裂缝性致密油藏二氧化碳吞吐基质－裂缝间流体渗流特征研究

巩联浩，刘继梓，武 兴，卜广平，黄 凡，杨 龙

(中国石油长庆油田分公司，陕西 榆林 718606)

0 引言

致密油藏在中国鄂尔多斯盆地分布广泛且储量较大，但由于储层孔隙度小、渗透率低、非均质性严重等特征，导致开发效果普遍较差，即便在水平井和大规模压裂技术的帮助下，一次采收率仅为5%～10%［1－4］。CO2吞吐技术是一种提高致密油藏采收率的有效方法，能够避免CO2在连续注入过程中发生气窜，同时CO2的超临界特性和强抽提能力［5－7］，有效解决了驱油效率差的问题。近年来，国内外开展了大量CO2吞吐提高致密油藏采收率实验。Hawthorne等［8］开展的 CO2岩心基质内扩散实验，表明CO2在压力作用下能够渗透进入基质，部分原油在体积膨胀、原油黏度降低以及浓度梯度扩散的作用下从基质流向裂缝。Vega等［9］开展了混相条件下低渗透岩心的CO2驱替和扩散实验，结果显示CO2扩散作用大幅提高了采收率。Zekri等［10］认为CO2在非混相条件下能提高致密岩心原油的驱油效率。Ma等［11］通过开展CO2吞吐实验表明，最佳CO2吞吐周期应为3周期，提高采收率能够达到30个百分点以上。由于受到实验仪器及技术的限制，很少有学者从微观孔隙尺度来描述CO2吞吐过程中基质－裂缝间的渗流规律和基质中原油的动用特征。低场核磁共振技术在岩心驱替实验中得到应用，能够实时反映驱替过程中岩心孔隙内流体的赋存特征，以及定量评价微观尺度的动用程度，具有无损样品和可视化的优点［12－13］。因此，基于核磁共振 T2谱测试原理，以鄂尔多斯盆地安塞油田长8段储层为例，开展脉冲式CO2吞吐实验，模拟基质－裂缝间流体的渗流过程，并对CO2吞吐过程中的岩心进行核磁共振在线扫描，从微观孔隙尺度研究了CO2吞吐过程中基质内孔隙中原油的动用特征，以及基质－裂缝间流体的渗流特征，为安塞油田长8段储层CO2吞吐开发提供方法和依据。

1 实验原理

低场核磁共振技术是以流体中氢原子核在磁场中的响应为基础，通过测量氢原子核的横向弛豫时间T2来分析含氢流体在多孔介质中弛豫行为的技术［14－15］。通常，多孔介质中流体的横向弛豫时间由所填充流体的固有弛豫时间、多孔介质颗粒表面横向弛豫时间和流体扩散引发的横向弛豫时间3个部分所决定。但由于致密砂岩孔喉细小，孔隙半径以纳米级别为主，流体固有弛豫时间和流体扩散引发的横向弛豫时间均可以忽略不计。因此，致密砂岩中流体的横向弛豫时间主要由颗粒表面的横向弛豫时间所决定，即T2表达式可以写为:

式中:T2为横向弛豫时间，ms;T2S为多孔介质颗粒表面横向弛豫时间，ms;ρ为岩石表面弛豫率;S为岩石孔隙表面积，μm2;V为岩石孔隙体积，μm3。

令Fs=Sr/V，式(1)又可转换为:

式中:Fs为孔隙形状因子，与孔隙半径有关;r为平均孔隙半径，μm。

由式(2)可知，横向弛豫时间T2与岩石孔隙半径成正比。此外，由于岩心饱和原油的核磁总信号与岩心孔隙中的饱和油量成正比，可以通过计算弛豫时间对应的振幅之和来定量表征孔隙中原油的赋存量［16］。再根据吞吐前后的T2谱分布可以计算出不同半径孔隙中原油的采出程度，进而对吞吐过程中孔隙中原油的动用特征进行实时描述。

2 实验内容

2.1 实验材料

实验用岩心来自鄂尔多斯盆地安塞油田W37井长8段储层，岩心经过反复清洗后，放置于恒温箱中(120℃)烘干，进行气测孔隙度、渗透率及高压压汞测试，确定岩心基本参数(表1、图1)。由图1可知，实验岩心的孔隙半径主要为0.003 6～0.615 5 μm，其中，孔隙半径为 0.108 1～0.488 1 μm的孔隙占比达到51.03%，证实该岩心属于致密岩心，孔喉细小，纳米孔隙占比高。

图1 实验岩心孔隙半径分布Fig.1 The pore radius distribution of test core

表1 实验岩心基本参数Table 1 The basic parameters of test core

实验用原油为W37井的分离器油和分离器气按照生产气油比为51.5 m3/m3复配的地层原油［17］，泡点压力为 8.8 MPa，密度为 0.815×103kg/m3，黏度为3.6 mPa·s。实验用CO2气体的纯度为99.99%，储层条件下(14.3 MPa、56℃)密度为0.762×103kg/m3，黏度为 0.081 mPa·s。细管实验结果显示，在储层温度(56℃)下地层原油与CO2的最小混相压力为18.2 MPa，此时CO2与地层原油无法实现混相。

2.2 实验装置

实验装置的核心为SPEC－RC1型核磁共振系统，该系统包括自主研发的高压无磁岩心夹持器和低场核磁共振仪。高压无磁岩心夹持器的内腔直径为27.0 mm，长度为210.0 mm，耐压为45 MPa，耐温为80℃。核磁共振仪测试样品最大直径为120.0 mm、长度为150.0 mm的圆柱体工件。工作参数:回波间隔为0.23 ms，等待时间为2 s，回波数为4 096，扫描次数为64。实验装置还包括恒压恒速驱替泵(最大工作压力为150.0 MPa)、回压泵(最大工作压力为100.0 MPa)、恒温箱(最高工作温度为200℃)，夹持器加热套及温控箱(最高工作温度为 160℃)、压力传感器(精度为 0.001 MPa)、油气分离器(精度为0.1 mL)、气体流量计等。

2.3 实验步骤

(1)实验准备阶段。将实验岩心分别用甲苯和乙醇反复清洗7 d，并将清洗后的岩心放入恒温箱(120℃)中烘干48 h，对烘干后的岩心进行核磁共振T2谱测试，确保此时岩心中没有流体信号。将岩心前后两端放置2块聚四氟乙烯段塞，并将其依次放入无磁岩心夹持器中，用分子真空泵对夹持器内腔抽真空48 h后关闭入口阀门。

(2)高压饱和地层原油。利用温控箱调节加热套温度至80℃(高于储层温度，原油更易流动);用驱替泵将地层原油以恒压50.0 MPa注入岩心，夹持器内腔与岩心间有一定空隙，刚注入的地层原油会出现少量脱气现象，但由于注入压力高(远高于原油饱和压力)，夹持器内的压力会快速上升至50.0 MPa，初期少量的脱气原油也会快速重新实现饱和，并在高压下进入岩心内部，并在恒压状态下饱和15 d，确保原油充分饱和岩心;饱和油过程结束后，将岩心压力降至14.3 MPa，并将温度降至56℃，待压力稳定后对岩心进行核磁共振T2谱采样。

(3)开展脉冲式CO2吞吐实验。为了深入研究CO2注入后基质－裂缝中原油动用和渗流特征，将CO2脉冲注入周期分为4周期。第1周期:以恒速0.1 mL/min向夹持器中注入CO2，调节回压阀，压力恒定至14.5 MPa，打开出口阀门缓慢排出裂缝中原油，当注气量达到3倍孔隙体积时立即关闭出口阀门，对岩心进行T2谱采样，并对比排出裂缝原油前后的T2谱分布。然后进入闷井阶段，每隔相同时间间隔对岩心进行一次核磁共振扫描，当连续3次测量的T2谱分布不变时，再依次开始后续CO2吞吐周期，注气、闷井过程和采样间隔与第1周期一致。4次注气全部结束后，再分2次衰竭开发至大气压力(第1次由14.5 MPa降至泡点压力8.8 MPa，第2次由8.8 MPa降至大气压力)，并对压力稳定后的岩心进行T2谱采样。

3 实验结果及分析

3.1 基质、裂缝及孔隙大小标定

通过对比岩心饱和原油后(未排出裂缝中原油)和第1周期注入CO2后(排出裂缝中原油)的核磁共振T2谱(图2)可知:岩心在饱和油状态下的T2谱呈现出左峰高于右峰的双峰形态，说明实验岩心储层物性差，微纳孔隙发育，而大孔隙发育较差，与图1中呈现的孔隙结构分布特征相似。岩心饱和原油后(未排出裂缝中原油)的T2曲线在弛豫时间大于1 000.0 ms时对应的振幅不为0，但另一条注CO2后(排出裂缝中原油)的T2曲线在弛豫时间大于1 000.0 ms时对应的振幅等于0。进一步对比2条曲线形态的变化，可对基质和裂缝的分布范围进行标定:当0.1 ms＜T2≤716.0 ms时，对应的是岩心基质;当716.0 ms＜T2≤10 000.0 ms时，对应的是裂缝。此外，结合相关文献［14－15］和式(2)，可进一步将基质中的孔隙类型划分为2种:当0.1 ms＜T2≤20.5 ms时，对应的孔隙标定为小孔隙;当20.5 ms＜T2≤716.0 ms时，对应的孔隙标定为大孔隙。由图2还可以看出，在CO2第1次注入过程中，裂缝对应的振幅下降明显，而基质对应的振幅基本没有变化，说明在有裂缝存在时，注入的CO2主要进入裂缝，驱替裂缝中的原油，而不会进入基质中，这一结论将在后文进一步验证。

图2 岩心饱和油后和第1周期CO2注入后的T2谱对比Fig.2 The comparison of T2spectrum after the core saturated with oil and after the first cycle of CO2injection

3.2 第1周期注气闷井过程中基质—裂缝流体交换特征

通过对比CO2第1次注入后闷井过程中T2谱曲线随时间的变化(图3)可知:随着时间的增加，基质中大孔隙对应振幅的下降幅度大于小孔隙对应振幅的下降幅度，而裂缝对应的振幅在不断增大，说明在闷井过程中裂缝内的CO2能够扩散进入基质，与原油作用并溶于原油中，使得基质中的原油膨胀进入裂缝，且大孔隙中原油的动用程度高于小孔隙。当平衡时间达到110 h以后，随着平衡时间的继续增加，在130 h时部分小孔隙(2.0 ms≤T2≤10.0 ms)和部分大孔隙(87.0 ms≤T2≤261.0 ms)对应的振幅相比于110 h时均有所增加，这是因为基质内原油在不同孔径孔隙间流动所造成的，说明裂缝中CO2与基质内原油达到扩散平衡所需的时间很长。而平衡后期原油在基质中流动的方向主要是由弛豫时间在10.0 ms和87.0 ms之间所对应孔径的孔隙，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)流动。造成这种流动的原因一方面是由基质中不同孔径孔隙毛管力差异所引起的，另一方面是由不同孔隙中原油浓度、黏度差异所引起的。

图3 第1次CO2注入后闷井过程中T2谱分布变化Fig.3 The changes in T2spectrum distribution in the well shut－in after the first CO2injection

根据不同平衡时间下测量的T2谱曲线围成的面积差，可以计算出不同孔径孔隙中原油的采出程度。所有孔隙的采出程度均随着平衡时间的增加而增大，大孔隙中原油的采出程度远高于小孔隙，说明大孔隙是提高原油采收率的主要贡献者。在平衡初期的5 h内，大孔隙中原油采出程度迅速增加，达到19.80%，而小孔隙中原油采出程度增加缓慢，仅为1.20%。说明裂缝中的CO2能够快速扩散进入基质，大孔隙中原油溶解CO2后在膨胀作用下进入裂缝，而小孔隙中原油膨胀作用相对较弱，主要是由于小孔隙中饱和油量较小，膨胀作用较弱。随着平衡时间的增加，大孔隙中原油采出程度的增加幅度变缓，而小孔隙中原油采出程度的增加幅度基本保持不变，这是因为随着平衡时间的增加，原油的膨胀作用逐渐减弱，而CO2的抽提作用引起的原油浓度差异扩散和不同孔径孔隙毛管力在逐渐起主导作用。但是原油浓度差异扩散和毛管力作用下的原油流动非常缓慢，需要漫长的时间才能最终达到平衡，原油采出程度增加变缓［16－19］。当平衡时间达到130 h时，大孔隙采出程度为46.50%，小孔隙为12.90%，孔隙总的采出程度为23.80%。

3.3 第2周期注气过程中T2谱变化

在第2周期注气过程中基质对应的T2谱振幅变化较小，而裂缝对应的振幅下降明显，说明在注入过程中CO2主要进入裂缝，沿裂缝驱替原油，而基质中的原油无法动用。第2周期注气闷井平衡后，基质中大、小孔隙对应的振幅有明显下降，大孔隙对应振幅的下降幅度仍然大于小孔隙，而裂缝对应的振幅则有小幅上升，说明第2周期新注入的CO2仍然能够扩散进入基质，然后在膨胀作用、毛管力和原油浓度差异扩散的作用下使基质中的原油进入裂缝，但进入裂缝的原油量则小于第1周期注气平衡后进入裂缝的原油量。这主要是因为经过第1周期注气平衡后，大孔隙中饱和油量在降低，且原油组成在加重，使得饱和CO2后的原油黏度、流动能力和膨胀性在不断减弱，导致进入裂缝的油量在不断减少。

3.4 周期脉冲注气吞吐基质－裂缝渗流特征

通过对比3周期脉冲注气闷井平衡后和2次分级衰竭开发稳定后的T2谱曲线(图4)可知:相比于后2周期注气，第1周期注气平衡后基质中小孔隙和大孔隙对应的振幅下降幅度最大，裂缝对应的振幅增加幅度最大，而随着注气周期的增加，基质中小孔隙对应的振幅变化较小，大孔隙对应振幅的下降幅度也变缓。结合图5进一步对基质－裂缝的动用程度进行定量描述，可以看出，随着注气周期的增加，小孔隙、大孔隙和总孔隙的原油周期采出程度均在不断降低，当达到第3周期注气平衡后，小孔隙、大孔隙和总孔隙的周期采出程度分别仅为0.56%、5.88%和2.84%，说明在第1周期注气平衡后，继续增加脉冲注气周期并不能大幅提高基质中原油的动用程度。这是由于在第1周期注气平衡过程中，CO2在扩散溶解进入原油的同时，还会与原油之间发生组分传质，将原油中的轻质组成抽提到气相中，当平衡结束后滞留在孔隙中的原油组分加重，密度和黏度也增大，导致后续注入的新鲜CO2在滞留原油中的溶解度降低，膨胀效果和流动能力均大幅降低，导致后续注入CO2的溶解和抽提能力下降［20－26］。此外，随着注气周期的增加，原油从基质流向裂缝的驱动力由膨胀作用向原油浓度差异引起的扩散作用过渡，导致平衡时间加长，平衡速度变慢。

图4 3次注气闷井后和2次分级衰竭后的T2谱分布Fig.4 The T2spectrum distribution after 4 times of gas injection ＆ well shut－in and 2 times of staged depletion

图5 3周期注气平衡后和2次衰竭开发不同孔径孔隙采出程度对比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，从衰竭开发的效果(图4、5)可知，2次分级降压开发中小孔隙的动用程度差，仅为0.15%左右，而大孔隙的动用程度相对较高，甚至某些大孔隙的动用程度能够达到100.00%。裂缝对应的振幅在前后2次降压开发中一直为0，说明在降压衰竭开发中从大孔隙中流出的原油进入裂缝后能够快速被采出，而小孔隙中的原油则很难进入裂缝。第1次降压(14.5～8.8 MPa)开发过程中大孔隙和所有孔隙的采出程度小于第2次降压(8.8～0.1 MPa)。这主要是因为第1次降压是依靠原油和岩石的弹性势能，驱动力较小;而第2次降压主要依靠原油的溶解气驱作用，驱动力相对较大。虽然衰竭至大气压力能够获得更高的采出程度，但是考虑CO2吞吐是多周期重复开发的过程，因此，在每周期注气闷井平衡后衰竭开发时的压力降低界限不应低于饱和压力，以确保下一次的注气效果。

4 结论

(1)CO2注入裂缝性致密油藏，CO2主要进入裂缝，并沿着裂缝驱替原油，而基质中的原油无法动用。延长闷井时间是提高基质中原油动用程度的有效方法。

(2)在CO2注入后闷井初期，CO2能够快速扩散进入基质，大孔隙中饱和CO2后的原油在膨胀作用下进入裂缝;而在闷井后期，大孔隙中饱和油量降低，膨胀作用减弱，由CO2抽提引起的原油浓度差异扩散和不同孔径孔隙毛管力开始成为驱油主要动力。

(3)裂缝性致密油藏CO2吞吐的采收率主要来自于基质中大孔隙的贡献，小孔隙的采出程度较低;在多周期脉冲注气中，第1周期注气平衡后大、小孔隙采出程度最大，但随着注气周期的增加，周期内基质中原油的采出程度不断降低。

(4)为了提高裂缝性致密油藏脉冲式CO2吞吐的效果，建议在“吞”的过程中减小CO2的注入周期，尽量延长闷井时间;在“吐”的过程中将衰竭压力下限设定在饱和压力附近，这样虽然会降低单次CO2吞吐采收率，但能够提高多周期CO2吞吐的总体采收率。