致密油藏注天然气提高采收率应用研究进展

郑太毅，刘先贵，杨正明，骆雨田，张亚蒲，何英 ，熊生春

(1.中国科学院大学 工程科学学院，北京 100049；2.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；3.中国科学院渗流流体力学研究所，河北 廊坊 065007)

致密油是指储集在地下覆压渗透率<0.1 mD或地面空气渗透率<1 mD的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集层中的石油[1]。随着世界油气需求量的日益持续增长，致密油正逐渐成为油田增储上产的主体，据美国信息能源署(EIA)统计，美国在2018年致密油产量占油气总产量增长到60%，2017～2040年致密油年产量有望突破3亿t[2-3]。现阶段“水平井+体积压裂”技术实现了致密油藏初期规模化有效开发，但由于致密油藏具有极低的渗透率和孔隙度，孔隙结构复杂且孔喉细小，生产仅依靠弹性和溶解气驱采油，会逐步消耗地层能量，导致致密油藏产量递减快，采收率低[4-5]，亟需注入介质来补充地层能量以期提高采收率。

鉴于致密油藏开发中遇到的瓶颈问题，采用天然气作为能量补充介质有利于致密油藏的长期持续开发，其应用潜能主要表现在4方面：①不会污染储层，有较好的注入能力及流动能力；②弱化萃取作用，消减由重质组分沉淀引起的堵塞对储层的伤害；③不具有腐蚀性，不会腐蚀设备及管线；④气源相对充裕，主要分布于鄂尔多斯、四川、松辽、塔里木四大盆地，且注入的天然气可回收再利用，便于大规模推广应用[6-8]。现阶段天然气在致密油中应用处于探索试验的阶段，有必要对天然气在致密油中的渗流规律进行研究。本文对国内外关于天然气驱油的文献进行调研，主要介绍致密油藏储层特征、天然气在国内外油藏中的应用现状、注天然气采油的机理及其研究成果与进展，对天然气在致密油藏中应用的研究方向提出了一些建议。

1 致密油藏储层特征

与常规油藏相比，常规油气储层集体发育毫米级或微米孔喉孔隙空间，而致密油则广泛发育纳米级孔喉结构，致密砂岩油储层孔喉直径介于50～900 nm，其纳米、亚微米级孔喉是流体渗流的主要通道，同时，部分纳米级喉道及其相邻的亚微纳米孔隙为束缚流体的大量富集提供了有利空间，并且骨架颗粒表面附着的黏土矿物和粗糙的表面结构也使得开采过程中非润湿相流体极易残留，并最终对储层流体的渗流产生影响[9-10]。故与常规油藏的渗流规律相比，致密油藏中储层流体的运移不再遵循达西定律，原油流动须克服更大的黏性阻力，流体流动呈现出非线性特征[11]。

北美与我国致密油均表现出圈闭界限不明显，非浮力聚集，水动力效应不明；油水分布复杂，异常压力，裂缝高产；非达西渗流为主，短距离运移为主；纳米级孔喉连通体系为主等共性特征。但在储层差异上，北美致密油在生油条件上其烃源岩为海相页岩；在储集条件上其储层主体为碳酸盐岩；在保存条件上其地质构造稳定，普遍异常高压；在原油性质上其密度偏低，粘度较小，气油比较高。中国致密油在生油条件上其烃源岩为湖湘页岩；在储集条件上其储层主体为砂岩、灰岩，非均质性较强；在保存条件上其地质构造复杂，异常高压与低压并存；在原油性质上，其密度偏高，粘度偏高，气油比偏低[12-13]。

表1 不同储层类型喉道分布对比Table 1 Comparison of throat distribution in different reservoir types

2 注天然气在油田现场试验应用进展

天然气作为能量补充介质应用于油田生产中的研究兴起于20世纪60年代，至80年代，美国、加拿大等国家已将天然气混相驱和非混相驱技术广泛应用于开发的实际工作中，并取得良好效果。加拿大多以天然气混相驱开发，混相驱方式为采用垂直重力稳定混相驱或水平混相驱，注入方式为水气交替注入，据实施结果来看，烃类混相驱较水驱平均增加采收率为27%。我国自90年代始进行注天然气采油试验，葡北油田于1989～2008年间，采用注气混相驱方式将采收率提升了12.6%，除葡北油田为混相驱替试验外，其余均为非混相驱替试验，长庆靖安油田ZJ29井区于1998～2000年进行连续注天然气非混相开发的矿场试验，采收率提升了5.9%。其中，混相或非混相相态主要是由注入的天然气组分和注气压力所决定的，例如扎尔则油田原始地层压力为12.45 MPa，注入压力为11 MPa，通过注入富化气在13 MPa注气压力下就可以达到混相效果[14]；葡北油田的地层压力平均为36 MPa，注气压力为35～40 MPa，其最小混相压力为33 MPa[15]。

由表2可知[7，16-18]，随着采油技术不断的发展，天然气的应用范围从中高渗、低渗油藏逐步拓展到特低渗、致密油藏，注气井类型也随之从直井向水平井过渡转换，同时在生产方式上也由注气驱替转向为注气吞吐。现阶段，美国Eagle Ford致密储层正在开展注天然气开发先导性实验，探索天然气作为能量补充介质的应用效果。

表2 注天然气矿场试验应用发展历程Table 2 Application development of natural gas in oil field

天然气作为能量补充介质虽可提升原油的采收率，但并不适宜于所有类型的油藏，以国内外注天然气现场试验案例为参照依据，见表3，归纳出适用于注天然气提高采收率的油藏所应具备的特征：原油以其密度应<0.9 g/cm3，粘度<5 mPa·s，组分中C2～C7含量高为宜；储层则以厚度薄、裂缝少、地层倾斜为佳。

表3 适用注天然气的储层筛选标准Table 3 Reservoir selection criteria for natural gas injection

3 注天然气提高采收率机理研究现状

3.1 天然气提高采收率机理概述

天然气提高采收率的作用机理除补充地层能量，增大生产压差，建立有效的驱替压力体系外，主要作用方向为改善原油物性特征，其可使原油体积膨胀，降低原油密度、原油粘度，降低注入气和原油间的界面张力，消除毛管效应，进而使流度比改变，避免溶剂黏性指进，过早突破[24-25]。这与氮气和二氧化碳有一定程度上的相似，利用PVT仪测量原油与气之间的物性关系，见图1[26]，不同气体对原油体系影响不同，就变化幅度而言，CO2>CH4>N2，表明3种气体介质在物性方面上CO2和CH4性质更为相近。同时，天然气的萃取作用也是重要的采油机理之一，即天然气可通过相间的传质作用萃取原油中的中质轻烃，随后较重质烃被汽化产出，该机理多体现于油气多次接触混相过程[23]。

图1 不同气体相同条件下的物性参数变化对比Fig.1 The physical property parameters comparison ofdifferent gases under the same condition

3.2 油气相态

生产过程中的油气相态分为混相态和非混相态。混相是指两种或更多种流体按任何比例混合都没有流体间的相界面形成，所有的混合物都保持单一均质相。反之，若有流体相界面的存在，则这些流体是非混相[27]。混相可消除相界面，使多孔介质中的毛细管力降至零，从而驱出因毛细管效而滞留的石油，理论上可以使微观驱油效率达到100%。混相较非混相而言，其所展现出的液体特性更易恢复并保持住地层压力[28]；非混相态的主要作用机理为天然气与原油之间存在的传质作用亦可使界面张力大幅度降低，降低两相流体在小喉道中的毛管阻力，提高微观波及效率[29]，见图2[30]。同时，混相态与非混相态并不是呈现完全对立的情形，常会出现局部混相，局部混相多数是在混相条件下由于油藏微观孔隙或油藏单元的非均质性造成不同流动单元之间流体流动速度、气与油接触程度的差异而引起的混相、非混相共存的状态[31-32]。

图2 微观模型非混相(左)/混相(右)驱替后状态Fig.2 The state after immiscible (left)/miscible (right)displacement in microscopic model

3.3 天然气提采效率影响因素

国内外许多学者对影响注天然气提高采收率的因素进行了理论及室内实验研究，影响因素众多，可将其概括为油藏地质特征、油藏流体性质和生产注气参数。

3.3.1 油藏地质特征 油藏地质特征主要体现在储层渗透率级别、非均质性和裂缝发育情况，其在极大程度上决定了注气的开发效果。孔隙结构特征是储层渗透率的微观展现，汤凌越等[33]基于CT可视化技术分析了孔喉半径对混相的影响，随着孔喉尺寸的减小，孔隙中流体受到的毛细管力增大，导致流体在多孔介质中的界面张力增大，最终增大了多孔介质内油气混相压力。李菊花等[34]对天然气非稳态驱替进行数值模拟研究，认为非均质程度越大，油气系统受黏性指进和重力分异的影响越严重，进行混相驱时剖面驱扫效率就越小。Sheng等[35-36]认为注入的气体若致密储层中的天然裂缝突进，油的产量会很低。

3.3.2 油藏流体性质 油藏流体性质是除难以人为改变的油藏地质物性外最易调控的影响因素，具体表现为气体组分效应。由图3可知，在油藏温度压力条件下，不同气体与原油形成混相的难易程度不同，N2和CH4的临界条件远离油藏条件，CO2的临界条件接近油藏条件，说明CO2比N2和CH4更容易与原油形成混相。同时，天然气是各种烃类气体的混合物，Shyeh-Yung等[37-40]通过三元相图数值模拟、多级接触相态实验、注天然气驱油实验认识到烃类气体上组成成分上的差异势必会引起在混相条件上的差异，进而影响到驱油效率[41]。由表4可知，地层条件下CH4的混相压力>30 MPa，C2H6的混相压力<10 MPa，故注入气中增添中等分子量烃(丙烷、丁烷)可以降低达到混相所需的条件。

图3 气体饱和蒸汽压曲线Fig.3 Gas saturated vapor pressure curve

表4 美国巴肯地区不同气体的最小混相压力(110 ℃条件下)
Table 4 Minimum miscibility pressures for different gases in the Bakken area of the United States

气体Bakken地区最小混相压力/MPaC2H69.26CO217.43CH431.12N2101.44

此外，天然气与非烃类气体间的协同效应亦是影响地层流体性质的一个重要因素。通常情况下，单一气体溶于原油后会将原油中烃类大分子间的范德华引力逐步转化为烃类与溶解气体小分子间的作用力，增大体系的分子间作用距离，并使油品的体积膨胀，进而改善原油的流动性能[42]，但不同气体间相互搭配使用可以突破单一气体自身的效用界限，产生1+1>2的效果。李传宪等[43]研究地层条件(25 MPa、80 ℃)下CO2、CH4混合气对长庆原油溶气特性与流变性的影响规律，认识到CH4、CO2两种气体混合后，虽然其溶解度小于单一介质CH4、CO2的溶解度，但却可以进一步消减整个体系内的平均分子作用强度，使油品体系整体的分子间距离加大，利于原油的膨胀，降低内摩擦力。Wang等[44]通过数模实验表明，CO2和CH4的混合气体驱替效果要好于纯CO2驱。

3.3.3 注气工艺参数 在具有超低的渗透率和复杂的孔喉结构的致密储层中，想要使用注入的气体把油从注入井驱替到生产井是有一定困难的，同时如果储层中发育天然裂缝网络，或者水力压裂裂缝沟通了注入井和生产井，注入气就会很快突破，造成气体波及效率很低，为了避免这些问题，故在致密储层中，更偏向于使用注气吞吐的注入方式[18]。在注气吞吐的注入方式下有许多需要优化的参数，如井网形式、注采井距、注气时机、注入压力、焖井时间、段塞组合方式[45]。

3.4 注天然气实验数据分析技术研究方法

注天然气实验数据分析技术可根据研究内容划分为油气相态特征、多孔介质油气渗流特征实验，见表5。

表5 实验数据分析技术研究方法Table 5 Research methods of experimental data analysis technology

油气相态特征的主要研究内容是确定油气最小混相压力(MMP)，明确油藏流体高压物性参数变化及油气组分迁移特征。现阶段研究MMP应用范围最广的方法主要有3类:细长管法、升泡仪法和消除界面张力法，其中细长管法是通过测定注入压力与采收率的关系曲线来确定MMP，该方法结果可靠，是国内外通用的应用方法，但没有形成统一的应用标准，且实验周期耗时较长，4～6周；升泡仪法是通过观测油中的气泡形状大小来确定MMP，该法测量时间最短，5～6 h，但也没有定量标准，对气泡大小的判断带有主观性，进而会使实验结果存在不稳定性；消除界面张力法是根据测定注入气体与原油间的界面张力关联性来确定MMP，该法理论基础明确，测量时间较短，2～3 d，但需要在实验准备初期对大量标准复杂气液系统进行检验，以对实验结果进行修正[24]。高压物性参数常通过PVT筒来对驱替过程中油气体系相态变化进行测量及模拟研究，该方法只是考虑到流体宏观的相态性质，不考虑储层多孔介质中毛管压力、毛细凝聚、吸附作用、润湿性等界面现象的影响，默认多孔介质不对流体相态有影响[7]。色谱分析技术可用来检测原油组分在不同生产阶段的变化过程，对于分析油气两相间作用过程有重要意义。

油气渗流特征可从油气宏观、微观动态运移特征，不同孔隙空间流体赋存特征进行研究。其中，长岩心模拟技术可用来分析油气宏观动态运移特征，其实验条件更加接近于储层真实情况，可以展现高温、高压条件下烃类气体驱替/吞吐时压力过渡带的变化，使模拟效果更接近于储层真实情况，该技术可分为3类，即短岩心拼接组合长岩心、岩心碎屑填充压实填砂管长岩心、组合全直径长岩心。短心拼接组合长岩心可以减少常规短岩心末端效应和流量计量误差的影响；真实岩屑充填长岩心则是针对胶结疏松、不易钻取完整岩柱的疏松储层，采用取心段破碎岩屑进行储层岩心复制，而且可以避免人工石英砂充填长岩心过于理想的情况；组合全直径岩心则可以展现岩心横向和纵向上的非均质性对模拟效果的影响[34，46]。可视化物理模型技术具有可视化能力强的优点，能够直观清晰地观察到模型中的油气动态微观运移特征，但模拟条件与实际状态相差较大[47]。核磁共振技术结合气驱油等实验方法能够较真实的检测驱替过程中岩石不同孔隙结构中所含油(或水)的变化状态，但也容易受到岩心中磁性物质以及温度等的影响[48]。CT扫描电镜技术可以通过获得岩石的三维信息，分析岩样内部结构、流体分布，并对相应的特征参数进行定量计算，但此技术的视距较小，注重反映流体微观赋存变化过程[49]。

4 结束语

注天然气驱替或吞吐开发方式已在国内外油田中得到了实践并取得一定的成果，鉴于致密油藏的储层特征及开发中遇到的瓶颈问题，以天然气作为能量补充介质有利于致密油藏的长期持续开发。但现阶段关于天然气在致密油藏中的应用研究较少，为使其能在致密油藏中更好发挥效能，在未来研究方向上应着重关注以下3点：①探索致密储层孔隙空间展布特征对油气两相运移的影响。孔喉结构与油气流动能力、相态变化有直接关系，不同孔隙结构对应着不同的油气主要渗流通道，直接影响储层中的流体含量及分布。②从油气相互作用角度出发，研究天然气组分对油气相态特征影响，即组分差异对原油的混相条件、原油高压物性影响。同时分析驱替/吞吐不同阶段油气接触前/后缘烃类组分迁移规律。③从注采工艺角度出发，分析易于人为调控的注入压力及生产压差量因素对油气两相渗流规律的影响。