致密油藏提高采收率技术瓶颈与发展策略

致密油藏正在成为全球油气资源勘探开发热点领域。致密油藏开发效益在一定程度上反映了一个国家当代石油勘探开发的技术能力和水平。总体来看，全球范围内致密油藏平均采收率为5%~10%，远低于常规油藏。中国致密油藏地质特征复杂，其开发关键技术尚处于突破前的准备阶段，美国相对成熟的致密油藏开发配套技术不能直接照搬应用。针对中国致密油藏采收率低和相关配套技术发展滞后的现状，概述了致密油藏开发和提高采收率的主要关键技术，剖析了待解决的理论认识与技术瓶颈等问题。分析认为，推行致密油藏开发地质工程、保护改造、增渗增能、洗油驱油"多维一体化"技术思路，协同大型水力压裂储层改造，实施界面修饰注水和储层原油氧化实现有效增能增注，开展多环节、多尺度、多场综合调控油水流动行为，显著增强油水流动能力，将是提高致密油藏采收率及开发综合效益的新途径。     

致密油藏超临界二氧化碳吞吐开发特征实验研究

针对鄂尔多斯盆地致密油藏采油速度快速递减、油藏压力无法保持的问题,探索采用超临界CO₂吞吐开发方式开展超临界CO₂吞吐长岩心实验研究,探讨了超临界CO₂吞吐方式提高致密油采收率的作用机理、开发特征、影响因素等,探究了注气速度、注气相态、N₂辅助保压、衰竭压力等重要操作参数对提高致密油采收率的影响。研究表明:超临界CO₂吞吐能有效提高致密油采收率,效果优于常规CO₂吞吐;注气速度对采收率影响较小;注N₂辅助保压能大幅度提高致密油采收率及换油率;吞吐前3个周期开发效果最佳,占总采收率的91.5%。研究成果证实了注超临界CO₂吞吐提高致密油采收率的可行性及巨大应用潜力,可为鄂尔多斯盆地致密油藏高效开发提供理论基础和技术支持。     

大庆油田敖南区块扶余油层致密油提高采收率潜力评价

在致密油藏中,何种提高采收率技术可以取得更好的效果尚不明确。针对此问题,文中建立了由2条半缝组成的注采单元,借此对注水与注气在驱替和吞吐2种开发方式下的提高采收率潜力进行了分析,并研究了基质渗透率、注采间距对最终采收率的影响。结果表明:由于气体的注入性较强,因此注气的开发效果优于注水;对于基质渗透率为1.00×10^-3μm^2的储层,气驱的采收率较高;对于基质渗透率为0.10×10^-3μm^2和0.01×10^-3μm^2的储层,吞吐的开发效果更好;在基质渗透率为0.10×10^-3μm^2的条件下,注采间距对吞吐的影响较大,随着注采间距的减小,采收率增加明显,但注采间距对驱替的影响则较小。研究结果为大庆油田外围致密油藏进一步的开发方式提供了选择和理论支持。同时,对于致密油藏开发效果较好的吞吐开发方式,在布井和压裂时应充分考虑注采间距对采收率的影响,合理施工,以将效益最大化。     

超低渗透率致密油藏烃气驱参数优化

超低渗透率致密储层通过实施水平井+体积压裂技术能够有效提高单井产量,但仅依靠天然开采,单井产量下降较快,需探索新方式来提高致密油藏采收率。以X区块超低渗透率致密油藏为研究目标,结合现场实际情况,建立1注2采机理模型,研究注入时机、注入气量、注气速度和日产油量对增油效果的影响。结果表明：注入时机与采收率呈负相关线性函数关系,注入时机越早越有利于提高采收率;过低注入气量、注气速度不能有效补充地层能量,过高注入气量、注气速度会导致注入压力高、难注入等问题;过低日产油量不利于油藏的经济开发,过高日产油量导致驱油效率降低。通过对油藏进行烃气驱注采参数优化得到最优开发方案,为其他超低渗透率致密油藏高效开发提供理论指导和借鉴。     

华北古潜山油藏天然气驱机理及可行性研究

通过分析天然气对原油高压物性的影响，研究了古潜山油藏的注气机理。筛选合理的注入压力、注入速度等参数，为预测注气开发效果、提高碳酸盐岩古潜山油藏开发后期采收率提供了依据。研究表明，任丘古潜山油藏的储层特性和流体性质较适合注气开采，其研究成果对现场实施注天然气开采具有指导意义。     

致密油藏提高采收率现场试验进展和启示

通过详细梳理近年来国内外致密油藏提高采收率现场实施案例,分析了各类开发方式的效果,总结了现场试验中发现的问题及得到的启示。从国内外现场试验的结果来看：注气（CO₂和天然气）是目前主流的开发方式;多数先导性试验取得了成功,原油采收率可提高3%~30%;实验室模型过于理想化,与现场试验效果差异较大甚至相悖;裂缝干扰和窜流导致能量波及不均衡,是部分先导性试验失败的根本原因。因此,如何协调裂缝“利用和治理”的矛盾,明确致密基质与裂缝间的“质”换机制,通过现场经验指导并优化实验室研究等是中国致密油藏开发亟待解决的关键问题。此外,应进一步优化致密油藏资源评价方法,加大对油气行业政策的扶持力度,促进致密油藏提高采收率理论与技术的跨越式发展。     

致密油藏开发特征及开发技术分析

对致密油藏的广义与狭义概念,二者的适用范围进行了阐述,对比常规油藏,分析了致密油藏的开发特征、产生原因及国内致密油藏的开发技术。致密油藏具有明显的开发特征:(1)初期油水同产,含水率稳定,一段时间后含水率下降;(2)油井的动液面随着时间的推移变化很快;(3)致密油藏衰竭式开发时,递减呈"三段式"特征。水平井体积压裂衰竭式开发递减快,一次采收率低,常规注水开发不适用于致密油藏,注水吞吐、体积压裂闷井、重复压裂开发等是现阶段提高致密油藏采收率的重要开发技术。     

致密油藏多级压裂水平井同井缝间注采可行性

以大庆油田L致密油藏为例,评价了L致密油藏的压裂改造效果;通过现代产量递减分析和试井分析,总结了生产动态规律;论证了水平井准天然能量、注水吞吐、注CO_2吞吐开发效果。针对致密油藏水平井产量递减快的问题,提出多级压裂水平井同井缝间注采方法,即通过注采分隔装置和注采阀进行同井缝间注采,将井间驱替问题转化为缝间驱替问题。采用数值模拟方法,分别计算了准天然能量衰竭开发、注水吞吐、CO_2吞吐、同井缝间注采4种方式的开发指标。分析结果表明,注水吞吐只能短期内提高累积采油量,不能显著提高采收率;同井缝间注采的产量比CO_2吞吐的产量高、稳产期更长、递减率更小、开发效果更好。进一步提出了致密油藏有效开发方式,即先以准天然能量衰竭式开采,控制地层压力均衡下降,在井底压力降到饱和压力附近时,转入同井缝间异步注采。现场实施时,采用水平井缝间强凝胶封堵完井工艺,即在注采缝之间的水平段射孔、注入强凝胶、封堵套管外侧与岩石连通空间。安装注采分隔装置和配注阀,采用温和注水方式,发挥裂缝的渗吸作用,能控制注入水的快速推进,提高致密油藏产量和采收率。     

致密油体积压裂水平井CO2吞吐注采参数优化

致密油体积压裂水平井天然能量开发产量递减快,地层能量不足,采收率低。为此,开展了室内实验与矿场试验,结果表明,CO_2吞吐在致密油藏开发中具有较好的适应性,是提高致密油藏采收率的一项有效措施,CO_2吞吐的注采参数设计直接影响最终吞吐效果。通过水平井A井并结合室内实验数据,进行相关经验公式和数值模拟计算,以增油量和换油率为评价依据,在生产动态分析的基础上,优化了CO_2吞吐时机、注入总量、注入速度等吞吐参数,为实际生产提供依据。     

四川盆地莲池致密油藏注CO_2开发数值模拟研究及方案优选

四川盆地莲池油田属于超低孔(孔隙度3%左右)、超低渗(渗透率0.000 1~0.1 m D)致密油藏,一次采收率仅为2.51%,开发难度大,针对该油藏目前的开发现状探索性地提出了注CO2提高莲池致密油藏采收率的研究思路。依据莲池致密油藏大安寨段的储层特征、流体特性和原油高温高压物性参数拟合结果,建立了莲7井区CO2驱双重孔隙介质的组分模型。依据CO2换油率和采收率增加量评价了莲池致密油藏注CO2开发的效果,结果表明:莲池油田注CO2开发的最佳注气方式为循环吞吐;最佳焖井时间为3个月,合理注采周期为4年。最终通过对比分析确定了最佳注气方案,为四川盆地致密油藏注CO2开发提供了技术支撑。     

致密砂岩储层特征及气藏成藏过程

非常规天然气作为一种潜力巨大的替代能源,开发应用前景十分广阔。致密砂岩气作为非常规天然气的重要组成部分,越来越受到广大石油地质工作者的关注,而正确地认识致密砂岩气是有效开发利用它的前提条件。文章从致密砂岩气藏的概念、储层的分类方案、储层特性及其与常规储层异同点、气藏成藏过程和分布规律等方面出发,详细阐述了致密砂岩气藏的研究现状,讨论了致密砂岩气藏在国内的分布情况和开发潜力,旨在对国内致密砂岩气藏的前期勘探工作起到一定的指导作用,并为后期开发方案的制订提供合理的参考意见。     

致密砂岩气藏的类型和勘探前景

在总结前人研究基础上,对比分析了2种不同类型致密砂岩气藏的成藏条件及成藏特征：原生型深盆气藏,如加拿大阿尔伯达盆地、美国西部盆地及我国鄂尔多斯盆地的致密砂岩气藏改造型致密砂岩气藏,如我国四川盆地西部中生界致密碎屑岩气藏。通过实例分析,指出了致密砂岩气藏研究方面存在的问题及勘探前景。     

非常规储层压裂改造技术进展及应用

水力压裂技术的进步极大地促进了以北美为代表的非常规油气资源的经济有效开发,成为其有效动用的关键技术。笔者总结国外非常规储层,特别是以致密气、页岩气、煤层气及致密油为代表的非常规资源压裂改造技术的发展历程,梳理了国外非常规资源储层压裂改造的主体技术。通过分析各种储层改造主体技术的优缺点及适用条件,结合国内储层特点,分析了各项主体技术在国内的适应性。并根据国内目前非常规储层改造的技术现状,明确了国内非常规储层改造技术的发展趋势和方向,指出了国内非常规储层技术应起引进吸收并自主创新的道路,指出了致密气、页岩气需攻关的关键技术。     

低渗致密气藏、凝析气藏开发难点与对策

Low permeability tight gas reservoirs and condensate gas reservoirs account for a rather high proportion ofdomestic gas reserves, but many of them have low productivity. So it is significant to develop these reservoirs effi-ciently for continuous and stable development of China′s petroleum industry. Around the problems of the developmentof deep low permeability tight gas reservoirs and condensate gas reservoirs, this paper makes an analysis on the geo-logic and development characteristics of these reservoirs and presents ten proper technologies. Finally, five technicalmeasures for the development of such gas reservoirs are proposed in detail. These are deep fracturing technology,treatment technology of accumulated liquids in condensate gas well and near well bore, gas injection technology whenthe formation pressure is lower than the maximum condensate pressure, phase behavior analysis technology in porousmedia of low permeability tight condensate gas reservoir and other gas reservoir engineering technologies.     

纳米油气与源储共生型油气聚集

在对比非常规油气与常规油气类型、地质特征及勘探技术的基础上,提出"纳米油气"的概念,指出"纳米油气"是未来石油工业的发展方向。纳米油气是指用纳米技术研究和开采聚集在纳米级孔喉储集系统中的油气,纳米油气主要分布在烃源岩层及与其大面积紧密接触的近源致密储集层系中,涵盖了页岩油、页岩气、煤层气、致密砂岩油、致密砂岩气、致密灰岩油等,储集层孔喉直径一般为纳米级;油气水在纳米孔喉中渗流能力差,相态分异难,主要依靠超压驱动,油气被滞留吸附,在源储共生致密层系中大面积连续分布。中国含油气盆地发育源储共生型致密层系、碳酸盐岩缝洞层系、火山岩缝洞层系、变质岩裂缝层系等多种类型油气聚集层系,其中源储共生层系油气聚集位于盆地中心或斜坡部位,源内或近源层状大面积聚集,是资源分布的主体和未来发展重点领域。以鄂尔多斯盆地和四川盆地源储共生型油气聚集为典型实例,提出连续型油气"两线一区"(即源储共生层系油气聚集顶底界线、油气连续聚集边界线、"甜点"分布核心区)评价方法。图10表9参32     

致密气藏分段压裂水平井产能评价新思路

由于储层物性、投产方式与渗流机理的差异,致密气藏与常规气藏的水平井产能评价存在很大差异,常规气藏水平井产能模型在致密气藏中存在诸多局限性。根据作者对国内外致密气藏分段压裂水平井开发效果的研究,从致密气藏水平井分段压裂的实际出发,提出了压裂水平井产能评价的新思路,即以单压裂段为单元,采用单压裂段压降叠加分析方法和单压裂段产量递减分析方法,合理评价单压裂段产能、最优压裂段数和对应的水平井或气藏产能。通过国内外的两个实例的应用与分析结果证明,该套思路和方法对于致密气藏分段压裂水平井产能评价具有很强的适用性和可操作性。     

致密砂岩气的成藏机理及勘探前景

致密砂岩气作为一种非常规油气资源,具有良好的勘探开发前景,越来越受到研究人员的关注。在前人研究的基础上,总结归纳了致密砂岩气藏的类型、成藏机理,揭示出致密气藏成藏的根本条件为天然气源岩、致密化储层及有效烃源岩与致密储层的直接接触;同时也阐述了致密砂岩气藏的地质特征,其中包括生、储、盖、圈、运、保、成藏、分布等,并对未来该类气藏的研究作出展望。     

Enhancing recovery and sensitivity studies in an unconventional tight gas condensate reservoir

The recovery factor from tight gas reservoirs is typically less than 15%, even with multistage hydraulic fracturing stimulation. Such low recovery is exacerbated in tight gas condensate reservoirs, where the depletion of gas leaves the valuable condensate behind. In this paper, three enhanced gas recovery (EGR) methods including produced gas injection, CO₂ injection and water injection are investigated to increase the well productivity for a tight gas condensate reservoir in the Montney Formation, Canada. The production performance of the three EGR methods is compared and their economic feasibility is evaluated. Sensitivity analysis of the key factors such as primary production duration, bottom-hole pressures, and fracture conductivity is conducted and their effects on the well production performance are analyzed. Results show that, compared with the simple depletion method, both the cumulative gas and condensate production increase with fluids injected. Produced gas injection leads to both a higher gas and condensate production compared with those of the CO₂ injection, while waterflooding suffers from injection difficulty and the corresponding low sweep efficiency. Meanwhile, the injection cost is lower for the produced gas injection due to the on-site available gas source and minimal transport costs, gaining more economic benefits than the other EGR methods.     

致密火山岩气藏水相和油相圈闭损害实验评价——以南堡凹陷5号构造沙河街组为例

致密火山岩气藏通常与致密砂岩气藏呈互层分布,尽管储层岩石物性与致密砂岩气藏类似,但致密火山岩气藏水相圈闭和油相圈闭损害却未能引起关注。为了揭示致密火山岩气藏水相和油相圈闭损害潜力,选取南堡凹陷沙河街组致密火山岩气藏储层岩心,开展了水相和油相毛管自吸与液相返排实验评价,并与沙河街组致密砂岩气藏液相圈闭损害进行对比。结果表明：①致密火山岩气藏储层岩石水相和油相毛管自吸能力弱于致密砂岩,致密砂岩既亲水又亲油,致密火山岩亲油性更强;②沙河街组致密火山岩气藏液相圈闭损害呈现“三低”特点,即毛管自吸进液量低、液相返排率低和渗透率损害率低;③沙河街组致密火山岩气藏水相圈闭损害比油相圈闭损害更严重。孔喉呈多峰分布、裂缝发育、存在大量溶蚀孔等孔喉结构差异是造成致密火山岩气藏水相和油相圈闭损害显著区别于致密砂岩气藏的重要原因。致密火山岩气藏钻井过程中,需控制裂缝性漏失,避免水基或油基工作液滤液进入裂缝侧面储层深处;控制压裂等增产改造措施规模,以防沟通底水诱发水相圈闭损害;在开发生产过程中要制定合理工作制度,预防凝析油析出引起的油相圈闭损害。