页岩油藏注CO2驱孔隙动用特征研究

张志超，柏明星，杜思宇

（东北石油大学提高采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318）

页岩油作为一种非常规能源，其资源储量巨大，正逐渐成为未来保障中国能源有效供给的主要开发模块。中国页岩油气分布主要集中于中新生界陆相沉积盆地，如松辽盆地、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地、四川盆地等，据2019年中国石化对中国页岩油储量评价，中国的陆相页岩油资源的储量可达372.0×108t，其中可采资源量约有43.9×108t[1-4]。但页岩油自生自储的成藏模式、差的油藏物性，导致常规油藏开发技术在页岩油开发中的不适用[5-7]。而由于CO2与原油间相互作用时表现出良好的驱油性，被认为是可应用于提高页岩油藏采收率的一项重要技术[8]。CLARK 等、WAN 等[9-10]评估了美国巴肯页岩油藏压裂提高采收率的效果，发现水平井多级压裂开发页岩油藏的采收率仅7%左右，而通过对该油藏进行注CO2吞吐驱油可提高油藏采收率至22.5%，如果完全混相驱替油藏采收率可达到40%以上。SHENG等[11]则对比了水驱、循环注气驱替及注气吞吐对页岩油藏采收率的影响，发现在页岩油藏应用注气吞吐驱油提高油藏采收率的效果更好。注气吞吐页岩油藏可避免注入的CO2沿页理缝或人工裂缝气窜。同时，注气吞吐对油藏的补能效果也更好。ALAVIAN 等[12]则通过实验证实CO2吞吐驱油对存在天然裂缝的页岩层提高采收率效果要好于没有天然裂缝的油藏。裂缝存在能使CO2注入吞吐的基质渗流转变成基质-裂缝两相流，降低了渗流阻力，提高页岩油的动用能力。MEHANA 等[13]应用分子模拟的方法对比了CH4、CO2吞吐开采页岩内2 nm 和5 nm 孔中页岩油开发效果，发现在注入CH4与高分子碳氢化合物混相能力比CO2强，注入CH4进行吞吐使2 种孔隙内的页岩油的采收率更高。王强等、张鑫璐[14-15]则基于CO2萃取页岩岩心中油实验对CO2与油相间混相难的原因进行了探究，发现CO2与油相间混相是多次接触传质过程，被萃取出的组分主要是低分子量（碳分子数小于15）的饱和烃和芳香烃。为提高CO2对页岩油藏中高分子烃类萃取效果和降低MMP（最小混相压力），那么，可以将一定量的CH4和CO2混注，提高页岩油的开采效果。另一方面，桂文宇等、ALLAWZI 等、KOEL 等[16-18]也提出在超临界CO2中加入助溶剂如（甲醇、乙醇、异丙醇）等，也可以有效降低混相压力并增加对油中重质烃类分子的萃取效果。而李斌会等、王子强等、卢振东等[19-21]则基于页岩岩心的CO2驱油实验，分析了CO2混相驱提高驱油效果的原因，发现CO2混相驱能够降低页岩油孔隙动用下限至0.02 μm，这也是现有技术手段下可动用页岩孔隙的最低下限。虽然很多学者对CO2开采页岩油进行了一定的研究，但对于超临界CO2注入页岩油藏后如何动用不同孔径范围内的原油的研究尚少见。因此，基于超临界CO2驱替开采页岩油的实验，并应用核磁共振在线扫描技术对CO2驱油效果进行表征。以期为中国未来致密油、页岩油等非常规能源高效开发和2030年中国碳排放达峰、2060年实现碳中和的目标提供一定的理论借鉴[22-23]。

1 实验设计

1.1 实验样品

室内实验页岩岩心取自H 油田某区块的页岩储层，储层深度2 450 m，层位为Q1 层段。取出的页岩岩心外观呈亮黑色，岩心较致密（图1），1 号岩心参数：长度5 cm，直径2.5 cm，孔隙度6.2%，渗透率0.005 3×10-3μm2，总有机碳含量3%，氢指数750 mg/g。由于油田采出页岩油的密度和黏度与煤油相近，且流动能力也相近。因此，驱替实验中应用密度0.8 g/cm3，室温下黏度为2.5 mPa·s 的煤油代替页岩油进行岩心饱和。

图1 饱和油后页岩岩心外观Fig.1 Shale core appearance after being saturated by oil

1.2 实验方案

注超临界CO2在页岩油藏驱油提高采收率实验方案设计：超临界CO2为驱替介质，回压12 MPa，煤油为饱和类型，围压高于驱压3 MPa，温度55 ℃，驱替时间0.5、1.0、3.0、5.0 h，核磁共振T2（横向驰豫时间）谱为监测指标1，成像为监测指标2。实验前对CO2与模拟页岩油间的最小混相压力进行细管实验测定为26.8 MPa，而CO2的超临界条件是高于临界点条件（7.38 MPa，31.2 ℃），因此，实验方案中CO2在页岩油藏驱油实验中主要是研究页岩的CO2非混相驱油特征。驱替开始前测定页岩岩心饱和油状态下的核磁共振T2谱及成像，作为岩心内不同孔隙中油变化分析的基础对比数据。后在超临界CO2非混相驱替岩心时间3、5 h 后，复测定岩心的核磁共振T2谱及成像，分析实验前后页岩岩心核磁T2谱和成像变化，确定超临界CO2在页岩中非混相驱油时对不同孔隙内油的动用规律。

1.3 实验设备

CO2驱替页岩油核磁共振在线扫描设备根据实验自行设计，包括驱替系统、围压控制系统和核磁在线扫描系统组成见图2。其中主要设备部分为磁体场强度0.5 T 的MesoMR12 型核磁共振岩心扫描仪，苏州纽迈分析仪器股份有限公司，其有效测量岩心最大尺寸为ϕ60 mm×L100 mm，无磁岩心夹持器承压能力40 MPa，最高实验温度100 ℃。超临界CO2驱替系统为与核磁共振扫描仪配套使用的TES-92驱替系统，江苏拓创科研仪器有限公司，系统设备最高承压能力为70 MPa，最高实验温度100 ℃，且实验设备管线和阀门均应用耐CO2腐蚀材料设计制作。围压控制系统为应用氟化液作为页岩岩心围压控制、冷却围压控制系统，江苏拓创科研仪器有限公司，围压控制系统一方面控制页岩岩心围压，另一方对驱替岩心夹持器温控冷却。应用氟化液作为围压增压和岩心夹持器的冷却流体，一方面防止实验过程中的核磁信号干扰，另一方面对于岩心夹持器的降温效果较好。

图2 CO2驱油核磁共振在线扫描实验流程Fig.2 Experimental process of NMR online scanning of CO2 flooding

1.4 实验步骤

实验前将页岩岩心放入中间容器抽真空4 h 至容器内压在1 Pa 以下，通过自吸方式对中间容器饱和煤油，待煤油吸入管中无煤油吸入后，关闭中间容器的吸入阀。先通过手动增压泵对中间容器进行增压，至岩心室内部压力达到30 MPa，进行饱和油4 d，后取出岩心放入煤油瓶中保存，防止岩心内部煤油挥发影响后续CO2驱替实验结果。驱替开始前，先将饱和油的页岩岩心用耐高温、高压热缩管密封后安装在岩心夹持器内，后连接核磁在线驱替管路，调整手动增压泵对回压阀设置回压为12 MPa。设置围压控制系统对驱替岩心施加围压的模式为跟踪CO2驱压，使围压始终高于CO2驱压3 MPa。启动围压控制系统中的循环泵和加热炉，循环加热氟化液对无磁岩心夹持器内岩心室进行加热，待温度达到实验设计温度55 ℃并稳定后，缓慢打开CO2减压调压阀增加驱替压力逐渐增压至12 MPa，之后以0.5 MPa压力增量逐渐增加驱替压力，每次增加压力后观察电子天平示数变化，发现在驱压增加至15 MPa时，驱替系统出口端量筒下电子天平示数出现明显波动，表明CO2此时已经克服岩心启动压力梯度，对岩心进行驱替。在超临界CO2非混相驱替页岩岩心时间分别为0.5、1.0、3.0、5.0 h 后，测定岩心的T2谱曲线和核磁共振成像，分析在超临界CO2驱油不同开采阶段，岩心不同孔隙内的微观剩余油动用变化，确定其对页岩油藏的非混相驱油特征。

2 实验结果

2.1 CO2对页岩油动用特征

在超临界CO2非混相驱替页岩油不同时间后，采集岩心的核磁共振T2谱曲线，应用SAIDIAN 等[24]提出的转换（式1）和赵清民等[25]通过岩心压汞和平均T2拟合得到的转换系数C值为112.4，转化核磁共振T2谱曲线横向弛豫时间值与孔喉半径，建立页岩岩心超临界CO2非混相驱油时核磁信号和孔隙半径间的关系（图3），表征页岩内油在不同CO2驱替时间的动用状况。分析T2谱可知，实验岩心孔隙非均质性较强，孔隙尺寸范围集中于两个区间，分别为0.1～3.0 μm 和0.001～0.008 μm 孔隙半径范围。分析CO2驱替过程核磁谱变化，右侧峰的页岩中大孔隙内的油以可动油为主，较易采出；而左侧峰中即包含了页岩中有机质、小孔内流体的综合信号，该部分油开采困难[26-27]。超临界CO2非混相驱替页岩油主要动用孔喉半径在0.1～3.0 μm 右侧峰大孔隙内的页岩油，而孔喉半径小于0.008 μm 的左侧峰中小孔隙内原油初始开采阶段未动用，且在驱替过程中，小孔隙内原油信号强度增加。分析主要是在超临界CO2注入页岩后，岩心大孔孔径大，CO2注入阻力低，小孔隙孔径小，增压慢，导致CO2优先对大孔隙内增压，产生大小孔隙内的驱替压差，且在CO2的扩散作用的综合作用下，导致大孔内的CO2携带部分油进入页岩小孔隙内，并在与孔隙内壁的摩擦和黏附作用下产生滞留，导致CO2驱替结束后小孔内核磁信号强度变大[28-29]。且在超临界CO2非混相驱替5 h 后，页岩小孔内的油小幅度被采出，且在继续进行驱替至7 h后，岩心核磁T2谱曲线变化幅度小，表明此时已经接近超临界CO2驱采收率。

图3 超临界CO2驱替页岩岩心不同时间的孔隙动用特征Fig.3 Pore development characteristics of shale cores during supercricital CO2 flooding

式中：T2是横向弛豫时间，单位μs；C为弛豫时间和岩石孔喉半径间的转换系数，单位ms/μm；r为岩心的孔隙半径，单位μm。

2.2 CO2对页岩驱油效果

从不同驱替时间页岩岩心内剩余油核磁共振成像（图4）可知，在超临界CO2驱替0.5 h 后，页岩岩心中右端含油饱和度高，磁共振成像颜色高亮显示，左侧岩心饱和度低，核磁成像呈低亮度显示，为剩余油在岩心内运移富集过程。从驱替至1 h 以后发现岩心内核磁成像亮度在均匀减弱，表明页岩油已经被采出，在驱替5 h 结束后，岩心内核磁成像亮度非常低，表明接近岩心的极限采收率。

图4 超临界CO2驱替页岩岩心内剩余油核磁共振成像Fig.4 NMR image of remaining oil of shale cores during supercricital CO2 flooding

后通过核磁T2谱曲线峰面积变化法以及页岩岩心内油量变化实验计算方法，如式（2）—式（3），得出驱替时间5 h后岩心采收率计算结果分别为35.7%和33.2%，表明超临界CO2非混相驱替条件下对页岩油的开采效果也较好。而通过驱替过程中的动态数据计算的页岩油采收率偏低于核磁谱峰面积法，分析主要是由于采出油在驱替管路黏附和轻质油挥发导致的实验误差引起的。这也表明T2谱法计算页岩岩心在CO2驱替过程中的采收率变化相比应用驱替过程中的动态数据计算的采收率更精确。

式中：Ec为核磁峰面积法计算的采收率；E'c为计量驱替流体量变化法计算的采收率；S1为页岩岩心初始饱和油后采集的核磁共振T2谱峰面积；S2为CO2驱替结束后岩心的核磁共振峰面积；m1为饱和进入页岩岩心内油的质量，单位g；m2为采出油的质量，单位g。

3 结论与展望

1）饱和油页岩岩心核磁共振T2谱曲线表明，页岩岩心的孔隙非均质性也较强。超临界CO2驱替页岩油主要动用0.1～3.0 μm 页岩大孔隙内的油，而小孔隙内油驱替过程中反而增加，原因是在CO2驱替注入页岩岩心过程中，CO2一方面沿大孔隙驱油，另一方面CO2向小孔隙内扩散和非达西渗流，携带部分油进入小孔隙发生滞留，导致小孔隙内原油量较原始状态增加。

2）CO2驱替开采页岩油过程包括使页岩内部油向驱替方向富集和采出2 个阶段，驱替实验证实，注超临界CO2驱替页岩岩心能使页岩岩心采收率提高至35.7%，与国内外报道的超临界CO2驱替页岩实验采收率接近，相比国内外报道的水平井缝网压裂开采普遍低于10%要高很多。因此，综合分析认为超临界CO2非混相驱在页岩油藏开发中具有较好的适用性，能够提高页岩油藏的采收率。

3）CO2在页岩油藏驱油能够提高页岩油的采收率，但目前对于CO2在页岩油藏中驱油时其注入参数、驱替方式（驱替或吞吐）、混相和非混相驱替对于页岩油藏采收率的影响研究仍较少，需要更多的投入研究。此外，在应用CO2进行页岩油藏驱油时，进行其在页岩油藏埋存的适用性和埋存规律研究，也将是需要重点攻关的方向。