二氧化碳和氮气驱油过程新视角——NMR在线表征

接着上一期，本期为大家解读并推荐的文章，同样是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的研究成果，2019年发表在《Fuel 》上，与上一期不同的是，本研究运用高温高压低场核磁共振在线连续监测的方法，在储层条件下（P = 35 MPa 和 T = 80 °C），对比两组致密岩心分别进行CO₂ 和 N₂驱油过程中孔隙的实时变化特征，从而对比孔隙尺度下致密油藏CO₂ 和 N₂驱油特征的差异，期望对致密油藏提高采收率提供一定的理论支撑！

内容概要

1. 注CO₂和N₂均能显著提高致密砂岩的原油采收率，二者对应的最终原油采收率分别为38.4%和35.1%；
   

2. 与N₂驱油相比，CO₂驱时原油在整个岩心中产生了相对均匀的前移，且CO₂驱替突破时间晚于N₂驱。同时，在突破后的短时间内，CO₂驱可以进一步提高采收率；

3. N₂驱和CO₂驱过程中不同类型孔隙对原油最终采收率的贡献不同。在N₂驱过程中，小孔隙和大孔隙对整体采收率的贡献几乎相等，而在CO₂驱过程中，采出油主要来自大孔隙。

具体的实验步骤如下：

1. 岩心的制备——将烘干测完气测渗透率和孔隙度的致密岩心放入热缩管中，在400℃的条件下用热缩管包裹岩心，如图3所示；

2. 岩心饱和油——将制备好的岩心放入核磁岩心夹持器中，并在30MPa、80°C的条件下用原油驱替岩心至少2天，以确定岩心的初始含油饱和度；

3. 初始状态NMR数据采集——饱和油后的岩心进行T₂谱、梯度自旋回波以及核磁成像的测定；

4. 注气排油——以0.1ml/min的恒定速率分别将N₂和CO₂注入2组岩心，在气驱过程中，在线系统不断检测记录核磁共振结果，直到岩心的核磁共振T₂谱无明显变化为止。
   

• 岩心#1与岩心#2的压汞毛管压力曲线特征基本一致，在渗透率、孔隙度、孔隙大小分布等方面具有可比性

• 2组岩心孔径均主要分布在4.0nm～1.0μm，孔隙体积占比最大的均为0.63 μm，说明实验用2组岩心均属于致密岩心

由图5可知：

1. 2组岩心的孔隙均可分为小孔隙和大孔隙。岩心#1的小孔隙和大孔隙的T₂分布范围分别为T₂ < 4.5 ms和4.5 ms < T₂ < 432.3 ms，而岩心#2对应的T₂分布范围分别为T₂ < 4.2 ms和4.2 ms < T₂ < 252.4 ms。

2. 随着N₂和CO₂驱油的进行，2组致密岩心的T₂谱振幅均不断减小，说明孔隙中的油被不断驱替出来。

3. 岩心#1的T₂谱振幅在第7min就开始明显降低，且前80min变化尤其显著，之后降低幅度较缓，而岩心#2的T₂谱振幅在第19min才开始出现明显降低，在40min后降低幅度变缓，说明CO₂驱油突破时间较N₂驱晚，且持续作用时间较短。
   

4.  N₂驱油时小孔隙和大孔隙的T₂谱振幅几乎以相同的速度降低，说明两种类型孔隙中的油均对N₂驱油提高采收率有贡献；但是CO₂驱油过程的中岩心的T₂谱振幅仅大孔隙段下降明显，说明CO₂驱油提高采收率主要是由大孔隙贡献。

由图6和图7可知：

1. 2组岩心的气驱采收率均随着气驱时间的延长不断增大，刚开始时增大速率均较大，N₂驱在80min后增大速率变缓，而CO₂驱在40min之后增大速率就减缓，这与上一节的结论相同。

2. N₂驱油进行过程中，大孔和小孔中的原油采收率基本呈现近乎同步的增长特征，最终小孔中原油采收率略大于大孔；而CO₂驱油时，大孔中的原油采收率增大幅度较小孔明显，大孔最终采收率（＞70%）也是远远大于小孔（＜20%）。

3. 与CO₂驱油相比，N₂驱油突破时间较早，且作用持续时间较长，但最终原油采收率反而略低。

• CO₂ 的高粘度和高密度会阻碍其进入小孔隙，但能增加油气两相之间的相互作用（包括驱替作用和混溶作用），因此，CO₂ 驱油的产量贡献基本来自大孔隙。

• 相反，在 N₂ 驱油中，气油两相之间的相互作用并不显著。且由于N₂密度相对较低，在气驱期间，由于局部压力梯度的增加，N₂ 可以进入小孔隙排驱滞留油。

本文doi

https://doi.org/10.1016/j.fuel.2019.02.103