致密油藏开采技术研究进展

黎保廷，范灵颐

（1.西部低渗-特低渗透油藏开发与治理教育部工程研究中心，陕西西安 710065；2.西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065）

随着原油需求量持续增加与常规油气产量的持续下降。非常规油气潜力巨大，逐渐受到全球重视，其中对致密油藏的开发就是当今石油工业发展中的一个新领域。致密油的开发最早起源于北美，开发比较成功的案例包括威利斯顿盆地Bakken、德克萨斯盆地Eagle Ford 的致密油[1]；我国致密油勘探开发起步较晚，但发展较快。目前已发现了鄂尔多斯、松辽、准噶尔、渤海湾、柴达木、吐哈盆地等多个致密油规模储量区，初步预计我国致密原油储量超过200×108t，技术可采储量为20×108t～25×108t[2]。致密油是国内接替常规油气能源、支撑油气可持续发展的重要资源，加快致密油资源的勘探开发有利于保证我国石油产量的稳定增长，有利于维护国内石油市场的供求平衡，有利于延长石油资源的战略接替时间，进而使国家能源安全得到保障，使国民经济发展得到满足[3]。

故探讨致密油储层能量补充方式和动用率方法意义深远。本文对致密油藏储层特征进行充分调研，分析了致密油藏的开发难点。针对我国致密砂岩油藏的开采现状，借鉴国内外致密油开采经验，探究了适用于提高我国致密油藏原油采收率的主要开采技术，并分析了有待进一步解决的技术瓶颈与挑战，以期为我国致密油藏现场开发实施提供理论支撑与技术保障。

1 致密油藏储层地质特征

我国致密油资源分布主要在鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、三塘湖盆地、松辽盆地、柴达木盆地、渤海湾盆地等。

根据表1 得出，我国致密油藏地质储量丰富，有利勘探面积很少，探究适用于提高我国致密油藏原油采收率的开采技术势在必行。

表1 中国致密油藏储量图

我国典型盆地致密砂岩油藏储层特征（见表2）[4-16]。由表2 可以看出我国致密油储层岩性主要为粉细砂岩，渗透率一般在0.01×10-3μm2～1×10-3μm2，平均渗透率一般小于1×10-3μm2，孔隙度一般在1%～15%，平均孔隙度一般小于10%，孔隙半径一般在0.01～5 μm，厚度一般在5～200 m，平均脆性指数均大于0.44，地层压力系数基本都在0.8 以上属于正常压力系数范围。总之，相较于常规储层具有储量大、物性差的特点。

表2 中国典型盆地致密砂岩油藏储层特征

由渗流力学得知，致密储层的微观油水渗流机理与常规储层存在巨大的差异。致密砂岩油藏纳米、亚微米孔隙广泛发育，导致其结构很复杂、有着很差的连通性。根据调研，渗透率的大小主要取决于微观孔隙结构。通过毛细管渗流模型可以得出，岩石渗透率越高，其平均孔隙半径的平方也就越高。致密油藏纳米级、亚微米级孔隙对渗流起主导作用，根据上述可以很好的解释致密油藏渗透率低的现象。同样随着微米级孔喉比例的不断增加，渗透率会不断增大，渗透率的贡献率也会不断增加，但起主导作用的还是亚微米级、纳米级孔喉。由于固液界面的存在，一部分储层流体会变为束缚流体，进而使得能够有效流动的可动流体占比变少[17，18]，束缚流体会在岩石孔喉表面形成吸附层，进一步降低油水有效流动通道，引起渗流附加阻力[19]，原油在多孔介质内流动时会吸附在岩石壁面上，在岩石壁面上形成具有较高黏度和极限剪切应力的吸附层，驱动压力梯度只有克服了半径最大的喉道的吸附层后，储层中才会允许流体通过[20]。总之，储层岩石颗粒小、孔隙度和渗透率极低，其覆压渗透率一般低于0.1×10-3μm2，孔隙度小于10%。纳米级、亚微米级孔喉占主导，毛细管压力大，储层微观非均质性强，会产生吸附层使得部分流体成为束缚流体，从而导致致密油藏在生产开发过程中出现“难注进、难采出”的情况。我国将致密油藏定义为未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集，一般无自然产能，需通过大规模压裂才能形成工业产能[21]，因此，下文就介绍几种适用于致密油藏体积压裂后的开采技术。

2 致密油藏开采技术

2.1 水平井体积压裂自然衰竭式开发特点

自然衰竭式开采具有初期产量高，成本低的特点，所以油藏在开发初期大都采用自然衰竭式开采。常规油藏储层物性好，天然能量供给充足，使用衰竭式开采采出程度大。致密油藏与常规油藏储层相比物性差、孔径小、毛细管力大、压力传动慢，导致其能量供给不足，一般无自然产能，且在开采的过程中，流固耦合效应发挥重要作用。开采后期，由于缺乏能量供给，随之而来的就是地层压力的不断下降导致裂缝和基质承受的有效压力变大，从而发生塑性、弹性形变。这样一来孔隙和喉道由于形变缩小，孔隙度、渗透率也伴随着形变的缩小而降低，最终油井产能也受到影响。所以开采过程中就形成了“有储量、没产量”、“难注进、难采出”的特点。现以开发规模最大的鄂尔多斯盆地为例，采用常规方式开发，产量递减快，开发难度大，可见后期补充地层能量稳产是高效开发的关键。

因此，致密油藏若要采用低成本的自然衰竭式开采技术，就要对储层进行改造。研究结果表明，我国致密油藏具有岩石脆性高，断裂韧性小，裂缝发育程度高，导致其易于压裂，通过形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的复杂缝网系统，来提高初始产量和最终采收率[22]，所以国内致密油普遍用水平井体积压裂自然衰竭式进行开发。

水平井体积压裂自然衰竭式开采技术适合致密油藏开发的原因是：（1）在常规直井开采过程中，会有单井产量低、泄油能力弱、产量递减快等问题，而水平井相比常规直井而言，其泄油能力强，能有效延伸并贯穿发育在天然裂缝上，使地层的渗透性得到显著提升，显著增加了产量。当生产逐渐趋于稳定时，水平井周围的压降非常小，进而对储层的损害也非常小。同时，当井网面积相同时，水平井需要较大的井距布井，进而可以使开发成本显著降低；（2）致密油藏在进行水平井体积压裂时，会产生不少于一条的主裂缝，主裂缝的产生会促使原天然裂缝不断延伸，在剪切滑移的作用下实现对天然裂缝和岩石层理的连通。继续压裂，将会在主裂缝的旁侧产生二级裂缝，并在二级裂缝侧边形成三级裂缝，如此反复，进而形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的复杂缝网系统，将渗流储层完全打碎重新分布，实现三维全方位改变，最终增大渗流面积和导流能力；（3）压裂形成的缝网系统可以将储层大部分流体的径向流动改变为线性流动。樊建明等[23]在西峰油田西233区块长7 油藏做了现场试验，该油藏埋深2 030 m，油层厚度11.5 m，孔隙度10.8%，储层渗透率0.24×10-3μm2。对其开展了4 种不同压裂工艺试验，得到大排量的体积压裂获得了较好的实施结果，平均日产油15.59 t，水平井单井产量达到相邻直井的8～12 倍。

2.2 致密油藏补充地层能量开发技术研究与应用现状

油藏增能一般采用给油藏注水或者注气的方法来补充地层能量。注水不仅能起到补充地层能量的作用，还能够支撑裂缝开启防止压力敏感损害，保护压裂改造效果，又能够实现水驱采油[24]。因此，合理的水驱开采方式对致密油藏的开发尤为重要。

2.2.1 周期注水开采技术 周期注水是周期性及方向性地提高和降低注水量和注入压力，在地层中形成不稳定压力场，引起地层中的油水不断重新分布和交换[24]。因此，致密油藏周期注水分为注水升压和停注降压两个阶段。在第一个阶段，注入水进入储层后会率先进入大孔道及裂缝驱替其中的原油，而小孔隙中的原油很难被驱替至裂缝进而被采出；在第二个阶段，人为的降低压力造成了裂缝和小孔隙压力的不稳定分布，进而产生压差，从而使得小孔隙的原油挤入裂缝；在下一个周期内，注入水会将挤入裂缝的原油驱替出来。

周期注水对致密油藏的适应性如下：（1）周期注水与油层非均质性、润湿性、地层原油黏度、前期常规注水时间长短等有关[25]；致密油藏储层具有较强非均质性、亲水性、低黏度、连通性差的特征，适合周期注水开采；（2）致密油藏储层使用注水开发整体采出程度很低，油井之间有着大规模剩余油，且主要聚集在裂缝的侧向，进而满足了周期注水开发的前提条件；（3）致密油藏储层经过长时间的常规注水，油藏处于高含水阶段，产量低，可以考虑周期注水开采技术。总之，周期注水不仅可以增加油井的见水时间，合理的补充地层能量，又能增加基质中的束缚油，更好的发挥驱替和渗吸的协同作用，起到提高采收率的作用；还能通过注水升高环境压力，增加了油井的供油能力，抑制了油井含水的上升，减弱了因毛管力大造成的水锁效应对致密油藏开采时带来的储层损害。代亚竑等[26]在双河油田运用周期注水开采技术对5 口井进行了矿场试验。结果表明：单元日产油最高增加21 t，综合含水量下降2%，周期注水井对受效的年产油量比常规水驱增加6 027 t，年含水率比试验前下降1%。

2.2.2 脉冲注水开采技术 脉冲注水通过注水方式以及强度的变化，由于含油性和物性差异，在同一时刻内高低渗透层段存在压力差，使得压力场不断发生变化，最终产生附加窜流；由于毛细管力和水动力效应的存在，流体在地层中反方向流动，使得闭合的孔道被打开，进而驱替出残余油，增加产量。

对于致密油藏而言，脉冲注水可以减弱水锁损害，其作用机理：（1）在注水过程中形成的水力波会在流体内形成振动场，水力波的强弱变化会使得油层压力不断变化，使得油层产生压应力和张应力。应力会和岩石发生剪切作用，进而解除因微粒运移导致的孔喉堵塞，提高流体流动效率；（2）致密油藏储层脆性矿物含量高，当裂缝开启压力与压力波强度接近时，诱导微裂缝会在近井段慢慢出现，在脉冲压力作用下，波动会不断的深入，慢慢到达地层深处迫使微裂缝张开，让原油更好的传动，进而提高原油的采出程度；（3）在脉冲的作用下，在油层的流体的物性和流态会因脉冲产生的压力波发生改变，还可使固液界面发生变化，从而克服对原油的亲和力，使岩石颗粒表面的油膜脱落、破坏。压力波使油膜不仅能克服束缚液阻效应，使流动阻力降低；还能使毛细管孔径改变大小，减小孔隙表面张力作用，导致毛细管周期性收缩，进而油气渗流速率得到显著提升[27]。周延军[28]在胡五断块实施脉冲注水6 个井次，措施实施后日产液141.4 t，日产油26.5 t，平均含水81%，平均动液面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 注水吞吐开采

致密油藏体积压裂改造后，注水吞吐开采也是对自然衰竭式开采中后期储层增能的一种途径。在进行注水吞吐开采的过程中，焖井过程主要是油水置换过程，它是通过裂缝与基质间的压差来置换孔隙的原油到裂缝中去的。对于常规油藏而言，常规压裂仅在井筒附近压裂产生一定数量的裂缝，渗吸置换作用弱、产油量低，因此，在常规油藏使用注水吞吐开发时，注水吞吐只起到从属作用以及辅助作用。而体积压裂改造的油藏由于形成了复杂的缝网系统，便于注水吞吐时的压力扩散和渗吸置换，在注水吞吐中起主导作用。

注水吞吐技术对体积压裂改造后的致密油藏的适应性有以下几点：（1）致密油藏最开始都是采取体积压裂自然衰竭式开发，在压裂过程会有大量的压裂液滞留在储层，不能完全返排流出，进而可以和注入水一样起到增加压力的效果，使地层能量得到补充；（2）体积压裂会产生三维复杂缝网系统，使得大量压裂液进入到缝网，由于重力分异作用的存在，压裂液会朝向较低部位裂缝网络运移聚集，原油则会向高部位裂缝网络运移，通过分异运移可以压缩流体进而产生弹性能量达到驱油的目的；（3）注水吞吐在注入阶段主要是通过注水驱替大孔隙、裂缝中的原油；在焖井阶段，致密油藏岩石的润湿性都为水润湿，毛细管力为驱油的动力，在毛细管力的作用下，可以将裂缝、大孔隙中的水渗吸到基质内，基质中的油被置换到孔隙、裂缝中，焖井过程实际就是延长了裂缝、大孔隙置换小孔隙原油的时间，由于致密油藏储层以微纳米级孔隙为主，且体积压裂产生复杂缝网系统，因此渗吸置换占据主导地位；在回采阶段，通过压差作用将裂缝、大孔隙原油驱替至生产井底。基于Huang 等[29]在低渗透油田的注水吞吐机理研究及开发经验，开展了在大庆油田、吐哈油田分公司马56-27H 井、吐哈油田马55 井、胡尖山油田AP 区块、长庆油田安83 区块长7 致密油藏注水吞吐开发的矿场试验。如吐哈油田马56-27H 井，平均单井日增10.3 t，平均单井累计增油805 t，胡尖山油田AP 区块2014 年起开展水平井注水吞吐试验，井组增油305～2 450 t，平均井组增油580 t，有效期均超过半年。以上矿场试验均表明，在进行注水吞吐开采的措施后地层能量均得到了补充，采油效果均明显好于衰竭式开采和水驱开采。

注水吞吐开采适合连通性差、渗透率低、储层亲水性强的致密油藏，但油藏在注水吞吐过程中也存在以下几个问题：（1）渗吸速度慢，水的波及程度低，随着注水吞吐轮次的增加，增油效果变弱的问题；（2）水质的影响，在悬浮的颗粒含量超标的影响下，注入水与地层水的配伍性会变差；（3）油藏过度压裂会使注入水沿裂缝发生窜流。

2.4 注气开采技术

致密油藏采用常规注水难注进、难采出且极易形成水锁，在进行注水吞吐开发时，水的波及区域也有限；且当致密油藏储层蒙脱石、伊蒙混层含量高时将会导致储层水敏，影响注水开发效果。因此，针对致密油藏注水开采时遇到的这些不足之处，注气开采技术将成为最有效的解决途径，与传统的驱油方式相比，气驱技术具有很多优势。气体比水更容易渗流，且对储层伤害小，可以解决目前致密油藏难注入的问题；气体具有的可压缩性远远强于水，降低压力可获得更大的弹性能驱替原油；裂缝在流体运移中起主导作用，为提高注入气体的宏观波及效率提供有利条件[30]；目前，常见注气方式主要包括CO2注入、N2注入、天然气注入和注空气开采。虽然注天然气、CO2和N2提高采收率技术已相当成熟，但往往受到制备成本和气源的限制，无法实施大规模的现场应用。因此，需要向油藏注入气源丰富、制备成本低的气体降低开发成本。致密油藏注空气提高采收率技术由于空气廉价、不受环境影响、气源充足获取方便、经济效益高等特点，被认为是经济、有效、发展潜力较大的二次采油或三次采油方法。

对于致密油藏，注空气不仅能让地层维持压力、增强原油流动性；还能与原油在低温条件下发生氧化反应，产生热效应来提高驱油效率。空气注入致密油藏发生低温氧化反应后会间接形成CO2驱、烟道气驱和N2驱[31]。致密油藏注空气由于成本低、开发效果好。总的概括来讲：（1）油藏注空气可使氧浓度降低到安全生产水平；（2）由于热效应可以降低原油的黏度、让原油体膨胀，进而起到提高地层能量，进一步驱替剩余油；（3）致密油藏储层孔隙狭小以微纳米级孔隙为主，注气过程中气体不易发生扩散，易快速憋压，导致岩石膨胀破裂；（4）致密油藏储层的黏土矿物中会含有铁离子、锌离子、锡离子等金属离子可以用作注空气原油氧化反应时的催化剂，使氧化反应加快，进而增强致密油储层油水流动性。王嫩范等[32]在百4 块的水驱完注入空气泡沫驱后特征曲线明显向产油偏移，采收率提高2.1%，可采储量增加35 000 t。当然在注气开发过程中也要考虑随着连续不断的注入气体，原油的性质发生改变、气液比的改变、注气井的腐蚀等问题。

2.5 水气交替吞吐开采技术

水空气交替吞吐开采技术适合致密油藏的开发其根本原因在于气相和液相不停驱扫不同的含油孔道，有效提高驱油效率和波及效率，两者优势互补产生了协同效应[33]。（1）空气可以部分溶解到地层水和原油之中，改变了两者的黏度以及流动性，进而改善了油相和水相的流度比；（2）注水封堵了先前注气形成的气窜通道，之后交替注入的气体被迫渗透到以前没有波及的储层基质中去。克服了单纯的注水或注气过程中的绕流以及因层间与层内渗透率差异导致的单层窜进问题，提高了水平与垂直的波及效果；（3）焖井阶段气相段塞会与原油反应产生碳酸，进而溶解部分储层孔隙喉道岩石增大渗透率，有效抑制了黏土类物质膨胀堵塞孔喉。水相段塞、气相段塞发挥渗吸置换作用，延长了大孔隙水置换小孔隙原油的时间，使油气水重新分布，提高产量；（4）开井生产中，压力降低，气体从原油中大量脱出，主要产生溶解气驱，气体的瞬时移动速度增大，气相段塞推着水相段塞、水相段塞推着原油从油井快速流出，且能携带部分孔隙喉道堵塞物，增加效率的同时提高了开采效果。借鉴他人研究低渗、特低渗例子从原理出发，得出适合致密油藏开采技术研究（见表3）。

表3 致密油藏开采技术研究

由于目前国内外对致密油藏水气间注吞吐技术研究的很少，存在问题可预知性较差，因此，有必要开展致密油藏水气间注吞吐技术提高采出程度的可行性、注入介质与注入工艺研究，为现场实施提供技术支撑与试验依据，可作为未来进一步的研究方向。

3 未来研究方向

（1）国内致密油藏开发主要采用水平井体积压裂衰竭式开采技术，目前面临的主要问题是储层能量补充不足，微纳米级孔隙喉道基质动用困难，采收率偏低的特点。因此，研究适应于致密油藏储层能量补充方法和合理的开采技术势在必行。

（2）致密油藏，注空气可以使地层压力维持稳定、增强流体流动性；还可以通过氧化反应产生热效应让原油进一步体膨胀、降低原油黏度。空气还具有获取途径便利，成本低的特点。因此注空气开采技术越来越受到国内外油田的重视，具有深远的意义，可进一步作为未来研究方向。

（3）目前致密油藏水气交替吞吐只是理论层面支撑此项开采技术的依据。由于目前国内外对致密油藏水气交替吞吐开采技术研究的很少，存在问题可预知性较差，因此，有必要开展致密油藏水气间注吞吐技术提高采出程度的可行性、注入介质与注入工艺研究，为现场实施提供技术支撑与试验依据，可作为未来致密油藏研究方向进一步攻关。