北美超低渗致密油藏提高采收率技术现状

付 京，姚博文 ，雷征东，田 野，3，吴玉树

1.科罗拉多矿业大学，科罗拉多 高登 80401

2.中国石油勘探开发研究院，北京 海淀 100083

3.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川 成都 610500

引言

非常规油气的开发在过去十年中取得了重大突破，最具有代表性的技术为水力压裂和水平钻井技术的结合[1]。尽管如此，目前可以依靠天然能量的衰竭式开发方式采出的原油量仍旧低于10%，在致密储层中仍存在大量剩余油可供开采[2]。衰竭式开发后通常会采用压裂技术，压裂投产后的单井产量通常会在一年内降低到初始产量的20%甚至更多[3]。由于较高的钻井成本以及压裂可能带来的环境问题，针对非常规低渗油藏提高采收率的研究变得十分必要[4]。

北美石油公司一般将低渗透油藏统称为致密油藏。在过去的十年间，北美石油公司已经对致密油低渗油藏中的提高采收率（EOR）技术进行了许多现场测试。总体来说，大部分适用于常规油藏的提高采收率技术应用于非常规储层中的效果大多不太理想。对于常规油藏，一旦衰竭式开发（一次采油）速度减慢，通常可使用水驱采出大部分剩余原油[5]。但对于超低渗致密油藏，注水驱油的效果很差，因而大多数北美石油公司倾向于注气开发，如注入烃类或二氧化碳等气体。注入气可以很容易地通过裂缝进入储层，从而增加产量。非常规低渗油藏的主要流动通道是裂缝，因此，产出（或注入）的流体大多通过水力压裂裂缝（或天然裂缝）流动，油气的开采大都也局限于裂缝网络附近的低渗储层。

注入低黏、易混相的气体被认为是针对低渗油藏提高采收率最有前景的一种技术[6]，但是其增油机理与常规油藏不同。尽管注入的流体可以通过裂缝进入储层，但是注入的流体随后必须从裂缝进入致密基质；然后再通过多种机理组合，将剩余油提取至高渗裂缝网络并最终由生产井采出。根据气体的物理性质、气源和注入成本，以下几种气体通常被用于低渗油藏开发试验，包括：气藏气、油藏伴生气、二氧化碳、氮气及空气。近些年，对于部分相对高渗（>0.1 mD）的非常规油藏（如Bakken 油藏），低矿化度水驱和表面活性剂驱也渐渐进入工业界的视野[7]。

早期的实验研究[8-9]揭示了注气在致密油藏中提高采收率的潜力。其主要增油机理包括注气后的油相体积膨胀、油相黏度降低、岩石润湿性由油湿转为水湿、界面张力（IFT）的降低[10-11]。随后的研究也通过室内实验证实了注气吞吐在岩芯尺度的可行性[12-18]以及部分学者通过模拟研究了其在油藏尺度上注气的可行性[19-23]；但现场的先导试验的数量还有待提高。

美国的致密油产量占全世界90%以上[24]，因此，美国在北美致密油资源开发中的经验非常具有指导意义。本文将总结和评价北美致密油资源开发中的现场经验，并对目前提高致密油低渗油藏采收率所面临的主要困难和挑战进行分析。

1 背景概述

作为非常规油藏开发的领军者，美国于2007年首先在Williston 盆地的Elm Coulee 油田Bakken组致密油开发中取得了巨大成功，日产油量123 621 bbl（1 bbl=159 L）；2008年，Bakken 组致密油区实现规模开发。2018 年9 月，美国正式超越沙特阿拉伯和俄罗斯，成为世界上最大的石油生产国。目前，致密油已经成为美国原油生产最重要的油藏类型（2019 年大致占石油总产量的64%），并将持续引领着美国石油产量增长。

目前，北美陆上已经有19 个盆地发现了致密油资源，其中，已经投入生产的地层主要分布于美国中陆（Mid-continent）和落基山（Rocky Mountain）地区，从阿尔伯塔盆地（Alberta Basin）中部一直延伸到得克萨斯州（Texas）南部。同时，西南地区及加利福尼亚（California）南部的Monterey 组也已经开始生产致密油。已被证实的致密油预测区遍及落基山地区、墨西哥湾沿岸（Gulf of Mexico Coast）地区、西南地区和美国东北部地区，如图1所示。北美致密油主要赋存于泥盆纪—新近纪，具有4 套主力产油层。其中，最著名的致密油地层为Williston 盆地的Bakken 组、得克萨斯州的Eagle Ford 组及加利福尼亚的San Joaquin 盆地的Monterey 组。这些致密油地层均具有区域性、大面积分布的特点。

截至2020 年底，美国境内绝大部分致密油产量（98%）来自7 大盆地产区。当前美国致密油产量占据北美致密油产量的绝大部分，其中，Permian、Eagle Ford 及Bakken 等3 大盆地的产量接近美国致密油产量的四分之三（74%）。Permian 盆地中的3 大致密油区Spraberry、Bone Spring 以及Wolfcamp的产量更是贡献了美国致密油产量的36%。然而，Permian 油田在低渗储层开展的提高采收率试验数量较少，目前仍然采用钻新井的方式来维持产量。因此，本文将对Eagle Ford 组和Bakken 组的现场试验进行分析并总结经验。

2 Bakken 组致密油提高采收率试验

北美Bakken 组是北美开发较早的区块，也是进行EOR 现场测试最多的致密油田。Bakken 组形成于泥盆纪晚期至石炭纪前期的Williston 盆地，面积约200 000 mi2（1 mi=1.61 km）。Bakken 组南至美国的北达科他州和蒙大拿州，北至加拿大的萨斯喀彻温省和曼尼托巴省（图2）。Bakken 组储层主要由3 层组成：上段（页岩层），中段（砂岩、白云岩、粉砂岩和页岩层）及下段（页岩层）。中段地层深度距地表大约2 mi。上、下段页岩层是具有丰富有机质的海相沉积页岩，是生油岩层及其他产油地层的盖层，如图3 所示。2013 年，美国地质调查局对美国境内的Bakken 组及下方的Three Forks 组进行了油气储量评估，技术可采储量可达74.0×108bbl，其中，36.5×108bbl 来自Bakken 组。根据美国能源信息署的信息[26]，目前，Bakken 组致密油的产量达到了1 500 kbbl/d，如图4所示。

图2 Bakken 组和Williston 盆地分布图[26]Fig.2 Distribution map of Bakken Formation and Williston Basin

图3 Bakken 组沉积地层示意图[27]Fig.3 Sedimentary stratigraphic diagram of Bakken Formation

图4 Bakken 组致密油历史原油产量[28]Fig.4 Historical oil production from the Bakken Formation

Bakken 组在过去十年对美国石油行业产生了重大影响。然而，Bakken 组致密油的主要开发方式仍然是由储层天然能量驱动的衰竭式开发，其预测采出程度低于10%。因此，业界将注意力越来越多地放在Bakken 组的提高采收率这一问题上。在过去十年里，在Bakken 组已经有一些注水或注气的现场试验，详见表1。这些试验主要用于测试注气或注水的可行性以及注入流体对产量的影响。

表1 Bakken 组致密油提高采收率现场试验概况Tab.1 Field pilots of enhanced oil recovery in the Bakken Formation

2.1 基于CO2 的提高采收率试验

（1）试验1 和试验2

在试验1 和试验2 的CO2吞吐试验中，选用二氧化碳进行高压注入[29]。试验结果表明了在Bakken组注入二氧化碳的可行性，但是很难说明任何一个现场试验是因为二氧化碳的注入而导致增产。

作业方EOG 用试验1（北达科他州16713 井）来评估向低于1 mD 储层注入流体的可行性。注入计划为：先后进行为期60 d 和30 d 的注入焖井。注入流体是由Praxair 提供的食品级二氧化碳。选择二氧化碳用于该测试的原因可能是因为其比水黏度低，更容易注入并且更易与地层油混相。实际现场试验中，二氧化碳注入作业持续29 d。在开始注入作业11 d 后，在距离该注入井约1 mi 远处的观察井发现二氧化碳突破。该试验在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。平均注入速度约为100×104ft3/d（1 ft=0.304 8 m）。然而，该试验并没有公开的测试后结果。根据该井和附近观察井的生产数据，在进行二氧化碳吞吐后，日产油量几乎没有增加。该井的日产油量曲线如图5 所示。

图5 注二氧化碳吞吐试验1 和试验2 中两口井的产油曲线[27]Fig.5 Oil production curves of CO2 injection Huff-n-Puff test 1 and test 2

试验2（美国蒙大拿州的二氧化碳吞吐试验）的目的与试验1 类似，间隔大约6 个月且目标地层在Bakken 组的不同部分。二氧化碳的注入速度在（150～200）×104ft3/d，注入压力在2 000～3 000 lb/in2（1 lb=0.454 kg），为期45 d。该试验的结果也与试验1 非常类似。其日产油量如图5 所示。二氧化碳注入后的原油产量增加非常小。这部分增加的产量也可以归因于裂缝由基岩渗出的流体所再次填充造成的产量增长。根据Hoffman&Evans[29]所给出的信息，试验1 和试验2 的注入压力均保持在地层破裂压力之下。这两个试验均能够以（100～200）×104ft3/d 的速度注入二氧化碳并且将注入压力保持在极限阈值以下。但从这两个试验的生产曲线（图5）来看，很难说明任何一个现场试验有因为注入二氧化碳而导致的增产。

（2）试验3 和试验4

试验3 和试验4 是在位于Bakken 组中段的一口直井中进行的二氧化碳吞吐作业，储层厚度约为60 ft[29]，其研究范围仅限于对注入能力的研究。

该先导试验的计划是以（300～500）×103ft3/d 的速度注入20～30 d，随后关井20 d，再恢复生产。在距离注入井约900 ft 远的一口观察井不到24 h 即观测到了二氧化碳突破，此后不久便停止了作业。与水平井气吞吐法试验相比，该直井只有约百分之一的有效厚度可用于注入，但气体流量仅比典型水平井少了约20%。因此，这种情况下的每英尺注入量比以前的吞吐试验高出20 倍左右，这可能是气体在该试验中如此迅速突破的原因。由于早期的二氧化碳突破，该试验没有进行后续的生产测试。

（3）试验5

此试验开展于2017 年，目标储层在一个未经开发的油藏区域，注入气体为二氧化碳，注入井为一口直井（未经过水力压裂）[31]。在原始油藏中使用垂直井进行该测试消除了与水平井较长有关的不确定性，例如，岩石属性固有的未知非均质性及沿井眼的水力压裂裂缝的性质和分布。现场测试表明，尽管基质注入能力较低，但注入的二氧化碳可通过Bakken 组中段的微裂缝进入岩石基质，进而增强基质中原油的流动性[30]。因此，扩散可能在使用二氧化碳来提高采收率中发挥重要作用。

该试验是在原始储层中进行的，完井程序不包括使用水力压裂和支撑剂。该试验测试在4 d 内注入了大约99 t 的二氧化碳。井底压力和温度数据分析表明，二氧化碳的注入半径在50～70 ft，焖井时间为15 d。在对注入前和注入后的油样进行了油的成分分析时，重点确定了烃类化合物的分子量分布。

Bakken 组中段的基岩未采取增产措施，二氧化碳注入量稳定在6～12 gal/min（1 gal=3.79 L），连续注入期间的井底压力在9 400～9 470 lb/in.2，比初始孔隙压力高800～870 lb/in.2。注入后观测到采出物为二氧化碳和烃类化合物气体的混合物。注入前和注入后油样的分析表明，注入后油样成分比试验前的油具有更多的低分子量烃。现场测试结果表明，尽管基质注入能力很低，但注入的二氧化碳可以穿透Bakken 组的中部并从基质中提取剩余油。

2.2 基于烃类气的提高采收率试验（试验6）

2014 年，依欧格资源公司（EOG Resources INC,EOG）将水驱试验中的注水井（表1 编号10）改为注气井，用于检验连续注入富气提高采收率的效果（表1编号6）。因为邻井中的压裂和其他作业也有可能导致该井产量增加，所以对此次试验结果的解释并不唯一。但该试验表明了在Bakken 组中注入天然气增油的可行性[29]。

在注水试验结束后，该注水井在随后的4 个月中间歇地生产。2014 年6 月，EOG 将该井更改为注气井。该试验使用从周围的产油井开采的富集天然气作为注入流体。天然气成分约55%甲烷，10%氮和35%乙烷及以上馏分。该作业连续进行了55 d，平均注入速度约为160×104ft3/d，地面注入压力为3 500 lb/in.2。

所有4 口观察井在气体注入之后的几个月中产量均有所增加。然而，在与气体注入相同的时间内，有一口相邻井进行了水力压裂作业。两口生产井的增产可能归因于压裂响应。

气体注入作业7 d 后，监测到观察井产气量有所增加。单井产气量增加约16×104ft3/d，约为单井注气量的10%。随后，该井被关闭，直到气体注入结束30 d 后才恢复生产。重新开始生产后，该井日产气量仍然很高。此外，日产油量也在恢复生产后短时间内达到峰值，然后恢复到正常递减的范围内，注烃类气后观察井的产量显著增加，如图6 所示。虽然该注气作业仅进行了55 d，但试验仍表明，富气可以用作注入流体来提高单井的产油量。此外，在非常规油田中，烃类气比二氧化碳更易获得，例如，可以直接选择注入本井或邻井的采出气。

图6 注烃类气后观察井的产量显著增加[29]Fig.6 The production of the observation well increased significantly after hydrocarbon gas injection

2.3 注水或改进注水的提高采收率试验

（1）试验7

表1 中的第7 个测试是Meridian 公司在北达科他州的Bakken 组的上段进行的低矿化度水吞吐试验[30]。该试验井是位于麦肯锡县Bicentennial 油田的水平井。虽然该井没有经过水力压裂，但储层中存在高度发育的天然裂缝，为该井生产提供了足够的渗流通道。先注水50 d，注入大约13 200 bbl 低矿化度水，随后关井60 d，但在之后的衰竭式生产过程中，其产油量一直低于注水前的产量。该测试表明低矿化度水在Bakken 组的上段的注入能力没有问题，但注水后的增产效果并不理想。

（2）试验8

表1 中的第8 个测试为EOG 在2012 年进行的注水吞吐试验。此试验中注水吞吐未能实现很好的增产效果。试验后期的产量增加也被归因于邻井水力压裂而引发的“压裂响应”。

试验包含两个周期的注水吞吐。试验最初计划注水30 d，焖井10 d，随后开井生产。初始注入速度约为1 200 bbl/d。2012 年4 月总注水量为10 380 bbl；2012 年5 月则为28 797 bbl。在第一次注入作业结束后，进行了超过两周的焖井，以使注入水充分浸入地层。在第二次注入期开始之前，该井进行了约3～4 个月的正常生产。

如图7 所示，每个周期后，注水吞吐均未能实现很好的增产效果。通过注水吞吐提高采收率的机理不同于注气吞吐。由于水无法与油混相，仅有当岩石相对亲水，进而水能够通过渗吸的方式进入岩石基质，储层中的原油才会因被注入水挤占孔隙空间而被排出。该井在2013 年底关井停产，是因为当时距离该井1 000～3 000 ft 的新井需要进行水力压裂作业。约在2013 年底到2014 年初，该试验井突然观察到产量增加了。这一结果被归因于邻井水力压裂而引发的“压裂响应”[29]。

图7 北达科他州Bakken 组注水吞吐试验中的油井产量曲线[29]Fig.7 Well production curves from the water injection huff-n-puff test in the Bakken Formation,North Dakota

（3）试验9

表1 中的第9 个试验是在北达科他州进行的为期8 个月的水驱开发测试。此次注水测试证明了该地层的注入水能力较好。然而，生产井的产油量仍然没有因水驱而提高。

这是最早在北达科他州进行的水平井水驱试验。试验使用采出水作为注入流体，注入井为水平井。井网分布如图8 所示。在2012 年，注入井以约1 350 bbl/d 的速度持续注水8 个月，这导致了井底压力增加到6 000 lb/in.2。在此期间，东侧生产井和西侧生产井的产水量都有明显的增加，且在注水开始一个月内见水。在见水前，单井产油量并没有实质性的提高，如图9 所示。图9 为东侧生产井的油水产量曲线，西侧生产井的动态与东侧生产井也非常相似。北侧和南侧生产井的产油量也没有增加。由于东侧和西侧两个生产井产水量过高，该井在2012 年底和2013 年初关闭了大约6 个月。第二轮水驱试验持续了8 个月。第二次作业的注入速度比之前低很多，约为380 bbl/d。井底压力没有明显增加并且保持在约5 500 lb/in.2。生产井中没有出现类似第一次注入期间的产水增加，如图9 所示。第二次注水作业证明在该地层的注水能力较好。然而，4 口生产井的产油量仍然没有因水驱而提高。

图8 水驱试验注采井网示意图[29]Fig.8 Diagram of injection and production well pattern in water flooding test

图9 北达科他州Bakken 组中水驱试验中的东侧油井产量曲线[29]Fig.9 Well production curves from a water flooding test in the Bakken Formation,North Dakota

（4）试验10

试验10 是在美国蒙大拿州Bakken 组进行的水驱试验。该试验又一次证明裂缝性低渗储层具有较高的吸水能力。然而与试验9 相似，该水驱项目的结果也受到邻井的水力压裂作业影响。

在最初3 个月中，注水量达到1 700 bbl/d。在后面5 个月中，注水量逐渐降低至略低于1 000 bbl/d。在注水开始后，大多数周围的生产井均能观察到油水产量增加。然而，根据Hoffman&Evans 的分析[29]，这些情况可大致归因于压裂响应。值得注意的是，距离注入井约880 ft 的一口生产井明显受到了水驱的影响。虽然在注水作业期间产油量没有显著增加，如图10 所示，但是注入水在水驱开始后的一周发生突破，之后该井的产水量显著增加，单产油量并没有明显的提升。

在水驱试验的最后一个月内，由于约一半的注入水通过水平井跟部的两个压裂段进入地层，而其余的注入水则由其他9 个压裂段分摊，作业方在后面的水驱试验中尝试绕过这两个压裂段，然而这些尝试并不成功，其后水驱试验停止，注入井关井。到2015 年初，生产井进行了几个月的关井，其恢复生产时产油量与前几年相比有略微提高，如图10 所示。鉴于此时附近没有井在进行压裂作业，可以将其归因于水驱或关井期间的压力恢复。

图10 蒙大拿州Bakken 组中水驱试验中的油井产量曲线[29]Fig.10 Well production curves from the water flooding test in the Bakken Formation,Montana

（5）试验11

表1 中的第11 个试验为基于非离子表面活性剂的水溶液生产促进剂（PE）的现场试验。作业方指出，对于油湿系统，改变储层润湿性是提高产油量的关键机理。在1.5 a 的生产周期中，单井产量有明显的增加[32]。

试验中应用针对Bakken 组中段设计的生产促进剂（PE），其特点是耐高温（>110°C），耐高盐（总溶解固体>220 000 mg/L）和耐高硬度（>15 000 mg/L）。选择Bakken 组中段一口10 000 ft 长的水力压裂水平井中进行吞吐试验，该井在吞吐试验前经历了2.5 a 衰竭式开发。试验采用淡水稀释的Bakken 采出水（矿化度1 500 mg/L）作为表面活性剂溶剂，焖井时间为4 个月。如图11 所示，在接下来的1.5 a中，单井产量出现明显提升（相对于衰竭式开发的外推递减曲线）。据估计，与仅由持续衰竭式生产的累计采油量相比，注表面活性剂吞吐后的累计采油量增加了25%。

图11 注表面活性剂吞吐试验中的油井产油量和产水量曲线[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 组致密油的提高采收率试验

相较于美国，Bakken 组在加拿大部分的渗透率较高（0.01～0.10 mD[33]），相比于美国部分要高1～2个数量级，因而，现场试验更偏向于采用连续注入的方式，而不是有间歇性的吞吐注入法。

（1）试验12

试验12 是在加拿大萨斯喀彻温省东南部Bakken 组进行的注干气提高采收率项目。在一年的时间内，石油产量从130 bbl/d 增加到295 bbl/d[33]。作业方将其归因于干气循环注入储层将地层油蒸发抽提，从而增加了单井的天然气凝析液产量。

试验在一面积为1 280 acre（1 acre=0.004 km2）的区块中进行，井网如图12 所示。该试验中，作业者将商业级别干气注入一东西走向的水平井中。注入干气的主要成分为甲烷，干气通过管道直接输送到注入井，之后在现场进行加压并注入。注入速度在（35～100）×104ft3/d 变化，注采比在0.7～1.1。试验生产和注入数据如图13 所示（1 mcf=28.32 m3）。

图12 干气驱试验的井位示意图[33]Fig.12 Well location diagram of dry gas flooding test

图13 干气驱试验的生产动态曲线[33]Fig.13 Production performance curve of dry gas flooding test

作业方每周从所有生产井收集采出气样品，并完成了流体组分分析。该试验区块产自Bakken 储层天然气凝液馏分C2—7在（225～250）×10−6bbl/ft3）内。各个生产井的天然气产量最多比基准增加了约4 倍。由此可见，由于干气循环注入储层并将地层油蒸发抽提，单井天然气凝液产量有所增加。Lightstream 声称该试验在2011-12—2014-12 显著提高了原油产量。原油产量从初始产量130 bbl/d 增加到最高295 bbl/d。

（2）试验13

试验13 为在加拿大萨斯喀彻温省Bakken 组进行的一系列水驱试验[34]。试验表明水驱强化了生产井的生产能力并提高了采收率。

以一个在Bakken 组进行的先导性试验为例，试验将一口水平井作为注入井，周围4 口水平井作为生产井（如图14 所示）。从2008 年到2009 年大部分时间，该试验区块产量持续保持稳定。生产井自达到历史最高产量（约550 bbl/d）之后，其产量在其后的两年中递减了约25%。水驱强化了4 口生产井的生产能力并提高了采收率，使原油产量从注入作业前的50～100 bbl/d 增加到550 bbl/d，累计增加产量约50×104bbl，如图15 所示。令人振奋的是，先导试验区边界之外的生产井也观察到了对水驱较好的生产响应，这将进一步提高水驱作业所增加的累计产油量。

图14 水平井水驱试验三维井位示意图[34]Fig.14 3D well location diagram of horizontal well water drive test

图15 水平井水驱试验油水动态曲线[34]Fig.15 Oil-water dynamic curve of horizontal well from water flooding test

3 Eagle Ford 组提高采收率试验

Eagle Ford 组是位于得克萨斯州南部在晚白垩纪的森诺曼期和土仑期形成的沉积岩层，主要由富含有机物质的海相沉积页岩和石灰岩组成。该储层深度在4 000～14 000 ft，平均厚度约475 ft，该储层既生产原油也生产天然气。从南到北依次从干气，富气气藏过渡到凝析气藏和最北的黑油油藏，并在最北部存在天然露头（图16）。据EIA 评估，Eagle Ford 组的原油产量在2014 年底达到1 700 kbbl/d的峰值，然后逐渐下降到1 200 kbbl/d，并将持续到2020 年中期（图17）。

图16 Eagle Ford 组平面分布示意图[35]Fig.16 Planar distribution diagram of Eagle Ford Formation

图17 Eagle Ford 组致密油的历史原油产量[36]Fig.17 Historical oil production from the Eagle Ford Formation

3.1 注气提高采收率试验

与Bakken 组基质渗透率（美国0.10 mD，加拿大1.00 mD）相比，Eagle Ford 组的基质渗透率很低（<0.01 mD），因此，不适于注水。目前开展的先导试验大都基于注气开发，因而数量较Bakken 组少很多，并且由于连续注气会造成较高的井底压力，大部分试验采用吞吐注气的方式（表2）。

表2 Eagle Ford 组致密油提高采收率试验概况Tab.2 Field pilots of enhanced oil recovery in tight oil reservoir of the Eagle Ford Formation

（1）试验A

据EOG 声称，他们过去三年中已经成功进行了4 个利用现场生产的采出气作为注入流体的试验项目，共计15 口水平生产井。这4 个试验项目位于油田不同位置，有诸多较为成熟的生产井表现出相对一致的结果。这些试验利用相对较低的资金成本显著提高了原油生产。除此之外，EOG 还计划在2016年进行另外一个包含32 口生产井的提高采收率项目。EOG 称通过注气提高采收率的方法，累计产油量可以提高至一次采油的1.3～1.7 倍，开发成本为6 USD/bbl（油气当量）或更低，如图18所示。此外，由于该方法利用了现场容易获得的采出气，资金成本与操作成本也较低。然而，由于缺少公开信息，现在还难以通过生产数据对EOG 在Eagle Ford 的现场试验进行分析。

图18 EOG 在Eagle Ford 组的注气提高采收率效果Fig.18 Schematic of EOG′s EOR results in the Eagle Ford Formation

（2）试验B

Hoffman[36]统计了过去5 a 中Eagle Ford 组进行的7 个注气吞吐先导试验，其位置如图19 中黑色星型所示。文中所有试验均采用烃类气体作为注入流体，但其组分有所变化。Hoffman 总结了这些试验的区域、开始时间、井数以及区块内井的总数。值得注意的是，Hoffman 的统计均以得克萨斯州铁路委员会数据库中的公开资料为基础，其产量信息均以月份为统计时间，因而可能存在误差，且不包含任何的注入量信息。公布的产量信息以区块为单位。如果一个区块中包含多口生产井，则很难从中取得其中某一单井的生产信息。表2 中试验B～E、H 的运营方均为EOG。

图19 Eagle Ford 组部分注气吞吐试验井位分布图[36]Fig.19 Location map of some gas injection and huff-n-puff test wells in Eagle Ford Formation

试验B 选取了一口与邻井相对隔绝的生产井进行吞吐试验，取得了较好的增产效果。该试验进行了3 轮吞吐作业。从图20 中的月产油量曲线可以看出，该井注气产生了较好的增产效果。每轮注气作业后，该井的月产量均提升至其早期峰值产量的一半左右。每轮生产周期大约持续3 个月。Hoffman[36]认为该井的吞吐作业不仅在第一次注入后有较好的效果，其后两次注入也产生了较高的原油产量，试验效果较为理想。

图20 试验B 单井月产油曲线[36]Fig.20 Monthly single well oil production curve of test B

图21 显示了该井每个月的生产气油比曲线。从2014 年之前的数据中可以看出，试验B 中的注入焖井持续时间约为4～6 周。其注入气体为去除中质组分（NGL）后的干气，主要成分可能为90%～95%的甲烷以及5%～10%的乙烷以及其他组分。

图21 试验B 单井生产气油比曲线[36]Fig.21 single well gas oil ratio curve of test B

（3）试验C 和试验D

试验C 和试验D 是2015 年初开始的多井试验，两者的作业方式及增产结果非常类似，即累计产量均有所提高。两个先导试验区中均有多口生产井，其中一半左右被用来进行注气吞吐试验。图22 是两个试验区的原油月产量曲线，从月产量曲线偏离原有递减趋势可以得到注入试验开始的时间点。在注入作业开始后，该区块原油月产量约为原始递减曲线预测产量的两倍。因此，可以得出增油效果理想的结论。

图22 试验C 与试验D 区块月产油曲线[36]Fig.22 Monthly oil production curve of test C and test D

图23 为试验C 和试验D 的累计产油曲线，其中，紫色为原始递减曲线预测所得的累计产量。试验C 注入吞吐作业持续了约1.5 a，此后又生产了1.0 a，其累计产量比预计的衰竭开采累计产量高出17%；试验D 注入吞吐作业持续了2.5 a，其累计产量比预计的衰竭开采累计产量高出20%。

图23 试验C 与试验D 区块累计产油曲线[36]Fig.23 Cumulative oil production curve of test C and test D

（4）试验E

试验E 开始于2015 年，该试验为4 口井同时进行了注气吞吐作业。试验目标是尽量多的注入气体。试验结果表明，该试验取得了较好的增油效果。Hoffman[36]估计其注气速度可能高达（2～4）×106ft3/d，注入压力仅略低于地层破裂压力，并持续了长达6 个月。此后该区块内4 口井转入生产2～3 个月，然后，再次实施8～10 周的注气焖井作业，并重复了4 个周期。其后，试验缩短了周期时间，采用了注气焖井4～6 周再生产两个月。缩短的注气时间实现了很好的增油效果，累计产量曲线也有明显的提升，如图24 所示。

图24 试验E 区块实际单井月平均产量及累计产量曲线[36]Fig.24 Actual average monthly production per well and cumulative production curve in test E

Hoffman[36]以注气吞吐后的平均产量为基准进行了产量递减预测，如图25 紫色曲线所示，其预测显示持续的注气吞吐到2028 年可以增油370 000 bbl，相比目前的衰竭开发增产约50%。

图25 试验E 区块预计单井月平均产量及累计产量曲线[36]Fig.25 Estimated average monthly production per well and cumulative production curve in test E

（5）试验F 和试验G

与试验B～E 不同，试验F 和试验G 均为单井吞吐试验。试验F 和试验G 注入的烃类气体成分更接近于产出气（甲烷含量约70%，乙烷以上组分含量约30%）。这两个试验最初注气速度大致在（2.0～2.5）×106ft3/d，注入作业持续一个月，随后在焖井后再重新生产一个月，总共进行了3 轮吞吐作业。

试验F 所在的区块中有4 口生产井，从图26 仅能模糊地看出可能在2015 年底至2016 中期进行了1～2 轮的吞吐作业；试验G 所在的区块中有61 口生产井，因而无法判断其试验效果。

图26 试验F 和G 所在区块的原油月平均产量曲线[36]Fig.26 Average monthly crude oil production curve of test F and test G

（6）试验H

试验H 为试验D 的后续大现场试验，其规模扩大到试验C 附近两个区块的32 口井，可以被认为是试验D 技术经验的大规模现场应用。这3 个区块中共有41 口井，Hoffman[36]认为其中大部分井都进行了注气吞吐作业。作业开始时间在2016 年中期，并在相对不长的时间内取得了较好的作业效果，如图27 所示。

图27 试验H 中SW 与NE 区块原油月平均产量曲线[36]Fig.27 Monthly average crude oil production curves in SW and NE blocks in test H

（7）试验I

试验I 的目的是通过组分追踪的方法在实际现场作业中了解注气吞吐的增产机理[37]，试验数据表明注气吞吐可带来较好的增产效果。

试验I 的井网布置如图28 所示，图28a 中红色表示吞吐井，绿色表示间歇生产井。

图28 试验区水平布置鸟瞰图和纵向分布图[37]Fig.28 Aerial view and vertical distribution of horizontal layout of the test area

前15 个注入期持续15～45 d，平均注入速度为（14～16）×106ft3/d。每个周期的累计注入量为（200～600）×106ft3。该项目注入气体的平均组成为75%C1、13% C2、5%C3和7%C4+，但期间会略有变化。在吞吐期间，根据周期将气体注入1～2 口井中。注入时关闭邻井，以减轻连通裂缝内气体循环来维持注入压力。当这些井重新投入生产时，在4 口吞吐井和邻近的生产井中，均观察到了产量提高（与衰竭开发基线相比）。

图29 总结了注气吞吐试验期间目标井的生产动态参数。

图29 试验I 生产数据汇总图[37]Fig.29 Production data summary of test I

实测累计采油量高于衰竭式开发的预测采油量，表明注气吞吐可带来较好的增产效果。通过分析吞吐期间现场井流物的组成，产出的流体是注入的气体和储层油的混合物。在返回气体中增加的C7+组分的含量主要是由于蒸发抽提效应。在分离器条件下，这些较重的成分会重新凝结，进而增加油相体积。

4 北美致密油藏开发的经验与教训

由于一次采油的采收率非常低，并且大部分适用于常规油藏的提高采收率技术对于非常规储层中效果大多不太理想，人们逐渐开始重视对非常规油藏的EOR 技术的研究。在过去10 年中，Bakken 组和Eagle Ford 组等非常规油藏的开发对美国乃至全球的石油工业产生了重大影响[38-40]。北美Bakken组致密油非常规油藏的开发取得了一定的成功，大多数现场测试是天然气驱或水驱。早期的吞吐试验证明了将气体或水注入低渗透油藏的可行性。其中一些现场测试显示出了提高采收率在非常规油藏中应用的可行性。一些石油公司还在Eagle Ford 组页岩上进行了数次先导试验。结果表明，二氧化碳吞吐在某些试验中成功地提高了累积产量，注气也表现出了在非常规油藏提高采收率中应用的巨大潜力。由于试验的结果各不相同，并且这些试验项目是在许多不同的储层用不同的过程以及不同注入流体进行的，因此，可以从这些项目的结果中总结出如下经验与教训。

（1）尽管最初存在将流体注入低渗透性储层的不确定性，但几乎所有提高采收率的注入试验均证明，注入能力对于水力压裂的低渗透性储层不是问题。虽然目的层的渗透率非常低，但是完井期间水力压裂作业极大地改善了井的注入能力（或生产能力），这使得注入（或生产）的环境都更加理想。人工水力压裂极大地增加了自由流动流体和岩石基质之间的接触面积。因此，在进行过增产措施的试验井中进行注气或注水操作基本没有遇到困难。仅有一口试验井在较高注水速度的情况下井底压力显著增加，然而该井的最高井底压力仍然低于危险阈值。

（2）先导试验的注入剖面的不均一性是一个较为严重的问题。对于这些试验，较短的突破时间（数天或数周）似乎都是正常情况。这不仅将在生产井中引起高产水或高产气的问题，在一些情况下还会导致产油量下降。目前还不能确切地计算或测量注入流体实际进入岩石基质驱替烃类的量。但从这些较短的突破时间来看，只有非常少量的注入流体可以对储存大多数烃类的岩石基质产生有效影响。此外，水力压裂作业产生的人工裂缝可能会进一步恶化这种现象。尽管人工裂缝降低了在低渗透油藏注水的难度，但也使得注入流体更容易形成高速通道，导致过早突破。

（3）压裂响应可能使经过水力压裂试验井的评估复杂化。虽然一些试验显示出较为积极的结果，但是压裂响应也有可能导致产量上升，因而其影响并不能被排除。因此，现场测试中非常重要的一点是，尽可能排除可能影响试验结果的作业，以期获得可分析的结果。然而这样做可能会明显增加未来试验的成本。但是，如果不能排除所有干扰，就难以合理地分析试验的结果。

（4）大多数提高采收率现场试验的结果是参差不齐的。许多试验并没有表现出任何由注入作业而增加的原油产量，而却显著增加了注入流体（主要是水或气体）的产量。但是在Bakken 组进行的水驱作业以及在Eagle Ford 组进行的气驱作业却取得了成功。这两个试验的作业方声称，他们成功地通过不同的提高采收率方法在各自的油藏有效地提高了原油产量，并且计划在未来对这些试验进行大规模推广。由于这些试验项目极少有公开的信息，这些试验的成功因素很难被总结。

（5）对于非常规油藏，特别是页岩或致密油藏，注气似乎是最有效的提高采收率技术。这些储层中大多数采出原油的组分相对较轻，并伴随有大量可用于回注的气体。不将这些采出气销售或燃烧掉，而是将其作为注入流体来生产更多的原油在经济上更为可行。而对于注入气体，试验结果显示出天然气比二氧化碳更有前景。这可能是由于天然气更容易与地层油混相。

（6）注水试验取得了相互矛盾的结果，因此，其效果还有待于后续观察。对于在美国部分Bakken组进行的水驱试验，观察井中产水量显著增加且原油产量并无明显提高。对于在加拿大部分Bakken组进行的水驱作业则显示出非常大的潜力。这可能是由于加拿大部分Bakken 组的渗透率较高。

（7）Bakken 组使用表面活性剂吞吐试验证明，利用特定的流体和地层润湿性改变剂进行的单井增产过程，可以使产油量提升提高一倍以上。因此，对于油湿系统，改变润湿性可能是提高采收率的重要机理。

（8）这些先期探索实验都没有对优化井间距和注入模式进行相应的研究。但通过比较结果，可以总结出几个可能作为一般性经验指导的结论。对于驱油型作业，井间距应足够大，从而减少裂缝间的相互干扰。如果井间距不够大，注入流体将在较短时间内突破，并将极大地降低采油效率。此外，井间距也不能太大，否则不能有效地进行生产。对于吞吐型作业，由于不存在注入流体突破的问题，井间距则与单井能够生产的储层体积更为相关。

5 结语

北美Bakken 组致密油非常规油藏的开发取得了一定的成功，Bakken 组也是非常规油田进行了最多的提高采收率现场测试的区块。大多数现场测试是采用注气的形式。早期的吞吐试验已经证明了将气体或水注入低渗透油藏的可行性。之后的现场试验为将来提高非常规油藏的采油率积累了宝贵的经验。其中一些现场试验显示出了提高采收率在非常规油藏中应用的可行性。石油公司还在Eagle Ford组页岩上进行了几次先导试验。结果表明，二氧化碳吞吐在某些测试中成功地提高了累计产量。

通过分析这些试验，可以得出一些一般性结论：

（1）对于超低渗致密油藏，注气似乎更有利于提高采收率，尤其是烃类气体注入吞吐试验显示了巨大的潜力。

（2）尽管最初担心将流体注入低渗透油藏的难度，但几乎所有针对提高采收率的注入试验都表明，在压裂低渗透油藏中注入流体不存在预想的问题。

（3）压裂响应可能使这些水力压裂测试井的评估更加复杂。