鞏聯(lián)浩，劉繼梓，武 興，卜廣平，黃 凡，楊 龍

(中國石油長慶油田分公司，陜西 榆林 718606)

0 引言

致密油藏在中國鄂爾多斯盆地分布廣泛且儲量較大，但由于儲層孔隙度小、滲透率低、非均質性嚴重等特征，導致開發(fā)效果普遍較差，即便在水平井和大規(guī)模壓裂技術的幫助下，一次采收率僅為5%～10%［1－4］。CO2吞吐技術是一種提高致密油藏采收率的有效方法，能夠避免CO2在連續(xù)注入過程中發(fā)生氣竄，同時CO2的超臨界特性和強抽提能力［5－7］，有效解決了驅油效率差的問題。近年來，國內外開展了大量CO2吞吐提高致密油藏采收率實驗。Hawthorne等［8］開展的 CO2巖心基質內擴散實驗，表明CO2在壓力作用下能夠滲透進入基質，部分原油在體積膨脹、原油黏度降低以及濃度梯度擴散的作用下從基質流向裂縫。Vega等［9］開展了混相條件下低滲透巖心的CO2驅替和擴散實驗，結果顯示CO2擴散作用大幅提高了采收率。Zekri等［10］認為CO2在非混相條件下能提高致密巖心原油的驅油效率。Ma等［11］通過開展CO2吞吐實驗表明，最佳CO2吞吐周期應為3周期，提高采收率能夠達到30個百分點以上。由于受到實驗儀器及技術的限制，很少有學者從微觀孔隙尺度來描述CO2吞吐過程中基質－裂縫間的滲流規(guī)律和基質中原油的動用特征。低場核磁共振技術在巖心驅替實驗中得到應用，能夠實時反映驅替過程中巖心孔隙內流體的賦存特征，以及定量評價微觀尺度的動用程度，具有無損樣品和可視化的優(yōu)點［12－13］。因此，基于核磁共振 T2譜測試原理，以鄂爾多斯盆地安塞油田長8段儲層為例，開展脈沖式CO2吞吐實驗，模擬基質－裂縫間流體的滲流過程，并對CO2吞吐過程中的巖心進行核磁共振在線掃描，從微觀孔隙尺度研究了CO2吞吐過程中基質內孔隙中原油的動用特征，以及基質－裂縫間流體的滲流特征，為安塞油田長8段儲層CO2吞吐開發(fā)提供方法和依據(jù)。

1 實驗原理

低場核磁共振技術是以流體中氫原子核在磁場中的響應為基礎，通過測量氫原子核的橫向弛豫時間T2來分析含氫流體在多孔介質中弛豫行為的技術［14－15］。通常，多孔介質中流體的橫向弛豫時間由所填充流體的固有弛豫時間、多孔介質顆粒表面橫向弛豫時間和流體擴散引發(fā)的橫向弛豫時間3個部分所決定。但由于致密砂巖孔喉細小，孔隙半徑以納米級別為主，流體固有弛豫時間和流體擴散引發(fā)的橫向弛豫時間均可以忽略不計。因此，致密砂巖中流體的橫向弛豫時間主要由顆粒表面的橫向弛豫時間所決定，即T2表達式可以寫為:

式中:T2為橫向弛豫時間，ms;T2S為多孔介質顆粒表面橫向弛豫時間，ms;ρ為巖石表面弛豫率;S為巖石孔隙表面積，μm2;V為巖石孔隙體積，μm3。

令Fs=Sr/V，式(1)又可轉換為:

式中:Fs為孔隙形狀因子，與孔隙半徑有關;r為平均孔隙半徑，μm。

由式(2)可知，橫向弛豫時間T2與巖石孔隙半徑成正比。此外，由于巖心飽和原油的核磁總信號與巖心孔隙中的飽和油量成正比，可以通過計算弛豫時間對應的振幅之和來定量表征孔隙中原油的賦存量［16］。再根據(jù)吞吐前后的T2譜分布可以計算出不同半徑孔隙中原油的采出程度，進而對吞吐過程中孔隙中原油的動用特征進行實時描述。

2 實驗內容

2.1 實驗材料

實驗用巖心來自鄂爾多斯盆地安塞油田W37井長8段儲層，巖心經(jīng)過反復清洗后，放置于恒溫箱中(120℃)烘干，進行氣測孔隙度、滲透率及高壓壓汞測試，確定巖心基本參數(shù)(表1、圖1)。由圖1可知，實驗巖心的孔隙半徑主要為0.003 6～0.615 5 μm，其中，孔隙半徑為 0.108 1～0.488 1 μm的孔隙占比達到51.03%，證實該巖心屬于致密巖心，孔喉細小，納米孔隙占比高。

圖1 實驗巖心孔隙半徑分布Fig.1 The pore radius distribution of test core

表1 實驗巖心基本參數(shù)Table 1 The basic parameters of test core

實驗用原油為W37井的分離器油和分離器氣按照生產(chǎn)氣油比為51.5 m3/m3復配的地層原油［17］，泡點壓力為 8.8 MPa，密度為 0.815×103kg/m3，黏度為3.6 mPa·s。實驗用CO2氣體的純度為99.99%，儲層條件下(14.3 MPa、56℃)密度為0.762×103kg/m3，黏度為 0.081 mPa·s。細管實驗結果顯示，在儲層溫度(56℃)下地層原油與CO2的最小混相壓力為18.2 MPa，此時CO2與地層原油無法實現(xiàn)混相。

2.2 實驗裝置

實驗裝置的核心為SPEC－RC1型核磁共振系統(tǒng)，該系統(tǒng)包括自主研發(fā)的高壓無磁巖心夾持器和低場核磁共振儀。高壓無磁巖心夾持器的內腔直徑為27.0 mm，長度為210.0 mm，耐壓為45 MPa，耐溫為80℃。核磁共振儀測試樣品最大直徑為120.0 mm、長度為150.0 mm的圓柱體工件。工作參數(shù):回波間隔為0.23 ms，等待時間為2 s，回波數(shù)為4 096，掃描次數(shù)為64。實驗裝置還包括恒壓恒速驅替泵(最大工作壓力為150.0 MPa)、回壓泵(最大工作壓力為100.0 MPa)、恒溫箱(最高工作溫度為200℃)，夾持器加熱套及溫控箱(最高工作溫度為 160℃)、壓力傳感器(精度為 0.001 MPa)、油氣分離器(精度為0.1 mL)、氣體流量計等。

2.3 實驗步驟

(1)實驗準備階段。將實驗巖心分別用甲苯和乙醇反復清洗7 d，并將清洗后的巖心放入恒溫箱(120℃)中烘干48 h，對烘干后的巖心進行核磁共振T2譜測試，確保此時巖心中沒有流體信號。將巖心前后兩端放置2塊聚四氟乙烯段塞，并將其依次放入無磁巖心夾持器中，用分子真空泵對夾持器內腔抽真空48 h后關閉入口閥門。

(2)高壓飽和地層原油。利用溫控箱調節(jié)加熱套溫度至80℃(高于儲層溫度，原油更易流動);用驅替泵將地層原油以恒壓50.0 MPa注入巖心，夾持器內腔與巖心間有一定空隙，剛注入的地層原油會出現(xiàn)少量脫氣現(xiàn)象，但由于注入壓力高(遠高于原油飽和壓力)，夾持器內的壓力會快速上升至50.0 MPa，初期少量的脫氣原油也會快速重新實現(xiàn)飽和，并在高壓下進入巖心內部，并在恒壓狀態(tài)下飽和15 d，確保原油充分飽和巖心;飽和油過程結束后，將巖心壓力降至14.3 MPa，并將溫度降至56℃，待壓力穩(wěn)定后對巖心進行核磁共振T2譜采樣。

(3)開展脈沖式CO2吞吐實驗。為了深入研究CO2注入后基質－裂縫中原油動用和滲流特征，將CO2脈沖注入周期分為4周期。第1周期:以恒速0.1 mL/min向夾持器中注入CO2，調節(jié)回壓閥，壓力恒定至14.5 MPa，打開出口閥門緩慢排出裂縫中原油，當注氣量達到3倍孔隙體積時立即關閉出口閥門，對巖心進行T2譜采樣，并對比排出裂縫原油前后的T2譜分布。然后進入悶井階段，每隔相同時間間隔對巖心進行一次核磁共振掃描，當連續(xù)3次測量的T2譜分布不變時，再依次開始后續(xù)CO2吞吐周期，注氣、悶井過程和采樣間隔與第1周期一致。4次注氣全部結束后，再分2次衰竭開發(fā)至大氣壓力(第1次由14.5 MPa降至泡點壓力8.8 MPa，第2次由8.8 MPa降至大氣壓力)，并對壓力穩(wěn)定后的巖心進行T2譜采樣。

3 實驗結果及分析

3.1 基質、裂縫及孔隙大小標定

通過對比巖心飽和原油后(未排出裂縫中原油)和第1周期注入CO2后(排出裂縫中原油)的核磁共振T2譜(圖2)可知:巖心在飽和油狀態(tài)下的T2譜呈現(xiàn)出左峰高于右峰的雙峰形態(tài)，說明實驗巖心儲層物性差，微納孔隙發(fā)育，而大孔隙發(fā)育較差，與圖1中呈現(xiàn)的孔隙結構分布特征相似。巖心飽和原油后(未排出裂縫中原油)的T2曲線在弛豫時間大于1 000.0 ms時對應的振幅不為0，但另一條注CO2后(排出裂縫中原油)的T2曲線在弛豫時間大于1 000.0 ms時對應的振幅等于0。進一步對比2條曲線形態(tài)的變化，可對基質和裂縫的分布范圍進行標定:當0.1 ms＜T2≤716.0 ms時，對應的是巖心基質;當716.0 ms＜T2≤10 000.0 ms時，對應的是裂縫。此外，結合相關文獻［14－15］和式(2)，可進一步將基質中的孔隙類型劃分為2種:當0.1 ms＜T2≤20.5 ms時，對應的孔隙標定為小孔隙;當20.5 ms＜T2≤716.0 ms時，對應的孔隙標定為大孔隙。由圖2還可以看出，在CO2第1次注入過程中，裂縫對應的振幅下降明顯，而基質對應的振幅基本沒有變化，說明在有裂縫存在時，注入的CO2主要進入裂縫，驅替裂縫中的原油，而不會進入基質中，這一結論將在后文進一步驗證。

圖2 巖心飽和油后和第1周期CO2注入后的T2譜對比Fig.2 The comparison of T2spectrum after the core saturated with oil and after the first cycle of CO2injection

3.2 第1周期注氣悶井過程中基質—裂縫流體交換特征

通過對比CO2第1次注入后悶井過程中T2譜曲線隨時間的變化(圖3)可知:隨著時間的增加，基質中大孔隙對應振幅的下降幅度大于小孔隙對應振幅的下降幅度，而裂縫對應的振幅在不斷增大，說明在悶井過程中裂縫內的CO2能夠擴散進入基質，與原油作用并溶于原油中，使得基質中的原油膨脹進入裂縫，且大孔隙中原油的動用程度高于小孔隙。當平衡時間達到110 h以后，隨著平衡時間的繼續(xù)增加，在130 h時部分小孔隙(2.0 ms≤T2≤10.0 ms)和部分大孔隙(87.0 ms≤T2≤261.0 ms)對應的振幅相比于110 h時均有所增加，這是因為基質內原油在不同孔徑孔隙間流動所造成的，說明裂縫中CO2與基質內原油達到擴散平衡所需的時間很長。而平衡后期原油在基質中流動的方向主要是由弛豫時間在10.0 ms和87.0 ms之間所對應孔徑的孔隙，向部分小孔隙(2.0 ms≤T2≤10.0 ms)和部分大孔隙(87.0 ms≤T2≤261.0 ms)流動。造成這種流動的原因一方面是由基質中不同孔徑孔隙毛管力差異所引起的，另一方面是由不同孔隙中原油濃度、黏度差異所引起的。

圖3 第1次CO2注入后悶井過程中T2譜分布變化Fig.3 The changes in T2spectrum distribution in the well shut－in after the first CO2injection

根據(jù)不同平衡時間下測量的T2譜曲線圍成的面積差，可以計算出不同孔徑孔隙中原油的采出程度。所有孔隙的采出程度均隨著平衡時間的增加而增大，大孔隙中原油的采出程度遠高于小孔隙，說明大孔隙是提高原油采收率的主要貢獻者。在平衡初期的5 h內，大孔隙中原油采出程度迅速增加，達到19.80%，而小孔隙中原油采出程度增加緩慢，僅為1.20%。說明裂縫中的CO2能夠快速擴散進入基質，大孔隙中原油溶解CO2后在膨脹作用下進入裂縫，而小孔隙中原油膨脹作用相對較弱，主要是由于小孔隙中飽和油量較小，膨脹作用較弱。隨著平衡時間的增加，大孔隙中原油采出程度的增加幅度變緩，而小孔隙中原油采出程度的增加幅度基本保持不變，這是因為隨著平衡時間的增加，原油的膨脹作用逐漸減弱，而CO2的抽提作用引起的原油濃度差異擴散和不同孔徑孔隙毛管力在逐漸起主導作用。但是原油濃度差異擴散和毛管力作用下的原油流動非常緩慢，需要漫長的時間才能最終達到平衡，原油采出程度增加變緩［16－19］。當平衡時間達到130 h時，大孔隙采出程度為46.50%，小孔隙為12.90%，孔隙總的采出程度為23.80%。

3.3 第2周期注氣過程中T2譜變化

在第2周期注氣過程中基質對應的T2譜振幅變化較小，而裂縫對應的振幅下降明顯，說明在注入過程中CO2主要進入裂縫，沿裂縫驅替原油，而基質中的原油無法動用。第2周期注氣悶井平衡后，基質中大、小孔隙對應的振幅有明顯下降，大孔隙對應振幅的下降幅度仍然大于小孔隙，而裂縫對應的振幅則有小幅上升，說明第2周期新注入的CO2仍然能夠擴散進入基質，然后在膨脹作用、毛管力和原油濃度差異擴散的作用下使基質中的原油進入裂縫，但進入裂縫的原油量則小于第1周期注氣平衡后進入裂縫的原油量。這主要是因為經(jīng)過第1周期注氣平衡后，大孔隙中飽和油量在降低，且原油組成在加重，使得飽和CO2后的原油黏度、流動能力和膨脹性在不斷減弱，導致進入裂縫的油量在不斷減少。

3.4 周期脈沖注氣吞吐基質－裂縫滲流特征

通過對比3周期脈沖注氣悶井平衡后和2次分級衰竭開發(fā)穩(wěn)定后的T2譜曲線(圖4)可知:相比于后2周期注氣，第1周期注氣平衡后基質中小孔隙和大孔隙對應的振幅下降幅度最大，裂縫對應的振幅增加幅度最大，而隨著注氣周期的增加，基質中小孔隙對應的振幅變化較小，大孔隙對應振幅的下降幅度也變緩。結合圖5進一步對基質－裂縫的動用程度進行定量描述，可以看出，隨著注氣周期的增加，小孔隙、大孔隙和總孔隙的原油周期采出程度均在不斷降低，當達到第3周期注氣平衡后，小孔隙、大孔隙和總孔隙的周期采出程度分別僅為0.56%、5.88%和2.84%，說明在第1周期注氣平衡后，繼續(xù)增加脈沖注氣周期并不能大幅提高基質中原油的動用程度。這是由于在第1周期注氣平衡過程中，CO2在擴散溶解進入原油的同時，還會與原油之間發(fā)生組分傳質，將原油中的輕質組成抽提到氣相中，當平衡結束后滯留在孔隙中的原油組分加重，密度和黏度也增大，導致后續(xù)注入的新鮮CO2在滯留原油中的溶解度降低，膨脹效果和流動能力均大幅降低，導致后續(xù)注入CO2的溶解和抽提能力下降［20－26］。此外，隨著注氣周期的增加，原油從基質流向裂縫的驅動力由膨脹作用向原油濃度差異引起的擴散作用過渡，導致平衡時間加長，平衡速度變慢。

圖4 3次注氣悶井后和2次分級衰竭后的T2譜分布Fig.4 The T2spectrum distribution after 4 times of gas injection ＆ well shut－in and 2 times of staged depletion

圖5 3周期注氣平衡后和2次衰竭開發(fā)不同孔徑孔隙采出程度對比Fig.5 The comparison of recovery percent of pores with different diameters after 4 cycles of gas injection balance and 2 times of natural depletion

此外，從衰竭開發(fā)的效果(圖4、5)可知，2次分級降壓開發(fā)中小孔隙的動用程度差，僅為0.15%左右，而大孔隙的動用程度相對較高，甚至某些大孔隙的動用程度能夠達到100.00%。裂縫對應的振幅在前后2次降壓開發(fā)中一直為0，說明在降壓衰竭開發(fā)中從大孔隙中流出的原油進入裂縫后能夠快速被采出，而小孔隙中的原油則很難進入裂縫。第1次降壓(14.5～8.8 MPa)開發(fā)過程中大孔隙和所有孔隙的采出程度小于第2次降壓(8.8～0.1 MPa)。這主要是因為第1次降壓是依靠原油和巖石的彈性勢能，驅動力較小;而第2次降壓主要依靠原油的溶解氣驅作用，驅動力相對較大。雖然衰竭至大氣壓力能夠獲得更高的采出程度，但是考慮CO2吞吐是多周期重復開發(fā)的過程，因此，在每周期注氣悶井平衡后衰竭開發(fā)時的壓力降低界限不應低于飽和壓力，以確保下一次的注氣效果。

4 結論

(1)CO2注入裂縫性致密油藏，CO2主要進入裂縫，并沿著裂縫驅替原油，而基質中的原油無法動用。延長悶井時間是提高基質中原油動用程度的有效方法。

(2)在CO2注入后悶井初期，CO2能夠快速擴散進入基質，大孔隙中飽和CO2后的原油在膨脹作用下進入裂縫;而在悶井后期，大孔隙中飽和油量降低，膨脹作用減弱，由CO2抽提引起的原油濃度差異擴散和不同孔徑孔隙毛管力開始成為驅油主要動力。

(3)裂縫性致密油藏CO2吞吐的采收率主要來自于基質中大孔隙的貢獻，小孔隙的采出程度較低;在多周期脈沖注氣中，第1周期注氣平衡后大、小孔隙采出程度最大，但隨著注氣周期的增加，周期內基質中原油的采出程度不斷降低。

(4)為了提高裂縫性致密油藏脈沖式CO2吞吐的效果，建議在“吞”的過程中減小CO2的注入周期，盡量延長悶井時間;在“吐”的過程中將衰竭壓力下限設定在飽和壓力附近，這樣雖然會降低單次CO2吞吐采收率，但能夠提高多周期CO2吞吐的總體采收率。