盐间页岩油CO2-纯水吞吐开发机理实验及开采特征

张 冲,萧汉敏,肖朴夫,崔茂蕾,赵清民,赵瑞明

(1.中国石化东北油气分公司，吉林 长春 130072；2.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；3.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083；4.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100083；5.中国石化西北油田分公司，新疆 乌鲁木齐 830011 )

0 引 言

潜江凹陷位于江汉盆地中部，潜江凹陷潜江组属于典型的盐湖沉积，含盐地层厚度大，纵向上由碳酸盐岩、泥质岩、钙芒硝岩及其混合物组成了一套复杂岩层，页岩油藏储量丰富，开发潜力大[1]。但衰竭开发后，产量衰减快，大多数原油仍然滞留于泥页岩微纳米孔隙中，尚未有效动用，亟需寻找行之有效的开发技术政策[2-3]。大量文献研究表明，利用CO2的超强溶解性和超低界面张力等性质，可提高页岩油动用效率。国内外许多学者已经开展了诸多研究工作[4-14]，但对于CO2-纯水体系和页岩的相互作用在国内外仅有少量文献报道。Edlmann[15]等进行了6个周期的水和超临界CO2注入实验，旨在提出一种增加CO2在页岩储层中埋存率的方法；Sanguinito[16]等认为Eagle Ford和Barnett页岩样品在干燥CO2或CO2饱和水中，会在一定程度上提高渗流能力；王秀宇[17]等通过高温高压实验发现超临界CO2在含水的情况下会使部分矿物溶解并重结晶。上述研究表明，超临界CO2和水形成的酸性环境能改变微观孔隙结构，对后续页岩开发效果会产生影响。潜江凹陷盐间页岩油重要储层特征是富含可溶性盐类(主要为Na2SO4·CaSO4)，注CO2-纯水体系是否能对其开发产生积极的影响尚未明确。因此，基于短弛豫核磁共振技术，开展CO2-纯水吞吐在线核磁实验，实时监测微纳米孔隙中原油作用过程，分析注气压力、吞吐次数和接触时间对动用效果的影响，揭示注CO2-纯水动用原油特征及作用机理。

1 实验方法

1.1 核磁共振实验方法

核磁共振技术是一种快速、无损获取页岩孔隙中流体数量的方法，是主要获取存在于岩石孔隙中流体的氢核磁信号，转化为核磁共振T2谱图，再将其反演从而得到含氢流体在不同孔隙中的分布。核磁共振T2谱图与毛细管压力曲线均能表征岩石的孔隙结构，且二者具有相关性，国内外很多研究学者基于分形结构假设，建立了二者之间的转换模型，其孔隙半径与核磁共振横向弛豫时间T2值的关系为：

T2=CRc

(1)

(2)

式中：Rc为岩心孔隙半径，μm；C为横向弛豫时间和孔隙半径的转换系数，ms/μm；ρ2为横向表面弛豫率，是表征岩石性质的参数，μm/ms；Fs为孔隙形状因子；T2为横向弛豫时间，ms。

由核磁共振实验得到T2与核磁信号累积百分数(A)曲线，通过高压压汞实验得到孔隙直径与进汞饱和度累积百分数(S)曲线。再对式(1)两边取对数，得：

lgRc=lgC+lgT2

(3)

从而得到lgC+lgT2-A曲线。同理对压汞孔隙直径和进汞饱和度累积百分数曲线取对数，得到lgRc-S曲线，将2条曲线进行误差对比，找到2条曲线误差最小时的C值，即为核磁信号和孔隙直径换算的C值。

1.2 实验装置和样品

图1为页岩岩心与CO2-纯水吞吐实验装置示意图，主体部分是核磁共振测试系统，其磁感应强度为0.235 T，共振频率为10 MHz。整个系统压力通过多台Vindum高精度泵来控制，其精度可达到0.000 1 mL/min。实验温度通过恒温油浴系统控制，循环流体采用无核磁信号的油。与常规岩心驱替装置不同，页岩岩心被置于实验装置中间，实验装

置与岩心之间留有缝隙，页岩岩心所有的面均可实现与注入流体接触，模拟压裂后岩心吞吐过程。

图1 CO2-纯水吞吐实验装置

表1 页岩岩心基础物性及吞吐方案

1.3 实验步骤

(1) 将页岩样品放入无磁夹持器中，采用分子真空泵抽真空72 h(真空度为10-9MPa)。

(2) 再将复配活油注入夹持器内，在压力为50.00 MPa(远高于实验压力)、温度为100 ℃下饱和7 d，使页岩岩心完全饱和，连续监测和记录核磁共振T2谱，直至核磁共振T2谱曲线不再变化，认为岩心已饱和完毕，测定岩心饱和油的初始T2谱曲线。

(3) 按照设计，将岩心内部压力降至实验压力，CO2吞吐实验中注0.3倍孔隙体积CO2，CO2-纯水吞吐实验中先注入0.1倍孔隙体积的水，再注入0.3倍孔隙体积的CO2，闷井5 h后，以恒定的速度降压至设定压力，连续记录核磁共振T2谱，并对每次吞吐产出液的离子组成进行测试，4个周期后结束实验。

(4) 实验结束后，取出页岩样品进行扫描电镜测试。

2 结果与讨论

2.1 不同吞吐方式开采特征

表2为不同方式吞吐实验结果。由表2可知：CO2-纯水组合(闷井5 h)的吞吐效果最优，吞吐效率高达31.13%，比纯CO2吞吐(闷井5 h)效率高8.24个百分点，比CO2-地层水组合(闷井5 h)高12.66个百分点。CO2-纯水组合第1、2周期的吞吐效率远高于其他2种吞吐方式，但第3、4周期的吞吐效果出现大幅下降，该情况也出现在CO2-地层水吞吐中，说明采用CO2和水组合进行吞吐开发，吞吐见效快，但后续多周期吞吐效果会变差。相比之下，只采用纯CO2吞吐的第2、3周期吞吐相差并不明显，多周期吞吐仍然能见效。

表2 不同方式吞吐实验结果

以CO2吞吐和CO2-纯水吞吐为例，吞吐效率随着衰竭压差的增大而增加(图2)，由于二者作用机理不同，“吐”的过程也存在差异。当进行第1周期CO2吞吐时，衰竭压差达到0.40 MPa就开始迅速产液，衰竭压差增至1.50 MPa后，第1周期吞吐基本上不再产出原油；第2周期吞吐时，衰竭压差达到1.34 MPa后才开始产出，产液所需启动压差逐渐增大，衰竭压差达到2.30 MPa后吞吐效率不再变化；第3周期吞吐时，衰竭压差达到1.60 MPa才开始产液，接近3.00 MPa后停止产液，后续增加衰竭压差也未能见产油；第4周期吞吐生产压差增至1.80 MPa才开始产液，产油量非常低，且后续增大压差见效不明显，说明注CO2吞吐受吞吐周期的影响较大，而放大生产压差对吞吐效果影响并不明显。

图2 CO2吞吐和CO2-纯水吞吐过程对比

反观CO2-纯水第1周期“吐”的过程，当衰竭压差小于1.00 MPa时，第1周期吞吐效率快速增加，此时主要以产油为主，气油比较高，说明该阶段主要通过溶解的CO2将孔隙中的原油携带出来。当衰竭压差进一步增至1.00～2.00 MPa，产出端开始见水和气，此时三相流动阻力大，产油量虽减少但仍能持续产出；继续放大压差至2.42 MPa，产出端见油和气，此时气油比较之前偏低，产油量有小幅提升，一直持续到压差增至4.60 MPa，仍有少量原油被采出，这表明注CO2-纯水组合通过增大压差，可起到提高产油量的作用，这是与CO2吞吐的不同之处。分析认为，闷井过程中，注入的纯水和CO2的组合会溶蚀页岩中的可溶性盐，改善渗流通道，除此之外，CO2流体能透过水膜进入更多的孔隙，从而提高吞吐效率。

2.2 不同吞吐方式原油动用特征

图3为不同吞吐方式不同孔隙下的原油动用效果，表3为不同方式吞吐结果。由图3a和表3可知：进行纯CO2吞吐时，第1周期主要动用的是大于0.10 μm孔隙中的原油，其中0.10～1.00 μm孔隙中原油动用程度为48.39%，大于1.00 μm孔隙中原油动用程度达到90.22%；第2周期吞吐提高了0.01～0.10 μm孔隙中原油动用程度，从9.49%增加至23.00%。第3、4周期吞吐大幅提高了0.10～1.00 μm孔隙中的原油动用程度，从50.52%提高至70.44%，而大于1.00 μm孔隙中原油动用程度基本接近100.00%，这说明CO2吞吐主要是对大于0.10 μm孔隙中原油进行了有效动用。虽然CO2通过溶解扩散作用能进入到不同大小孔隙中，但由于小于0.10 μm的页岩孔隙细小，阻力较大，即使增大实验压差也只能置换出少部分原油。

图3 CO2吞吐和CO2-纯水吞吐的核磁共振T2谱图

CO2-纯水吞吐的孔隙动用效果见图3b和表3：第1周期吞吐结束后，大于1.00 μm孔隙中原油动用79.86%，0.10～1.00 μm孔隙中原油动用只有7.59%，0.01～0.10 μm孔隙中原油动用23.12%，小于0.01 μm孔隙中原油动用12.10%。由核磁T2谱图可知，0.10～1.00 μm的曲线出现了小幅凸起，这表明原油信号出现了增加(多次测量均出现此情况)。这有两方面原因：一方面注入纯水后再注入CO2，高温、高压下，这种酸性环境会加速储层岩石中部分矿物(主要是碳酸盐矿物方解石)的快速溶解[18-19]，导致0.10～1.00 μm的孔隙变大，计算出来的吞吐效率变低；另一方面，相比CO2吞吐，其小于0.01 μm和0.01～0.10 μm孔隙中原油动用程度明显增加，溶蚀作用改善了孔隙连通性，少部分原油能运移至更大孔隙中(0.10～1.00 μm)，从而导致计算出的采收率变低。

表3 不同方式吞吐实验结果

实验结束后，将岩心切片放在扫描电镜下观察(图4)。由图4可知：CO2吞吐后，岩心多被石盐覆盖，孔隙局部放大显示颗粒充填分布且表面多被石盐(Hl)覆盖；CO2-地层水吞吐后，发现岩心也被石盐覆盖，孔隙局部放大显示颗粒表面石盐(Hl)有少量变小；但在CO2-纯水吞吐后，岩心内石盐含量大量减少，孔隙局部放大显示颗粒表面无石盐覆盖，且孔隙中短柱状石膏(G)充填分布并有溶蚀现象。通过核磁共振和扫描电镜的结果可知，CO2-纯水或者低矿化度水注入至页岩岩心，会在页岩岩心内部发生溶蚀作用，导致孔隙结构发生改变，有利于提高渗流通道和原油动用程度。

图4 CO2-纯水、CO2-地层水和CO2吞吐后岩心变化

2.3 注CO2-纯水吞吐产出液离子分析

为了进一步验证吞吐过程中发生了盐溶作用，在每周期吞吐过程中，取出产出水进行离子物质的量浓度测量(表4)。由表4可知：第1周期吞吐中可溶性盐类发生了快速溶解，产出端溶液离子物质的量浓度较高，主要以NaCl、Na2SO4、MgSO4这类易溶性矿物为主。随着吞吐周期的增加，产出端溶液离子物质的量浓度逐渐降低，并且Cl-、Na+、K+、SO42-等离子物质的量浓度下降速度快，唯有Ca2+物质的量浓度有所增加，表明CaSO4这类微溶性矿物，在吞吐过程中缓慢溶解。结合之前的实验结果，可以认为，储层中如NaCl、Na2SO4、MgSO4这类易溶性矿物，在吞吐初始阶段即快速溶解，引起孔隙结构的改变；但在后续吞吐中，虽然也注入了纯水，但产出液中的离子物质的量浓度明显下降，说明后续注入纯水并未扩大波及体积，只是提高原油动用效率，且原油动用主要靠CO2的萃取和抽提作用，这也从对照组CO2-地层水组合的吞吐效果最差得到印证。

表4 CO2-纯水吞吐后产出液离子物质的量浓度

3 结 论

(1) 不同吞吐方式实验结果显示，CO2-纯水组合的吞吐效果最好，其次是CO2吞吐和CO2-地层水组合。由于作用机理不同，CO2-纯水和CO2-地层水组合前2周期的吞吐效率更好，但第3周期的吞吐效果会大幅下降。相比之下，纯CO2吞吐的第2、3周期吞吐相差并不大，多周期吞吐仍然能见效。

(2) CO2吞吐主要是对0.10～1.00 μm孔隙中原油进行了有效动用，小于0.10 μm孔隙中的原油动用较差。相比而言，CO2-纯水组合形成的酸性环境会溶蚀孔隙表面的可溶性矿物，改善孔隙连通性，提高储层渗流能力，增加了小于0.10 μm孔隙中原油动用程度。

(3) 通过核磁共振、扫描电镜和产出液离子分析，CO2-纯水吞吐在初始阶段会引起NaCl、Na2SO4、MgSO4这类易溶性矿物快速溶解，导致孔隙结构发生改变。但在后续吞吐中，产出液中的离子物质的量浓度明显下降，说明后续注入纯水并未扩大波及体积，只是提高原油动用效率。