李菊花，王潔，梁成鋼，陳依偉，張金鳳，胡可

1.油氣鉆采工程湖北省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(長(zhǎng)江大學(xué))，湖北 武漢 430100 2.中國(guó)石油新疆油田分公司吉慶油田作業(yè)區(qū)，新疆 吉木薩爾 831700

注CO2驅(qū)提高原油采收率(CO2-EOR)技術(shù)既能提高原油產(chǎn)量又能實(shí)現(xiàn)CO2的地質(zhì)封存，既能緩解能源危機(jī)又能減少 CO2排放，倍受各國(guó)政府及眾多學(xué)者的高度關(guān)注[1]。對(duì)致密、頁(yè)巖等含有大量納米孔隙的非常規(guī)油藏，注CO2驅(qū)體現(xiàn)了很好的驅(qū)替效果[2]。對(duì)于富含納米孔的非常規(guī)油藏，儲(chǔ)層壁面對(duì)流體的影響不可忽略，孔隙受限狀態(tài)下氣油體系的各種特性對(duì)CO2驅(qū)油至關(guān)重要。其中最小混相壓力(MMP，minimum miscible pressure)，即注入氣體與原油之間的界面張力(IFT，interfacial tension)減小到零時(shí)的對(duì)應(yīng)壓力[3，4]，是油藏確定注CO2驅(qū)項(xiàng)目首要關(guān)注的參數(shù)，關(guān)系到油氣在儲(chǔ)層中能否實(shí)現(xiàn)混相驅(qū)油，微觀驅(qū)油效率能否達(dá)到100%。

油藏注氣最小混相壓力常規(guī)確定方法主要包括實(shí)驗(yàn)法、理論計(jì)算法、數(shù)值模擬法，是典型的氣-液體系(氣-油體系)相態(tài)研究問(wèn)題[5]。隨著富含納米級(jí)致密頁(yè)巖油藏的深入研究，發(fā)展了以氣-液-固體系(受限狀態(tài)下的氣-油體系)相態(tài)平衡理論，考慮納米尺度約束對(duì)頁(yè)巖儲(chǔ)層注氣相行為影響的研究逐漸得到關(guān)注[6]。筆者以新疆吉木薩爾頁(yè)巖油藏為研究對(duì)象，以考慮納米孔隙尺度約束的修正PR(Peng-Robinson)相態(tài)方程為理論基礎(chǔ)，采用理論計(jì)算與數(shù)值模擬方法相結(jié)合確定目標(biāo)油藏注CO2驅(qū)最小混相壓力，以期指導(dǎo)目標(biāo)頁(yè)巖油藏后續(xù)提高采收率注氣政策的制定。

1 吉木薩爾頁(yè)巖基本特征

1.1 儲(chǔ)層特征

新疆吉木薩爾頁(yè)巖儲(chǔ)層為二疊系蘆草溝組，儲(chǔ)層碎屑顆粒粒級(jí)呈現(xiàn)普遍較細(xì)的特點(diǎn)，以0.01～0.125mm為主。儲(chǔ)層多為過(guò)渡性巖類，粉細(xì)砂、泥質(zhì)及碳酸鹽富集層呈厘米級(jí)互層狀分布，常見(jiàn)巖性約有50多種[7]。儲(chǔ)層主要發(fā)育四類儲(chǔ)集空間：剩余粒間孔、微孔(晶間孔)、溶孔、溶縫，儲(chǔ)層孔隙類型以剩余粒間孔和溶孔為主[8,9]。儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)變化較大，以微細(xì)孔喉為主，但常規(guī)孔喉亦有發(fā)育。其中頁(yè)巖油樣品以納米級(jí)孔隙和孔喉占主導(dǎo)，發(fā)育七類孔隙(以溶蝕孔、晶間孔為主)和三種孔喉連通關(guān)系(大孔-細(xì)喉、短導(dǎo)管狀、樹(shù)形孔隙網(wǎng)絡(luò))；物性明顯受孔徑/孔喉大小控制，隨物性變差；粒間孔及粒間溶蝕孔比例降低，晶間孔明顯增多，細(xì)分孔隙空間為微孔(半徑<15nm)、小孔(半徑15～100nm)、中孔(半徑100～1500nm)和大孔四類[10]。蘆草溝組致密頁(yè)巖油儲(chǔ)層平均喉道半徑在0.1～0.16μm之間，孔喉半徑比在301～582之間，具有“喉道細(xì)，孔喉比大”的特點(diǎn)。微納米級(jí)喉道控制了絕大部分孔隙體積，次生納米級(jí)孔喉占儲(chǔ)集空間的65%以上。以圖1吉174井納米掃描電鏡為例，研究區(qū)319塊鑄體薄片、掃描電鏡統(tǒng)計(jì)表明，吉木薩爾蘆草溝組儲(chǔ)層屬典型的頁(yè)巖油儲(chǔ)層，原油賦存于納米孔隙中。

圖1 吉174井3274.15m井深處納米孔隙圖片

1.2 流體特征

新疆吉木薩爾頁(yè)巖油藏地層流體分析表明[11]，該儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，上下“甜點(diǎn)”原油性質(zhì)差異較大。上“甜點(diǎn)”地面原油密度平均為0.89g/cm3，50℃下黏度平均為73.45mPa·s，凝固點(diǎn)平均為24.84℃，屬于中質(zhì)、較高凝固點(diǎn)的高含蠟原油。下“甜點(diǎn)”地面原油密度平均為0.92g/cm3，50℃下黏度平均為300.56mPa·s，凝固點(diǎn)平均為8.7℃，屬于中質(zhì)原油。

根據(jù)研究區(qū)二疊系蘆草溝組二段頁(yè)巖油取得的PVT資料，地層油密度0.84g/cm3，地層油黏度10.58mPa·s，地層壓力下的體積系數(shù)1.06，溶解氣油比17m3/m3。上“甜點(diǎn)”油藏溶解氣相對(duì)密度0.63～0.83，組分中甲烷體積分?jǐn)?shù)47.36%～90.27%，乙烷體積分?jǐn)?shù)3.92%～15.18%，丙烷體積分?jǐn)?shù)1.26%～18.92%，氮?dú)怏w積分?jǐn)?shù)2.08%～7.64%，二氧化碳體積分?jǐn)?shù)0.32%～4.22%，不含硫化氫；下“甜點(diǎn)”油藏溶解氣相對(duì)密度0.84，組分中甲烷體積分?jǐn)?shù)66.30%，乙烷體積分?jǐn)?shù)13.35%，丙烷體積分?jǐn)?shù)14.86%，氮?dú)怏w積分?jǐn)?shù)2.08%，二氧化碳體積分?jǐn)?shù)0.36%，不含硫化氫。地層水密度1.01g/cm3，礦化度15567.59mg/L，地層水型為NaHCO3型。

1.3 開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

新疆吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁(yè)巖油于2011年9月發(fā)現(xiàn)，2012年采取水平井+體積壓裂的方式進(jìn)行開(kāi)發(fā)試驗(yàn)取得突破，2013～2014年繼續(xù)以水平井+體積壓裂的方式實(shí)施了3口探井、10口開(kāi)發(fā)試驗(yàn)井，2017年油田立足密切割體積壓裂理念，通過(guò)開(kāi)展地質(zhì)工程一體化研究，多段壓裂水平生產(chǎn)井初期表現(xiàn)較好，降低了開(kāi)井初期含水率，實(shí)現(xiàn)了高液量期含水率快速下降，取得了最高日產(chǎn)油量108.5t、穩(wěn)產(chǎn)27.0t的生產(chǎn)效果，有效推動(dòng)了頁(yè)巖油區(qū)的規(guī)模效益開(kāi)發(fā)。由于頁(yè)巖儲(chǔ)層自身能量接替不足，需要考慮適時(shí)補(bǔ)充能量提高后續(xù)開(kāi)發(fā)后勁，現(xiàn)場(chǎng)采用注CO2輔助開(kāi)發(fā)技術(shù)并取得了一些成果[12]，有力地推動(dòng)了頁(yè)巖油藏注CO2驅(qū)深入研究。2019年吉木薩爾頁(yè)巖油藏嘗試注CO2輔助壓裂開(kāi)采方式，老井注CO2吞吐實(shí)施3口井(直井2口、水平井1口)，CO2注入量5461t，增油量1747t，為該油藏廣泛實(shí)施注CO2驅(qū)提高采收率奠定了物質(zhì)基礎(chǔ)。

2 考慮納米孔隙約束的注CO2驅(qū)最小混相壓力確定

前人[13-16]主要采用實(shí)驗(yàn)法、理論計(jì)算法和數(shù)值模擬法來(lái)研究油氣相態(tài)特征并確定注氣最小混相壓力。其中細(xì)管實(shí)驗(yàn)法一直作為“工業(yè)標(biāo)準(zhǔn)”被認(rèn)為是最可靠的方法并廣泛采用。該方法費(fèi)用高耗時(shí)長(zhǎng)，實(shí)驗(yàn)裝置采用填砂細(xì)管的物理模擬方式已不適用非常規(guī)納米孔隙介質(zhì)儲(chǔ)層。早期理論計(jì)算采用的經(jīng)驗(yàn)公式和經(jīng)驗(yàn)圖版法，僅僅針對(duì)相應(yīng)的油藏流體和注入氣體，導(dǎo)致經(jīng)驗(yàn)公式多且適應(yīng)性差。隨著氣-液-固相態(tài)理論的深入研究，采用理論計(jì)算結(jié)合數(shù)值模擬方法更具普適性。

2.1 納米孔約束的流體相態(tài)特征

2.1.1 納米孔約束的狀態(tài)方程

狀態(tài)方程依托計(jì)算機(jī)技術(shù)的發(fā)展，長(zhǎng)期被用于研究各種純組分流體和多組分流體的氣液平衡。特別是對(duì)于多組分流體計(jì)算精確，結(jié)果可靠性高，計(jì)算成本低。在Vanderwaals(范德華)1873年提出的立方型狀態(tài)方程基礎(chǔ)上，通過(guò)修正改進(jìn)，研究者發(fā)展出其他的兩參數(shù)立方型狀態(tài)方程，如Berthlot狀態(tài)方程、RK(Redlich-Kwong)狀態(tài)方程、SRK狀態(tài)方程、PR狀態(tài)方程等。其中PR狀態(tài)方程結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，精度較高，可以用來(lái)預(yù)測(cè)和描述相態(tài)特征和臨界點(diǎn)附近的相態(tài)變化，模擬經(jīng)典細(xì)管實(shí)驗(yàn)時(shí)效果最佳，是油藏模擬中計(jì)算油氣藏流體相平衡應(yīng)用最廣泛的狀態(tài)方程之一。但當(dāng)儲(chǔ)層孔隙減小到納米級(jí)，油氣藏的流體相平衡與常規(guī)油氣藏中的相平衡存在顯著差異，傳統(tǒng)的PR狀態(tài)方程精度降低。微觀條件下的相態(tài)變化受界面作用、孔徑尺寸和孔道的幾何形狀等因素的影響，不同的孔隙結(jié)構(gòu)也會(huì)影響限域內(nèi)流體的相變行為。

頁(yè)巖儲(chǔ)層納米孔隙結(jié)構(gòu)中流體分子的非均質(zhì)分布，使得頁(yè)巖儲(chǔ)層的烴類相態(tài)與常規(guī)模型的預(yù)測(cè)有很大偏差?？紤]孔隙受限相態(tài)研究成果顯示納米孔隙中的相圖收縮，泡點(diǎn)和露點(diǎn)均有大的偏差[17]。筆者采用KHANAL等[18]提出的臨界位移法，考慮流體分子與納米孔壁相互作用，計(jì)算出每種烴的偏離臨界溫度和偏離臨界壓力，然后對(duì)偏離的臨界溫度和壓力進(jìn)行歸一化處理，調(diào)整臨界性質(zhì)修正PR狀態(tài)方程。

由三次狀態(tài)方程計(jì)算出的臨界溫度和壓力通過(guò)相關(guān)關(guān)聯(lián)式進(jìn)行偏移。其相關(guān)關(guān)系總結(jié)如下：

lnΔTc=-3.007lnrp+0.869

(1)

(2)

限制臨界性質(zhì)式用如下公式：

(3)

(4)

式中：ΔTc為臨界溫度偏差，K；Δpc為臨界壓力偏差，MPa；rp為孔隙半徑，nm；Tc為臨界溫度，K；pc為臨界壓力，MPa；Tcc為納米孔隙約束后的臨界溫度，K；pcc為納米孔隙約束后的臨界壓力，MPa。

2.1.2 吉木薩爾頁(yè)巖油藏流體相態(tài)特征

利用吉木薩爾頁(yè)巖油流體PVT數(shù)據(jù)，使用修正后的PR狀態(tài)方程對(duì)流體特性進(jìn)行表征。采用CMG的WINPROP組分模擬器，將流體組分?jǐn)M化劈分為CO2，C1+C2，C3++C5+，C7+，C11+，C19+，C29+等7個(gè)擬組分，對(duì)流體性質(zhì)進(jìn)行了調(diào)整，擬合后的結(jié)果與實(shí)驗(yàn)結(jié)果相匹配，建立了油藏流體組分模型。利用臨界溫度和臨界壓力參數(shù)偏移相關(guān)關(guān)系，得出流體樣品擬組分在納米孔中的臨界溫度和臨界壓力，結(jié)果如圖2所示。

圖2 不同半徑納米孔隙中擬組分的臨界參數(shù)示意圖

圖2反映了不同半徑納米孔隙中各擬組分臨界參數(shù)值，結(jié)果表明納米孔隙對(duì)不同組分均產(chǎn)生影響?？傮w來(lái)看，重質(zhì)組分的臨界壓力比輕質(zhì)組分的低，重質(zhì)組分的臨界溫度比輕質(zhì)組分的高。圖2(a)是不同納米孔隙中擬組分臨界壓力變化趨勢(shì)圖，顯示當(dāng)儲(chǔ)層孔隙半徑由500nm減小到5nm時(shí)，各擬組分臨界壓力均有下降，輕質(zhì)組分臨界壓力下降幅度顯著，CO2的臨界壓力偏移與C1+C2輕質(zhì)組分一致，且隨著分子量的增加變化幅度逐漸減緩。圖2(b)是不同半徑納米孔隙中擬組分臨界溫度變化趨勢(shì)圖，總體來(lái)看臨界溫度的偏移不明顯。由于納米尺度的限制，臨界溫度不同程度有所下降。

從圖3各擬組分臨界參數(shù)偏移量圖上可以看到，受納米孔隙的約束，重質(zhì)組分的臨界壓力相對(duì)輕質(zhì)組分的影響偏小，重質(zhì)組分的臨界溫度相對(duì)輕質(zhì)組分的影響偏大。圖3(a)顯示相同擬組分的臨界壓力隨著納米孔隙半徑變小偏移量變大，當(dāng)納米孔隙半徑小于100nm時(shí)，臨界壓力偏移量不容忽視。以輕質(zhì)組分C1+C2的臨界壓力為例，孔隙半徑為5nm時(shí)對(duì)應(yīng)臨界壓力為34.5MPa，在孔隙半徑為10nm時(shí)對(duì)應(yīng)臨界壓力為53.7MPa，直到孔隙半徑大于300nm，臨界壓力與PVT筒測(cè)試臨界壓力基本一致(為72.2MPa)，各擬組分臨界壓力的偏移量最終趨于零。圖3(b)顯示當(dāng)納米孔半徑小于10nm時(shí)，臨界溫度的偏移量有較為明顯的差異但總偏移量不大，重質(zhì)組分在納米孔隙半徑500nm下降到5nm時(shí)，臨界溫度偏移幅度僅為1.8%。

圖3 不同半徑納米孔隙中擬組分的臨界參數(shù)偏移量

總體來(lái)看，納米孔隙中的相態(tài)特征研究表明，受孔隙約束的影響，當(dāng)孔隙半徑小于100nm時(shí)，限域約束下的臨界性質(zhì)與常規(guī)臨界性質(zhì)有明顯的偏移。為此引入與孔隙半徑有關(guān)的約束條件，將修正的PR狀態(tài)方程應(yīng)用到吉木薩爾頁(yè)巖油藏的限域相態(tài)模型中。根據(jù)臨界參數(shù)的偏移計(jì)算模型，研究孔隙約束影響下頁(yè)巖儲(chǔ)層中流體相態(tài)，得到吉木薩爾頁(yè)巖油不同納米孔徑下流體的P-T相圖，結(jié)果如圖4所示。

圖4 不同半徑納米孔隙中吉木薩爾頁(yè)巖油的P-T相圖

由圖4可知，隨著孔隙半徑的減小，流體的P-T相圖大致向右偏移，兩相區(qū)面積減小，相圖明顯呈收縮狀態(tài)，相態(tài)特征更近乎重質(zhì)油特征。當(dāng)孔隙半徑小于50nm，相圖的偏移趨勢(shì)明顯，臨界點(diǎn)向右下方偏移度大；當(dāng)孔隙半徑小于10nm時(shí)，相圖兩相區(qū)面積較顯著，泡點(diǎn)線幾乎從常規(guī)相圖中心部分穿過(guò)。相應(yīng)地，當(dāng)孔隙半徑為500nm時(shí)，流體相圖輪廓已基本接近常規(guī)PVT筒測(cè)定值(500nm是X符號(hào))，表明微米級(jí)以上的孔隙中不存在流體臨界參數(shù)偏移的影響，孔隙結(jié)構(gòu)不再影響相態(tài)特征。由P-T相圖可以看出，流體的相行為受到納米孔隙影響，但影響范圍局限于500nm范圍內(nèi)，并在小于50nm的孔隙半徑中表現(xiàn)尤為顯著。

2.2 納米孔約束的最小混相壓力

2.2.1 最小混相壓力常規(guī)確定方法

1)實(shí)驗(yàn)法。針對(duì)吉木薩爾地區(qū)頁(yè)巖油藏，選擇細(xì)管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)法測(cè)試注CO2驅(qū)最小混相壓力。在油藏溫度89.28℃的條件，通過(guò)不斷提高注入CO2時(shí)的實(shí)驗(yàn)壓力，使得采收率增加到95%左右對(duì)應(yīng)的壓力可以代表油藏系統(tǒng)的最小混相壓力[19]。

2)經(jīng)驗(yàn)公式法。經(jīng)驗(yàn)公式法包括Glaso 經(jīng)驗(yàn)公式、NPC方法、J-P經(jīng)驗(yàn)公式法、The Petroleum Recovery Institute經(jīng)驗(yàn)公式、Alston經(jīng)驗(yàn)公式、Silva經(jīng)驗(yàn)公式等[20-24]。

各個(gè)經(jīng)驗(yàn)公式的使用條件存在差異，選用改進(jìn)的最小混相壓力計(jì)算模型，主要考慮油藏溫度、中間組分的摩爾分?jǐn)?shù)、C7+的分子量這3個(gè)關(guān)鍵參數(shù)，對(duì)吉木薩爾頁(yè)巖油藏注CO2驅(qū)的最小混相壓力進(jìn)行預(yù)測(cè)[25]。

(5)

式中：pmm為最小混相壓力，MPa；MC7+為脫氣油中的C7+的分子量；T為油藏溫度，℃。

3)油藏?cái)?shù)值模擬法。利用CMG中的WINPROP模塊，基于PR狀態(tài)方程建立吉木薩爾頁(yè)巖油藏流體模型。在油藏壓力41.25MPa，油藏溫度89.28℃條件下，擬合調(diào)參后擬組分流體的PVT 性質(zhì)與流體樣品的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)相符，回歸后的流體擬組分模型可以較為準(zhǔn)確地呈現(xiàn)真實(shí)流體的性質(zhì)，在此基礎(chǔ)上開(kāi)展原油與注CO2驅(qū)最小混相壓力的模擬計(jì)算。

綜合以上3種計(jì)算最小混相壓力的方法，統(tǒng)計(jì)吉木薩爾頁(yè)巖油藏注CO2驅(qū)最小混相壓力計(jì)算結(jié)果如表1所示。綜合對(duì)比吉木薩爾的最小混相壓力方法測(cè)試結(jié)果，其他兩種方法計(jì)算結(jié)果與實(shí)驗(yàn)結(jié)果均比較接近，結(jié)果的相對(duì)誤差不超過(guò)5%，取平均值24.61MPa為該油藏注CO2驅(qū)最小混相壓力。

表1 不同方法計(jì)算注CO2驅(qū)最小混相壓力結(jié)果表

2.2.2 考慮納米約束的最小混相壓力

由于吉木薩爾頁(yè)巖油藏納米孔隙占主導(dǎo)，流體的臨界性質(zhì)因受到納米孔隙半徑的影響而發(fā)生改變，相應(yīng)頁(yè)巖儲(chǔ)層中的流體相態(tài)也隨之改變，氣液混相條件變化，導(dǎo)致最小混相壓力發(fā)生動(dòng)態(tài)變化。將臨界性質(zhì)偏移參數(shù)相關(guān)關(guān)系式納入PR狀態(tài)方程計(jì)算臨界溫度和臨界壓力，隨后通過(guò)相關(guān)關(guān)聯(lián)式進(jìn)行偏移，計(jì)算出吉木薩爾頁(yè)巖油考慮納米孔隙約束的注CO2驅(qū)最小混相壓力，結(jié)果如圖5所示。

圖5 吉木薩爾頁(yè)巖油藏在不同半徑納米孔隙中注CO2驅(qū)最小混相壓力

從圖5可知，當(dāng)孔隙半徑小于50nm時(shí)，采用考慮納米孔隙約束計(jì)算的最小混相壓力相對(duì)于常規(guī)計(jì)算方法有明顯的降低，最小混相壓力隨著孔隙半徑的減小而減小；當(dāng)孔隙半徑大于50nm時(shí)，最小混相壓力值趨于穩(wěn)定，與常規(guī)計(jì)算最小混相壓力值接近。究其原因是由于擬組分在不同孔隙半徑內(nèi)臨界點(diǎn)偏移量差異所致，對(duì)于較大孔隙半徑，孔隙約束影響下的參數(shù)變化敏感性較低。當(dāng)孔隙半徑為50nm時(shí)，考慮納米孔約束的吉木薩爾頁(yè)巖油藏注CO2驅(qū)最小混相壓力為24.6MPa；當(dāng)孔隙半徑為20nm時(shí)，最小混相壓力降低到20.4MPa，降幅達(dá)到17%。統(tǒng)計(jì)研究目標(biāo)區(qū)Ⅰ類儲(chǔ)層(平均孔隙半徑大于45nm)占比22.8%，Ⅱ類儲(chǔ)層(平均孔隙半徑大于35nm)占比15.4%，Ⅲ類儲(chǔ)層(平均孔隙半徑大于25nm)占比61.7%，按照比例進(jìn)行加權(quán)平均計(jì)算，確定吉木薩爾頁(yè)巖油藏注CO2驅(qū)最小混相壓力為21.6MPa。

3 結(jié)論

1)采用臨界位移法，研究納米孔隙中的流體相態(tài)特征。結(jié)果表明，流體臨界參數(shù)均隨孔隙半徑的減小而降低。不同孔隙半徑下的臨界參數(shù)偏移情況不同，孔隙半徑的變化對(duì)于臨界壓力的影響較臨界溫度更為顯著。

2)建立了考慮納米孔隙約束下的流體相態(tài)模型。結(jié)果表明，孔隙半徑在500nm以下時(shí)，流體相態(tài)受到的影響越顯著，在小于50nm的孔隙半徑中表現(xiàn)尤為顯著，流體相圖呈現(xiàn)明顯收縮現(xiàn)象。

3)改進(jìn)傳統(tǒng)最小混相壓力計(jì)算模型確定頁(yè)巖油藏注CO2驅(qū)最小混相壓力。結(jié)果表明，納米孔隙半徑越小對(duì)應(yīng)最小混相壓力越小?？紤]目標(biāo)油藏納米孔隙半徑分布比例進(jìn)行加權(quán)平均，確定吉木薩爾頁(yè)巖油藏注CO2驅(qū)最小混相壓力為21.6MPa。