刘国华

(中国石油集团长城钻探工程有限公司 工程技术研究院，辽宁 盘锦 124010)

引 言

随着CO2提高采收率技术(EOR)的不断进步和完善，使得CO2-EOR技术逐渐在世界各大油田得到了广泛的应用[1-4]。我国鄂尔多斯盆地具有丰富的致密性油气资源，开发潜力巨大，但由于致密储层孔渗低、非均质性严重、微裂缝发育但微/纳孔喉占比高等原因，导致自然衰竭开发采收率和二次注水开发采收率低下。CO2-EOR技术的引入能够有效降低地层原油黏度，改善流度比，减小界面张力，大幅提高油层的动用程度和驱油效率。同时，CO2强抽提萃取能力又能将原油的轻烃蒸发进气相，进一步提高原油采收率[5-7]。

CO2-EOR技术主要分为CO2驱替和CO2吞吐两种，但在天然裂缝发育和人工裂缝发达的致密储层中，CO2驱替容易产生气窜，导致驱油效率差、波及面积小等问题。而CO2吞吐能够有效改善气窜，发挥扩散作用，增大基质动用程度。Torabi等[8]人发现CO2混相吞吐采收率明显高于非混相吞吐采收率，但Abedini[9]认为即使是在非混相压力下，CO2吞吐也能明显提高驱油效率。马金华等[10]人通过实验证明CO2能够在压差作用下扩散进入基质，原油除在膨胀作用下被挤出基质外，还能在原油黏度和浓度差异引发扩散的作用下流动。钱坤等[11]人提出在裂缝性致密油藏中开展CO2吞吐的次数不应超过3次，焖井时间不宜超过36 h，避免降低采油速度。在以前研究中大部分学者受到实验装置及技术限制， 研究方向主要聚焦在CO2吞吐参数优化及渗流特征等方面，少有学者以物理模拟实验为方法，从微观尺度描述吞吐过程中基质与裂缝之间的流体交换特征。因此，笔者以鄂尔多斯盆地安塞油田长7储层为对象，基于核磁共振在线扫描的CO2吞吐岩心实验[12-14]，模拟了CO2吞吐过程中裂缝-基质间的渗流过程，从微观孔隙尺度定量评价了每轮吞吐过程中“吞、焖、吐”3个阶段下基质原油的动用特征，揭示了裂缝-基质间的流体交换特征，为提高安塞油田长7储层CO2吞吐采收率提供指导和帮助。

1 实验内容

1.1 实验岩心

实验所用岩心来自安塞油田长7储层，取心深度1 725 m。将清洗、烘干后的岩心纵向切割成2块小岩心，一块用于测量渗透率和孔隙度等基本参数(表1)，另一块用于高压压汞测试(最高进汞压力为200 MPa)。高压压汞测试得知实验岩心的孔隙半径在0.003 5～0.103 1 μm的孔隙体积占比达到49.2%，说明实验岩心中纳米孔喉占比很高，非均质性很强。为模拟裂缝的影响，将岩心柱按总体积的1/3进行横向切割(图1)，并将切割后的岩心再次清洗、烘干后放入热缩套管中，加热套管至350 ℃，使岩心封存于套管中，以确保实验过程中裂缝尺寸不发生变化(裂缝长51.28 mm、宽22.75 mm)。同时，为了聚焦裂缝-基质之间的流体交换特征，排除岩心端面驱替作用的影响，采用环氧树脂将岩心端面进行封堵，仅让CO2从裂缝中进入。

表1 实验岩心基本参数Tab.1 Basic parameters of experimental core

图1 岩心切割示意图Fig.1 Cutting diagram of experimental core

1.2 实验流体

根据PVT流体相态实验结果可知，研究区目标储层的地层原油溶解气油比为26.6 m3/m3，泡点压力仅为4.2 MPa，且实验岩心含有裂缝，很难用地层原油充分饱和岩心，因此采用脱气原油作为实验用油。地层条件下(68 ℃)脱气原油密度为0.857×103kg/m3，黏度为4.68 mPa·s。实验中所用CO2气体的纯度为99.9%。根据前期细管实验结果显示，脱气原油与CO2在储层条件(68 ℃)下的最小混相压力(MMP)为25.5 MPa，当前地层压力为20.7 MPa，说明在目前地层压力下CO2与地层原油无法达到混相。

1.3 实验装置

实验装置包括高压恒速ISCO泵(260D型，精度0.001 mL/min，最大压力200 MPa)、手摇泵(精度0.1 mL/min，最大压力100 MPa)、恒温箱、自制夹持器加热套和温控箱(精度±0.1 ℃)、无磁岩心夹持器(内腔直径为30.0 mm，长210.0 mm，最大承压45 MPa，最高承温80 ℃)、核磁共振仪(SPEC-RC2型，磁场强度0.23±0.03 T，脉冲发生器最小间隔为50 ns，氢质子共振频率为10 MHz)、还有高温模拟蒸馏仪(天美456-GC型)、高压中间容器、油气分离器(体积100 mL，精度0.1 mL)等，实验装置流程如图2。

图2 CO2吞吐实验流程Fig.2 Flow chart of CO2 huff-puff experiment

1.4 实验步骤

(1)将实验岩心装入高压无磁岩心夹持器中，加围压至2 MPa(为了避免水中氢原子对信号的干扰，采用重水作为加压介质)，采用分子真空泵对岩心抽真空48 h后，再对岩心进行核磁共振扫描，以此状态下的信号强度作为基础信号；

(2)调节恒温箱和温控器温度分别升温至68 ℃，然后在40 MPa高压下用原油饱和岩心4 d，确保岩心充分饱和原油。饱和油结束后将岩心压力降至大气压力，并对此状态下的岩心进行核磁共振扫描；

(3)以恒速0.1 mL/min的速度向岩心中注入CO2气体，直至岩心压力升至地层压力(28.7 MPa)，对此压力下的岩心进行核磁共振扫描。关闭入口阀门焖井9.5 h，每隔相同的时间间隔对岩心进行一次核磁共振扫描，当连续3次测量的T2谱不发生变化时，结束焖井。打开注入端阀门开始降压衰竭生产，直至岩心压力降至大气压力，并对衰竭开发后的岩心再次进行核磁共振扫描。实验过程中记录岩心压力变化、产出油量等数据，并采用高温模拟蒸馏方法分析产出油组分；

(4)重复步骤3，进行第2轮和第3轮吞吐实验，实验结束后用石油醚将岩心内残余油驱出，并对残余油进行组分分析。

2 实验结果与分析

2.1 CO2注入及焖井阶段基质原油动用特征

根据核磁共振原理，横向弛豫时间T2值与岩石孔隙半径呈正比，即弛豫时间越长对应的孔隙半径越大。同时，某一弛豫时间对应的振幅可以用来表示其对应孔隙半径的孔隙中原油的赋存量[15-16]，进而计算出该孔隙的含油饱和度，还可以通过对比吞吐前后岩心的T2谱分布来计算某一范围孔径孔隙中原油的采出程度，其计算式分别为：

(1)

(2)

式中，So为i类孔径孔隙中的含油饱和度，%；Tmin、Tmax为i类孔径孔隙对应的最小弛豫时间和最大驰豫时间，ms；Hi,0为岩心在完全饱和油状态下T2谱分布的振幅；Hi,d为吞吐过程中不同扫描时间下T2谱分布的振幅；ERi为i类孔径孔隙中的原油采出程度，%。

由岩心充分饱和原油状态下的T2谱分布(图3(a)黑线)可知，此时的T2谱分布为典型的左峰高于右峰的双峰形态，两峰清晰且连续，说明小孔径孔隙占比较高，原油大部分赋存于孔隙半径较小的孔隙中。大孔隙发育程度较差，微小孔隙与大孔隙之间具有较好的连通性。由于核磁共振T2谱和孔隙半径分布曲线都能用于表征岩心内部孔隙结构分布，结合不同吞吐轮次下的T2谱分布形态变化，可以识别出基质和裂缝的弛豫时间范围，即基质对应的驰豫时间在0.01～400 ms，裂缝对应的驰豫时间在400～4 000 ms。此外，根据T2谱分布中孔隙大小划分方法，可以进一步将基质中的孔隙大小划分为2类，微小孔隙(对应驰豫时间在0.1～22.5 ms)和大孔隙(对应驰豫时间在22.5～400 ms)。

2.1.1 第1轮CO2注入及焖井

由图3可知， 当CO2注入后， 大孔隙对应振幅下降明显，其含油饱和度由1.000下降至0.953，降幅为4.7%(图3(b))，而微小孔隙对应振幅基本没有变化，裂缝对应的振幅上升(图3(a))，说明在CO2注入过程中，CO2能够动用部分大孔隙内的原油。当进入焖井阶段后，大孔隙对应振幅的下降幅度明显大于微小孔隙，且大孔隙中含油饱和度随焖井时间的增加而快速降低，微小孔隙中含油饱和度变化较小，说明在焖井初期，CO2便能快速扩散进入大孔隙，与原油产生作用，饱和CO2后的原油黏度降低，流动性变好，在体积膨胀作用下进入裂缝[17-18]。而微小孔隙由于其中原油赋存量小，原油膨胀作用较弱，加之微小孔隙具有较大的毛管压力，导致原油流动需克服较大的阻力。

图3 第1轮CO2注入及焖井过程中T2谱分布及含油饱和度变化Fig.3 T2 spectra and oil saturation variation in soaking process after the first cycle of CO2 huff-puff

裂缝对应的振幅出现了上下波动的现象，说明在焖井过程中裂缝内的原油也在不断发生流动，这主要是由于CO2的强抽提萃取能力，能够将原油中的轻烃和中烃抽提进入气相，导致基质内原油与裂缝中原油的浓度产生差异，进而引起扩散性流动。当第1轮焖井结束时，岩心中含油饱和度降至0.915(图3(b)黄线)，降幅为8.5%。

2.1.2 第2轮CO2注入及焖井

由图4可知，在第2轮CO2注入后，大孔隙对应波峰小幅下降，其含油饱和度由0.704下降至0.656，下降幅度为6.8%，而微小孔隙含油饱和度基本没有变化。当进入焖井阶段后，部分微小孔隙和大孔隙对应的振幅均小幅降低，裂缝对应振幅有小幅上升，大孔隙含油饱和度下降幅度小于第1轮焖井过程中大孔隙含油饱和度的变化。说明在第2轮焖井中，新注入的CO2通过扩散进入基质后仍然能够在膨胀作用下动用大孔隙内的原油，但是由于经过第1轮吞吐，大孔隙中原油含油饱和度减少，对CO2的溶解能力减弱，造成原油膨胀能力和流动性下降，导致进入裂缝的油量减少。此外，第1轮注入的CO2与大孔隙中原油发生组分传质后，轻质组分原油被抽提产出，而剩余在孔隙内的原油组分不断加重，导致第2轮CO2注入后，抽提效果减弱，产出油中C5—C11轻质组分含量降低，这也是第2轮焖井大孔隙动用程度降低的主要原因。微小孔隙含油饱和度由0.972下降至0.955，降幅为1.8%，高于第1轮焖井0.8%。这是因为第2轮新注入的CO2具有很强的抽提能力，虽然微小孔隙中原油在毛管压力的作用下很难流动，但CO2能够将微小孔隙甚至是死孔隙内原油抽提、萃取出来，提高了微小孔隙动用程度。

图4 第2轮CO2注入及焖井过程中T2谱分布及含油饱和度变化Fig.4 T2 spectra and oil saturation variation in soaking process after the second cycle of CO2 huff-puff

2.1.3 第3轮CO2注入及焖井

图5 第3轮CO2注入及焖井过程中T2谱分布及含油饱和度变化Fig.5 T2 spectra and oil saturation variation in soaking process after the third cycle of CO2 huff-puff

2.2 不同吞吐轮次原油动用特征

图6为不同吞吐轮次后岩心T2谱分布，由图中可以看出，随着CO2吞吐次数的增加，微小孔隙和大孔隙对应的振幅均有不同程度的下降，但大孔隙下降幅度大于微小孔隙，说明在3次吞吐过程中基质内不同孔径孔隙(微小孔隙，驰豫时间0.1～22.5 ms；大孔隙，驰豫时间22.5～400 ms)均有不同程度动用，大孔隙中原油动用程度较高。从裂缝振幅的变化可以看出，每轮衰竭降压后，裂缝对应的振幅变化幅度较小，且并没有全部降为0，说明衰竭降压后，裂缝中仍然有残留的原油，这一部分是裂缝中未被排出的原油，另一部分是由于相比于裂缝，基质中压力下降存在滞后，当裂缝压力降至大气压力时，基质内不同孔径孔隙在细微压差和毛管力的作用下，还会有少量原油从基质缓慢流向裂缝，导致裂缝内原油含量增加，对应振幅下降幅度较小。因此，为了提高裂缝中原油流向井筒的能力，应在衰竭降压后实施连续注气(水)开发，增大裂缝导流能力，提高原油产量。

图6 岩心饱和油及不同吞吐轮次后的T2谱分布Fig.6 T2 spectra of core saturated by oil and after different cycles of CO2 huff-puff

通过对比3次吞吐后不同孔径孔隙中原油采出程度(图7)可知，随着吞吐轮次的增加，大孔隙和所有孔隙原油采出程度不断降低，而微小孔隙采出程度逐渐增加。3轮吞吐后大孔隙采出程度达到46.4%，岩心总采收率为35.2%，而微小孔隙采出程度仅为8.4%，说明大孔隙对岩心总采收率的贡献程度最大，达84.4%，大孔隙不但是原油主要赋存部位，也是致密油藏挖潜的主要方向。

图7 不同吞吐轮次下原油采出程度对比Fig.7 Recovery degree of crude oil under different CO2 huff-puff cycles

2.3 吞吐过程中裂缝-基质间流体交换特征

根据3轮吞吐过程中不同孔径孔隙采出程度随时间的变化(图8)可知，随着CO2吞吐次数的增加，不但焖井阶段采出程度不断降低，连衰竭降压阶段采出程度也在不断减小。每轮吞吐采收率的高低主要由吞吐过程中的3个阶段(CO2注入阶段、焖井阶段和衰竭降压阶段)共同决定，其中，焖井阶段和衰竭降压阶段的采出程度对每轮吞吐采收率的影响占到了87%以上。此外，岩心总采收率的变化趋势与大孔隙采出程度变化趋势基本一致，但随着吞吐次数的增加，大孔隙采收率在总采收率的比重不断降低，但仍然是岩心总采收率的主要“贡献者”。因此，提高致密油藏CO2吞吐采收率关键是如何提高焖井阶段和衰竭降压阶段大孔隙中原油的动用程度。

图8 CO2吞吐过程中不同孔径孔隙 采出程度随时间的变化Fig.8 Variation of oil recovery degree with time in pores of different size during CO2 huff-puff

为了进一步详细描述CO2吞吐过程中密闭岩心内原油动用特征和流体渗流特征，根据上述研究中得到的单次吞吐过程中微小及大孔隙动用特征，绘制了CO2吞吐过程中3个阶段基质与裂缝流体交换的示意图。图9(a)中当CO2注入岩心后，CO2首先会沿着裂缝流动，由于基质中压力传导存在滞后现象，CO2会在压差的作用下优先进入阻力较小的大孔隙中，以驱替方式将原油排入裂缝。驱替式采油主要发生在靠近裂缝周边的大孔隙。

当进入焖井阶段(图9(b))后，裂缝和其周围部分大孔隙中的CO2在扩散作用下进入其他孔隙，大孔隙内原油在溶解了CO2后流动性变好，以体积膨胀的方式进入裂缝，这是焖井阶段的主要采油方式。由于微小孔隙具有较大毛管压力，原油流动相对困难，微小孔隙中原油的主要动用方式是依靠CO2抽提和萃取作用[19-20]，但此过程非常缓慢，导致动用程度较差。此外，CO2抽提造成的原油浓度差异扩散和毛管压力差异也是引起不同孔径孔隙间原油流动的主要因素，但原油在这两个作用下的流动非常缓慢，为辅助采油方式。

当进入衰竭降压阶段(图9(c))时，裂缝中的压力会首先降低，裂缝中大部分原油会在压差作用下流入井筒。由于基质中压力传导的滞后现象，导致基质中原油在压差作用下不断向压力低的方向流动，同时，随着压力不断降低也会造成饱和CO2原油的体积不断膨胀，大量的原油会在压差和膨胀作用下进入裂缝，然后由裂缝排入出口。因此，提高焖井阶段大孔隙动用程度的关键是延长焖井时间、提高CO2抽提作用和原油浓度差异扩散作用。

图9 CO2吞吐过程中不同阶段下基质 与裂缝流体交换示意图Fig.9 Fluid exchange between matrix and fracture in different stages of CO2 huff-puff process

3 结 论

(1)致密油藏注CO2吞吐开发时，每轮吞吐采收率随吞吐次数的增加而降低，其中大孔隙内原油动用程度最大，是总采收率的主要“贡献者”，也是致密油藏未来挖潜的主要方向，而微小孔隙动用程度差。

(2)在首轮焖井阶段，CO2快速扩散进入基质，大孔隙内饱和CO2的原油主要在体积膨胀作用下流入裂缝；在后2轮焖井阶段，大孔隙中原油饱和量降低，膨胀作用减弱，由CO2抽提引起的原油浓度差异扩散和毛管压力作用逐渐成为原油流动的动力。

(3)CO2注入后的焖井和衰竭两阶段的采出程度占总采收率的87%以上，且大孔隙是总采收率的主要“贡献者”，增大焖井阶段和衰竭降压阶段大孔隙中的原油动用程度是提高CO2吞吐开发的关键。