā)育,因此容易發(fā)生注入氣沿裂縫竄流到鄰井的現(xiàn)象。這樣CO2無法和原油進行有效接觸,無法提高油藏壓力,就無法提高采收率。如果改變試驗思路,在同一區(qū)塊采用多口井同時吞吐,甚至相鄰幾個區(qū)塊同時開展吞吐試驗,這樣就會減少注入氣體竄流的風險,把天然氣或CO2圈閉在油藏中,提高油藏壓力,同時增加氣體與原油接觸時間,或許情況會有所變化,美國EOG能源公司的試驗就是這樣的例子。美國EOG能源公司是第一個聲稱注天然氣試驗取得良好效果的公司[9],試驗開始于2013年,目的層是Eagle Ford儲層,共計4個現(xiàn)場試驗(15口井)。3年的模擬研究和15口井的現(xiàn)場試驗表明,采收率能達到一次采油采收率的1.3～1.7倍。每桶油增加成本6美元,在40美元的油價下,投資回報率達到30%。2016年開辟第5個現(xiàn)場試驗,該實驗區(qū)有32口井；2017年開辟第6個試驗區(qū),包含100多口井[48]；后續(xù)擴大試驗結(jié)果尚未報道。美國EOG能源公司采用的是天然氣吞吐,但沒有披露試驗細節(jié)。由于美國EOG能源公司注氣提高了致密油產(chǎn)量,有8家公司接踵而至,復(fù)制該方法,在Eagle Ford儲層和Bakken儲層開展現(xiàn)場試驗[9]。除了油藏和地質(zhì)等因素,主要的瓶頸在于氣體壓縮機和氣源，其中最受青睞的3606型壓縮機價值400～450萬美元,工作壓力50 ～60 MPa,見圖10。Jacobs T[9]認為，要想致密油提高采收率獲得成功,必須做大,意味著要多井大規(guī)模,需要更多的壓縮機,1個區(qū)塊需要多臺3606型壓縮機。但是購置壓縮機等待時間要1年以上,而且3606型壓縮機需要配套裝備,這種裝備在美國只有兩家公司能生產(chǎn)。對投資者來說這樣動則上千萬美元的投資,與鉆新井相比,利潤回報太慢。另外生產(chǎn)井附近是否有足夠的氣源是降低成本的關(guān)鍵因素,吞吐需要耗費大量的天然氣或CO2,只能就地解決氣源才會有經(jīng)濟效益。美國EOG能源公司的現(xiàn)場試驗之所以經(jīng)濟效益好,是因為試驗區(qū)附近有其他公司低價出售天然氣,而且有現(xiàn)成管道,成本較低。北美4個單井致密油CO2吞吐現(xiàn)場試驗都沒有起到良好的增油效果,表明采用單井CO2吞吐效果較差。而美國EOG能源公司礦場試驗表明同一區(qū)塊內(nèi)同時開展多井天然氣/CO2吞吐可提高采收率,但大規(guī)模操作模式受氣體壓縮機、氣源和管道的限制。

圖10 3606型壓縮機及其配套設(shè)備照片F(xiàn)ig.10 Photo of model 3606 compressor andits auxiliary equipment

4.3 縫間驅(qū)油技術(shù)的發(fā)展?jié)摿?/h3>

Zhu Peixi等人[20]提出的分段壓裂水平井內(nèi)縫間驅(qū)油技術(shù)具有很大的創(chuàng)新性,分段壓裂水平井內(nèi)1條縫作為注入縫,臨近2條縫作為采油縫(圖7)。注入的水/天然氣/CO2能把油向臨近裂縫驅(qū)趕,達到驅(qū)替目的。程時清等人[49-50]也開展過類似研究,證明縫間驅(qū)提高采收率效果良好。筆者也做了先期探索,認為分段壓裂水平井內(nèi)縫間驅(qū)油可分為縫間連續(xù)驅(qū)油和縫間周期注入驅(qū)油兩種方式。縫間連續(xù)驅(qū)油是全井段鋪設(shè)雙管柱,1根管柱作為注水管道,1根管柱作為生產(chǎn)管道，利用封隔器把壓裂縫隔開,在封隔器之間安裝自動閥門,注入流體從偶數(shù)縫注入,把原油驅(qū)向奇數(shù)縫產(chǎn)出,通過油管采出,實現(xiàn)連續(xù)注入和生產(chǎn)。縫間周期注入驅(qū)油是全井段只鋪設(shè)1根管道,封隔器和自動閥門安裝方式位置與縫間連續(xù)驅(qū)油一樣。注入時,注入縫處閥門打開,采油縫處的閥門關(guān)閉,采油時則相反。縫間周期注入驅(qū)油的注入階段和采油階段是周期性的,與吞吐類似,但是驅(qū)油介質(zhì)的流動方向與吞吐不同,縫間周期注入驅(qū)油時介質(zhì)的流動方向始終一致,從注入縫流向臨近裂縫,而注入介質(zhì)在吞的過程中和吐的過程中流動方向完全相反。Zhu Peixi等人[20]和Fu Xuebing等人[47]的研究表明，分段壓裂水平井內(nèi)縫間驅(qū)或縫間吞吐采收率可提高到20%以上。

筆者也提出類似理念,并開展理論分析。致密油儲層滲透率非常小,相對于常規(guī)低滲透油藏,滲透率低3～4個數(shù)量級。滲透率極低帶來注入性問題,依靠直井注入的常規(guī)方法注不進油藏。另外水平井分段壓裂開采方式,限制了常規(guī)注入方法的應(yīng)用,一旦注入流體與任何一條裂縫溝通,就會形成“高速公路”,注入水只往“高速公路”走,不往其他地方流動驅(qū)油。如何解決注入性和流體竄流問題，需要打破常規(guī)思維框架。首先解決注入能力問題,根據(jù)達西公式:

(1)

滲透率下降3～4個數(shù)量級時,流體流通量減小同樣的數(shù)量級。如果波及面積A能夠增大同樣的數(shù)量級,那么當壓力梯度和流體黏度一定時,流通量就會增加3～4個數(shù)量級。水平井多段壓裂產(chǎn)生的裂縫極大地增加了注入流體與油藏的波及面積,如果能夠通過裂縫向油藏注入,注入困難的問題就可以得到解決。假定油藏厚度10 m,直徑10 cm的直井與油藏的接觸面積為0.079 m2，假設(shè)壓裂半縫長150 m,單條裂縫與油藏的接觸面積為1 500 m2,水平井壓裂縫的注入面積為直井注入面積的7.64×104倍,增加了4個數(shù)量級。壓裂裂縫為注入提供了需要的流通面積,根據(jù)達西公式,注入能力大幅度提高,可從增加注入能力方面解決注入困難的問題。常規(guī)油藏直井注水是徑向流動,根據(jù)滲流理論井底附近會形成很大的壓力漏斗,井底附近消耗壓力多,導致注水壓力利用率低。最為理想的驅(qū)油方式是線性驅(qū)動,就像實驗室?guī)r心驅(qū)油一樣,不存在徑向流時的壓力漏斗,提高了壓力利用效率,可從驅(qū)動壓力的利用效率方面解決注入困難的問題。水平井部署時水平段沿著最小主應(yīng)力方向,壓裂時產(chǎn)生垂直于井筒方向的裂縫。根據(jù)地質(zhì)力學和巖石力學,天然微裂縫與壓裂裂縫平行。在美國開展的現(xiàn)場試驗,注入氣體突破到鄰井,流線與天然裂縫或者注入誘導縫的方向平行,這是容易產(chǎn)生竄流的主要原因。實行縫間驅(qū)油時,注入流體和原油流動方向與天然裂縫和壓裂縫方向垂直,可減小竄流的風險,特別是當一個區(qū)塊內(nèi)的數(shù)口井同時開展縫間驅(qū)油時,除了最外側(cè)的井存在竄流,內(nèi)部井竄流的風險大幅度降低。如果采用分段壓裂水平井內(nèi)周期注氣驅(qū)油,只要把油藏壓力恢復(fù)到原始油藏壓力,就能實現(xiàn)混相驅(qū)油,可大幅度提高采收率。因此在水平井分段壓裂的井中開展同井內(nèi)縫間注入驅(qū)油,不僅可解決注入能力問題,提高壓力利用效率,還能降低竄流的風險,完全打破常規(guī),改變石油工業(yè)的注采技術(shù)傳統(tǒng),是一個革命性的技術(shù)。

同井內(nèi)縫間驅(qū)油實施存在的難點有:1)鉆井過程中水平井段高低起伏,使固井水泥環(huán)厚薄不一,在壓裂時可能導致水泥環(huán)破裂,影響縫間注采;2)套管完井,井眼較小,對下入工具帶來很大的挑戰(zhàn)，而裸眼完井,井眼內(nèi)空間較大,對安裝工具有利,但是帶來長段封隔的問題;3)壓裂縫的復(fù)雜性(有效改造體積)對提高壓裂效果有利,但是裂縫發(fā)育會導致竄流,對縫間驅(qū)油卻有不利影響;4)壓裂縫的間距和長度差異較大,對一次采油沒有太大影響,但會嚴重影響縫間驅(qū)油的有效性,所以精確控制裂縫位置和裂縫密度是非常大的挑戰(zhàn);5)在生產(chǎn)過程中套管變形,套變對一次采油和常規(guī)吞吐沒有影響,但嚴重影響工具安裝,因此必須選擇無套變的井才能實施縫間驅(qū)油;6)壓裂后井筒的完整性決定工具是否能夠安全進入水平井段,只有井筒完整性良好的井才可能實施縫間注采;7)封隔器和閥門性能影響也是能否實現(xiàn)縫間注采的關(guān)鍵;8)地質(zhì)因素也必須予以考慮,比如非均質(zhì)性、裂縫間連通性和井間連通性等因素會影響該技術(shù)的應(yīng)用。這一切均需開展進一步的研究,才能推進該技術(shù)逐漸成熟。

綜合僅有的幾篇單井內(nèi)縫間注采文獻和筆者的分析,分段壓裂水平井內(nèi)縫間注采不僅解決注入能力問題,而且通過建立線性驅(qū)動流場可以提高壓力利用效率和波及系數(shù),能避免竄流，理論上講該技術(shù)前景廣闊,但工程問題也不少,值得大力探索。分段壓裂水平井內(nèi)縫間周期驅(qū)油模式只需在全井段下入油管、封隔器和全自動閥門組成的管柱串,管柱結(jié)構(gòu)相對簡單,安裝難度較小,整體風險較小,應(yīng)優(yōu)先研究和攻關(guān)。

5 結(jié)論

1)室內(nèi)巖心實驗與數(shù)值模擬結(jié)果表明,井間氣驅(qū)能夠在一次采油采收率基礎(chǔ)上提高采收率10%以上,注水吞吐能夠提升采收率2%～5%,注氣吞吐能夠提高采收率12%左右。

2)現(xiàn)場效果與室內(nèi)實驗結(jié)果迥異,北美致密油已開展的6個井網(wǎng)間連續(xù)驅(qū)油和7個單井內(nèi)吞吐先導試驗效果均不明顯,主要問題是井間竄流。井間驅(qū)油的氣竄主要發(fā)生在井網(wǎng)之間,單井吞吐的竄流發(fā)生在吞吐井和相鄰的生產(chǎn)井之間。

3)美國EOG能源公司的多井規(guī)模注氣吞吐效果良好,美國EOG能源公司一期試點選取了15口井同時吞吐,有效提高了產(chǎn)量,表明采用井網(wǎng)進行多井同時吞吐能夠有效防止氣竄的問題。

4)理論上分段壓裂水平內(nèi)縫間驅(qū)油通過增加注入面積和改變流場解決注入能力,能夠有效增加裂縫間的波及面積,同時由于驅(qū)替距離較短,可以有效減少水竄風險。但在工程實施上有難度,目前考慮利用單管柱進行周期注采,具有一定可行性,應(yīng)優(yōu)先研究和攻關(guān)。