2015, Vol. 37
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致密油[1, 2]是指夹在或紧邻优质生油层系的致密碎屑岩或碳酸盐岩储层中，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，需经过大规模压裂技术才能形成工业产能。致密层物性界限确定为地面空气渗透率小于2.0 mD、地下覆压渗透率小于0.2 mD左右[3]。美国Bakken和Eagle Ford致密油区的成功开发[2, 4]，揭示了致密油开发的有利前景[5]。中国致密油勘探开发起步晚，目前探明的致密灰岩和砂岩油储量分布广阔，已经在鄂尔多斯、四川、松辽和柴达木等众多地区发现致密油区，有利面积超过20×104 km2，总地质资源量达(70~90)×108 t[6]，其中鄂尔多斯盆地致密油资源十分丰富，初步地质资源量为25×108 t，为中国目前发现的最大致密油资源盆地，并且鄂尔多斯延长组已实现规模开发[7, 8]。但目前国内外对致密油藏储层中的流体赋存状况研究尚少。
近年来，随着分段压裂水平井技术的进步和规模化应用，使得致密油藏有效动用成为可能[9-15]。中国石油在长庆、吉林和大庆等油区相继开展了致密油藏分段压裂水平井的开发试验区，取得了一些认识。但对分段压裂水平井如何补充能量来提高致密油藏的动用性还研究较少。本文利用核磁共振仪和离心仪等高新技术[16-18]，研究了致密油藏储层流体赋存状况，并利用油藏数值模拟技术[19]，分析了不同井型组合不同开采方式对致密油藏有效动用的影响，为中国致密油藏的有效开发提供理论指导和技术支持。
1 致密油藏流体可流动喉道半径下限值的确定以某一致密油岩芯为例，来说明致密油藏流体可流动的喉道半径下限值的确定方法。即先对岩芯进行饱和水，测试初始饱和水状况下的核磁共振图谱；再分别用4种不同的离心力(0.144，0.289，1.440，2.873 MPa)对岩芯离心，测试其核磁共振图谱，并绘制含水饱和度和离心力的关系曲线，最后分析得到岩芯流体可流动喉道半径下限值。图 1是岩芯4个不同离心力离心后的核磁共振T2谱和剩余含水饱和度图。
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| 图1 岩芯不同离心力离心后的核磁共振T2图谱和对应的含水饱和度 Fig. 1 NMR T2 spectra of core after centrifugation with different centrifugal forces and corresponding water saturation |
从图 1可以看出：大的喉道半径所控制的饱和水首先被离出，当逐渐增加离心力时，小的喉道半径所控制的饱和水开始被离出。当离心力小于1.440 MPa时，含水饱和度急剧减小，核磁共振T2图谱变化较大；当继续增加离心力到0.05 μm喉道半径所对应的2.873 MPa时，岩芯剩余含水饱和度的降低幅度很小，表明此时离心已经将可动流体基本全部离出，剩余水为束缚水。将这个离心力所对应的喉道半径为致密油藏流体可流动喉道半径的下限值，即为0.05 μm。
2 致密油藏岩芯不同喉道所控制流体和可动流体百分数变化特征研究 2.1 致密油藏岩芯不同喉道所控制流体百分数变化特征研究以中国石油某一典型致密砂岩油藏25块岩芯和5块特低渗透岩芯为例，利用脉冲渗透率仪、核磁共振和离心法来研究致密砂岩油藏微观孔隙结构特征。实验采用的脉冲渗透率仪为美国Corelab公司制造的PDP-200，核磁共振设备为廊坊分院渗流所自主研发的RecCore-04型低磁场核磁共振分析仪，离心机为PC-18型专用岩样离心机。利用离心机设定不同的离心力进行离心，并测试对应不同离心力后的岩样核磁共振T2图谱，得到不同喉道半径所控制的流体体积，测试结果如图 2所示。在图中喉道半 < 0.10 μm的喉道称为纳米喉道。
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| 图2 致密砂岩岩芯不同喉道区间所控制流体百分数的变化特征 Fig. 2 The features of fluid percentage controlled by different throat scales in tight sand cores |
从图 2可以看出：(1) 随着岩芯渗透率降低，岩芯中纳米级喉道所控制的流体百分数急剧上升。当致密岩芯渗透率为4.52 mD时，岩芯中纳米级喉道所控制的流体百分数为41.35%；当致密岩芯渗透率为0.71 mD时，岩芯中纳米级喉道所控制的流体百分数为43.99%；当致密岩芯渗透率为0.18 mD时，岩芯中纳米级喉道所控制的流体百分数为58.44%；当致密岩芯渗透率为0.06 mD时，岩芯中纳米级喉道所控制的流体百分数为87.56%。(2) 随着岩芯渗透率的降低，岩芯中亚微米级喉道所控制的流体百分数先增加后减小，呈抛物线变化趋势。当致密岩芯渗透率为4.52 mD时，岩芯中亚微米级喉道所控制的流体百分数为25.45%；当致密岩芯渗透率为0.71 mD时，岩芯中亚微米级喉道所控制的流体百分数为48.00%；当致密岩芯渗透率为0.18 mD时，岩芯中亚微米级喉道所控制的流体百分数为38.63%；当致密岩芯渗透率为0.06 mD时，岩芯中亚微米级喉道所控制的流体百分数为11.79%。(3) 随着岩芯渗透率降低，岩芯中微米级喉道所控制的流体百分数急剧下降。当致密岩芯渗透率为4.52 mD时，岩芯中微米级喉道所控制的流体百分数为33.20%；当致密岩芯渗透率为0.71 mD时，岩芯中微米级喉道所控制的流体百分数为8.01%；当致密岩芯渗透率为0.18 mD时，岩芯中微米级喉道所控制的流体百分数为2.94%；当致密岩芯渗透率为0.06 mD时，岩芯中微米级喉道所控制的流体百分数为0.65%。(4) 当致密致密岩芯渗透率小于0.20 mD时，岩芯中纳米级喉道所控制的流体百分数大于50%，岩芯中微米级喉道所控制的流体百分数很少。
2.2 致密油藏岩芯不同喉道所控制可动流体百分数变化特征研究致密油藏岩芯不同喉道所控制可动流体百分数变化特征如图 3所示。从图 3可以看出：(1) 不同渗透率区间的岩芯，纳米级(0.05 0.10 μm)喉道所控制的可动流体体积随渗透率的减小呈逐渐增加趋势。当致密岩芯渗透率为4.52 mD时，岩芯中纳米级喉道所控制的可动流体体积百分数为4.49%；当致密岩芯渗透率为0.71 mD时，岩芯中纳米级喉道所控制的可动流体体积百分数为8.15%；当致密岩芯渗透率为0.18 mD时，岩芯中纳米级喉道所控制的可动流体体积百分数为9.16%；当致密岩芯渗透率为0.06 mD时，岩芯中纳米级喉道所控制的可动流体体积百分数为13.08%。(2) 随着岩芯渗透率的降低，岩芯中亚微米级喉道所控制的可动流体体积百分数先增加后减小，呈抛物线变化趋势。(3) 随着岩芯渗透率降低，岩芯中微米级喉道所控制的可动流体体积百分数急剧下降。(4) 当致密致密岩芯渗透率小于0.20 mD时，岩芯中可流动流体主要来自纳米级喉道和亚微米喉道所控制的原油体积，来自于微米级喉道所控制的原油体积很少。
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| 图3 致密砂岩岩芯不同喉道区间所控制可动流体百分数的变化特征 Fig. 3 The features of movable fluid percentage controlled by different throat scales in cores |
因此，在研究致密油储层时，应更加关注亚微米喉道所控制的流体分布特征及作用机制。
3 长庆致密油藏有效动用研究致密油藏储集层物性差，孔隙度和渗透率都很低，用常规直井开发技术难以有效动用。近年来，随着分段压裂水平井技术的发展，该项技术已经成为致密油藏有效开发的技术手段。虽然中国石油在长庆、吉林和大庆等油区相继开展了致密油藏分段压裂水平井的开发试验区，但对致密油藏中分段压裂水平井如何补充地层能量的研究尚少，急需解决。本文以中国石油某水平井试验区为例，利用油藏数值模拟技术，研究不同井型组合不同开采方式对致密油藏有效动用的影响。
3.1 概念模型的设计从中国石油一典型水平井开发试验区抽提出一个概念模型。模型的空气渗透率为0.3 mD，孔隙度为10%，储层埋深为2 280 m。设计两种井网形式：一种为五点法水平井注水平井采(平注平采)井网组合形式，在该井网形式下，水平井长度为800 m，裂缝间距为80 m，注水井压裂半缝长为90 m，采油井压裂半缝长为150 m，如图 4a所示；另一种为直井注水平井采(直注平采)的五点法井网，水平井长度800 m，裂缝间距80 m，注水井压裂半缝长为90 m，采油井压裂半缝长为150 m，如图 4b所示。
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| 图4 概念模型的两种井网形式 Fig. 4 Two types of well pattern for concept model |
在开发方式上设计为3种方式：衰竭式开采、注水补充能量开采和注CO2气体非混相驱开采。
3.2 不同井型组合不同开采方式对致密油藏有效动用的影响用油藏数值模拟方法，来研究不同井型组合不同开采方式对致密油藏有效动用的影响，计算结果见图 5~图 8和表 1。图 5~图 8分别为平注平采井网(HH)和直注平采井网(VH)开采10 a后的饱和度场和压力场的分布。可以看出：(1) 对于致密油藏衰竭式开采来说，不论是平注平采井网还是直注平采井网，其开发10 a后，压力场和饱和度场的变化仅是在井口附近，地层深处变化不大。开发到15 a时，两种井网形式的采出程度差异很小。计算到15 a时，平注平采井网衰竭开采的采出程度为6.81%，直注平采井网衰竭开采的采出程度为6.42%，衰竭开采的效果最差。(2) 对于致密油藏采用注水补充能量时，两种井网的压力分布与衰竭式开采相比变化较大，尤其注水井压力上升很高，处于憋压状况。从含油饱和度场分布来看，直注平采井网的含油饱和度场变化很小，而平注平采井网的含油饱和度场变化较大。计算到15 a时，平注平采井网注水补充能量的采出程度为13.82%，直注平采井网注水补充能量的采出程度为7.93%，采用注水补充能量开发效果一般。对于直注平采井网来说，注水补充能量与衰竭开采相比，其开发效果差别很小。(3) 对于致密油藏采用注CO2气体补充能量时，两种井网的压力分布与注水补充能量相比变化较大，压力波及范围较大，而其注气井压力上升不是很高，没有处于憋压状况。从含油饱和度场分布来看，这两种井网的含油饱和度场变化也较大。计算到15 a时，平注平采井网注CO2补充能量的采出程度为26.31%，直注平采井网注CO2补充能量的采出程度为24.95%，注气补充能量开发效果较好。因此，对于致密油分段压裂水平井要保持稳产，建议采用注气开发。
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| 图5 平注平采井网开采10 a饱和度场分布 Fig. 5 Distribution of saturation field with HH for 10 years |
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| 图6 平注平采井网开采10 a压力场分布 Fig. 6 Distribution of pressure field with HH for 10 years |
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| 图7 直注平采井网开采10 a饱和度场分布 Fig. 7 Distribution of saturation field with VH for 10 years |
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| 图8 直注平采井网开采10 a压力场分布 Fig. 8 Distribution of pressure field with VH for 10 years |
| 表1 计算15 a时不同井型组合不同开采方式对致密油藏采出程度的影响 Table 1 Effect of different combination of well types and different development modes on recovery degree |
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(1) 利用核磁共振和离心法确定了致密油藏流体可流动的喉道半径下限值为0.05 μm。
(2) 岩芯中纳米级喉道所控制的流体百分数随着岩芯渗透率降低而急剧上升，而纳米级喉道所控制的可动流体体积随渗透率的减小呈逐渐增加趋势；微米级喉道所控制的流体和可动流体百分数随岩芯渗透率降低而急剧下降，亚微米级喉道所控制的流体和可动流体百分数随岩芯渗透率降低而先增加后减小，呈抛物线变化趋势。
(3) 当致密致密岩芯渗透率小于0.20 mD时，岩芯中纳米级喉道所控制的流体百分数大于50%，岩芯中微米级喉道所控制的流体百分数很少。岩芯中可流动流体主要来自纳米级喉道和亚微米喉道所控制的原油体积，来自于微米级喉道所控制的原油体积很少。因此，在研究致密油储层时，应更加关注亚微米喉道所控制的流体分布特征及作用机制。
(4) 通过研究分段压裂水平井不同井型组合不同开采方式对致密油藏有效动用的影响，得到采用注CO2补充能量开发效果最好，采用注水补充能量开发效果一般，衰竭开采的效果最差。直井注水平井采的衰竭式与注水补充能量开采效果差别不大。因此，对于致密油分段压裂水平井要保持稳产，建议采用注气开发。
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