王 勇 汤 勇 李士伦 刘 昕

1. 中国海洋石油国际有限公司 2.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学

0 引言

现代页岩油藏压裂技术采用了重复的堵塞—射孔—压裂多级作业，高效地生成井筒附近的复杂裂缝系统，极大地增加了井与储层的接触面积，提高了油藏流体的导流能力，超低渗透页岩油藏得以经济有效地开发，给美国的油气开发带来了革命性的变革，促使其于2020年成为油气净出口国。页岩油气井的单井初期日产量较高（可以超过160 m3），但有限的压裂油藏岩石内的溶解气驱开采方式导致产量的递减速度非常快，2年后的单井日产量已不足初期产量的1/4，累计产量则是最终采出程度的一半，利用Arps递减曲线分析预测的最终采收率一般仅为5%～10%。在过去的10余年里，业界一直在探索和尝试经济有效地提高页岩油藏和致密砂岩油藏采收率的方法。中国页岩油气资源丰富，近年来已经在准噶尔、松辽、渤海湾、鄂尔多斯、四川等盆地取得了重大突破，对于国内主要盆地的页岩油气特征也取得了一些重要的认识[1-4]，但目前对于提高页岩油采收率的研究还不多见。北美作为世界页岩油产量供应大国，在开发非常规致密油领域具有明显的优势。为了助推中国页岩油气革命，笔者基于大量非常规油藏提高采收率相关文献的调研[5-15]，结合北美油田管理的成功经验，从注气吞吐的作用机理、数值模拟和现场试验等多个方面对注气吞吐提高页岩油藏采收率进行了详细论述；进而归纳总结分析研究结果，提出了有针对性的意见和建议，以期有助于加快我国非常规油气资源的高效开发利用。

1 注气吞吐提高页岩油藏采收率的机理

常规油藏注气提高采收率多采用注气井和生产井驱替/扫油的方式，但页岩油藏或致密油藏的超低渗透率导致驱替的方式无法实现。因此只能对单个多级压裂的水平井实施周期性的自注和自采，使得剩余油和注入天然气直接充分接触，促使油组分溶解/蒸发到气体中或与气体混合并膨胀，增加剩余油的流动性，以此来达到提高页岩油采收率的目的。

1.1 注气吞吐1个周期的3个阶段

注气吞吐提高页岩油采收率1个周期一般包括3个阶段：注气、焖井和生产。

1）注气阶段：用大功率的压缩机将大量干气注入生产井以提高井筒附近油藏的压力。目标是注入气体能够尽可能地从压裂缝渗流到油藏，注入气体后的油藏压力最好高于注入气体和原油的最小混相压力（MMP）。

2）焖井阶段：注气结束后，关井使注入气体可以与剩余油充分接触和混合，剩余油的轻质组分能溶解或蒸发到气体中或与气体混合，或剩余油与注入气体充分混合后体积膨胀。关井时间可以从几天到几个月。对于关井时间的长短一直都存在着争议，因为焖井的增产效果很难量化。关井的时间太长，会影响整个项目的经济性。因此要结合实验室研究，通过数值模拟和现场试验以确定最优的关井时间。

3）生产阶段：焖井后开井生产。如果单井钻遇的油藏密闭性足够好，注入气体没有横向井组和纵向层系的流失，油藏压力应明显高于注气前的压力，有利于剩余油的流动。此时油藏中油的体积增大，黏度降低，流动效率增加。

4）持续生产至油藏压力降低后，再重复进行新一轮的注气吞吐作业。

1.2 增油机理分析

页岩油藏不可能采用常规油藏驱替/扫油的方式提高采收率，因为页岩油藏的渗透率太低，只有注入气体经裂缝渗流到油藏中与裂缝表面的剩余油一次接触过程，而非常规油藏驱替时的多次接触过程[16]。

对于溶解气油比低的油藏，注气吞吐提高采收率的机理是注入的气体扩散到压裂油藏中与剩余原油接触且溶解，使其体积膨胀，实现二次溶解气驱，而且黏度降低，减少了表面张力[17-18]、提高了原油的流动性。由于吞吐过程是一次接触，不是驱替过程的多次接触，在开井生产阶段，油藏压力也迅速降低，所以常规注气的混相机理在吞吐过程中作用不显著。对于初始溶解气油比高的挥发油藏和凝析气藏，油相组分蒸发到注入的气体中是更重要的增油机理。对于凝析气藏，在井筒附近的凝析油气化提高产量，初期的增产效果会很好。

本文参考文献[19-20]针对初始气油比介于80～3 500 m3/m3的一系列储层流体进行数模研究，注气吞吐增油机理如图1所示。图1中纵轴的开发效率是注气提高采收率除以一次衰竭式开发采收率，虽然开发效率对于不同的流体类型油藏都是相似的，但是由图1还是可以看出，其中黑油油藏的增产效果为最好，因为溶解气油比低的油藏原油储量更高。凝析气藏的蒸发机理决定了在实际作业中需要注入更多的气体，增加了设备成本和操作费用，所以最好选择初始气油比介于80～180 m3/m3的油藏进行注气开发，其次是挥发性油藏，而凝析气藏则一般不推荐采取注气吞吐提高采收率的措施。一次接触的机理决定了油藏中压裂的裂缝表面积越大，二次采油的采收率越高。当然压裂的表面积越大，一次衰竭式开发的采收率也越高。因此，衰竭式开发效果好的井，二次采油筛选时应予以优先考虑。

图1 注气吞吐提高致密油藏采收率机理示意图

2 注气吞吐设计流程

注气吞吐项目全油田开发工作流程如表 1所示，整个过程需要由地质、油藏、地面工程和经济评价人员组成的多学科团队的通力协作，才有可能顺利完成设计、建造、启动和操作[21]。不同项目阶段的工作重点、内容以及做法，可以从以下6个方面逐一展开分析。

表1 注气吞吐项目全油田开发工作流程表

2.1 筛选注气吞吐井组

先导试验区（以下简称先导区）的井组必须选择油田中最具有代表性的井组，在先导试验中获取的作业经验、注入采出方式和经济评价都可以直接复制到全油田的其他井组。筛选的项目包括：井组的规模、已开发的井数、烃类的成熟度、油藏压力、井身结构、完井方式、地面设施、储量和有无断层发育等。在筛选吞吐井组阶段，收集先导区流体的资料非常重要，在选择PVT取样井的时候，推荐选择新上线的生产井，因为新井的气油比更接近于油藏流体，用这样气油比的流体在实验室转样得到的储层流体更具有代表性。页岩油的老井油藏压力已递减到原始流体的泡点压力以下，气油比高，不建议用较高气油比的流体样品转样到PVT筒。提高采收率PVT实验，除了常规的测试项目——等组分膨胀、闪蒸分离和分离器测试，还必须包括提高采收率研究所需的溶解性注气膨胀和最小混相压力（MMP）。这些数据对于在先导地区建立准确的状态方程（EOS）模型是至关重要的。图 2是用状态方程拟合膨胀实验的气油比、泡点压力、膨胀体积和流体密度结果。正确估计原始地质储量直接关系到地层注气能力的评估，对注气量的确定至关重要；井组的完井方式决定了岩石压裂体积（SRV），而吞吐过程的增油量则依赖于SRV的大小，因为油藏的流体就是和注入的气体在裂缝的表面发生接触获取能量和增加体积。因此SRV的大小是筛选井组的重要指标之一。井组最好能靠近输气管线，因为注气量有可能会超过先导区的采气量。

图2 状态方程拟合注气膨胀实验结果（124.44℃）

2.2 形成可行性报告

对筛选出井组的油藏描述主要针对裂缝横向和垂向的连通性、剩余油气的储量和可能存在的高渗带，因为密闭的井组油藏系统是注气吞吐项目是否具有经济性的关键。如果自然裂缝发育，井间的连通则更为复杂。如图3-a所示[22]，一般水平井的水平段都垂直于最大水平主应力（SHmax）的方向，水力压裂裂缝在最小水平主应力（SHmin）的方向打开，那么浅蓝色曲线代表的自然裂缝和绿色箭头的水力压裂缝都垂直于井筒的方向；如图3-b所示[22]，有时候由于场地受限或者实现更长的水平段提升经济效益，井的水平段和自然裂缝与水平最大主应力（SHmax）的方向就存在一定的夹角，自然裂缝可以提供更多的注入气体通道，这与图3-a是明显不同的。因此，加强油藏岩石力学的研究，对自然裂缝的方位和密度进行描述，建立风险预案并在先导试验时加以确认。图3中的红线是收集井，蓝线是吞吐井或观测井。

图3 水平井水平段的方位与自然裂缝的位置关系示意图

2.3 先导区设计和实施方案

一般先导区包括几口井或10～20口井，对先导区的地质建模和数值模拟能更好地完善工程设计。地质建模是数值模拟的基础，关键的结果包括先导区各井的空间位置、地质构造、岩石物性和复杂地质条件下产生的自然裂缝和断层导致的注气通道。现代压裂技术的压裂强度大，在压裂时为了避免井间干扰，各井在产层中可能错层开发。由于注入气体密度小，有可能超覆，所以最佳的边界收集井最好是在垂向位置相对高的井。数值模拟的目的是，通过历史拟合确认每口井的流动单位的大小（由SRV和自然裂缝的大小决定）和一次采油最终采出程度的范围。水力压裂缝模拟和产量不稳定流动分析（RTA）研究成果都应该结合到历史拟合里，经过多次迭代修正模型。为了减少计算工作量，建议模型选用7～9口井。数值模拟的预测方案可以采用不同的循环周期、注入模式和压裂缝设计，用于指导地面设施的设计和设备操作条件的制订等。当然最重要的是对比一次采油的采出程度，确认所实施项目到底是提高采收率还是加速开采。由先导试验得到的数据会输入到模型中，以便对模型做进一步的修正。

注气吞吐井场布局如图4所示。图4中的黄线是压缩机高压气输出管线、井口及附近管线和油管。这些管线都要承受62 MPa以上的压力，必须选用高强度4 130的合金钢。在气体注入以前用线状加热器进行加热，目的是减少注入气体与地层之间的温差，保护油井的套管和油管不会因为热胀冷缩变形而报废。

图4 注气吞吐井场布局示意图

从图4可以看出，伴生气的回收要经过脱除硫化氢（净化）和脱水处理，还需要升压才能进入高压压缩机回注。由于井组的伴生气产量远不能满足42.45×104m3/d注气量的需要，所以还要敷设管线到最近的气源，从中游输气公司购买补充气体。这条管线应该是双向的，在开井生产的前两天，日产气量很大，如果井组的设施受限不能完全处理时，也可以通过这条管线直接将气卖给输气公司，避免放空浪费资源、污染环境。在选择先导井组时，离气源近的井组应该是首选，这样可以节省敷设管线的费用。

井场的回流流程设计实现了循环使用注入和采出的气体，在注气早期的阶段需要从输气公司购买大量补充气，但购买的气量会逐渐减少直到实现自给。由此减少了操作费用，提高了项目的经济效益。

2.4 先导区现场试验

先导试验的持续时间为6～12个月，测试期间要考虑的主要因素包括注入气体速度的优化、焖井时间和油产量提高的幅度，评估注气井组的密闭性，判断井间水力压裂后是否有连通，确定项目的经济可行性。现场数据将输入到地质和数值模型进一步修正和优化模型，以便为项目提供更加可靠的预测结果。

一般工程概念设计都由第三方工程公司完成，需要提交的主要成果包括：①初步的注气吞吐井场布局；②主要设备清单和初步工艺流程图（PFD）；③主要设备和管道/管材的初步选型、压缩机组的选型和规格；④初步资本和操作费的估算（准确度为±25%）；⑤制订初步的总体开发项目方案

2.5 油田大规模应用

通过将先导试验区的设计扩展到毗邻的井组，如果先导测试包括2～4个井组或10～20口井，全面扩展的第一阶段可能包括另外6～8个井组或40～60口井。在这个过程中，先导试验确定的目的、操作费用等关键绩效指标（KPI）仍然需要包括在监测计划里。这样不断验证设计中的假设和监控 KPI ，持续改进作业。当然这一步的主要目标是降低成本、简化作业并减少作业成本。

2.6 先导试验监测计划

监测计划的关注目标主要是项目的经济性、气体的管理和利用、井底到地面的设备优化，所以主要的监测内容包括：①流量——油气水的产出量、注气量、购入的补充气量、循环气量、燃料气用量和气举用气量等；②压力和温度——井口压力和温度、井底压力和温度；③机械类监测——油管张力、压缩机效率、气举效率、管线一致性、套管一致性和裂缝诊断测试等；④流体和组分——硫化氢浓度、气和水含量、产出水分析、原油组分、原油密度、注入及产出气组分分析和注气示踪剂等。

3 现场试验成果

Eagle Ford非常规油气藏位于美国得克萨斯州西南部。Eagle Ford（也称为鹰滩）油气藏白垩纪自源油气页岩系统，是从墨西哥湾盆地向白垩纪西部内陆航道过渡时沉积的海相页岩，富含钙质有机质，脆性大易压裂，天然气储量预计达到5 889×108m3；原油储量预计达到5.336×108m3。储层深度介于1 200～4 200 m，按有机质成熟度的不同，从南向北依次为油区、挥发油区，凝析气区和干气区，面积达到7.77×102km2，下Eagle Ford层是该油气藏主要的目标层，层厚介于33～57 m，盖层和下部的石灰岩层都是天然的压裂屏障，能有效地将水利压裂缝控制在油层中，注入气体不会纵向窜流，开展注气吞吐作业提高油藏采收率具有得天独厚的有利条件。自2008年以来，Eagle Ford油气藏已经完钻了近3万多口井[21]。这些井的水平段长度介于1 200～4 500 m。近年来的压裂设计目标是建立井筒附近复杂的裂缝网络，一般每级有10～12个射孔簇，每个射孔簇的长度介于4～9 m，每米的水平段长度采用了2 300～8 200 kg支撑剂，平均有40级。随着油田开发到了中后期，作业者开始对有前景和实用的注气提高采收率的方法进行评估。2012—2019年，超过300口Eagle Ford油井已获得批准可以进行注气吞吐作业，已注气的井超过200口[23]。2012年EOG能源公司开始在Eagle Ford油气藏进行井组吞吐注入伴生天然气先导项目试验并取得了成功，共开展了10个有商业价值的项目，累计采用了26个压缩机。截止到2018年，EOG公司对约150口井进行了吞吐作业（图5）。据该公司披露，注气吞吐可以比衰竭式开发提高页岩油藏采收率30%～70%[24]。

一般每个项目区配有2～4台压缩机，合计有20多口井，合计日注气量介于0.1×107～170×107m3。绝大多数的开发区都针对的是黑油油藏和挥发油藏。这些井的平均长度在1 770 m左右。EOG公司采用的超大型的压缩机日注气量达到42.45×104m3，设计出口压力为69 MPa。从油田的现场结果看[25]，页岩油藏的最终采收率增加了30%～70%（图5）。2016年32口井合计增产页岩油4.78×104m3，EOR的效率可达到1.69～2.81 m3/104m3（EOR的效率是累计增产的油体积除以累计注入的气量），而每桶油仅增加6美元成本。据EOG公司的介绍，每口井的成本是100万美元左右[21]，估计是考虑了压缩机的再利用，根据估算投入的成本应该介于150万～500万美元，EOG公司计算的项目净现值是设备投资的2倍。当然当时的天然气价格应该是0.09美元/m3。EOG公司注入的主要还是干气——甲烷含量为90%、乙烷及以上的含量在10%左右，绝大多数都是从输气公司购买的补充气，也有少量油田生产的伴生气。

图5 EOG公司某注气吞吐项目的相关指标统计图

从图6[25]可以看出，EOG公司一般采用井组注气作业。因为井距介于60～150 m，现代压裂技术使得井间的裂缝在很大程度上都是重叠连通的。图7是一个简化的先导试验时采用的井组功能示意图。从图7可以看出，井组两侧的1、2、10、11号井被设计为收集井或者叫密闭井，其作用一方面是收集从可能连通的裂缝渗流过来的中间吞吐井注入的气，另一方面是作为隔断确保井组内注入的气体能密闭在井组油藏内，并且在作业时这4口井保持正常生产以防止注入的气流到处窜流，从而确保项目的经济性。在Eagle Ford油气藏，有的时候临近的井组是别的作业者的，所以更有必要设置收集井。当然两侧的井也可以关井憋压，但考虑到生产效率降低会影响整个项目的经济性，所以一直开井正常生产。在现场作业中，也观察到收集井的注气受效，油产量上升。位于井组中间的6号井是观测井，安装了井下压力计，所以在先导试验期间都处于关井状态监测压力的变化，为数值模拟提供压力数据进行历史拟合修正模型。在油田开发阶段，则可以把观测井改为吞吐井。1个井组2台压缩机，一备一用，所以在一个先导区，一次仅有1口井进行注气作业。单井的注气时间一般为10～20 d，时间长短需根据油藏的压力衰竭程度和地层的注入能力来确定，以保证在一次注气完成后，油藏的压力能达到最小混相压力（MMP）或接近初始油藏压力。在第一吞吐井组（3、4、5号井）的3口井注气期间，第二井组（7、8、9号井）保持正常生产。在第一吞吐井组3口井注气完成后，同时开井生产，然后第二吞吐井组开始注入流程。总之，2个吞吐井组轮换注入和采出循环。在这个先导实验周期的设计中，每个井组的3口井分别采用了3个焖井时间——0、15、30天，目的是根据先导试验的结果，进一步优化合理的焖井时间。

图6 Eagle Ford作业者开展的吞吐项目位置图

图7 先导试验井组功能示意图

4 结论与建议

1）注气吞吐设计流程主要包括以下步骤：①筛选吞吐井组，遴选出油田中最具有代表性的井组；②形成可行性报告，评估裂缝连通关系以及注入气在井组油藏的密闭程度；③形成先导区设计和实施方案，建立地质模型并完成数值模拟预测；④开展先导区现场试验，评估注气在井组的密闭性，收集现场数据，更新地质模型；⑤油田大规模开发，将先导试验区的设计扩展到毗邻的井组，更新经济评价，持续优化方案。

2）对于溶解气油比低的油藏，注气吞吐提高采收率的机理是注入的气体扩散到压裂油藏中与剩余原油接触且溶解，使其体积膨胀，降低了原油黏度和表面张力，提高了原油的流动性；对于初始溶解气油比高的挥发油藏和凝析气藏，油相组分蒸发到注入的气体中是更重要的增油机理；而对于凝析气藏，在井筒附近的凝析油气化提高产量则是其主要的增油机理。

3）EOG公司和其他作业者在Eagle Ford油气藏成功运用周期性吞吐注干气技术来提高中后期油井的经济性，从而延长井的储量年限，增加的可采储量是最终采出程度的30%～70%，而且投入比钻完新井要少。

4）注气吞吐提高页岩油采收率的机理决定了只有注入大量气体才能取得明显的效果，在EOG公司成功的现场实验中，选择的井都已衰竭式生产2年以上，井筒附近油藏压力已下降到7 MPa左右开始注气作业。最大日注气量都在42.45×104m3，平均28.30×104m3。这对于压缩机的功率、地面管线、采油树和油管的强度都有很高的要求。

5）Eagle Ford油气藏用于注气吞吐的干气流量充足且价格低廉，加之通过附近已有的管道输送，因而气体输送量大、高效、便捷。在国内有可能由于天然气价格较高而导致项目经济性变差，这时可以考虑采用CO2来吞吐。实验室的岩心实验研究结果表明，注入CO2提高页岩油藏采收率的潜力最大，其次才是天然气。使用CO2不仅能够增油，还可以减少温室气体的排放量，如果CO2的捕捉、存储和管输问题能够得以解决，注CO2应该是首选。

6）适用于评估Eagle Ford油气藏注气吞吐项目的工作流程很值得借鉴，它是一个系统而循序渐进的过程，每一步都利用可用数据进行设计。在不断的实践中，多学科团队对项目的理解逐渐加深，规划设计的能力也不断提高，做到了地下和地面兼顾，在注气开始前完成计划、建模审查、项目预算并优选出最佳方案。