大慶油田敖南區(qū)塊扶余油層致密油提高采收率潛力評價

唐維宇，尚云志，James J.Sheng，3，王秀坤，鄒楓

（1.中國石油大學(xué)（北京）非常規(guī)油氣科學(xué)技術(shù)研究院，北京 102249；2.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712；3.得克薩斯理工大學(xué)Bob L.Herd石油工程系，美國得克薩斯州 拉伯克 43111；4.中國石化中原油田分公司工程技術(shù)管理部，河南 濮陽 457001）

0 引言

常規(guī)油藏的儲層物性較好，儲量巨大且開發(fā)難度較低，是油氣資源勘探開發(fā)的重點。隨著油田進入高含水開發(fā)期，常規(guī)儲層中的可動用原油儲量逐漸降低，穩(wěn)產(chǎn)難度越來越大。我國致密油資源豐富，分布范圍較廣，具有巨大的開發(fā)潛力[1]。大慶油田敖南區(qū)塊位于松遼盆地中央坳陷區(qū)長垣、齊家-古龍凹陷和三肇凹陷交界處，扶余油層是典型的低孔—特低孔、特低滲儲層，為致密油藏勘探的重點目標之一。

水平井多級壓裂技術(shù)可以達到初步開發(fā)致密油藏的目的。盡管如此，在當前油藏條件下，衰竭式開發(fā)所能取得的經(jīng)濟效益也有限[2-3]。 謝斌等[4]分析了致密油藏水平井縫網(wǎng)壓裂后形成的復(fù)雜破碎改造體，并指出裂縫半長和裂縫條數(shù)存在一個經(jīng)濟最優(yōu)值。孫立輝[5]經(jīng)對比后指出了長7致密儲層注水開發(fā)的可行性。Sheng等[6]在數(shù)值模擬的基礎(chǔ)上對頁巖油儲層注氣與注水進行了對比，與注氣相比，注水只能維持有限的地層壓力。2011年，Bakken油田進行了水平井注氣驅(qū)替試驗[7]，結(jié)果表明水平井氣驅(qū)可有效提高原油產(chǎn)量。在試驗過程中，當注入氣體突破距其最近的裂縫時，通過特殊的井下工具將該裂縫封隔，以促使注入氣體向下一個裂縫流動，從而大大延緩了氣體突破。2012年，North Dakota地區(qū)進行了水平井注入試驗[8]，初期的注入流體為水，未取得預(yù)期效果。2014年后，該注入井由注水轉(zhuǎn)注氣，隨后生產(chǎn)井的采油速度立刻上升，但后期隨著注入速度的提升，產(chǎn)量下降明顯。在2008—2014年，Bakken油田進行了多次水平井注氣吞吐試驗[8-9]。與氣驅(qū)相比，吞吐的效果較差，僅在幾次試驗中出現(xiàn)了有效的增產(chǎn)現(xiàn)象，而注入時間不足則是增產(chǎn)效果不明顯的主要原因[10]。

賈瑞軒等[11]通過核磁共振手段，分析了CO2吞吐致密油藏的可動用性。程杰成等[12]對大慶長垣外圍特低滲透扶余油層CO2驅(qū)油試驗進行了研究，指出在當前油藏條件下CO2難以與原油混相。Joslin等[13]在壓裂的基礎(chǔ)上，分析了致密油藏中采取多種提高采收率措施的經(jīng)濟可行性。他指出，與注入CO2相比，注入N2更經(jīng)濟且風(fēng)險較小。本文結(jié)合現(xiàn)有的技術(shù)條件，采取適合研究區(qū)的布井方式及工作制度，以N2作為注入氣體，比較非混相注氣開發(fā)與注水開發(fā)在不同注入方式（驅(qū)替和吞吐）下的提高采收率潛力，為該區(qū)塊致密油藏的進一步開發(fā)提供了選擇和理論依據(jù)。

1 數(shù)值模擬方法

Ceragioli[14]為模擬注氣過程中黑油模型或組分模型的選擇提供了參考。他指出，組分模型的可靠性比較依賴于合適的時空離散以及足夠詳細準確的儲層流體擬組分狀態(tài)方程，這通常意味著極大的計算時間消耗。普通的黑油模型由油、氣、水三相組成，為了更加有效地模擬油相與注入氣體在油藏條件下相互作用的過程，本文使用了由油、氣、水、溶劑組成的“四組分”黑油模型。此模型修正了三相黑油模型中的物理性質(zhì)和流動特性，假定烴類流體在模擬期間組分保持恒定，且所有流體的性質(zhì)都與壓力（泡點壓力）相關(guān)。

“四組分”黑油模型是基于Todd等[15]的一種模擬注氣混相（非混相）驅(qū)替的方法。通過引入2個決定溶劑和油混相程度以及溶劑和氣體混合程度的參數(shù)（ωo，ωg），來修正氣相和油相在不同壓力下的黏度、密度，以及溶劑的相滲等參數(shù)。其中，ωo，ωg是壓力的函數(shù)，ωo=0意味著非混相，ωo=1意味著完全混相。通常情況下，當壓力遠低于最小混相壓力時，ωo=0，意味著溶劑以非混相的形式置換原油；隨著壓力逐漸上升，達到最小混相壓力后，ωo達到了最大值ωo，max，溶劑與原油達到了完全混相狀態(tài)。

2 數(shù)值模擬模型

2.1 數(shù)值模型

應(yīng)用數(shù)值模擬軟件CMG-IMEX，參考實際水平井的油藏基本參數(shù)以及動態(tài)生產(chǎn)資料，建立了水平井多級壓裂數(shù)值模型（見圖1）。模型的基本參數(shù)為：平均孔隙度0.114，水平段長度1 420 m，平均滲透率0.1×10-3μm2，注采間距 40 m，裂縫導(dǎo)流能力 100×10-3μm2·m。

圖1 敖南區(qū)塊扶余油層水平井數(shù)值模型

與實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)的擬合結(jié)果表明，該模型可以準確地模擬油藏的生產(chǎn)動態(tài)（見圖2）。

圖2 敖平3井累計產(chǎn)油量擬合

2.2 注采單元模型

合理的布井方式是獲得更高采收率的關(guān)鍵。在注入過程中，合理的布井方式不僅能夠提高經(jīng)濟效益，還能有效延緩注入流體的突破。在現(xiàn)有的技術(shù)條件下，模仿Bakken油田的裂縫封隔法是不經(jīng)濟的，其特殊的井下工具需追加大量的資金投入，因而注入井與生產(chǎn)井垂直分布的布井方式并不適用于所有致密油儲層。本文在現(xiàn)有水平井的基礎(chǔ)上，考慮注入井與生產(chǎn)井平行分布的布井方式，建立了如圖3所示的注采單元。假設(shè)該水平井在原水平井東330 m，且同樣為南北走向。由于模型的對稱性，現(xiàn)將2口井的2條半縫作為研究對象，以減少模擬過程中的計算時間。從儲層物性的分布角度來看，不同程度、不同類型的非均質(zhì)性均會導(dǎo)致不同結(jié)果的出現(xiàn)，因此在本模型中，基質(zhì)的孔滲均為均勻分布。其基本參數(shù)見表1（注入流體為N2/水）。

圖3 注采單元示意

表1 注采單元模型基本參數(shù)

3 模擬結(jié)果

3.1 水平井注氣提高采收率

注氣吞吐的開發(fā)效果受工作制度的影響較為明顯，不同的注入時間、燜井時間和生產(chǎn)時間對最終采收率的影響較大。Sheng[16]應(yīng)用數(shù)值模擬方法，針對注氣吞吐的工作參數(shù)進行了優(yōu)化。對比不同注入時間與生產(chǎn)時間條件下靠近井底網(wǎng)格的壓力與最終采收率的關(guān)系，將靠近井底網(wǎng)格的壓力作為衡量注入（生產(chǎn)）時間是否充足的標準。他指出，當注入井附近的網(wǎng)格壓力達到了設(shè)定的最大注入壓力（最小生產(chǎn)壓力）時，吞吐所能獲得的采收率最高。因此，以井底壓力為標準，對每個循環(huán)設(shè)置了不同的注入時間，而生產(chǎn)過程中每個循環(huán)的壓降速度幾乎是相同的，所以每個循環(huán)的生產(chǎn)時間都是200 d。

注氣前，衰竭式開發(fā)5 000 d可達到8.8%的采收率。經(jīng)過注氣吞吐作業(yè)8個循環(huán)（注入260～410 d，生產(chǎn)410～490 d，共 6 150 d）后，采收率可提高至 17.2%；相同條件下，氣驅(qū)可將采收率提高至12.8%（見圖4a）。而在生產(chǎn)期間，注氣吞吐的采油速度也遠高于氣驅(qū)。

圖4 注氣提高采收率

如圖4b所示，氣驅(qū)的總注氣量上升較為緩慢，且時斷時續(xù)。其根本原因在于，在不超過最大注氣量的條件下，實際的注入速度是由井底注入壓力和井周圍區(qū)域的壓差決定的。隨著氣驅(qū)的進行，注入井不斷注入氣體，導(dǎo)致井周圍的壓力逐漸升高。此時，如果生產(chǎn)井所產(chǎn)生的壓力降不能傳播到注入井附近，或者注入井所注入的壓力可以彌補傳來的壓力降，將導(dǎo)致注入井附近壓力不斷上升，最終達到最大注入壓力，在模型中表現(xiàn)為井底壓力與該井射孔處的網(wǎng)格壓力相等，注入速度降為0。隨著生產(chǎn)井所產(chǎn)生的壓力降傳播到注入井附近，注入井井底與其周圍區(qū)域再次出現(xiàn)壓差，注入速度逐漸上升，隨后隨著周圍壓力的升高，注入速度再次降為0。如此往復(fù)，這就是在低滲油藏中出現(xiàn)的“注不進”現(xiàn)象。而對于吞吐過程，在每個循環(huán)中注入井關(guān)井之前，注入井附近壓力與井底壓力間的壓差所能達到的注入速度都高于最大注入速度，所以在最大注入速度的限制下可以以一個恒定的速度注入；隨著注入階段結(jié)束，生產(chǎn)階段開始，由于注入井即生產(chǎn)井，此時相當于壓力降由注入井井底向外傳播，最終近井區(qū)域壓力接近井底壓力，這時關(guān)閉生產(chǎn)井，再次打開注入井開始下一個循環(huán)。因此，吞吐的總注氣量遠高于氣驅(qū)。

在不考慮回注的情況下，采出1 t原油，注氣吞吐和氣驅(qū)所消耗的氣量相近，注氣吞吐的耗氣量略高于氣驅(qū)。在每個循環(huán)的生產(chǎn)過程中，產(chǎn)出油的同時也會產(chǎn)出大量的注入氣體，可以在分離后作為氣源再次注入。因此在考慮回注的情況下，產(chǎn)出等量的原油，注氣吞吐和氣驅(qū)所消耗的氣量差距明顯，注氣吞吐的耗氣量低于氣驅(qū)（見圖5）。

3.2 水平井注水提高采收率

不同于注氣吞吐，注水吞吐時由于水的注入性遠低于氣體的注入性，所以井底壓力可以在短時間內(nèi)達到既定的最大注入壓力，因此不對井的注采時間作過多的優(yōu)化。

注水前，衰竭式開發(fā)5 000 d可達到8.8%的采收率。經(jīng)過注水吞吐作業(yè)15個循環(huán)（注入200 d，生產(chǎn)200 d，共6 000 d）后，采收率可提高至12.1%；相同條件下，水驅(qū)可將采收率提高至10.7%（見圖6a）。從采油速度的角度看，注水吞吐的采油速度高于水驅(qū)（見圖6b）。結(jié)合采收率來看，注水吞吐在生產(chǎn)階段帶來高的采油速度，完全可以彌補關(guān)井期間產(chǎn)量的損失，甚至最終采收率還要高于水驅(qū)。

圖5 氣驅(qū)和注氣吞吐的耗氣量

圖6 注水提高采收率

注水吞吐的耗水量要遠高于水驅(qū)，且每個循環(huán)注入的水量較為均勻（見圖7）。在不考慮回注的情況下，水驅(qū)每采出1 t原油所消耗的水量遠小于注水吞吐；在考慮回注的情況下，注水吞吐每采出1 t原油所消耗的水量略低于水驅(qū)。

圖7 水驅(qū)和注水吞吐的耗水量

4 影響因素分析

在注入過程中，基質(zhì)滲透率和注采間距對壓力的傳播效率有很大的影響，而壓力的傳播效率是影響氣水在不同注入方式下開發(fā)效果的重要因素。因此在注采井工作制度不變的基礎(chǔ)上，針對上述2種影響因素進行了敏感性分析。

4.1 基質(zhì)滲透率

如圖8所示，當基質(zhì)滲透率為1.00×10-3μm2時，氣驅(qū)的采收率最高（20.1%），注氣吞吐次之（18.6%），水驅(qū)（16.8%）次于注氣吞吐，注水吞吐最低（15.9%）?？梢钥闯?，基質(zhì)滲透率為1.00×10-3μm2時，注氣的效果好于注水，而驅(qū)替的效果好于吞吐。

圖8 基質(zhì)滲透率為1.00×10-3μm2時不同開采方式的采收率

圖9為經(jīng)過衰竭式開發(fā)后氣驅(qū)的壓力傳播。從壓力的時間軸來看，在4 800 d的注入時間內(nèi)，注入井所注入的壓力（25 MPa）可以很好地傳播到生產(chǎn)井，從而驅(qū)動更多的原油到達生產(chǎn)井；而吞吐在注入階段所能帶來的收益不能彌補關(guān)井注入所帶來的損失，從而導(dǎo)致驅(qū)替的效果稍強于吞吐。

圖9 基質(zhì)滲透率為1.00×10-3μm2時的氣驅(qū)壓力傳播

當基質(zhì)滲透率為0.01×10-3μm2時，注氣吞吐的效果最好，達到的采收率最高（9.8%），注水吞吐次之（8.0%），水驅(qū)和氣驅(qū)的采收率相似（6.6%，6.7%）（見圖10）。

圖10 基質(zhì)滲透率為0.01×10-3μm2時不同開采方式的采收率

吞吐的效果明顯好于驅(qū)替。對于驅(qū)替而言，無論是注氣還是注水，與1.00×10-3μm2情況相比，同樣以25 MPa的注入壓力注入4 800 d，在當前基質(zhì)滲透率下僅有有限的壓力能傳播到生產(chǎn)井（見圖11）；而吞吐在注入井注入過程中對地層所能補充的能量，可以較為明顯地在生產(chǎn)過程中提高采油速度，其最終采收率遠高于驅(qū)替。

圖11 基質(zhì)滲透率為0.01×10-3μm2時的氣驅(qū)壓力傳播

4.2 注采間距

注采間距，即壓裂過程中注入井的裂縫和生產(chǎn)井的裂縫在橫向上的距離，是影響開發(fā)效果的重要因素。

4.2.1 注采間距對注水采收率的影響

注采間距對衰竭式開發(fā)初期的影響較大，初期的采油速度隨注采間距的增大而減小，而最終采收率受注采間距的影響較小，3種注采間距的最終采收率相似，因此注采間距的改變對衰竭式開發(fā)的影響較小。

注采間距對注水吞吐的影響較大，當注采間距為40，30，20 m 時， 采收率分別為 12.1%，13.1%，15.2%（見圖12a）。 相比而言，注采間距對水驅(qū)的影響較小，當注采間距為40，30，20 m時，采收率分別為11.0%，11.2%，11.3%（見圖 12b）。

4.2.2 注采間距對注氣采收率的影響

對于注氣吞吐而言，注采間距對采收率的影響同樣較大，當注采間距為40，30，20 m時，采收率分別為17.1%，18.5%，19.5%（見圖 13a）。 對于氣驅(qū)而言，注采間距對采收率的影響較小，當注采間距為40，30，20 m時，采收率分別為 12.8%，13.4%，13.7%（見圖 13b）。

圖12 注采間距對注水采收率的影響

圖13 注采間距對注氣采收率的影響

5 結(jié)論

1）對于致密儲層而言，注氣或注水均可有效提高油藏采收率。對于基質(zhì)滲透率為0.01×10-3～1.00×10-3μm2的儲層，注氣的采收率高于注水。但無論是否考慮注入流體回注的情況，注氣的成本都高于注水，因此從經(jīng)濟角度上講，對于不同滲透率的儲層，還需進行更加深入的經(jīng)濟性評價，以確定最佳的注入方案。

2）對于基質(zhì)滲透率為1.00×10-3μm2的儲層，注入壓力可以很好地傳播到生產(chǎn)井，因而驅(qū)替可以達到更高的采收率；當基質(zhì)滲透率為0.01×10-3μm2時，僅有部分注入壓力能夠傳播到生產(chǎn)井，此時吞吐的提高采收率能力更強。因此制定開發(fā)方案時，應(yīng)綜合考慮不同基質(zhì)滲透率下2種開發(fā)方式的壓力傳播效率，合理地選擇開發(fā)方式。

3）在衰竭式開發(fā)過程中，注采間距的減小會導(dǎo)致初期的采油速度升高，但其最終采收率受注采間距影響較小。在注入階段，注采間距對驅(qū)替的影響較小，而對吞吐的影響則較為明顯。因此在致密油藏的開發(fā)過程中，若選擇吞吐作為主要開發(fā)方式，應(yīng)注意布井和壓裂施工設(shè)計，以達到高的采收率。