新疆吉木萨尔页岩油藏注CO2驱最小混相压力的确定

2022-07-12李菊花王洁梁成钢陈依伟张金凤胡可

长江大学学报(自科版) 2022年5期

李菊花，王洁，梁成钢，陈依伟，张金凤，胡可

1.油气钻采工程湖北省重点实验室(长江大学)，湖北武汉 430100 2.中国石油新疆油田分公司吉庆油田作业区，新疆吉木萨尔 831700

注CO2驱提高原油采收率(CO2-EOR)技术既能提高原油产量又能实现CO2的地质封存，既能缓解能源危机又能减少 CO2排放，倍受各国政府及众多学者的高度关注[1]。对致密、页岩等含有大量纳米孔隙的非常规油藏，注CO2驱体现了很好的驱替效果[2]。对于富含纳米孔的非常规油藏，储层壁面对流体的影响不可忽略，孔隙受限状态下气油体系的各种特性对CO2驱油至关重要。其中最小混相压力(MMP，minimum miscible pressure)，即注入气体与原油之间的界面张力(IFT，interfacial tension)减小到零时的对应压力[3，4]，是油藏确定注CO2驱项目首要关注的参数，关系到油气在储层中能否实现混相驱油，微观驱油效率能否达到100%。

油藏注气最小混相压力常规确定方法主要包括实验法、理论计算法、数值模拟法，是典型的气-液体系(气-油体系)相态研究问题[5]。随着富含纳米级致密页岩油藏的深入研究，发展了以气-液-固体系(受限状态下的气-油体系)相态平衡理论，考虑纳米尺度约束对页岩储层注气相行为影响的研究逐渐得到关注[6]。笔者以新疆吉木萨尔页岩油藏为研究对象，以考虑纳米孔隙尺度约束的修正PR(Peng-Robinson)相态方程为理论基础，采用理论计算与数值模拟方法相结合确定目标油藏注CO2驱最小混相压力，以期指导目标页岩油藏后续提高采收率注气政策的制定。

1 吉木萨尔页岩基本特征

1.1 储层特征

新疆吉木萨尔页岩储层为二叠系芦草沟组，储层碎屑颗粒粒级呈现普遍较细的特点，以0.01～0.125mm为主。储层多为过渡性岩类，粉细砂、泥质及碳酸盐富集层呈厘米级互层状分布，常见岩性约有50多种[7]。储层主要发育四类储集空间：剩余粒间孔、微孔(晶间孔)、溶孔、溶缝，储层孔隙类型以剩余粒间孔和溶孔为主[8,9]。储层孔隙结构变化较大，以微细孔喉为主，但常规孔喉亦有发育。其中页岩油样品以纳米级孔隙和孔喉占主导，发育七类孔隙(以溶蚀孔、晶间孔为主)和三种孔喉连通关系(大孔-细喉、短导管状、树形孔隙网络)；物性明显受孔径/孔喉大小控制，随物性变差；粒间孔及粒间溶蚀孔比例降低，晶间孔明显增多，细分孔隙空间为微孔(半径<15nm)、小孔(半径15～100nm)、中孔(半径100～1500nm)和大孔四类[10]。芦草沟组致密页岩油储层平均喉道半径在0.1～0.16μm之间，孔喉半径比在301～582之间，具有“喉道细，孔喉比大”的特点。微纳米级喉道控制了绝大部分孔隙体积，次生纳米级孔喉占储集空间的65%以上。以图1吉174井纳米扫描电镜为例，研究区319块铸体薄片、扫描电镜统计表明，吉木萨尔芦草沟组储层属典型的页岩油储层，原油赋存于纳米孔隙中。

图1 吉174井3274.15m井深处纳米孔隙图片

1.2 流体特征

新疆吉木萨尔页岩油藏地层流体分析表明[11]，该储层非均质性强，上下“甜点”原油性质差异较大。上“甜点”地面原油密度平均为0.89g/cm3，50℃下黏度平均为73.45mPa·s，凝固点平均为24.84℃，属于中质、较高凝固点的高含蜡原油。下“甜点”地面原油密度平均为0.92g/cm3，50℃下黏度平均为300.56mPa·s，凝固点平均为8.7℃，属于中质原油。

根据研究区二叠系芦草沟组二段页岩油取得的PVT资料，地层油密度0.84g/cm3，地层油黏度10.58mPa·s，地层压力下的体积系数1.06，溶解气油比17m3/m3。上“甜点”油藏溶解气相对密度0.63～0.83，组分中甲烷体积分数47.36%～90.27%，乙烷体积分数3.92%～15.18%，丙烷体积分数1.26%～18.92%，氮气体积分数2.08%～7.64%，二氧化碳体积分数0.32%～4.22%，不含硫化氢；下“甜点”油藏溶解气相对密度0.84，组分中甲烷体积分数66.30%，乙烷体积分数13.35%，丙烷体积分数14.86%，氮气体积分数2.08%，二氧化碳体积分数0.36%，不含硫化氢。地层水密度1.01g/cm3，矿化度15567.59mg/L，地层水型为NaHCO3型。

1.3 开发现状

新疆吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油于2011年9月发现，2012年采取水平井+体积压裂的方式进行开发试验取得突破，2013～2014年继续以水平井+体积压裂的方式实施了3口探井、10口开发试验井，2017年油田立足密切割体积压裂理念，通过开展地质工程一体化研究，多段压裂水平生产井初期表现较好，降低了开井初期含水率，实现了高液量期含水率快速下降，取得了最高日产油量108.5t、稳产27.0t的生产效果，有效推动了页岩油区的规模效益开发。由于页岩储层自身能量接替不足，需要考虑适时补充能量提高后续开发后劲，现场采用注CO2辅助开发技术并取得了一些成果[12]，有力地推动了页岩油藏注CO2驱深入研究。2019年吉木萨尔页岩油藏尝试注CO2辅助压裂开采方式，老井注CO2吞吐实施3口井(直井2口、水平井1口)，CO2注入量5461t，增油量1747t，为该油藏广泛实施注CO2驱提高采收率奠定了物质基础。

2 考虑纳米孔隙约束的注CO2驱最小混相压力确定

前人[13-16]主要采用实验法、理论计算法和数值模拟法来研究油气相态特征并确定注气最小混相压力。其中细管实验法一直作为“工业标准”被认为是最可靠的方法并广泛采用。该方法费用高耗时长，实验装置采用填砂细管的物理模拟方式已不适用非常规纳米孔隙介质储层。早期理论计算采用的经验公式和经验图版法，仅仅针对相应的油藏流体和注入气体，导致经验公式多且适应性差。随着气-液-固相态理论的深入研究，采用理论计算结合数值模拟方法更具普适性。

2.1 纳米孔约束的流体相态特征

2.1.1 纳米孔约束的状态方程

状态方程依托计算机技术的发展，长期被用于研究各种纯组分流体和多组分流体的气液平衡。特别是对于多组分流体计算精确，结果可靠性高，计算成本低。在Vanderwaals(范德华)1873年提出的立方型状态方程基础上，通过修正改进，研究者发展出其他的两参数立方型状态方程，如Berthlot状态方程、RK(Redlich-Kwong)状态方程、SRK状态方程、PR状态方程等。其中PR状态方程结构简单，精度较高，可以用来预测和描述相态特征和临界点附近的相态变化，模拟经典细管实验时效果最佳，是油藏模拟中计算油气藏流体相平衡应用最广泛的状态方程之一。但当储层孔隙减小到纳米级，油气藏的流体相平衡与常规油气藏中的相平衡存在显著差异，传统的PR状态方程精度降低。微观条件下的相态变化受界面作用、孔径尺寸和孔道的几何形状等因素的影响，不同的孔隙结构也会影响限域内流体的相变行为。

页岩储层纳米孔隙结构中流体分子的非均质分布，使得页岩储层的烃类相态与常规模型的预测有很大偏差。考虑孔隙受限相态研究成果显示纳米孔隙中的相图收缩，泡点和露点均有大的偏差[17]。笔者采用KHANAL等[18]提出的临界位移法，考虑流体分子与纳米孔壁相互作用，计算出每种烃的偏离临界温度和偏离临界压力，然后对偏离的临界温度和压力进行归一化处理，调整临界性质修正PR状态方程。

由三次状态方程计算出的临界温度和压力通过相关关联式进行偏移。其相关关系总结如下：

lnΔTc=-3.007lnrp+0.869

(1)

(2)

限制临界性质式用如下公式：

(3)

(4)

式中：ΔTc为临界温度偏差，K；Δpc为临界压力偏差，MPa；rp为孔隙半径，nm；Tc为临界温度，K；pc为临界压力，MPa；Tcc为纳米孔隙约束后的临界温度，K；pcc为纳米孔隙约束后的临界压力，MPa。

2.1.2 吉木萨尔页岩油藏流体相态特征

利用吉木萨尔页岩油流体PVT数据，使用修正后的PR状态方程对流体特性进行表征。采用CMG的WINPROP组分模拟器，将流体组分拟化劈分为CO2，C1+C2，C3++C5+，C7+，C11+，C19+，C29+等7个拟组分，对流体性质进行了调整，拟合后的结果与实验结果相匹配，建立了油藏流体组分模型。利用临界温度和临界压力参数偏移相关关系，得出流体样品拟组分在纳米孔中的临界温度和临界压力，结果如图2所示。

图2 不同半径纳米孔隙中拟组分的临界参数示意图

图2反映了不同半径纳米孔隙中各拟组分临界参数值，结果表明纳米孔隙对不同组分均产生影响。总体来看，重质组分的临界压力比轻质组分的低，重质组分的临界温度比轻质组分的高。图2(a)是不同纳米孔隙中拟组分临界压力变化趋势图，显示当储层孔隙半径由500nm减小到5nm时，各拟组分临界压力均有下降，轻质组分临界压力下降幅度显著，CO2的临界压力偏移与C1+C2轻质组分一致，且随着分子量的增加变化幅度逐渐减缓。图2(b)是不同半径纳米孔隙中拟组分临界温度变化趋势图，总体来看临界温度的偏移不明显。由于纳米尺度的限制，临界温度不同程度有所下降。

从图3各拟组分临界参数偏移量图上可以看到，受纳米孔隙的约束，重质组分的临界压力相对轻质组分的影响偏小，重质组分的临界温度相对轻质组分的影响偏大。图3(a)显示相同拟组分的临界压力随着纳米孔隙半径变小偏移量变大，当纳米孔隙半径小于100nm时，临界压力偏移量不容忽视。以轻质组分C1+C2的临界压力为例，孔隙半径为5nm时对应临界压力为34.5MPa，在孔隙半径为10nm时对应临界压力为53.7MPa，直到孔隙半径大于300nm，临界压力与PVT筒测试临界压力基本一致(为72.2MPa)，各拟组分临界压力的偏移量最终趋于零。图3(b)显示当纳米孔半径小于10nm时，临界温度的偏移量有较为明显的差异但总偏移量不大，重质组分在纳米孔隙半径500nm下降到5nm时，临界温度偏移幅度仅为1.8%。

图3 不同半径纳米孔隙中拟组分的临界参数偏移量

总体来看，纳米孔隙中的相态特征研究表明，受孔隙约束的影响，当孔隙半径小于100nm时，限域约束下的临界性质与常规临界性质有明显的偏移。为此引入与孔隙半径有关的约束条件，将修正的PR状态方程应用到吉木萨尔页岩油藏的限域相态模型中。根据临界参数的偏移计算模型，研究孔隙约束影响下页岩储层中流体相态，得到吉木萨尔页岩油不同纳米孔径下流体的P-T相图，结果如图4所示。

图4 不同半径纳米孔隙中吉木萨尔页岩油的P-T相图

由图4可知，随着孔隙半径的减小，流体的P-T相图大致向右偏移，两相区面积减小，相图明显呈收缩状态，相态特征更近乎重质油特征。当孔隙半径小于50nm，相图的偏移趋势明显，临界点向右下方偏移度大；当孔隙半径小于10nm时，相图两相区面积较显著，泡点线几乎从常规相图中心部分穿过。相应地，当孔隙半径为500nm时，流体相图轮廓已基本接近常规PVT筒测定值(500nm是X符号)，表明微米级以上的孔隙中不存在流体临界参数偏移的影响，孔隙结构不再影响相态特征。由P-T相图可以看出，流体的相行为受到纳米孔隙影响，但影响范围局限于500nm范围内，并在小于50nm的孔隙半径中表现尤为显著。

2.2 纳米孔约束的最小混相压力

2.2.1 最小混相压力常规确定方法

1)实验法。针对吉木萨尔地区页岩油藏，选择细管驱替实验法测试注CO2驱最小混相压力。在油藏温度89.28℃的条件，通过不断提高注入CO2时的实验压力，使得采收率增加到95%左右对应的压力可以代表油藏系统的最小混相压力[19]。

2)经验公式法。经验公式法包括Glaso 经验公式、NPC方法、J-P经验公式法、The Petroleum Recovery Institute经验公式、Alston经验公式、Silva经验公式等[20-24]。

各个经验公式的使用条件存在差异，选用改进的最小混相压力计算模型，主要考虑油藏温度、中间组分的摩尔分数、C7+的分子量这3个关键参数，对吉木萨尔页岩油藏注CO2驱的最小混相压力进行预测[25]。

(5)

式中：pmm为最小混相压力，MPa；MC7+为脱气油中的C7+的分子量；T为油藏温度，℃。

3)油藏数值模拟法。利用CMG中的WINPROP模块，基于PR状态方程建立吉木萨尔页岩油藏流体模型。在油藏压力41.25MPa，油藏温度89.28℃条件下，拟合调参后拟组分流体的PVT 性质与流体样品的实验数据相符，回归后的流体拟组分模型可以较为准确地呈现真实流体的性质，在此基础上开展原油与注CO2驱最小混相压力的模拟计算。

综合以上3种计算最小混相压力的方法，统计吉木萨尔页岩油藏注CO2驱最小混相压力计算结果如表1所示。综合对比吉木萨尔的最小混相压力方法测试结果，其他两种方法计算结果与实验结果均比较接近，结果的相对误差不超过5%，取平均值24.61MPa为该油藏注CO2驱最小混相压力。

表1 不同方法计算注CO2驱最小混相压力结果表

2.2.2 考虑纳米约束的最小混相压力

由于吉木萨尔页岩油藏纳米孔隙占主导，流体的临界性质因受到纳米孔隙半径的影响而发生改变，相应页岩储层中的流体相态也随之改变，气液混相条件变化，导致最小混相压力发生动态变化。将临界性质偏移参数相关关系式纳入PR状态方程计算临界温度和临界压力，随后通过相关关联式进行偏移，计算出吉木萨尔页岩油考虑纳米孔隙约束的注CO2驱最小混相压力，结果如图5所示。

图5 吉木萨尔页岩油藏在不同半径纳米孔隙中注CO2驱最小混相压力

从图5可知，当孔隙半径小于50nm时，采用考虑纳米孔隙约束计算的最小混相压力相对于常规计算方法有明显的降低，最小混相压力随着孔隙半径的减小而减小；当孔隙半径大于50nm时，最小混相压力值趋于稳定，与常规计算最小混相压力值接近。究其原因是由于拟组分在不同孔隙半径内临界点偏移量差异所致，对于较大孔隙半径，孔隙约束影响下的参数变化敏感性较低。当孔隙半径为50nm时，考虑纳米孔约束的吉木萨尔页岩油藏注CO2驱最小混相压力为24.6MPa；当孔隙半径为20nm时，最小混相压力降低到20.4MPa，降幅达到17%。统计研究目标区Ⅰ类储层(平均孔隙半径大于45nm)占比22.8%，Ⅱ类储层(平均孔隙半径大于35nm)占比15.4%，Ⅲ类储层(平均孔隙半径大于25nm)占比61.7%，按照比例进行加权平均计算，确定吉木萨尔页岩油藏注CO2驱最小混相压力为21.6MPa。