新疆吉木薩爾頁巖油藏注CO2驅最小混相壓力的確定

李菊花，王潔，梁成鋼，陳依偉，張金鳳，胡可

1.油氣鉆采工程湖北省重點實驗室(長江大學)，湖北 武漢 430100 2.中國石油新疆油田分公司吉慶油田作業區，新疆 吉木薩爾 831700

注CO2驅提高原油采收率(CO2-EOR)技術既能提高原油產量又能實現CO2的地質封存，既能緩解能源危機又能減少 CO2排放，倍受各國政府及眾多學者的高度關注[1]。對致密、頁巖等含有大量納米孔隙的非常規油藏，注CO2驅體現了很好的驅替效果[2]。對于富含納米孔的非常規油藏，儲層壁面對流體的影響不可忽略，孔隙受限狀態下氣油體系的各種特性對CO2驅油至關重要。其中最小混相壓力(MMP，minimum miscible pressure)，即注入氣體與原油之間的界面張力(IFT，interfacial tension)減小到零時的對應壓力[3，4]，是油藏確定注CO2驅項目首要關注的參數，關系到油氣在儲層中能否實現混相驅油，微觀驅油效率能否達到100%。

油藏注氣最小混相壓力常規確定方法主要包括實驗法、理論計算法、數值模擬法，是典型的氣-液體系(氣-油體系)相態研究問題[5]。隨著富含納米級致密頁巖油藏的深入研究，發展了以氣-液-固體系(受限狀態下的氣-油體系)相態平衡理論，考慮納米尺度約束對頁巖儲層注氣相行為影響的研究逐漸得到關注[6]。筆者以新疆吉木薩爾頁巖油藏為研究對象，以考慮納米孔隙尺度約束的修正PR(Peng-Robinson)相態方程為理論基礎，采用理論計算與數值模擬方法相結合確定目標油藏注CO2驅最小混相壓力，以期指導目標頁巖油藏后續提高采收率注氣政策的制定。

1 吉木薩爾頁巖基本特征

1.1 儲層特征

新疆吉木薩爾頁巖儲層為二疊系蘆草溝組，儲層碎屑顆粒粒級呈現普遍較細的特點，以0.01～0.125mm為主。儲層多為過渡性巖類，粉細砂、泥質及碳酸鹽富集層呈厘米級互層狀分布，常見巖性約有50多種[7]。儲層主要發育四類儲集空間：剩余粒間孔、微孔(晶間孔)、溶孔、溶縫，儲層孔隙類型以剩余粒間孔和溶孔為主[8,9]。儲層孔隙結構變化較大，以微細孔喉為主，但常規孔喉亦有發育。其中頁巖油樣品以納米級孔隙和孔喉占主導，發育七類孔隙(以溶蝕孔、晶間孔為主)和三種孔喉連通關系(大孔-細喉、短導管狀、樹形孔隙網絡)；物性明顯受孔徑/孔喉大小控制，隨物性變差；粒間孔及粒間溶蝕孔比例降低，晶間孔明顯增多，細分孔隙空間為微孔(半徑<15nm)、小孔(半徑15～100nm)、中孔(半徑100～1500nm)和大孔四類[10]。蘆草溝組致密頁巖油儲層平均喉道半徑在0.1～0.16μm之間，孔喉半徑比在301～582之間，具有“喉道細，孔喉比大”的特點。微納米級喉道控制了絕大部分孔隙體積，次生納米級孔喉占儲集空間的65%以上。以圖1吉174井納米掃描電鏡為例，研究區319塊鑄體薄片、掃描電鏡統計表明，吉木薩爾蘆草溝組儲層屬典型的頁巖油儲層，原油賦存于納米孔隙中。

圖1 吉174井3274.15m井深處納米孔隙圖片

1.2 流體特征

新疆吉木薩爾頁巖油藏地層流體分析表明[11]，該儲層非均質性強，上下“甜點”原油性質差異較大。上“甜點”地面原油密度平均為0.89g/cm3，50℃下黏度平均為73.45mPa·s，凝固點平均為24.84℃，屬于中質、較高凝固點的高含蠟原油。下“甜點”地面原油密度平均為0.92g/cm3，50℃下黏度平均為300.56mPa·s，凝固點平均為8.7℃，屬于中質原油。

根據研究區二疊系蘆草溝組二段頁巖油取得的PVT資料，地層油密度0.84g/cm3，地層油黏度10.58mPa·s，地層壓力下的體積系數1.06，溶解氣油比17m3/m3。上“甜點”油藏溶解氣相對密度0.63～0.83，組分中甲烷體積分數47.36%～90.27%，乙烷體積分數3.92%～15.18%，丙烷體積分數1.26%～18.92%，氮氣體積分數2.08%～7.64%，二氧化碳體積分數0.32%～4.22%，不含硫化氫；下“甜點”油藏溶解氣相對密度0.84，組分中甲烷體積分數66.30%，乙烷體積分數13.35%，丙烷體積分數14.86%，氮氣體積分數2.08%，二氧化碳體積分數0.36%，不含硫化氫。地層水密度1.01g/cm3，礦化度15567.59mg/L，地層水型為NaHCO3型。

1.3 開發現狀

新疆吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油于2011年9月發現，2012年采取水平井+體積壓裂的方式進行開發試驗取得突破，2013～2014年繼續以水平井+體積壓裂的方式實施了3口探井、10口開發試驗井，2017年油田立足密切割體積壓裂理念，通過開展地質工程一體化研究，多段壓裂水平生產井初期表現較好，降低了開井初期含水率，實現了高液量期含水率快速下降，取得了最高日產油量108.5t、穩產27.0t的生產效果，有效推動了頁巖油區的規模效益開發。由于頁巖儲層自身能量接替不足，需要考慮適時補充能量提高后續開發后勁，現場采用注CO2輔助開發技術并取得了一些成果[12]，有力地推動了頁巖油藏注CO2驅深入研究。2019年吉木薩爾頁巖油藏嘗試注CO2輔助壓裂開采方式，老井注CO2吞吐實施3口井(直井2口、水平井1口)，CO2注入量5461t，增油量1747t，為該油藏廣泛實施注CO2驅提高采收率奠定了物質基礎。

2 考慮納米孔隙約束的注CO2驅最小混相壓力確定

前人[13-16]主要采用實驗法、理論計算法和數值模擬法來研究油氣相態特征并確定注氣最小混相壓力。其中細管實驗法一直作為“工業標準”被認為是最可靠的方法并廣泛采用。該方法費用高耗時長，實驗裝置采用填砂細管的物理模擬方式已不適用非常規納米孔隙介質儲層。早期理論計算采用的經驗公式和經驗圖版法，僅僅針對相應的油藏流體和注入氣體，導致經驗公式多且適應性差。隨著氣-液-固相態理論的深入研究，采用理論計算結合數值模擬方法更具普適性。

2.1 納米孔約束的流體相態特征

2.1.1 納米孔約束的狀態方程

狀態方程依托計算機技術的發展，長期被用于研究各種純組分流體和多組分流體的氣液平衡。特別是對于多組分流體計算精確，結果可靠性高，計算成本低。在Vanderwaals(范德華)1873年提出的立方型狀態方程基礎上，通過修正改進，研究者發展出其他的兩參數立方型狀態方程，如Berthlot狀態方程、RK(Redlich-Kwong)狀態方程、SRK狀態方程、PR狀態方程等。其中PR狀態方程結構簡單，精度較高，可以用來預測和描述相態特征和臨界點附近的相態變化，模擬經典細管實驗時效果最佳，是油藏模擬中計算油氣藏流體相平衡應用最廣泛的狀態方程之一。但當儲層孔隙減小到納米級，油氣藏的流體相平衡與常規油氣藏中的相平衡存在顯著差異，傳統的PR狀態方程精度降低。微觀條件下的相態變化受界面作用、孔徑尺寸和孔道的幾何形狀等因素的影響，不同的孔隙結構也會影響限域內流體的相變行為。

頁巖儲層納米孔隙結構中流體分子的非均質分布，使得頁巖儲層的烴類相態與常規模型的預測有很大偏差。考慮孔隙受限相態研究成果顯示納米孔隙中的相圖收縮，泡點和露點均有大的偏差[17]。筆者采用KHANAL等[18]提出的臨界位移法，考慮流體分子與納米孔壁相互作用，計算出每種烴的偏離臨界溫度和偏離臨界壓力，然后對偏離的臨界溫度和壓力進行歸一化處理，調整臨界性質修正PR狀態方程。

由三次狀態方程計算出的臨界溫度和壓力通過相關關聯式進行偏移。其相關關系總結如下：

lnΔTc=-3.007lnrp+0.869

(1)

(2)

限制臨界性質式用如下公式：

(3)

(4)

式中：ΔTc為臨界溫度偏差，K；Δpc為臨界壓力偏差，MPa；rp為孔隙半徑，nm；Tc為臨界溫度，K；pc為臨界壓力，MPa；Tcc為納米孔隙約束后的臨界溫度，K；pcc為納米孔隙約束后的臨界壓力，MPa。

2.1.2 吉木薩爾頁巖油藏流體相態特征

利用吉木薩爾頁巖油流體PVT數據，使用修正后的PR狀態方程對流體特性進行表征。采用CMG的WINPROP組分模擬器，將流體組分擬化劈分為CO2，C1+C2，C3++C5+，C7+，C11+，C19+，C29+等7個擬組分，對流體性質進行了調整，擬合后的結果與實驗結果相匹配，建立了油藏流體組分模型。利用臨界溫度和臨界壓力參數偏移相關關系，得出流體樣品擬組分在納米孔中的臨界溫度和臨界壓力，結果如圖2所示。

圖2 不同半徑納米孔隙中擬組分的臨界參數示意圖

圖2反映了不同半徑納米孔隙中各擬組分臨界參數值，結果表明納米孔隙對不同組分均產生影響。總體來看，重質組分的臨界壓力比輕質組分的低，重質組分的臨界溫度比輕質組分的高。圖2(a)是不同納米孔隙中擬組分臨界壓力變化趨勢圖，顯示當儲層孔隙半徑由500nm減小到5nm時，各擬組分臨界壓力均有下降，輕質組分臨界壓力下降幅度顯著，CO2的臨界壓力偏移與C1+C2輕質組分一致，且隨著分子量的增加變化幅度逐漸減緩。圖2(b)是不同半徑納米孔隙中擬組分臨界溫度變化趨勢圖，總體來看臨界溫度的偏移不明顯。由于納米尺度的限制，臨界溫度不同程度有所下降。

從圖3各擬組分臨界參數偏移量圖上可以看到，受納米孔隙的約束，重質組分的臨界壓力相對輕質組分的影響偏小，重質組分的臨界溫度相對輕質組分的影響偏大。圖3(a)顯示相同擬組分的臨界壓力隨著納米孔隙半徑變小偏移量變大，當納米孔隙半徑小于100nm時，臨界壓力偏移量不容忽視。以輕質組分C1+C2的臨界壓力為例，孔隙半徑為5nm時對應臨界壓力為34.5MPa，在孔隙半徑為10nm時對應臨界壓力為53.7MPa，直到孔隙半徑大于300nm，臨界壓力與PVT筒測試臨界壓力基本一致(為72.2MPa)，各擬組分臨界壓力的偏移量最終趨于零。圖3(b)顯示當納米孔半徑小于10nm時，臨界溫度的偏移量有較為明顯的差異但總偏移量不大，重質組分在納米孔隙半徑500nm下降到5nm時，臨界溫度偏移幅度僅為1.8%。

圖3 不同半徑納米孔隙中擬組分的臨界參數偏移量

總體來看，納米孔隙中的相態特征研究表明，受孔隙約束的影響，當孔隙半徑小于100nm時，限域約束下的臨界性質與常規臨界性質有明顯的偏移。為此引入與孔隙半徑有關的約束條件，將修正的PR狀態方程應用到吉木薩爾頁巖油藏的限域相態模型中。根據臨界參數的偏移計算模型，研究孔隙約束影響下頁巖儲層中流體相態，得到吉木薩爾頁巖油不同納米孔徑下流體的P-T相圖，結果如圖4所示。

圖4 不同半徑納米孔隙中吉木薩爾頁巖油的P-T相圖

由圖4可知，隨著孔隙半徑的減小，流體的P-T相圖大致向右偏移，兩相區面積減小，相圖明顯呈收縮狀態，相態特征更近乎重質油特征。當孔隙半徑小于50nm，相圖的偏移趨勢明顯，臨界點向右下方偏移度大；當孔隙半徑小于10nm時，相圖兩相區面積較顯著，泡點線幾乎從常規相圖中心部分穿過。相應地，當孔隙半徑為500nm時，流體相圖輪廓已基本接近常規PVT筒測定值(500nm是X符號)，表明微米級以上的孔隙中不存在流體臨界參數偏移的影響，孔隙結構不再影響相態特征。由P-T相圖可以看出，流體的相行為受到納米孔隙影響，但影響范圍局限于500nm范圍內，并在小于50nm的孔隙半徑中表現尤為顯著。

2.2 納米孔約束的最小混相壓力

2.2.1 最小混相壓力常規確定方法

1)實驗法。針對吉木薩爾地區頁巖油藏，選擇細管驅替實驗法測試注CO2驅最小混相壓力。在油藏溫度89.28℃的條件，通過不斷提高注入CO2時的實驗壓力，使得采收率增加到95%左右對應的壓力可以代表油藏系統的最小混相壓力[19]。

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

各個經驗公式的使用條件存在差異，選用改進的最小混相壓力計算模型，主要考慮油藏溫度、中間組分的摩爾分數、C7+的分子量這3個關鍵參數，對吉木薩爾頁巖油藏注CO2驅的最小混相壓力進行預測[25]。

(5)

式中：pmm為最小混相壓力，MPa；MC7+為脫氣油中的C7+的分子量；T為油藏溫度，℃。

3)油藏數值模擬法。利用CMG中的WINPROP模塊，基于PR狀態方程建立吉木薩爾頁巖油藏流體模型。在油藏壓力41.25MPa，油藏溫度89.28℃條件下，擬合調參后擬組分流體的PVT 性質與流體樣品的實驗數據相符，回歸后的流體擬組分模型可以較為準確地呈現真實流體的性質，在此基礎上開展原油與注CO2驅最小混相壓力的模擬計算。

綜合以上3種計算最小混相壓力的方法，統計吉木薩爾頁巖油藏注CO2驅最小混相壓力計算結果如表1所示。綜合對比吉木薩爾的最小混相壓力方法測試結果，其他兩種方法計算結果與實驗結果均比較接近，結果的相對誤差不超過5%，取平均值24.61MPa為該油藏注CO2驅最小混相壓力。

表1 不同方法計算注CO2驅最小混相壓力結果表

2.2.2 考慮納米約束的最小混相壓力

由于吉木薩爾頁巖油藏納米孔隙占主導，流體的臨界性質因受到納米孔隙半徑的影響而發生改變，相應頁巖儲層中的流體相態也隨之改變，氣液混相條件變化，導致最小混相壓力發生動態變化。將臨界性質偏移參數相關關系式納入PR狀態方程計算臨界溫度和臨界壓力，隨后通過相關關聯式進行偏移，計算出吉木薩爾頁巖油考慮納米孔隙約束的注CO2驅最小混相壓力，結果如圖5所示。

圖5 吉木薩爾頁巖油藏在不同半徑納米孔隙中注CO2驅最小混相壓力

從圖5可知，當孔隙半徑小于50nm時，采用考慮納米孔隙約束計算的最小混相壓力相對于常規計算方法有明顯的降低，最小混相壓力隨著孔隙半徑的減小而減小；當孔隙半徑大于50nm時，最小混相壓力值趨于穩定，與常規計算最小混相壓力值接近。究其原因是由于擬組分在不同孔隙半徑內臨界點偏移量差異所致，對于較大孔隙半徑，孔隙約束影響下的參數變化敏感性較低。當孔隙半徑為50nm時，考慮納米孔約束的吉木薩爾頁巖油藏注CO2驅最小混相壓力為24.6MPa；當孔隙半徑為20nm時，最小混相壓力降低到20.4MPa，降幅達到17%。統計研究目標區Ⅰ類儲層(平均孔隙半徑大于45nm)占比22.8%，Ⅱ類儲層(平均孔隙半徑大于35nm)占比15.4%，Ⅲ類儲層(平均孔隙半徑大于25nm)占比61.7%，按照比例進行加權平均計算，確定吉木薩爾頁巖油藏注CO2驅最小混相壓力為21.6MPa。

3 結論

1)采用臨界位移法，研究納米孔隙中的流體相態特征。結果表明，流體臨界參數均隨孔隙半徑的減小而降低。不同孔隙半徑下的臨界參數偏移情況不同，孔隙半徑的變化對于臨界壓力的影響較臨界溫度更為顯著。

2)建立了考慮納米孔隙約束下的流體相態模型。結果表明，孔隙半徑在500nm以下時，流體相態受到的影響越顯著，在小于50nm的孔隙半徑中表現尤為顯著，流體相圖呈現明顯收縮現象。

3)改進傳統最小混相壓力計算模型確定頁巖油藏注CO2驅最小混相壓力。結果表明，納米孔隙半徑越小對應最小混相壓力越小。考慮目標油藏納米孔隙半徑分布比例進行加權平均，確定吉木薩爾頁巖油藏注CO2驅最小混相壓力為21.6MPa。