致密油藏提高采收率现场试验进展和启示

魏兵，张翔，刘江，蒲万芬，李一波，王晓超

（1.西南石油大学 石油与天然气工程学院，成都 610500；2.中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司，天津 300452）

随着世界石油消耗量的不断攀升，寻找接替常规油气能源的新资源已十分紧迫[1]。致密油作为当今石油工业的一个新领域，在全球非常规资源中占有十分重要的地位[2]。致密油一般是指地层压力条件下，基质渗透率不大于0.1 mD（空气渗透率小于1 mD），孔隙度小于10%，以吸附或游离状态赋存于生油岩中，或与生油岩互层、紧邻的致密储集岩中，未经过大规模、长距离运移的石油聚集，通常单井无自然产能或自然产能较低[3-4]。据统计，全球致密油储量约为9 691.43×108t，技术可采储量约为480.28×108t，集中分布在美国、中国、俄罗斯、利比亚、阿根廷、澳大利亚等国家[5-6]。

致密油的理论研究和商业化开发起源于北美[2，7]。美国作为全球致密油的主要产区，已在威利斯盆地Bakken 油田和德克萨斯Eagle Ford 油田的致密油藏开发上取得了重大突破，其中Bakken 油田在2008 年实现规模化开发，被列为全球十大发现之一[8]。2010年美国致密油产量突破0.30×108t，扭转了美国持续了24 年的石油产量下降趋势，2016 年致密油产量为2.06×108t，占美国石油总产量的50%[9-11]。2018 年美国致密油产量已达92.86×104t/d，占全国总产量的61%，据美国能源信息署2019 年预计，其致密油产量在2030年初将达到142.86×104t/d。中国致密油藏开发虽起步较晚，但发展迅速[2]。据美国能源信息署预测，中国致密油技术可采储量高达44.80×108t，位居世界第三[12]。相比于北美海相致密油，中国致密储集层多为湖相，压力系数小，非均质性强，成熟度低，整体规模和开发效益均远低于北美。近年来，随着石油工业的不断发展，中国在陆相致密油勘探开发领域取得了重要进展，形成了快速钻完井、大规模改造、“甜点”预测等一系列配套技术[13-15]，推动了中国致密油藏的开发。

水平井多级压裂虽可解决初期产能问题，但地层能量衰竭快，单井产量迅速递减（年平均递减率为38%～78%），原油采收率不足5%[16-20]，前期投入高且风险大。因此，要提高致密油藏的开发效益，必须依靠提高采收率（EOR）技术。本文梳理了世界范围内近10年来有关致密油藏提高采收率现场试验（表1），选取了典型的现场案例进行分析和总结，以期为实验室研究和现场应用提供依据。

表1 国内外致密油藏提高采收率现场试验Table 1.Field tests on enhancing tight oil recovery at home and abroad

1 中国致密油藏现场试验

20世纪60年代，中国就在渤海湾、松辽、四川、柴达木等盆地发现了致密油，开始了致密油的初步探索[21]。中国致密油勘探开发历程大致可以分为2个阶段，2014 年以前为探索发现阶段，2014 年至今为试验生产阶段[2]。表2总结归纳了近10年中国致密油藏提高采收率的现场试验情况[22-23]。

表2 中国致密油藏提高采收率现场试验情况Table 2.Field tests on enhancing tight oil recovery in China

1.1 鄂尔多斯盆地致密油藏现场试验

鄂尔多斯盆地吴起油田油沟区延长组长4+51油藏储集层砂岩连片发育，连续性好，裂缝不发育，储集层平均孔隙度为12.8%，平均渗透率为0.78 mD，原始地层压力为15.0 MPa。吴38 井区长4+51油藏于2005年8 月采用衰竭式开采，地层压力于2008 年8 月降低至8.7 MPa，9 月开始转入注水开发。2014年9 月地层压力恢复至9.8 MPa，10 月开始进行注CO2先导性试验，2017年1月地层压力上升至10.5 MPa。注CO2后，试验井组的日产液量增加（图1a），日产油量大幅度提高（图1b），其中受益井组最大日增油量为3.84 t，最大增油幅度为68.98%。2年内CO2累计注入量为8 900 t，累计增油量2 935.60 t[24]。试验结果表明，在鄂尔多斯盆地吴起油田推广CO2驱具有可行性。

图1 吴起油田吴38井区长4+51油藏试验井组注气前后产液量和产油量（引自文献［24］）Fig.1.Daily fluid production and daily oil production of Chang 4+51 reservoirs in Wellblock Wu 38 in Wuqi oilfield before and after gas injection(from Reference[24])

鄂尔多斯盆地延长组长7 致密油藏储集层渗透率小于0.20 mD，为弱—中性水湿油藏，储集层孔喉细小，但分选性好，基质含油饱和度高，裂缝发育，利于注水吞吐开发。从2014年起开展了50多个井组的笼统注水、分段注水吞吐试验，吞吐有效井组约为70%，见效井平均有效期为260 d，井组平均增油量为610.00 t。试验结果表明，60%的笼统注水井组表现为邻井比本井效果好，80%的分段注水井组表现为本井比邻井效果好。笼统注水以AP83井组为例，在注水吞吐期间，AP83 井（本井）和AP84 井（邻井）累计增油量分别为1 209.00 t 和1 867.00 t（图2）。分段注水以XP50-11井组为例，XP50-11 井（本井）累计增油量为661.00 t，XP50-10井（邻井）没有实现增油（图3）。通过现场试验得到以下认识：如果水平井单段人工裂缝破裂压力差异小，采用经济、操作简单的笼统注水吞吐；反之，则采用分段注水吞吐[25]。

图2 鄂尔多斯盆地延长组长7油藏AP83井组生产曲线（引自文献［25］）Fig.2.Production curves of AP83 well group in Chang 7 reservoir of Yanchang formation in Ordos basin(from Reference[25])

图3 鄂尔多斯盆地延长组长7油藏XP50-11井组生产曲线（引自文献［25］）Fig.3.Production curves of XP50-11 well group in Chang 7 reservoir of Yanchang formation in Ordos basin(from Reference[25])

1.2 大庆榆树林油田扶杨油层现场试验

榆树林油田扶杨油层的空气渗透率为1.00～5.00 mD，裂缝不发育，水驱难以有效动用。为探索致密储集层的有效开发途径，榆树林油田在Y101 区块进行了注CO2驱油试验。2007 年12 月投注2 口注气井，2008 年7 月投注5 口注气井，2009 年初全部投产。截至2013 年9 月底，CO2累计注入量为11.06×104t，累计产油量为5.53×104t，采出程度为4.65%。试验取得显著效果：①试验区的注入压力保持稳定，地层压力接近原始压力的1.3 倍；②超前注入6 个月后油井投产，未经压裂改造，初期单井日产油量达2.90 t，目前仍保持在1.60 t 以上；③与同类储集层水驱压裂投产区块相比，阶段采油量提高26%[26]。现场试验效果证明CO2驱油技术在榆树林油田Y101 区块具有较大的应用前景。

1.3 长庆油田G271油区长X油藏现场试验

长庆油田G271油区长X油藏储集层裂缝发育，非均质性强，2016年在裂缝发育区开展了减氧空气泡沫驱先导性试验。试验区储集层平均孔隙度为11.0%，平均渗透率为0.38 mD，地质储量为38.30×104t。调剖后水驱矛盾依然突出。在实施空气泡沫驱后取得了以下效果：①空气泡沫体系具有良好的注入性，地层能量得到了有效补充，5 口试验井注入压力上升了5.0～11.0 MPa；②空气泡沫体系对裂缝有一定的封堵能力，部分气窜井得到有效控制；③裂缝侧向井见效明显，6 口见效井产液量由24.40 m3/d 上升到27.90 m3/d，产油量由16.70 t/d上升到18.60 t/d，但主向井见水仍未得到有效改善，裂缝主向见水有进一步连通的趋势，气窜风险依然较大；④空气泡沫驱技术可有效提高该区块原油采收率，预测采收率可提高5%[27]。

1.4 渭北油田延长组长3油藏现场试验

渭北油田延长组长3 油藏孔喉半径小，原油驱替压差高。储集层平均孔隙度为11.2%，平均渗透率为0.76 mD。为有效解决油藏注水压力偏高的问题，选取渭北2 井区中部的WB-32-2 井进行表面活性剂降压增注试验，该注水井组地层平均渗透率为0.60 mD，于2013 年10 月开始注水，注水过程中出现压力过高但对应油井无动态反应的现象。WB-32-2 井于2014年11 月开始注入OBS-03 型表面活性剂水溶液，截止到2015 年4 月，累计注入表面活性剂3.75 t。WB2-25-1 井采用压裂投产，前期生产呈现高含水低产液的特征，注水开发效果差导致关井。WB2-32-2 井注入表面活性剂1个月后，WB2-25-1井重新开井生产，已持续稳产超过2 个月，累计增油量为47.00 t。现场试验结果表明，OBS-03 型表活性剂能有效降低注水压力，具有良好的改善水驱效果[28]。

渭北油田延长组长3 油藏于2014 年还进行了微生物单井吞吐试验。2014年3 月压裂后见油，但产量较低，累计产油量仅为37.00 t。试验井在实施微生物单井吞吐措施前15 d 平均日产液量为1.68 t，日产油量为0.42 t，实施微生物单井吞吐后关井7 d，于2014年11 月开井生产，开井后，前3 d 只出液未出油，平均日产液量为6.26 t，比措施前提高了272.62%。见油后生产57 d，平均日产液量为4.60 t，日产油量为0.89 t，较措施前日增油量为0.47 t，累计增油量为44.47 t（图4）。微生物单井吞吐措施取得了较为明显的增产效果，表明微生物采油技术在致密油藏有一定的应用可行性，为致密油藏高效精细开发探索一条新的途径[29]。

图4 渭北油田延长组长3油藏微生物复配体系注入后试验井产量变化情况（引自文献［29］）Fig.4.Production changes of test wells after injecting microbial compound system into Chang 3 reservoir of Yanchang formation in Weibei oilfield(from Reference[29])

中国部分先导性试验虽取得了一定效果，但总体来看，致密油藏提高采收率在中国尚处于起步阶段，正面临着重大的挑战和创新发展的机遇。

2 国外致密油藏现场试验

北美作为致密油的主要产区，自2008 年以来开展了大量的提高采收率现场试验，取得了一些重要认识（表3）[30-34]。

表3 北美致密油藏提高采收率现场试验实施情况（引自文献[34]）Table 3.Field applications of enhancing tight oil recovery in North America (from Reference[34])

2.1 美国Bakken致密油藏现场试验

位于威利斯盆地的Bakken 油田是美国最大的致密油产区，地质储量达230.00×108t，其中技术可采储量为5.90×108t[18]。Bakken 油田致密油藏储集层物性较差，孔隙度为3.0%～10.0%，渗透率为0.01～0.10 mD[35-36]。尽管水平井压裂后初期产能较高，但经历生产高峰后产量迅速递减，原油采收率仅为5%～10%。为提高产量，提高生产效益，Bakken 油田开展了大量的提高采收率现场试验。

表4 总结了Bakken 油田7 个先导性试验的基本概况[37]。Bakken 油田北达科他区块的试验1 和蒙大纳区块的试验2 均采用注CO2吞吐模式，分别以28.30×103m3/d 和42.45×103～56.60×103m3/d 的速度注入CO230 d和45 d。试验1在不到14 d的时间内就出现了气窜，井区产油量下降（图5a），试验2 增油效果也不明显（图5b）。

图5 美国Bakken油田北达科他区块试验1和蒙大纳区块试验2的生产曲线（引自文献［37］）Fig.5.Production curves from test 1 in North Dakota block and test 2 in Montana block in Bakken oilfield(from Reference[37])

表4 美国Bakken油田致密油藏提高采收率试验概况（引自文献[37]）Table 4.Summary of the EOR pilot tests in Bakken oilfield of the United States(from Reference[37]）

Bakken 油田北达科他区块试验3 采用注水吞吐方式，注入速度为171.43 t/d。第1轮注水30 d后焖井14 d，开井生产时未见产油量增加，第2轮注水也得到了同样的结果。值得注意的是，这口井关井一年后再生产时观测到了产油量的增加（图6）。有学者认为可能是试验时试验区附近（约304.80～914.40 m）新增了正在压裂的井，因此无法确定采收率提高的原因是注水还是压裂导致的[38-40]。

图6 美国Bakken油田北达科他区块试验3生产曲线（引自文献［37］）Fig.6.Production curve from test 3 in North Dakota block in Bakken oilfield(from Reference[37])

Bakken 油田北达科他区块试验4 采用水驱的方式开发。2012 年开始第1 轮注水，速度为192.86 t/d，连续注水8 个月后井底压力上升至41.4 MPa，第1 轮注水后产量没有明显的增加，且不到1 个月的时间就出现了水窜现象。2013 年开始第2 轮注水，速度为54.29 t/d，井底压力维持在37.9 MPa，虽未发生水窜，但产量仍未增加[37]（图7a）。试验7 在试验4 的基础上改注天然气（55% CH4+10% N2+35% C2H6）。2014 年开始以4.53×104m3/d 的速度连续注气55 d，试验区产油速度增加（图7b），但试验时附近新增了正在压裂的井，因此仍无法确定采收率提高的准确原因[40]。值得注意的是，注气7 d后东部的生产井就发生了气窜。

图7 美国Bakken油田北达科他区块试验4和试验7的生产曲线（引自文献［37］）Fig.7.Production curves from test 4 and test 7 in North Dakota block in Bakken oilfield(from Reference[37])

Bakken油田北达科他区块试验5采用直井注CO2的开发方式，注入速度为8.49×103～14.15×103m3/d，注气20～30 d后焖井20 d，开井生产时在不到1 d的时间内就发生了气窜，导致试验停止。有学者认为直井注气的波及效率过低是导致这口井气窜的原因[37]。

Bakken 油田蒙大纳区块试验6 同样采用注水开发方式，2014 年前3 个月注入速度为242.86 t/d，后5 个月注入速度降为142.86 t/d。与试验3 类似，在注水期间周围存在正在压裂的井，因此部分见效井产量的增加主要来自于裂缝中的油。距离注入井最近（约268.22 m）的1 口生产井注水7 d 后出现水窜现象，但产油量未增加。关井4 个月后重新开井生产时产量增加（图8），且附近没有正在压裂的井。因此，这口井产油量增加可能与水驱有关[37]。

图8 美国Bakken油田蒙大纳区块试验6生产曲线（引自文献［37］）Fig.8.Production curves from test 6 in Montana block in Bakken oilfield(from Reference［37］)

美国Bakken 油田致密油藏现场试验表明：水、气具有较好的注入性，但大部分先导性试验效果较差，气窜、水窜现象严重，波及效率低。而少数见效井产量的增加主要来自于裂缝中的油，采收率提高的原因不明确。

2.2 加拿大Bakken油田致密油藏现场试验

位于加拿大萨斯喀彻温省东南部的中Bakken 段致密油可采储量为2.23×108t，储集层孔隙度为9.0%～10.0%，渗透率为0.01～0.10 mD。由于采用了水平井多级压裂技术，加大拿Bakken 油田致密油产量从2004年开始有了大幅度的提高[41-43]。

2011 年在该区块进行了注天然气提高采收率试验，初始注入速度为8.49×103m3/d，3个月后注入速度提高到28.30×103m3/d，随即有2口井发生气窜。经过2年的试验后，周围9口井的产油速度均有提高，采收率从16%提高到19%[41]。此试验进行时无其他井干扰，可认为注天然气实现了加拿大Bakken 致密油藏采收率的提高[40]。

2.3 美国Eagle Ford油田致密油藏现场试验

位于德克萨斯州南部的Eagle Ford 油田是美国最新的油气工业区块，地质储量为1.26×108t，储集层孔隙度为3.0%～10.0%，渗透率为0.03×10-4～4.05×10-4mD[44]。与Bakken 油田开发过程类似，Eagle Ford油田致密油藏压裂投产初期产能较高，达到峰值后迅速下降，采收率仅为5%～10%[36，45]。该区块进行了多次注气（烃类气体）提高采收率试验[46]（表5）。

表5 美国Eagle Ford致密油藏现场试验概况（引自文献[45]）Table 5.Field tests on enhancing tight oil recovery in Eagle Ford oilfield(from Reference[45])

Eagle Ford 油田冈萨雷斯区块试验1 采用注天然气吞吐开发方式（单井），注气和焖井时间为28～42 d，共进行了3 轮次吞吐，每次吞吐后产量都有明显的提高（接近初始产量的一半）（图9a）。然而试验进行到第3 轮时试验区新增加了4 口井，生产18 个月后又增加了1口井（图9b）所示，因此无法确定注气吞吐效果能否持续作用于第1口试验井[45]。

图9 美国Eagle Ford油田冈萨雷斯区块试验1的生产曲线（引自文献［45］）Fig.9.Production curves from test 1 in Gonzalez block in Eagle Ford oilfield(from Reference[45])

Eagle Ford 油田冈萨雷斯区块试验2 和试验3 采用相同的开发方式，即试验区约一半的井作为注入井进行注气吞吐，剩下的生产井维持原状。从图10 可以看到，开始进行注气后，整个试验区产量明显提高（高于产量递减拟合曲线）。试验2 连续注入18 个月后停止注入，产量累计提高17%，试验3连续注入30个月后产量提高20%，累计增油量为7.86×104t[45]。

图10 美国Eagle Ford油田冈萨雷斯区块试验2和试验3的生产曲线（引自文献［45］）Fig.10.Production curves from test 2 and 3 in Gonzalez block in Eagle Ford oilfield(from Reference[45])

Eagle Ford 油田拉萨尔区块试验4 试验区所有的井进行吞吐作业，这更利于分析注气吞吐的效果。试验4 注入速度为5.66×104～11.32×104m3/d，注气吞吐36个月后，4口井累计增油量为2.43×104t，是实施吞吐前产量的1.3 倍（图11）[45]。由于没有其他井的干扰，可认为注气吞吐在此次试验中发挥了重要的作用。

图11 美国Eagle Ford油田拉萨尔区块试验4的生产曲线（引自文献［45］）Fig.11.Production curve from test 4 in Lasar block in Eagle Ford oilfield(from Reference[45])

Eagle Ford 油田亚塔斯科沙区块试验5 和试验6的注入气组分更接近产出气，注入30 d 后快速焖井，然后生产30 d。试验5 和试验6 均为单井吞吐，而试验5 试验区共有4 口井，因此分析单井吞吐的增产效果十分困难，甚至无法确定注入时间（图12a）；对于试验6 来说，整个试验区有61 口井，单井吞吐效果已经无法分析了（图12b）[45]。

图12 美国Eagle Ford油田亚塔斯科沙区块试验5和试验6的生产曲线（引自文献［45］）Fig.12.Production curves from test 5 and 6 in Yataskosha block in Eagle Ford oilfield(from Reference[45])

试验3 取得成功后，试验7 在该试验区两侧增加了26口井。注气开始后，试验区产量显著提高（图13）。目前，该试验区已经完成了向油田开发的转化，准备大规模生产[45]。

图13 美国Eagle Ford油田冈萨雷斯区块试验7的生产曲线（引自文献［45］）Fig.13.Production curves from test 7 in Gonzalez block in Eagle Ford oilfield(from Reference[45])

总的来说，Eagle Ford 油田致密油藏的注天然气提高采收率现场试验取得了较好的效果，为该区块致密油资源的规模化开发提供了重要的数据支撑。

2.4 阿根廷Vaca Muerta致密油藏现场试验

Vaca Muerta 致密油藏位于阿根廷西部的内乌肯盆地，可采储量为23.14×108t。储集层孔隙度为8.0%～13.0%，渗透率为0.50×10-4～2.00×10-4mD，经过3 次水平井压裂后，储集层裂缝较为发育，压力系数高于Bakken、Barnett、Marcellus 等致密油区[47]。为了探究注水吞吐过程中的渗析作用，采用分段式吞吐方式进行试验。此前Vaca Muerta 致密油藏采用的是储集层改造后开发+注水吞吐提高采收率的方式，而改进后的方式将提高采收率阶段的注入和生产分为多个阶段（图14）。

图14 阿根廷Vaca Muerta致密油藏开发方式改进前后的生产曲线（引自文献［48］）Fig.14.Production curves for tight oil reservoirs before and after the improvement of the development method in Vaca Muerta oilfield(from Reference[48])

具体施工流程：①储集层改造后生产3年；②第1阶段先进行连续注入—焖井作业，然后关井，整个过程持续15 d；③第2阶段分3次开井生产—关井，整个过程持续75 d。试验取得了以下认识：①在基质渗透率极低的情况下，水的注入性满足施工要求，未对已压裂的储集层造成损害；②当采水率为38%时，产油量已经超过之前的生产模式（改进前的单次注入—焖井），产出液情况如表6 所示；③分段式吞吐使注水过程中的渗析效果加强，有效提高了Vaca Muerta 致密油的采收率[48]。

表6 阿根廷Vaca Muerta致密油藏开发方式改进后产出液情况（引自文献[48]）Table 6.Fluid production of the tight oil reservoir in Vaca Muerta oilfield after the improvement of the development method(from Reference[48])

3 总结与展望

详细梳理并分析了国内外致密油藏提高采收率现场实施效果，从现有数据看，注CO2和天然气（溶解气）是主导方法，注天然气效果优于注CO2。大多数的先导性试验取得了成功，原油采收率提高3%～30%，但有一部分试验在注入介质后短时间内就发生水窜或气窜现象。现场试验与实验室模拟结果存在较大差异，甚至相悖，因此，通过现场经验指导并优化实验室研究，并将室内成果推广到实际油藏中，建立准确分析、评价和预测的方法，以提高采收率效果，应得到重点关注。裂缝干扰和窜流导致能量波及不均衡，甚至无法增能，是大部分先导性试验失败的根本原因。致密储集层改造后裂缝发育及缝网结构复杂，有利于注入介质波及，但同时也易导致注入介质快速突破，加剧窜流。因此，如何协调裂缝“利用和治理”间的矛盾，明确致密基质与裂缝间的“质”换机制，突破现有裂缝调控理论与方法的应用界限，建立致密储集层天然能量衰竭后均衡增能、波及和动用的方法，是未来致密油藏开发亟待解决的关键问题。

致密油作为中国最现实的非常规油气资源近年来虽然发展迅速，但受控于地质条件、开发技术、改造工艺、开发理念等，其开发效果远低于美国。为扩大中国致密油藏开发规模，降低生产成本，应重点关注以下3 个方面：①重点加强提高致密油单井产量和总体采收率理论及配套技术研究，以此来降低致密油高昂的生产成本；②进一步深化致密油成藏条件认识，重点开展致密油地质“甜点”与工程“甜点”分布的精细标定；③加大国家对油气行业经济、管理政策的支持和倾斜，不断激发致密油领域的市场活力，促进致密油藏提高采收率技术与理论的跨越式发展。