頁巖油儲(chǔ)集層二氧化碳吞吐納米孔隙原油微觀動(dòng)用特征

黃興，李響，張益，李天太，張榮軍,4

（1.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，西安 710065；2.陜西省非常規(guī)油氣勘探開發(fā)協(xié)同創(chuàng)新中心，西安 710065；3.Tulsa大學(xué)石油工程系，美國俄克拉何馬州 74104；4.西安市致密油（頁巖油）開發(fā)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，西安 710065）

0 引言

CO2埋存與提高采收率技術(shù)是中國重大戰(zhàn)略目標(biāo)之一。CO2注入方式主要有驅(qū)替與吞吐兩種，水力壓裂后的頁巖儲(chǔ)集層，采用CO2驅(qū)替方式，則CO2會(huì)沿裂縫或高滲通道直接向生產(chǎn)井突破，氣驅(qū)采收率較低；而CO2吞吐則能通過注氣、燜井和生產(chǎn)3個(gè)階段有效避免氣竄，具有針對(duì)性強(qiáng)、周期短、見效快、采收率較高等優(yōu)點(diǎn)[1-2]。

近年來，CO2吞吐技術(shù)已經(jīng)在低滲透—致密油氣開發(fā)中得到廣泛應(yīng)用，但其在頁巖油儲(chǔ)集層中的應(yīng)用還處于室內(nèi)研究和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)階段。Gamadi等[3]采用頁巖油和Eagle Ford頁巖巖樣開展了單井循環(huán)CO2注入實(shí)驗(yàn)，通過調(diào)整注入速度、注入壓力及循環(huán)次數(shù)等參數(shù)，使頁巖油采收率提高33%～85%。Li等[4]分別開展了頁巖油注 N2和 CO2吞吐實(shí)驗(yàn)，對(duì)比了注 N2和 CO2下的開采效果，驗(yàn)證了 CO2在提高頁巖油采收率方面的巨大潛力。Li等[5]采用古近系潛江組頁巖油開展了CO2吞吐實(shí)驗(yàn)，研究了滲透率、裂縫、注入壓力、混相條件和燜井時(shí)間對(duì)吞吐效果的影響。由于頁巖油儲(chǔ)集層非常致密，孔喉細(xì)小，毛管壓力巨大，實(shí)驗(yàn)研究難度非常大，因而部分學(xué)者采用數(shù)值模擬方法研究注入壓力、注入速度、燜井時(shí)間、采油速度及裂縫等因素對(duì)CO2吞吐效果的影響[6-7]。此外，目前大部分研究主要集中在頁巖油 CO2吞吐采收率及注入?yún)?shù)的優(yōu)化上，而鮮少有從頁巖的孔隙結(jié)構(gòu)角度揭示 CO2吞吐過程中微觀孔隙中原油的動(dòng)用規(guī)律及特征。

目前開展 CO2吞吐實(shí)驗(yàn)主要以 CT技術(shù)與常規(guī)實(shí)驗(yàn)裝置為主。CT掃描只能給予定性分析，并不能進(jìn)行定量評(píng)價(jià)[8-9]；常規(guī)實(shí)驗(yàn)裝置在計(jì)量頁巖油產(chǎn)出量時(shí)誤差較大，嚴(yán)重影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果的精度。近幾年，核磁共振技術(shù)在巖心實(shí)驗(yàn)中得到成功應(yīng)用，不但提高了實(shí)驗(yàn)計(jì)量精度，還能從微觀尺度定量分析巖心孔隙中的流體分布狀況[10-11]。然而如何準(zhǔn)確確定 T2（橫向弛豫時(shí)間）與孔隙直徑之間的轉(zhuǎn)換系數(shù)是目前核磁共振技術(shù)的一大難點(diǎn)?；跈M向弛豫時(shí)間與孔徑之間一一對(duì)應(yīng)的關(guān)系，多數(shù)學(xué)者采用壓汞法來標(biāo)定T2譜分布[12-13]，但由于壓汞實(shí)驗(yàn)測(cè)定的是孔喉的連通體積，而核磁共振測(cè)定的則是孔隙體積，兩者表征的內(nèi)容存在差異，導(dǎo)致該方法的準(zhǔn)確性不高。因此，部分學(xué)者采用離心實(shí)驗(yàn)來標(biāo)定孔隙動(dòng)用下限對(duì)應(yīng)的T2值，從而獲取轉(zhuǎn)換系數(shù)[14]，但該方法對(duì)常規(guī)砂巖適用性較好，對(duì)致密砂巖與頁巖儲(chǔ)集層的適用性較差，具有很大的局限性。

基于以上問題，本文選取鄂爾多斯盆地三疊系延長組7段（簡稱“長7段”）頁巖儲(chǔ)集層巖樣，采用低溫氮?dú)馕綄?shí)驗(yàn)測(cè)定巖樣的孔徑分布、比表面積和孔體積等參數(shù)，同時(shí)采用與巖樣平均孔徑大小相近的4A型分子篩標(biāo)定T2值與孔徑之間的轉(zhuǎn)換系數(shù)，最后開展CO2吞吐核磁共振掃描實(shí)驗(yàn)，從微觀尺度研究注氣壓力、燜井時(shí)間與裂縫對(duì)頁巖微觀孔隙中原油動(dòng)用特征的影響。

1 實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

頁巖巖樣：取自鄂爾多斯盆地長7段頁巖儲(chǔ)集層。取樣深度2 171～2 184 m；頁巖巖樣TOC（有機(jī)碳含量）值為 2.06%～3.41%，有機(jī)質(zhì)成熟度為 1.89%～2.18%；平均滲透率為0.003 1×10-3μm2；礦物類型以石英、方解石與黏土礦物為主，其中黏土礦物含量較高，質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到 43.3%（見表 1）。此外，為研究裂縫對(duì)CO2吞吐效果的影響，在頁巖巖樣完成低溫N2吸附實(shí)驗(yàn)后，將3#頁巖巖樣從端面縱向進(jìn)行等體積切割，模擬裂縫的影響。

實(shí)驗(yàn)原油：取自慶城油田油井分離器，地面條件下（25 ℃）原油黏度為3.74 mPa·s，地層條件下（75 ℃）原油黏度為 1.84 mPa·s，原油密度為 0.833×103kg/m3。

實(shí)驗(yàn)氣體：CO2和N2均為商業(yè)氣體，其純度分別為99.950%和99.999%。細(xì)管（細(xì)管長度15.2 m，直徑4.58 mm）實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見圖1）表明，地層原油與CO2的最小混相壓力（MMP）為13.4 MPa。

圖1 細(xì)管實(shí)驗(yàn)中CO2驅(qū)替壓力與原油采收率的關(guān)系

4A分子篩：材質(zhì)為條狀微孔型立方晶格硅鋁酸鹽，顆粒度1.6～2.5 mm，堆積密度0.69 g/mL。根據(jù)頁巖巖樣低溫氮?dú)馕綄?shí)驗(yàn)結(jié)果，選擇孔隙直徑為5～15 nm的4A分子篩。

1.2 實(shí)驗(yàn)裝置

主要包括：MiroMR型核磁共振分析儀，掃描過程中采用Carr-Purcell-Meiboom-Gill脈沖序列消除磁場(chǎng)不均勻性對(duì)儀器的影響和誤差；D/max-2500PC型全自動(dòng)粉末 X射線衍射儀；ASAP2020型低溫氣體吸附比表面分析儀，其中N2測(cè)試孔徑為1.2～350.0 nm；ASM380型 ADIXEN 分子真空泵，真空度高（10×10-4～11×10-4MPa）。此外，還有ISCO驅(qū)替泵、高壓巖心夾持器、烘箱等。

1.3 實(shí)驗(yàn)步驟

低溫N2吸附實(shí)驗(yàn)：①將頁巖巖樣用甲苯、石油醚、乙二醇清洗后，放置于高壓密閉容器中，加溫至200 ℃的同時(shí)對(duì)密閉容器抽真空12 h，完全去除頁巖巖樣中殘留的水與空氣；②將抽真空后的密閉容器放置在杜瓦瓶中，向杜瓦瓶中加液氮降溫至-197 ℃并保持恒定；③在不同壓力下向密閉容器中注入N2，測(cè)定頁巖的吸附量，并繪制N2的等溫吸附-解吸曲線，計(jì)算頁巖的孔隙直徑、孔隙體積和比表面積等參數(shù)。

T2值與孔徑轉(zhuǎn)換系數(shù)標(biāo)定實(shí)驗(yàn)：①選取孔隙直徑為5～15 nm的4A分子篩作為標(biāo)定巖心，將其放入巖心夾持器并從兩端抽真空12 h，然后在恒壓20 MPa下向分子篩中注入去離子水，至注入體積不再變化時(shí)，完成飽和過程；②將飽和水后的分子篩從夾持器中取出進(jìn)行核磁共振T2譜采樣；③根據(jù)分子篩在飽和水狀態(tài)下的T2譜分布及其已知的孔徑大小，計(jì)算出孔隙直徑與橫向弛豫時(shí)間之間的轉(zhuǎn)換系數(shù)。

CO2吞吐實(shí)驗(yàn)：實(shí)驗(yàn)前，依次向索式提取器中加入甲苯、石油醚、乙二醇，抽提式泡洗頁巖巖樣5～6 d完成巖樣清洗；同時(shí)采用孔隙度和滲透率較大、易飽和油的致密巖心對(duì)核磁共振信號(hào)與飽和油量進(jìn)行標(biāo)定，并設(shè)定采集參數(shù)。當(dāng)巖心在不同飽和油量下的計(jì)量值與總信號(hào)幅度值之間的斜率相等或相差小于 5%時(shí)，則認(rèn)為采集參數(shù)設(shè)定完成。本次測(cè)試中考慮到樣品中納米孔發(fā)育，短弛豫時(shí)間孔隙占比高，主要采集參數(shù)分別設(shè)為等待時(shí)間1.5 s，回波間隔0.069 ms，回波次數(shù)8 192次，掃描次數(shù)64次。設(shè)定好參數(shù)后開始吞吐實(shí)驗(yàn)：①將清洗后的巖心放入 120 ℃的烘箱中烘干 48 h，同時(shí)采用分子真空泵對(duì)頁巖抽真空，充分去除水分子的影響。②對(duì)巖心進(jìn)行核磁共振掃描，獲取頁巖的基礎(chǔ)信號(hào)。③將頁巖巖樣放置于高壓容器腔內(nèi)，加熱至實(shí)驗(yàn)溫度75 ℃，同時(shí)抽真空24 h，然后向高壓容器中以恒壓 50 MPa注入實(shí)驗(yàn)原油對(duì)巖樣進(jìn)行原油飽和，至注入體積不再變化時(shí)，完成飽和油。④將飽和原油后的巖樣封存在熱縮套中固定并加熱，防止后續(xù)實(shí)驗(yàn)中巖樣碎裂，同時(shí)對(duì)此狀態(tài)下的巖樣進(jìn)行T2譜采樣，隨后將頁巖放入巖心夾持器中進(jìn)行 CO2吞吐實(shí)驗(yàn)。⑤分別選取1#和3#頁巖巖樣，以6 MPa的注入壓力恒壓向巖樣中注入CO2至巖樣壓力穩(wěn)定為6 MPa為止。燜井5 h后逐級(jí)降壓至大氣壓力生產(chǎn)，直至巖心不出油為止，記錄壓力、產(chǎn)油（氣）量，并對(duì)巖樣進(jìn)行T2譜采樣，完成 CO2吞吐。⑥分別清洗1#和3#頁巖巖樣，重復(fù)第①、③、④步。⑦改變注入壓力為9，12，15，18 MPa，分別對(duì)1#和3#頁巖巖樣重復(fù)第⑤步。⑧選取2#頁巖巖樣，以15 MPa注入壓力注入CO2至巖樣壓力穩(wěn)定為15 MPa為止。燜井1 h后逐級(jí)降壓至大氣壓力生產(chǎn)，直至巖心不出油為止，記錄壓力、產(chǎn)油（氣）量，并對(duì)巖樣進(jìn)行T2譜采樣，完成CO2吞吐。⑨清洗2#頁巖巖樣，重復(fù)第①、③、④步。⑩改變燜井時(shí)間為5，10，20，40 h，重復(fù)第⑧步。

2 微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征

根據(jù)國際應(yīng)用化學(xué)聯(lián)合會(huì)（IUPAC）對(duì) 6種物理吸附曲線的分類標(biāo)準(zhǔn)[15]，3塊頁巖的吸附等溫線與Ⅳ型相似，整體呈橫S型（見圖2）。由圖可知，隨相對(duì)壓力（在相同溫度下，頁巖巖樣的吸附氣體平衡壓力與吸附氣體飽和蒸汽壓之比）的升高，N2吸附量（定義為單位質(zhì)量巖樣的吸附體積）在吸附初期上升較快，主要表現(xiàn)為氮分子在頁巖表面以單層吸附，頁巖中的介孔被逐漸填滿；中期上升較緩，表現(xiàn)為氮分子以多層吸附形式在頁巖表面大量吸附；吸附后期快速上升，主要表現(xiàn)為液氮進(jìn)一步充填孔隙內(nèi)部的介孔和宏孔。由于毛細(xì)管的冷凝作用，即使相對(duì)壓力接近1.0，頁巖孔隙也不會(huì)出現(xiàn)吸附飽和現(xiàn)象，同時(shí)頁巖巖樣的吸附線與解吸線不重合（相對(duì)壓力大于 0.3），形成了明顯的滯后環(huán)線，這說明在解吸過程中并非所有吸附的N2都能被釋放出來。根據(jù)IUPAC分類標(biāo)準(zhǔn)，3塊頁巖的滯后環(huán)線屬于典型的H4型，說明頁巖巖樣至少存在2種以上的孔隙類型，孔隙結(jié)構(gòu)特征復(fù)雜。分析認(rèn)為，巖樣孔隙結(jié)構(gòu)主要由粉粒狀和柱狀孔隙組成。

圖2 頁巖巖樣的吸附-解吸等溫線

表2為采用BJH（Barret-Joyner-Halenda）法計(jì)算的實(shí)驗(yàn)頁巖巖樣的孔隙體積和孔隙直徑，以及采用BET（Brunauer-Emmett-Teller）法[16]計(jì)算的比表面積。可以看到，巖樣的孔隙體積相差較小，頁巖孔隙體積僅為25.48×10-3mL/g；平均孔徑為5.34～7.26 nm，均值為6.29 nm；比表面積為17.68～21.45 m2/g，均值為19.13 m2/g。根據(jù)IUPAC孔隙分類方法，3塊頁巖巖樣的微孔（孔徑小于2 nm）、介孔（孔徑2～50 nm）和大孔（孔徑大于50 nm）占總孔隙體積比例的均值分別為5.11%，71.31%和23.58%，介孔對(duì)總孔隙體積的貢獻(xiàn)率最大，1#巖樣介孔貢獻(xiàn)率最低，其比例也達(dá)到了68.34%。

表2 低溫N2吸附法測(cè)頁巖孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)

采用孔隙體積隨孔徑的變化率[17]表征頁巖巖樣孔隙結(jié)構(gòu)（見圖3），可以看到，曲線整體呈單調(diào)下降型，最高處對(duì)應(yīng)孔徑主要集中在1.5～7.5 nm，頁巖總孔隙對(duì)應(yīng)的孔徑分布范圍為1.3～210.0 nm，說明3塊巖樣的介孔發(fā)育程度較好，大孔次之，而微孔發(fā)育程度較差。

圖3 巖樣孔隙體積隨孔徑的變化率

3 T2值與孔徑轉(zhuǎn)換系數(shù)標(biāo)定

由低溫N2吸附實(shí)驗(yàn)可知，巖樣的平均孔徑范圍為5.34～7.26 nm，且介孔孔隙體積平均占比達(dá)到71.31%。因此在轉(zhuǎn)換系數(shù)標(biāo)定實(shí)驗(yàn)中，選取孔徑為5～15 nm的4A分子篩作為標(biāo)定巖心。當(dāng)分子篩中飽和去離子水后，可以測(cè)得去離子水在該孔徑尺寸分子篩中的橫向弛豫時(shí)間T2值。根據(jù)低場(chǎng)核磁共振原理，大孔徑孔隙內(nèi)水的弛豫速度慢，對(duì)應(yīng)弛豫時(shí)間T2值較大，而小孔徑孔隙內(nèi)水的弛豫速度快，對(duì)應(yīng)弛豫時(shí)間T2值較小，即孔隙中水的弛豫時(shí)間T2與孔徑具有正相關(guān)性，可表示為[18]：

根據(jù)標(biāo)定實(shí)驗(yàn)中分子篩飽和水后的T2譜分布（見圖 4），采用橫向弛豫時(shí)間與信號(hào)幅度值加權(quán)平均的方法可以得到飽和去離子水分子篩的平均弛豫時(shí)間為4.73 ms。同時(shí)，由于分子篩中顆粒直徑分選性好，孔徑分布均勻，且飽和去離子水的T2譜分布符合正態(tài)分布特征，因此，可以根據(jù)分子篩的已知孔徑范圍（5～15 nm），從5 nm開始以1 nm為單位，依次增加孔徑，取11個(gè)點(diǎn)孔徑平均，可以得到分子篩的平均孔隙直徑為10 nm。由（1）式可以計(jì)算得到孔隙直徑與橫向弛豫時(shí)間之間的轉(zhuǎn)換系數(shù)為0.473 ms/nm。

圖4 飽和去離子水后分子篩T2譜分布

4 微觀孔隙動(dòng)用特征及影響因素

4.1 注氣壓力

圖5為不同注氣壓力下1#巖樣CO2吞吐后的T2譜分布。根據(jù)1#巖樣初始飽和油時(shí)的T2譜分布（黑線）可知，原油主要賦存于孔徑為1～1 350 nm的孔隙中，其中孔徑小于 50 nm孔隙中原油的賦存比例達(dá)到73.4%，這與低溫 N2吸附測(cè)得的微孔和介孔占總孔隙體積的比例（72.98%）基本一致，說明原油飽和非常充分。

為便于后續(xù)分析和表述不同孔徑孔隙中原油的動(dòng)用特征，按照IUPAC的孔隙分類方法，并結(jié)合T2譜分布形態(tài)，將 1#巖樣的孔隙類型劃分為小孔（孔徑小于等于50 nm）和大孔（孔徑大于50 nm）。由圖5可以看出，在 CO2吞吐過程中，當(dāng)注氣壓力增大時(shí)，左峰信號(hào)幅度峰值不斷降低，且從吞吐前后的T2譜信號(hào)數(shù)據(jù)可以看出，曲線開始降低時(shí)對(duì)應(yīng)的孔徑（CO2可動(dòng)用孔徑下限）在不斷下降，由6 MPa對(duì)應(yīng)的15 nm，降低至18 MPa對(duì)應(yīng)的8 nm。根據(jù)低場(chǎng)巖心核磁共振原理，“孔徑與橫向弛豫時(shí)間成正比”及“空間維度上信號(hào)幅度值之和與孔隙中原油賦存量成正比”[19]，由此可知，如果某一孔徑小孔中的原油賦存量減少，將導(dǎo)致該孔徑孔隙對(duì)應(yīng)的原油信號(hào)幅度值降低。CO2可動(dòng)用孔徑下限不斷下降的原因是因?yàn)殡S著注入壓力的增大，CO2與原油間界面張力不斷降低，CO2進(jìn)入小孔的阻力大幅降低，使得其中原油能夠被動(dòng)用。

圖5 1#巖樣不同注入壓力下CO2吞吐后T2譜分布

根據(jù)頁巖在CO2吞吐前后測(cè)得的T2譜曲線，可以計(jì)算不同孔徑孔隙中的原油采出程度。圖6為 1#巖樣CO2吞吐不同孔徑孔隙采出程度與注入壓力的關(guān)系曲線。由圖可知，小孔和大孔采出程度存在差異，這主要與 CO2在頁巖孔隙中的運(yùn)移方式和賦存位置有關(guān)。由于 CO2為非潤濕相，在一定壓差下會(huì)優(yōu)先進(jìn)入毛管壓力較小的大孔，然后再在燜井階段緩慢擴(kuò)散至與大孔相連通的小孔中，在生產(chǎn)階段也是大孔中的原油優(yōu)先排出，進(jìn)而壓降傳導(dǎo)至小孔，并逐步動(dòng)用。在注入壓力由12 MPa增大至15 MPa再至18 MPa的過程中，大孔采出程度的增速呈現(xiàn)先增大后減小的趨勢(shì)，而小孔采出程度仍線性增加。這是由于當(dāng)注入壓力升高至最小混相壓力（13.4 MPa）時(shí)，CO2抽提萃取強(qiáng)度大幅增加，大孔是CO2的主要富集和流通區(qū)域，其中的CO2能夠與原油充分接觸，進(jìn)而大幅提高其采出程度。而小孔孔喉細(xì)小，CO2主要依靠擴(kuò)散作用進(jìn)入小孔，雖然增大注入壓力能夠提高擴(kuò)散和組分傳質(zhì)速度，但進(jìn)入小孔的 CO2總量始終有限，且降壓生產(chǎn)階段小孔壓力傳導(dǎo)緩慢，溶解氣驅(qū)效果較弱，因此小孔采出程度較低。當(dāng)注入壓力高于最小混相壓力后，由于油氣已經(jīng)達(dá)到混相條件且界面張力幾乎降至為0，繼續(xù)增壓除了能增大 CO2在原油中的溶解度外，并不能再次大幅提高大孔采出程度，而小孔中CO2的進(jìn)入量相對(duì)較小，其采出程度受注入壓力增加的影響相對(duì)較小。

圖6 1#巖樣CO2吞吐不同孔徑孔隙采出程度與注入壓力的關(guān)系

圖7為1#巖樣CO2吞吐采出程度、產(chǎn)出油黏度隨注氣壓力的變化關(guān)系。從中可以看出，當(dāng)注氣壓力達(dá)到最小混相壓力后，采出程度的增速隨注氣壓力的增加明顯減小，即注氣壓力對(duì)采出程度的影響程度減弱。與注氣壓力為9 MPa時(shí)相比，注氣壓力為15 MPa時(shí)產(chǎn)出油黏度降幅度達(dá) 66.5%；當(dāng)注氣壓力繼續(xù)升至 18 MPa時(shí)，產(chǎn)出油黏度降幅達(dá)到 74.3%。這是因?yàn)樵谳^低壓力下，原油主要靠溶解氣驅(qū)的膨脹作用排出，因而產(chǎn)出油黏度變化較小。而隨著注氣壓力繼續(xù)升高，CO2抽提萃取能力也隨之增強(qiáng)，油氣間組分傳質(zhì)速度加快，當(dāng)降壓生產(chǎn)時(shí)，CO2攜帶出來的主要為原油中的輕質(zhì)組分，導(dǎo)致產(chǎn)出油黏度大幅下降。當(dāng)注氣壓力超過最小混相壓力后，CO2抽提萃取強(qiáng)度也達(dá)到最大，對(duì)產(chǎn)出油黏度的影響也逐漸降低。

圖7 1#巖樣CO2吞吐采出程度及產(chǎn)出油黏度隨注氣壓力的變化

4.2 燜井時(shí)間

燜井時(shí)間過短會(huì)導(dǎo)致 CO2與原油接觸不足，影響溶解氣驅(qū)效果；而燜井時(shí)間過長則會(huì)導(dǎo)致 CO2擴(kuò)散距離過遠(yuǎn)，影響生產(chǎn)井附近原油的動(dòng)用，時(shí)間成本增加。圖 8為 2#巖樣15 MPa注入壓力下不同燜井時(shí)間CO2吞吐的T2譜分布。當(dāng)燜井時(shí)間達(dá)到10 h后，大孔對(duì)應(yīng)信號(hào)幅度值基本不再下降，小孔對(duì)應(yīng)信號(hào)幅度值的降低幅度也逐漸減小，說明燜井時(shí)間并非越長越好，而是存在一個(gè)最佳時(shí)間。此外，隨著燜井時(shí)間的增加，小孔可動(dòng)用孔徑下限降低幅度同樣逐漸減小，說明當(dāng)注氣壓力一定時(shí)，延長燜井時(shí)間對(duì)降低可動(dòng)用孔徑下限的作用有限。

圖8 2#巖樣不同燜井時(shí)間CO2吞吐后T2譜分布

圖9為2#巖樣CO2吞吐不同孔徑孔隙采出程度與燜井時(shí)間的關(guān)系曲線?？梢钥吹?，隨著燜井時(shí)間從1 h增加至5 h，大孔中原油采出程度快速增加，燜井時(shí)間為5 h時(shí)采出程度達(dá)到51.4%；而小孔中原油采出程度增加較緩，燜井時(shí)間為5 h時(shí)僅為8.6%。這說明大孔中的原油能夠在相對(duì)更短時(shí)間內(nèi)與 CO2充分反應(yīng)。燜井時(shí)間從10 h增至20 h，大孔中原油采出程度增幅逐漸趨于平緩，采出程度僅增加了10.5%，而小孔采出程度增加了32.4%，說明延長燜井時(shí)間能夠有效提高小孔原油采出程度；燜井時(shí)間由20 h增至40 h，小孔和大孔中原油采出程度僅提高15.1%和4.3%。繼續(xù)延長燜井時(shí)間，無論是對(duì)小孔還是大孔，提高采出程度的效果越來越弱。

圖9 2#巖樣CO2吞吐不同孔徑孔隙采出程度與燜井時(shí)間的關(guān)系

為了評(píng)價(jià)燜井時(shí)間對(duì)吞吐開發(fā)效果的影響，這里定義單輪吞吐采出程度增速為兩個(gè)燜井時(shí)間下 CO2吞吐采出程度之差與燜井時(shí)間之差的比值。從圖10可以看出，單輪吞吐采出程度增速隨燜井時(shí)間的增加先快速降低后趨于平緩，當(dāng)燜井時(shí)間延長至10 h后，單輪吞吐采出程度增速幾乎下降至0.01 h-1以下，因此可初步認(rèn)為10 h為最佳燜井時(shí)間。

圖10 2#巖樣CO2吞吐采出程度、采出程度增速與燜井時(shí)間的關(guān)系

4.3 裂縫

圖11為3#巖樣（有裂縫）在不同注入壓力下CO2吞吐后的T2譜分布。由圖可知，與1#巖樣核磁共振T2譜分布不同，3#巖樣在孔徑大于1 300 nm的孔隙中出現(xiàn)核磁信號(hào)，且信號(hào)幅度值隨注氣壓力的增大無明顯規(guī)律性變化，這是降壓生產(chǎn)后裂縫中剩余油的核磁信號(hào)，故可將孔徑大于1 300 nm的孔隙定義為裂縫。當(dāng)有裂縫存在時(shí)，在不同注氣壓力下吞吐后，3#巖樣小孔和大孔對(duì)應(yīng)的信號(hào)幅度值下降幅度均明顯大于 1#巖樣（見圖5），這說明裂縫能夠大幅提高頁巖小孔和大孔中原油的采出程度。

圖11 3#巖樣不同注入壓力下CO2吞吐后T2譜分布

通過與 1#巖樣（無裂縫）CO2吞吐不同孔徑孔隙中原油的采出程度對(duì)比（見圖 12）可知，裂縫的存在能夠大幅提高頁巖小孔和大孔中原油的采出程度，且隨著注入壓力的增加，裂縫的優(yōu)勢(shì)更加明顯。這是因?yàn)楫?dāng)頁巖中存在裂縫時(shí)，CO2在注入階段就能在壓差作用下以驅(qū)替方式驅(qū)排出靠近裂縫周圍大孔中的原油，并迅速將壓力傳導(dǎo)至基質(zhì)中，使裂縫及大孔中的CO2快速向小孔擴(kuò)散；在降壓生產(chǎn)階段，大孔中溶有CO2的原油能夠迅速進(jìn)入裂縫，而小孔原油流經(jīng)大孔進(jìn)入裂縫的路程及其所需克服的滲流阻力也大幅減小，故其采出程度大幅提高。此外，3#巖樣中小孔和大孔的采出程度隨注入壓力的變化趨勢(shì)與 1#巖樣基本相似：非混相條件下，大孔中的原油采出程度隨注入壓力的增加而快速升高；混相條件下，注入壓力增加對(duì)大孔采出程度的影響減弱；而小孔中的采出程度則隨注入壓力的增加保持線性增長。說明注入壓力是影響大、小孔中原油動(dòng)用方式的主要因素，而裂縫主要起到了擴(kuò)大 CO2波及體積，增大油氣接觸面積和基質(zhì)泄油面積，降低基質(zhì)產(chǎn)出油滲流距離和滲流阻力的作用。

圖12 3#與1#巖樣CO2吞吐不同孔徑孔隙原油采出程度與注入壓力的關(guān)系

5 結(jié)論

對(duì)于頁巖油儲(chǔ)集層 CO2吞吐，非混相條件下，大孔中原油的采出程度隨注入壓力的增加快速升高，混相條件下，注入壓力的增加對(duì)大孔采出程度的影響減弱；無論是否混相，小孔中原油的采出程度隨注入壓力的增加基本保持線性增長，且隨著注氣壓力的增大，CO2可動(dòng)用孔徑下限不斷降低。

隨著燜井時(shí)間的增加，大孔中原油的采出程度增速逐漸降低，小孔中原油的采出程度增速呈先升后降趨勢(shì)；延長燜井時(shí)間能夠有效提高小孔中原油的采出程度，但總體采出程度增速降低，時(shí)間成本增加，實(shí)驗(yàn)優(yōu)化最佳燜井時(shí)間約為10 h。

裂縫的存在能夠擴(kuò)大 CO2波及體積，增大基質(zhì)泄油面積，降低基質(zhì)產(chǎn)出油滲流距離和阻力，大幅提高小孔和大孔中原油的采出程度。

符號(hào)注釋：

T2——橫向弛豫時(shí)間，ms；d——孔隙直徑，nm；C——轉(zhuǎn)換系數(shù)，ms/nm。