北美致密油提高采收率研究现场试验及启示

时间：2024-11-06

廖广志杨懿熊伟沈瑞

1. 中国石油勘探与生产分公司, 北京 100120;2. 中国科学院大学, 北京 100190;3. 中国科学院渗流流体力学研究所, 河北廊坊 065007;4. 中国石油勘探开发研究院, 北京 100083

0 前言

美国致密油储量丰富,据美国能源署EIA报道[1],截至2016年底,美国致密油累计探明储量27.25×108t,三大盆地探明储量占美国致密油总储量的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储层和Eagle Ford储层的致密油藏贡献了80%的致密油产量[2-4]。致密油革命主要得益于水平井钻井和分段压裂等技术的进步。依靠水平井钻井、分段压裂和弹性能量驱动等技术,致密油藏一次开发采收率为5%～10%,平均值8%左右[5-11],有学者认为甚至可低至1%～2%[7,12],一次开发后仍有巨量的原油留在地下。

2014年原油价格断崖式下滑,至今原油价格仍在低价位波动,暴露了高油价下致密油单井产量快速递减和采收率低等开发特征带来的经济问题[13]。致密储层内的流体流动性差,导致油井产量快速递减。第一年递减率为45%～60%[14],在9～12个月后进入低递减率的稳产阶段[15]。要保持致密油产量稳定或者上升,必须钻新井来弥补老井的产量递减,导致美国的致密油井越来越多,高达数万口井[16]。比如Permian盆地,根据现有生产情况,该盆地生产商要钻1 800口新井才能弥补产量递减造成的缺口,需要投资150亿美元以上[14]。根据这个趋势,致密油要保持产量稳定极为困难,一方面,开发井数量已达到数万口,需要持续投入巨资才能保持产量稳产;另一方面,与常规油藏相比,致密油的采收率非常低,平均为8%左右[2,9],经济效益差。按照现有的开发模式,低油价下致密油开发能否长期可持续发展在经济上还存在很大挑战。

大幅度提高采收率是致密油发展的必由之路。2013年12月在马来西亚首都吉隆坡召开的国际石油技术大会上,专家呼吁要依靠技术创新来应对低油价挑战。时任贝克休斯公司副总裁Freitag H C说，要用脑力(新技术)替代马力(压裂)来提高开发效果[13]。北美数百亿桶的致密油地质储量、已建成的数万口生产井和已有的基础设施,为提高采收率打下了坚实的基础。如果采收率提高5%,增加的可采储量可达数亿吨,提高10%～20%采收率的新技术对致密油开发来说是革命性技术。

常规油藏提高采收率技术在致密油藏中不一定能完全复制,比如聚合物驱、三元复合驱等注入体系中含有大分子,无法注入以纳米孔隙为主的致密油储层。致密油储层的孔隙度和渗透率较差,提高采收率首先要考虑流体能否通过致密油储层的孔喉,然后再考虑提高采收率机理和效果。从注入流体来讲,可行的致密油提高采收率方法有混相(非混相)气驱、活性水驱和低矿化度水驱三种方法[1,17-20]。从注入方式看,有井间驱替和单井内吞吐两种方式。研究方法包括室内实验研究、数学方法研究和数值模拟研究。除了室内研究,北美也开展了一些致密油提高采收率现场试验,包括美国的北达科达州、蒙大拿州，以及加拿大的南萨斯喀彻温州[21-23]。从已发表的实验数据、理论研究结果和现场试验效果发现:不同研究者得出的致密油提高采收率结论不同;室内实验结果和现场试验结果差异很大[24]。因此有必要对已有研究成果和现场试验效果进行分析和总结,以期对致密油的开发提供借鉴。

1 北美典型致密油储层岩石和流体物理性质

美国为目前开采致密油最成功的国家,Bakken、Eagle Ford和Wolfcamp是致密油开发潜力最大、开发活动最活跃、致密油产量及增幅最大的储层。加拿大Bakken储层致密油开发也取得了良好的效果。由于提高采收率的现场试验都是在Bakken储层中开展的,所以,本文仅介绍加拿大和美国Bakken储层的岩石和流体物理性质。

美国Bakken储层分布在北达科达州、南达科达州和蒙大拿州,大部分埋深2 400 m左右,上Bakken储层和下Bakken储层主要为页岩,中Bakken储层为灰岩、粉砂岩、白云岩和砂岩。中Bakken储层渗透率为0.001×10-3～0.01×10-3μm2[25],孔隙度为5%～10%[26],储层净厚度为12 m,地层温度为115 ℃,地层压力为52.5 MPa(异常高压油藏),储层含水饱和度25%～50%。美国Bakken储层微裂缝发育且润湿性为油湿到中等润湿[24]。

加拿大Bakken储层分布在萨斯喀彻温省和曼尼托巴省,大部分埋深1 500 m左右。中Bakken储层主要为粉砂岩和黑色页岩,孔隙度为9%～12%,渗透率为0.01×10-3～0.1×10-3μm2,储层厚度为7～8 m,油藏压力为16.2 MPa(正常压力油藏)[22]。加拿大Bakken储层渗透率比美国Bakken储层渗透率高一个数量级,孔隙度平均比美国Bakken储层孔隙度高28.6%。

美国Bakken储层与加拿大Bakken储层的原油和地层水性质差异不大，原油黏度为3 mPa·s,原油比重为0.825[22,27],油气比为100～340,原油与CO2的最小混相压力为17.5～21 MPa[25],地层水矿化度高达285 000 mg/L[24]。

2 分段压裂水平井间连续驱油研究

2.1 连续驱油实验与数值模拟研究

致密油储层渗透率极低,小于0.1×10-3μm2,对流体的注入性带来极大挑战,普遍认为注水的有效性较低。几乎未见岩心连续性水驱油实验报道,只有渗吸提高采收率研究报道,这将在后面单井内吞吐时讨论。研究人员用Bakken储层岩心开展CO2连续驱油,岩心渗透率为0.002×10-3～0.04×10-3μm2,孔隙度为4.5%～8.1%[11]。实验方法与常规气驱实验不同,常规气驱实验的岩心是被岩心夹持器的橡胶套紧紧包住,确保注入气不从岩心表面和橡胶套之间窜流而导致实验失败。Alharthy N等人[11]设计的实验不用岩心夹持器,而用1个高压仓放置岩心,在岩心和高压仓之间填充石英砂,使CO2能够和岩心充分接触。先将CO2从入口充入高压仓,此时高压仓出口关闭。浸泡12 h后,打开出口,同时保持入口压力34 MPa不变,CO2驱油10 min后关闭出口,重复上述浸泡和驱油的过程。Bakken储层原油的最小混相压力为11 MPa,实验温度为地层温度110 ℃、实验压力34 MPa。多周期实验后,中Bakken储层岩心内驱油效率达到95%以上,而下Bakken储层岩心驱油效率为40%。不同学者针对矿场尺度开展CO2驱油数值模拟研究,数值模拟结果表明,Bakken储层致密油CO2连续注入驱油的采收率为15.5%～24.6%[27-31]。

Morsy S等人[32]、Bhargav B J等人[33]报道了一种创新性的拉链式压裂缝间注采驱油技术,2口水平井平行,压裂裂缝交错部署,1口水平井作为注水井,1口水平井作为生产井,见图1。Bhargav B J数值模拟表明,在注水缝和生产缝之间没有裂缝连通的情况下,注水井和生产井距离为125 m和62.5 m时,可分别获得26.2%和35.1%采收率(渗透率为0.03×10-3μm2,孔隙度为3%)；而Morsy S数值模拟表明,在油藏渗透率为0.001×10-3μm2、孔隙度为9%、裂缝为150 m时,水驱采收率为18.3%,与一次采油相比,采收率提高1倍。

室内岩心实验和数值模拟表明,连续驱油可以大幅度提高致密油藏采收率,不论是传统井网井间驱还是创新性的拉链式压裂缝间驱,均可将致密油藏采收率从水平井分段压裂后衰竭开发的3%～5%提升到20%左右,其理论依据与常规油藏类似,注水补充地层能量,实现有效驱替,提高采收率。但经过调研文献后发现,现场试验效果与室内实验结果对比迥异。

图1 拉链式压裂注水示意图Fig.1 Pull-up fracturing water injection

2.2 井间连续驱油现场试验

2.2.1 井间注水连续驱油现场试验

2.2.1.1 北达科达州井间注水连续驱油试验

2012年，美国EOG能源公司在北达科达州Bakken储层内的分段压裂水平井间开展注水连续驱油提高采收率试验[23],试验采用五点井网模式,中心1口水平井作为注水井,注水井的水平井段近南北走向。注水井的东西方向有2口采油水平井,采油井的水平井段与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,采油井水平井段也与注水井水平井段平行,采油井与注水井的趾部和跟部距离分别为360 m和270 m,见图2。截至2012年6月,注水量为195 m3/d,井底压力为41 MPa左右,连续注入8个月后停止注水。6个月后恢复注水,注入量为55 m3/d,连续注8个月。东西2口采油井在1个月内见水,发生水窜。两个注水阶段,4口采油井均未见明显增油,说明这种方式无法有效提高采收率。试验证明水井不存在注入困难的问题,可能因注水诱发了微裂缝,增加了储层的渗透性[34]。

图2 五点井网示意图Fig.2 Five-point injection-production pattern

2.2.1.2 蒙大拿州井间注水连续驱油试验

2014年，美国蒙大拿州Bakken储层开展井组注水连续驱油试验[35],1口水平井注水,周围数口采油井。注水期间,采油井均未见增油,反而产水量在几周后暴增15倍。1年后产油量略有增加,确认有注水效果但极有限。

2.2.1.3 吉鲁克斯维尔州井间注水连续驱油试验

加拿大吉鲁克斯维尔州西北的下三叠系Montney油藏虽然不是致密油(渗透率为1×10-3～10×10-3μm2),但与致密油一样采用水平井分段压裂开发。2013年开始尝试注水连续驱油试验并取得一定效果,2015年扩大注水规模,4口注水井,6口生产井。6个月内,井组总产量递减趋势逐渐止住并保持产量稳定,预期可提高采收率5.2%,较好的试验效果可能是由于储层渗透率较高的原因所致。

2.2.1.4 萨斯喀彻温州井间注水连续驱油试验

2006年加拿大萨斯喀彻温州Bakken储层开展致密油注水连续驱油水驱试验,取得较好效果,然后开始扩大水驱规模,注水井从36口增加到100口以上,是北美最大的致密油水驱项目。典型水平井长度为1 400～1 600 m,缝间距为60～90 m。2006年开始注水,当时只有1口水平井注水,4口水平井生产。2008年第三季度见到注水效果[21],产量递减速度开始减缓。扩大规模后整体注水受效,区块产量回升,预期最终采收率比一次采油增加2倍,效益明显。

根据井间注水连续驱油现场试验结果汇总,绘制出不同区块注入量对比图,见图3。从图3可以看到,不同区块注入量相差很大。不过不论是整个区块100口井同时注入,共计注入超过800 000 m3水的案例；或是五点井网注入,共计注入不足50 000 m3水的案例,都会出现井间窜流的现象,降低井间注水连续驱油的提高采收率效果。

图3 注水连续驱注水量对比图Fig.3 Comparison of injection volume of continuous flooding

2.2.2 井间注气连续驱油现场试验

2.2.2.1 萨斯喀彻温州井间注气连续驱油试验

图4 注采井网分布图Fig.4 Injection-production pattern distribution

2011年加拿大萨斯喀彻温州东南部Bakken储层开展连续注干气非混相驱的三次采油项目[36]。该储层厚度为7～8 m,渗透率小于1×10-3μm2,孔隙度为9%～12%,原油黏度为3 mPa·s。通过水驱、CO2驱和干气驱的可行性对比分析,选择干气驱作为提高采收率方法,这是由于干气压缩性高，黏度低，容易注入，驱油效率高,有近距离气源和现成注气基础设施,经济性较好等原因。干气驱注气井网见图4,注气井水平段沿东西走向展布,5口生产井在注气井北面,4口生产井在注气井南面,生产井与注气井垂直,形成一注九采井网模式。2011年12月管道压力为35 MPa时,注入量为8 500 m3/d；2012年3月压缩机到位后注入压力为70 MPa,注入量为2.8×104m3/d。加大注入量后,很快造成2口生产井气窜,由于无法及时修井,导致井组产量最低降至8 m3/d,修井后,9口井产量开始回升,高峰期产量达到42 m3/d。Schmidt M等人[22]分析了该项目的三个挑战:一是气窜;二是原有的完井方式会增加气窜后的处理难度;三是井下抽油泵系统容易失效。

2.2.2.2 北达科达州井间注气连续驱试验

前面介绍的美国北达科达州Bakken储层致密油五点井网注水连续驱油现场试验不成功[36],2014年将该井组中的注水井转为注气井,进行Bakken储层致密油分段压裂水平井间注气连续驱试验,注入介质为天然气。2014年6月以4.5×104m3/d速度注气55 d,井口压力为24.5 MPa，4口生产井在注气后几个月内产油量都有增加。但注气8 d后,东面的采油井注入气体突破,形成气窜,约10%的注入气从该井采出,随后关井1个月。当该井再次打开时,产气量仍然很高,产油峰值很快消失,递减规律与关井前一样。只有北面采油井的原油产量有2次波动,增加幅度很小,递减很快,可能是因为该井周围有其他井开展过压裂工作的缘故。

不同区块注气连续驱注气量对比见图5,两个区块在注气吞吐时都注入了100×104m3以上的天然气,从增油效果上来说,两个案例都有不同程度的增油效果,但产油峰值消失较快,都出现气窜现象,影响了提高采收率的效果。

图5 注气连续驱注入量对比图Fig.5 Comparison of injection volume of continuous gas flooding

3 分段压裂水平井单井内吞吐研究

3.1 吞吐实验与数值模拟研究

3.1.1 表面活性剂吞吐数值模拟研究

由于致密油储层的润湿性属于亲油到中等润湿,注水时毛管力是阻力,降低致密油储层的注入性,而表面活性剂溶液(活性水)可以改变润湿性,有提高致密油采收率的潜力。研究者[28,37-39]发现表面活性剂可使岩石的润湿性由亲油到中等润湿向亲水趋势转化,提高驱油效率,增加水吸入岩石的深度,从而提高采收率。不同类型的表面活性剂作用效果不同。研究认为活性水改变润湿性对采收率的贡献比降低界面张力贡献大[40],渗吸驱油的作用距离很小,适合于裂缝非常发育的油藏。B型活性水体系渗吸实验采收率为30%以上,并推荐使用该体系开展现场吞吐试验[12,41]。Lotfollahi M等人[42]的油藏模拟结果表明，活性水吞吐6年后,在高毛管压力和高渗透率条件下致密油的采收率从一次采油的4%最多可提高到10%。

3.1.2 低矿化度盐水吞吐数值模拟研究

研究者将低矿化度盐水吞吐应用于致密油注水吞吐。低矿化度盐水吞吐驱油提高采收率主要机理是改变界面张力和润湿性[24],另外黏土膨胀会引起岩石破裂,增加岩石渗透率和自发渗吸能力。Morsy S等人[32]的岩心室内实验研究结果表明,2%KCl盐水吞吐的采收率为12%,低矿化度盐水吞吐的采收率为19%,原因是岩心在注入低矿化度盐水后破裂,引发更多的自发渗吸效应,使得低矿化度盐水吞吐效果好于2%KCl盐水吞吐效果。其他研究者如Valluri M K[43]也得到类似实验结果。数值模拟结果表明,第5年时低矿化度盐水吞吐采油的采收率为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 注气吞吐和缝间驱数值模拟

由于CO2容易与原油发生混相,CO2吞吐驱油在常规油藏中有一定应用。已知的提高采收率机理包括:保持油藏压力、CO2溶解于原油使原油膨胀并减小原油黏度、萃取原油中轻质组分等。致密油储层中CO2吞吐驱油提高采收率可能与这些机理有关,但哪个机理起主要作用暂时不清楚。致密油藏提高采收率机理可能与常规油藏提高采收率机理不同,因此CO2吞吐提高采收率得到更多的关注和研究,天然气、N2吞吐提高采收率也有一定研究,一个新的分段压裂水平井内缝间注气驱油技术开始崭露头角。

图6 CO2吞吐实验流程图Fig.6 CO2 huff-puff experiment

典型的CO2吞吐实验流程见图6,向高压容器注入CO2，增压时岩心被CO2完全包围,维持压力浸泡一段时间后,打开出口,岩心内压力降低,原油被采出。实验表明[11,44-45],即便岩心渗透率低至100×10-9μm2,在混相条件下CO2吞吐可采出岩心中90%以上的原油。Gamadi T D[44]在EagleFord岩心上的CO2吞吐实验表明,近混相状态下,3个周期吞吐实验后驱油效率达到60.5%。Fragoso A等人[10]、Alharthy N等人[11]开展CO2混相吞吐驱油实验得到相似结果。Hawthorne S B等人[45]采用小而薄的长条形(9 mm×9 mm×30 mm)和圆形直径 10 mm 岩石进行了物理模拟实验,CO2吞吐驱油效率几乎100%。

Shoaib S等人[46]和Wang Xiaoqi等人[28]利用模型研究发现,CO2驱油能够增加采收率10%～20%,CO2吞吐驱油增加采收率5%～10%。Todd H B等人[23]利用数值模拟研究Bakken储层CO2提高采收率,在55 MPa压力下,注入速率达到5 000 m3/d,预测混相驱采收率由一次采油采收率5%增加到24%。Zhu Peixi等人[20]提出了一种新的方法即分段压裂水平井内缝间连续驱油,将CO2从1条裂缝注入,原油从相邻裂缝采出,见图7。渗透率在1×10-6μm2和10×10-6μm2的情况下,模拟单元缝间驱油的最终采收率分别为20.6%和32.8%,在一次采油的采收率基础上增长了15.2%和27.4%。Fu Xuebing 等人[47]在此基础上研究了渗透率100×10-9μm2致密油分段压裂水平井缝间连续注入CO2驱油和周期注入CO2驱油,采收率分别为22.6%和21.5%,在一次采油采收率9.1%的基础上增加了12.5%和12.4%。

图7 分段压裂缝间驱油示意图Fig.7 Inter-fracture flooding with staged fracturing

提高致密油采收率时,注气具有比注水更大的机理优势,室内岩心实验及数值模拟结果也表明注气提高采收率效果比注水提高采收率效果更好。室内岩心实验结果表明，注气比注水能够多提高采收率5%～10%。但与此同时,室内岩心实验结果与现场试验效果差别较大的现象在注气提高采收率时仍然存在。

3.2 分段压裂水平井内吞吐现场试验

3.2.1 注水吞吐现场试验

3.2.1.1 北达科达州注水吞吐试验

2012年在美国北达科达州Bakken储层中开展了注水吞吐试验,从水平井的跟端到趾端全井段注水,注水后闷井一段时间恢复生产。注水时间超过1个月,注水速率145 m3/d左右,闷井15 d后开始生产,累计生产时间超过3个月。试验结果表明,不存在任何注水困难,但也未见任何增油效果[23]。

3.2.1.2 帕肖尔油田注水吞吐试验

2012年美国EOG能源公司在帕肖尔油田NDIC 17170井进行注水吞吐试验[26],按照计划注水30 d,闷井10 d。实际上在2012年4月注水超过1 400 m3,5月注水近4 200 m3。但生产时未看到任何增油效果。

3.2.1.3 帕肖尔油田注水吞吐转注气吞吐试验

2012年4月至2014年2月,美国EOG能源公司在帕肖尔油田NDIC 16986井进行注水吞吐试验,共计注水67 000 m3,闷井1个月后开始生产,未见明显增油效果[26]。2014年6月转为注气吞吐,通过气水混合注入调整裂缝中气体黏度小带来的窜流。截至2014年8月20日,累计注气约2 500 000 m3。在2口邻井观察到少量产液量变化,表明井间可以建立起流通关系,但少量增产表明注气试验并不成功。

不同区块注水吞吐注水量对比见图8,从图8可以看出,由于注水吞吐时采用单井吞吐,所以吞吐注水量与井间驱注水量相差大,注水吞吐仅为几千立方米到几万立方米。由于注水量较小,且致密油藏中注水存在注入性差、地层能量提升小等问题,注水吞吐的现场试验结果均无明显增油效果。

图8 注水吞吐注入量对比图Fig.8 Comparison of injection volume of water huff-puff

3.2.2 注气吞吐现场试验

3.2.2.1 厄尔木库里油田CO2吞吐试验

2008年，在美国北达科达州Bakken储层开展了CO2吞吐试验[36]，注入压力为13 ～20 MPa,注气速率为2.8×104m3/d,注入时间持续30 d,未发现注入能力问题,但生产时也未见增油效果。

3.2.2.2 蒙大拿州CO2吞吐试验

2009年，大陆石油公司在加拿大蒙大拿州Bakken储层36-2H井开展CO2吞吐试验[36],每天注入CO2约40 000～50 000 m3,注入压力为14 ～206 MPa,注入时间为45 d,共注入CO2约127 000 m3,闷井64 d后生产。9个月后的2010年初见到增油效果,峰值产量为7 m3/d,高于注CO2前14个月内的单月最高产量。但该井产量的增加可能不是由于CO2吞吐带来的增产效果,因为开始见效时间与注入CO2时间间隔太长,最大的可能性是由于该井修井带来的增产效果。CO2吞吐没有效果可能的原因有:一是注气时间太短;二是在离注气井1 500 m远的邻井见到了CO2突破;三是注气压力太低。

3.2.2.3 北达科达州CO2吞吐试验

2014年在美国北达科达州Bakken储层中开展了直井内首次CO2吞吐试验[36]，计划日注CO2为8 500 ～14 000 m3,注气20 ～30 d,然后闷井20 d后开始生产。但是注气当天就发现270 m处邻井内见到CO2,表明气窜严重,停止注气。

3.2.2.4 帕肖尔油田CO2吞吐试验

2008年，美国EOG能源公司在帕肖尔油田 NDIC 16713 井开展CO2吞吐试验[36],该水平井压裂6段，注入CO2约85 000 m3,在第11 d发生邻井CO2突破,试验井和邻井的产量都有增长。

不同区块注气吞吐注入量对比见图9。

图9 注气吞吐注入量对比图Fig.9 Comparison of injection volume of gas huff-puff

从图9可以看出,注气吞吐时由于不存在注入性问题,单井注气量均在100×104m3左右。但是由于存在气窜等问题,注气吞吐没有像井网间注CO2气驱替一样起到短暂增油的效果。

4 北美致密油提高采收率启示

从已报道的致密油提高采收率文献来看,无论是气驱实验还是渗吸实验,室内实验结果和理论计算结果都较好。实验室CO2驱油或吞吐结果是基于岩心实验得到的，由于岩心尺寸小,CO2能够完全进入岩心孔隙,与原油发生充分溶解、萃取和膨胀的作用,波及系数很高,是实验效果好的原因之一;由于原油在岩心内的流动距离短,实验流动压差大,驱动压力梯度非常高,能够驱动很小的孔喉内原油,驱油效率高,是实验效果好的原因之二。矿场试验与室内岩心实验结果迥异,6个连续注气和7个单井吞吐试验结果都不理想,没有取得显著的增油效果,见表1。仅美国EOG能源公司声称取得较好的吞吐结果,美国EOG能源公司的吞吐试验方式有别于7个单井吞吐试验,采用的是多井同时吞吐,试验数据和效果尚未公布。矿场试验的波及系数和连续驱油效率远远小于室内岩心实验的波及系数和连续驱油效率,因此矿场采收率非常不尽人意。井间驱和单井吞吐都属于常规方法、理念,无法解决致密油有效注入和经典驱油的问题。世界石油开发史证明只有有效注入,实现水/气驱油才能大幅度提高采收率,因此缝间驱油有可能成为解决注入性和驱油问题的新技术。通过分析文献,得到以下启示。

表1 北美致密油试验结果一览表

4.1 井间连续驱油提高采收率风险高

调研结果表明，采用CO2吞吐的方式提高采收率最有潜力。室内岩心实验表明,CO2混相吞吐采油效率最低70%,高则达90%以上,甚至接近100%。数值模拟结果表明,CO2混相驱能够在一次采油采收率基础上提高采收率11%～15%。但现场试验与室内实验结果迥异,无论采用单井内CO2吞吐或者井间CO2驱油,由于致密油储层的天然裂缝发育,注15 d就在邻井见到CO2,表明CO2沿着裂缝窜流,无法有效驱替储层中原油来提高采收率，井间天然气驱油也是同样的现象和效果。现场试验证明,分段压裂水平井间连续注水会诱发注水缝,导致注入水窜流,无法提高采收率。即使致密油储层的微裂缝不发育,注入时不存在井间窜流,井间注入仍然存在两个问题:一是井间连续注水注采方式下驱油剂主要动用注入井裂缝和采油井裂缝之间储层内的储量,一旦注入流体前沿到达生产井的任何一条裂缝,就会形成高速通道,波及系数就难以继续扩大,对井间储量动用效率不高;二是由于分段压裂水平井人工裂缝的影响,井间驱油难以动用生产井的裂缝所夹储层内的储量。因此可以认为,对天然裂缝发育的致密油藏采用常规井间驱替方式(注水/气)提高采收率方法效果有限,风险很高。

4.2 注气吞吐大规模应用受限

表面活性剂吞吐实验证明依靠渗吸表面活性剂只能达到裂缝附近10 cm处,现场试验效果不理想。理论和实践都表明表面活性剂吞吐难以大幅度提高致密油藏采收率,在此不予深入讨论。

4次CO2吞吐现场试验只有1次见到效果但不明显,其他3次都出现严重气窜,导致试验失败,但不能根据这几次单井吞吐试验结果就仓促下定论。现场试验结果不理想,是因为气体沿着裂缝窜流的缘故。现场试验的前提是1口井注CO2,同时周围其他井正常生产,注入井和生产井之间存在较大的压力差,加之裂缝发育,因此容易发生注入气沿裂缝窜流到邻井的现象。这样CO2无法和原油进行有效接触,无法提高油藏压力,就无法提高采收率。如果改变试验思路,在同一区块采用多口井同时吞吐,甚至相邻几个区块同时开展吞吐试验,这样就会减少注入气体窜流的风险,把天然气或CO2圈闭在油藏中,提高油藏压力,同时增加气体与原油接触时间,或许情况会有所变化,美国EOG能源公司的试验就是这样的例子。美国EOG能源公司是第一个声称注天然气试验取得良好效果的公司[9],试验开始于2013年,目的层是Eagle Ford储层,共计4个现场试验(15口井)。3年的模拟研究和15口井的现场试验表明,采收率能达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美元的油价下,投资回报率达到30%。2016年开辟第5个现场试验,该实验区有32口井；2017年开辟第6个试验区,包含100多口井[48]；后续扩大试验结果尚未报道。美国EOG能源公司采用的是天然气吞吐,但没有披露试验细节。由于美国EOG能源公司注气提高了致密油产量,有8家公司接踵而至,复制该方法,在Eagle Ford储层和Bakken储层开展现场试验[9]。除了油藏和地质等因素,主要的瓶颈在于气体压缩机和气源，其中最受青睐的3606型压缩机价值400～450万美元,工作压力50 ～60 MPa,见图10。Jacobs T[9]认为，要想致密油提高采收率获得成功,必须做大,意味着要多井大规模,需要更多的压缩机,1个区块需要多台3606型压缩机。但是购置压缩机等待时间要1年以上,而且3606型压缩机需要配套装备,这种装备在美国只有两家公司能生产。对投资者来说这样动则上千万美元的投资,与钻新井相比,利润回报太慢。另外生产井附近是否有足够的气源是降低成本的关键因素,吞吐需要耗费大量的天然气或CO2,只能就地解决气源才会有经济效益。美国EOG能源公司的现场试验之所以经济效益好,是因为试验区附近有其他公司低价出售天然气,而且有现成管道,成本较低。北美4个单井致密油CO2吞吐现场试验都没有起到良好的增油效果,表明采用单井CO2吞吐效果较差。而美国EOG能源公司矿场试验表明同一区块内同时开展多井天然气/CO2吞吐可提高采收率,但大规模操作模式受气体压缩机、气源和管道的限制。

图10 3606型压缩机及其配套设备照片Fig.10 Photo of model 3606 compressor andits auxiliary equipment

4.3 缝间驱油技术的发展潜力

Zhu Peixi等人[20]提出的分段压裂水平井内缝间驱油技术具有很大的创新性,分段压裂水平井内1条缝作为注入缝,临近2条缝作为采油缝(图7)。注入的水/天然气/CO2能把油向临近裂缝驱赶,达到驱替目的。程时清等人[49-50]也开展过类似研究,证明缝间驱提高采收率效果良好。笔者也做了先期探索,认为分段压裂水平井内缝间驱油可分为缝间连续驱油和缝间周期注入驱油两种方式。缝间连续驱油是全井段铺设双管柱,1根管柱作为注水管道,1根管柱作为生产管道，利用封隔器把压裂缝隔开,在封隔器之间安装自动阀门,注入流体从偶数缝注入,把原油驱向奇数缝产出,通过油管采出,实现连续注入和生产。缝间周期注入驱油是全井段只铺设1根管道,封隔器和自动阀门安装方式位置与缝间连续驱油一样。注入时,注入缝处阀门打开,采油缝处的阀门关闭,采油时则相反。缝间周期注入驱油的注入阶段和采油阶段是周期性的,与吞吐类似,但是驱油介质的流动方向与吞吐不同,缝间周期注入驱油时介质的流动方向始终一致,从注入缝流向临近裂缝,而注入介质在吞的过程中和吐的过程中流动方向完全相反。Zhu Peixi等人[20]和Fu Xuebing等人[47]的研究表明，分段压裂水平井内缝间驱或缝间吞吐采收率可提高到20%以上。

笔者也提出类似理念,并开展理论分析。致密油储层渗透率非常小,相对于常规低渗透油藏,渗透率低3～4个数量级。渗透率极低带来注入性问题,依靠直井注入的常规方法注不进油藏。另外水平井分段压裂开采方式,限制了常规注入方法的应用,一旦注入流体与任何一条裂缝沟通,就会形成“高速公路”,注入水只往“高速公路”走,不往其他地方流动驱油。如何解决注入性和流体窜流问题，需要打破常规思维框架。首先解决注入能力问题,根据达西公式:

(1)

渗透率下降3～4个数量级时,流体流通量减小同样的数量级。如果波及面积A能够增大同样的数量级,那么当压力梯度和流体黏度一定时,流通量就会增加3～4个数量级。水平井多段压裂产生的裂缝极大地增加了注入流体与油藏的波及面积,如果能够通过裂缝向油藏注入,注入困难的问题就可以得到解决。假定油藏厚度10 m,直径10 cm的直井与油藏的接触面积为0.079 m2，假设压裂半缝长150 m,单条裂缝与油藏的接触面积为1 500 m2,水平井压裂缝的注入面积为直井注入面积的7.64×104倍,增加了4个数量级。压裂裂缝为注入提供了需要的流通面积,根据达西公式,注入能力大幅度提高,可从增加注入能力方面解决注入困难的问题。常规油藏直井注水是径向流动,根据渗流理论井底附近会形成很大的压力漏斗,井底附近消耗压力多,导致注水压力利用率低。最为理想的驱油方式是线性驱动,就像实验室岩心驱油一样,不存在径向流时的压力漏斗,提高了压力利用效率,可从驱动压力的利用效率方面解决注入困难的问题。水平井部署时水平段沿着最小主应力方向,压裂时产生垂直于井筒方向的裂缝。根据地质力学和岩石力学,天然微裂缝与压裂裂缝平行。在美国开展的现场试验,注入气体突破到邻井,流线与天然裂缝或者注入诱导缝的方向平行,这是容易产生窜流的主要原因。实行缝间驱油时,注入流体和原油流动方向与天然裂缝和压裂缝方向垂直,可减小窜流的风险,特别是当一个区块内的数口井同时开展缝间驱油时,除了最外侧的井存在窜流,内部井窜流的风险大幅度降低。如果采用分段压裂水平井内周期注气驱油,只要把油藏压力恢复到原始油藏压力,就能实现混相驱油,可大幅度提高采收率。因此在水平井分段压裂的井中开展同井内缝间注入驱油,不仅可解决注入能力问题,提高压力利用效率,还能降低窜流的风险,完全打破常规,改变石油工业的注采技术传统,是一个革命性的技术。

同井内缝间驱油实施存在的难点有:1)钻井过程中水平井段高低起伏,使固井水泥环厚薄不一,在压裂时可能导致水泥环破裂,影响缝间注采;2)套管完井,井眼较小,对下入工具带来很大的挑战，而裸眼完井,井眼内空间较大,对安装工具有利,但是带来长段封隔的问题;3)压裂缝的复杂性(有效改造体积)对提高压裂效果有利,但是裂缝发育会导致窜流,对缝间驱油却有不利影响;4)压裂缝的间距和长度差异较大,对一次采油没有太大影响,但会严重影响缝间驱油的有效性,所以精确控制裂缝位置和裂缝密度是非常大的挑战;5)在生产过程中套管变形,套变对一次采油和常规吞吐没有影响,但严重影响工具安装,因此必须选择无套变的井才能实施缝间驱油;6)压裂后井筒的完整性决定工具是否能够安全进入水平井段,只有井筒完整性良好的井才可能实施缝间注采;7)封隔器和阀门性能影响也是能否实现缝间注采的关键;8)地质因素也必须予以考虑,比如非均质性、裂缝间连通性和井间连通性等因素会影响该技术的应用。这一切均需开展进一步的研究,才能推进该技术逐渐成熟。

综合仅有的几篇单井内缝间注采文献和笔者的分析,分段压裂水平井内缝间注采不仅解决注入能力问题,而且通过建立线性驱动流场可以提高压力利用效率和波及系数,能避免窜流，理论上讲该技术前景广阔,但工程问题也不少,值得大力探索。分段压裂水平井内缝间周期驱油模式只需在全井段下入油管、封隔器和全自动阀门组成的管柱串,管柱结构相对简单,安装难度较小,整体风险较小,应优先研究和攻关。