大庆油田敖南区块扶余油层致密油提高采收率潜力评价

唐维宇，尚云志，James J.Sheng，3，王秀坤，邹枫

（1.中国石油大学（北京）非常规油气科学技术研究院，北京 102249；2.中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712；3.得克萨斯理工大学Bob L.Herd石油工程系，美国得克萨斯州 拉伯克 43111；4.中国石化中原油田分公司工程技术管理部，河南 濮阳 457001）

0 引言

常规油藏的储层物性较好，储量巨大且开发难度较低，是油气资源勘探开发的重点。随着油田进入高含水开发期，常规储层中的可动用原油储量逐渐降低，稳产难度越来越大。我国致密油资源丰富，分布范围较广，具有巨大的开发潜力[1]。大庆油田敖南区块位于松辽盆地中央坳陷区长垣、齐家-古龙凹陷和三肇凹陷交界处，扶余油层是典型的低孔—特低孔、特低渗储层，为致密油藏勘探的重点目标之一。

水平井多级压裂技术可以达到初步开发致密油藏的目的。尽管如此，在当前油藏条件下，衰竭式开发所能取得的经济效益也有限[2-3]。 谢斌等[4]分析了致密油藏水平井缝网压裂后形成的复杂破碎改造体，并指出裂缝半长和裂缝条数存在一个经济最优值。孙立辉[5]经对比后指出了长7致密储层注水开发的可行性。Sheng等[6]在数值模拟的基础上对页岩油储层注气与注水进行了对比，与注气相比，注水只能维持有限的地层压力。2011年，Bakken油田进行了水平井注气驱替试验[7]，结果表明水平井气驱可有效提高原油产量。在试验过程中，当注入气体突破距其最近的裂缝时，通过特殊的井下工具将该裂缝封隔，以促使注入气体向下一个裂缝流动，从而大大延缓了气体突破。2012年，North Dakota地区进行了水平井注入试验[8]，初期的注入流体为水，未取得预期效果。2014年后，该注入井由注水转注气，随后生产井的采油速度立刻上升，但后期随着注入速度的提升，产量下降明显。在2008—2014年，Bakken油田进行了多次水平井注气吞吐试验[8-9]。与气驱相比，吞吐的效果较差，仅在几次试验中出现了有效的增产现象，而注入时间不足则是增产效果不明显的主要原因[10]。

贾瑞轩等[11]通过核磁共振手段，分析了CO2吞吐致密油藏的可动用性。程杰成等[12]对大庆长垣外围特低渗透扶余油层CO2驱油试验进行了研究，指出在当前油藏条件下CO2难以与原油混相。Joslin等[13]在压裂的基础上，分析了致密油藏中采取多种提高采收率措施的经济可行性。他指出，与注入CO2相比，注入N2更经济且风险较小。本文结合现有的技术条件，采取适合研究区的布井方式及工作制度，以N2作为注入气体，比较非混相注气开发与注水开发在不同注入方式（驱替和吞吐）下的提高采收率潜力，为该区块致密油藏的进一步开发提供了选择和理论依据。

1 数值模拟方法

Ceragioli[14]为模拟注气过程中黑油模型或组分模型的选择提供了参考。他指出，组分模型的可靠性比较依赖于合适的时空离散以及足够详细准确的储层流体拟组分状态方程，这通常意味着极大的计算时间消耗。普通的黑油模型由油、气、水三相组成，为了更加有效地模拟油相与注入气体在油藏条件下相互作用的过程，本文使用了由油、气、水、溶剂组成的“四组分”黑油模型。此模型修正了三相黑油模型中的物理性质和流动特性，假定烃类流体在模拟期间组分保持恒定，且所有流体的性质都与压力（泡点压力）相关。

“四组分”黑油模型是基于Todd等[15]的一种模拟注气混相（非混相）驱替的方法。通过引入2个决定溶剂和油混相程度以及溶剂和气体混合程度的参数（ωo，ωg），来修正气相和油相在不同压力下的黏度、密度，以及溶剂的相渗等参数。其中，ωo，ωg是压力的函数，ωo=0意味着非混相，ωo=1意味着完全混相。通常情况下，当压力远低于最小混相压力时，ωo=0，意味着溶剂以非混相的形式置换原油；随着压力逐渐上升，达到最小混相压力后，ωo达到了最大值ωo，max，溶剂与原油达到了完全混相状态。

2 数值模拟模型

2.1 数值模型

应用数值模拟软件CMG-IMEX，参考实际水平井的油藏基本参数以及动态生产资料，建立了水平井多级压裂数值模型（见图1）。模型的基本参数为：平均孔隙度0.114，水平段长度1 420 m，平均渗透率0.1×10-3μm2，注采间距 40 m，裂缝导流能力 100×10-3μm2·m。

图1 敖南区块扶余油层水平井数值模型

与实际生产数据的拟合结果表明，该模型可以准确地模拟油藏的生产动态（见图2）。

图2 敖平3井累计产油量拟合

2.2 注采单元模型

合理的布井方式是获得更高采收率的关键。在注入过程中，合理的布井方式不仅能够提高经济效益，还能有效延缓注入流体的突破。在现有的技术条件下，模仿Bakken油田的裂缝封隔法是不经济的，其特殊的井下工具需追加大量的资金投入，因而注入井与生产井垂直分布的布井方式并不适用于所有致密油储层。本文在现有水平井的基础上，考虑注入井与生产井平行分布的布井方式，建立了如图3所示的注采单元。假设该水平井在原水平井东330 m，且同样为南北走向。由于模型的对称性，现将2口井的2条半缝作为研究对象，以减少模拟过程中的计算时间。从储层物性的分布角度来看，不同程度、不同类型的非均质性均会导致不同结果的出现，因此在本模型中，基质的孔渗均为均匀分布。其基本参数见表1（注入流体为N2/水）。

图3 注采单元示意

表1 注采单元模型基本参数

3 模拟结果

3.1 水平井注气提高采收率

注气吞吐的开发效果受工作制度的影响较为明显，不同的注入时间、焖井时间和生产时间对最终采收率的影响较大。Sheng[16]应用数值模拟方法，针对注气吞吐的工作参数进行了优化。对比不同注入时间与生产时间条件下靠近井底网格的压力与最终采收率的关系，将靠近井底网格的压力作为衡量注入（生产）时间是否充足的标准。他指出，当注入井附近的网格压力达到了设定的最大注入压力（最小生产压力）时，吞吐所能获得的采收率最高。因此，以井底压力为标准，对每个循环设置了不同的注入时间，而生产过程中每个循环的压降速度几乎是相同的，所以每个循环的生产时间都是200 d。

注气前，衰竭式开发5 000 d可达到8.8%的采收率。经过注气吞吐作业8个循环（注入260～410 d，生产410～490 d，共 6 150 d）后，采收率可提高至 17.2%；相同条件下，气驱可将采收率提高至12.8%（见图4a）。而在生产期间，注气吞吐的采油速度也远高于气驱。

图4 注气提高采收率

如图4b所示，气驱的总注气量上升较为缓慢，且时断时续。其根本原因在于，在不超过最大注气量的条件下，实际的注入速度是由井底注入压力和井周围区域的压差决定的。随着气驱的进行，注入井不断注入气体，导致井周围的压力逐渐升高。此时，如果生产井所产生的压力降不能传播到注入井附近，或者注入井所注入的压力可以弥补传来的压力降，将导致注入井附近压力不断上升，最终达到最大注入压力，在模型中表现为井底压力与该井射孔处的网格压力相等，注入速度降为0。随着生产井所产生的压力降传播到注入井附近，注入井井底与其周围区域再次出现压差，注入速度逐渐上升，随后随着周围压力的升高，注入速度再次降为0。如此往复，这就是在低渗油藏中出现的“注不进”现象。而对于吞吐过程，在每个循环中注入井关井之前，注入井附近压力与井底压力间的压差所能达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个恒定的速度注入；随着注入阶段结束，生产阶段开始，由于注入井即生产井，此时相当于压力降由注入井井底向外传播，最终近井区域压力接近井底压力，这时关闭生产井，再次打开注入井开始下一个循环。因此，吞吐的总注气量远高于气驱。

在不考虑回注的情况下，采出1 t原油，注气吞吐和气驱所消耗的气量相近，注气吞吐的耗气量略高于气驱。在每个循环的生产过程中，产出油的同时也会产出大量的注入气体，可以在分离后作为气源再次注入。因此在考虑回注的情况下，产出等量的原油，注气吞吐和气驱所消耗的气量差距明显，注气吞吐的耗气量低于气驱（见图5）。

3.2 水平井注水提高采收率

不同于注气吞吐，注水吞吐时由于水的注入性远低于气体的注入性，所以井底压力可以在短时间内达到既定的最大注入压力，因此不对井的注采时间作过多的优化。

注水前，衰竭式开发5 000 d可达到8.8%的采收率。经过注水吞吐作业15个循环（注入200 d，生产200 d，共6 000 d）后，采收率可提高至12.1%；相同条件下，水驱可将采收率提高至10.7%（见图6a）。从采油速度的角度看，注水吞吐的采油速度高于水驱（见图6b）。结合采收率来看，注水吞吐在生产阶段带来高的采油速度，完全可以弥补关井期间产量的损失，甚至最终采收率还要高于水驱。

图5 气驱和注气吞吐的耗气量

图6 注水提高采收率

注水吞吐的耗水量要远高于水驱，且每个循环注入的水量较为均匀（见图7）。在不考虑回注的情况下，水驱每采出1 t原油所消耗的水量远小于注水吞吐；在考虑回注的情况下，注水吞吐每采出1 t原油所消耗的水量略低于水驱。

图7 水驱和注水吞吐的耗水量

4 影响因素分析

在注入过程中，基质渗透率和注采间距对压力的传播效率有很大的影响，而压力的传播效率是影响气水在不同注入方式下开发效果的重要因素。因此在注采井工作制度不变的基础上，针对上述2种影响因素进行了敏感性分析。

4.1 基质渗透率

如图8所示，当基质渗透率为1.00×10-3μm2时，气驱的采收率最高（20.1%），注气吞吐次之（18.6%），水驱（16.8%）次于注气吞吐，注水吞吐最低（15.9%）。可以看出，基质渗透率为1.00×10-3μm2时，注气的效果好于注水，而驱替的效果好于吞吐。

图8 基质渗透率为1.00×10-3μm2时不同开采方式的采收率

图9为经过衰竭式开发后气驱的压力传播。从压力的时间轴来看，在4 800 d的注入时间内，注入井所注入的压力（25 MPa）可以很好地传播到生产井，从而驱动更多的原油到达生产井；而吞吐在注入阶段所能带来的收益不能弥补关井注入所带来的损失，从而导致驱替的效果稍强于吞吐。

图9 基质渗透率为1.00×10-3μm2时的气驱压力传播

当基质渗透率为0.01×10-3μm2时，注气吞吐的效果最好，达到的采收率最高（9.8%），注水吞吐次之（8.0%），水驱和气驱的采收率相似（6.6%，6.7%）（见图10）。

图10 基质渗透率为0.01×10-3μm2时不同开采方式的采收率

吞吐的效果明显好于驱替。对于驱替而言，无论是注气还是注水，与1.00×10-3μm2情况相比，同样以25 MPa的注入压力注入4 800 d，在当前基质渗透率下仅有有限的压力能传播到生产井（见图11）；而吞吐在注入井注入过程中对地层所能补充的能量，可以较为明显地在生产过程中提高采油速度，其最终采收率远高于驱替。

图11 基质渗透率为0.01×10-3μm2时的气驱压力传播

4.2 注采间距

注采间距，即压裂过程中注入井的裂缝和生产井的裂缝在横向上的距离，是影响开发效果的重要因素。

4.2.1 注采间距对注水采收率的影响

注采间距对衰竭式开发初期的影响较大，初期的采油速度随注采间距的增大而减小，而最终采收率受注采间距的影响较小，3种注采间距的最终采收率相似，因此注采间距的改变对衰竭式开发的影响较小。

注采间距对注水吞吐的影响较大，当注采间距为40，30，20 m 时， 采收率分别为 12.1%，13.1%，15.2%（见图12a）。 相比而言，注采间距对水驱的影响较小，当注采间距为40，30，20 m时，采收率分别为11.0%，11.2%，11.3%（见图 12b）。

4.2.2 注采间距对注气采收率的影响

对于注气吞吐而言，注采间距对采收率的影响同样较大，当注采间距为40，30，20 m时，采收率分别为17.1%，18.5%，19.5%（见图 13a）。 对于气驱而言，注采间距对采收率的影响较小，当注采间距为40，30，20 m时，采收率分别为 12.8%，13.4%，13.7%（见图 13b）。

图12 注采间距对注水采收率的影响

图13 注采间距对注气采收率的影响

5 结论

1）对于致密储层而言，注气或注水均可有效提高油藏采收率。对于基质渗透率为0.01×10-3～1.00×10-3μm2的储层，注气的采收率高于注水。但无论是否考虑注入流体回注的情况，注气的成本都高于注水，因此从经济角度上讲，对于不同渗透率的储层，还需进行更加深入的经济性评价，以确定最佳的注入方案。

2）对于基质渗透率为1.00×10-3μm2的储层，注入压力可以很好地传播到生产井，因而驱替可以达到更高的采收率；当基质渗透率为0.01×10-3μm2时，仅有部分注入压力能够传播到生产井，此时吞吐的提高采收率能力更强。因此制定开发方案时，应综合考虑不同基质渗透率下2种开发方式的压力传播效率，合理地选择开发方式。

3）在衰竭式开发过程中，注采间距的减小会导致初期的采油速度升高，但其最终采收率受注采间距影响较小。在注入阶段，注采间距对驱替的影响较小，而对吞吐的影响则较为明显。因此在致密油藏的开发过程中，若选择吞吐作为主要开发方式，应注意布井和压裂施工设计，以达到高的采收率。