王 勇 湯 勇 李士倫 劉 昕

1. 中國海洋石油國際有限公司 2.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室·西南石油大學

0 引言

現(xiàn)代頁巖油藏壓裂技術采用了重復的堵塞—射孔—壓裂多級作業(yè)，高效地生成井筒附近的復雜裂縫系統(tǒng)，極大地增加了井與儲層的接觸面積，提高了油藏流體的導流能力，超低滲透頁巖油藏得以經(jīng)濟有效地開發(fā)，給美國的油氣開發(fā)帶來了革命性的變革，促使其于2020年成為油氣凈出口國。頁巖油氣井的單井初期日產(chǎn)量較高（可以超過160 m3），但有限的壓裂油藏巖石內(nèi)的溶解氣驅(qū)開采方式導致產(chǎn)量的遞減速度非常快，2年后的單井日產(chǎn)量已不足初期產(chǎn)量的1/4，累計產(chǎn)量則是最終采出程度的一半，利用Arps遞減曲線分析預測的最終采收率一般僅為5%～10%。在過去的10余年里，業(yè)界一直在探索和嘗試經(jīng)濟有效地提高頁巖油藏和致密砂巖油藏采收率的方法。中國頁巖油氣資源豐富，近年來已經(jīng)在準噶爾、松遼、渤海灣、鄂爾多斯、四川等盆地取得了重大突破，對于國內(nèi)主要盆地的頁巖油氣特征也取得了一些重要的認識[1-4]，但目前對于提高頁巖油采收率的研究還不多見。北美作為世界頁巖油產(chǎn)量供應大國，在開發(fā)非常規(guī)致密油領域具有明顯的優(yōu)勢。為了助推中國頁巖油氣革命，筆者基于大量非常規(guī)油藏提高采收率相關文獻的調(diào)研[5-15]，結(jié)合北美油田管理的成功經(jīng)驗，從注氣吞吐的作用機理、數(shù)值模擬和現(xiàn)場試驗等多個方面對注氣吞吐提高頁巖油藏采收率進行了詳細論述；進而歸納總結(jié)分析研究結(jié)果，提出了有針對性的意見和建議，以期有助于加快我國非常規(guī)油氣資源的高效開發(fā)利用。

1 注氣吞吐提高頁巖油藏采收率的機理

常規(guī)油藏注氣提高采收率多采用注氣井和生產(chǎn)井驅(qū)替/掃油的方式，但頁巖油藏或致密油藏的超低滲透率導致驅(qū)替的方式無法實現(xiàn)。因此只能對單個多級壓裂的水平井實施周期性的自注和自采，使得剩余油和注入天然氣直接充分接觸，促使油組分溶解/蒸發(fā)到氣體中或與氣體混合并膨脹，增加剩余油的流動性，以此來達到提高頁巖油采收率的目的。

1.1 注氣吞吐1個周期的3個階段

注氣吞吐提高頁巖油采收率1個周期一般包括3個階段：注氣、燜井和生產(chǎn)。

1）注氣階段：用大功率的壓縮機將大量干氣注入生產(chǎn)井以提高井筒附近油藏的壓力。目標是注入氣體能夠盡可能地從壓裂縫滲流到油藏，注入氣體后的油藏壓力最好高于注入氣體和原油的最小混相壓力（MMP）。

2）燜井階段：注氣結(jié)束后，關井使注入氣體可以與剩余油充分接觸和混合，剩余油的輕質(zhì)組分能溶解或蒸發(fā)到氣體中或與氣體混合，或剩余油與注入氣體充分混合后體積膨脹。關井時間可以從幾天到幾個月。對于關井時間的長短一直都存在著爭議，因為燜井的增產(chǎn)效果很難量化。關井的時間太長，會影響整個項目的經(jīng)濟性。因此要結(jié)合實驗室研究，通過數(shù)值模擬和現(xiàn)場試驗以確定最優(yōu)的關井時間。

3）生產(chǎn)階段：燜井后開井生產(chǎn)。如果單井鉆遇的油藏密閉性足夠好，注入氣體沒有橫向井組和縱向?qū)酉档牧魇?，油藏壓力應明顯高于注氣前的壓力，有利于剩余油的流動。此時油藏中油的體積增大，黏度降低，流動效率增加。

4）持續(xù)生產(chǎn)至油藏壓力降低后，再重復進行新一輪的注氣吞吐作業(yè)。

1.2 增油機理分析

頁巖油藏不可能采用常規(guī)油藏驅(qū)替/掃油的方式提高采收率，因為頁巖油藏的滲透率太低，只有注入氣體經(jīng)裂縫滲流到油藏中與裂縫表面的剩余油一次接觸過程，而非常規(guī)油藏驅(qū)替時的多次接觸過程[16]。

對于溶解氣油比低的油藏，注氣吞吐提高采收率的機理是注入的氣體擴散到壓裂油藏中與剩余原油接觸且溶解，使其體積膨脹，實現(xiàn)二次溶解氣驅(qū)，而且黏度降低，減少了表面張力[17-18]、提高了原油的流動性。由于吞吐過程是一次接觸，不是驅(qū)替過程的多次接觸，在開井生產(chǎn)階段，油藏壓力也迅速降低，所以常規(guī)注氣的混相機理在吞吐過程中作用不顯著。對于初始溶解氣油比高的揮發(fā)油藏和凝析氣藏，油相組分蒸發(fā)到注入的氣體中是更重要的增油機理。對于凝析氣藏，在井筒附近的凝析油氣化提高產(chǎn)量，初期的增產(chǎn)效果會很好。

本文參考文獻[19-20]針對初始氣油比介于80～3 500 m3/m3的一系列儲層流體進行數(shù)模研究，注氣吞吐增油機理如圖1所示。圖1中縱軸的開發(fā)效率是注氣提高采收率除以一次衰竭式開發(fā)采收率，雖然開發(fā)效率對于不同的流體類型油藏都是相似的，但是由圖1還是可以看出，其中黑油油藏的增產(chǎn)效果為最好，因為溶解氣油比低的油藏原油儲量更高。凝析氣藏的蒸發(fā)機理決定了在實際作業(yè)中需要注入更多的氣體，增加了設備成本和操作費用，所以最好選擇初始氣油比介于80～180 m3/m3的油藏進行注氣開發(fā)，其次是揮發(fā)性油藏，而凝析氣藏則一般不推薦采取注氣吞吐提高采收率的措施。一次接觸的機理決定了油藏中壓裂的裂縫表面積越大，二次采油的采收率越高。當然壓裂的表面積越大，一次衰竭式開發(fā)的采收率也越高。因此，衰竭式開發(fā)效果好的井，二次采油篩選時應予以優(yōu)先考慮。

圖1 注氣吞吐提高致密油藏采收率機理示意圖

2 注氣吞吐設計流程

注氣吞吐項目全油田開發(fā)工作流程如表 1所示，整個過程需要由地質(zhì)、油藏、地面工程和經(jīng)濟評價人員組成的多學科團隊的通力協(xié)作，才有可能順利完成設計、建造、啟動和操作[21]。不同項目階段的工作重點、內(nèi)容以及做法，可以從以下6個方面逐一展開分析。

表1 注氣吞吐項目全油田開發(fā)工作流程表

2.1 篩選注氣吞吐井組

先導試驗區(qū)（以下簡稱先導區(qū)）的井組必須選擇油田中最具有代表性的井組，在先導試驗中獲取的作業(yè)經(jīng)驗、注入采出方式和經(jīng)濟評價都可以直接復制到全油田的其他井組。篩選的項目包括：井組的規(guī)模、已開發(fā)的井數(shù)、烴類的成熟度、油藏壓力、井身結(jié)構(gòu)、完井方式、地面設施、儲量和有無斷層發(fā)育等。在篩選吞吐井組階段，收集先導區(qū)流體的資料非常重要，在選擇PVT取樣井的時候，推薦選擇新上線的生產(chǎn)井，因為新井的氣油比更接近于油藏流體，用這樣氣油比的流體在實驗室轉(zhuǎn)樣得到的儲層流體更具有代表性。頁巖油的老井油藏壓力已遞減到原始流體的泡點壓力以下，氣油比高，不建議用較高氣油比的流體樣品轉(zhuǎn)樣到PVT筒。提高采收率PVT實驗，除了常規(guī)的測試項目——等組分膨脹、閃蒸分離和分離器測試，還必須包括提高采收率研究所需的溶解性注氣膨脹和最小混相壓力（MMP）。這些數(shù)據(jù)對于在先導地區(qū)建立準確的狀態(tài)方程（EOS）模型是至關重要的。圖 2是用狀態(tài)方程擬合膨脹實驗的氣油比、泡點壓力、膨脹體積和流體密度結(jié)果。正確估計原始地質(zhì)儲量直接關系到地層注氣能力的評估，對注氣量的確定至關重要；井組的完井方式?jīng)Q定了巖石壓裂體積（SRV），而吞吐過程的增油量則依賴于SRV的大小，因為油藏的流體就是和注入的氣體在裂縫的表面發(fā)生接觸獲取能量和增加體積。因此SRV的大小是篩選井組的重要指標之一。井組最好能靠近輸氣管線，因為注氣量有可能會超過先導區(qū)的采氣量。

圖2 狀態(tài)方程擬合注氣膨脹實驗結(jié)果（124.44℃）

2.2 形成可行性報告

對篩選出井組的油藏描述主要針對裂縫橫向和垂向的連通性、剩余油氣的儲量和可能存在的高滲帶，因為密閉的井組油藏系統(tǒng)是注氣吞吐項目是否具有經(jīng)濟性的關鍵。如果自然裂縫發(fā)育，井間的連通則更為復雜。如圖3-a所示[22]，一般水平井的水平段都垂直于最大水平主應力（SHmax）的方向，水力壓裂裂縫在最小水平主應力（SHmin）的方向打開，那么淺藍色曲線代表的自然裂縫和綠色箭頭的水力壓裂縫都垂直于井筒的方向；如圖3-b所示[22]，有時候由于場地受限或者實現(xiàn)更長的水平段提升經(jīng)濟效益，井的水平段和自然裂縫與水平最大主應力（SHmax）的方向就存在一定的夾角，自然裂縫可以提供更多的注入氣體通道，這與圖3-a是明顯不同的。因此，加強油藏巖石力學的研究，對自然裂縫的方位和密度進行描述，建立風險預案并在先導試驗時加以確認。圖3中的紅線是收集井，藍線是吞吐井或觀測井。

圖3 水平井水平段的方位與自然裂縫的位置關系示意圖

2.3 先導區(qū)設計和實施方案

一般先導區(qū)包括幾口井或10～20口井，對先導區(qū)的地質(zhì)建模和數(shù)值模擬能更好地完善工程設計。地質(zhì)建模是數(shù)值模擬的基礎，關鍵的結(jié)果包括先導區(qū)各井的空間位置、地質(zhì)構(gòu)造、巖石物性和復雜地質(zhì)條件下產(chǎn)生的自然裂縫和斷層導致的注氣通道?，F(xiàn)代壓裂技術的壓裂強度大，在壓裂時為了避免井間干擾，各井在產(chǎn)層中可能錯層開發(fā)。由于注入氣體密度小，有可能超覆，所以最佳的邊界收集井最好是在垂向位置相對高的井。數(shù)值模擬的目的是，通過歷史擬合確認每口井的流動單位的大?。ㄓ蒘RV和自然裂縫的大小決定）和一次采油最終采出程度的范圍。水力壓裂縫模擬和產(chǎn)量不穩(wěn)定流動分析（RTA）研究成果都應該結(jié)合到歷史擬合里，經(jīng)過多次迭代修正模型。為了減少計算工作量，建議模型選用7～9口井。數(shù)值模擬的預測方案可以采用不同的循環(huán)周期、注入模式和壓裂縫設計，用于指導地面設施的設計和設備操作條件的制訂等。當然最重要的是對比一次采油的采出程度，確認所實施項目到底是提高采收率還是加速開采。由先導試驗得到的數(shù)據(jù)會輸入到模型中，以便對模型做進一步的修正。

注氣吞吐井場布局如圖4所示。圖4中的黃線是壓縮機高壓氣輸出管線、井口及附近管線和油管。這些管線都要承受62 MPa以上的壓力，必須選用高強度4 130的合金鋼。在氣體注入以前用線狀加熱器進行加熱，目的是減少注入氣體與地層之間的溫差，保護油井的套管和油管不會因為熱脹冷縮變形而報廢。

圖4 注氣吞吐井場布局示意圖

從圖4可以看出，伴生氣的回收要經(jīng)過脫除硫化氫（凈化）和脫水處理，還需要升壓才能進入高壓壓縮機回注。由于井組的伴生氣產(chǎn)量遠不能滿足42.45×104m3/d注氣量的需要，所以還要敷設管線到最近的氣源，從中游輸氣公司購買補充氣體。這條管線應該是雙向的，在開井生產(chǎn)的前兩天，日產(chǎn)氣量很大，如果井組的設施受限不能完全處理時，也可以通過這條管線直接將氣賣給輸氣公司，避免放空浪費資源、污染環(huán)境。在選擇先導井組時，離氣源近的井組應該是首選，這樣可以節(jié)省敷設管線的費用。

井場的回流流程設計實現(xiàn)了循環(huán)使用注入和采出的氣體，在注氣早期的階段需要從輸氣公司購買大量補充氣，但購買的氣量會逐漸減少直到實現(xiàn)自給。由此減少了操作費用，提高了項目的經(jīng)濟效益。

2.4 先導區(qū)現(xiàn)場試驗

先導試驗的持續(xù)時間為6～12個月，測試期間要考慮的主要因素包括注入氣體速度的優(yōu)化、燜井時間和油產(chǎn)量提高的幅度，評估注氣井組的密閉性，判斷井間水力壓裂后是否有連通，確定項目的經(jīng)濟可行性。現(xiàn)場數(shù)據(jù)將輸入到地質(zhì)和數(shù)值模型進一步修正和優(yōu)化模型，以便為項目提供更加可靠的預測結(jié)果。

一般工程概念設計都由第三方工程公司完成，需要提交的主要成果包括：①初步的注氣吞吐井場布局；②主要設備清單和初步工藝流程圖（PFD）；③主要設備和管道/管材的初步選型、壓縮機組的選型和規(guī)格；④初步資本和操作費的估算（準確度為±25%）；⑤制訂初步的總體開發(fā)項目方案

2.5 油田大規(guī)模應用

通過將先導試驗區(qū)的設計擴展到毗鄰的井組，如果先導測試包括2～4個井組或10～20口井，全面擴展的第一階段可能包括另外6～8個井組或40～60口井。在這個過程中，先導試驗確定的目的、操作費用等關鍵績效指標（KPI）仍然需要包括在監(jiān)測計劃里。這樣不斷驗證設計中的假設和監(jiān)控 KPI ，持續(xù)改進作業(yè)。當然這一步的主要目標是降低成本、簡化作業(yè)并減少作業(yè)成本。

2.6 先導試驗監(jiān)測計劃

監(jiān)測計劃的關注目標主要是項目的經(jīng)濟性、氣體的管理和利用、井底到地面的設備優(yōu)化，所以主要的監(jiān)測內(nèi)容包括：①流量——油氣水的產(chǎn)出量、注氣量、購入的補充氣量、循環(huán)氣量、燃料氣用量和氣舉用氣量等；②壓力和溫度——井口壓力和溫度、井底壓力和溫度；③機械類監(jiān)測——油管張力、壓縮機效率、氣舉效率、管線一致性、套管一致性和裂縫診斷測試等；④流體和組分——硫化氫濃度、氣和水含量、產(chǎn)出水分析、原油組分、原油密度、注入及產(chǎn)出氣組分分析和注氣示蹤劑等。

3 現(xiàn)場試驗成果

Eagle Ford非常規(guī)油氣藏位于美國得克薩斯州西南部。Eagle Ford（也稱為鷹灘）油氣藏白堊紀自源油氣頁巖系統(tǒng)，是從墨西哥灣盆地向白堊紀西部內(nèi)陸航道過渡時沉積的海相頁巖，富含鈣質(zhì)有機質(zhì)，脆性大易壓裂，天然氣儲量預計達到5 889×108m3；原油儲量預計達到5.336×108m3。儲層深度介于1 200～4 200 m，按有機質(zhì)成熟度的不同，從南向北依次為油區(qū)、揮發(fā)油區(qū)，凝析氣區(qū)和干氣區(qū)，面積達到7.77×102km2，下Eagle Ford層是該油氣藏主要的目標層，層厚介于33～57 m，蓋層和下部的石灰?guī)r層都是天然的壓裂屏障，能有效地將水利壓裂縫控制在油層中，注入氣體不會縱向竄流，開展注氣吞吐作業(yè)提高油藏采收率具有得天獨厚的有利條件。自2008年以來，Eagle Ford油氣藏已經(jīng)完鉆了近3萬多口井[21]。這些井的水平段長度介于1 200～4 500 m。近年來的壓裂設計目標是建立井筒附近復雜的裂縫網(wǎng)絡，一般每級有10～12個射孔簇，每個射孔簇的長度介于4～9 m，每米的水平段長度采用了2 300～8 200 kg支撐劑，平均有40級。隨著油田開發(fā)到了中后期，作業(yè)者開始對有前景和實用的注氣提高采收率的方法進行評估。2012—2019年，超過300口Eagle Ford油井已獲得批準可以進行注氣吞吐作業(yè)，已注氣的井超過200口[23]。2012年EOG能源公司開始在Eagle Ford油氣藏進行井組吞吐注入伴生天然氣先導項目試驗并取得了成功，共開展了10個有商業(yè)價值的項目，累計采用了26個壓縮機。截止到2018年，EOG公司對約150口井進行了吞吐作業(yè)（圖5）。據(jù)該公司披露，注氣吞吐可以比衰竭式開發(fā)提高頁巖油藏采收率30%～70%[24]。

一般每個項目區(qū)配有2～4臺壓縮機，合計有20多口井，合計日注氣量介于0.1×107～170×107m3。絕大多數(shù)的開發(fā)區(qū)都針對的是黑油油藏和揮發(fā)油藏。這些井的平均長度在1 770 m左右。EOG公司采用的超大型的壓縮機日注氣量達到42.45×104m3，設計出口壓力為69 MPa。從油田的現(xiàn)場結(jié)果看[25]，頁巖油藏的最終采收率增加了30%～70%（圖5）。2016年32口井合計增產(chǎn)頁巖油4.78×104m3，EOR的效率可達到1.69～2.81 m3/104m3（EOR的效率是累計增產(chǎn)的油體積除以累計注入的氣量），而每桶油僅增加6美元成本。據(jù)EOG公司的介紹，每口井的成本是100萬美元左右[21]，估計是考慮了壓縮機的再利用，根據(jù)估算投入的成本應該介于150萬～500萬美元，EOG公司計算的項目凈現(xiàn)值是設備投資的2倍。當然當時的天然氣價格應該是0.09美元/m3。EOG公司注入的主要還是干氣——甲烷含量為90%、乙烷及以上的含量在10%左右，絕大多數(shù)都是從輸氣公司購買的補充氣，也有少量油田生產(chǎn)的伴生氣。

圖5 EOG公司某注氣吞吐項目的相關指標統(tǒng)計圖

從圖6[25]可以看出，EOG公司一般采用井組注氣作業(yè)。因為井距介于60～150 m，現(xiàn)代壓裂技術使得井間的裂縫在很大程度上都是重疊連通的。圖7是一個簡化的先導試驗時采用的井組功能示意圖。從圖7可以看出，井組兩側(cè)的1、2、10、11號井被設計為收集井或者叫密閉井，其作用一方面是收集從可能連通的裂縫滲流過來的中間吞吐井注入的氣，另一方面是作為隔斷確保井組內(nèi)注入的氣體能密閉在井組油藏內(nèi)，并且在作業(yè)時這4口井保持正常生產(chǎn)以防止注入的氣流到處竄流，從而確保項目的經(jīng)濟性。在Eagle Ford油氣藏，有的時候臨近的井組是別的作業(yè)者的，所以更有必要設置收集井。當然兩側(cè)的井也可以關井憋壓，但考慮到生產(chǎn)效率降低會影響整個項目的經(jīng)濟性，所以一直開井正常生產(chǎn)。在現(xiàn)場作業(yè)中，也觀察到收集井的注氣受效，油產(chǎn)量上升。位于井組中間的6號井是觀測井，安裝了井下壓力計，所以在先導試驗期間都處于關井狀態(tài)監(jiān)測壓力的變化，為數(shù)值模擬提供壓力數(shù)據(jù)進行歷史擬合修正模型。在油田開發(fā)階段，則可以把觀測井改為吞吐井。1個井組2臺壓縮機，一備一用，所以在一個先導區(qū)，一次僅有1口井進行注氣作業(yè)。單井的注氣時間一般為10～20 d，時間長短需根據(jù)油藏的壓力衰竭程度和地層的注入能力來確定，以保證在一次注氣完成后，油藏的壓力能達到最小混相壓力（MMP）或接近初始油藏壓力。在第一吞吐井組（3、4、5號井）的3口井注氣期間，第二井組（7、8、9號井）保持正常生產(chǎn)。在第一吞吐井組3口井注氣完成后，同時開井生產(chǎn)，然后第二吞吐井組開始注入流程?？傊?，2個吞吐井組輪換注入和采出循環(huán)。在這個先導實驗周期的設計中，每個井組的3口井分別采用了3個燜井時間——0、15、30天，目的是根據(jù)先導試驗的結(jié)果，進一步優(yōu)化合理的燜井時間。

圖6 Eagle Ford作業(yè)者開展的吞吐項目位置圖

圖7 先導試驗井組功能示意圖

4 結(jié)論與建議

1）注氣吞吐設計流程主要包括以下步驟：①篩選吞吐井組，遴選出油田中最具有代表性的井組；②形成可行性報告，評估裂縫連通關系以及注入氣在井組油藏的密閉程度；③形成先導區(qū)設計和實施方案，建立地質(zhì)模型并完成數(shù)值模擬預測；④開展先導區(qū)現(xiàn)場試驗，評估注氣在井組的密閉性，收集現(xiàn)場數(shù)據(jù)，更新地質(zhì)模型；⑤油田大規(guī)模開發(fā)，將先導試驗區(qū)的設計擴展到毗鄰的井組，更新經(jīng)濟評價，持續(xù)優(yōu)化方案。

2）對于溶解氣油比低的油藏，注氣吞吐提高采收率的機理是注入的氣體擴散到壓裂油藏中與剩余原油接觸且溶解，使其體積膨脹，降低了原油黏度和表面張力，提高了原油的流動性；對于初始溶解氣油比高的揮發(fā)油藏和凝析氣藏，油相組分蒸發(fā)到注入的氣體中是更重要的增油機理；而對于凝析氣藏，在井筒附近的凝析油氣化提高產(chǎn)量則是其主要的增油機理。

3）EOG公司和其他作業(yè)者在Eagle Ford油氣藏成功運用周期性吞吐注干氣技術來提高中后期油井的經(jīng)濟性，從而延長井的儲量年限，增加的可采儲量是最終采出程度的30%～70%，而且投入比鉆完新井要少。

4）注氣吞吐提高頁巖油采收率的機理決定了只有注入大量氣體才能取得明顯的效果，在EOG公司成功的現(xiàn)場實驗中，選擇的井都已衰竭式生產(chǎn)2年以上，井筒附近油藏壓力已下降到7 MPa左右開始注氣作業(yè)。最大日注氣量都在42.45×104m3，平均28.30×104m3。這對于壓縮機的功率、地面管線、采油樹和油管的強度都有很高的要求。

5）Eagle Ford油氣藏用于注氣吞吐的干氣流量充足且價格低廉，加之通過附近已有的管道輸送，因而氣體輸送量大、高效、便捷。在國內(nèi)有可能由于天然氣價格較高而導致項目經(jīng)濟性變差，這時可以考慮采用CO2來吞吐。實驗室的巖心實驗研究結(jié)果表明，注入CO2提高頁巖油藏采收率的潛力最大，其次才是天然氣。使用CO2不僅能夠增油，還可以減少溫室氣體的排放量，如果CO2的捕捉、存儲和管輸問題能夠得以解決，注CO2應該是首選。

6）適用于評估Eagle Ford油氣藏注氣吞吐項目的工作流程很值得借鑒，它是一個系統(tǒng)而循序漸進的過程，每一步都利用可用數(shù)據(jù)進行設計。在不斷的實踐中，多學科團隊對項目的理解逐漸加深，規(guī)劃設計的能力也不斷提高，做到了地下和地面兼顧，在注氣開始前完成計劃、建模審查、項目預算并優(yōu)選出最佳方案。