准噶尔盆地吉木萨尔页岩油不同温压CO2吞吐下可动性实验研究

2022-12-07王子强葛洪魁郭慧英张远凯

石油实验地质 2022年6期

王子强，葛洪魁，郭慧英，周浩，张远凯

1.中国石油大学(北京)，北京 102249；2.中国石油新疆油田分公司实验检测研究院，新疆克拉玛依 834000；3.新疆页岩油勘探开发实验室，新疆克拉玛依 834000

随着水平井分段压裂技术的提高，全球页岩油产量快速增加，已成为世界油气勘探开发的焦点[1-3]。页岩油藏经过水平井分段压裂后初始采油速度较高，但产量递减快，一次采收率低，只有5%～10%[4-6]，仍有大量的原油滞留于页岩油储层孔隙中，为此，亟需开展页岩油可动性研究，进而提高页岩油采收率。大量文献显示，超临界CO2具有类似气体的扩散性及液体的溶解能力，其在页岩油储层中具有良好的注入能力，且CO2在原油中具有较好的萃取能力，通过与原油接触，发生扩散、溶解、抽提和混相作用，可以降低原油黏度和界面张力[7-10]，因此，CO2吞吐可以有效动用页岩油。HAWTHORNE等[11]实验表明，注CO2可以有效动用岩心中的原油，原油膨胀和浓度扩散是主要机理。SONG和YANG[12]对巴肯致密岩心开展了不同压力CO2吞吐实验，非混相、近混相和混相采收率分别为42.8%，63%，61%。JIN等[13-15]在巴肯油藏条件下采用保存好的天然岩心开展超临界CO2萃取实验，在24 h内巴肯岩心采收率最高可达99%，巴肯和上巴肯样品采收率可以达到60%，分子扩散在原油动用过程中起到重要作用。LI等[16]研究了注入压力对CO2吞吐效果影响，表明页岩油藏开展CO2吞吐可以取得较高采收率，注入压力应该高于最小混相压力。由于页岩油低孔低渗高黏的特性，页岩油CO2吞吐实验具有周期长、易失败等缺点，很少有对同一页岩油储层开展综合性CO2吞吐实验研究。

吉木萨尔页岩油藏是我国国家级陆相页岩油示范区。该油藏不同于普通油藏，具有岩性复杂、纵向变化快、孔隙度低、渗透率低、油质黏稠、富含干酪根等特点。本文选取准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组45块岩心样品，在统计分析页岩油基本物性和确定T2谱与孔隙半径之间对应关系的基础上，借助低场核磁共振技术，研究岩性、温度和压力对CO2吞吐下不同孔隙中页岩油动用程度的影响。

1 岩心物性分析

芦草沟组岩石成分成熟度低，多为过渡性岩类，储层岩石矿物成分多样，岩性复杂，“上甜点”优势岩性为纹层状砂屑云岩、纹层状岩屑长石粉细砂岩、纹层状云屑砂岩；“下甜点”优势岩性为纹层状云质粉砂岩。为了便于后续开展实验，根据表1岩心物性统计分析，将岩心岩性分为云屑砂岩、砂屑云岩、岩屑砂岩3大类。上、下甜点体储层覆压下孔隙度介于2.0%～22.7%之间，平均孔隙度仅为11%；覆压渗透率平均为0.01×10-3μm2，小于0.1×10-3μm2的样品占比达到90%以上。

表1 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油岩心物性统计分析

2 页岩油低场核磁共振实验

2.1 页岩核磁共振实验测量参数优化

页岩油储层岩石核磁共振实验采用LMR-1600型低场核磁共振分析仪，仪器中心频率为7 MHz±0.1 MHz，样品腔直径为30 mm，样品测量高度为30 mm(图1)。

图1 LMR-1600型低场核磁共振分析仪

根据前人理论分析和相关实验得知，核磁共振检测实验中参数的设置对测量结果有较大影响。由于页岩岩心孔隙度低、渗透率低，导致所含氢核量少，信号强度偏低，对检测结果产生的影响会更大。选取20块典型页岩岩心开展核磁测量，最终确定了页岩核磁共振实验的相关参数，参数的优化原则和最终数值见表2。

表2 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油岩心核磁共振实验测量参数优化

2.2 页岩核磁共振T2谱和孔隙半径对应关系

根据核磁共振原理，饱和单相流体岩石核磁共振横向弛豫时间(T2)与孔径(r)理论上呈线性正比关系。针对新鲜岩样，岩心内同时含有油相和水相，油相又可分为多种组分，线性正比关系已难以准确表征吉木萨尔凹陷芦草沟组新鲜岩样的T2与r之间的关系。为此，选取20块页岩新鲜岩样，通过对比统计分析其压汞曲线和T2谱的累积孔隙体积分布曲线(CPVD)，进一步采用插值方法确定相同累积频率下与孔径对应的T2值，发现lgr与lgT2存在线性关系：

lgr=algT2+b

(1)

式中：a和b为2个与岩性相关的拟合系数，具体大小可通过岩样T2谱分布曲线与高压压汞毛管半径分布曲线对比确定(图2)。根据上述岩心物性分析，岩性分为云屑砂岩、砂屑云岩、岩屑砂岩3大类，3种岩性岩心lgr与lgT2的线性关系如图3所示。弛豫时间T2通过核磁共振仪测得，将测得的T2值代入公式(1)可得到孔隙半径，为后续CO2吞吐实验数据分析做准备。

图2 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油岩心样品压汞毛管半径分布与核磁共振T2谱分布

图3 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油三种岩性岩心lgr与lgT2的线性关系

3 CO2吞吐实验

3.1 实验设备及方案

超临界CO2在页岩油储层中具有良好的注入能力和萃取能力，通过与原油接触，发生降黏、扩散、溶解、抽提和混相等作用，因此高温高压CO2吞吐可以有效动用页岩油。选取3类岩性岩心(云屑砂岩、砂屑云岩、岩屑砂岩)，在不同温度(30,50,70,90 ℃)和压力(5,10,15,20 MPa)条件下开展CO2吞吐实验，其中通过恒温箱加热得到设定温度，通过加压泵得到设定压力。实验方案见表3，实验原理如图4所示，实验装置如图5所示，具体实验步骤如下：

图4 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油岩心CO2吞吐实验原理

图5 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油岩心CO2吞吐实验装置

表3 不同温压条件下准噶尔盆地吉木萨尔页岩油岩心CO2吞吐实验方案

(1)岩心基本物性参数测量。岩心几何参数测量：利用游标卡尺测量岩心的长度和直径；岩心质量测量：利用电子天平测量岩心的质量。

(2)吞吐前测量岩心核磁T2谱。利用LARMOR低场核磁共振仪测量吞吐前岩心的核磁T2谱分布。

(3)为了降低二氧化碳为胶套的腐蚀老化作用，胶套内壁首先敷一层保鲜膜，然后装入岩心，再放入岩心夹持器。

(4)岩心夹持器加环压。

(5)中间容器注入高压二氧化碳，此时二氧化碳的压力略低于吞吐所需压力。

(6)设定恒温箱温度为实验所需温度，并启动加温。

(7)恒温箱室内温度升高到设定温度并平衡后，通过手动泵从中间容器底部入口注入蒸馏水进行加压到吞吐所需压力。

(8)吞吐后，利用棉球擦拭岩心表面的页岩油，然后测量岩心质量。

(9)吞吐后测量岩心核磁T2谱。

(10)将蘸有页岩油的棉球放入乙醚内浸泡，乙醚挥发后收集吞吐出来的页岩油。

3.2 实验结果与分析

3.2.1 温度因素分析

通过图6a分析可知，页岩油采收率随吞吐温度的升高而略有增加。这是由于当吞吐温度逐渐上升时，页岩油的黏度逐渐降低，同时吸附态的页岩油向游离态转变，CO2的分子扩散作用变得更为强烈。不同温度下页岩油采收率与时间的关系曲线如图6b所示，温度越高，最终采收率越大，且同期相比采收率变化率越大,但温度达50 ℃后，采收率变化随着温度的增加不明显；随着吞吐时间增加，采收率逐渐变缓，然后趋于平衡，不再出油。

对比不同吞吐温度下不同大小孔隙中原油的动用程度(图6c)，随着吞吐温度的升高，中等孔隙和大孔隙中的原油动用程度增大，而微小孔隙中页岩油采收率增加幅度很小。半径小于30 nm的孔隙中页岩油的动用程度随温度升高基本不变，说明当吞吐压力恒定时，无法通过升高温度来动用半径小于30 nm孔隙中的页岩油，但可通过升高温度有效减低中等、大孔隙内的剩余油饱和度，因此中、大孔隙仍然是未来挖潜的主力孔隙。

图6 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油同类岩性CO2吞吐下温度对页岩油可动性的影响

3.2.2 压力因素分析

同类岩性的原油采收率随吞吐压力的升高而增加(图7a)，CO2吞吐时，吉木萨尔页岩油最小混相驱压力约为18 MPa。当吞吐压力升高至15 MPa时，由非混相向混相过渡，原油与CO2之间的界面张力消失，且CO2分子的动能增大，油的流动性增强。此压力下CO2的密度增大，更多的CO2溶解于原油，原油黏度降低，能抽提出更多的轻质油，同时提高了原油的采收率，由23.75%大幅增至42.63%(图7b)。

由图7c可知，压力为5，10，15 MPa时，半径小于20 nm的微小孔隙中页岩油几乎不可动用，半径50～100 nm的中等孔隙中页岩油动用程度可达30%左右，半径大于300 nm的大孔隙中超过50%的页岩油被动用，随着注入压力的不断升高，微小孔隙中页岩油的动用程度变化不大，而中等孔隙和大孔隙中页岩油的动用程度上升明显，这是由于CO2优先进入阻力较小的大孔隙，并与其中的原油接触、反应。随着吞吐压力的不断升高，动用孔隙下限不断降低，20 MPa下最小动用孔隙半径为1 nm，这是由于随着注入压力的不断升高，CO2抽提能力不断增强，从而能够进入阻力更大的微小孔隙。

图7 准噶尔盆地吉木萨尔页岩油同类岩性CO2吞吐下压力对页岩油可动性的影响

3.2.3 岩性因素分析

由图8可知，CO2对不同半径孔隙中页岩油的动用程度不同，CO2易进入大孔隙，因此大孔隙中的页岩油动用程度最大，孔隙越小，其动用程度越差。对比不同岩性，岩屑砂岩大孔隙较多，其可动性最好，采收率达到38%；云屑砂岩次之，采收率为32%；由于砂屑云岩50 nm以下孔隙较多，CO2难以进入50 nm以下的孔隙，因此砂屑云岩的驱油效果较差，砂屑云岩采收率最低，仅为17%，且随吞吐周期产量衰减最快(图8b)。对于三种岩性，100 nm以下的孔隙动用程度均较低(图8d)，对CO2吞吐采油，提高100 nm以下孔隙的动用程度是提高油藏采收率的关键。