致密储集层补充能量方式分选及其界限

洪亚飞

（中国石化 江苏油田分公司 勘探开发研究院，江苏 扬州 225000）

致密油是指储集在覆压基质渗透率小于0.2 mD（空气渗透率小于2.0 mD）储集层中的石油；单井一般无自然产能或自然产能低于工业油流下限，但在一定经济条件和技术措施下可获得工业油产量，这些措施通常包括酸化压裂、多级压裂、水平井、多分支井等[1-3]。中国在鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地和四川盆地等地区相继取得了致密油勘探开发重要突破，资源开发潜力巨大[4-10]。

目前，世界各大致密油产区主要利用水平井分段压裂技术进行致密油的衰竭式开发（自然能量开发）。但利用岩石及流体的弹性能量开发采出程度低，地层原油动用程度差，采收率一般低于15%.因此国内外学者也在不断开展致密储集层补充能量的研究和探索[11-14]。由于致密储集层孔喉狭小，流固耦合作用明显，注水及注气驱替技术实施效果迥异。除个别产区实施超前注水和注气补充能量产生较好效果外，大部分产区实施效果较差。主要原因是分选补充能量方式界限模糊，矿场措施不适应地层实际。

本文参考矿场实际，利用概念模型开展致密储集层水平井分段压裂不同补充能量方式的生产效果研究，探讨分选补充能量方式的主控因素，并提出明确界限，以期为矿场实际生产提供指导。

1 致密储集层不同补充能量方式效果

1.1 致密储集层模型

四川盆地下侏罗统自流井组大安寨段储集层主要为介壳灰岩和泥质介壳灰岩，纵向上主要发育在大安寨段一亚段和三亚段，单层厚度2～5 m，厚者可达十几米；储集层平均孔隙度仅1%左右，平均气测渗透率约0.19 mD，储集层致密化程度高。依据矿场实际，利用PETREL_RE软件设计了致密储集层水平井分段压裂五点法平注平采模型（表1）。储集层分别依靠自然能量、注水及注气开发，不考虑流体间的水敏、混相等作用，研究致密储集层不同补充能量方式对生产效果的影响。生产井采用定井底流压生产制度，注入井定体积注入量，不同补充能量方式井的作业制度相同，不同注入流体采用地下条件等体积流量。

表1 致密储集层模型参数

通过不同补充能量方式累计产油量对比曲线（图1）可以看出，依靠自然能量开发，累计产油量及采出程度都较低；采用注水开发时，累计产油量有所增加，采出程度由6.0%增加到7.5%左右，效果不明显；采用注气开发时，累计产油量出现非常明显的增加，采出程度由7.5%增加到10.0%以上，累计产油量明显提高。

图1 致密储集层模型不同补充能量方式累计产油量对比

对生产结束后的压力场和含油饱和度场分析发现：当储集层依靠自然能量开发时，压力的传播范围小，仅仅局限在4口生产井附近，地层深处的原油难以有效动用（图2）；当I1井注水时，由于储集层致密，水相难以有效流动，压力的传播仅局限在注入井附近，产生了严重的憋压现象，导致了相对于自然能量开发，注水开发效果不明显的现象（图3）；当I1井注气时，气体的黏度小、流动能力强，相较于注水开发压力的波及范围更广，气体不断的驱替原油向生产井流动，驱替效果明显（图4）。

图2 致密储集层模型自然能量开发压力场（a）和含油饱和度场（b）

图3 致密储集层模型注水开发压力场（a）和含油饱和度场（b）

图4 致密储集层模型注气开发压力场（a）和含油饱和度场（b）

1.2 低渗储集层模型

基于上述致密储集层模型将储集层渗透率由0.02 mD增大到0.20 mD，压裂及井参数保持不变，研究储集层整体渗透率对生产的影响。通过累计产油量对比曲线（图5）可以看出，相较于致密储集层模型，低渗储集层模型3种开发方式下的累计产油量都有非常明显的增加。这表明储集层渗透率极大地影响着储集层的采出程度。

图5 致密储集层模型和低渗储集层模型不同补充能量方式累计产油量对比

同时需要注意的是低渗储集层模型注水开发的效果开始优于注气开发的效果。对生产结束后的压力场和含油饱和度场分析发现：当I1井注水时，由于储集层渗透率的提高，注水井周围的憋压现象得到了缓解，水体流动能力增强。水相在不断驱替原油流向生产井的同时，能够对地层能量起到很好的补充作用（图6）。注气开发在生产前期仍有较好的增产效果，气体黏度小，流动能力强，驱替范围广，储集层剩余油分布较为均匀（图7）。但随着进一步生产，注气不能够很好地补充地层能量的损失，地层压力不断下降，注气开发效果逐渐差于注水开发效果。因此，渗透率的差异是分选补充能量方式的关键参数。

图6 低渗储集层模型注水开发压力场（a）和含油饱和度场（b）

2 致密储集层分选补充能量方式界限

上述研究表明，渗透率是分选补充能量方式的关键参数。但在矿场实际中，渗透率往往并不能真实反映储集层微观特征。目前大量的研究表明：喉道半径与渗透率有较好的相关关系，制约着流体通过岩石的能力，直接影响着致密油藏的开发效果[15-16]。

图7 低渗储集层模型注气开发压力场（a）和含油饱和度场（b）

恒速压汞是目前采用最多的致密介质孔喉结构研究的一种手段，利用恒速压汞技术能够有效的将喉道和孔隙区分开。针对四川盆地下侏罗统致密储集层，整理了12块致密岩心的恒速压汞数据，得到不同渗透率岩心孔隙及喉道半径分布（图8，图9）。

图8 不同渗透率岩心孔隙半径分布

由孔隙半径分布（图8）可以看出，虽然致密岩心渗透率相差很大，但不同岩心孔隙半径分布变化不大，孔隙半径为100～200 μm.同样有学者在特低渗储集层孔隙结构的研究中也发现，对于特低渗储集层，孔隙半径一般为100～200 μm，分布差异较小[17]。与孔隙半径分布不同，喉道半径的分布存在较大差异（图9）。总体上随渗透率的减小，岩心喉道分布曲线范围逐渐变窄，即岩心喉道分选性变强，且喉道半径均逐渐减小。研究发现，相较于孔隙半径，喉道半径对渗透率的影响较大，喉道半径是制约渗透率的关键参数，因此可以利用喉道半径来表征渗透率的界限，进而作为致密储集层补充能量方式的分选参数。

图9 不同渗透率岩心喉道半径分布

致密油藏注水或注气开发时，储集层狭小复杂喉道的卡断作用强烈，孤立油滴通过狭小喉道时所消耗的额外附加阻力，即贾敏效应，是阻碍流体产出的关键。通过计算油滴克服不同半径喉道所需附加压差，定量确定分选致密储集层不同补充能量方式喉道半径的大小。油滴通过狭小喉道所需要克服的附加压差为

式中 p1——油滴前端压力，kPa；

p2——油滴后端压力，kPa；

r1——油滴前端的曲率半径，μm；

r2——油滴后端的曲率半径，μm；

σ——油水界面张力，10-2N/m；

θ——三相接触角，（°）。

计算时，取油滴长度为1 mm，油水界面张力为20 mN/m，接触角为65°，应用（1）式计算克服不同喉道半径所需的压力梯度（图10）。

图10 不同喉道半径克服压力梯度曲线

由压力梯度曲线可以看出，随着喉道半径的减小，油滴需要克服的额外附加阻力逐渐增大。当喉道半径大于2.0 μm时，压力梯度增加速度较缓慢，当喉道半径小于2.0 μm时，压力梯度增加速度逐渐增大，尤其当喉道半径小于1.0 μm时，压力梯度急剧增加。另外，有学者从固液作用强度方面，对比了不同喉道半径下的液测渗透率与气测渗透率的比值，同样得出了相同的结论[10]。因此，可以将主体喉道半径1.5 μm作为致密油储集层补充能量方式的分选界限。

3 结论

（1）对于致密储集层而言，依靠自然能量即衰竭式开发采出程度低，注水开发效果不明显，注气开发效果较好。原因在于致密储集层孔喉狭小，流固耦合作用明显，水相的流动以及压力的传播仅仅局限于注水井附近；而气体的黏度小，流动能力强，相较于注水开发，注气开发的波及范围更广，开发效果较好。

（2）对于低渗储集层，水相流动能力增强，注水井周围的憋压现象得到缓解，水相在不断驱替原油流向生产井的同时能够对地层能量起到很好地补充作用，注水开发效果逐渐优于注气开发效果。渗透率的差异是分选补充能量方式的关键参数。

（3）在矿场实际中，渗透率往往并不能真实反映储集层微观特征。相较于孔隙半径，喉道半径对渗透率的影响较大，制约着流体通过岩石的能力，直接影响着致密油的动用程度和开发效果，可作为致密储集层不同补充能量方式的分选参数。研究认为可将主体喉道半径1.5 μm作为致密油储集层补充能量方式的分选界限。

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