黎保廷，范靈頤

（1.西部低滲-特低滲透油藏開發(fā)與治理教育部工程研究中心，陜西西安 710065；2.西安石油大學石油工程學院，陜西西安 710065）

隨著原油需求量持續(xù)增加與常規(guī)油氣產量的持續(xù)下降。非常規(guī)油氣潛力巨大，逐漸受到全球重視，其中對致密油藏的開發(fā)就是當今石油工業(yè)發(fā)展中的一個新領域。致密油的開發(fā)最早起源于北美，開發(fā)比較成功的案例包括威利斯頓盆地Bakken、德克薩斯盆地Eagle Ford 的致密油[1]；我國致密油勘探開發(fā)起步較晚，但發(fā)展較快。目前已發(fā)現(xiàn)了鄂爾多斯、松遼、準噶爾、渤海灣、柴達木、吐哈盆地等多個致密油規(guī)模儲量區(qū)，初步預計我國致密原油儲量超過200×108t，技術可采儲量為20×108t～25×108t[2]。致密油是國內接替常規(guī)油氣能源、支撐油氣可持續(xù)發(fā)展的重要資源，加快致密油資源的勘探開發(fā)有利于保證我國石油產量的穩(wěn)定增長，有利于維護國內石油市場的供求平衡，有利于延長石油資源的戰(zhàn)略接替時間，進而使國家能源安全得到保障，使國民經濟發(fā)展得到滿足[3]。

故探討致密油儲層能量補充方式和動用率方法意義深遠。本文對致密油藏儲層特征進行充分調研，分析了致密油藏的開發(fā)難點。針對我國致密砂巖油藏的開采現(xiàn)狀，借鑒國內外致密油開采經驗，探究了適用于提高我國致密油藏原油采收率的主要開采技術，并分析了有待進一步解決的技術瓶頸與挑戰(zhàn)，以期為我國致密油藏現(xiàn)場開發(fā)實施提供理論支撐與技術保障。

1 致密油藏儲層地質特征

我國致密油資源分布主要在鄂爾多斯盆地、準噶爾盆地、三塘湖盆地、松遼盆地、柴達木盆地、渤海灣盆地等。

根據表1 得出，我國致密油藏地質儲量豐富，有利勘探面積很少，探究適用于提高我國致密油藏原油采收率的開采技術勢在必行。

表1 中國致密油藏儲量圖

我國典型盆地致密砂巖油藏儲層特征（見表2）[4-16]。由表2 可以看出我國致密油儲層巖性主要為粉細砂巖，滲透率一般在0.01×10-3μm2～1×10-3μm2，平均滲透率一般小于1×10-3μm2，孔隙度一般在1%～15%，平均孔隙度一般小于10%，孔隙半徑一般在0.01～5 μm，厚度一般在5～200 m，平均脆性指數均大于0.44，地層壓力系數基本都在0.8 以上屬于正常壓力系數范圍?？傊噍^于常規(guī)儲層具有儲量大、物性差的特點。

表2 中國典型盆地致密砂巖油藏儲層特征

由滲流力學得知，致密儲層的微觀油水滲流機理與常規(guī)儲層存在巨大的差異。致密砂巖油藏納米、亞微米孔隙廣泛發(fā)育，導致其結構很復雜、有著很差的連通性。根據調研，滲透率的大小主要取決于微觀孔隙結構。通過毛細管滲流模型可以得出，巖石滲透率越高，其平均孔隙半徑的平方也就越高。致密油藏納米級、亞微米級孔隙對滲流起主導作用，根據上述可以很好的解釋致密油藏滲透率低的現(xiàn)象。同樣隨著微米級孔喉比例的不斷增加，滲透率會不斷增大，滲透率的貢獻率也會不斷增加，但起主導作用的還是亞微米級、納米級孔喉。由于固液界面的存在，一部分儲層流體會變?yōu)槭`流體，進而使得能夠有效流動的可動流體占比變少[17，18]，束縛流體會在巖石孔喉表面形成吸附層，進一步降低油水有效流動通道，引起滲流附加阻力[19]，原油在多孔介質內流動時會吸附在巖石壁面上，在巖石壁面上形成具有較高黏度和極限剪切應力的吸附層，驅動壓力梯度只有克服了半徑最大的喉道的吸附層后，儲層中才會允許流體通過[20]?？傊?，儲層巖石顆粒小、孔隙度和滲透率極低，其覆壓滲透率一般低于0.1×10-3μm2，孔隙度小于10%。納米級、亞微米級孔喉占主導，毛細管壓力大，儲層微觀非均質性強，會產生吸附層使得部分流體成為束縛流體，從而導致致密油藏在生產開發(fā)過程中出現(xiàn)“難注進、難采出”的情況。我國將致密油藏定義為未經過大規(guī)模長距離運移而形成的石油聚集，一般無自然產能，需通過大規(guī)模壓裂才能形成工業(yè)產能[21]，因此，下文就介紹幾種適用于致密油藏體積壓裂后的開采技術。

2 致密油藏開采技術

2.1 水平井體積壓裂自然衰竭式開發(fā)特點

自然衰竭式開采具有初期產量高，成本低的特點，所以油藏在開發(fā)初期大都采用自然衰竭式開采。常規(guī)油藏儲層物性好，天然能量供給充足，使用衰竭式開采采出程度大。致密油藏與常規(guī)油藏儲層相比物性差、孔徑小、毛細管力大、壓力傳動慢，導致其能量供給不足，一般無自然產能，且在開采的過程中，流固耦合效應發(fā)揮重要作用。開采后期，由于缺乏能量供給，隨之而來的就是地層壓力的不斷下降導致裂縫和基質承受的有效壓力變大，從而發(fā)生塑性、彈性形變。這樣一來孔隙和喉道由于形變縮小，孔隙度、滲透率也伴隨著形變的縮小而降低，最終油井產能也受到影響。所以開采過程中就形成了“有儲量、沒產量”、“難注進、難采出”的特點。現(xiàn)以開發(fā)規(guī)模最大的鄂爾多斯盆地為例，采用常規(guī)方式開發(fā)，產量遞減快，開發(fā)難度大，可見后期補充地層能量穩(wěn)產是高效開發(fā)的關鍵。

因此，致密油藏若要采用低成本的自然衰竭式開采技術，就要對儲層進行改造。研究結果表明，我國致密油藏具有巖石脆性高，斷裂韌性小，裂縫發(fā)育程度高，導致其易于壓裂，通過形成天然裂縫與人工裂縫相互交錯的復雜縫網系統(tǒng)，來提高初始產量和最終采收率[22]，所以國內致密油普遍用水平井體積壓裂自然衰竭式進行開發(fā)。

水平井體積壓裂自然衰竭式開采技術適合致密油藏開發(fā)的原因是：（1）在常規(guī)直井開采過程中，會有單井產量低、泄油能力弱、產量遞減快等問題，而水平井相比常規(guī)直井而言，其泄油能力強，能有效延伸并貫穿發(fā)育在天然裂縫上，使地層的滲透性得到顯著提升，顯著增加了產量。當生產逐漸趨于穩(wěn)定時，水平井周圍的壓降非常小，進而對儲層的損害也非常小。同時，當井網面積相同時，水平井需要較大的井距布井，進而可以使開發(fā)成本顯著降低；（2）致密油藏在進行水平井體積壓裂時，會產生不少于一條的主裂縫，主裂縫的產生會促使原天然裂縫不斷延伸，在剪切滑移的作用下實現(xiàn)對天然裂縫和巖石層理的連通。繼續(xù)壓裂，將會在主裂縫的旁側產生二級裂縫，并在二級裂縫側邊形成三級裂縫，如此反復，進而形成天然裂縫與人工裂縫相互交錯的復雜縫網系統(tǒng)，將滲流儲層完全打碎重新分布，實現(xiàn)三維全方位改變，最終增大滲流面積和導流能力；（3）壓裂形成的縫網系統(tǒng)可以將儲層大部分流體的徑向流動改變?yōu)榫€性流動。樊建明等[23]在西峰油田西233區(qū)塊長7 油藏做了現(xiàn)場試驗，該油藏埋深2 030 m，油層厚度11.5 m，孔隙度10.8%，儲層滲透率0.24×10-3μm2。對其開展了4 種不同壓裂工藝試驗，得到大排量的體積壓裂獲得了較好的實施結果，平均日產油15.59 t，水平井單井產量達到相鄰直井的8～12 倍。

2.2 致密油藏補充地層能量開發(fā)技術研究與應用現(xiàn)狀

油藏增能一般采用給油藏注水或者注氣的方法來補充地層能量。注水不僅能起到補充地層能量的作用，還能夠支撐裂縫開啟防止壓力敏感損害，保護壓裂改造效果，又能夠實現(xiàn)水驅采油[24]。因此，合理的水驅開采方式對致密油藏的開發(fā)尤為重要。

2.2.1 周期注水開采技術 周期注水是周期性及方向性地提高和降低注水量和注入壓力，在地層中形成不穩(wěn)定壓力場，引起地層中的油水不斷重新分布和交換[24]。因此，致密油藏周期注水分為注水升壓和停注降壓兩個階段。在第一個階段，注入水進入儲層后會率先進入大孔道及裂縫驅替其中的原油，而小孔隙中的原油很難被驅替至裂縫進而被采出；在第二個階段，人為的降低壓力造成了裂縫和小孔隙壓力的不穩(wěn)定分布，進而產生壓差，從而使得小孔隙的原油擠入裂縫；在下一個周期內，注入水會將擠入裂縫的原油驅替出來。

周期注水對致密油藏的適應性如下：（1）周期注水與油層非均質性、潤濕性、地層原油黏度、前期常規(guī)注水時間長短等有關[25]；致密油藏儲層具有較強非均質性、親水性、低黏度、連通性差的特征，適合周期注水開采；（2）致密油藏儲層使用注水開發(fā)整體采出程度很低，油井之間有著大規(guī)模剩余油，且主要聚集在裂縫的側向，進而滿足了周期注水開發(fā)的前提條件；（3）致密油藏儲層經過長時間的常規(guī)注水，油藏處于高含水階段，產量低，可以考慮周期注水開采技術。總之，周期注水不僅可以增加油井的見水時間，合理的補充地層能量，又能增加基質中的束縛油，更好的發(fā)揮驅替和滲吸的協(xié)同作用，起到提高采收率的作用；還能通過注水升高環(huán)境壓力，增加了油井的供油能力，抑制了油井含水的上升，減弱了因毛管力大造成的水鎖效應對致密油藏開采時帶來的儲層損害。代亞竑等[26]在雙河油田運用周期注水開采技術對5 口井進行了礦場試驗。結果表明：單元日產油最高增加21 t，綜合含水量下降2%，周期注水井對受效的年產油量比常規(guī)水驅增加6 027 t，年含水率比試驗前下降1%。

2.2.2 脈沖注水開采技術 脈沖注水通過注水方式以及強度的變化，由于含油性和物性差異，在同一時刻內高低滲透層段存在壓力差，使得壓力場不斷發(fā)生變化，最終產生附加竄流；由于毛細管力和水動力效應的存在，流體在地層中反方向流動，使得閉合的孔道被打開，進而驅替出殘余油，增加產量。

對于致密油藏而言，脈沖注水可以減弱水鎖損害，其作用機理：（1）在注水過程中形成的水力波會在流體內形成振動場，水力波的強弱變化會使得油層壓力不斷變化，使得油層產生壓應力和張應力。應力會和巖石發(fā)生剪切作用，進而解除因微粒運移導致的孔喉堵塞，提高流體流動效率；（2）致密油藏儲層脆性礦物含量高，當裂縫開啟壓力與壓力波強度接近時，誘導微裂縫會在近井段慢慢出現(xiàn)，在脈沖壓力作用下，波動會不斷的深入，慢慢到達地層深處迫使微裂縫張開，讓原油更好的傳動，進而提高原油的采出程度；（3）在脈沖的作用下，在油層的流體的物性和流態(tài)會因脈沖產生的壓力波發(fā)生改變，還可使固液界面發(fā)生變化，從而克服對原油的親和力，使巖石顆粒表面的油膜脫落、破壞。壓力波使油膜不僅能克服束縛液阻效應，使流動阻力降低；還能使毛細管孔徑改變大小，減小孔隙表面張力作用，導致毛細管周期性收縮，進而油氣滲流速率得到顯著提升[27]。周延軍[28]在胡五斷塊實施脈沖注水6 個井次，措施實施后日產液141.4 t，日產油26.5 t，平均含水81%，平均動液面1 556 m。日增油能力8.1 t，平均含水下降6%，平均有效期198 d。

2.3 注水吞吐開采

致密油藏體積壓裂改造后，注水吞吐開采也是對自然衰竭式開采中后期儲層增能的一種途徑。在進行注水吞吐開采的過程中，燜井過程主要是油水置換過程，它是通過裂縫與基質間的壓差來置換孔隙的原油到裂縫中去的。對于常規(guī)油藏而言，常規(guī)壓裂僅在井筒附近壓裂產生一定數量的裂縫，滲吸置換作用弱、產油量低，因此，在常規(guī)油藏使用注水吞吐開發(fā)時，注水吞吐只起到從屬作用以及輔助作用。而體積壓裂改造的油藏由于形成了復雜的縫網系統(tǒng)，便于注水吞吐時的壓力擴散和滲吸置換，在注水吞吐中起主導作用。

注水吞吐技術對體積壓裂改造后的致密油藏的適應性有以下幾點：（1）致密油藏最開始都是采取體積壓裂自然衰竭式開發(fā)，在壓裂過程會有大量的壓裂液滯留在儲層，不能完全返排流出，進而可以和注入水一樣起到增加壓力的效果，使地層能量得到補充；（2）體積壓裂會產生三維復雜縫網系統(tǒng)，使得大量壓裂液進入到縫網，由于重力分異作用的存在，壓裂液會朝向較低部位裂縫網絡運移聚集，原油則會向高部位裂縫網絡運移，通過分異運移可以壓縮流體進而產生彈性能量達到驅油的目的；（3）注水吞吐在注入階段主要是通過注水驅替大孔隙、裂縫中的原油；在燜井階段，致密油藏巖石的潤濕性都為水潤濕，毛細管力為驅油的動力，在毛細管力的作用下，可以將裂縫、大孔隙中的水滲吸到基質內，基質中的油被置換到孔隙、裂縫中，燜井過程實際就是延長了裂縫、大孔隙置換小孔隙原油的時間，由于致密油藏儲層以微納米級孔隙為主，且體積壓裂產生復雜縫網系統(tǒng)，因此滲吸置換占據主導地位；在回采階段，通過壓差作用將裂縫、大孔隙原油驅替至生產井底?；贖uang 等[29]在低滲透油田的注水吞吐機理研究及開發(fā)經驗，開展了在大慶油田、吐哈油田分公司馬56-27H 井、吐哈油田馬55 井、胡尖山油田AP 區(qū)塊、長慶油田安83 區(qū)塊長7 致密油藏注水吞吐開發(fā)的礦場試驗。如吐哈油田馬56-27H 井，平均單井日增10.3 t，平均單井累計增油805 t，胡尖山油田AP 區(qū)塊2014 年起開展水平井注水吞吐試驗，井組增油305～2 450 t，平均井組增油580 t，有效期均超過半年。以上礦場試驗均表明，在進行注水吞吐開采的措施后地層能量均得到了補充，采油效果均明顯好于衰竭式開采和水驅開采。

注水吞吐開采適合連通性差、滲透率低、儲層親水性強的致密油藏，但油藏在注水吞吐過程中也存在以下幾個問題：（1）滲吸速度慢，水的波及程度低，隨著注水吞吐輪次的增加，增油效果變弱的問題；（2）水質的影響，在懸浮的顆粒含量超標的影響下，注入水與地層水的配伍性會變差；（3）油藏過度壓裂會使注入水沿裂縫發(fā)生竄流。

2.4 注氣開采技術

致密油藏采用常規(guī)注水難注進、難采出且極易形成水鎖，在進行注水吞吐開發(fā)時，水的波及區(qū)域也有限；且當致密油藏儲層蒙脫石、伊蒙混層含量高時將會導致儲層水敏，影響注水開發(fā)效果。因此，針對致密油藏注水開采時遇到的這些不足之處，注氣開采技術將成為最有效的解決途徑，與傳統(tǒng)的驅油方式相比，氣驅技術具有很多優(yōu)勢。氣體比水更容易滲流，且對儲層傷害小，可以解決目前致密油藏難注入的問題；氣體具有的可壓縮性遠遠強于水，降低壓力可獲得更大的彈性能驅替原油；裂縫在流體運移中起主導作用，為提高注入氣體的宏觀波及效率提供有利條件[30]；目前，常見注氣方式主要包括CO2注入、N2注入、天然氣注入和注空氣開采。雖然注天然氣、CO2和N2提高采收率技術已相當成熟，但往往受到制備成本和氣源的限制，無法實施大規(guī)模的現(xiàn)場應用。因此，需要向油藏注入氣源豐富、制備成本低的氣體降低開發(fā)成本。致密油藏注空氣提高采收率技術由于空氣廉價、不受環(huán)境影響、氣源充足獲取方便、經濟效益高等特點，被認為是經濟、有效、發(fā)展?jié)摿^大的二次采油或三次采油方法。

對于致密油藏，注空氣不僅能讓地層維持壓力、增強原油流動性；還能與原油在低溫條件下發(fā)生氧化反應，產生熱效應來提高驅油效率。空氣注入致密油藏發(fā)生低溫氧化反應后會間接形成CO2驅、煙道氣驅和N2驅[31]。致密油藏注空氣由于成本低、開發(fā)效果好?？偟母爬▉碇v：（1）油藏注空氣可使氧濃度降低到安全生產水平；（2）由于熱效應可以降低原油的黏度、讓原油體膨脹，進而起到提高地層能量，進一步驅替剩余油；（3）致密油藏儲層孔隙狹小以微納米級孔隙為主，注氣過程中氣體不易發(fā)生擴散，易快速憋壓，導致巖石膨脹破裂；（4）致密油藏儲層的黏土礦物中會含有鐵離子、鋅離子、錫離子等金屬離子可以用作注空氣原油氧化反應時的催化劑，使氧化反應加快，進而增強致密油儲層油水流動性。王嫩范等[32]在百4 塊的水驅完注入空氣泡沫驅后特征曲線明顯向產油偏移，采收率提高2.1%，可采儲量增加35 000 t。當然在注氣開發(fā)過程中也要考慮隨著連續(xù)不斷的注入氣體，原油的性質發(fā)生改變、氣液比的改變、注氣井的腐蝕等問題。

2.5 水氣交替吞吐開采技術

水空氣交替吞吐開采技術適合致密油藏的開發(fā)其根本原因在于氣相和液相不停驅掃不同的含油孔道，有效提高驅油效率和波及效率，兩者優(yōu)勢互補產生了協(xié)同效應[33]。（1）空氣可以部分溶解到地層水和原油之中，改變了兩者的黏度以及流動性，進而改善了油相和水相的流度比；（2）注水封堵了先前注氣形成的氣竄通道，之后交替注入的氣體被迫滲透到以前沒有波及的儲層基質中去。克服了單純的注水或注氣過程中的繞流以及因層間與層內滲透率差異導致的單層竄進問題，提高了水平與垂直的波及效果；（3）燜井階段氣相段塞會與原油反應產生碳酸，進而溶解部分儲層孔隙喉道巖石增大滲透率，有效抑制了黏土類物質膨脹堵塞孔喉。水相段塞、氣相段塞發(fā)揮滲吸置換作用，延長了大孔隙水置換小孔隙原油的時間，使油氣水重新分布，提高產量；（4）開井生產中，壓力降低，氣體從原油中大量脫出，主要產生溶解氣驅，氣體的瞬時移動速度增大，氣相段塞推著水相段塞、水相段塞推著原油從油井快速流出，且能攜帶部分孔隙喉道堵塞物，增加效率的同時提高了開采效果。借鑒他人研究低滲、特低滲例子從原理出發(fā)，得出適合致密油藏開采技術研究（見表3）。

表3 致密油藏開采技術研究

由于目前國內外對致密油藏水氣間注吞吐技術研究的很少，存在問題可預知性較差，因此，有必要開展致密油藏水氣間注吞吐技術提高采出程度的可行性、注入介質與注入工藝研究，為現(xiàn)場實施提供技術支撐與試驗依據，可作為未來進一步的研究方向。

3 未來研究方向

（1）國內致密油藏開發(fā)主要采用水平井體積壓裂衰竭式開采技術，目前面臨的主要問題是儲層能量補充不足，微納米級孔隙喉道基質動用困難，采收率偏低的特點。因此，研究適應于致密油藏儲層能量補充方法和合理的開采技術勢在必行。

（2）致密油藏，注空氣可以使地層壓力維持穩(wěn)定、增強流體流動性；還可以通過氧化反應產生熱效應讓原油進一步體膨脹、降低原油黏度?？諝膺€具有獲取途徑便利，成本低的特點。因此注空氣開采技術越來越受到國內外油田的重視，具有深遠的意義，可進一步作為未來研究方向。

（3）目前致密油藏水氣交替吞吐只是理論層面支撐此項開采技術的依據。由于目前國內外對致密油藏水氣交替吞吐開采技術研究的很少，存在問題可預知性較差，因此，有必要開展致密油藏水氣間注吞吐技術提高采出程度的可行性、注入介質與注入工藝研究，為現(xiàn)場實施提供技術支撐與試驗依據，可作為未來致密油藏研究方向進一步攻關。