閆方平 郭永偉 曹夢菁 陳穎超 褚會麗 王 晶 張笑洋

（承德石油高等?？茖W(xué)校， 河北承德 066700）

0 引 言

新疆準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油藏為異常高壓油藏， 由于儲層致密、 滲透率低、 孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、 裂縫不發(fā)育等因素導(dǎo)致衰竭開發(fā)中出現(xiàn)產(chǎn)量遞減快、 采收率低、 但剩余油飽和度高的現(xiàn)象［1-3］。 儲層的高注水啟動壓力和強(qiáng)水敏性導(dǎo)致常規(guī)水驅(qū)開發(fā)難度大。 CO2以其不同于其他氣體的超臨界特性， 易溶于原油， 可降低原油黏度和界面張力， 提高原油流動能力［4-6］。 CO2注入方式主要分為CO2驅(qū)替和CO2吞吐， 其中， CO2吞吐技術(shù)具有規(guī)模小、 消耗低、 見效快的特點。 目前大部分研究主要集中在注氣參數(shù)優(yōu)化上， 而對吞吐過程中微觀孔隙動用及微觀剩余油分布特征研究較少。 Abedini 等［7-8］發(fā)現(xiàn)當(dāng)注入壓力低于最小混相壓力時，吞吐采收率隨注入壓力的增加而快速增大， 而當(dāng)注入壓力大于最小混相壓力時， 吞吐采收率隨注入壓力的增加幅度較??； Ma 等［9-11］采用物理實驗和數(shù)值模擬相結(jié)合的方法研究了注氣量、 注入速度、 悶井時間和吞吐次數(shù)等參數(shù)對吞吐效果的影響； Qian等［12-13］采用核磁共振方法研究了巖心在CO2吞吐前后孔隙中原油的動用特征， 但僅研究了1 種孔隙結(jié)構(gòu)巖心在吞吐前后的T2譜分布， 其結(jié)果具有很大的局限性。

本文針對蘆草溝組復(fù)雜的孔隙結(jié)構(gòu)特征， 選取了3 種不同孔隙結(jié)構(gòu)類型的巖心， 通過開展一系列吞吐實驗， 在對生產(chǎn)壓力、 吞吐次數(shù)和悶井時間優(yōu)化的基礎(chǔ)上， 結(jié)合在線核磁共振測試技術(shù)， 定量評價了吞吐過程中不同孔徑孔隙中原油采出程度， 明確了不同孔隙結(jié)構(gòu)類型巖心在吞吐過程中的微觀孔隙動用特征， 為新疆異常高壓致密油藏順利開展CO2吞吐提供技術(shù)支撐。

1 實驗制備及步驟

1.1 實驗材料

實驗巖心取自WQ 油田W23-31 井， 取樣深度1 712～1 772 m。 通過對48 塊小巖心柱開展孔滲測定實驗及高壓壓汞實驗后， 從中選取孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)相差較大的3 塊巖心作為后續(xù)吞吐實驗巖心， 其中1＃巖心孔隙發(fā)育程度最高， 平均孔喉半徑為0.425 μm， 孔喉之間連通性較好， 最大進(jìn)汞飽和度達(dá)到93.04%， 2＃巖心次之， 3＃巖心孔喉發(fā)育程度最差， 中值壓力為68.58 MPa， 最大進(jìn)汞飽和度僅為71.31% （表1）。

表1 實驗巖心基本參數(shù)Table 1 Basic parameters of the testing cores

實驗所用原油為根據(jù)W31-7 井穩(wěn)定生產(chǎn)時的氣油比復(fù)配而成的地層原油， 地層條件下（壓力44.7 MPa， 溫度87 ℃） 原油密度為0.813 t／m3，黏度為3.88 mPa·s， 溶解氣油比為69.3 m3／m3，飽和壓力為11.4 MPa。 根據(jù)長細(xì)管實驗結(jié)果可知，地層原油與CO2的最小混相壓力為17.6 MPa。 實驗中所用地層水以重水為溶劑， 根據(jù)目標(biāo)儲層地層水的礦化度復(fù)配的等礦化度模擬地層水（NaHCO3水型， 礦化度為21 423 mg／L）。 實驗用CO2氣體純度為99.95%。

1.2 實驗裝置

實驗裝置包括 ISCO 驅(qū)替泵 （ 精度為±0.001 mL／min）、手搖圍壓泵（精度為±0.1 MPa）、無磁高壓巖心夾持器（最高壓力55 MPa， 最高溫度120 ℃）、 核磁共振儀（Magnet 2000 型， 磁場強(qiáng)度0.28±0.03 T、 脈沖發(fā)生器最小間隔為50 ns， 頻率為1～40 MHz）、 三相分離器（體積200 mL， 精度為±0.1 mL）、氣量計（精度為±0.001 mL）、 恒溫箱、 回壓閥、 中間容器、 壓力傳感器、 氮氣瓶等。CO2吞吐實驗流程見圖1。

圖1 CO2吞吐實驗流程Fig.1 Flow chart of CO 2huff and puff experiment

1.3 實驗步驟

1.3.1 CO2吞吐參數(shù)優(yōu)化實驗

為模擬油藏實際開發(fā)， 分別選取19 、 21、 23、25、 27 MPa 等5 個衰竭開發(fā)界限壓力， 確保衰竭壓力均大于最小混相壓力。 通過調(diào)節(jié)（左邊） 回壓閥壓力， 將巖心壓力衰竭至預(yù)設(shè)界限壓力， 然后在地層壓力下以恒速模式（0.1 mL／min） 向巖心中注入CO2， 注入完畢后關(guān)閉閥門進(jìn)入悶井階段，悶井時間分別選取3、 6、 12、 18 h。 重復(fù)多次吞吐， 直至出口不產(chǎn)油為止。

1.3.2 核磁共振在線掃描實驗

（1） 將洗凈、 烘干后的實驗巖心放入夾持器，加圍壓3 MPa 后對巖心抽真空， 然后以恒壓1 MPa向巖心中注入地層水， 當(dāng)壓力穩(wěn)定后， 記錄注水量， 并進(jìn)行T2譜采樣， 將此狀態(tài)下的巖心信號強(qiáng)度作為基準(zhǔn)值。

（2） 調(diào)節(jié)（右邊） 回壓閥壓力， 繼續(xù)注水至巖心壓力達(dá)到地層壓力， 然后以恒速0.01 mL／min在地層溫度下向巖心中注入地層原油驅(qū)替地層水，當(dāng)巖心出口不產(chǎn)水時， 再繼續(xù)注入2 倍孔隙體積原油， 飽和油過程完成， 對此時的巖心進(jìn)行T2譜采樣。

（3） 根據(jù)吞吐參數(shù)優(yōu)化實驗結(jié)果，選取最佳生產(chǎn)壓力和悶井時間，分別對3 塊不同孔隙結(jié)構(gòu)巖心開展CO2吞吐實驗，實驗過程中對每輪吞吐前后的巖心進(jìn)行T2譜采樣，并記錄巖心壓力、產(chǎn)油量和產(chǎn)氣量等參數(shù)，直至巖心出口不產(chǎn)油時，停止實驗。

2 實驗結(jié)果及分析

2.1 生產(chǎn)壓力

目標(biāo)儲層屬于異常高壓致密油藏， 雖然地層壓力系數(shù)較高但其地層壓力傳導(dǎo)速度緩慢， 衰竭開發(fā)中容易形成較陡的壓降場， 其衰竭開發(fā)壓力界限與常規(guī)油藏不同。 因此， 為模擬實際油藏開發(fā)， 實驗中在最小混相壓力之上設(shè)定了5 個生產(chǎn)壓力點， 研究生產(chǎn)壓力對吞吐效果的影響。

圖2 為1＃巖心累計吞吐采收率、 每輪吞吐采收率與生產(chǎn)壓力的關(guān)系。 從圖2 可以看出， 累計吞吐采收率與每輪吞吐采收率均隨生產(chǎn)壓力的降低而增加， 且每輪吞吐采收率隨吞吐次數(shù)的增加而降低。 這說明在生產(chǎn)壓力大于最小混相壓力的前提下， 目標(biāo)油藏的井底生產(chǎn)壓力越低， 累計吞吐采收率及每輪吞吐采收率越高。 圖3 為3 塊巖心在不同生產(chǎn)壓力下累計吞吐采收率對比。 從圖3 中可以看出， 不同孔隙結(jié)構(gòu)類型的3 塊巖心累計吞吐采收率存在明顯差異。 當(dāng)生產(chǎn)壓力相等時， 1＃巖心累計吞吐采收率最大， 2＃巖心次之， 3＃巖心最低， 這主要是因為1＃巖心平均孔喉半徑最大， 且孔喉之間連通性較好， 邊界層厚度占有率相對較低， 可動原油飽和度較高， 且由于1＃巖心的滲透率和平均孔喉半徑較大，使得其毛細(xì)管壓力和滲流阻力較小，當(dāng)在相同壓力梯度作用下時，原油較容易被開采出來。

圖2 累計吞吐采收率、每輪吞吐采收率與生產(chǎn)壓力關(guān)系（1#巖心）Fig.2 Relationship between cumulative/each-round huff and puff recovery and production pressure (Core 1)

圖3 不同生產(chǎn)壓力下 3塊巖心累計吞吐采收率對比Fig.3 Comparison of the cumulative huff and puff recovery for three cores under different production pressures

為進(jìn)一步優(yōu)選最佳生產(chǎn)壓力， 以27 MPa 生產(chǎn)壓力下的累計吞吐采收率為基準(zhǔn)， 繪制出單位壓降下原油采收率提高幅度隨生產(chǎn)壓力的變化關(guān)系（圖4）。 從圖4 中可以看出， 當(dāng)生產(chǎn)壓力由27 MPa開始降低時， 單位壓降原油采收率提高幅度呈現(xiàn)出先增大后減小的趨勢， 1＃和2＃巖心在生產(chǎn)壓力降至23 MPa 時， 單位壓降原油采收率提高幅度達(dá)到最大， 分別為2.96%、 2.66%。 而3＃巖心在生產(chǎn)壓力降至21 MPa 時， 單位壓降原油采收率提高幅度達(dá)到最大， 為2.33%。 由此可知， 當(dāng)生產(chǎn)壓力降至21～23 MPa 時， 如果繼續(xù)降壓， 雖然累計吞吐采收率會繼續(xù)增加， 但單位壓降原油采收率提高幅度卻開始下降。

圖4 單位壓降采收率提高幅度與生產(chǎn)壓力關(guān)系Fig.4 Relation between increase of the recovery per unit pressure drop and production pressure

圖5 為累計吞吐采收率與衰竭采收率之比隨生產(chǎn)壓力的變化關(guān)系。 從圖5 可以看出，累計吞吐采收率與衰竭采收率之比隨著生產(chǎn)壓力的降低也呈現(xiàn)出先增加后降低的趨勢，當(dāng)生產(chǎn)壓力降至21 MPa時， 二者之比達(dá)到最大， 說明21 MPa 為目標(biāo)儲層最佳CO2吞吐生產(chǎn)壓力。 這是因為較低的生產(chǎn)壓力意味著需要更多的CO2來恢復(fù)體系壓力， CO2注入量增加將使得孔隙更多原油與CO2接觸，提高了原油的采出程度。 而當(dāng)生產(chǎn)壓力低于21 MPa并繼續(xù)降低時，孔隙中含油飽和度進(jìn)一步降低，且剩余油重質(zhì)組分含量增加，導(dǎo)致后續(xù)注入的CO2對剩余油的抽提萃取效果變差，采收率不斷降低。

圖5 累計吞吐采收率/衰竭采收率與生產(chǎn)壓力關(guān)系Fig.5 Relation between the cumulative huff-puff/depletion recovery and production pressure

2.2 吞吐次數(shù)

通過對比21 MPa 生產(chǎn)壓力下巖心吞吐采收率隨吞吐輪次的變化（圖6） 可知， 3 塊不同孔隙結(jié)構(gòu)的實驗巖心均表現(xiàn)出相似的變化規(guī)律， 即每輪吞吐采收率隨吞吐輪次的增加而逐漸減小。 經(jīng)過7 輪吞吐后， 3 塊巖心累計吞吐采收率分別為49.2%、44.25%、 34.85%， 其中前5 輪吞吐的總采收率占到累計吞吐采收率的91%以上。

圖6 不同吞吐輪次的吞吐采收率（21MPa，1#、 2#、 3#巖心）Fig.6 Huff -puff recoveries among different cycles (For Core 1 , 2 ,and 3 at 21MPa)

根據(jù)壓力21 MPa 下3 塊巖心氣油比和換油率與吞吐輪次的關(guān)系（圖7） 可知， 當(dāng)吞吐輪次達(dá)到5 次后， 產(chǎn)出氣油比開始大幅上升， 尤其是3＃巖心的產(chǎn)出氣油比更是成倍增加。 而CO2換油率隨吞吐輪次的增加而逐漸下降， 在第1 輪次吞吐中最大換油率可以達(dá)到1.8 cm3／cm3， 而當(dāng)吞吐輪次達(dá)到5 次后， CO2換油率接近于0。 這一方面因為經(jīng)過前幾輪次吞吐后， CO2已經(jīng)將大孔隙中原油充分采出， 后續(xù)繼續(xù)注入的CO2在同樣悶井時間內(nèi)很難動用小孔隙中的原油， 吞入的CO2與吐出的CO2已經(jīng)形成了一個固定通道， 導(dǎo)致CO2“無效循環(huán)”， 產(chǎn)出氣油比急劇增加； 另一方面由于每輪吞吐后剩余油組分不斷加重， 而CO2對剩余油中重質(zhì)組分的抽提萃取效果變差， 導(dǎo)致CO2換油率快速下降。 因此， 目標(biāo)儲層最佳CO2吞吐輪次應(yīng)該是5 次， 以確保CO2的利用率。

圖7 產(chǎn)出氣油比、CO2換油率與吞吐輪次關(guān)系（21MPa，1#、 2#、 3#巖心）Fig.7 Relationship between gas-oil ratio,CO 2oil changed rate and huff-puff time(For core 1, 2 and 3 at 21MPa )

2.3 悶井時間

圖8 為21 MPa 下1＃巖心悶井時間與吞吐采收率的關(guān)系。 由圖8 中可知， 在前4 輪吞吐中， 每輪吞吐采收率受悶井時間影響較大， 隨悶井時間的增加而增大。 這是因為增大悶井時間能夠提高CO2與原油的接觸時間， 增大CO2在原油中的溶解，使CO2與原油之間充分發(fā)生組分傳質(zhì)作用， 進(jìn)而提高原油產(chǎn)出量。

圖8 不同 悶井時間吞吐輪次與吞吐采收率的關(guān)系（21MPa，1#巖心）Fig .8 Relationship between different soaked time and huff -puff recovery(For Core 1 at 21MPa)

由圖9 可以看出， 隨著悶井時間的增加， 平均采油速度（完成每輪吞吐所需時間內(nèi)原油采收率提高的幅度） 卻不斷下降。 當(dāng)悶井時間由12 h 增至18 h 時， 累計吞吐采收率僅由37.44%增加至38.02%，提高幅度僅為1.55%，而平均采油速度卻由1.58 %／h 下降至1.12 %／h， 下降幅度為29.1%。 這是因為CO2吞吐效果的好壞主要由壓力波和CO2傳播前緣位置共同決定， 當(dāng)悶井時間增加時， CO2傳播前緣位置不斷延伸， 波及面積增大， 與壓力波傳播前緣之間的距離小， 此時CO2能夠與更多微小孔喉中的原油接觸， 達(dá)到提高采收率的效果。 而當(dāng)悶井時間繼續(xù)增大時， CO2傳播前緣距離超過壓力波傳播前緣距離， 導(dǎo)致開井采液階段起作用的CO2減少， 造成吞吐采收率的降低。結(jié)合采油速度和吞吐采收率的變化可以看出， 最佳悶井時間應(yīng)為12 h。

圖9 采收率、平均采油速度與悶井時間關(guān)系（21MPa，1#巖心）Fig.9 Relationship between recovery,average recovery rate and soaked time(For Core 1 at 21MPa)

2.4 微觀孔隙動用特征

2.4.1 不同孔徑的孔隙劃分方法

根據(jù)核磁共振測試原理可知［12-15］， 巖心不同孔徑孔隙中賦存流體的橫向弛豫時間與孔隙半徑呈正比， 即小孔隙中賦存流體的橫向弛豫時間短， 而大孔隙中賦存流體的橫向弛豫時間長， 在T2譜分布中一段弛豫時間內(nèi)對應(yīng)的振幅強(qiáng)度之和代表了一定孔徑孔隙中流體的賦存量。

圖10 （a） 為3 塊不同孔隙結(jié)構(gòu)類型巖心在初始飽和油狀態(tài)下的T2譜分布， 根據(jù)T2譜分布形態(tài)及波峰波谷對應(yīng)弛豫時間， 可以進(jìn)一步將巖心孔隙劃分為小孔隙（0.1 ms＜T2≤10 ms） 和大孔隙（10 ms＜T2≤1 000 ms）2 種類型。 由圖10 （a） 可以看出， 1＃巖心在初始飽和油狀態(tài)下的T2譜屬于左峰低于右峰的連續(xù)雙峰型， 表明1＃巖心儲層物性較好， 大孔隙發(fā)育程度較高， 孔喉間連通程度也較好。 2＃巖心在初始飽和油狀態(tài)下的T2譜屬于左峰高于右峰的連續(xù)雙峰型， 表明此巖心儲層物性相對較差， 小孔隙發(fā)育程度較高， 大部分原油主要賦存于小孔隙中。 而3＃巖心在初始飽和油狀態(tài)下的T2譜屬于典型的單峰型， 說明3＃巖心儲層物性差，大孔隙發(fā)育程度很低， 孔隙結(jié)構(gòu)較為單一， 分選性較好。

圖10 （b）、 （c） 和（d） 分別為3 塊巖心在不同吞吐次數(shù)后的T2譜分布（為了便于觀察， 僅繪出了第1、 3、 5、 7 次吞吐后的T2曲線）。 從3塊巖心吞吐過程中T2譜分布的變化可以看出， 隨著CO2吞吐輪次的增加， 3 塊巖心不同孔徑孔隙對應(yīng)振幅均不斷下降， 這是因為孔隙中原油飽和度降低導(dǎo)致信號強(qiáng)度減弱， 而1＃、 2＃巖心中大孔隙對應(yīng)振幅的下降幅度明顯大于小孔隙， 說明1 ＃、 2＃巖心大孔隙中原油動用程度大于小孔隙。 而3＃巖心由于大孔隙發(fā)育程度低， 經(jīng)過第3 輪吞吐后大孔隙對應(yīng)振幅基本下降為0， 說明后續(xù)吞吐中產(chǎn)出原油主要來自于小孔隙。

圖10 3塊巖心初始飽和油、不同吞吐次數(shù)后的T 2譜Fig.10T2spectra of three cores with initial saturation oil after different huff-puff times

2.4.2 微觀孔隙采出程度計算方法

由于巖心飽和含氫原子流體后的T2譜分布在空間維度上不同弛豫時間對應(yīng)的總信號與基質(zhì)孔隙內(nèi)的飽和油量成正比［16-17］， 因而可根據(jù)初始飽和油狀態(tài)下巖心T2譜的總信號與不同吞吐輪次后巖心T2譜對應(yīng)的總信號， 計算出不同孔徑孔隙中原油的采出程度，對CO2吞吐過程中小孔隙、大孔隙和所有孔隙中原油動用特征進(jìn)行定量評價，公式為

式中：EiR——i類孔徑孔隙的原油采出程度，%；

Ti，min、Ti、max——T2譜曲線中i類孔徑孔隙對應(yīng)的最小馳豫時間、 最大馳豫時間， ms；

Tmin、Tmax——T2譜曲線中賦存流體的所有孔隙對應(yīng)的最小馳豫時間、 最大馳豫時間， ms；

S0——初始飽和油狀態(tài)下T2譜曲線的幅度；

Sd——某一次吞吐后的T2譜曲線的幅度。

2.4.3 微觀孔隙采出程度對比

圖11 （a）、 （b） 和（c） 分別為3 塊巖心小孔隙、 大孔隙和所有孔隙采出程度隨吞吐輪次的變化曲線。 由這3 幅圖中可以看出， 在7 輪吞吐過程中， 1＃、 2＃巖心大孔隙采出程度高于小孔隙， 說明大孔隙是總采收率的主要“貢獻(xiàn)者”。 其中， 大孔隙采出程度的增加幅度隨吞吐輪次增加而逐漸下降； 而小孔隙采出程度在吞吐初期較低， 但隨著吞吐輪次的增加而線性增大。 說明在吞吐初期CO2主要動用的是大孔隙中的原油， 而當(dāng)吞吐輪次大于3 時， 小孔隙動用程度不斷增大， 在總采收率中的比例快速增加。 而3＃巖心小、 大孔隙采出程度變化過程較為復(fù)雜， 在前3 輪吞吐中， 大孔隙采出程度大于小孔隙， 在總采收率中的比例達(dá)到53%以上， 但在后續(xù)吞吐中， 小孔隙采出程度迅速增加，并超過大孔隙采出程度， 成為采收率的主要“貢獻(xiàn)者”。

通過對比3 塊不同孔隙結(jié)構(gòu)巖心的小、 大孔隙采出程度（圖11 （d） ） 可以看出， 3 塊巖心中，1＃巖心大孔隙采出程度最高， 而小孔隙采出程度最低， 2＃巖心居中， 3＃巖心的小孔隙采出程度最高，但大孔隙采出程度最低。 根據(jù)3 塊巖心小、 大孔隙采出程度的變化趨勢可以推斷出， 在CO2吞吐開發(fā)過程中， 針對3 塊巖心所代表的不同類型儲層應(yīng)分別采取不同的吞吐開發(fā)方式， 在吞吐開發(fā)1＃巖心所代表的儲層時由于產(chǎn)出油主要來自大孔隙， 可以在提高CO2注入壓力的同時縮短悶井時間， 并將吞吐輪次控制在3 次， 確保在提高大孔隙采出程度的同時獲得較高的采油速度。 在吞吐開發(fā)2＃巖心所代表的儲層時則可以將吞吐輪次增加至5次， 并適當(dāng)增加悶井時間，將CO2擴(kuò)散至大孔隙周圍的小孔隙中， 確保在提高大孔隙采出程度的同時盡量增大小孔隙的動用程度。 而在吞吐開發(fā)3＃巖心所代表的儲層時， 由于小孔隙發(fā)育程度非常高，CO2在小孔隙中的擴(kuò)散速度緩慢， 可以在延長悶井時間的同時增大吞吐輪次， 使CO2與小孔隙中的原油充分接觸， 最大程度提高小孔隙的動用程度。

圖11 3塊巖心吞吐過程中不同孔徑孔隙采出程度Fig.11 Recovery degrees of the pores with different pore sizes during the huff and puff of three cores

3 結(jié) 論

（1） 吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲層最佳生產(chǎn)壓力為21 MPa， 吞吐次數(shù)應(yīng)控制在5 輪次以內(nèi)， 避免出現(xiàn)CO2無效循環(huán)， 最佳悶井時間為12 h。

（2） 巖心孔隙結(jié)構(gòu)差異會導(dǎo)致不同的CO2吞吐動用特征， 物性好的巖心， 大孔隙采出程度始終高于小孔隙； 物性差的巖心在吞吐初期， 大孔隙采出程度高于小孔隙， 但在后續(xù)吞吐中， 小孔隙采出程度迅速增加， 超過大孔隙采出程度， 成為采收率的主要“貢獻(xiàn)者”。

（3） 在實施吞吐開發(fā)中， 針對不同孔隙結(jié)構(gòu)類型的儲層， 應(yīng)采取相應(yīng)的注采方案， 通過優(yōu)化生產(chǎn)壓力、 控制吞吐輪次、 調(diào)節(jié)悶井時間， 最大程度提高大孔隙采出程度的同時， 增加小孔隙的動用程度。