吉木萨尔页岩油注入介质梯级提采实验评价.pdf

文章编号：10007393(2023)02024407DOI:10.13639/j.odpt.2023.02.017吉木萨尔页岩油注入介质梯级提采实验评价张佳亮1葛洪魁1张衍君2何吉祥31.中国石油大学(北京)；2.西安石油大学；3.中国石油新疆油田公司勘探开发研究院引用格式：张佳亮，葛洪魁，张衍君，何吉祥.吉木萨尔页岩油注入介质梯级提采实验评价J.石油钻采工艺，2023，45（2）：244-250,258.摘要：为了评价水、表活剂溶液和 CO2与储层的相互作用对页岩油采收率的影响，分析压差和渗吸作用对吉木萨尔页岩油的提采效果，并研究渗吸介质作用顺序对采收率的影响，对井底岩心饱和储层原油，开展离心实验，重水渗吸、表活剂溶液渗吸以及CO2吞吐实验，结合核磁共振技术表征岩心孔隙中的原油量，并计算采收率。实验结果表明，渗吸作用是页岩油产出的主要动力，重水渗吸驱油采收率在 30%34%之间，表活剂溶液渗吸采收率在 35%40%之间，CO2吞吐采收率在 37%50%之间，压差驱动对吉木萨尔页岩油的采出影响较弱，离心采收率在 3%以下；实验中的 3 种介质提采能力，由低到高为重水、表活剂溶液和 CO2；按照驱油采收率高低对提采介质分级(称为梯级)，介质与储层接触顺序显著影响着最终采收率，将最高梯级介质首先注入储层，使得最高提采梯级介质与储层首先接触，有利于提高页岩油井的最终采收率。在油田生产中，建议在新井压裂中，首先在压裂前置液使用最高提采梯级的介质，使得最高提采梯级的介质可以首先与储层接触，以保证最终采收率最高，而不是逐级提采；在老井中，应当使用比已入井流体更高梯级的提采介质，通过渗吸作用可以继续产出原油。关键词：页岩油；介质提采梯级；渗吸作用；采收率；CO2吞吐中图分类号：TE34文献标识码：AExperimental evaluation on EOR medium grading of shale in Jimusaer OilfieldZHANGJialiang1,GEHongkui1,ZHANGYanjun2,HEJixiang31.China University of Petroleum(Beijing),Beijing 102249,China;2.Xian Shiyou University,Xian 710065,Shaanxi,China;3.Exploration and Development Research Institute,PetroChina Xinjiang Oilfield Company,Karamay 834000,Xinjiang,ChinaCitation:ZHANGJialiang,GEHongkui,ZHANGYanjun,HEJixiang.ExperimentalevaluationonEORmediumgradingofshaleinJimusaerOilfieldJ.OilDrilling&ProductionTechnology,2023,45(2):244-250,258.Abstract:Toevaluatetheinfluenceoftheinteractionbetweenwater,surfactantsolutionandCO2andreservoironshaleoilrecoveryfactor,analyzetheEOReffectofpressuredifferenceandimbibitiononshaleoilinJimusaerOilfield,andstudytheinfluenceoftheactionsequenceofimbibitionmediaontherecoveryfactor,centrifugalexperimentwasperformedonthebottomholecoressaturatedwithreservoiroil,andthenheavywaterimbibition,surfactantsolutionimbibitionandCO2huff-n-puffexperimentswerecarriedout.Inaddition,theoilvolumeintheporesofthecoreswascharacterizedbymeansofNMRtechnology,andtherecoveryfactorwascalculated.Itisexperimentallyindicatedthatimbibitionisthemaindrivingforceofshaleoilproduction,andtherecovery基金项目:中国石油天然气集团有限公司-中国石油大学(北京)战略合作科技专项“准噶尔盆地玛湖中下组合和吉木萨尔陆相页岩油高效勘探开发理论及关键技术研究”(编号：ZLZX2020-01-08-02)。第一作者:张佳亮(1992-)，中国石油大学(北京)油气井工程专业在读博士研究生，现主要从事重复压裂提高采收率理论与方法的研究工作。通讯地址：(102249)北京市昌平区府学路 18 号。E-mail：通讯作者:葛洪魁(1963-)，1983 年毕业于华东石油学院钻井专业，现主要从事非常油气岩石力学、水力压裂、提高采收率的研究工作，教授，博士生导师，。通讯地址：(102249)北京市昌平区府学路 18 号。电话：[phone]。E-mail：第45卷第2期石油钻采工艺Vol.45No.22023年3月OILDRILLING&PRODUCTIONTECHNOLOGYMar.2023factor by heavy water imbibition,surfactant solution imbibition and CO2 huff-n-puff are 30%-34%,35%-40%,and 37%-50%,respectively.PressuredifferencedrivehaslessinfluenceonshaleoilproductioninJimusaer,andtherecoveryfactorbycentrifugalislessthan3%.BasedontheEORcapabilityintheexperiment,threekindsofmediaarerankedfromlowtohighasheavywater,surfactantsolutionandCO2.TheEORmediaaregradedbasedonoilrecoveryfactor(calledasgrading).Thecontactsequenceofmediumwithreservoirhasgreatinfluenceonultimaterecoveryfactor.Themediumofthehighestgradingshallbefirstlyinjectedintothereservoirtocontactitfirstly,whichisfavorableforimprovingtheultimaterecoveryfactorofshaleoilwell.Asfornewwellfracturinginoilfieldproduction,itissuggestedtofirstlyusethemediumofthehighestEORgradingbeforeprepadfluidinsteadofsuccessiveEOR,soastoensurethecontactofthemediumofthehighestEORgradingwiththereservoirfirstlyandmaximizetheultimaterecoveryfactor.Asforoldwells,itissuggestedtousetheEORmediumwhosegradingishigherthanthatofthefluidinthewell,soastocontinuetoproduceoilbyvirtueofimbibition.Key words:shaleoil;EORgradingofmedium;imbibition;recoveryefficiency;CO2huff-n-puff 0 引言新疆吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储量丰富，预测地质储量 15.8108t1，井控储量为 11.3108t2，是新疆油田增储上产的主战场之一。吉木萨尔页岩油产量递减快，含水率高、采收率低，预测单井采收率不足 6%3，如何提高吉木萨尔页岩油采收率意义重大。吉木萨尔凹陷主要探明了上下2 个页岩油甜点区，上甜点体平均孔隙度为 10.99%，渗透率为 0.012103m2，下甜点体平均孔隙度为11.62%，渗透率为 0.01103m2，2 个甜点区 90%以上的储层渗透率小于 0.1103m2，吉木萨尔页岩油储层，表现出低孔、特低渗的特点4，且原油具有密度大、黏度高，流动性差等特点。压差和毛细管力是页岩油产出的主要驱动力5-7。目前，将饱油岩心进行离心实验，是研究压差影响的有效手段8-10。通过计算离心前后的岩心质量之差，以及饱和液体的质量，确定压差驱出的液量和采收率、可动流体饱和度11，进一步通过不同离心力下采出量，确定最大可动液量，同时还可搭配压汞实验，确定可动流体孔喉下限12。渗吸驱油实验，是研究毛细管力作用下油水置换的有效方法13。在毛细管力的作用下，水先进入页岩大孔隙，进而逐渐进入小孔隙，将孔隙中的油置换出来，孔喉半径、接触角、油水界面张力等都影响着渗吸置换的效率，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，越来越多的被应用于页岩油开发14-15。前人的研究多集中在单驱动力和单一因素对采收率的影响，但在油田开发中，压差与毛细管力同时存在，同一口井可能分批注入不同的提采介质。目前，压差和毛细管力对页岩油产出作用的大小、注入介质及其次序对原油采收率的影响，尚不明确16-18。为研究注入介质与页岩油储层相互作用对采收率的影响，借助高速离心机、渗吸装置和核磁共振技术，选择 3 种典型的注入介质，用吉木萨尔页岩油饱和井下岩心，开展离心、重水渗吸、表活剂水溶液渗吸和液态 CO2吞吐实验，并通过核磁共振谱计算采收率，以期揭示页岩油产出的主要驱动力，明确注入介质种类和顺序对采收率的影响。1 实验原理核磁共振技术可以在不损伤岩心、且不破坏岩心内流体分布的情况下，准确测量岩心内的氢信号强度。目前，核磁共振技术已广泛应用于测量岩心中的含氢流体量19。页岩孔隙内油分子的核磁T2信号可表示为201T2=1T2S+1T2B+1T2D(1)式中，T2为横向弛豫时间，ms；T2S为表面弛豫时间，ms；T2B为体积弛豫时间，ms；T2D为扩散弛豫时间，ms。油分子的表面弛豫时间远小于体积弛豫时间。扩散弛豫时间受流体的扩散运动影响，满足表达式(2)，由于磁场梯度和回拨间隔都非常小(均匀磁场)，使得扩散弛豫和体积弛豫都可以忽略21-22。1T2D=D(GTE)212(2)式中，D 为扩散系数，m2/ms；为旋磁比，Hz/T；G 为磁场梯度，G/cm；TE为回拨间隔，ms。因此，横向弛豫时间约等于表面弛豫时间。假设孔隙形状因子和表面弛豫率为定值，则横向弛豫时间与孔径的关系可表达为张佳亮等：吉木萨尔页岩油注入介质梯级提采实验评价2451T21T2S=2SV=2FSr=Cr(3)2式中，为表面弛豫率，m/ms；S 为孔隙表面积，m2；V 为孔隙体积，m3；FS为孔隙形状因子，无量纲；C 为转换系数，m/ms；r 为孔隙半径，m。由式(3)可知，孔隙的横向弛豫时间与孔隙直径成正比，所以横向弛豫时间反映孔径的大小，而T2谱的面积反映氢信号流体的量，因此可以通过T2谱面积的变化计算采收率为R=S0SS0100%(4)式中，R 为提采措施后的采收率；S0、S 分别为提采措施前后的 T2谱面积(或累计信号强度)。提采措施前后的核磁 T2谱如图 1 所示。10310210110010110210310402004006008001 000提采措施前提采措施后提采措施前累计提采措施后累计弛豫时间/ms信号强度累计信号强度S0S05 00010 00015 00020 00025 000图1提采措施前后 T2谱Fig.1T2spectrumbeforeandafterEORmeasures 2 实验方法通过离心实验和渗吸实验分别研究压差驱动和毛管力驱动原油产出过程。同时，本实验中选择重水、表活剂溶液和 CO2这 3 种介质的渗吸实验，分别研究了提采介质种类和介质注入次序对采收率的影响。实验岩心为吉木萨尔芦草沟组储层 10 块页岩岩心，原油取自该井脱水原油，重水(氘代水，D2O)纯度为 99.9%，因为重水没有核磁信号，因此岩心的 T2信号完全为油信号。表活剂溶液采用0.5%质量分数的 TERGITOLCA-90表面活性剂，分子式为 C8H18O(C3H6O)x(C2H4O)y。页岩岩心石英平均含量为 32.91%；长石和方解石的平均含量为 31.23%；黏土含量较低，平均黏土含量为 15.8%；白云石含量较高，平均含量 18.125%；其他矿物包括少量的黄铁矿和方沸石，占比 2%左右。孔隙度平均为 4.42%。岩心取自同一井段，差异不大。具体实验步骤分 5 步。(1)将标准岩心洗油烘干，每隔 24h 测量岩心的质量和核磁信号，直至 2 次测量的核磁信号和质量变化量小于 1%时认为岩心已烘干，本实验中核磁测量使用的关键参数如表 1 所示，并保持不变。表1核磁共振 T2谱采样关键参数Table1KeyparametersofNMRT2spectrumsampling采样序列等待时间/ms回波时间/ms叠加次数 回波数CPMG30000.073216000(2)饱和原油。将烘干后的岩心放入中间容器中，并注满原油加压 20MPa 饱和，每隔 24h 测量岩心的核磁信号，直至 2 次测量的核磁信号变化量小于 1%时认为岩心已饱和。(3)将饱和后的岩心按照实验方案进行离心和渗吸实验，离心实验转速为 12000r/min、离心 2h，重水渗吸和表活剂溶液渗吸在常温常压下进行，CO2吞吐压力为 9MPa，每 1 次吞吐实验中，每隔 24h测量核磁信号直至 2 次测量的核磁信号变化量小于 1%时认为本次吞吐实验已平衡。(4)计算采收率。各介质分别与饱油岩心相互作用，按照驱油采收率高低对介质提采效果分级，称为梯级，采收率越高，称介质梯级越高。(5)确定介质提采强弱级后，再对比依次使用介质和直接使用更高级的介质的最终提采效果，进一步确定介质相互作用的影响，明确注入次序的影响。实验方案如表 2 所示(表示采取该措施，表示跳过该措施)，实验流程如图 2 所示。表2岩心样品基础参数与实验方案Table2Basicparametersandexperimentalschemeofcoresamples岩心编号长度/cm直径/cm质量/g离心重水渗吸表活剂渗吸CO2吞吐C25.022.5161.16 C35.022.5161.22 C45.002.5160.46 C55.002.5161.17 J44.972.5262.23 A85.032.5162.11 A65.012.5261.77 J34.972.5364.68 A35.042.5154.21 A75.012.5059.64 246石油钻采工艺2023 年3月（第45卷）第2期 3 实验结果 3.1 页岩油产出的主要驱动力分析为了明确页岩油产出的主要驱动力，对比进行了先离心后渗吸与直接渗吸驱油的采收率实验，4 块页岩岩心的 T2谱如图 3 所示，其中岩心 C2、C3 为先离心后渗吸，岩心 J4、A8 为直接重水渗吸，4 块岩心的采收率如图 4 所示。对比发现，致密的吉木萨尔页岩，离心采油效果较差，岩心 C2 和C3 在离心前后，核磁 T2谱曲线仅仅略微下降，离心采收率低于 3%，而重水渗吸后，核磁 T2谱明显下降，重水渗吸采收率超过了 30%。同时，当对饱和岩心直接渗吸驱油时，重水渗吸采收率较先离心后渗吸的岩心采收率没有明显区别，说明毛管力是页岩油产出的主要驱动力，而压差对页岩孔隙中原油流动的作用较弱。Step 1：烘干Step 2：加压20 MPa饱和Step 3：12 000 r/min离心Step 5：9 MPa CO2吞吐Step 4：重水/表活剂溶液渗吸图2实验流程Fig.2Experimentalprocess02004006008001 000C2饱和C2离心C2重水渗吸C2表活剂渗吸C2 CO2吞吐C2饱和累计C2离心累计C2重水渗吸累计C2表活剂渗吸累计C2 CO2吞吐累计弛豫时间/ms信号强度05 00010 00015 00020 00025 000累计信号强度02004006008001 000C3饱和C3离心C3重水渗吸C3表活剂渗吸C3 CO2吞吐C3饱和累计C3离心累计C3重水渗吸累计C3表活剂渗吸累计C3 CO2吞吐累计弛豫时间/ms(a)C2岩心(b)C3岩心弛豫时间/ms弛豫时间/ms(c)J4岩心(d)A8岩心信号强度05 00010 00015 00020 00025 000累计信号强度02004006008001 000J4饱和J4重水渗吸J4表活剂渗吸J4 CO2吞吐J4饱和累计J4重水渗吸累计J4表活剂渗吸累计J4 CO2吞吐累计信号强度02 5005 0007 50010 00012 500累计信号强度0100200300400500A8饱和A8重水渗吸A8表活剂渗吸A8 CO2吞吐A8饱和累计A8重水渗吸累计A8表活剂渗吸累计A8 CO2吞吐累计信号强度04 0008 00012 00016 000累计信号强度103102101100101102103104103102101100101102103104103102101100101102103104103102101100101102103104图3压差驱油与毛管力驱油核磁 T2谱Fig.3NMRT2spectrumofoildisplacementbypressuredifferenceandcapillaryforce张佳亮等：吉木萨尔页岩油注入介质梯级提采实验评价247 3.2 介质梯级对提采效果的影响分析3 种介质分别进行渗吸实验后的 T2谱如图3(c)、图 3(d)和图 5 所示，6 块岩心不同梯级介质采收率对比如图 6 所示。6 块岩心的 T2谱曲线显示：饱油岩心一次接触提采不同介质时，重水、表活剂溶液和 CO2的 采 收 率 分 别 约 为 30%34%、35%40%和 47%50%。所以在本次实验中，对3 种介质的提采梯级由低到高排序为：重水、表面活性剂溶液、CO2。根据 3 种不同提采梯级介质的渗吸驱油效果，可以得出结论：渗吸介质的提采梯级越高，渗吸采收率越高，对于新井，应首先使用最高级的提采介质注入储层，例如 CO2前置压裂工艺。弛豫时间/ms弛豫时间/ms弛豫时间/ms弛豫时间/ms(a)A6岩样(b)J3岩样(c)A3岩样(d)A7岩样0100200300400500600A6饱和A6表活剂渗吸A6 CO2吞吐A6饱和累计A6表活剂渗吸累计A6 CO2吞吐累计信号强度04 0008 00012 00016 000累计信号强度000200400600800J3饱和J3表活剂渗吸J3 CO2吞吐J3饱和累计J3表活剂渗吸累计J3 CO2吞吐累计信号强度03 0006 0009 00012 000累计信号强度2004006008001 000A3饱和A3 CO2吞吐A3饱和累计A3 CO2吞吐累计信号强度4 0008 00012 00016 000累计信号强度100200300400500600700A7饱和A7 CO2吞吐A7饱和累计A7 CO2吞吐累计信号强度03 0006 0009 00012 00015 00018 000累计信号强度103102101100101102103104103102101100101102103104103102101100101102103104103102101100101102103104图5不同梯级介质与原油接触次序下的驱油实验核磁T2谱Fig.5NMRT2Spectraofdisplacementexperimentsunderdifferentcontactsequencesbetweengradedmediaandcrudeoil 3.3 介质注入次序对提采效果的影响分析研究不同提采梯级介质的注入次序与最终采收率的关系，可以用于指导提采介质的选择。岩心C4、C5 先离心后逐级渗吸；J4、A8 依次重水渗吸、表活剂溶液渗吸、CO2吞吐；A6、J3 先进行表活剂溶液渗吸，再用 CO2吞吐；A3、A7 直接 CO2吞吐。通过图 7 采收率对比可看出，直接使用更高提采梯级介质进行渗吸实验，可以获得更高的页岩油采收率。表活剂溶液可在重水渗吸的基础上，继续提高采收率，提采 36 个百分点；CO2吞吐可在表活剂溶液渗吸的基础上继续提采 28 个百分点。首先使用C2C301020304050采收率/%岩心编号 离心 重水渗吸 表活剂溶液渗吸 CO2吞吐J4A8图4压差驱油和毛管力驱油采收率对比Fig.4OilrecoveryfactorcomparisonbetweenpressuredifferencedriveandcapillaryforcedriveJ4A80102030405060采收率/%重水渗吸J3A6岩心编号 表活剂溶液渗吸A3A7 CO2吞吐图6不同梯级介质提采的采收率对比Fig.6Recoveryfactorcomparisonwithmediumofdifferentgrading248石油钻采工艺2023 年3月（第45卷）第2期表活剂溶液渗吸再用 CO2吞吐的岩心 A6 和 J3，表活剂溶液采收率高于先用重水渗吸再用表活剂渗吸的岩心；直接使用 CO2吞吐的岩心 A3、A7，采收率高于先用重水或表活剂溶液渗吸的岩心。C4C50102030405060采收率/%离心 重水渗吸 表活剂溶液渗吸 CO2吞吐J4A8A6J3岩心编号A3A7图7不同注入介质梯级提采的采收率对比Fig.7Comparisonofrecoveryfactorofdifferentinjectionmediacascadeextraction如图 7 所示，最终采收率和介质与原油的接触次序有明显关系，更高级的提采介质先与原油接触，可有利于提高最终采收率；并且，对于已经与介质相互作用过的岩心，再次使用更高提采梯级的介质，仍能继续产出原油。对于已经注入过介质的老井挖潜工作，应该选择使用具有更高提采梯级的介质；对于新井，建议首先将最高级的提采介质作为前置液首先注入储层。致密且天然裂缝不发育的吉木萨尔储层，压差的驱油效果不佳，但微纳米孔隙结构中毛细管力很大，渗吸作用对页岩油的产出发挥着重要作用。2019 年吉木萨尔作业区开展多项注入提采介质的先导试验，主要包括了注入水、表面活性剂和 CO2。JHW017 和 JHW019 井采用注水吞吐开发，注入水在裂缝里呈现低效循环，储层二次吸液能力差，难以进入基质孔隙，提采效果不明显；JHW01022 井和J10004H 井注入表面活性剂溶液，投产后生产效果与邻井对比无明显优势；吉 37、吉 30 和 JHW020 井进行 CO2吞吐开发，截至 2020 年 7 月底合计增油1162.3t，提采效果明显。先导试验表明，压差与毛细管力都是原油驱动力，将提采介质注入裂缝和基质孔隙，增加了孔隙能量，有助于驱动原油；介质的提采效果存在明显差异，水和表活剂溶液的提采效果较差，CO2的提采效果较好。J10043_H 井 CO2前置压裂，是压裂提采一体化的典型井，实现 CO2与原油的初次接触，增产提采效果好，地层压力保持水平高、压裂液返排率低；JHW020 井注 CO2吞吐提采效果，明显优于 JHW017 井注水吞吐效果，也说明了注入介质的渗吸能力存在差异。4 结论(1)吉木萨尔页岩油压差驱替原油的效果较差，基于毛细管力的渗吸作用，是注入介质与孔隙原油交换的重要机理。(2)实验中 3 种介质提采梯级由低到高依次为：重水、表活剂溶液和 CO2，使用更高梯级的介质，可以进一步提高采收率，并且直接使用最高梯级的介质，可以获得最高的最终采收率。(3)在新井开发中，建议直接使用具有最高渗吸提采能力的介质，一次到位，比如压裂液前置注入CO2；在老井挖潜中，建议使用比已经注入流体具有更高提采梯级的介质，比如在注水开发井进行注表活剂溶液开发或者 CO2吞吐开发。参考文献：陈依伟,周玉辉,梁成钢,等.页岩油水平井产量变化定量表征模型J.西南石油大学学报(自然科学版),2021,43（5）：97-103.CHENYiwei,ZHOUYuhui,LIANGChenggang,etal.Quantitativecharacterizationmodelofshaleoilhorizont-al well production changeJ.Journal of SouthwestPetroleum University(Science&Technology Edition),2021,43（5）:97-103.1支东明,宋永,何文军,等.准噶尔盆地中下二叠统页岩油地质特征、资源潜力及勘探方向J.新疆石油地质,2019,40（4）：389-401.ZHIDongming,SONGYong,HEWenjun,etal.Geolo-gical characteristics,resource potential and explorationdirectionofshaleoilinMiddle-LowerPermian,JunggarBasinJ.XinjiangPetroleumGeology,2019,40（4）:389-401.2刘金,王剑,张宝真,等.准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组微纳米孔隙页岩油原位赋存特征J.石油实验地质,2022,44（2）：270-278.LIUJin,WANGJian,ZHANGBaozhen,etal.Insituoc-currenceofshaleoilinmicro-nanoporesinPermianLu-caogou Formation in Jimsar Sag,Junggar BasinJ.Petroleum 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