左名圣^1,2　陳 浩^1,2　趙杰文³　劉希良^1,2　孟 展⁴　

柏明星⁵   楊 江⁵　武 藝¹　劉海鵬¹　齊新雨¹　程威銘¹

1.中國石油大學（北京）安全與海洋工程學院

2.油氣資源與工程全國重點實驗室?中國石油大學（北京）

3.中國石油集團測井公司新疆分公司

4.西南石油大學石油與天然氣工程學院

5.東北石油大學石油工程學院

0　引言

隨著全世界油氣資源的不斷勘探和開發，常規油氣資源的剩余儲量日益減少。頁巖油開發的成功實踐已經改變了全球能源格局^[1-2]，在緩解能源短缺方面發揮了重要作用。新疆準噶爾盆地吉木薩爾凹陷中二疊統蘆草溝組頁巖油藏的儲量預計超過10×10⁸ t，具有廣闊的開發前景^[1-2]。但是，吉木薩爾凹陷頁巖油藏儲層致密，孔隙普遍為納米尺度，連通性低，非達西行為顯著提高了孔隙內流體的動用難度^[3-4]。盡管實施了水平井壓裂等開發技術，但初次開發的采收率仍然很低（約為原始儲量的5%～10%）^[5]。鑒于此，進一步應用二次采油技術提高開發效率變得至關重要^[6]，成為行業學者和油田生產人員關注的焦點^[7-9]。

頁巖油藏的物理性質普遍極差，且在注水過程中，黏土礦物膨脹會導致儲層受損^[10-11]，水驅技術在頁巖油藏中的應用受到很大限制^[12-13]。前人所做的相關實驗和模擬研究表明，注氣是一種極具前景的方法，可用于提高頁巖油藏初級采油后的采收率(EOR)^[14-16]。注入的氣相種類有碳氫化合物氣體、CO₂、N₂或氣體混合物。Sheng等^[17]的研究表明，注N₂累計采收率比注水累計采收率提高了10%。進一步研究發現，相比于注N₂、烴氣，注CO₂提高采收率的效果更為顯著^[18-19]?；趯O₂—原油流體相行為的廣泛研究，國內外學者提出了CO₂-EOR的提采機理：CO₂在原油中具有較高的溶解量，顯著地增加了原油的膨脹勢能^[20]，降低了原油的黏度^[21]，進而提高了原油在基質中的流動性。此外，在CO₂與原油接觸過程中，CO₂能萃取和抽提原油中的烴類組分^[22-23]。隨著儲層壓力的增大，CO₂與原油之間的傳質作用增強，當壓力超過最小混相壓力（MMP）時，CO₂與原油達到混相狀態^[24-25]，使得原油與CO₂界面張力消失，有效地減小了毛細管阻力，大幅度提高了CO₂驅油的提采效果^[26-27]。

CO₂在油藏中的埋存方式包括地質構造和空間束縛封存、儲層流體的溶解封存、CO₂水巖反應的礦化封存和礦物表面的吸附封存等4種形式^[28-29]。在CO₂-EOR的過程中，CO₂主要以游離態通過構造埋存方式封存于儲層空間中，其次分別是溶解態、礦化態和吸附態^[30-31]。此外，在油藏開發的不同階段，各種CO₂埋存方式的占比也呈現出動態變化^[32]。頁巖注CO₂在提高采收率的同時，還提供了一種科學有效的CO₂埋存方法，有助于減少溫室氣體的排放。

頁巖油藏注CO₂吞吐提高采收率仍處于實驗室研究和現場測試的初級階段^[33]。明確頁巖油藏注CO₂提高采收率的機理，對于探索頁巖油的開發技術具有重要意義^[34]。針對吉木薩爾凹陷中二疊統蘆草溝組頁巖油藏，開展了一系列CO₂吞吐實驗，結合PVT和原油組分分析實驗，闡明了CO₂吞吐的提采機理，并研究了CO₂吞吐的埋存效率、埋存形式與其生產動態之間的耦合關系。

1 　實驗方法

1.1 　實驗樣品

使用的巖心樣品取自新疆油田吉木薩爾凹陷蘆草溝組上甜點區，巖心屬于云屑砂巖石，礦物組成：石英10.26%，斜長石71.89%，方解石4.14%，鐵白云石13.72%，黏土礦物0。將巖樣切割成?25 mm×50 mm的圓柱形樣品，使用有機溶劑清洗巖心，在102 ℃恒溫箱中烘干48 h。利用孔隙度儀和脈沖衰減滲透率儀分別測量巖心的孔隙度和滲透率。選用物理性質非常接近的巖心進行實驗（表1）。其中，1號巖心用于測量不同流體注入能力，2、3號巖心串聯用于吞吐實驗。每次實驗結束后使用有機溶劑清洗巖心，使巖心物性恢復為初始狀態。

表1    巖心的巖石物理性質表

原油取自油田現場，儲層條件下（溫度82.6 ℃，壓力37.13 MPa），原油黏度為11.76 mPa·s，密度為0.889 g/cm³，原油飽和壓力為4.27 MPa，氣油比為24 m³/m³。在地面條件下閃蒸分離原油，使用色譜儀測量油相、氣相組分，原油組分如表2所示。使用配樣器，在儲層溫度（82.6 ℃）、高于飽和壓力條件下，使用現場脫氣原油和溶解氣（N₂為10.39 mol%、CO₂為1.52 mol%、CH₄為56.35 mol%、C₂H₆為14.98 mol%、C₃H₈為10.96 mol%、C₄H₁₀為5.89 mol%），根據氣油比復配得到實驗用模擬含溶解氣原油。經檢驗，復配得到的模擬油的氣油比為23.8 m³/m³，與原始油藏流體性質相同，滿足實驗要求。使用界面張力外延法測試了CO₂—原油的最小混相壓力為42.50 MPa。

表2    油藏原油組分表

1.2 　CO₂、N₂與原油流體相行為實驗

基于PVT實驗分別研究CO₂、N₂與原油之間的相互作用。實驗使用法國ST公司生產的高溫、高壓活塞式PVT實驗裝置。實驗步驟為：①將PVT筒的活塞推至頂端，保證PVT筒內體積為零；②將實驗系統的溫度提升到儲層溫度82.6 ℃，設置PVT筒內壓力為4.27 MPa，將復配活油緩慢注入PVT筒；③向PVT筒內分階段注入CO₂，記錄CO₂充注過程中原油體積和系統壓力的變化，并測量單相混合油樣的黏度變化；④重復步驟①～③測量N₂與原油的流體相行為。

1.3　流體注入能力實驗

頁巖儲層中流體注入能力是評估燜井吞吐提高采收率可行性的關鍵。通過室內流體注入能力物理模擬實驗系統，開展了水、N₂、CO₂注入能力實驗，計算注入指數，分析不同流體的注入能力。

實驗步驟為：①巖心洗油后在102 ℃條件下烘干48 h；②巖心放入巖心夾持器內抽真空，向巖心內注入煤油，將孔隙壓力提升至原油飽和壓力（4.27 MPa）；③轉注實驗用模擬活油，累計注入5 PV活油，確保巖心孔隙充分飽和活油；④通過調整回壓，將實驗壓力提升至25 MPa；⑤以恒定流速0.05 mL/min注入CO₂，監測注入過程中上游壓力的變化，基于注入指數公式[式（1）]，計算其注入能力；⑥調整實驗壓力（37.13 MPa、45.00 MPa），開展不同儲層壓力下的注入能力實驗；⑦重復步驟①～⑥，將注入介質換成水、N₂，測試水、N₂的注入能力。

1.4　燜井吞吐實驗

使用室內高溫—高壓燜井吞吐系統，模擬了CO₂、N₂吞吐提采的過程（圖1）。實驗設備主要包括美國ISCO高精度壓泵（壓力精度為0.05 MPa、流速精度為0.001 mL/min)、高溫高壓巖心夾持器（壓力上限為60 MPa）、高精度壓力監測系統（壓力精度為 0.001 MPa）。

圖1    CO₂、N₂吞吐實驗流程示意圖

具體的實驗步驟：①按照流體注入能力實驗的前3步給巖心飽和含溶解氣原油；②關閉巖心夾持器出口，將注入壓力設置為目標儲層壓力37.13 MPa，靜置24 h使得巖心內部整體壓力穩定在37.13 MPa；③模擬衰竭開發實驗，將壓力衰竭至15 MPa，記錄產油量和產氣量；④從注入口注入CO₂，將壓力提升至37.13 MPa；⑤重復步驟③、④進行多輪次吞吐實驗，在最后一輪吞吐無油產出后結束實驗；⑥重復步驟①～⑤，將注入介質換為N₂，開展N₂燜井吞吐提采實驗研究，將步驟④中的燜井壓力調整為43 MPa（高于MMP），進一步研究混相壓力對注CO₂燜井吞吐提采效果的影響。

2 　結果分析與討論

2.1　不同流體介質的注入能力

流體介質（氣體、液體）在頁巖儲層中的注入能力是制訂吞吐開發方案的基礎和前提。因此，研究了水、CO₂和N₂在吉木薩爾儲層巖心內的注入能力。

實驗壓力為25 MPa時，水最大注入壓差達到30.34 MPa，注入指數僅為0.004 8。在儲層壓力為37.13 MPa時，CO₂的注入指數為0.037 6，N₂的注入指數為 0.031 7（圖2-a）。CO₂和N₂的注入能力分別為水的7.77和6.57倍，說明氣體是吉木薩爾頁巖儲層燜井吞吐的優選注入介質。

圖2    CO₂、N₂與原油流體相行為和注入能力圖

隨著實驗壓力的增加，N₂的注入能力呈現先增加后平緩的趨勢。與N₂不同的是，CO₂注入能力呈指數增長趨勢（圖2-a）。相同實驗壓力下，CO₂的注入指數高于N₂，特別是當實驗壓力為45 MPa時，CO₂的注入能力是N₂的1.55倍。

隨著壓力的增加，N₂在原油中溶解量增加，原油黏度減小，這提高了N₂的注入能力（圖2-b）。然而，當壓力高于37.05 MPa時，原油黏度幾乎保持不變，此時N₂注入能力進入一個穩定的階段。N₂在原油中的溶解，對原油黏度的改善是N₂注入能力的關鍵因素。

相同壓力下，CO₂溶解量和原油黏度的降低程度明顯高于N₂，這也是CO₂注入能力優于N₂的原因。當壓力高于MMP時，CO₂的注入能力大幅度提升，這是由于CO₂—原油前緣形成混相，此時界面張力為零，消除了CO₂注入的毛細管力。因此，除CO₂溶解對原油物性的改善，CO₂—原油之間的組分傳質也是影響CO₂注入能力的重要機制。

2.2　不同氣體介質（N₂、CO₂）對吞吐采收率的影響

根據流體注入能力研究結果，N₂、CO₂比水更適合作為吞吐提采介質。鑒此，在儲層條件下，對N₂和CO₂吞吐提高采收率的效果做了進一步研究。實驗結果顯示，在儲層壓力下，CO₂呈現出了4輪有效的吞吐，N₂僅能進行3輪吞吐。此外，每輪CO₂吞吐的采收率均高于N₂吞吐。N₂吞吐的總采收率為11.69%，而CO₂吞吐的總采收率為18.53%，比N₂吞吐高了6.84%（圖3）。

圖3    CO₂、N₂吞吐采收率對比圖

原油膨脹實驗表明，在實驗壓力37.13 MPa條件下，注入CO₂原油的體積膨脹系數是注N₂的1.59倍。同時注CO₂的原油黏度比注N₂的原油黏度減小了31.31%。與前人的研究結論對比^[20,29]，進一步證實了增加原油膨脹勢能和減小原油黏度是頁巖油藏吞吐提高采收率的重要機制。值得注意的是，注CO₂吞吐額外地增加了吞吐輪次，并且有效提高單輪次原油的采收率。先前的研究已經證明CO₂與原油相互作用，能夠有效地萃取原油中的輕質和中質組分^[22-23]。因此，CO₂與原油之間的組分傳質也是CO₂吞吐提高采收率的關鍵因素。

2.3　組分傳質對CO₂吞吐采收率的影響

實驗壓力高于MMP時，CO₂—油組分傳質效果最為顯著^[35]，因此，將CO₂吞吐的實驗壓力提升至43.00 MPa（高于MMP），以進一步研究CO₂—原油相互作用對CO₂吞吐采收率的影響。

燜井壓力從油藏壓力（37.13 MPa）增加到混相壓力（43.00 MPa），CO₂的吞吐輪次從4輪增加到5輪，CO₂吞吐采收率從18.53%增長到21.78%（圖4），與陳江等^[31]和唐維宇等^[36]開展的物理實驗、數值模擬得到的結論相同，即提高燜井壓力能有效地提高CO₂吞吐采收率?？紤]到吉木薩爾頁巖油—CO₂的最小混相壓力特性，研究涵蓋了更廣的CO₂吞吐實驗壓力，實驗結果表明MMP是燜井壓力的閾值。

圖4    不同壓力條件下CO₂吞吐采收率圖

初始原油中的CO₂含量為0.28 mol%，在43 MPa的壓力下，CO₂能夠充分溶解于原油中。在CO₂的第1輪吞吐過程中，產出油的組分與初始脫氣原油的組分非常接近（圖5-a）。這一結果表明，CO₂吞吐的前期階段，CO₂主要溶解在原油中，幾乎不存在CO₂—原油之間的組分傳質。隨著吞吐輪次的增加，產出油中的輕質組分（C₅～C₁₉）含量逐漸增加，而中質（C₂₀～C₂₉）和重質組分（C₃₀～C₃₆₊）的含量逐漸減少。特別值得注意的是，在第5輪吞吐中，與初始原油組分相比，輕質組分的含量增加了1.56倍，而重質組分的含量減少了91.64%（圖5-a）。Wei等^[37]的研究結果支持了這一現象，同時李艷明等^[38]對礦場生產井產出油特征的分析也印證了實驗的結論。

圖5    不同輪次、壓力下CO₂吞吐產出原油組分圖

分析認為，隨著吞吐輪次的增加，CO₂在原油中的含量逐漸接近飽和。與此同時，隨著原油的產出，巖心中CO₂所占空間增加，從而提高了CO₂與原油之間的接觸面積，促進了組分傳質。實驗壓力高于MMP時，CO₂—原油形成混相，油氣組分傳質最劇烈^[35]，因此有效地提升了注CO₂吞吐的輪次后期原油的采收率。

當壓力從37.13 MPa提高到43.00 MPa時，原油的體積膨脹系數增加了1.14倍，使孔隙內原油膨脹勢能增加；原油的黏度減小了1.54%，流動性增強。此外，不同實驗壓力下，第1輪吞吐與衰竭開發所產出的原油組分相近。這一結果明確了CO₂吞吐在前期階段的增產機制，主要依賴于原油的膨脹效應和CO₂的降黏作用。

通過對比不同燜井壓力下第3輪和最后1輪產出原油的組分變化，觀察到增加燜井壓力明顯提高了輕質組分的產出，中質和重質組分的產出減少。特別是在最后一輪吞吐中，混相壓力下（43.00 MPa）產出原油中輕質組分含量比非混相壓力下（37.13 MPa）提高了1.56倍，重質組分含量減小8.72%（圖5-b）。這進一步證實了CO₂吞吐后期，CO₂—原油之間的組分傳質逐漸成為提高采收率的主要機制。

根據實驗結果，頁巖油藏CO₂吞吐前期、后期具有不同的增油機理。吞吐前期，主要通過CO₂的溶解作用來提高原油的膨脹勢能，減小原油黏度，CO₂—原油組分傳質起輔助作用。吞吐后期，CO₂提采機理發生轉換，以CO₂置換、萃取原油的烴類組分為主要機制（圖6）。當燜井壓力高于MMP時，不僅能提高原油的膨脹勢能，還能最大程度地發揮CO₂—原油之間的相互作用。因此，MMP是頁巖油藏中CO₂吞吐采收率的壓力臨界值。

圖6    CO₂吞吐提采機理圖

2.4  CO₂吞吐過程中的埋存效率

在CO₂吞吐過程中，CO₂會以不同形式進行埋存。大部分的CO₂以游離態的形式被埋存在產出原油的孔隙內^[39]；同時CO₂會溶解在孔隙內的流體中，形成溶解埋存^[40]；另外，有機質、礦物界面的吸附作用，會讓CO₂形成吸附埋存^[41]。

在實驗尺度下，進行了CO₂吞吐過程中CO₂埋存效率的研究，并使用埋存率公式對吞吐開發過程中CO₂的埋存潛力進行了深入分析：

圖7    CO₂吞吐各階段埋存率和累計埋存量情況圖

將CO₂吞吐過程中的CO₂注入量、CO₂和原油產出量、CO₂吸附量、溶解量轉換為實驗壓力（43.00 MPa）條件下的體積，并進行了比較?？梢杂^察到在CO₂的前3輪吞吐過程中，CO₂的注入體積明顯高于CO₂和原油的產出總量。然而，隨著吞吐輪次的增加，CO₂的注入量與CO₂和原油的產出總量逐漸趨于相等（圖8）。

圖8    實驗壓力下CO₂吞吐各階段CO₂注入量、CO₂和原油產出量、CO₂吸附量、CO₂溶解總量對比圖

實驗中產出原油的孔隙體積認為被游離態的CO₂占據，形成了孔隙內的構造埋存。研究表明，CO₂吞吐中CO₂的埋存主要以游離態為主，其占比為77.53%，其次是溶解態占比為21.69%，吸附態埋存的CO₂占比僅為0.77%。同時，CO₂吞吐過程中，巖心內CO₂在不同埋存形式的比例處于動態變化的過程，在第1輪吞吐中，游離態CO₂、溶解態CO₂、吸附態CO₂的埋存比例分別為75.43%、24.28%、0.29%。隨著吞吐輪次的增加，埋存的游離態和吸附態CO₂比例逐漸增加，溶解態CO₂比例減小。在第5輪吞吐時，CO₂在各埋存形式下的比例變為95.82%、0.08%和4.00%（圖8）。崔國棟等^[32]在研究CO₂驅埋存協同的過程中得到相同的結論。

CO₂吞吐過程中，孔隙內的原油產出，同時注入的CO₂以游離態形式填充了產出原油的空間，形成了構造和束縛埋存。在CO₂吞吐的早期階段，由于初始原油中CO₂的含量僅為0.28 mol%，注入的CO₂能夠充分溶解于原油中，因此溶解埋存的CO₂占比達到了24.28%。而在CO₂吞吐的后期階段，隨著原油中CO₂含量逐漸接近飽和，導致溶解埋存量逐漸減少趨向于零。與此同時，CO₂通過與剩余油中組分傳質的方式，實現了對原油烴類組分的萃取，CO₂與礦物界面烴類組分的競爭吸附，提高了CO₂吸附埋存的比例。

3 　結論

為了進一步提升準噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油衰竭開發后的采收率，進行了一系列綜合實驗室研究，包括流體注入能力、CO₂吞吐的生產動態和CO₂的埋存效率評價?；谘芯拷Y果，可以得出以下主要結論：

1）針對吉木薩爾凹陷頁巖油儲層，N₂、CO₂的注入能力分別為水的6.57倍和7.77倍。相比N₂，CO₂具有更強的溶解能力和降低原油黏度的特性，使得其注入能力優于N₂。同時，CO₂—原油之間的組分傳質，進一步增強了CO₂的注入能力。壓力高于MMP時，CO₂的注入能力是N₂的1.55倍。

2）與N₂相比，注入CO₂的原油具有更強的膨脹勢能和更低的黏度；此外，CO₂與原油之間的組分傳質協同作用增加了CO₂吞吐的輪次和采收率。CO₂吞吐的采收率相比于N₂提高了6.84%。

3）CO₂吞吐初期，CO₂溶解于原油中增強原油的膨脹勢能、降低黏度是主要的提采機制。隨著吞吐輪次的增加，這一機制逐漸轉變為CO₂—原油之間的相互作用。壓力從儲層37.13 MPa增加到43.00 MPa時，總體采收率提高3.24%，MMP是CO₂吞吐的閾值壓力。

4）CO₂初次吞吐的埋存率最高為77.77%；隨著吞吐輪次的增加，CO₂的埋存率逐漸降至7.14%。CO₂與原油組分之間的傳質變化導致了不同形式CO₂埋存比例的動態變化，但總體而言，CO₂的埋存主要以游離態（77.53%）和溶解態（21.69%）為主，吸附態（0.77%）僅占極少部分。