吉木薩爾頁巖油注入介質(zhì)梯級(jí)提采實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)

張佳亮 葛洪魁 張衍君 何吉祥

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

0 引言

新疆吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油儲(chǔ)量豐富，預(yù)測地質(zhì)儲(chǔ)量15.8×108t［1］，井控儲(chǔ)量為11.3×108t［2］，是新疆油田增儲(chǔ)上產(chǎn)的主戰(zhàn)場之一。吉木薩爾頁巖油產(chǎn)量遞減快，含水率高、采收率低，預(yù)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(gè)頁巖油甜點(diǎn)區(qū)，上甜點(diǎn)體平均孔隙度為10.99%，滲透率為0.012×10-3μm2，下甜點(diǎn)體平均孔隙度為11.62%，滲透率為0.01×10-3μm2，2 個(gè)甜點(diǎn)區(qū)90%以上的儲(chǔ)層滲透率小于0.1×10-3μm2，吉木薩爾頁巖油儲(chǔ)層，表現(xiàn)出低孔、特低滲的特點(diǎn)［4］，且原油具有密度大、黏度高，流動(dòng)性差等特點(diǎn)。

壓差和毛細(xì)管力是頁巖油產(chǎn)出的主要驅(qū)動(dòng)力［5-7］。目前，將飽油巖心進(jìn)行離心實(shí)驗(yàn)，是研究壓差影響的有效手段［8-10］。通過計(jì)算離心前后的巖心質(zhì)量之差，以及飽和液體的質(zhì)量，確定壓差驅(qū)出的液量和采收率、可動(dòng)流體飽和度［11］，進(jìn)一步通過不同離心力下采出量，確定最大可動(dòng)液量，同時(shí)還可搭配壓汞實(shí)驗(yàn)，確定可動(dòng)流體孔喉下限［12］。滲吸驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，是研究毛細(xì)管力作用下油水置換的有效方法［13］。在毛細(xì)管力的作用下，水先進(jìn)入頁巖大孔隙，進(jìn)而逐漸進(jìn)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(yīng)用于頁巖油開發(fā)［14-15］。前人的研究多集中在單驅(qū)動(dòng)力和單一因素對采收率的影響，但在油田開發(fā)中，壓差與毛細(xì)管力同時(shí)存在，同一口井可能分批注入不同的提采介質(zhì)。

目前，壓差和毛細(xì)管力對頁巖油產(chǎn)出作用的大小、注入介質(zhì)及其次序?qū)υ筒墒章实挠绊懀胁幻鞔_［16-18］。為研究注入介質(zhì)與頁巖油儲(chǔ)層相互作用對采收率的影響，借助高速離心機(jī)、滲吸裝置和核磁共振技術(shù)，選擇3 種典型的注入介質(zhì)，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(tài)CO2吞吐實(shí)驗(yàn)，并通過核磁共振譜計(jì)算采收率，以期揭示頁巖油產(chǎn)出的主要驅(qū)動(dòng)力，明確注入介質(zhì)種類和順序?qū)Σ墒章实挠绊憽?/p>

1 實(shí)驗(yàn)原理

核磁共振技術(shù)可以在不損傷巖心、且不破壞巖心內(nèi)流體分布的情況下，準(zhǔn)確測量巖心內(nèi)的氫信號(hào)強(qiáng)度。目前，核磁共振技術(shù)已廣泛應(yīng)用于測量巖心中的含氫流體量［19］。頁巖孔隙內(nèi)油分子的核磁T2信號(hào)可表示為［20］

式中，T2為橫向弛豫時(shí)間，ms；T2S為表面弛豫時(shí)間，ms；T2B為體積弛豫時(shí)間，ms；T2D為擴(kuò)散弛豫時(shí)間，ms。

油分子的表面弛豫時(shí)間遠(yuǎn)小于體積弛豫時(shí)間。擴(kuò)散弛豫時(shí)間受流體的擴(kuò)散運(yùn)動(dòng)影響，滿足表達(dá)式(2)，由于磁場梯度和回?fù)荛g隔都非常小(均勻磁場)，使得擴(kuò)散弛豫和體積弛豫都可以忽略［21-22］。

式中，D為擴(kuò)散系數(shù)，μm2/ms；γ為旋磁比，Hz/T；G為磁場梯度，G/cm；TE為回?fù)荛g隔，ms。

因此，橫向弛豫時(shí)間約等于表面弛豫時(shí)間。假設(shè)孔隙形狀因子和表面弛豫率為定值，則橫向弛豫時(shí)間與孔徑的關(guān)系可表達(dá)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(zhuǎn)換系數(shù)，μm/ms；r為孔隙半徑，μm。

由式(3)可知，孔隙的橫向弛豫時(shí)間與孔隙直徑成正比，所以橫向弛豫時(shí)間反映孔徑的大小，而T2譜的面積反映氫信號(hào)流體的量，因此可以通過T2譜面積的變化計(jì)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(jì)信號(hào)強(qiáng)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(shí)驗(yàn)方法

通過離心實(shí)驗(yàn)和滲吸實(shí)驗(yàn)分別研究壓差驅(qū)動(dòng)和毛管力驅(qū)動(dòng)原油產(chǎn)出過程。同時(shí)，本實(shí)驗(yàn)中選擇重水、表活劑溶液和CO2這3 種介質(zhì)的滲吸實(shí)驗(yàn)，分別研究了提采介質(zhì)種類和介質(zhì)注入次序?qū)Σ墒章实挠绊?。?shí)驗(yàn)巖心為吉木薩爾蘆草溝組儲(chǔ)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?yàn)橹厮疀]有核磁信號(hào)，因此巖心的T2信號(hào)完全為油信號(hào)。表活劑溶液采用0.5%質(zhì)量分?jǐn)?shù)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?？紫抖绕骄鶠?.42%。巖心取自同一井段，差異不大。具體實(shí)驗(yàn)步驟分5 步。

(1)將標(biāo)準(zhǔn)巖心洗油烘干，每隔24 h 測量巖心的質(zhì)量和核磁信號(hào)，直至2 次測量的核磁信號(hào)和質(zhì)量變化量小于1%時(shí)認(rèn)為巖心已烘干，本實(shí)驗(yàn)中核磁測量使用的關(guān)鍵參數(shù)如表1 所示，并保持不變。

表1 核磁共振T2 譜采樣關(guān)鍵參數(shù)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(hào)，直至2 次測量的核磁信號(hào)變化量小于1%時(shí)認(rèn)為巖心已飽和。

(3)將飽和后的巖心按照實(shí)驗(yàn)方案進(jìn)行離心和滲吸實(shí)驗(yàn)，離心實(shí)驗(yàn)轉(zhuǎn)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(jìn)行，CO2吞吐壓力為9 MPa，每1 次吞吐實(shí)驗(yàn)中，每隔24 h測量核磁信號(hào)直至2 次測量的核磁信號(hào)變化量小于1%時(shí)認(rèn)為本次吞吐實(shí)驗(yàn)已平衡。

(4)計(jì)算采收率。各介質(zhì)分別與飽油巖心相互作用，按照驅(qū)油采收率高低對介質(zhì)提采效果分級(jí)，稱為梯級(jí)，采收率越高，稱介質(zhì)梯級(jí)越高。

(5)確定介質(zhì)提采強(qiáng)弱級(jí)后，再對比依次使用介質(zhì)和直接使用更高級(jí)的介質(zhì)的最終提采效果，進(jìn)一步確定介質(zhì)相互作用的影響，明確注入次序的影響。實(shí)驗(yàn)方案如表2 所示(√表示采取該措施，×表示跳過該措施)，實(shí)驗(yàn)流程如圖2 所示。

表2 巖心樣品基礎(chǔ)參數(shù)與實(shí)驗(yàn)方案Table 2 Basic parameters and experimental scheme of core samples

圖2 實(shí)驗(yàn)流程Fig. 2 Experimental process

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

3.1 頁巖油產(chǎn)出的主要驅(qū)動(dòng)力分析

為了明確頁巖油產(chǎn)出的主要驅(qū)動(dòng)力，對比進(jìn)行了先離心后滲吸與直接滲吸驅(qū)油的采收率實(shí)驗(yàn)，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(fā)現(xiàn)，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(shí)，當(dāng)對飽和巖心直接滲吸驅(qū)油時(shí)，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(qū)別，說明毛管力是頁巖油產(chǎn)出的主要驅(qū)動(dòng)力，而壓差對頁巖孔隙中原油流動(dòng)的作用較弱。

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

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

3.2 介質(zhì)梯級(jí)對提采效果的影響分析

3 種介質(zhì)分別進(jìn)行滲吸實(shí)驗(yàn)后的T2譜如圖3(c)、圖3(d)和圖5 所示，6 塊巖心不同梯級(jí)介質(zhì)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(zhì)時(shí)，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(shí)驗(yàn)中，對3 種介質(zhì)的提采梯級(jí)由低到高排序?yàn)椋褐厮?、表面活性劑溶液、CO2。根據(jù)3 種不同提采梯級(jí)介質(zhì)的滲吸驅(qū)油效果，可以得出結(jié)論：滲吸介質(zhì)的提采梯級(jí)越高，滲吸采收率越高，對于新井，應(yīng)首先使用最高級(jí)的提采介質(zhì)注入儲(chǔ)層，例如CO2前置壓裂工藝。

圖5 不同梯級(jí)介質(zhì)與原油接觸次序下的驅(qū)油實(shí)驗(yàn)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(jí)介質(zhì)提采的采收率對比Fig. 6 Recovery factor comparison with medium of different grading

3.3 介質(zhì)注入次序?qū)μ岵尚Ч挠绊懛治?/h3>

研究不同提采梯級(jí)介質(zhì)的注入次序與最終采收率的關(guān)系，可以用于指導(dǎo)提采介質(zhì)的選擇。巖心C4、C5 先離心后逐級(jí)滲吸；J4、A8 依次重水滲吸、表活劑溶液滲吸、CO2吞吐；A6、J3 先進(jìn)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(jí)介質(zhì)進(jìn)行滲吸實(shí)驗(yàn)，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(chǔ)上，繼續(xù)提高采收率，提采3～6 個(gè)百分點(diǎn)；CO2吞吐可在表活劑溶液滲吸的基礎(chǔ)上繼續(xù)提采2～8 個(gè)百分點(diǎn)。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(zhì)梯級(jí)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(zhì)與原油的接觸次序有明顯關(guān)系，更高級(jí)的提采介質(zhì)先與原油接觸，可有利于提高最終采收率；并且，對于已經(jīng)與介質(zhì)相互作用過的巖心，再次使用更高提采梯級(jí)的介質(zhì)，仍能繼續(xù)產(chǎn)出原油。對于已經(jīng)注入過介質(zhì)的老井挖潛工作，應(yīng)該選擇使用具有更高提采梯級(jí)的介質(zhì)；對于新井，建議首先將最高級(jí)的提采介質(zhì)作為前置液首先注入儲(chǔ)層。

致密且天然裂縫不發(fā)育的吉木薩爾儲(chǔ)層，壓差的驅(qū)油效果不佳，但微納米孔隙結(jié)構(gòu)中毛細(xì)管力很大，滲吸作用對頁巖油的產(chǎn)出發(fā)揮著重要作用。2019 年吉木薩爾作業(yè)區(qū)開展多項(xiàng)注入提采介質(zhì)的先導(dǎo)試驗(yàn)，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(fā)，注入水在裂縫里呈現(xiàn)低效循環(huán)，儲(chǔ)層二次吸液能力差，難以進(jìn)入基質(zhì)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(chǎn)后生產(chǎn)效果與鄰井對比無明顯優(yōu)勢；吉37、吉30 和JHW020 井進(jìn)行CO2吞吐開發(fā)，截至2020 年7 月底合計(jì)增油1 162.3 t，提采效果明顯。先導(dǎo)試驗(yàn)表明，壓差與毛細(xì)管力都是原油驅(qū)動(dòng)力，將提采介質(zhì)注入裂縫和基質(zhì)孔隙，增加了孔隙能量，有助于驅(qū)動(dòng)原油；介質(zhì)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(shí)現(xiàn)CO2與原油的初次接觸，增產(chǎn)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(yōu)于JHW017 井注水吞吐效果，也說明了注入介質(zhì)的滲吸能力存在差異。

4 結(jié)論

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

(2)實(shí)驗(yàn)中3 種介質(zhì)提采梯級(jí)由低到高依次為：重水、表活劑溶液和CO2，使用更高梯級(jí)的介質(zhì)，可以進(jìn)一步提高采收率，并且直接使用最高梯級(jí)的介質(zhì)，可以獲得最高的最終采收率。

(3)在新井開發(fā)中，建議直接使用具有最高滲吸提采能力的介質(zhì)，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(jīng)注入流體具有更高提采梯級(jí)的介質(zhì)，比如在注水開發(fā)井進(jìn)行注表活劑溶液開發(fā)或者CO2吞吐開發(fā)。