洪亞飛

（中國石化 江蘇油田分公司 勘探開發(fā)研究院，江蘇 揚(yáng)州 225000）

致密油是指儲(chǔ)集在覆壓基質(zhì)滲透率小于0.2 mD（空氣滲透率小于2.0 mD）儲(chǔ)集層中的石油；單井一般無自然產(chǎn)能或自然產(chǎn)能低于工業(yè)油流下限，但在一定經(jīng)濟(jì)條件和技術(shù)措施下可獲得工業(yè)油產(chǎn)量，這些措施通常包括酸化壓裂、多級(jí)壓裂、水平井、多分支井等[1-3]。中國在鄂爾多斯盆地、準(zhǔn)噶爾盆地和四川盆地等地區(qū)相繼取得了致密油勘探開發(fā)重要突破，資源開發(fā)潛力巨大[4-10]。

目前，世界各大致密油產(chǎn)區(qū)主要利用水平井分段壓裂技術(shù)進(jìn)行致密油的衰竭式開發(fā)（自然能量開發(fā)）。但利用巖石及流體的彈性能量開發(fā)采出程度低，地層原油動(dòng)用程度差，采收率一般低于15%.因此國內(nèi)外學(xué)者也在不斷開展致密儲(chǔ)集層補(bǔ)充能量的研究和探索[11-14]。由于致密儲(chǔ)集層孔喉狹小，流固耦合作用明顯，注水及注氣驅(qū)替技術(shù)實(shí)施效果迥異。除個(gè)別產(chǎn)區(qū)實(shí)施超前注水和注氣補(bǔ)充能量產(chǎn)生較好效果外，大部分產(chǎn)區(qū)實(shí)施效果較差。主要原因是分選補(bǔ)充能量方式界限模糊，礦場(chǎng)措施不適應(yīng)地層實(shí)際。

本文參考礦場(chǎng)實(shí)際，利用概念模型開展致密儲(chǔ)集層水平井分段壓裂不同補(bǔ)充能量方式的生產(chǎn)效果研究，探討分選補(bǔ)充能量方式的主控因素，并提出明確界限，以期為礦場(chǎng)實(shí)際生產(chǎn)提供指導(dǎo)。

1 致密儲(chǔ)集層不同補(bǔ)充能量方式效果

1.1 致密儲(chǔ)集層模型

四川盆地下侏羅統(tǒng)自流井組大安寨段儲(chǔ)集層主要為介殼灰?guī)r和泥質(zhì)介殼灰?guī)r，縱向上主要發(fā)育在大安寨段一亞段和三亞段，單層厚度2～5 m，厚者可達(dá)十幾米；儲(chǔ)集層平均孔隙度僅1%左右，平均氣測(cè)滲透率約0.19 mD，儲(chǔ)集層致密化程度高。依據(jù)礦場(chǎng)實(shí)際，利用PETREL_RE軟件設(shè)計(jì)了致密儲(chǔ)集層水平井分段壓裂五點(diǎn)法平注平采模型（表1）。儲(chǔ)集層分別依靠自然能量、注水及注氣開發(fā)，不考慮流體間的水敏、混相等作用，研究致密儲(chǔ)集層不同補(bǔ)充能量方式對(duì)生產(chǎn)效果的影響。生產(chǎn)井采用定井底流壓生產(chǎn)制度，注入井定體積注入量，不同補(bǔ)充能量方式井的作業(yè)制度相同，不同注入流體采用地下條件等體積流量。

表1 致密儲(chǔ)集層模型參數(shù)

通過不同補(bǔ)充能量方式累計(jì)產(chǎn)油量對(duì)比曲線（圖1）可以看出，依靠自然能量開發(fā)，累計(jì)產(chǎn)油量及采出程度都較低；采用注水開發(fā)時(shí)，累計(jì)產(chǎn)油量有所增加，采出程度由6.0%增加到7.5%左右，效果不明顯；采用注氣開發(fā)時(shí)，累計(jì)產(chǎn)油量出現(xiàn)非常明顯的增加，采出程度由7.5%增加到10.0%以上，累計(jì)產(chǎn)油量明顯提高。

圖1 致密儲(chǔ)集層模型不同補(bǔ)充能量方式累計(jì)產(chǎn)油量對(duì)比

對(duì)生產(chǎn)結(jié)束后的壓力場(chǎng)和含油飽和度場(chǎng)分析發(fā)現(xiàn)：當(dāng)儲(chǔ)集層依靠自然能量開發(fā)時(shí)，壓力的傳播范圍小，僅僅局限在4口生產(chǎn)井附近，地層深處的原油難以有效動(dòng)用（圖2）；當(dāng)I1井注水時(shí)，由于儲(chǔ)集層致密，水相難以有效流動(dòng)，壓力的傳播僅局限在注入井附近，產(chǎn)生了嚴(yán)重的憋壓現(xiàn)象，導(dǎo)致了相對(duì)于自然能量開發(fā)，注水開發(fā)效果不明顯的現(xiàn)象（圖3）；當(dāng)I1井注氣時(shí)，氣體的黏度小、流動(dòng)能力強(qiáng)，相較于注水開發(fā)壓力的波及范圍更廣，氣體不斷的驅(qū)替原油向生產(chǎn)井流動(dòng)，驅(qū)替效果明顯（圖4）。

圖2 致密儲(chǔ)集層模型自然能量開發(fā)壓力場(chǎng)（a）和含油飽和度場(chǎng)（b）

圖3 致密儲(chǔ)集層模型注水開發(fā)壓力場(chǎng)（a）和含油飽和度場(chǎng)（b）

圖4 致密儲(chǔ)集層模型注氣開發(fā)壓力場(chǎng)（a）和含油飽和度場(chǎng)（b）

1.2 低滲儲(chǔ)集層模型

基于上述致密儲(chǔ)集層模型將儲(chǔ)集層滲透率由0.02 mD增大到0.20 mD，壓裂及井參數(shù)保持不變，研究?jī)?chǔ)集層整體滲透率對(duì)生產(chǎn)的影響。通過累計(jì)產(chǎn)油量對(duì)比曲線（圖5）可以看出，相較于致密儲(chǔ)集層模型，低滲儲(chǔ)集層模型3種開發(fā)方式下的累計(jì)產(chǎn)油量都有非常明顯的增加。這表明儲(chǔ)集層滲透率極大地影響著儲(chǔ)集層的采出程度。

圖5 致密儲(chǔ)集層模型和低滲儲(chǔ)集層模型不同補(bǔ)充能量方式累計(jì)產(chǎn)油量對(duì)比

同時(shí)需要注意的是低滲儲(chǔ)集層模型注水開發(fā)的效果開始優(yōu)于注氣開發(fā)的效果。對(duì)生產(chǎn)結(jié)束后的壓力場(chǎng)和含油飽和度場(chǎng)分析發(fā)現(xiàn)：當(dāng)I1井注水時(shí)，由于儲(chǔ)集層滲透率的提高，注水井周圍的憋壓現(xiàn)象得到了緩解，水體流動(dòng)能力增強(qiáng)。水相在不斷驅(qū)替原油流向生產(chǎn)井的同時(shí)，能夠?qū)Φ貙幽芰科鸬胶芎玫难a(bǔ)充作用（圖6）。注氣開發(fā)在生產(chǎn)前期仍有較好的增產(chǎn)效果，氣體黏度小，流動(dòng)能力強(qiáng)，驅(qū)替范圍廣，儲(chǔ)集層剩余油分布較為均勻（圖7）。但隨著進(jìn)一步生產(chǎn)，注氣不能夠很好地補(bǔ)充地層能量的損失，地層壓力不斷下降，注氣開發(fā)效果逐漸差于注水開發(fā)效果。因此，滲透率的差異是分選補(bǔ)充能量方式的關(guān)鍵參數(shù)。

圖6 低滲儲(chǔ)集層模型注水開發(fā)壓力場(chǎng)（a）和含油飽和度場(chǎng)（b）

2 致密儲(chǔ)集層分選補(bǔ)充能量方式界限

上述研究表明，滲透率是分選補(bǔ)充能量方式的關(guān)鍵參數(shù)。但在礦場(chǎng)實(shí)際中，滲透率往往并不能真實(shí)反映儲(chǔ)集層微觀特征。目前大量的研究表明：喉道半徑與滲透率有較好的相關(guān)關(guān)系，制約著流體通過巖石的能力，直接影響著致密油藏的開發(fā)效果[15-16]。

圖7 低滲儲(chǔ)集層模型注氣開發(fā)壓力場(chǎng)（a）和含油飽和度場(chǎng)（b）

恒速壓汞是目前采用最多的致密介質(zhì)孔喉結(jié)構(gòu)研究的一種手段，利用恒速壓汞技術(shù)能夠有效的將喉道和孔隙區(qū)分開。針對(duì)四川盆地下侏羅統(tǒng)致密儲(chǔ)集層，整理了12塊致密巖心的恒速壓汞數(shù)據(jù)，得到不同滲透率巖心孔隙及喉道半徑分布（圖8，圖9）。

圖8 不同滲透率巖心孔隙半徑分布

由孔隙半徑分布（圖8）可以看出，雖然致密巖心滲透率相差很大，但不同巖心孔隙半徑分布變化不大，孔隙半徑為100～200 μm.同樣有學(xué)者在特低滲儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)的研究中也發(fā)現(xiàn)，對(duì)于特低滲儲(chǔ)集層，孔隙半徑一般為100～200 μm，分布差異較小[17]。與孔隙半徑分布不同，喉道半徑的分布存在較大差異（圖9）。總體上隨滲透率的減小，巖心喉道分布曲線范圍逐漸變窄，即巖心喉道分選性變強(qiáng)，且喉道半徑均逐漸減小。研究發(fā)現(xiàn)，相較于孔隙半徑，喉道半徑對(duì)滲透率的影響較大，喉道半徑是制約滲透率的關(guān)鍵參數(shù)，因此可以利用喉道半徑來表征滲透率的界限，進(jìn)而作為致密儲(chǔ)集層補(bǔ)充能量方式的分選參數(shù)。

圖9 不同滲透率巖心喉道半徑分布

致密油藏注水或注氣開發(fā)時(shí)，儲(chǔ)集層狹小復(fù)雜喉道的卡斷作用強(qiáng)烈，孤立油滴通過狹小喉道時(shí)所消耗的額外附加阻力，即賈敏效應(yīng)，是阻礙流體產(chǎn)出的關(guān)鍵。通過計(jì)算油滴克服不同半徑喉道所需附加壓差，定量確定分選致密儲(chǔ)集層不同補(bǔ)充能量方式喉道半徑的大小。油滴通過狹小喉道所需要克服的附加壓差為

式中 p1——油滴前端壓力，kPa；

p2——油滴后端壓力，kPa；

r1——油滴前端的曲率半徑，μm；

r2——油滴后端的曲率半徑，μm；

σ——油水界面張力，10-2N/m；

θ——三相接觸角，（°）。

計(jì)算時(shí)，取油滴長(zhǎng)度為1 mm，油水界面張力為20 mN/m，接觸角為65°，應(yīng)用（1）式計(jì)算克服不同喉道半徑所需的壓力梯度（圖10）。

圖10 不同喉道半徑克服壓力梯度曲線

由壓力梯度曲線可以看出，隨著喉道半徑的減小，油滴需要克服的額外附加阻力逐漸增大。當(dāng)喉道半徑大于2.0 μm時(shí)，壓力梯度增加速度較緩慢，當(dāng)喉道半徑小于2.0 μm時(shí)，壓力梯度增加速度逐漸增大，尤其當(dāng)喉道半徑小于1.0 μm時(shí)，壓力梯度急劇增加。另外，有學(xué)者從固液作用強(qiáng)度方面，對(duì)比了不同喉道半徑下的液測(cè)滲透率與氣測(cè)滲透率的比值，同樣得出了相同的結(jié)論[10]。因此，可以將主體喉道半徑1.5 μm作為致密油儲(chǔ)集層補(bǔ)充能量方式的分選界限。

3 結(jié)論

（1）對(duì)于致密儲(chǔ)集層而言，依靠自然能量即衰竭式開發(fā)采出程度低，注水開發(fā)效果不明顯，注氣開發(fā)效果較好。原因在于致密儲(chǔ)集層孔喉狹小，流固耦合作用明顯，水相的流動(dòng)以及壓力的傳播僅僅局限于注水井附近；而氣體的黏度小，流動(dòng)能力強(qiáng)，相較于注水開發(fā)，注氣開發(fā)的波及范圍更廣，開發(fā)效果較好。

（2）對(duì)于低滲儲(chǔ)集層，水相流動(dòng)能力增強(qiáng)，注水井周圍的憋壓現(xiàn)象得到緩解，水相在不斷驅(qū)替原油流向生產(chǎn)井的同時(shí)能夠?qū)Φ貙幽芰科鸬胶芎玫匮a(bǔ)充作用，注水開發(fā)效果逐漸優(yōu)于注氣開發(fā)效果。滲透率的差異是分選補(bǔ)充能量方式的關(guān)鍵參數(shù)。

（3）在礦場(chǎng)實(shí)際中，滲透率往往并不能真實(shí)反映儲(chǔ)集層微觀特征。相較于孔隙半徑，喉道半徑對(duì)滲透率的影響較大，制約著流體通過巖石的能力，直接影響著致密油的動(dòng)用程度和開發(fā)效果，可作為致密儲(chǔ)集層不同補(bǔ)充能量方式的分選參數(shù)。研究認(rèn)為可將主體喉道半徑1.5 μm作為致密油儲(chǔ)集層補(bǔ)充能量方式的分選界限。

［1］ 石油地質(zhì)勘探專業(yè)標(biāo)準(zhǔn)化委員會(huì).致密油地質(zhì)評(píng)價(jià)方法：SY/T 6943—2013［S］.北京：石油工業(yè)出版社，2013.Standardization Commission of Petroleum Geologic Exploration.Geological evaluating methods for tight oil：SY/T 6943—2013［S］.Beijing：Petroleum Industry Press，2013.

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