·1106· 工程科学学报，第41卷，第9期 平井体积压裂的衰竭式开发、注水驱动开发、以及衰 量补充方式仍然是不可忽视的技术手段，尤其是我 竭式开发后期注水吞吐开发是国内常见的三种开发 国致密油藏普遍压力系数不高，鄂尔多斯盆地三叠 模式，因此有必要针对以上开发模式各自的特点进 系延长组长7油层又是典型的低压油藏.因此在避 行相应分析，明晰其优缺点并提出未来优化方向 免增能介质窜流的前提下，应当进行更多的基于该 2.1衰竭式开发 种模式的研究.对致密油藏C0,驱的室内实验以及 尽管在低渗-超低渗油藏的开发经验中，基于 数值模拟研究表明，CO,在致密油藏具有较低的混 超前注水的有效压力系统建立是其成功的主要因 相压力，对于致密油藏有着更好的开发效果.今后 素.但是目前衰竭式开发依然是致密油开发的主要 的研究方向应注重于以下两个方面，首先是国外已 模式，这主要是基于以下考虑.首先致密油开发需 广泛研究的空气泡沫驱、C0,驱也不失为可行的研 采用水平井多段多簇压裂的开发模式，水平井井距 究方法[1s-6).其次，合理的驱动井网部署方式可以 一般为半缝长的两倍，且致密油藏普遍发育的天然 尽可能的发挥驱动作用而避免窜流的发生，也是值 裂缝的存在更易于形成体积缝网，水平井网的控制 得研究的重点方向. 面积较高.其次是在水平井大规模压裂中，目前一 2.3注水吞吐开发 般遵循“大排量、大液量、低砂比”的模式，返排液量 针对衰竭式开发地层压力下降过快，自然产能 与入地液量之比较低.根据长庆西233致密油井区 递减大的缺陷，基于裂缝性低渗透油田的注水吞吐 的统计结果表明，10口压裂水平井中，平均单段入 机理研究及开发经验]，吐哈油田马中56、长庆油 地液量为1100m3.YP1井与YP2井平均反排液量 田安83区块长7、大庆油田致密油藏均进行了注水 为3786m3,平均返排率为48.6%[13].压裂后大量 吞吐开发试验18-1)，现场数据表明：三塘湖盆地开 的压裂液滞留在了地层中，起到了一定的能量补充的 展先导试验的7口井，平均单井日增油10.3t,平均 作用.最后是采用注水驱替容易发生水窜，直接导致 单井累积增油805t.水平井体积缝网的产生，通过 水平油井的水淹，对油井的经济效益有较大的风险. 注水吞吐可实现地层能量补充，重力分异油水置换 但从目前衰竭式开发的开发效果来看，依然存 以及渗吸采油以达到提高采收率的目的. 在着第1年采油速度较高，但1a后产液量、产油量 注水吞吐采出的油量与周期注入量、注入速度、 递减快，地层能量不足的缺点，大量的剩余油还未能 注入压力、焖井时间、岩石润湿性等紧密相关，实验 被有效采出，预测衰竭式开发采收率仅能达到5% 证明不同润湿性油藏实施注水吞吐采油均有效，油 左右.目前重复压裂是一种施工相对简单的接替技 藏岩石亲水性越强，越有利于实施注水吞吐采油 术，通过重复转向改造，希望既拓宽原裂缝，又形成 但是由于毛管力作用范围较小，渗吸速度较慢，注水 新的缝网系统，实现二次采油).但是，该种方法 吞吐的提高提高采收率程度有限.微生物在地下培 地层能量补充有限，增产效果有待进一步矿场试验. 养繁殖可以产生表面活性剂，以此降低油水界面张 因此，后续地层能量的补充是衰竭式开发致密油的 力，具有更好的提高采收率潜力，可以作为今后研究 主要瓶颈 的重点方向[20] 2.2注水吞吐开发 3致密油开发面临的主要科学问题 为避免致密油开发过程中地层能量消耗过快的 问题，进行地层能量补充是必不可少的开发方式，目 目前我国致密油藏产量较低，相较于储层条件 前的工艺中，一般通过注水或者注气进行地层能量 较为接近的低渗-特低渗透油藏，其不同之处正是 补充.但在致密油注水驱动的开发经验中，吸水剖 影响致密油藏开发的关键因素.首先是致密油藏孔 面测试和示踪剂监测结果表明，随着累计注入水量 喉半径进一步缩小，纳米喉道分布更为广泛，微尺度 的增加，注入水沿开启的天然裂缝快速推进，易于形 流动效应更为突出：其次天然裂缝的存在以及水平 成高渗透条带，导致对应的采油井水淹，致密油体积 井人工裂缝形成了复杂的多尺度、多物理场流动现 压裂水平井注水开发见水风险大.长庆油田在安83 象：最后由于致密油藏靠近烃源岩，不具有明显的圈 区块开展的七点、五点注采井网与准自然能量开发 闭构造，储层油气水界面不明晰，开发过程中多相流 对比试验表明，七点井网3~6月后见水比例达到 动效应明显.基于以上认识，忽略其他影响程度较 50%,五点井网一年后见水比例达48%. 低的因素，抽提出以下4方面内容作为基础科学研 尽管由于注水开发的高风险性，目前国内注水 究问题，是今后进行深层次研究的重点.其最终的 驱动的生产试验较少，但是基于注水、注气的地层能 进步与解决，不仅仅需要石油工作者的努力，更需要工程科学学报,第 41 卷,第 9 期 平井体积压裂的衰竭式开发、注水驱动开发、以及衰 竭式开发后期注水吞吐开发是国内常见的三种开发 模式,因此有必要针对以上开发模式各自的特点进 行相应分析,明晰其优缺点并提出未来优化方向. 2郾 1 衰竭式开发 尽管在低渗鄄鄄 超低渗油藏的开发经验中,基于 超前注水的有效压力系统建立是其成功的主要因 素. 但是目前衰竭式开发依然是致密油开发的主要 模式,这主要是基于以下考虑. 首先致密油开发需 采用水平井多段多簇压裂的开发模式,水平井井距 一般为半缝长的两倍,且致密油藏普遍发育的天然 裂缝的存在更易于形成体积缝网,水平井网的控制 面积较高. 其次是在水平井大规模压裂中,目前一 般遵循“大排量、大液量、低砂比冶的模式,返排液量 与入地液量之比较低. 根据长庆西 233 致密油井区 的统计结果表明,10 口压裂水平井中,平均单段入 地液量为 1100 m 3 . YP1 井与 YP2 井平均反排液量 为 3786 m 3 ,平均返排率为 48郾 6% [13] . 压裂后大量 的压裂液滞留在了地层中,起到了一定的能量补充的 作用. 最后是采用注水驱替容易发生水窜,直接导致 水平油井的水淹,对油井的经济效益有较大的风险. 但从目前衰竭式开发的开发效果来看,依然存 在着第 1 年采油速度较高,但 1 a 后产液量、产油量 递减快,地层能量不足的缺点,大量的剩余油还未能 被有效采出,预测衰竭式开发采收率仅能达到 5% 左右. 目前重复压裂是一种施工相对简单的接替技 术,通过重复转向改造,希望既拓宽原裂缝,又形成 新的缝网系统,实现二次采油[14] . 但是,该种方法 地层能量补充有限,增产效果有待进一步矿场试验. 因此,后续地层能量的补充是衰竭式开发致密油的 主要瓶颈. 2郾 2 注水吞吐开发 为避免致密油开发过程中地层能量消耗过快的 问题,进行地层能量补充是必不可少的开发方式,目 前的工艺中,一般通过注水或者注气进行地层能量 补充. 但在致密油注水驱动的开发经验中,吸水剖 面测试和示踪剂监测结果表明,随着累计注入水量 的增加,注入水沿开启的天然裂缝快速推进,易于形 成高渗透条带,导致对应的采油井水淹,致密油体积 压裂水平井注水开发见水风险大. 长庆油田在安 83 区块开展的七点、五点注采井网与准自然能量开发 对比试验表明,七点井网 3 ~ 6 月后见水比例达到 50% ,五点井网一年后见水比例达 48% . 尽管由于注水开发的高风险性,目前国内注水 驱动的生产试验较少,但是基于注水、注气的地层能 量补充方式仍然是不可忽视的技术手段,尤其是我 国致密油藏普遍压力系数不高,鄂尔多斯盆地三叠 系延长组长 7 油层又是典型的低压油藏. 因此在避 免增能介质窜流的前提下,应当进行更多的基于该 种模式的研究. 对致密油藏 CO2驱的室内实验以及 数值模拟研究表明,CO2 在致密油藏具有较低的混 相压力,对于致密油藏有着更好的开发效果. 今后 的研究方向应注重于以下两个方面,首先是国外已 广泛研究的空气泡沫驱、CO2 驱也不失为可行的研 究方法[15鄄鄄16] . 其次,合理的驱动井网部署方式可以 尽可能的发挥驱动作用而避免窜流的发生,也是值 得研究的重点方向. 2郾 3 注水吞吐开发 针对衰竭式开发地层压力下降过快,自然产能 递减大的缺陷,基于裂缝性低渗透油田的注水吞吐 机理研究及开发经验[17] ,吐哈油田马中 56、长庆油 田安 83 区块长 7、大庆油田致密油藏均进行了注水 吞吐开发试验[18鄄鄄19] ,现场数据表明:三塘湖盆地开 展先导试验的 7 口井,平均单井日增油 10郾 3 t,平均 单井累积增油 805 t. 水平井体积缝网的产生,通过 注水吞吐可实现地层能量补充,重力分异油水置换 以及渗吸采油以达到提高采收率的目的. 注水吞吐采出的油量与周期注入量、注入速度、 注入压力、焖井时间、岩石润湿性等紧密相关,实验 证明不同润湿性油藏实施注水吞吐采油均有效,油 藏岩石亲水性越强,越有利于实施注水吞吐采油. 但是由于毛管力作用范围较小,渗吸速度较慢,注水 吞吐的提高提高采收率程度有限. 微生物在地下培 养繁殖可以产生表面活性剂,以此降低油水界面张 力,具有更好的提高采收率潜力,可以作为今后研究 的重点方向[20] . 3 致密油开发面临的主要科学问题 目前我国致密油藏产量较低,相较于储层条件 较为接近的低渗鄄鄄 特低渗透油藏,其不同之处正是 影响致密油藏开发的关键因素. 首先是致密油藏孔 喉半径进一步缩小,纳米喉道分布更为广泛,微尺度 流动效应更为突出;其次天然裂缝的存在以及水平 井人工裂缝形成了复杂的多尺度、多物理场流动现 象;最后由于致密油藏靠近烃源岩,不具有明显的圈 闭构造,储层油气水界面不明晰,开发过程中多相流 动效应明显. 基于以上认识,忽略其他影响程度较 低的因素,抽提出以下 4 方面内容作为基础科学研 究问题,是今后进行深层次研究的重点. 其最终的 进步与解决,不仅仅需要石油工作者的努力,更需要 ·1106·