北美超低滲致密油藏提高采收率技術(shù)現(xiàn)狀

付 京，姚博文 ，雷征東，田 野，3，吳玉樹

1.科羅拉多礦業(yè)大學(xué)，科羅拉多 高登 80401

2.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 海淀 100083

3.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，四川 成都 610500

引言

非常規(guī)油氣的開發(fā)在過去十年中取得了重大突破，最具有代表性的技術(shù)為水力壓裂和水平鉆井技術(shù)的結(jié)合[1]。盡管如此，目前可以依靠天然能量的衰竭式開發(fā)方式采出的原油量仍舊低于10%，在致密儲層中仍存在大量剩余油可供開采[2]。衰竭式開發(fā)后通常會采用壓裂技術(shù)，壓裂投產(chǎn)后的單井產(chǎn)量通常會在一年內(nèi)降低到初始產(chǎn)量的20%甚至更多[3]。由于較高的鉆井成本以及壓裂可能帶來的環(huán)境問題，針對非常規(guī)低滲油藏提高采收率的研究變得十分必要[4]。

北美石油公司一般將低滲透油藏統(tǒng)稱為致密油藏。在過去的十年間，北美石油公司已經(jīng)對致密油低滲油藏中的提高采收率（EOR）技術(shù)進(jìn)行了許多現(xiàn)場測試?？傮w來說，大部分適用于常規(guī)油藏的提高采收率技術(shù)應(yīng)用于非常規(guī)儲層中的效果大多不太理想。對于常規(guī)油藏，一旦衰竭式開發(fā)（一次采油）速度減慢，通?？墒褂盟?qū)采出大部分剩余原油[5]。但對于超低滲致密油藏，注水驅(qū)油的效果很差，因而大多數(shù)北美石油公司傾向于注氣開發(fā)，如注入烴類或二氧化碳等氣體。注入氣可以很容易地通過裂縫進(jìn)入儲層，從而增加產(chǎn)量。非常規(guī)低滲油藏的主要流動通道是裂縫，因此，產(chǎn)出（或注入）的流體大多通過水力壓裂裂縫（或天然裂縫）流動，油氣的開采大都也局限于裂縫網(wǎng)絡(luò)附近的低滲儲層。

注入低黏、易混相的氣體被認(rèn)為是針對低滲油藏提高采收率最有前景的一種技術(shù)[6]，但是其增油機(jī)理與常規(guī)油藏不同。盡管注入的流體可以通過裂縫進(jìn)入儲層，但是注入的流體隨后必須從裂縫進(jìn)入致密基質(zhì)；然后再通過多種機(jī)理組合，將剩余油提取至高滲裂縫網(wǎng)絡(luò)并最終由生產(chǎn)井采出。根據(jù)氣體的物理性質(zhì)、氣源和注入成本，以下幾種氣體通常被用于低滲油藏開發(fā)試驗，包括：氣藏氣、油藏伴生氣、二氧化碳、氮氣及空氣。近些年，對于部分相對高滲（>0.1 mD）的非常規(guī)油藏（如Bakken 油藏），低礦化度水驅(qū)和表面活性劑驅(qū)也漸漸進(jìn)入工業(yè)界的視野[7]。

早期的實驗研究[8-9]揭示了注氣在致密油藏中提高采收率的潛力。其主要增油機(jī)理包括注氣后的油相體積膨脹、油相黏度降低、巖石潤濕性由油濕轉(zhuǎn)為水濕、界面張力（IFT）的降低[10-11]。隨后的研究也通過室內(nèi)實驗證實了注氣吞吐在巖芯尺度的可行性[12-18]以及部分學(xué)者通過模擬研究了其在油藏尺度上注氣的可行性[19-23]；但現(xiàn)場的先導(dǎo)試驗的數(shù)量還有待提高。

美國的致密油產(chǎn)量占全世界90%以上[24]，因此，美國在北美致密油資源開發(fā)中的經(jīng)驗非常具有指導(dǎo)意義。本文將總結(jié)和評價北美致密油資源開發(fā)中的現(xiàn)場經(jīng)驗，并對目前提高致密油低滲油藏采收率所面臨的主要困難和挑戰(zhàn)進(jìn)行分析。

1 背景概述

作為非常規(guī)油藏開發(fā)的領(lǐng)軍者，美國于2007年首先在Williston 盆地的Elm Coulee 油田Bakken組致密油開發(fā)中取得了巨大成功，日產(chǎn)油量123 621 bbl（1 bbl=159 L）；2008年，Bakken 組致密油區(qū)實現(xiàn)規(guī)模開發(fā)。2018 年9 月，美國正式超越沙特阿拉伯和俄羅斯，成為世界上最大的石油生產(chǎn)國。目前，致密油已經(jīng)成為美國原油生產(chǎn)最重要的油藏類型（2019 年大致占石油總產(chǎn)量的64%），并將持續(xù)引領(lǐng)著美國石油產(chǎn)量增長。

目前，北美陸上已經(jīng)有19 個盆地發(fā)現(xiàn)了致密油資源，其中，已經(jīng)投入生產(chǎn)的地層主要分布于美國中陸（Mid-continent）和落基山（Rocky Mountain）地區(qū)，從阿爾伯塔盆地（Alberta Basin）中部一直延伸到得克薩斯州（Texas）南部。同時，西南地區(qū)及加利福尼亞（California）南部的Monterey 組也已經(jīng)開始生產(chǎn)致密油。已被證實的致密油預(yù)測區(qū)遍及落基山地區(qū)、墨西哥灣沿岸（Gulf of Mexico Coast）地區(qū)、西南地區(qū)和美國東北部地區(qū)，如圖1所示。北美致密油主要賦存于泥盆紀(jì)—新近紀(jì)，具有4 套主力產(chǎn)油層。其中，最著名的致密油地層為Williston 盆地的Bakken 組、得克薩斯州的Eagle Ford 組及加利福尼亞的San Joaquin 盆地的Monterey 組。這些致密油地層均具有區(qū)域性、大面積分布的特點。

截至2020 年底，美國境內(nèi)絕大部分致密油產(chǎn)量（98%）來自7 大盆地產(chǎn)區(qū)。當(dāng)前美國致密油產(chǎn)量占據(jù)北美致密油產(chǎn)量的絕大部分，其中，Permian、Eagle Ford 及Bakken 等3 大盆地的產(chǎn)量接近美國致密油產(chǎn)量的四分之三（74%）。Permian 盆地中的3 大致密油區(qū)Spraberry、Bone Spring 以及Wolfcamp的產(chǎn)量更是貢獻(xiàn)了美國致密油產(chǎn)量的36%。然而，Permian 油田在低滲儲層開展的提高采收率試驗數(shù)量較少，目前仍然采用鉆新井的方式來維持產(chǎn)量。因此，本文將對Eagle Ford 組和Bakken 組的現(xiàn)場試驗進(jìn)行分析并總結(jié)經(jīng)驗。

2 Bakken 組致密油提高采收率試驗

北美Bakken 組是北美開發(fā)較早的區(qū)塊，也是進(jìn)行EOR 現(xiàn)場測試最多的致密油田。Bakken 組形成于泥盆紀(jì)晚期至石炭紀(jì)前期的Williston 盆地，面積約200 000 mi2（1 mi=1.61 km）。Bakken 組南至美國的北達(dá)科他州和蒙大拿州，北至加拿大的薩斯喀徹溫省和曼尼托巴?。▓D2）。Bakken 組儲層主要由3 層組成：上段（頁巖層），中段（砂巖、白云巖、粉砂巖和頁巖層）及下段（頁巖層）。中段地層深度距地表大約2 mi。上、下段頁巖層是具有豐富有機(jī)質(zhì)的海相沉積頁巖，是生油巖層及其他產(chǎn)油地層的蓋層，如圖3 所示。2013 年，美國地質(zhì)調(diào)查局對美國境內(nèi)的Bakken 組及下方的Three Forks 組進(jìn)行了油氣儲量評估，技術(shù)可采儲量可達(dá)74.0×108bbl，其中，36.5×108bbl 來自Bakken 組。根據(jù)美國能源信息署的信息[26]，目前，Bakken 組致密油的產(chǎn)量達(dá)到了1 500 kbbl/d，如圖4所示。

圖2 Bakken 組和Williston 盆地分布圖[26]Fig.2 Distribution map of Bakken Formation and Williston Basin

圖3 Bakken 組沉積地層示意圖[27]Fig.3 Sedimentary stratigraphic diagram of Bakken Formation

圖4 Bakken 組致密油歷史原油產(chǎn)量[28]Fig.4 Historical oil production from the Bakken Formation

Bakken 組在過去十年對美國石油行業(yè)產(chǎn)生了重大影響。然而，Bakken 組致密油的主要開發(fā)方式仍然是由儲層天然能量驅(qū)動的衰竭式開發(fā)，其預(yù)測采出程度低于10%。因此，業(yè)界將注意力越來越多地放在Bakken 組的提高采收率這一問題上。在過去十年里，在Bakken 組已經(jīng)有一些注水或注氣的現(xiàn)場試驗，詳見表1。這些試驗主要用于測試注氣或注水的可行性以及注入流體對產(chǎn)量的影響。

表1 Bakken 組致密油提高采收率現(xiàn)場試驗概況Tab.1 Field pilots of enhanced oil recovery in the Bakken Formation

2.1 基于CO2 的提高采收率試驗

（1）試驗1 和試驗2

在試驗1 和試驗2 的CO2吞吐試驗中，選用二氧化碳進(jìn)行高壓注入[29]。試驗結(jié)果表明了在Bakken組注入二氧化碳的可行性，但是很難說明任何一個現(xiàn)場試驗是因為二氧化碳的注入而導(dǎo)致增產(chǎn)。

作業(yè)方EOG 用試驗1（北達(dá)科他州16713 井）來評估向低于1 mD 儲層注入流體的可行性。注入計劃為：先后進(jìn)行為期60 d 和30 d 的注入燜井。注入流體是由Praxair 提供的食品級二氧化碳。選擇二氧化碳用于該測試的原因可能是因為其比水黏度低，更容易注入并且更易與地層油混相。實際現(xiàn)場試驗中，二氧化碳注入作業(yè)持續(xù)29 d。在開始注入作業(yè)11 d 后，在距離該注入井約1 mi 遠(yuǎn)處的觀察井發(fā)現(xiàn)二氧化碳突破。該試驗在2008年9 月共注入了二氧化碳5 010 bbl。2008 年10 月共注入了二氧化碳4 862 bbl。平均注入速度約為100×104ft3/d（1 ft=0.304 8 m）。然而，該試驗并沒有公開的測試后結(jié)果。根據(jù)該井和附近觀察井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，在進(jìn)行二氧化碳吞吐后，日產(chǎn)油量幾乎沒有增加。該井的日產(chǎn)油量曲線如圖5 所示。

圖5 注二氧化碳吞吐試驗1 和試驗2 中兩口井的產(chǎn)油曲線[27]Fig.5 Oil production curves of CO2 injection Huff-n-Puff test 1 and test 2

試驗2（美國蒙大拿州的二氧化碳吞吐試驗）的目的與試驗1 類似，間隔大約6 個月且目標(biāo)地層在Bakken 組的不同部分。二氧化碳的注入速度在（150～200）×104ft3/d，注入壓力在2 000～3 000 lb/in2（1 lb=0.454 kg），為期45 d。該試驗的結(jié)果也與試驗1 非常類似。其日產(chǎn)油量如圖5 所示。二氧化碳注入后的原油產(chǎn)量增加非常小。這部分增加的產(chǎn)量也可以歸因于裂縫由基巖滲出的流體所再次填充造成的產(chǎn)量增長。根據(jù)Hoffman&Evans[29]所給出的信息，試驗1 和試驗2 的注入壓力均保持在地層破裂壓力之下。這兩個試驗均能夠以（100～200）×104ft3/d 的速度注入二氧化碳并且將注入壓力保持在極限閾值以下。但從這兩個試驗的生產(chǎn)曲線（圖5）來看，很難說明任何一個現(xiàn)場試驗有因為注入二氧化碳而導(dǎo)致的增產(chǎn)。

（2）試驗3 和試驗4

試驗3 和試驗4 是在位于Bakken 組中段的一口直井中進(jìn)行的二氧化碳吞吐作業(yè)，儲層厚度約為60 ft[29]，其研究范圍僅限于對注入能力的研究。

該先導(dǎo)試驗的計劃是以（300～500）×103ft3/d 的速度注入20～30 d，隨后關(guān)井20 d，再恢復(fù)生產(chǎn)。在距離注入井約900 ft 遠(yuǎn)的一口觀察井不到24 h 即觀測到了二氧化碳突破，此后不久便停止了作業(yè)。與水平井氣吞吐法試驗相比，該直井只有約百分之一的有效厚度可用于注入，但氣體流量僅比典型水平井少了約20%。因此，這種情況下的每英尺注入量比以前的吞吐試驗高出20 倍左右，這可能是氣體在該試驗中如此迅速突破的原因。由于早期的二氧化碳突破，該試驗沒有進(jìn)行后續(xù)的生產(chǎn)測試。

（3）試驗5

此試驗開展于2017 年，目標(biāo)儲層在一個未經(jīng)開發(fā)的油藏區(qū)域，注入氣體為二氧化碳，注入井為一口直井（未經(jīng)過水力壓裂）[31]。在原始油藏中使用垂直井進(jìn)行該測試消除了與水平井較長有關(guān)的不確定性，例如，巖石屬性固有的未知非均質(zhì)性及沿井眼的水力壓裂裂縫的性質(zhì)和分布?，F(xiàn)場測試表明，盡管基質(zhì)注入能力較低，但注入的二氧化碳可通過Bakken 組中段的微裂縫進(jìn)入巖石基質(zhì)，進(jìn)而增強(qiáng)基質(zhì)中原油的流動性[30]。因此，擴(kuò)散可能在使用二氧化碳來提高采收率中發(fā)揮重要作用。

該試驗是在原始儲層中進(jìn)行的，完井程序不包括使用水力壓裂和支撐劑。該試驗測試在4 d 內(nèi)注入了大約99 t 的二氧化碳。井底壓力和溫度數(shù)據(jù)分析表明，二氧化碳的注入半徑在50～70 ft，燜井時間為15 d。在對注入前和注入后的油樣進(jìn)行了油的成分分析時，重點確定了烴類化合物的分子量分布。

Bakken 組中段的基巖未采取增產(chǎn)措施，二氧化碳注入量穩(wěn)定在6～12 gal/min（1 gal=3.79 L），連續(xù)注入期間的井底壓力在9 400～9 470 lb/in.2，比初始孔隙壓力高800～870 lb/in.2。注入后觀測到采出物為二氧化碳和烴類化合物氣體的混合物。注入前和注入后油樣的分析表明，注入后油樣成分比試驗前的油具有更多的低分子量烴?，F(xiàn)場測試結(jié)果表明，盡管基質(zhì)注入能力很低，但注入的二氧化碳可以穿透Bakken 組的中部并從基質(zhì)中提取剩余油。

2.2 基于烴類氣的提高采收率試驗（試驗6）

2014 年，依歐格資源公司（EOG Resources INC,EOG）將水驅(qū)試驗中的注水井（表1 編號10）改為注氣井，用于檢驗連續(xù)注入富氣提高采收率的效果（表1編號6）。因為鄰井中的壓裂和其他作業(yè)也有可能導(dǎo)致該井產(chǎn)量增加，所以對此次試驗結(jié)果的解釋并不唯一。但該試驗表明了在Bakken 組中注入天然氣增油的可行性[29]。

在注水試驗結(jié)束后，該注水井在隨后的4 個月中間歇地生產(chǎn)。2014 年6 月，EOG 將該井更改為注氣井。該試驗使用從周圍的產(chǎn)油井開采的富集天然氣作為注入流體。天然氣成分約55%甲烷，10%氮和35%乙烷及以上餾分。該作業(yè)連續(xù)進(jìn)行了55 d，平均注入速度約為160×104ft3/d，地面注入壓力為3 500 lb/in.2。

所有4 口觀察井在氣體注入之后的幾個月中產(chǎn)量均有所增加。然而，在與氣體注入相同的時間內(nèi)，有一口相鄰井進(jìn)行了水力壓裂作業(yè)。兩口生產(chǎn)井的增產(chǎn)可能歸因于壓裂響應(yīng)。

氣體注入作業(yè)7 d 后，監(jiān)測到觀察井產(chǎn)氣量有所增加。單井產(chǎn)氣量增加約16×104ft3/d，約為單井注氣量的10%。隨后，該井被關(guān)閉，直到氣體注入結(jié)束30 d 后才恢復(fù)生產(chǎn)。重新開始生產(chǎn)后，該井日產(chǎn)氣量仍然很高。此外，日產(chǎn)油量也在恢復(fù)生產(chǎn)后短時間內(nèi)達(dá)到峰值，然后恢復(fù)到正常遞減的范圍內(nèi)，注烴類氣后觀察井的產(chǎn)量顯著增加，如圖6 所示。雖然該注氣作業(yè)僅進(jìn)行了55 d，但試驗仍表明，富氣可以用作注入流體來提高單井的產(chǎn)油量。此外，在非常規(guī)油田中，烴類氣比二氧化碳更易獲得，例如，可以直接選擇注入本井或鄰井的采出氣。

圖6 注烴類氣后觀察井的產(chǎn)量顯著增加[29]Fig.6 The production of the observation well increased significantly after hydrocarbon gas injection

2.3 注水或改進(jìn)注水的提高采收率試驗

（1）試驗7

表1 中的第7 個測試是Meridian 公司在北達(dá)科他州的Bakken 組的上段進(jìn)行的低礦化度水吞吐試驗[30]。該試驗井是位于麥肯錫縣Bicentennial 油田的水平井。雖然該井沒有經(jīng)過水力壓裂，但儲層中存在高度發(fā)育的天然裂縫，為該井生產(chǎn)提供了足夠的滲流通道。先注水50 d，注入大約13 200 bbl 低礦化度水，隨后關(guān)井60 d，但在之后的衰竭式生產(chǎn)過程中，其產(chǎn)油量一直低于注水前的產(chǎn)量。該測試表明低礦化度水在Bakken 組的上段的注入能力沒有問題，但注水后的增產(chǎn)效果并不理想。

（2）試驗8

表1 中的第8 個測試為EOG 在2012 年進(jìn)行的注水吞吐試驗。此試驗中注水吞吐未能實現(xiàn)很好的增產(chǎn)效果。試驗后期的產(chǎn)量增加也被歸因于鄰井水力壓裂而引發(fā)的“壓裂響應(yīng)”。

試驗包含兩個周期的注水吞吐。試驗最初計劃注水30 d，燜井10 d，隨后開井生產(chǎn)。初始注入速度約為1 200 bbl/d。2012 年4 月總注水量為10 380 bbl；2012 年5 月則為28 797 bbl。在第一次注入作業(yè)結(jié)束后，進(jìn)行了超過兩周的燜井，以使注入水充分浸入地層。在第二次注入期開始之前，該井進(jìn)行了約3～4 個月的正常生產(chǎn)。

如圖7 所示，每個周期后，注水吞吐均未能實現(xiàn)很好的增產(chǎn)效果。通過注水吞吐提高采收率的機(jī)理不同于注氣吞吐。由于水無法與油混相，僅有當(dāng)巖石相對親水，進(jìn)而水能夠通過滲吸的方式進(jìn)入巖石基質(zhì)，儲層中的原油才會因被注入水?dāng)D占孔隙空間而被排出。該井在2013 年底關(guān)井停產(chǎn)，是因為當(dāng)時距離該井1 000～3 000 ft 的新井需要進(jìn)行水力壓裂作業(yè)。約在2013 年底到2014 年初，該試驗井突然觀察到產(chǎn)量增加了。這一結(jié)果被歸因于鄰井水力壓裂而引發(fā)的“壓裂響應(yīng)”[29]。

圖7 北達(dá)科他州Bakken 組注水吞吐試驗中的油井產(chǎn)量曲線[29]Fig.7 Well production curves from the water injection huff-n-puff test in the Bakken Formation,North Dakota

（3）試驗9

表1 中的第9 個試驗是在北達(dá)科他州進(jìn)行的為期8 個月的水驅(qū)開發(fā)測試。此次注水測試證明了該地層的注入水能力較好。然而，生產(chǎn)井的產(chǎn)油量仍然沒有因水驅(qū)而提高。

這是最早在北達(dá)科他州進(jìn)行的水平井水驅(qū)試驗。試驗使用采出水作為注入流體，注入井為水平井。井網(wǎng)分布如圖8 所示。在2012 年，注入井以約1 350 bbl/d 的速度持續(xù)注水8 個月，這導(dǎo)致了井底壓力增加到6 000 lb/in.2。在此期間，東側(cè)生產(chǎn)井和西側(cè)生產(chǎn)井的產(chǎn)水量都有明顯的增加，且在注水開始一個月內(nèi)見水。在見水前，單井產(chǎn)油量并沒有實質(zhì)性的提高，如圖9 所示。圖9 為東側(cè)生產(chǎn)井的油水產(chǎn)量曲線，西側(cè)生產(chǎn)井的動態(tài)與東側(cè)生產(chǎn)井也非常相似。北側(cè)和南側(cè)生產(chǎn)井的產(chǎn)油量也沒有增加。由于東側(cè)和西側(cè)兩個生產(chǎn)井產(chǎn)水量過高，該井在2012 年底和2013 年初關(guān)閉了大約6 個月。第二輪水驅(qū)試驗持續(xù)了8 個月。第二次作業(yè)的注入速度比之前低很多，約為380 bbl/d。井底壓力沒有明顯增加并且保持在約5 500 lb/in.2。生產(chǎn)井中沒有出現(xiàn)類似第一次注入期間的產(chǎn)水增加，如圖9 所示。第二次注水作業(yè)證明在該地層的注水能力較好。然而，4 口生產(chǎn)井的產(chǎn)油量仍然沒有因水驅(qū)而提高。

圖8 水驅(qū)試驗注采井網(wǎng)示意圖[29]Fig.8 Diagram of injection and production well pattern in water flooding test

圖9 北達(dá)科他州Bakken 組中水驅(qū)試驗中的東側(cè)油井產(chǎn)量曲線[29]Fig.9 Well production curves from a water flooding test in the Bakken Formation,North Dakota

（4）試驗10

試驗10 是在美國蒙大拿州Bakken 組進(jìn)行的水驅(qū)試驗。該試驗又一次證明裂縫性低滲儲層具有較高的吸水能力。然而與試驗9 相似，該水驅(qū)項目的結(jié)果也受到鄰井的水力壓裂作業(yè)影響。

在最初3 個月中，注水量達(dá)到1 700 bbl/d。在后面5 個月中，注水量逐漸降低至略低于1 000 bbl/d。在注水開始后，大多數(shù)周圍的生產(chǎn)井均能觀察到油水產(chǎn)量增加。然而，根據(jù)Hoffman&Evans 的分析[29]，這些情況可大致歸因于壓裂響應(yīng)。值得注意的是，距離注入井約880 ft 的一口生產(chǎn)井明顯受到了水驅(qū)的影響。雖然在注水作業(yè)期間產(chǎn)油量沒有顯著增加，如圖10 所示，但是注入水在水驅(qū)開始后的一周發(fā)生突破，之后該井的產(chǎn)水量顯著增加，單產(chǎn)油量并沒有明顯的提升。

在水驅(qū)試驗的最后一個月內(nèi)，由于約一半的注入水通過水平井跟部的兩個壓裂段進(jìn)入地層，而其余的注入水則由其他9 個壓裂段分?jǐn)?，作業(yè)方在后面的水驅(qū)試驗中嘗試?yán)@過這兩個壓裂段，然而這些嘗試并不成功，其后水驅(qū)試驗停止，注入井關(guān)井。到2015 年初，生產(chǎn)井進(jìn)行了幾個月的關(guān)井，其恢復(fù)生產(chǎn)時產(chǎn)油量與前幾年相比有略微提高，如圖10 所示。鑒于此時附近沒有井在進(jìn)行壓裂作業(yè)，可以將其歸因于水驅(qū)或關(guān)井期間的壓力恢復(fù)。

圖10 蒙大拿州Bakken 組中水驅(qū)試驗中的油井產(chǎn)量曲線[29]Fig.10 Well production curves from the water flooding test in the Bakken Formation,Montana

（5）試驗11

表1 中的第11 個試驗為基于非離子表面活性劑的水溶液生產(chǎn)促進(jìn)劑（PE）的現(xiàn)場試驗。作業(yè)方指出，對于油濕系統(tǒng)，改變儲層潤濕性是提高產(chǎn)油量的關(guān)鍵機(jī)理。在1.5 a 的生產(chǎn)周期中，單井產(chǎn)量有明顯的增加[32]。

試驗中應(yīng)用針對Bakken 組中段設(shè)計的生產(chǎn)促進(jìn)劑（PE），其特點是耐高溫（>110°C），耐高鹽（總?cè)芙夤腆w>220 000 mg/L）和耐高硬度（>15 000 mg/L）。選擇Bakken 組中段一口10 000 ft 長的水力壓裂水平井中進(jìn)行吞吐試驗，該井在吞吐試驗前經(jīng)歷了2.5 a 衰竭式開發(fā)。試驗采用淡水稀釋的Bakken 采出水（礦化度1 500 mg/L）作為表面活性劑溶劑，燜井時間為4 個月。如圖11 所示，在接下來的1.5 a中，單井產(chǎn)量出現(xiàn)明顯提升（相對于衰竭式開發(fā)的外推遞減曲線）。據(jù)估計，與僅由持續(xù)衰竭式生產(chǎn)的累計采油量相比，注表面活性劑吞吐后的累計采油量增加了25%。

圖11 注表面活性劑吞吐試驗中的油井產(chǎn)油量和產(chǎn)水量曲線[32]Fig.11 Oil well oil cut,oil production and water production curve in surfactant injection huff-n-puff test

2.4 加拿大Bakken 組致密油的提高采收率試驗

相較于美國，Bakken 組在加拿大部分的滲透率較高（0.01～0.10 mD[33]），相比于美國部分要高1～2個數(shù)量級，因而，現(xiàn)場試驗更偏向于采用連續(xù)注入的方式，而不是有間歇性的吞吐注入法。

（1）試驗12

試驗12 是在加拿大薩斯喀徹溫省東南部Bakken 組進(jìn)行的注干氣提高采收率項目。在一年的時間內(nèi)，石油產(chǎn)量從130 bbl/d 增加到295 bbl/d[33]。作業(yè)方將其歸因于干氣循環(huán)注入儲層將地層油蒸發(fā)抽提，從而增加了單井的天然氣凝析液產(chǎn)量。

試驗在一面積為1 280 acre（1 acre=0.004 km2）的區(qū)塊中進(jìn)行，井網(wǎng)如圖12 所示。該試驗中，作業(yè)者將商業(yè)級別干氣注入一東西走向的水平井中。注入干氣的主要成分為甲烷，干氣通過管道直接輸送到注入井，之后在現(xiàn)場進(jìn)行加壓并注入。注入速度在（35～100）×104ft3/d 變化，注采比在0.7～1.1。試驗生產(chǎn)和注入數(shù)據(jù)如圖13 所示（1 mcf=28.32 m3）。

圖12 干氣驅(qū)試驗的井位示意圖[33]Fig.12 Well location diagram of dry gas flooding test

圖13 干氣驅(qū)試驗的生產(chǎn)動態(tài)曲線[33]Fig.13 Production performance curve of dry gas flooding test

作業(yè)方每周從所有生產(chǎn)井收集采出氣樣品，并完成了流體組分分析。該試驗區(qū)塊產(chǎn)自Bakken 儲層天然氣凝液餾分C2—7在（225～250）×10?6bbl/ft3）內(nèi)。各個生產(chǎn)井的天然氣產(chǎn)量最多比基準(zhǔn)增加了約4 倍。由此可見，由于干氣循環(huán)注入儲層并將地層油蒸發(fā)抽提，單井天然氣凝液產(chǎn)量有所增加。Lightstream 聲稱該試驗在2011-12—2014-12 顯著提高了原油產(chǎn)量。原油產(chǎn)量從初始產(chǎn)量130 bbl/d 增加到最高295 bbl/d。

（2）試驗13

試驗13 為在加拿大薩斯喀徹溫省Bakken 組進(jìn)行的一系列水驅(qū)試驗[34]。試驗表明水驅(qū)強(qiáng)化了生產(chǎn)井的生產(chǎn)能力并提高了采收率。

以一個在Bakken 組進(jìn)行的先導(dǎo)性試驗為例，試驗將一口水平井作為注入井，周圍4 口水平井作為生產(chǎn)井（如圖14 所示）。從2008 年到2009 年大部分時間，該試驗區(qū)塊產(chǎn)量持續(xù)保持穩(wěn)定。生產(chǎn)井自達(dá)到歷史最高產(chǎn)量（約550 bbl/d）之后，其產(chǎn)量在其后的兩年中遞減了約25%。水驅(qū)強(qiáng)化了4 口生產(chǎn)井的生產(chǎn)能力并提高了采收率，使原油產(chǎn)量從注入作業(yè)前的50～100 bbl/d 增加到550 bbl/d，累計增加產(chǎn)量約50×104bbl，如圖15 所示。令人振奮的是，先導(dǎo)試驗區(qū)邊界之外的生產(chǎn)井也觀察到了對水驅(qū)較好的生產(chǎn)響應(yīng)，這將進(jìn)一步提高水驅(qū)作業(yè)所增加的累計產(chǎn)油量。

圖14 水平井水驅(qū)試驗三維井位示意圖[34]Fig.14 3D well location diagram of horizontal well water drive test

圖15 水平井水驅(qū)試驗油水動態(tài)曲線[34]Fig.15 Oil-water dynamic curve of horizontal well from water flooding test

3 Eagle Ford 組提高采收率試驗

Eagle Ford 組是位于得克薩斯州南部在晚白堊紀(jì)的森諾曼期和土侖期形成的沉積巖層，主要由富含有機(jī)物質(zhì)的海相沉積頁巖和石灰?guī)r組成。該儲層深度在4 000～14 000 ft，平均厚度約475 ft，該儲層既生產(chǎn)原油也生產(chǎn)天然氣。從南到北依次從干氣，富氣氣藏過渡到凝析氣藏和最北的黑油油藏，并在最北部存在天然露頭（圖16）。據(jù)EIA 評估，Eagle Ford 組的原油產(chǎn)量在2014 年底達(dá)到1 700 kbbl/d的峰值，然后逐漸下降到1 200 kbbl/d，并將持續(xù)到2020 年中期（圖17）。

圖16 Eagle Ford 組平面分布示意圖[35]Fig.16 Planar distribution diagram of Eagle Ford Formation

圖17 Eagle Ford 組致密油的歷史原油產(chǎn)量[36]Fig.17 Historical oil production from the Eagle Ford Formation

3.1 注氣提高采收率試驗

與Bakken 組基質(zhì)滲透率（美國0.10 mD，加拿大1.00 mD）相比，Eagle Ford 組的基質(zhì)滲透率很低（<0.01 mD），因此，不適于注水。目前開展的先導(dǎo)試驗大都基于注氣開發(fā)，因而數(shù)量較Bakken 組少很多，并且由于連續(xù)注氣會造成較高的井底壓力，大部分試驗采用吞吐注氣的方式（表2）。

表2 Eagle Ford 組致密油提高采收率試驗概況Tab.2 Field pilots of enhanced oil recovery in tight oil reservoir of the Eagle Ford Formation

（1）試驗A

據(jù)EOG 聲稱，他們過去三年中已經(jīng)成功進(jìn)行了4 個利用現(xiàn)場生產(chǎn)的采出氣作為注入流體的試驗項目，共計15 口水平生產(chǎn)井。這4 個試驗項目位于油田不同位置，有諸多較為成熟的生產(chǎn)井表現(xiàn)出相對一致的結(jié)果。這些試驗利用相對較低的資金成本顯著提高了原油生產(chǎn)。除此之外，EOG 還計劃在2016年進(jìn)行另外一個包含32 口生產(chǎn)井的提高采收率項目。EOG 稱通過注氣提高采收率的方法，累計產(chǎn)油量可以提高至一次采油的1.3～1.7 倍，開發(fā)成本為6 USD/bbl（油氣當(dāng)量）或更低，如圖18所示。此外，由于該方法利用了現(xiàn)場容易獲得的采出氣，資金成本與操作成本也較低。然而，由于缺少公開信息，現(xiàn)在還難以通過生產(chǎn)數(shù)據(jù)對EOG 在Eagle Ford 的現(xiàn)場試驗進(jìn)行分析。

圖18 EOG 在Eagle Ford 組的注氣提高采收率效果Fig.18 Schematic of EOG′s EOR results in the Eagle Ford Formation

（2）試驗B

Hoffman[36]統(tǒng)計了過去5 a 中Eagle Ford 組進(jìn)行的7 個注氣吞吐先導(dǎo)試驗，其位置如圖19 中黑色星型所示。文中所有試驗均采用烴類氣體作為注入流體，但其組分有所變化。Hoffman 總結(jié)了這些試驗的區(qū)域、開始時間、井?dāng)?shù)以及區(qū)塊內(nèi)井的總數(shù)。值得注意的是，Hoffman 的統(tǒng)計均以得克薩斯州鐵路委員會數(shù)據(jù)庫中的公開資料為基礎(chǔ)，其產(chǎn)量信息均以月份為統(tǒng)計時間，因而可能存在誤差，且不包含任何的注入量信息。公布的產(chǎn)量信息以區(qū)塊為單位。如果一個區(qū)塊中包含多口生產(chǎn)井，則很難從中取得其中某一單井的生產(chǎn)信息。表2 中試驗B～E、H 的運營方均為EOG。

圖19 Eagle Ford 組部分注氣吞吐試驗井位分布圖[36]Fig.19 Location map of some gas injection and huff-n-puff test wells in Eagle Ford Formation

試驗B 選取了一口與鄰井相對隔絕的生產(chǎn)井進(jìn)行吞吐試驗，取得了較好的增產(chǎn)效果。該試驗進(jìn)行了3 輪吞吐作業(yè)。從圖20 中的月產(chǎn)油量曲線可以看出，該井注氣產(chǎn)生了較好的增產(chǎn)效果。每輪注氣作業(yè)后，該井的月產(chǎn)量均提升至其早期峰值產(chǎn)量的一半左右。每輪生產(chǎn)周期大約持續(xù)3 個月。Hoffman[36]認(rèn)為該井的吞吐作業(yè)不僅在第一次注入后有較好的效果，其后兩次注入也產(chǎn)生了較高的原油產(chǎn)量，試驗效果較為理想。

圖20 試驗B 單井月產(chǎn)油曲線[36]Fig.20 Monthly single well oil production curve of test B

圖21 顯示了該井每個月的生產(chǎn)氣油比曲線。從2014 年之前的數(shù)據(jù)中可以看出，試驗B 中的注入燜井持續(xù)時間約為4～6 周。其注入氣體為去除中質(zhì)組分（NGL）后的干氣，主要成分可能為90%～95%的甲烷以及5%～10%的乙烷以及其他組分。

圖21 試驗B 單井生產(chǎn)氣油比曲線[36]Fig.21 single well gas oil ratio curve of test B

（3）試驗C 和試驗D

試驗C 和試驗D 是2015 年初開始的多井試驗，兩者的作業(yè)方式及增產(chǎn)結(jié)果非常類似，即累計產(chǎn)量均有所提高。兩個先導(dǎo)試驗區(qū)中均有多口生產(chǎn)井，其中一半左右被用來進(jìn)行注氣吞吐試驗。圖22 是兩個試驗區(qū)的原油月產(chǎn)量曲線，從月產(chǎn)量曲線偏離原有遞減趨勢可以得到注入試驗開始的時間點。在注入作業(yè)開始后，該區(qū)塊原油月產(chǎn)量約為原始遞減曲線預(yù)測產(chǎn)量的兩倍。因此，可以得出增油效果理想的結(jié)論。

圖22 試驗C 與試驗D 區(qū)塊月產(chǎn)油曲線[36]Fig.22 Monthly oil production curve of test C and test D

圖23 為試驗C 和試驗D 的累計產(chǎn)油曲線，其中，紫色為原始遞減曲線預(yù)測所得的累計產(chǎn)量。試驗C 注入吞吐作業(yè)持續(xù)了約1.5 a，此后又生產(chǎn)了1.0 a，其累計產(chǎn)量比預(yù)計的衰竭開采累計產(chǎn)量高出17%；試驗D 注入吞吐作業(yè)持續(xù)了2.5 a，其累計產(chǎn)量比預(yù)計的衰竭開采累計產(chǎn)量高出20%。

圖23 試驗C 與試驗D 區(qū)塊累計產(chǎn)油曲線[36]Fig.23 Cumulative oil production curve of test C and test D

（4）試驗E

試驗E 開始于2015 年，該試驗為4 口井同時進(jìn)行了注氣吞吐作業(yè)。試驗?zāi)繕?biāo)是盡量多的注入氣體。試驗結(jié)果表明，該試驗取得了較好的增油效果。Hoffman[36]估計其注氣速度可能高達(dá)（2～4）×106ft3/d，注入壓力僅略低于地層破裂壓力，并持續(xù)了長達(dá)6 個月。此后該區(qū)塊內(nèi)4 口井轉(zhuǎn)入生產(chǎn)2～3 個月，然后，再次實施8～10 周的注氣燜井作業(yè)，并重復(fù)了4 個周期。其后，試驗縮短了周期時間，采用了注氣燜井4～6 周再生產(chǎn)兩個月?？s短的注氣時間實現(xiàn)了很好的增油效果，累計產(chǎn)量曲線也有明顯的提升，如圖24 所示。

圖24 試驗E 區(qū)塊實際單井月平均產(chǎn)量及累計產(chǎn)量曲線[36]Fig.24 Actual average monthly production per well and cumulative production curve in test E

Hoffman[36]以注氣吞吐后的平均產(chǎn)量為基準(zhǔn)進(jìn)行了產(chǎn)量遞減預(yù)測，如圖25 紫色曲線所示，其預(yù)測顯示持續(xù)的注氣吞吐到2028 年可以增油370 000 bbl，相比目前的衰竭開發(fā)增產(chǎn)約50%。

圖25 試驗E 區(qū)塊預(yù)計單井月平均產(chǎn)量及累計產(chǎn)量曲線[36]Fig.25 Estimated average monthly production per well and cumulative production curve in test E

（5）試驗F 和試驗G

與試驗B～E 不同，試驗F 和試驗G 均為單井吞吐試驗。試驗F 和試驗G 注入的烴類氣體成分更接近于產(chǎn)出氣（甲烷含量約70%，乙烷以上組分含量約30%）。這兩個試驗最初注氣速度大致在（2.0～2.5）×106ft3/d，注入作業(yè)持續(xù)一個月，隨后在燜井后再重新生產(chǎn)一個月，總共進(jìn)行了3 輪吞吐作業(yè)。

試驗F 所在的區(qū)塊中有4 口生產(chǎn)井，從圖26 僅能模糊地看出可能在2015 年底至2016 中期進(jìn)行了1～2 輪的吞吐作業(yè)；試驗G 所在的區(qū)塊中有61 口生產(chǎn)井，因而無法判斷其試驗效果。

圖26 試驗F 和G 所在區(qū)塊的原油月平均產(chǎn)量曲線[36]Fig.26 Average monthly crude oil production curve of test F and test G

（6）試驗H

試驗H 為試驗D 的后續(xù)大現(xiàn)場試驗，其規(guī)模擴(kuò)大到試驗C 附近兩個區(qū)塊的32 口井，可以被認(rèn)為是試驗D 技術(shù)經(jīng)驗的大規(guī)?，F(xiàn)場應(yīng)用。這3 個區(qū)塊中共有41 口井，Hoffman[36]認(rèn)為其中大部分井都進(jìn)行了注氣吞吐作業(yè)。作業(yè)開始時間在2016 年中期，并在相對不長的時間內(nèi)取得了較好的作業(yè)效果，如圖27 所示。

圖27 試驗H 中SW 與NE 區(qū)塊原油月平均產(chǎn)量曲線[36]Fig.27 Monthly average crude oil production curves in SW and NE blocks in test H

（7）試驗I

試驗I 的目的是通過組分追蹤的方法在實際現(xiàn)場作業(yè)中了解注氣吞吐的增產(chǎn)機(jī)理[37]，試驗數(shù)據(jù)表明注氣吞吐可帶來較好的增產(chǎn)效果。

試驗I 的井網(wǎng)布置如圖28 所示，圖28a 中紅色表示吞吐井，綠色表示間歇生產(chǎn)井。

圖28 試驗區(qū)水平布置鳥瞰圖和縱向分布圖[37]Fig.28 Aerial view and vertical distribution of horizontal layout of the test area

前15 個注入期持續(xù)15～45 d，平均注入速度為（14～16）×106ft3/d。每個周期的累計注入量為（200～600）×106ft3。該項目注入氣體的平均組成為75%C1、13% C2、5%C3和7%C4+，但期間會略有變化。在吞吐期間，根據(jù)周期將氣體注入1～2 口井中。注入時關(guān)閉鄰井，以減輕連通裂縫內(nèi)氣體循環(huán)來維持注入壓力。當(dāng)這些井重新投入生產(chǎn)時，在4 口吞吐井和鄰近的生產(chǎn)井中，均觀察到了產(chǎn)量提高（與衰竭開發(fā)基線相比）。

圖29 總結(jié)了注氣吞吐試驗期間目標(biāo)井的生產(chǎn)動態(tài)參數(shù)。

圖29 試驗I 生產(chǎn)數(shù)據(jù)匯總圖[37]Fig.29 Production data summary of test I

實測累計采油量高于衰竭式開發(fā)的預(yù)測采油量，表明注氣吞吐可帶來較好的增產(chǎn)效果。通過分析吞吐期間現(xiàn)場井流物的組成，產(chǎn)出的流體是注入的氣體和儲層油的混合物。在返回氣體中增加的C7+組分的含量主要是由于蒸發(fā)抽提效應(yīng)。在分離器條件下，這些較重的成分會重新凝結(jié)，進(jìn)而增加油相體積。

4 北美致密油藏開發(fā)的經(jīng)驗與教訓(xùn)

由于一次采油的采收率非常低，并且大部分適用于常規(guī)油藏的提高采收率技術(shù)對于非常規(guī)儲層中效果大多不太理想，人們逐漸開始重視對非常規(guī)油藏的EOR 技術(shù)的研究。在過去10 年中，Bakken 組和Eagle Ford 組等非常規(guī)油藏的開發(fā)對美國乃至全球的石油工業(yè)產(chǎn)生了重大影響[38-40]。北美Bakken組致密油非常規(guī)油藏的開發(fā)取得了一定的成功，大多數(shù)現(xiàn)場測試是天然氣驅(qū)或水驅(qū)。早期的吞吐試驗證明了將氣體或水注入低滲透油藏的可行性。其中一些現(xiàn)場測試顯示出了提高采收率在非常規(guī)油藏中應(yīng)用的可行性。一些石油公司還在Eagle Ford 組頁巖上進(jìn)行了數(shù)次先導(dǎo)試驗。結(jié)果表明，二氧化碳吞吐在某些試驗中成功地提高了累積產(chǎn)量，注氣也表現(xiàn)出了在非常規(guī)油藏提高采收率中應(yīng)用的巨大潛力。由于試驗的結(jié)果各不相同，并且這些試驗項目是在許多不同的儲層用不同的過程以及不同注入流體進(jìn)行的，因此，可以從這些項目的結(jié)果中總結(jié)出如下經(jīng)驗與教訓(xùn)。

（1）盡管最初存在將流體注入低滲透性儲層的不確定性，但幾乎所有提高采收率的注入試驗均證明，注入能力對于水力壓裂的低滲透性儲層不是問題。雖然目的層的滲透率非常低，但是完井期間水力壓裂作業(yè)極大地改善了井的注入能力（或生產(chǎn)能力），這使得注入（或生產(chǎn)）的環(huán)境都更加理想。人工水力壓裂極大地增加了自由流動流體和巖石基質(zhì)之間的接觸面積。因此，在進(jìn)行過增產(chǎn)措施的試驗井中進(jìn)行注氣或注水操作基本沒有遇到困難。僅有一口試驗井在較高注水速度的情況下井底壓力顯著增加，然而該井的最高井底壓力仍然低于危險閾值。

（2）先導(dǎo)試驗的注入剖面的不均一性是一個較為嚴(yán)重的問題。對于這些試驗，較短的突破時間（數(shù)天或數(shù)周）似乎都是正常情況。這不僅將在生產(chǎn)井中引起高產(chǎn)水或高產(chǎn)氣的問題，在一些情況下還會導(dǎo)致產(chǎn)油量下降。目前還不能確切地計算或測量注入流體實際進(jìn)入巖石基質(zhì)驅(qū)替烴類的量。但從這些較短的突破時間來看，只有非常少量的注入流體可以對儲存大多數(shù)烴類的巖石基質(zhì)產(chǎn)生有效影響。此外，水力壓裂作業(yè)產(chǎn)生的人工裂縫可能會進(jìn)一步惡化這種現(xiàn)象。盡管人工裂縫降低了在低滲透油藏注水的難度，但也使得注入流體更容易形成高速通道，導(dǎo)致過早突破。

（3）壓裂響應(yīng)可能使經(jīng)過水力壓裂試驗井的評估復(fù)雜化。雖然一些試驗顯示出較為積極的結(jié)果，但是壓裂響應(yīng)也有可能導(dǎo)致產(chǎn)量上升，因而其影響并不能被排除。因此，現(xiàn)場測試中非常重要的一點是，盡可能排除可能影響試驗結(jié)果的作業(yè)，以期獲得可分析的結(jié)果。然而這樣做可能會明顯增加未來試驗的成本。但是，如果不能排除所有干擾，就難以合理地分析試驗的結(jié)果。

（4）大多數(shù)提高采收率現(xiàn)場試驗的結(jié)果是參差不齊的。許多試驗并沒有表現(xiàn)出任何由注入作業(yè)而增加的原油產(chǎn)量，而卻顯著增加了注入流體（主要是水或氣體）的產(chǎn)量。但是在Bakken 組進(jìn)行的水驅(qū)作業(yè)以及在Eagle Ford 組進(jìn)行的氣驅(qū)作業(yè)卻取得了成功。這兩個試驗的作業(yè)方聲稱，他們成功地通過不同的提高采收率方法在各自的油藏有效地提高了原油產(chǎn)量，并且計劃在未來對這些試驗進(jìn)行大規(guī)模推廣。由于這些試驗項目極少有公開的信息，這些試驗的成功因素很難被總結(jié)。

（5）對于非常規(guī)油藏，特別是頁巖或致密油藏，注氣似乎是最有效的提高采收率技術(shù)。這些儲層中大多數(shù)采出原油的組分相對較輕，并伴隨有大量可用于回注的氣體。不將這些采出氣銷售或燃燒掉，而是將其作為注入流體來生產(chǎn)更多的原油在經(jīng)濟(jì)上更為可行。而對于注入氣體，試驗結(jié)果顯示出天然氣比二氧化碳更有前景。這可能是由于天然氣更容易與地層油混相。

（6）注水試驗取得了相互矛盾的結(jié)果，因此，其效果還有待于后續(xù)觀察。對于在美國部分Bakken組進(jìn)行的水驅(qū)試驗，觀察井中產(chǎn)水量顯著增加且原油產(chǎn)量并無明顯提高。對于在加拿大部分Bakken組進(jìn)行的水驅(qū)作業(yè)則顯示出非常大的潛力。這可能是由于加拿大部分Bakken 組的滲透率較高。

（7）Bakken 組使用表面活性劑吞吐試驗證明，利用特定的流體和地層潤濕性改變劑進(jìn)行的單井增產(chǎn)過程，可以使產(chǎn)油量提升提高一倍以上。因此，對于油濕系統(tǒng)，改變潤濕性可能是提高采收率的重要機(jī)理。

（8）這些先期探索實驗都沒有對優(yōu)化井間距和注入模式進(jìn)行相應(yīng)的研究。但通過比較結(jié)果，可以總結(jié)出幾個可能作為一般性經(jīng)驗指導(dǎo)的結(jié)論。對于驅(qū)油型作業(yè)，井間距應(yīng)足夠大，從而減少裂縫間的相互干擾。如果井間距不夠大，注入流體將在較短時間內(nèi)突破，并將極大地降低采油效率。此外，井間距也不能太大，否則不能有效地進(jìn)行生產(chǎn)。對于吞吐型作業(yè)，由于不存在注入流體突破的問題，井間距則與單井能夠生產(chǎn)的儲層體積更為相關(guān)。

5 結(jié)語

北美Bakken 組致密油非常規(guī)油藏的開發(fā)取得了一定的成功，Bakken 組也是非常規(guī)油田進(jìn)行了最多的提高采收率現(xiàn)場測試的區(qū)塊。大多數(shù)現(xiàn)場測試是采用注氣的形式。早期的吞吐試驗已經(jīng)證明了將氣體或水注入低滲透油藏的可行性。之后的現(xiàn)場試驗為將來提高非常規(guī)油藏的采油率積累了寶貴的經(jīng)驗。其中一些現(xiàn)場試驗顯示出了提高采收率在非常規(guī)油藏中應(yīng)用的可行性。石油公司還在Eagle Ford組頁巖上進(jìn)行了幾次先導(dǎo)試驗。結(jié)果表明，二氧化碳吞吐在某些測試中成功地提高了累計產(chǎn)量。

通過分析這些試驗，可以得出一些一般性結(jié)論：

（1）對于超低滲致密油藏，注氣似乎更有利于提高采收率，尤其是烴類氣體注入吞吐試驗顯示了巨大的潛力。

（2）盡管最初擔(dān)心將流體注入低滲透油藏的難度，但幾乎所有針對提高采收率的注入試驗都表明，在壓裂低滲透油藏中注入流體不存在預(yù)想的問題。

（3）壓裂響應(yīng)可能使這些水力壓裂測試井的評估更加復(fù)雜。