裂缝型致密砂岩CO2驱油机理探究——NMR在线表征

2022-02-19 17:53:02, 勤劳的搬运工苏州纽迈分析仪器股份有限公司

大家好，新年伊始，我们将继续不遗余力的为大家及时推送最新的核磁相关研究文章，首先我们会陆续为大家推送3篇用核磁共振方法在线表征驱油过程的文章，敬请期待！

首先，本期为大家解读并推荐的文章，为西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室魏兵教授2019年发表在《SPE Journal 》上，另辟思路，采用高温高压在线核磁表征技术，实时监测裂缝型致密砂岩循环注入CO₂过程中岩石基质和裂缝之间原油流动的过程，绘制孔隙尺度下原油流动过程图，从而探究裂缝型致密储层注CO₂提高采收率的机理。

主要内容

研究背景

随着能源消耗的增加以及常规资源储量的枯竭，非常规油气资源愈来愈受到重视，其中致密油占很大一部分比例。但是，在水力压裂和长水平井技术下，致密油的采收率通常低于10%，且由于储层超低渗的特性，该类储层产量在1-2年后会迅速下降。

注CO₂可以提高致密储层的采收率，若致密储层中出现裂缝，则可以明显增加排油面积，从而更进一步增加产能。但在裂缝型致密储层中循环注入CO₂提高采收率的过程中，对岩石基质与裂缝间质量交换过程（即原油流动轨迹）尚缺乏深入的认识。

本研究基于高温高压低场核磁共振（LF-NMR）在线表征技术，对裂缝型致密砂岩循环注入CO₂过程中核磁信号进行实时监测，从孔隙尺度了解注CO₂过程中岩石基质与裂缝间的质量交换行为（即原油的流动轨迹），以探究注CO₂在提高裂缝型致密储层原油采收率的机理。

本文结论

循环注入CO₂过程中增加的采油量主要来自大孔隙(100 ms > T₂ > 3.0 ms)，而小孔隙(3.0 ms > T₂ > 0.01 ms)中的油几乎没有贡献，且经过三次循环后裂缝中的油未被完全排出，仍有一小部分残留。
GC-MS图谱表明：CO₂排驱的油中C₂₇～C₃₁组分较实验饱和用油含量明显降低，说明循环注入CO₂后，致密岩石基质中原油的轻质部分被优先排出。
提高原油采收率的主要驱动力随CO₂注入周期的变化而变化。在第一个循环中，浸泡过程中由 CO₂ 扩散导致的 CO₂/油相互作用（主要是萃取作用和溶解作用）占主导地位，增强了原油从基质向裂缝中的流动。
从第二个注入循环开始，浸泡作用对基质与裂缝之间的质量交换影响不大，主导作用变成压降阶段产生的压力梯度。

样品与实验

2.1 岩心样品

所选岩心来自准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密砂岩。岩心首先在150℃的烘箱中过夜烘干，然后测量气体渗透率和孔隙度。岩心相关参数见表1。

表1 岩心的相关参数

▲图1（a）岩心的毛管压力曲线（b）岩心的孔喉尺寸分布

岩心的孔径分布范围为4 nm～1.0 μm，主要孔径为630 nm，平均孔径为225 nm。

为制造裂缝型致密砂岩岩心，用线锯在致密砂岩中切割一个光滑、纵向的断面，然后在加热的状态下用热缩管（可以消除由常用橡胶材料产生的背景核磁共振信号）快速包裹两半岩心，形成实验所用裂缝型致密砂岩岩心，如图2所示。

▲图2 致密砂岩岩心造缝处理实物图

2.2 实验设备和流程

本研究中采用的是中国苏州纽迈分析仪器股份有限公司生产的低场核磁共振岩心分析系统（MacroMR12-150H-I），如图3所示。

▲图3 MacroMR12-150H-I 大口径核磁共振成像分析仪

本次研究采用高温高压实验系统，该系统主要由油/气注入系统、高温高压NMR岩心夹持器和数据采集单元组成，如图4所示。

▲图4 裂缝型致密砂岩 CO₂ 循环注入 NMR 在线监测装置示意图

具体实验步骤如下：

岩心抽真空饱和油——用真空加压饱和装置将干燥后的两半岩心抽真空至0.1 MPa 并持续1 周，随后在 80°C 和 35 MPa 条件下用原油饱和岩心 4 天；
制备饱含油裂缝型致密砂岩岩心——在400°C条件下，用热缩管将两半岩心快速包裹起来，然后水平放入高温高压岩心夹持器中；
第一次注入 CO₂——在系统达到所需温度后，以0.1 ml/min 的恒定流速注入CO₂，直到岩心夹持器进口端压力升至 35 MPa；
浸泡与NMR在线监测——停止CO₂的注入，进行浸泡，使CO₂与原油充分作用。此过程中，连续测量岩心的T₂谱，直到 T₂ 谱无明显变化；
系统泄压——系统从注入端逐渐减压至大气压，在此过程中也进行岩心T₂谱和成像的连续测量：
循环注入 CO₂——重复步骤3至5依次进行第二和第三个循环的CO₂注入，并采集相同的NMR数据。

实验结果分析

3.1 CO₂循环注入过程中岩心的T₂谱特征

▲图5 CO₂循环注入过程中岩心的T₂谱特征

从图5可知：

裂缝型致密砂岩岩心的基质部分孔径分为：小孔隙（0.01 ms < T₂ < 3.0 ms）和大孔隙（3.0 ms < T₂ < 100 ms），而裂缝的T₂ > 100 ms；
经过三个循环的CO₂注入，T₂谱振幅降低最显著的是大孔隙段，而小孔隙段的T₂谱变化很小；
即使在进行了三个CO₂注入循环之后，裂缝中积累的油并没有完全被排出，仍有一小部分油残留在裂缝中。

3.2 不同CO₂注入阶段含油饱和度分布特征

在岩心中心，垂直于裂缝，拍摄了一个厚度为4.0 mm的二维纵向图像（分辨率为 80μm），用于显示实验中不同阶段岩心含油饱和度的变化特征（图像中用白色表示岩心的含油饱和度），如图6所示。

▲图6 不同阶段岩心的二维纵向图像（分辨率为 80μm）。注入端口位于岩心左侧面的中心，图中用红色圆圈表示。

从图6可知：

CO₂注入前饱和油的岩心中，原油分布较均匀（第一幅图）。
随着CO₂的注入，岩心中含油饱和度不断降低，但第二次和第三次注入后含油饱和度变化不显著。
由于图像分辨率的限制，无法显示致密岩心中原油的运动轨迹和含油饱和度的内部变化梯度。

▲图7 CO₂注入过程中岩心基质含油饱和度曲线

图7为CO₂注入过程中岩心基质含油饱和度曲线变化特征，其中，一个虚线框代表一个CO₂注入过程，每个循环均包括CO₂注入、浸泡、压降三个阶段。从图7可知：

岩心基质的含油饱和度逐渐降低，在三次CO₂注入循环结束后，基质中原油的回收率约为32.2%。
第一次注入CO₂时，基质含油饱和度的降低主要发生在浸泡阶段，而后两次注入导致岩心基质含油饱和度的降低主要发生在压降阶段。

3.3 CO₂循环注入过程中原油采收率的变化特征

▲图8 CO₂ 循环注入的采油曲线与时间的关系图

图8纵坐标为原油采收率，横坐标为CO₂连续循环注入的时间，从图8可知：

原油总采收率开始随循环次数(时间)的增加而迅速增加，但在第二个循环后变化趋于缓慢；
经过三次循环后，原油最终采收率为最初饱和油量的35.3%。
CO₂ 注入主要排驱了基质大孔隙中的油，大孔隙中原油采收率随时间变化显著，三个循环后可达42.60%，相比之下，小孔隙中采收率变化不明显，说明二氧化碳基本未进入岩石基质的小孔隙中。

3.4 不同循环中CO₂排出油的化学成分特征

▲图9 饱和岩心用油和不同循环中CO₂排出油的GC-MS谱图

从图9可知：

与饱和岩心的原始油样相比，CO₂排出的油变轻了，在GC-MS谱图上表现为高碳数正构烷烃(nC₂₇～nC₃₁)的相对减少，说明CO₂注入提高致密油藏原油采收率的过程优先排出轻组分。

3.5 CO₂注入和浸泡阶段岩心T₂谱与基质含油饱和度变化特征

第一次CO₂注入循环

▲图10 第一个循环CO₂注入与浸泡期间

（a）岩心 T₂ 谱 (b) 基质含油饱和度变化曲线

图10（a）的T₂谱图中，黑线代表岩心的初始状态，蓝线代表浸泡结束后岩心的T₂谱，图10（b）为基质含油饱和度随时间的变化，从图10可知：

岩心基质中小孔隙（0.01 ms < T₂ < 3.0 ms）的T₂ 谱随时间变化不明显，大孔隙（3.0 ms＜T₂＜ 100 ms）的T₂ 谱振幅随浸泡时间缓慢降低；而裂缝(100 ms＜ T₂ ＜1000 ms)的T₂ 谱振幅则随时间增加，表明岩心基质大孔隙与裂缝之间发生了质量交换；
当CO₂第一次注入岩心后，基质含油饱和度瞬间下降，且随着浸泡时间的延长进一步显著降低，直至6.5小时后趋于稳定。

第二次CO₂注入循环

▲图11 第二个循环CO₂注入与浸泡期间

（a）岩心 T₂ 谱 (b) 基质含油饱和度变化曲线

从图11可知：

向岩心中第二次注入CO₂时，基质中孔隙的T₂谱振幅随浸泡时间的增加降低并不显著，同时，裂缝的T₂谱振幅也只有小幅度的增加。
基质含油饱和度的微量减少主要发生在CO₂注入的过程中，后续浸泡过程对岩心含油饱和度的影响作用微乎其微。

第三次CO₂注入循环

▲图12 第三个循环CO₂注入与浸泡期间

（a）岩心 T₂ 谱 (b) 基质含油饱和度变化曲线

从图12可知，第三次注入CO₂过程中，基质中孔隙和裂缝的T₂谱振幅均几乎没有变化，基质的含油饱和度基本不受CO₂注入和浸泡过程的影响。

3.6 CO₂循环注入时基质与裂缝间质量交换机理

▲图13 致密基质/裂缝间质量交换机制示意图

CO₂注入提高原油采收率主要由三个因素决定:CO₂的驱替作用、CO₂与原油之间的相互作用(主要是萃取作用和溶解作用)和压降作用，结合CO₂提高采收率的三个过程对岩石基质与裂缝间的质量交换作如下总结：

CO₂注入阶段: 注入的CO₂在裂缝中推进的同时迅速将岩心系统压力增加至35 MPa，由于内部压力梯度的存在使CO₂快速驱替取代了裂缝附近的原油。

浸泡阶段: 在此过程中注入的CO₂进一步扩散到岩石基质中，并溶解在基质油中，此时以萃取作用和溶解作用为主，溶解的CO₂导致局部高压，从而将油驱向裂缝。

降压阶段: 随着系统压力下降，裂缝中的油和裂缝附近基质中的油在压力梯度的影响下被输送到生产井中。

结合图7和图10-12可知：

裂缝型致密储层注CO₂提高采收率的主要驱动力随CO₂注入周期而变化，对采收率的提高主要发生在前2次CO₂注入过程中，后续注入CO₂驱油对原油采收率的影响可以忽略不计。
在第一个周期的浸泡过程中，基质与裂缝之间的质量交换明显，此时以CO₂的驱替作用和CO₂与原油之间的相互作用为主，而在第二个周期中，浸泡作业对采收率的提高贡献明显较小，说明此时减压过程中的压力梯度是此时提高原油采收率的主要动力。

本文doi

https://doi.org/10.2118/199345-PA

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