吉木薩爾頁巖油注入介質梯級提采實驗評價

張佳亮 葛洪魁 張衍君 何吉祥

1. 中國石油大學(北京)；2. 西安石油大學；3. 中國石油新疆油田公司勘探開發研究院

0 引言

新疆吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油儲量豐富，預測地質儲量15.8×108t［1］，井控儲量為11.3×108t［2］，是新疆油田增儲上產的主戰場之一。吉木薩爾頁巖油產量遞減快，含水率高、采收率低，預測單井采收率不足6%［3］，如何提高吉木薩爾頁巖油采收率意義重大。吉木薩爾凹陷主要探明了上下2 個頁巖油甜點區，上甜點體平均孔隙度為10.99%，滲透率為0.012×10-3μm2，下甜點體平均孔隙度為11.62%，滲透率為0.01×10-3μm2，2 個甜點區90%以上的儲層滲透率小于0.1×10-3μm2，吉木薩爾頁巖油儲層，表現出低孔、特低滲的特點［4］，且原油具有密度大、黏度高，流動性差等特點。

壓差和毛細管力是頁巖油產出的主要驅動力［5-7］。目前，將飽油巖心進行離心實驗，是研究壓差影響的有效手段［8-10］。通過計算離心前后的巖心質量之差，以及飽和液體的質量，確定壓差驅出的液量和采收率、可動流體飽和度［11］，進一步通過不同離心力下采出量，確定最大可動液量，同時還可搭配壓汞實驗，確定可動流體孔喉下限［12］。滲吸驅油實驗，是研究毛細管力作用下油水置換的有效方法［13］。在毛細管力的作用下，水先進入頁巖大孔隙，進而逐漸進入小孔隙，將孔隙中的油置換出來，孔喉半徑、接觸角、油水界面張力等都影響著滲吸置換的效率，除此之外，由于CO2具有更好的吞吐能力，可以更方便地增大孔隙能量，越來越多的被應用于頁巖油開發［14-15］。前人的研究多集中在單驅動力和單一因素對采收率的影響，但在油田開發中，壓差與毛細管力同時存在，同一口井可能分批注入不同的提采介質。

目前，壓差和毛細管力對頁巖油產出作用的大小、注入介質及其次序對原油采收率的影響，尚不明確［16-18］。為研究注入介質與頁巖油儲層相互作用對采收率的影響，借助高速離心機、滲吸裝置和核磁共振技術，選擇3 種典型的注入介質，用吉木薩爾頁巖油飽和井下巖心，開展離心、重水滲吸、表活劑水溶液滲吸和液態CO2吞吐實驗，并通過核磁共振譜計算采收率，以期揭示頁巖油產出的主要驅動力，明確注入介質種類和順序對采收率的影響。

1 實驗原理

核磁共振技術可以在不損傷巖心、且不破壞巖心內流體分布的情況下，準確測量巖心內的氫信號強度。目前，核磁共振技術已廣泛應用于測量巖心中的含氫流體量［19］。頁巖孔隙內油分子的核磁T2信號可表示為［20］

式中，T2為橫向弛豫時間，ms；T2S為表面弛豫時間，ms；T2B為體積弛豫時間，ms；T2D為擴散弛豫時間，ms。

油分子的表面弛豫時間遠小于體積弛豫時間。擴散弛豫時間受流體的擴散運動影響，滿足表達式(2)，由于磁場梯度和回撥間隔都非常小(均勻磁場)，使得擴散弛豫和體積弛豫都可以忽略［21-22］。

式中，D為擴散系數，μm2/ms；γ為旋磁比，Hz/T；G為磁場梯度，G/cm；TE為回撥間隔，ms。

因此，橫向弛豫時間約等于表面弛豫時間。假設孔隙形狀因子和表面弛豫率為定值，則橫向弛豫時間與孔徑的關系可表達為

式中，ρ2為表面弛豫率，μm/ms；S為孔隙表面積，μm2；V為孔隙體積，μm3；FS為孔隙形狀因子，無量綱；C為轉換系數，μm/ms；r為孔隙半徑，μm。

由式(3)可知，孔隙的橫向弛豫時間與孔隙直徑成正比，所以橫向弛豫時間反映孔徑的大小，而T2譜的面積反映氫信號流體的量，因此可以通過T2譜面積的變化計算采收率為

式中，R為提采措施后的采收率；S0、S分別為提采措施前后的T2譜面積(或累計信號強度)。提采措施前后的核磁T2譜如圖1 所示。

圖1 提采措施前后T2 譜Fig. 1 T2 spectrum before and after EOR measures

2 實驗方法

通過離心實驗和滲吸實驗分別研究壓差驅動和毛管力驅動原油產出過程。同時，本實驗中選擇重水、表活劑溶液和CO2這3 種介質的滲吸實驗，分別研究了提采介質種類和介質注入次序對采收率的影響。實驗巖心為吉木薩爾蘆草溝組儲層10 塊頁巖巖心，原油取自該井脫水原油，重水(氘代水，D2O)純度為99.9%，因為重水沒有核磁信號，因此巖心的T2信號完全為油信號。表活劑溶液采用0.5%質量分數的TERGITOL? CA-90 表面活性劑，分子式為C8H18O·(C3H6O)x·(C2H4O)y。

頁巖巖心石英平均含量為32.91%；長石和方解石的平均含量為31.23%；黏土含量較低，平均黏土含量為15.8%；白云石含量較高，平均含量18.125%；其他礦物包括少量的黃鐵礦和方沸石，占比2%左右。孔隙度平均為4.42%。巖心取自同一井段，差異不大。具體實驗步驟分5 步。

(1)將標準巖心洗油烘干，每隔24 h 測量巖心的質量和核磁信號，直至2 次測量的核磁信號和質量變化量小于1%時認為巖心已烘干，本實驗中核磁測量使用的關鍵參數如表1 所示，并保持不變。

表1 核磁共振T2 譜采樣關鍵參數Table 1 Key parameters of NMR T2 spectrum sampling

(2)飽和原油。將烘干后的巖心放入中間容器中，并注滿原油加壓20 MPa 飽和，每隔24 h 測量巖心的核磁信號，直至2 次測量的核磁信號變化量小于1%時認為巖心已飽和。

(3)將飽和后的巖心按照實驗方案進行離心和滲吸實驗，離心實驗轉速為12 000 r/min、離心2 h，重水滲吸和表活劑溶液滲吸在常溫常壓下進行，CO2吞吐壓力為9 MPa，每1 次吞吐實驗中，每隔24 h測量核磁信號直至2 次測量的核磁信號變化量小于1%時認為本次吞吐實驗已平衡。

(4)計算采收率。各介質分別與飽油巖心相互作用，按照驅油采收率高低對介質提采效果分級，稱為梯級，采收率越高，稱介質梯級越高。

(5)確定介質提采強弱級后，再對比依次使用介質和直接使用更高級的介質的最終提采效果，進一步確定介質相互作用的影響，明確注入次序的影響。實驗方案如表2 所示(√表示采取該措施，×表示跳過該措施)，實驗流程如圖2 所示。

表2 巖心樣品基礎參數與實驗方案Table 2 Basic parameters and experimental scheme of core samples

圖2 實驗流程Fig. 2 Experimental process

3 實驗結果

3.1 頁巖油產出的主要驅動力分析

為了明確頁巖油產出的主要驅動力，對比進行了先離心后滲吸與直接滲吸驅油的采收率實驗，4 塊頁巖巖心的T2譜如圖3 所示，其中巖心C2、C3 為先離心后滲吸，巖心J4、A8 為直接重水滲吸，4 塊巖心的采收率如圖4 所示。對比發現，致密的吉木薩爾頁巖，離心采油效果較差，巖心C2 和C3 在離心前后，核磁T2譜曲線僅僅略微下降，離心采收率低于3%，而重水滲吸后，核磁T2譜明顯下降，重水滲吸采收率超過了30%。同時，當對飽和巖心直接滲吸驅油時，重水滲吸采收率較先離心后滲吸的巖心采收率沒有明顯區別，說明毛管力是頁巖油產出的主要驅動力，而壓差對頁巖孔隙中原油流動的作用較弱。

圖3 壓差驅油與毛管力驅油核磁T2 譜Fig. 3 NMR T2 spectrum of oil displacement by pressure difference and capillary force

圖4 壓差驅油和毛管力驅油采收率對比Fig. 4 Oil recovery factor comparison between pressure difference drive and capillary force drive

3.2 介質梯級對提采效果的影響分析

3 種介質分別進行滲吸實驗后的T2譜如圖3(c)、圖3(d)和圖5 所示，6 塊巖心不同梯級介質采收率對比如圖6 所示。6 塊巖心的T2譜曲線顯示：飽油巖心一次接觸提采不同介質時，重水、表活劑溶液和 CO2的采收率分別約為 30%～34%、35%～40%和47%～50%。所以在本次實驗中，對3 種介質的提采梯級由低到高排序為：重水、表面活性劑溶液、CO2。根據3 種不同提采梯級介質的滲吸驅油效果，可以得出結論：滲吸介質的提采梯級越高，滲吸采收率越高，對于新井，應首先使用最高級的提采介質注入儲層，例如CO2前置壓裂工藝。

圖5 不同梯級介質與原油接觸次序下的驅油實驗核磁 T2 譜Fig. 5 NMR T2 Spectra of displacement experiments under different contact sequences between graded media and crude oil

圖6 不同梯級介質提采的采收率對比Fig. 6 Recovery factor comparison with medium of different grading

3.3 介質注入次序對提采效果的影響分析

研究不同提采梯級介質的注入次序與最終采收率的關系，可以用于指導提采介質的選擇。巖心C4、C5 先離心后逐級滲吸；J4、A8 依次重水滲吸、表活劑溶液滲吸、CO2吞吐；A6、J3 先進行表活劑溶液滲吸，再用CO2吞吐；A3、A7 直接CO2吞吐。通過圖7 采收率對比可看出，直接使用更高提采梯級介質進行滲吸實驗，可以獲得更高的頁巖油采收率。表活劑溶液可在重水滲吸的基礎上，繼續提高采收率，提采3～6 個百分點；CO2吞吐可在表活劑溶液滲吸的基礎上繼續提采2～8 個百分點。首先使用表活劑溶液滲吸再用CO2吞吐的巖心A6 和J3，表活劑溶液采收率高于先用重水滲吸再用表活劑滲吸的巖心；直接使用CO2吞吐的巖心A3、A7，采收率高于先用重水或表活劑溶液滲吸的巖心。

圖7 不同注入介質梯級提采的采收率對比Fig. 7 Comparison of recovery factor of different injection media cascade extraction

如圖7 所示，最終采收率和介質與原油的接觸次序有明顯關系，更高級的提采介質先與原油接觸，可有利于提高最終采收率；并且，對于已經與介質相互作用過的巖心，再次使用更高提采梯級的介質，仍能繼續產出原油。對于已經注入過介質的老井挖潛工作，應該選擇使用具有更高提采梯級的介質；對于新井，建議首先將最高級的提采介質作為前置液首先注入儲層。

致密且天然裂縫不發育的吉木薩爾儲層，壓差的驅油效果不佳，但微納米孔隙結構中毛細管力很大，滲吸作用對頁巖油的產出發揮著重要作用。2019 年吉木薩爾作業區開展多項注入提采介質的先導試驗，主要包括了注入水、表面活性劑和CO2。JHW017 和JHW019 井采用注水吞吐開發，注入水在裂縫里呈現低效循環，儲層二次吸液能力差，難以進入基質孔隙，提采效果不明顯；JHW01022 井和J10004H 井注入表面活性劑溶液，投產后生產效果與鄰井對比無明顯優勢；吉37、吉30 和JHW020 井進行CO2吞吐開發，截至2020 年7 月底合計增油1 162.3 t，提采效果明顯。先導試驗表明，壓差與毛細管力都是原油驅動力，將提采介質注入裂縫和基質孔隙，增加了孔隙能量，有助于驅動原油；介質的提采效果存在明顯差異，水和表活劑溶液的提采效果較差，CO2的提采效果較好。J10043_H 井CO2前置壓裂，是壓裂提采一體化的典型井，實現CO2與原油的初次接觸，增產提采效果好，地層壓力保持水平高、壓裂液返排率低；JHW020 井注CO2吞吐提采效果，明顯優于JHW017 井注水吞吐效果，也說明了注入介質的滲吸能力存在差異。

4 結論

(1)吉木薩爾頁巖油壓差驅替原油的效果較差，基于毛細管力的滲吸作用，是注入介質與孔隙原油交換的重要機理。

(2)實驗中3 種介質提采梯級由低到高依次為：重水、表活劑溶液和CO2，使用更高梯級的介質，可以進一步提高采收率，并且直接使用最高梯級的介質，可以獲得最高的最終采收率。

(3)在新井開發中，建議直接使用具有最高滲吸提采能力的介質，一次到位，比如壓裂液前置注入CO2；在老井挖潛中，建議使用比已經注入流體具有更高提采梯級的介質，比如在注水開發井進行注表活劑溶液開發或者CO2吞吐開發。