致密油藏注天然氣提高采收率應(yīng)用研究進(jìn)展

鄭太毅，劉先貴，楊正明，駱雨田，張亞蒲，何英 ，熊生春

(1.中國科學(xué)院大學(xué) 工程科學(xué)學(xué)院，北京 100049；2.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；3.中國科學(xué)院滲流流體力學(xué)研究所，河北 廊坊 065007)

致密油是指儲(chǔ)集在地下覆壓滲透率<0.1 mD或地面空氣滲透率<1 mD的致密砂巖、致密碳酸鹽巖等儲(chǔ)集層中的石油[1]。隨著世界油氣需求量的日益持續(xù)增長，致密油正逐漸成為油田增儲(chǔ)上產(chǎn)的主體，據(jù)美國信息能源署(EIA)統(tǒng)計(jì)，美國在2018年致密油產(chǎn)量占油氣總產(chǎn)量增長到60%，2017～2040年致密油年產(chǎn)量有望突破3億t[2-3]。現(xiàn)階段“水平井+體積壓裂”技術(shù)實(shí)現(xiàn)了致密油藏初期規(guī)?；行ч_發(fā)，但由于致密油藏具有極低的滲透率和孔隙度，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜且孔喉細(xì)小，生產(chǎn)僅依靠彈性和溶解氣驅(qū)采油，會(huì)逐步消耗地層能量，導(dǎo)致致密油藏產(chǎn)量遞減快，采收率低[4-5]，亟需注入介質(zhì)來補(bǔ)充地層能量以期提高采收率。

鑒于致密油藏開發(fā)中遇到的瓶頸問題，采用天然氣作為能量補(bǔ)充介質(zhì)有利于致密油藏的長期持續(xù)開發(fā)，其應(yīng)用潛能主要表現(xiàn)在4方面：①不會(huì)污染儲(chǔ)層，有較好的注入能力及流動(dòng)能力；②弱化萃取作用，消減由重質(zhì)組分沉淀引起的堵塞對(duì)儲(chǔ)層的傷害；③不具有腐蝕性，不會(huì)腐蝕設(shè)備及管線；④氣源相對(duì)充裕，主要分布于鄂爾多斯、四川、松遼、塔里木四大盆地，且注入的天然氣可回收再利用，便于大規(guī)模推廣應(yīng)用[6-8]?，F(xiàn)階段天然氣在致密油中應(yīng)用處于探索試驗(yàn)的階段，有必要對(duì)天然氣在致密油中的滲流規(guī)律進(jìn)行研究。本文對(duì)國內(nèi)外關(guān)于天然氣驅(qū)油的文獻(xiàn)進(jìn)行調(diào)研，主要介紹致密油藏儲(chǔ)層特征、天然氣在國內(nèi)外油藏中的應(yīng)用現(xiàn)狀、注天然氣采油的機(jī)理及其研究成果與進(jìn)展，對(duì)天然氣在致密油藏中應(yīng)用的研究方向提出了一些建議。

1 致密油藏儲(chǔ)層特征

與常規(guī)油藏相比，常規(guī)油氣儲(chǔ)層集體發(fā)育毫米級(jí)或微米孔喉孔隙空間，而致密油則廣泛發(fā)育納米級(jí)孔喉結(jié)構(gòu)，致密砂巖油儲(chǔ)層孔喉直徑介于50～900 nm，其納米、亞微米級(jí)孔喉是流體滲流的主要通道，同時(shí)，部分納米級(jí)喉道及其相鄰的亞微納米孔隙為束縛流體的大量富集提供了有利空間，并且骨架顆粒表面附著的黏土礦物和粗糙的表面結(jié)構(gòu)也使得開采過程中非潤濕相流體極易殘留，并最終對(duì)儲(chǔ)層流體的滲流產(chǎn)生影響[9-10]。故與常規(guī)油藏的滲流規(guī)律相比，致密油藏中儲(chǔ)層流體的運(yùn)移不再遵循達(dá)西定律，原油流動(dòng)須克服更大的黏性阻力，流體流動(dòng)呈現(xiàn)出非線性特征[11]。

北美與我國致密油均表現(xiàn)出圈閉界限不明顯，非浮力聚集，水動(dòng)力效應(yīng)不明；油水分布復(fù)雜，異常壓力，裂縫高產(chǎn)；非達(dá)西滲流為主，短距離運(yùn)移為主；納米級(jí)孔喉連通體系為主等共性特征。但在儲(chǔ)層差異上，北美致密油在生油條件上其烴源巖為海相頁巖；在儲(chǔ)集條件上其儲(chǔ)層主體為碳酸鹽巖；在保存條件上其地質(zhì)構(gòu)造穩(wěn)定，普遍異常高壓；在原油性質(zhì)上其密度偏低，粘度較小，氣油比較高。中國致密油在生油條件上其烴源巖為湖湘頁巖；在儲(chǔ)集條件上其儲(chǔ)層主體為砂巖、灰?guī)r，非均質(zhì)性較強(qiáng)；在保存條件上其地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜，異常高壓與低壓并存；在原油性質(zhì)上，其密度偏高，粘度偏高，氣油比偏低[12-13]。

表1 不同儲(chǔ)層類型喉道分布對(duì)比Table 1 Comparison of throat distribution in different reservoir types

2 注天然氣在油田現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)應(yīng)用進(jìn)展

天然氣作為能量補(bǔ)充介質(zhì)應(yīng)用于油田生產(chǎn)中的研究興起于20世紀(jì)60年代，至80年代，美國、加拿大等國家已將天然氣混相驅(qū)和非混相驅(qū)技術(shù)廣泛應(yīng)用于開發(fā)的實(shí)際工作中，并取得良好效果。加拿大多以天然氣混相驅(qū)開發(fā)，混相驅(qū)方式為采用垂直重力穩(wěn)定混相驅(qū)或水平混相驅(qū)，注入方式為水氣交替注入，據(jù)實(shí)施結(jié)果來看，烴類混相驅(qū)較水驅(qū)平均增加采收率為27%。我國自90年代始進(jìn)行注天然氣采油試驗(yàn)，葡北油田于1989～2008年間，采用注氣混相驅(qū)方式將采收率提升了12.6%，除葡北油田為混相驅(qū)替試驗(yàn)外，其余均為非混相驅(qū)替試驗(yàn)，長慶靖安油田ZJ29井區(qū)于1998～2000年進(jìn)行連續(xù)注天然氣非混相開發(fā)的礦場(chǎng)試驗(yàn)，采收率提升了5.9%。其中，混相或非混相相態(tài)主要是由注入的天然氣組分和注氣壓力所決定的，例如扎爾則油田原始地層壓力為12.45 MPa，注入壓力為11 MPa，通過注入富化氣在13 MPa注氣壓力下就可以達(dá)到混相效果[14]；葡北油田的地層壓力平均為36 MPa，注氣壓力為35～40 MPa，其最小混相壓力為33 MPa[15]。

由表2可知[7，16-18]，隨著采油技術(shù)不斷的發(fā)展，天然氣的應(yīng)用范圍從中高滲、低滲油藏逐步拓展到特低滲、致密油藏，注氣井類型也隨之從直井向水平井過渡轉(zhuǎn)換，同時(shí)在生產(chǎn)方式上也由注氣驅(qū)替轉(zhuǎn)向?yàn)樽馔掏隆，F(xiàn)階段，美國Eagle Ford致密儲(chǔ)層正在開展注天然氣開發(fā)先導(dǎo)性實(shí)驗(yàn)，探索天然氣作為能量補(bǔ)充介質(zhì)的應(yīng)用效果。

表2 注天然氣礦場(chǎng)試驗(yàn)應(yīng)用發(fā)展歷程Table 2 Application development of natural gas in oil field

天然氣作為能量補(bǔ)充介質(zhì)雖可提升原油的采收率，但并不適宜于所有類型的油藏，以國內(nèi)外注天然氣現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)案例為參照依據(jù)，見表3，歸納出適用于注天然氣提高采收率的油藏所應(yīng)具備的特征：原油以其密度應(yīng)<0.9 g/cm3，粘度<5 mPa·s，組分中C2～C7含量高為宜；儲(chǔ)層則以厚度薄、裂縫少、地層傾斜為佳。

表3 適用注天然氣的儲(chǔ)層篩選標(biāo)準(zhǔn)Table 3 Reservoir selection criteria for natural gas injection

3 注天然氣提高采收率機(jī)理研究現(xiàn)狀

3.1 天然氣提高采收率機(jī)理概述

天然氣提高采收率的作用機(jī)理除補(bǔ)充地層能量，增大生產(chǎn)壓差，建立有效的驅(qū)替壓力體系外，主要作用方向?yàn)楦纳圃臀镄蕴卣?，其可使原油體積膨脹，降低原油密度、原油粘度，降低注入氣和原油間的界面張力，消除毛管效應(yīng)，進(jìn)而使流度比改變，避免溶劑黏性指進(jìn)，過早突破[24-25]。這與氮?dú)夂投趸加幸欢ǔ潭壬系南嗨?，利用PVT儀測(cè)量原油與氣之間的物性關(guān)系，見圖1[26]，不同氣體對(duì)原油體系影響不同，就變化幅度而言，CO2>CH4>N2，表明3種氣體介質(zhì)在物性方面上CO2和CH4性質(zhì)更為相近。同時(shí)，天然氣的萃取作用也是重要的采油機(jī)理之一，即天然氣可通過相間的傳質(zhì)作用萃取原油中的中質(zhì)輕烴，隨后較重質(zhì)烴被汽化產(chǎn)出，該機(jī)理多體現(xiàn)于油氣多次接觸混相過程[23]。

圖1 不同氣體相同條件下的物性參數(shù)變化對(duì)比Fig.1 The physical property parameters comparison ofdifferent gases under the same condition

3.2 油氣相態(tài)

生產(chǎn)過程中的油氣相態(tài)分為混相態(tài)和非混相態(tài)?；煜嗍侵竷煞N或更多種流體按任何比例混合都沒有流體間的相界面形成，所有的混合物都保持單一均質(zhì)相。反之，若有流體相界面的存在，則這些流體是非混相[27]?；煜嗫上嘟缑?，使多孔介質(zhì)中的毛細(xì)管力降至零，從而驅(qū)出因毛細(xì)管效而滯留的石油，理論上可以使微觀驅(qū)油效率達(dá)到100%?；煜噍^非混相而言，其所展現(xiàn)出的液體特性更易恢復(fù)并保持住地層壓力[28]；非混相態(tài)的主要作用機(jī)理為天然氣與原油之間存在的傳質(zhì)作用亦可使界面張力大幅度降低，降低兩相流體在小喉道中的毛管阻力，提高微觀波及效率[29]，見圖2[30]。同時(shí)，混相態(tài)與非混相態(tài)并不是呈現(xiàn)完全對(duì)立的情形，常會(huì)出現(xiàn)局部混相，局部混相多數(shù)是在混相條件下由于油藏微觀孔隙或油藏單元的非均質(zhì)性造成不同流動(dòng)單元之間流體流動(dòng)速度、氣與油接觸程度的差異而引起的混相、非混相共存的狀態(tài)[31-32]。

圖2 微觀模型非混相(左)/混相(右)驅(qū)替后狀態(tài)Fig.2 The state after immiscible (left)/miscible (right)displacement in microscopic model

3.3 天然氣提采效率影響因素

國內(nèi)外許多學(xué)者對(duì)影響注天然氣提高采收率的因素進(jìn)行了理論及室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究，影響因素眾多，可將其概括為油藏地質(zhì)特征、油藏流體性質(zhì)和生產(chǎn)注氣參數(shù)。

3.3.1 油藏地質(zhì)特征 油藏地質(zhì)特征主要體現(xiàn)在儲(chǔ)層滲透率級(jí)別、非均質(zhì)性和裂縫發(fā)育情況，其在極大程度上決定了注氣的開發(fā)效果。孔隙結(jié)構(gòu)特征是儲(chǔ)層滲透率的微觀展現(xiàn)，湯凌越等[33]基于CT可視化技術(shù)分析了孔喉半徑對(duì)混相的影響，隨著孔喉尺寸的減小，孔隙中流體受到的毛細(xì)管力增大，導(dǎo)致流體在多孔介質(zhì)中的界面張力增大，最終增大了多孔介質(zhì)內(nèi)油氣混相壓力。李菊花等[34]對(duì)天然氣非穩(wěn)態(tài)驅(qū)替進(jìn)行數(shù)值模擬研究，認(rèn)為非均質(zhì)程度越大，油氣系統(tǒng)受黏性指進(jìn)和重力分異的影響越嚴(yán)重，進(jìn)行混相驅(qū)時(shí)剖面驅(qū)掃效率就越小。Sheng等[35-36]認(rèn)為注入的氣體若致密儲(chǔ)層中的天然裂縫突進(jìn)，油的產(chǎn)量會(huì)很低。

3.3.2 油藏流體性質(zhì) 油藏流體性質(zhì)是除難以人為改變的油藏地質(zhì)物性外最易調(diào)控的影響因素，具體表現(xiàn)為氣體組分效應(yīng)。由圖3可知，在油藏溫度壓力條件下，不同氣體與原油形成混相的難易程度不同，N2和CH4的臨界條件遠(yuǎn)離油藏條件，CO2的臨界條件接近油藏條件，說明CO2比N2和CH4更容易與原油形成混相。同時(shí)，天然氣是各種烴類氣體的混合物，Shyeh-Yung等[37-40]通過三元相圖數(shù)值模擬、多級(jí)接觸相態(tài)實(shí)驗(yàn)、注天然氣驅(qū)油實(shí)驗(yàn)認(rèn)識(shí)到烴類氣體上組成成分上的差異勢(shì)必會(huì)引起在混相條件上的差異，進(jìn)而影響到驅(qū)油效率[41]。由表4可知，地層條件下CH4的混相壓力>30 MPa，C2H6的混相壓力<10 MPa，故注入氣中增添中等分子量烴(丙烷、丁烷)可以降低達(dá)到混相所需的條件。

圖3 氣體飽和蒸汽壓曲線Fig.3 Gas saturated vapor pressure curve

表4 美國巴肯地區(qū)不同氣體的最小混相壓力(110 ℃條件下)
Table 4 Minimum miscibility pressures for different gases in the Bakken area of the United States

氣體Bakken地區(qū)最小混相壓力/MPaC2H69.26CO217.43CH431.12N2101.44

此外，天然氣與非烴類氣體間的協(xié)同效應(yīng)亦是影響地層流體性質(zhì)的一個(gè)重要因素。通常情況下，單一氣體溶于原油后會(huì)將原油中烴類大分子間的范德華引力逐步轉(zhuǎn)化為烴類與溶解氣體小分子間的作用力，增大體系的分子間作用距離，并使油品的體積膨脹，進(jìn)而改善原油的流動(dòng)性能[42]，但不同氣體間相互搭配使用可以突破單一氣體自身的效用界限，產(chǎn)生1+1>2的效果。李傳憲等[43]研究地層條件(25 MPa、80 ℃)下CO2、CH4混合氣對(duì)長慶原油溶氣特性與流變性的影響規(guī)律，認(rèn)識(shí)到CH4、CO2兩種氣體混合后，雖然其溶解度小于單一介質(zhì)CH4、CO2的溶解度，但卻可以進(jìn)一步消減整個(gè)體系內(nèi)的平均分子作用強(qiáng)度，使油品體系整體的分子間距離加大，利于原油的膨脹，降低內(nèi)摩擦力。Wang等[44]通過數(shù)模實(shí)驗(yàn)表明，CO2和CH4的混合氣體驅(qū)替效果要好于純CO2驅(qū)。

3.3.3 注氣工藝參數(shù) 在具有超低的滲透率和復(fù)雜的孔喉結(jié)構(gòu)的致密儲(chǔ)層中，想要使用注入的氣體把油從注入井驅(qū)替到生產(chǎn)井是有一定困難的，同時(shí)如果儲(chǔ)層中發(fā)育天然裂縫網(wǎng)絡(luò)，或者水力壓裂裂縫溝通了注入井和生產(chǎn)井，注入氣就會(huì)很快突破，造成氣體波及效率很低，為了避免這些問題，故在致密儲(chǔ)層中，更偏向于使用注氣吞吐的注入方式[18]。在注氣吞吐的注入方式下有許多需要優(yōu)化的參數(shù)，如井網(wǎng)形式、注采井距、注氣時(shí)機(jī)、注入壓力、燜井時(shí)間、段塞組合方式[45]。

3.4 注天然氣實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析技術(shù)研究方法

注天然氣實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析技術(shù)可根據(jù)研究內(nèi)容劃分為油氣相態(tài)特征、多孔介質(zhì)油氣滲流特征實(shí)驗(yàn)，見表5。

表5 實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析技術(shù)研究方法Table 5 Research methods of experimental data analysis technology

油氣相態(tài)特征的主要研究內(nèi)容是確定油氣最小混相壓力(MMP)，明確油藏流體高壓物性參數(shù)變化及油氣組分遷移特征?，F(xiàn)階段研究MMP應(yīng)用范圍最廣的方法主要有3類:細(xì)長管法、升泡儀法和消除界面張力法，其中細(xì)長管法是通過測(cè)定注入壓力與采收率的關(guān)系曲線來確定MMP，該方法結(jié)果可靠，是國內(nèi)外通用的應(yīng)用方法，但沒有形成統(tǒng)一的應(yīng)用標(biāo)準(zhǔn)，且實(shí)驗(yàn)周期耗時(shí)較長，4～6周；升泡儀法是通過觀測(cè)油中的氣泡形狀大小來確定MMP，該法測(cè)量時(shí)間最短，5～6 h，但也沒有定量標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)氣泡大小的判斷帶有主觀性，進(jìn)而會(huì)使實(shí)驗(yàn)結(jié)果存在不穩(wěn)定性；消除界面張力法是根據(jù)測(cè)定注入氣體與原油間的界面張力關(guān)聯(lián)性來確定MMP，該法理論基礎(chǔ)明確，測(cè)量時(shí)間較短，2～3 d，但需要在實(shí)驗(yàn)準(zhǔn)備初期對(duì)大量標(biāo)準(zhǔn)復(fù)雜氣液系統(tǒng)進(jìn)行檢驗(yàn)，以對(duì)實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行修正[24]。高壓物性參數(shù)常通過PVT筒來對(duì)驅(qū)替過程中油氣體系相態(tài)變化進(jìn)行測(cè)量及模擬研究，該方法只是考慮到流體宏觀的相態(tài)性質(zhì)，不考慮儲(chǔ)層多孔介質(zhì)中毛管壓力、毛細(xì)凝聚、吸附作用、潤濕性等界面現(xiàn)象的影響，默認(rèn)多孔介質(zhì)不對(duì)流體相態(tài)有影響[7]。色譜分析技術(shù)可用來檢測(cè)原油組分在不同生產(chǎn)階段的變化過程，對(duì)于分析油氣兩相間作用過程有重要意義。

油氣滲流特征可從油氣宏觀、微觀動(dòng)態(tài)運(yùn)移特征，不同孔隙空間流體賦存特征進(jìn)行研究。其中，長巖心模擬技術(shù)可用來分析油氣宏觀動(dòng)態(tài)運(yùn)移特征，其實(shí)驗(yàn)條件更加接近于儲(chǔ)層真實(shí)情況，可以展現(xiàn)高溫、高壓條件下烴類氣體驅(qū)替/吞吐時(shí)壓力過渡帶的變化，使模擬效果更接近于儲(chǔ)層真實(shí)情況，該技術(shù)可分為3類，即短巖心拼接組合長巖心、巖心碎屑填充壓實(shí)填砂管長巖心、組合全直徑長巖心。短心拼接組合長巖心可以減少常規(guī)短巖心末端效應(yīng)和流量計(jì)量誤差的影響；真實(shí)巖屑充填長巖心則是針對(duì)膠結(jié)疏松、不易鉆取完整巖柱的疏松儲(chǔ)層，采用取心段破碎巖屑進(jìn)行儲(chǔ)層巖心復(fù)制，而且可以避免人工石英砂充填長巖心過于理想的情況；組合全直徑巖心則可以展現(xiàn)巖心橫向和縱向上的非均質(zhì)性對(duì)模擬效果的影響[34，46]?？梢暬锢砟Ｐ图夹g(shù)具有可視化能力強(qiáng)的優(yōu)點(diǎn)，能夠直觀清晰地觀察到模型中的油氣動(dòng)態(tài)微觀運(yùn)移特征，但模擬條件與實(shí)際狀態(tài)相差較大[47]。核磁共振技術(shù)結(jié)合氣驅(qū)油等實(shí)驗(yàn)方法能夠較真實(shí)的檢測(cè)驅(qū)替過程中巖石不同孔隙結(jié)構(gòu)中所含油(或水)的變化狀態(tài)，但也容易受到巖心中磁性物質(zhì)以及溫度等的影響[48]。CT掃描電鏡技術(shù)可以通過獲得巖石的三維信息，分析巖樣內(nèi)部結(jié)構(gòu)、流體分布，并對(duì)相應(yīng)的特征參數(shù)進(jìn)行定量計(jì)算，但此技術(shù)的視距較小，注重反映流體微觀賦存變化過程[49]。

4 結(jié)束語

注天然氣驅(qū)替或吞吐開發(fā)方式已在國內(nèi)外油田中得到了實(shí)踐并取得一定的成果，鑒于致密油藏的儲(chǔ)層特征及開發(fā)中遇到的瓶頸問題，以天然氣作為能量補(bǔ)充介質(zhì)有利于致密油藏的長期持續(xù)開發(fā)。但現(xiàn)階段關(guān)于天然氣在致密油藏中的應(yīng)用研究較少，為使其能在致密油藏中更好發(fā)揮效能，在未來研究方向上應(yīng)著重關(guān)注以下3點(diǎn)：①探索致密儲(chǔ)層孔隙空間展布特征對(duì)油氣兩相運(yùn)移的影響?？缀斫Y(jié)構(gòu)與油氣流動(dòng)能力、相態(tài)變化有直接關(guān)系，不同孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)應(yīng)著不同的油氣主要滲流通道，直接影響儲(chǔ)層中的流體含量及分布。②從油氣相互作用角度出發(fā)，研究天然氣組分對(duì)油氣相態(tài)特征影響，即組分差異對(duì)原油的混相條件、原油高壓物性影響。同時(shí)分析驅(qū)替/吞吐不同階段油氣接觸前/后緣烴類組分遷移規(guī)律。③從注采工藝角度出發(fā)，分析易于人為調(diào)控的注入壓力及生產(chǎn)壓差量因素對(duì)油氣兩相滲流規(guī)律的影響。