邓笑函，陈 恬，赵 嘉，贾 钠

里贾纳大学石油系统工程系，萨斯喀彻温省 里贾纳 S4S0A2

引言

随着常规油藏的石油储量日益枯竭，非常规油藏因其资源丰富和可利用性高而引起了科学界和工业领域的广泛关注。然而，大多数非常规油藏具有低渗透率、低孔隙度的特质。这些特性导致无法通过传统方式，如注水法、注气法等，进行有效的开采和增产。水力压裂的方法可以有效地提高致密油藏的原油产量，除了注水法，注气法同样也能替代传统的开采方式增产。注气法包括注二氧化碳、注氮气等，目前废气注入法也开始被进行广泛的研究。

Zhang 等[1]通过油藏模拟，研究了致密地层近混相CO2注入法的采油效果。结果表明，与注水法和非混相CO2注入法相比，近混相CO2注入法对提高原油采收率有显著效果。Luo 等[2]认为，混相CO2注入法在致密油地层的技术可行性高于其他气体注入法（注氮气和废气等），这是由于其他气体注入法对混相生成的要求较高。Yu 等[3-4]利用数值模拟的方法对CO2注入中的吞吐过程进行了模拟，阐明了增产效果与CO2注入关键参数之间的关系。Yu 等还观察到，CO2在储层中的扩散对提高致密油地层的采收率方面起着重要作用[3-4]。

此外，数值模拟模型还表明，致密油层经过CO2吞吐（CO2的注入、吸收和产出）过程，其生产效率高于常规的CO2注入法，从而有效地提高了致密油层的产量。尽管过去对CO2注入法增产过程进行了大量的数值模拟和优化研究[5-6]，但对于致密油地层，特别是文中Bakken 储层的注气研究还很缺乏。

1 Bakken 储层的分布及提高采收率的方法探索

近几十年来，Bakken 储层已成为北美新兴的最重要的原油产地之一。Bakken 储层成于晚泥盆纪至早石炭纪，处在威利斯顿盆地内，位于萨斯喀彻温省、曼尼托巴省、蒙大拿州和北达科达省的下部[2，7]（图1）。它覆盖了美国和加拿大之间约200 000 mi2（1 mi=1 609 m）的面积。Bakken 储层是一个轻质含油页岩储层，位于地表以下约950 m 处。该储层分为3 层，中部为粉砂岩和砂岩，上部和下部为有机黑色页岩。在萨斯喀彻温省东南部，Bakken储层深度约为600～1 400 m。本文的研究区域位于Bakken 储层厚度达27 m 的地方，深度约为2 000 m。渗透率小于0.1 mD，平均孔隙度为5%～15%，平均含水饱和度约为30%～50%[2]。

图1 萨斯喀彻温省东南部的Bakken 储层Viewfield 油藏[8]Fig.1 Southeast Saskatchewan Bakken Viewfield Pool[8]

自20 世纪50 年代中期以来，萨斯喀彻温省南部有四分之一的Bakken 储层开始了非常规石油生产。随着新技术（水力压裂）的发展，生产井从2005年的约150 口激增至3 000 口以上[8]。2012 年公布的数据显示，萨斯喀彻温省Bakken 储层累计产油57 780 131 m3，主要增产方式为注水法，产量居全省第五位。

本研究致力于探讨经济且高效的注气增产方式，如混相CO2注入法、甲烷注入法和水-气（CO2）交替法（CO2-WAG），以使Bakken 储层在初次增产和注水后获得最大的产量。目前面临的主要挑战是缺乏Bakken 储层流体和实际储层一些测量数据，因为致密储层的孔隙度一般在微米甚至纳米级范围内，由于孔隙束缚效应的影响，流体和岩石性质可能会在驱替过程中发生显著的变化。

2 Bakken 储层的数值模拟与理论研究

2.1 地质模型

本次研究选择了位于加拿大萨斯喀彻温省东南部Bakken 储层的Viewfield Pool 油田作为主要研究区域。在该研究区域重点选择了10 口水平井，其中，包括7 口生产井和3 口注水井（图2）。

图2 Viewfield 油田Bakken 油藏中的选择的10 口水平井Fig.2 Ten horizontal wells selected from the Bakken Formation,Viewfield Oilfiled

10 口水平井的生产历史是从2006 年12 月到2018 年6 月底。第一口生产井产油始于2006 年，而第一口注水井开始注水的时间为2012 年。本文所选的生产井都处于初期开采阶段。

根据AccuMapTM地质软件提供的Bakken 油藏LZ 工区的真实数据，可以分析和计算出相关的油藏孔隙度、渗透率、烃饱和度和原始地质储量，见表1（其中，1 ft=304.8 mm，1 bbl=159 L）。

表1 LZ 工区油藏参数Tab.1 The reservoir parameters in LZ Area

2.2 物质平衡方程

本研究通过物质平衡方程，计算在采油初期Bakken 储层内部的压力变化趋势。根据从AccuMap 收集的生产数据（累计产油量和累计产水量），通过物质平衡方程（MBE）估算储层压力的平均值，其公式为

式中：

Np—累计产油量，reservoir bbl；

N—原始产油地质储量，stb（1 stb=159 L）；

We—水侵量，reservoir bbl；

Wwinj—累计注水量，stb；

Wp—累计水产量，stb；

Bo—原油地层体积系数，reservoir bbl/stb；

Boi—原始原油地层体积系数，reservoir bbl/stb；

Bw—地层水体积系数，无因次；

Rp—生产气油比，scf/stb（1 scf=0.028 3 m3）；

Bgi—原始气体体积系数，reservoir bbl/scf；

Bg—气体体积系数，reservoir bbl/scf；

Rs—溶解气油比，scf/stb；

Rsi—原始溶解气油比，scf/stb；

m—气顶系数，bbl/bbl；

Cf—地层等温压缩系数，psi−1（1 psi=6.895 kPa）；

Cw—地层水等温压缩系数，psi−1；

Swc—束缚水含水饱和度；

p—地层压力，psi；

Δp—地层压力差，psia（1 psia=6.895 kPa）。

简化式（1），可得

式中：

F—产出量的油藏孔隙体积，bbl；

Eo—原油膨胀系数，reservoir bbl/stb；

Eg—气体膨胀系数，reservoir bbl/scf；

Ef,w—地层和水的综合膨胀系数，bbl/bbl。

本次研究假设在采油初期没有气顶，则物质平衡方程式简化为

式（3）转化为

原油膨胀系数表示为

地层和水的综合膨胀系数表示为

2.3 数值模拟模型的建立

通过使用WinpropTM（2017-10）油藏流体性质模拟软件来模拟Viewfield 油田Bakken 油藏流体和相应相态。通过调节油藏参数，本研究最后得到了在156.2°F（69°C）时Bakken 油藏流体的泡点压力为1 488 psia（表2，其中，1 cp=1 mPa·s），该结果与现场结果相符。预测CO2在156.2°F 的最小混相压力（MMP）为1 945 psia，而甲烷的最小混相压力为6 600 psia。

表2 Bakken 油藏的平均流体物理性质[9]（156.2 °F）Tab.2 Average fluid properties determined from Bakken samples [9]（156.2 °F）

在此次研究中，还使用FracproTM（2017）软件来模拟Bakken 油藏储层的水力压裂情况[10-12]。

数值模拟模型选择采用滑水作为本次研究的压裂流体，主要是基于其高性能和低成本[13-14]。压裂支撑剂使用的是Ottawa 20/40 砂，它可以产生足够的导流能力。

表3 显示了使用Fracpro 模拟油井水力压裂后的流体特性。在Bakken 地层的裂缝宽度设置为2 ft，裂缝渗透率为90 mD，裂缝半长为258 ft，每个裂缝之间的间隔为1 000 ft。通过式（7）可以得到裂缝导流能力

表3 水力压裂的流体性质Tab.3 Fluid property of hydraulic fracture

式中：Kf—裂缝渗透率，mD；

w—裂缝宽度，ft；

K—渗透率，mD；

xf—裂缝半长，ft；

CfD—裂缝导流能力，mD·ft。

2.4 模拟油藏的地质模型

利用所收集的地质现场数据，例如累计产水量、累计原油产量、天然气产量、水饱和度、渗透率、含油层厚度和井坐标，通过使用CMG IMEX 软件来创建和模拟Bakken 储层的地质模型。该模型在I方向上有60 个网格块，在J方向上有30 个网格块，在Z方向上有5 个网格块（图3）。

如前文所述，使用Fracpro 模拟了Bakken 油藏的水力压裂真实数据，由图3 可以清晰地看到，10 口水平井的水力压裂状况。本研究通过CMOSTTM敏感分析软件进行灵敏度分析，调整最敏感的参数进行历史拟合[15-16]。通过使用现场生产数据对数值模型进行验证，这样既证明了数值模型的可行性，又在评估潜在的气驱采收率之前建立了一个基准。图4a，图4c 和图4d 代表了一次采油的历史拟合结果。如图4 所见，在2012 年之前，累计采油量、累计产水量和平均储层压力与CMG模型可以很好地匹配[14，17-18]。但是在2012 年之后，从图4b 可以看出，历史拟合存在一定的差异，这主要归因于3 口注入井开始向生产井注入水。

图3 数值地质模型的建立（2D 和3D 视图）Fig.3 Numerical geological model build-up(2D&3D view)

图4 历史拟合油藏压力、累计产油和累计产水Fig.4 History matched average reservoir pressure,cumulative oil production and cumulative water production

拟合结果表明，历史拟合中最敏感的参数是渗透率和裂缝半长。

根据敏感性分析图，水相相对渗透率对累计石油产量和平均储量压力有显著影响，而原生水饱和度和临界水饱和度对累计石油产量的影响相对较小。根据良好的历史拟合曲线，确定基质渗透率为5 mD，导流能力为50 mD·ft，初始水饱和度为52%和裂缝半长为258 ft，这些模拟的油藏数值与现有的研究数据基本一致[19-20]。此外还发现其他一些参数在本次研究条件下对于气体注入过程并不十分重要，例如裂缝长度、压裂支撑剂等。

在对储层地质模型进行了初步的历史拟合之后，经过校准的数值模型将进一步应用于预测各种注入策略的长期性能。例如，注CO2、注甲烷和CO2-WAG 是如何提高Bakken 储层中Viewfield 油田的石油采收率的。

在一次采油后，通过使用注水（二次采油），可有效地提高油藏压力，从而提高生产性能（图5）。在2010 年初，井1、井4 和井10 作为生产井开始产油，于2012 年生产井变成注水井。从生产井变成注水井后，3 口注水井周围的7 口生产井增加了每月累计石油总产量，大约为748 012.02 bbl。图5a和图5b 为未来20 a（2018—2038 年）的一次采油压力和含油饱和度分布。所选区域显示出，油藏压力低于饱和压力导致大量气体产生。同时，如图5c 和图5d所示，注水井的某些区域指示压力增加。

图5 预测未来20 a 压力、含油饱和度分布Fig.5 Forecasted 20 a pressure and oil saturation distribution

这意味着注入的水保持了储层压力并增加了水饱和度。

3 结果与分析

3.1 注甲烷法

在156°F，CO2的最小混相压力为1 945 psia，甲烷的最小混相压力为6 600 psia。基于数值模型，本次研究预测了未来20 a（2018—2038年）加拿大萨斯喀彻温省东南部Bakken Viewfield 区块的累计产油量和压力变化趋势（图6）。在采油初级阶段，该区块的原油采收率为4.188%，预计到2038年，可以从该油藏中生产出1.714×106bbl 原油。通过注水开采，二次采油的采收率为4.458%，相比于一次采油提高了0.271%。所以通过水驱预计到2038 年可以采出1.825×106bbl 原油。

图6 数值模拟结果Fig.6 Numerical simulation result

注甲烷法（非混相CH4）的采收率为4.698%，比水驱高出0.239%，比一次采收率高出0.51%。预估非混相甲烷注入可增加产油总量1.923×106bbl，效果较好。

混相注入CO2采收率为4.914%，其产油量为2.011×106bbl，混相注入CO2采收率比初级采收率高0.726%，三次采油CO2-WAG 采收率为5.033%，是所有案例中采油系数最高的。预估到2038 年，原油的潜在产量为2.060×106bbl。

3.2 连续注CO2 混相

虽然水驱在初期采收率较高，但在注水突破后采油效率会迅速下降。同时，由于地层流体注入能力的降低（图5c，图5d）和产水量急剧上升，导致了超致密Bakken 地层水驱在经济上的不可行性。连续注CO2混相驱油是通过注CO2实现多级接触混相从而提高采收率[21]。波及区域剩余油饱和度已接近0.4，另外，在选定的油藏压力下注入高浓度的CO2时，CO2溶解会导致原油黏稠度下降及溶解体积膨胀（图6c，图6d）。与甲烷相比，CO2对降低最小混相压力有显著的影响效果。因此，连续注CO2驱油效果优于注甲烷驱油。

3.3 CO2-WAG

CO2-WAG 是预定体积的二氧化碳与水交替注入，其有助于提高二氧化碳扫油面积，减少二氧化碳窜流现象[22]，增强二氧化碳波及效率（见图6e）。通过数值模拟交替注水和CO2与直接注气（CO2）进行比较，证明了该方法的可行性和可靠性，连续注高压CO2，大部分的二氧化碳会通过裂缝窜流，不能达到油藏储层深部，导致驱油效果不佳。CO2-WAG的水驱可以引导CO2驱油的方向，防止CO2指进，增加其波及效率。随着大量的水和二氧化碳注入油藏，水、气饱和度显著升高，注入井周围压力也随之相应增加（图6f）。

对比CO2-WAG 不同时间段（2，6 和10 a）的采油系数，2 a 的CO2-WAG 数值模拟采收率表现最好。10 a 的CO2-WAG 采收率和累积产油量均低于2 a 和6 a 的CO2-WAG 采收率和累积产油量（图7c）。研究发现，CO2-WAG 过程的周期越长，提高采收率的效果就越差。结果表明，采收率对注水体积速率变化的敏感性较小。而CO2注入体积速率的变化对采收率有明显的影响。

从图7 可以看出，较大的CO2注入体积率可以大大提高采油速率，其原因是注入的二氧化碳与原油相混，二氧化碳很大程度降低了油水的界面张力和原油黏度，从而提高了原油的流动性[22-23]。但从长期提高原油采收率效益看来，相对较小的CO2和水的注入体积率也是不错的选择，因其减少了过多二氧化碳和水的注入。

图7 提高原油采收率方法的采收率预测Fig.7 Predicted oil recovery factor of different EOR processes

此外，由于Bakken 致密油藏的渗透率极低，采油主要依赖于CO2的混相和扩散，因而，水的驱替能力并不十分明显。

4 结论

（1）就扩散范围和抑制气窜的能力而言，CO2-WAG 提高采收率比连续注CO2具有更高的效率；CO2驱效果明显优于甲烷、天然气，CO2能显著地降低原油黏度，很大程度地提高原油的流动性，促进原油体积膨胀进而提高原油采收率。

（2）CO2总的注入体积率在CO2-WAG 过程中对原油产量增长率的影响高于注水速率；同样的情况，CO2注入速率和注入体积对原油产量增长率的影响较大。相比之下普通水驱提高致密油藏采油率的能力稍逊一筹。

（3）目前，以二氧化碳提高采收率为基础的方法，采收率仅为原始石油储量的5%～15%。其中，部分原因是注CO2量不足、扩散面积局限、驱替能力较差、黏性指进或重力超覆等。由于二氧化碳易发生早期突破，造成二氧化碳未能与剩余石油资源充分接触。所以，在设计CO2驱油过程中有一些重要因素需要考虑和解决，如CO2注入量、流动性、扩散性和油藏储层条件（如温度、压力、渗透率和裂缝等）的匹配。

（4）将来的研究方向需要进一步探索二氧化碳与致密储层岩石之间的化学反应；更加深入了解EOR 本质机理对致密油藏的作用，进而发展出行之有效的致密油藏EOR 技术，将室内模拟研究与现场数据相结合，并将室内研究成果应用到实际油藏。

致 谢：衷心感谢加拿大里贾纳大学石油系统工程系的支持。