裂缝性致密油藏CO2吞吐开采孔隙原油动用特征

李宾飞 郑磊 柏浩 朱迪 李兆敏 许建国

摘要：通過对天然致密岩心进行人工造缝，试验研究致密油储层CO2吞吐开采特征，分析基质渗透率、裂缝数量对CO2吞吐采出程度的影响；通过核磁共振，探究CO2吞吐动用孔隙范围及剩余油分布。结果表明：随着基质渗透率从（0.1～0.2）×10-3 μm2增大至（0.4～0.5）×10-3和（0.8～0.9）×10-3 μm2，无裂缝致密岩心采收率从15.81%分别提高至20.48%和26.18%，CO2动用的最小孔径从0.034 μm依次减小为0.023和0.012 μm；在基质渗透率为（0.8～0.9）×10-3 μm2的含单一裂缝和多裂缝的致密岩心中，采收率分别进一步提高至41.45%和52.46%，CO2动用的最小孔径减小至0.003和0.005 μm；基质渗透率和裂缝对采收率的提高主要体现在吞吐前两周期，对第3周期采出程度影响甚小；孔径约为0.1 μm的孔隙内的原油是多周期CO2吞吐开采后期的主要增油来源；CO2吞吐开采后，较高基质渗透率和多裂缝的致密岩心中剩余油分布更为均匀。

关键词：致密油； CO2吞吐； 裂缝； 基质渗透率； 核磁共振； 开采特征； 剩余油分布

中图分类号：TE 357   文献标志码：A

引用格式：李宾飞，郑磊，柏浩，等.裂缝性致密油藏CO2吞吐开采孔隙原油动用特征［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2023，47（4）：119-127.

LI Binfei， ZHENG Lei， BAI Hao， et al. Pore scale crude oil production characteristics during CO2 huff and puff in fractured tight reservoirs［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2023，47（4）：119-127.

Pore scale crude oil production characteristics during CO2

huff and puff in fractured tight reservoirs

LI Binfei1，2， ZHENG Lei1，2， BAI Hao3， ZHU Di1，2， LI Zhaomin1，2， XU Jianguo4

（1.School of Petroleum Engineering in China University of Petroleum （East China）， Qingdao 266580， China;

2.Key Laboratory of Unconventional Oil & Gas Development （China University of Petroleum （East China））， Ministry of Education， Qingdao 266580， China;

3.China National Aviation Fuel Southwest Storage & Transportation Company Limited， Chongqing 401120， China;

4.Oil & Gas Engineering Research Institute， PetroChina Jilin Oilfield Company， Songyuan 138000， China）

Abstract： The production characteristics of CO2 huff and puff in tight oil reservoirs were studied using natural rock cores with artificial fractures. The effects of matrix permeability and fracture on oil recovery were analyzed， and oil-production via CO2 huff and puff and the distribution of residual oil in pore size range were investigate using a nuclear magnetic resonance （NMR） method. The experimental results indicate that with the increase of matrix permeability from （0.1-0.2）×10-3μm2 to （0.4-0.5）×10-3μm2 and （0.8-0.9）×10-3μm2，the oil recovery of the tight cores without fractures increased from 15.81% to 20.48% and 26.18%， and the minimum pore size of oil-producing decreased from 0.034 μm to 0.023 μm and 0.012 μm. In the tight cores with a single fracture and multiple fractures with matrix permeability of（0.8-0.9）×10-3μm2， the oil recovery increased to 41.45% and 52.46%，and the minimum pore size of oil-producing reduced to 0.003 μm and 0.005 μm.The improvement of oil recovery by matrix permeability and fractures mainly appeared in the first two cycles of the huff and puff process， but had little effect in the third cycle and so on. The crude oil in the pores of about 0.1 μm is the main production source in the later stage of multi cycles of CO2 huff and puff production. The residual oil in the tight cores with high matrix permeability and multiple fractures is more evenly distributed.

Keywords：tight oil; CO2 huff and puff; fracture; matrix permeability; NMR; production characteristics; residual oil distribution

中国致密油资源潜力巨大，是非常规油气勘探开发的热点方向［1-4］。近年来，中国在致密油勘探开发方面取得了重大进展，相继在松辽盆地、鄂尔多斯盆地及三塘湖盆地实现了致密油的规模开发，其他地区如渤海湾盆地、冀中凹陷等也具有较大的勘探潜力［5-8］。致密油藏自然衰竭式开采产量递减快、开采难度较大，在开发中后期通过注气开采技术对地层能量进行补充是当前行之有效的提高采收率方法［9-11］。其中由于CO2注入能力强，且具有膨胀降黏、降低界面张力及萃取轻质组分等多重机制，其作为驱油介质用于低渗、致密油藏提高采收率具有显著优势［12-13］。经现场实践，致密油藏弹性衰竭开采后采用CO2吞吐可以有效提高采收率至16%～34%，效果显著［14-16］。同时，CO2吞吐项目的实施可以实现CO2的地质埋存，缓解日趋严重的温室气体排放问题，具有经济效益与环境保护双重功效，对于国家双碳目标（碳达峰、碳中和）的实现具有重要意义［17-18］。由于致密油藏储层非均质性强、孔喉狭窄、注入压力高，在开展CO2提高采收率工艺时往往会进行水平井大规模体积压裂［19-20］。压裂后地层中形成的大量裂缝在有效提高CO2注入能力、改善油气流动性的同时，对地下渗流场以及开采后油藏剩余油分布也会产生显著影响［21-23］。调研发现，目前国内外研究人员在致密油藏CO2吞吐工艺注采参数优化、驱油效率评价等方面已开展了较为深入的研究［24-27］，但鲜有考虑裂缝影响的孔隙尺度原油动用特征的报道，对于孔隙原油动用范围变化以及开采后剩余油的分布等问题都值得进一步探究。笔者通过对天然致密岩心进行人工造缝模拟裂缝性致密油藏，并开展注CO2吞吐试验，分析基质渗透率和裂缝数量对CO2吞吐周期采出程度的影响，结合核磁共振测试，探究不同条件下CO2动用的孔径范围和剩余油分布规律，明确裂缝性致密储层产油的主要孔隙范围。

1 试 验

1.1 试验材料及设备

试验用CO2购于青岛天源气体有限公司，纯度（物质的量分数）为99.999%。试验用油为脱水脱气稠油与航空煤油按1∶5的比例配置的模拟油，利用密度瓶和安东帕流变仪测得其密度及黏度随温度变化曲线如图1所示。利用层析柱法和全烃气相色谱分析法分别测定其4组分组成，饱和烃、芳香烃、胶质和沥青质质量分数分别为88.24%、5.19%、5.86%和0.71%。碳数分布如图2所示。该油样在试验温度（60 ℃）下黏度为1.96 mPa·s、密度为772.28 kg/m3，碳数主要分布在C8～C15，符合典型致密油藏轻质原油物性特征。致密天然岩心由中国石油勘探开发研究院廊坊分院提供，对部分岩心进行人工造缝，所造人工裂缝为沿岩心轴向的贯穿缝，不同裂缝情况如图3所示。

试验所用设备和装置主要包括：岩心夹持器；手摇泵，用于提供岩心围压及回压；以及ISCO柱塞泵、耐温耐压容器、温度压力采集器、回压控制器、电子天平、压力表等。吞吐试验时，将岩心夹持器的一端封闭模拟外边界，注入端和采出端均为岩心夹持器的同一端，试验流程如图4所示。岩心核磁共振测试所用设备为MesoMR岩心核磁共振成像分析仪（MesoMR23-060H-I，苏州纽迈分析仪器股份有限公司），该设备磁场强度为（0.5±0.08）T，仪器主频率为21.3 MHz，可实现孔径范围为2 nm～1 mm的孔隙中流体信号的精确表征。

1.2 试验原理

利用核磁共振设备测量含油岩心，可得到信号强度随弛豫时间变化的T2譜图。孔隙内流体所受固体表面作用力与孔径呈反比，即在大孔隙内受固体表面的作用力小，弛豫速度慢，T2大；在小孔隙内受固体表面的作用力大，弛豫速度快，T2小。结合岩心压汞试验得到的表面弛豫率，可将弛豫时间转换为岩心孔径。

通过上述转换，可在岩心含油饱和度分布图上对比裂缝性致密岩心注CO2吞吐前后不同孔径孔隙内含油饱和度的变化，分析可采孔径范围和原油动用程度。通过核磁成像可以直观地观察吞吐前后岩心内各位置剩余油饱和度情况，并进行对比。

1.3 试验步骤

造缝装置及岩心饱和油示意图如图5所示。

（1）岩心造缝。利用人工造缝装置对岩心进行造缝处理，该装置利用液体加压对造缝模具施加覆压以实现在岩心指定位置的剪切，所造人工裂缝均为沿岩心轴向的贯穿缝，区别于切割造缝，其具有一定的弯曲性及延展性，更为符合真实裂缝的情况，且所造裂缝长度、倾角统一，弯曲性相对一致。在单一裂缝岩心的制备中，裂缝位置均位于岩心中部；在多裂缝岩心的制备中，控制造缝位置一致，并在试验中选取裂缝形态一致的岩心作为对照组开展试验。

（2）岩心饱和油：①将经过造缝处理后的致密岩心置于烘箱中105 ℃烘干24 h，再将致密岩心放入耐温耐压容器中，通过真空泵抽真空24 h；②抽真空结束后向装有致密岩心的耐温耐压容器内注入致密原油，升压至25 MPa并将柱塞泵设置为恒压模式，静置3 d；③3 d后关闭柱塞泵，中间容器中的压力不再下降，即岩心已充分饱和油。

（3）吞吐试验：①将饱和油致密岩心内置于岩心夹持器中，为模拟长庆油田鄂尔多斯盆地典型致密油藏温压条件，将试验温度调整至60 ℃，设置岩心初始压力为14 MPa，回压阀压力设置为20 MPa，静置4 h；②以1 mL/min的恒定速度将CO2从岩心夹持器注入端持续注入，并同时调整围压（始终高于岩心压力约5 MPa），当岩心压力升至初始压力的1.4倍（岩心压力系数）时停止注入；③关闭注入端阀门，焖井12 h；④打开注入端阀门，调整回压阀压力，使采出原油和CO2在一定放喷速度下被采出至液体采集瓶中，并通过电子天平实时称重；⑤回压阀压力降至14 MPa，且天平示数不变，视为采出油量已到当前周期最大值，停止试验；⑥当前周期吞吐结束后将岩心初始压力调整为14 MPa，重复步骤②～⑤，直至当前岩心所有周期试验均完成。

（4）核磁扫描。将各周期试验岩心进行核磁扫描和成像。图6为核磁成像时的扫描位置。

根据不同的裂缝情况和基质渗透率共设计吞吐试验9组，岩心基本参数和吞吐试验参数如表1所示。其中试验编号1#、4#、7#、8#和9#的岩心用以核磁共振扫描。

2 结果讨论

2.1 基质渗透率的影响

致密岩心注CO2吞吐的各周期采出程度对比如图7所示。计算采收率发现，基质渗透率从（0.1～0.2）×10-3 μm2增大至（0.8～0.9）×10-3 μm2，各裂缝情况致密岩心采收率分别提高了10.37%、16.24%和15.6%，增幅明显。基质渗透率越高，CO2在多孔介质中的扩散传质能力越强［28］，从而波及到更多的原油；同时，基质渗透率的增加有助于减小放喷时CO2和原油的渗流阻力，利于原油采出。

对比各周期采出程度可以看出，前两个周期对采收率的贡献显著，而第3周期采出程度仅约为3%，甚至更低，这一结果与杨正明等［19，29-30］的研究结果一致。这表明裂缝性致密油藏注CO2吞吐时应主要关注前两个周期，是否进行更多轮次的吞吐应结合经济效益进行评估。此外，随着基质渗透率增大，前两周期采出程度明显增加。当渗透率从（0.1～0.2）×10-3 μm2增大至（0.8～0.9）×10-3 μm2时，各裂缝情况下的CO2吞吐的第1周期的采出程度分别增大了8.83%、11.95%和12.11%，第2周期的采出程度分别增大1.83%、4%和3.38%，而第3周期采出程度基本不变。在前两个周期，岩心内原油较多，原油膨胀能和地层弹性能均较好，使注入CO2后波及到的原油体积较大，导致放喷时原油可通过自身膨胀能和地层弹性能的释放被采出，也能通过CO2的携带被采出；在后续吞吐轮次中，岩心内原油相对较少且远离注入端，故基质渗透率的变化对第3周期采出程度几乎没有影响。

图8为试验1#、4#和7#岩心注CO2吞吐前后不同孔径孔隙的含油饱和度变化。随着基质渗透率的增大，经过3个周期的CO2吞吐后，岩心内总含油饱和度下降幅度增大。且这一幅度的增加主要体现在前两个周期。这和通过试验实际记录的数据所得出的基质渗透率对原油采收率和周期采出程度的影响规律一致。通过面积法计算，各周期含油饱和度下降幅度与试验实测周期采收率基本一致，数据差异小于2%，相互验证了数据的准确性。对于渗透率为0.179×10-3 μm2（试验1#）的岩心，第1周期CO2吞吐结束后，岩心总含油饱和度下降了12.95%；当基质渗透率增大至0.439×10-3 μm2（试验4#）和0.849×10-3 μm2（试验7#）后，岩心总含油饱和度在CO2吞吐第1周期结束后分别下降了16.94%和21.59%。

从图8可以看出，饱和油致密岩心中原油主要储存在孔径为0.001～6 μm的孔隙中。经过CO2吞吐开采后，孔径为0.1～6 μm的孔隙内的含油饱和度有较为明显的下降，但各基质渗透率致密岩心CO2动用的最小孔径（以含油饱和度下降5%作为判断标准，即孔隙原油采出程度为5%［25］）有所不同。随着基质渗透率增加，CO2动用的最小孔径从0.034 μm（试验1#，图8（a））依次减小为0.023和0.012 μm（试验4#和7#，图8（b）和（c））。基质渗透率的增大使CO2在岩心中流动的阻力减小，增强了CO2在多孔介质中的扩散传质作用，使CO2移动前缘能够进入到岩心内更小的孔隙中。

图9为不同基质渗透率岩心CO2吞吐后的剩余油分布。由于试验1#（0.179×10-3 μm2）的岩样基质渗透率太低，无法有效成像，故此处只展示试验4#和7#岩心成像的结果，如图9所示。经过CO2吞吐后，较高基質渗透率岩心在各吞吐周期结束后的剩余油含量均少于较低渗透率的岩心，并且剩余油分布更为均匀。此外，岩心生产端的剩余油明显少于岩心的封闭端。这表明在裂缝性致密油藏CO2吞吐过程中靠近CO2注入井（或生产井）的原油可以得到最大程度的产出，离注入端越远，原油动用程度越差。

2.2 裂缝的影响

图7中也直观反映出裂缝对致密岩心注CO2吞吐采收率的影响。即随着裂缝数量的增加采收率显著增加。由于CO2在原油体相中的扩散速率大于其在多孔介质中的扩散速率［28，31］，裂缝中原油的CO2浓度快速增加，裂缝数量的增加为CO2从体相到基质的扩散提供了更大的接触面积，从而有效增大注入CO2的波及体积。此外裂缝系统渗透率高、导压及导流能力强，能够降低岩心内原油的流动阻力，使放喷时的生产压差更大，有利于原油的采出［29］。

在不同基质渗透率的致密岩心中，裂缝的存在对其采收率的影响程度亦有差异。基质渗透率为（0.1～0.2）×10-3 μm2的无裂缝岩心注CO2吞吐的采收率为15.81%，多裂缝岩心的采收率为36.86%，提高了21.05%；而基质渗透率为（0.4～0.5）×10-3和（0.8～0.9）×10-3 μm2的岩心注CO2吞吐的采收率随着裂缝数量的增加最终分别增加了23.53%和26.28%。

这表明裂缝数量增加对采收率的影响在较高基质渗透率致密岩心中的表现更为显著，即裂缝数量的增加以及较大的基质渗透率有助于协同改善致密岩心注CO2吞吐的开发效果。

在同一个渗透率范围下，随着裂缝数量增加，致密岩心注CO2吞吐各周期的采出程度均增加（图7）。各周期采出程度的增加程度也有所差距，其中第1周期采出程度增加最为明显，为7%～10%;第2周期增量有所下降为1%～4%;裂缝对第3周期的CO2吞吐性能影响很小，平均增量小于1%。

图10为试验7#、8#和9#岩心CO2吞吐前后不同孔径孔隙的含油饱和度变化。从图10中可以看出，随着裂缝数量的增加，含裂缝岩心的总含油饱和度下降幅度要远超过无裂缝岩心（尤其在第1周期）。以第1周期为例，通过面积法计算得出的无裂缝岩心的总含油饱和度下降了21.59%，而含单一裂缝和多裂缝岩心的总含油饱和度则分别下降了30.36%和40.51%，下降幅度明显增大。

除含油饱和度下降的幅度增大之外，下降的范围（即产油孔径范围）也明显增大，最小产油孔径明显减小。无裂缝岩心（图10（a））经过CO2吞吐开采后注入CO2所动用到的最小孔径为0.012 μm；而对于含裂缝致密岩心分别为0.003（图10（b）单一裂缝）和0.005 μm（图10（c）多裂缝）。一方面，裂缝的存在使原本位于基质内部的大量孔隙直接暴露于裂缝壁面处，有助于该部分孔隙内原油的采出；另一方面，裂缝扩展了CO2从体相到基质流动及扩散的路径（从岩心端面到基质以及从裂缝壁面到基质），提高了CO2进入多孔介质的能力，使CO2能够到达岩心内更小的孔隙动用原油。结合图8可知，随着周期数的增加含油饱和度曲线逐渐左移，即采收率的主要贡献来源逐渐从较大孔隙转变为较小孔隙。CO2扩大波及范围的机制主要分为流动波及和扩散波及［26］，周期数增加对波及孔隙范围变化的影响主要在于多轮次的CO2吞吐操作增加了CO2在孔隙内原油中扩散的时间，扩大了CO2扩散波及范围，使其逐渐进入到更小的孔隙中动用原油（图11）。

此外，结合图10和图8核磁结果可知，在各基质渗透率和裂缝条件下，随着吞吐周期的增加，孔径约为0.1 μm孔隙内原油均在不断被采出。这说明在裂缝性致密油藏注CO2吞吐开发时，进一步动用孔径约为0.1 μm孔隙中的剩余油是多周期吞吐开发增产的研究重点。

图12为渗透率为（0.8～0.9 ）×10-3 μm2下不同裂缝情况下岩心CO2吞吐后的剩余油分布。从图12中可以看出，随着裂缝数量增加同一个周期的CO2吞吐结束后岩心中剩余油含量明显减少，并且分布更加均匀。从第1周期到第3周期，各裂缝情况岩心内部剩余油也逐渐减少，主要分布在远离注入端的位置。

3 结 论

（1）基质渗透率的增大以及裂缝数量的增多均能有效提高致密岩心注CO2吞吐的原油采收率。采收率提高主要来自前两周期，基质渗透率和裂缝对第3周期采出程度影响甚小。注入CO2在较高基质渗透率和多裂缝的致密岩心中的波及范围更大，经吞吐开采后其内部剩余油分布更为均匀。剩余油含量从岩心注入端（生产端）到封闭端逐渐增加。

（2）随着无裂缝致密岩心基质渗透率增加，CO2能动用的最小孔径减小；孔径约为0.1 μm孔隙内的含油饱和度经过3个周期的吞吐后仍在不断下降，是裂缝性致密油藏多周期CO2吞吐开采进行到后期的主要增油来源。

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（编辑 李志芬）