左名圣^1,2　陈 浩^1,2　赵杰文³　刘希良^1,2　孟 展⁴　

柏明星⁵   杨 江⁵　武 艺¹　刘海鹏¹　齐新雨¹　程威铭¹

1.中国石油大学（北京）安全与海洋工程学院

2.油气资源与工程全国重点实验室•中国石油大学（北京）

3.中国石油集团测井公司新疆分公司

4.西南石油大学石油与天然气工程学院

5.东北石油大学石油工程学院

0　引言

随着全世界油气资源的不断勘探和开发，常规油气资源的剩余储量日益减少。页岩油开发的成功实践已经改变了全球能源格局^[1-2]，在缓解能源短缺方面发挥了重要作用。新疆准噶尔盆地吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组页岩油藏的储量预计超过10×10⁸ t，具有广阔的开发前景^[1-2]。但是，吉木萨尔凹陷页岩油藏储层致密，孔隙普遍为纳米尺度，连通性低，非达西行为显著提高了孔隙内流体的动用难度^[3-4]。尽管实施了水平井压裂等开发技术，但初次开发的采收率仍然很低（约为原始储量的5%～10%）^[5]。鉴于此，进一步应用二次采油技术提高开发效率变得至关重要^[6]，成为行业学者和油田生产人员关注的焦点^[7-9]。

页岩油藏的物理性质普遍极差，且在注水过程中，黏土矿物膨胀会导致储层受损^[10-11]，水驱技术在页岩油藏中的应用受到很大限制^[12-13]。前人所做的相关实验和模拟研究表明，注气是一种极具前景的方法，可用于提高页岩油藏初级采油后的采收率(EOR)^[14-16]。注入的气相种类有碳氢化合物气体、CO₂、N₂或气体混合物。Sheng等^[17]的研究表明，注N₂累计采收率比注水累计采收率提高了10%。进一步研究发现，相比于注N₂、烃气，注CO₂提高采收率的效果更为显著^[18-19]。基于对CO₂—原油流体相行为的广泛研究，国内外学者提出了CO₂-EOR的提采机理：CO₂在原油中具有较高的溶解量，显著地增加了原油的膨胀势能^[20]，降低了原油的黏度^[21]，进而提高了原油在基质中的流动性。此外，在CO₂与原油接触过程中，CO₂能萃取和抽提原油中的烃类组分^[22-23]。随着储层压力的增大，CO₂与原油之间的传质作用增强，当压力超过最小混相压力（MMP）时，CO₂与原油达到混相状态^[24-25]，使得原油与CO₂界面张力消失，有效地减小了毛细管阻力，大幅度提高了CO₂驱油的提采效果^[26-27]。

CO₂在油藏中的埋存方式包括地质构造和空间束缚封存、储层流体的溶解封存、CO₂水岩反应的矿化封存和矿物表面的吸附封存等4种形式^[28-29]。在CO₂-EOR的过程中，CO₂主要以游离态通过构造埋存方式封存于储层空间中，其次分别是溶解态、矿化态和吸附态^[30-31]。此外，在油藏开发的不同阶段，各种CO₂埋存方式的占比也呈现出动态变化^[32]。页岩注CO₂在提高采收率的同时，还提供了一种科学有效的CO₂埋存方法，有助于减少温室气体的排放。

页岩油藏注CO₂吞吐提高采收率仍处于实验室研究和现场测试的初级阶段^[33]。明确页岩油藏注CO₂提高采收率的机理，对于探索页岩油的开发技术具有重要意义^[34]。针对吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组页岩油藏，开展了一系列CO₂吞吐实验，结合PVT和原油组分分析实验，阐明了CO₂吞吐的提采机理，并研究了CO₂吞吐的埋存效率、埋存形式与其生产动态之间的耦合关系。

1 　实验方法

1.1 　实验样品

使用的岩心样品取自新疆油田吉木萨尔凹陷芦草沟组上甜点区，岩心属于云屑砂岩石，矿物组成：石英10.26%，斜长石71.89%，方解石4.14%，铁白云石13.72%，黏土矿物0。将岩样切割成Ø25 mm×50 mm的圆柱形样品，使用有机溶剂清洗岩心，在102 ℃恒温箱中烘干48 h。利用孔隙度仪和脉冲衰减渗透率仪分别测量岩心的孔隙度和渗透率。选用物理性质非常接近的岩心进行实验（表1）。其中，1号岩心用于测量不同流体注入能力，2、3号岩心串联用于吞吐实验。每次实验结束后使用有机溶剂清洗岩心，使岩心物性恢复为初始状态。

表1    岩心的岩石物理性质表

原油取自油田现场，储层条件下（温度82.6 ℃，压力37.13 MPa），原油黏度为11.76 mPa·s，密度为0.889 g/cm³，原油饱和压力为4.27 MPa，气油比为24 m³/m³。在地面条件下闪蒸分离原油，使用色谱仪测量油相、气相组分，原油组分如表2所示。使用配样器，在储层温度（82.6 ℃）、高于饱和压力条件下，使用现场脱气原油和溶解气（N₂为10.39 mol%、CO₂为1.52 mol%、CH₄为56.35 mol%、C₂H₆为14.98 mol%、C₃H₈为10.96 mol%、C₄H₁₀为5.89 mol%），根据气油比复配得到实验用模拟含溶解气原油。经检验，复配得到的模拟油的气油比为23.8 m³/m³，与原始油藏流体性质相同，满足实验要求。使用界面张力外延法测试了CO₂—原油的最小混相压力为42.50 MPa。

表2    油藏原油组分表

1.2 　CO₂、N₂与原油流体相行为实验

基于PVT实验分别研究CO₂、N₂与原油之间的相互作用。实验使用法国ST公司生产的高温、高压活塞式PVT实验装置。实验步骤为：①将PVT筒的活塞推至顶端，保证PVT筒内体积为零；②将实验系统的温度提升到储层温度82.6 ℃，设置PVT筒内压力为4.27 MPa，将复配活油缓慢注入PVT筒；③向PVT筒内分阶段注入CO₂，记录CO₂充注过程中原油体积和系统压力的变化，并测量单相混合油样的黏度变化；④重复步骤①～③测量N₂与原油的流体相行为。

1.3　流体注入能力实验

页岩储层中流体注入能力是评估焖井吞吐提高采收率可行性的关键。通过室内流体注入能力物理模拟实验系统，开展了水、N₂、CO₂注入能力实验，计算注入指数，分析不同流体的注入能力。

实验步骤为：①岩心洗油后在102 ℃条件下烘干48 h；②岩心放入岩心夹持器内抽真空，向岩心内注入煤油，将孔隙压力提升至原油饱和压力（4.27 MPa）；③转注实验用模拟活油，累计注入5 PV活油，确保岩心孔隙充分饱和活油；④通过调整回压，将实验压力提升至25 MPa；⑤以恒定流速0.05 mL/min注入CO₂，监测注入过程中上游压力的变化，基于注入指数公式[式（1）]，计算其注入能力；⑥调整实验压力（37.13 MPa、45.00 MPa），开展不同储层压力下的注入能力实验；⑦重复步骤①～⑥，将注入介质换成水、N₂，测试水、N₂的注入能力。

1.4　焖井吞吐实验

使用室内高温—高压焖井吞吐系统，模拟了CO₂、N₂吞吐提采的过程（图1）。实验设备主要包括美国ISCO高精度压泵（压力精度为0.05 MPa、流速精度为0.001 mL/min)、高温高压岩心夹持器（压力上限为60 MPa）、高精度压力监测系统（压力精度为 0.001 MPa）。

图1    CO₂、N₂吞吐实验流程示意图

具体的实验步骤：①按照流体注入能力实验的前3步给岩心饱和含溶解气原油；②关闭岩心夹持器出口，将注入压力设置为目标储层压力37.13 MPa，静置24 h使得岩心内部整体压力稳定在37.13 MPa；③模拟衰竭开发实验，将压力衰竭至15 MPa，记录产油量和产气量；④从注入口注入CO₂，将压力提升至37.13 MPa；⑤重复步骤③、④进行多轮次吞吐实验，在最后一轮吞吐无油产出后结束实验；⑥重复步骤①～⑤，将注入介质换为N₂，开展N₂焖井吞吐提采实验研究，将步骤④中的焖井压力调整为43 MPa（高于MMP），进一步研究混相压力对注CO₂焖井吞吐提采效果的影响。

2 　结果分析与讨论

2.1　不同流体介质的注入能力

流体介质（气体、液体）在页岩储层中的注入能力是制订吞吐开发方案的基础和前提。因此，研究了水、CO₂和N₂在吉木萨尔储层岩心内的注入能力。

实验压力为25 MPa时，水最大注入压差达到30.34 MPa，注入指数仅为0.004 8。在储层压力为37.13 MPa时，CO₂的注入指数为0.037 6，N₂的注入指数为 0.031 7（图2-a）。CO₂和N₂的注入能力分别为水的7.77和6.57倍，说明气体是吉木萨尔页岩储层焖井吞吐的优选注入介质。

图2    CO₂、N₂与原油流体相行为和注入能力图

随着实验压力的增加，N₂的注入能力呈现先增加后平缓的趋势。与N₂不同的是，CO₂注入能力呈指数增长趋势（图2-a）。相同实验压力下，CO₂的注入指数高于N₂，特别是当实验压力为45 MPa时，CO₂的注入能力是N₂的1.55倍。

随着压力的增加，N₂在原油中溶解量增加，原油黏度减小，这提高了N₂的注入能力（图2-b）。然而，当压力高于37.05 MPa时，原油黏度几乎保持不变，此时N₂注入能力进入一个稳定的阶段。N₂在原油中的溶解，对原油黏度的改善是N₂注入能力的关键因素。

相同压力下，CO₂溶解量和原油黏度的降低程度明显高于N₂，这也是CO₂注入能力优于N₂的原因。当压力高于MMP时，CO₂的注入能力大幅度提升，这是由于CO₂—原油前缘形成混相，此时界面张力为零，消除了CO₂注入的毛细管力。因此，除CO₂溶解对原油物性的改善，CO₂—原油之间的组分传质也是影响CO₂注入能力的重要机制。

2.2　不同气体介质（N₂、CO₂）对吞吐采收率的影响

根据流体注入能力研究结果，N₂、CO₂比水更适合作为吞吐提采介质。鉴此，在储层条件下，对N₂和CO₂吞吐提高采收率的效果做了进一步研究。实验结果显示，在储层压力下，CO₂呈现出了4轮有效的吞吐，N₂仅能进行3轮吞吐。此外，每轮CO₂吞吐的采收率均高于N₂吞吐。N₂吞吐的总采收率为11.69%，而CO₂吞吐的总采收率为18.53%，比N₂吞吐高了6.84%（图3）。

图3    CO₂、N₂吞吐采收率对比图

原油膨胀实验表明，在实验压力37.13 MPa条件下，注入CO₂原油的体积膨胀系数是注N₂的1.59倍。同时注CO₂的原油黏度比注N₂的原油黏度减小了31.31%。与前人的研究结论对比^[20,29]，进一步证实了增加原油膨胀势能和减小原油黏度是页岩油藏吞吐提高采收率的重要机制。值得注意的是，注CO₂吞吐额外地增加了吞吐轮次，并且有效提高单轮次原油的采收率。先前的研究已经证明CO₂与原油相互作用，能够有效地萃取原油中的轻质和中质组分^[22-23]。因此，CO₂与原油之间的组分传质也是CO₂吞吐提高采收率的关键因素。

2.3　组分传质对CO₂吞吐采收率的影响

实验压力高于MMP时，CO₂—油组分传质效果最为显著^[35]，因此，将CO₂吞吐的实验压力提升至43.00 MPa（高于MMP），以进一步研究CO₂—原油相互作用对CO₂吞吐采收率的影响。

焖井压力从油藏压力（37.13 MPa）增加到混相压力（43.00 MPa），CO₂的吞吐轮次从4轮增加到5轮，CO₂吞吐采收率从18.53%增长到21.78%（图4），与陈江等^[31]和唐维宇等^[36]开展的物理实验、数值模拟得到的结论相同，即提高焖井压力能有效地提高CO₂吞吐采收率。考虑到吉木萨尔页岩油—CO₂的最小混相压力特性，研究涵盖了更广的CO₂吞吐实验压力，实验结果表明MMP是焖井压力的阈值。

图4    不同压力条件下CO₂吞吐采收率图

初始原油中的CO₂含量为0.28 mol%，在43 MPa的压力下，CO₂能够充分溶解于原油中。在CO₂的第1轮吞吐过程中，产出油的组分与初始脱气原油的组分非常接近（图5-a）。这一结果表明，CO₂吞吐的前期阶段，CO₂主要溶解在原油中，几乎不存在CO₂—原油之间的组分传质。随着吞吐轮次的增加，产出油中的轻质组分（C₅～C₁₉）含量逐渐增加，而中质（C₂₀～C₂₉）和重质组分（C₃₀～C₃₆₊）的含量逐渐减少。特别值得注意的是，在第5轮吞吐中，与初始原油组分相比，轻质组分的含量增加了1.56倍，而重质组分的含量减少了91.64%（图5-a）。Wei等^[37]的研究结果支持了这一现象，同时李艳明等^[38]对矿场生产井产出油特征的分析也印证了实验的结论。

图5    不同轮次、压力下CO₂吞吐产出原油组分图

分析认为，随着吞吐轮次的增加，CO₂在原油中的含量逐渐接近饱和。与此同时，随着原油的产出，岩心中CO₂所占空间增加，从而提高了CO₂与原油之间的接触面积，促进了组分传质。实验压力高于MMP时，CO₂—原油形成混相，油气组分传质最剧烈^[35]，因此有效地提升了注CO₂吞吐的轮次后期原油的采收率。

当压力从37.13 MPa提高到43.00 MPa时，原油的体积膨胀系数增加了1.14倍，使孔隙内原油膨胀势能增加；原油的黏度减小了1.54%，流动性增强。此外，不同实验压力下，第1轮吞吐与衰竭开发所产出的原油组分相近。这一结果明确了CO₂吞吐在前期阶段的增产机制，主要依赖于原油的膨胀效应和CO₂的降黏作用。

通过对比不同焖井压力下第3轮和最后1轮产出原油的组分变化，观察到增加焖井压力明显提高了轻质组分的产出，中质和重质组分的产出减少。特别是在最后一轮吞吐中，混相压力下（43.00 MPa）产出原油中轻质组分含量比非混相压力下（37.13 MPa）提高了1.56倍，重质组分含量减小8.72%（图5-b）。这进一步证实了CO₂吞吐后期，CO₂—原油之间的组分传质逐渐成为提高采收率的主要机制。

根据实验结果，页岩油藏CO₂吞吐前期、后期具有不同的增油机理。吞吐前期，主要通过CO₂的溶解作用来提高原油的膨胀势能，减小原油黏度，CO₂—原油组分传质起辅助作用。吞吐后期，CO₂提采机理发生转换，以CO₂置换、萃取原油的烃类组分为主要机制（图6）。当焖井压力高于MMP时，不仅能提高原油的膨胀势能，还能最大程度地发挥CO₂—原油之间的相互作用。因此，MMP是页岩油藏中CO₂吞吐采收率的压力临界值。

图6    CO₂吞吐提采机理图

2.4  CO₂吞吐过程中的埋存效率

在CO₂吞吐过程中，CO₂会以不同形式进行埋存。大部分的CO₂以游离态的形式被埋存在产出原油的孔隙内^[39]；同时CO₂会溶解在孔隙内的流体中，形成溶解埋存^[40]；另外，有机质、矿物界面的吸附作用，会让CO₂形成吸附埋存^[41]。

在实验尺度下，进行了CO₂吞吐过程中CO₂埋存效率的研究，并使用埋存率公式对吞吐开发过程中CO₂的埋存潜力进行了深入分析：

图7    CO₂吞吐各阶段埋存率和累计埋存量情况图

将CO₂吞吐过程中的CO₂注入量、CO₂和原油产出量、CO₂吸附量、溶解量转换为实验压力（43.00 MPa）条件下的体积，并进行了比较。可以观察到在CO₂的前3轮吞吐过程中，CO₂的注入体积明显高于CO₂和原油的产出总量。然而，随着吞吐轮次的增加，CO₂的注入量与CO₂和原油的产出总量逐渐趋于相等（图8）。

图8    实验压力下CO₂吞吐各阶段CO₂注入量、CO₂和原油产出量、CO₂吸附量、CO₂溶解总量对比图

实验中产出原油的孔隙体积认为被游离态的CO₂占据，形成了孔隙内的构造埋存。研究表明，CO₂吞吐中CO₂的埋存主要以游离态为主，其占比为77.53%，其次是溶解态占比为21.69%，吸附态埋存的CO₂占比仅为0.77%。同时，CO₂吞吐过程中，岩心内CO₂在不同埋存形式的比例处于动态变化的过程，在第1轮吞吐中，游离态CO₂、溶解态CO₂、吸附态CO₂的埋存比例分别为75.43%、24.28%、0.29%。随着吞吐轮次的增加，埋存的游离态和吸附态CO₂比例逐渐增加，溶解态CO₂比例减小。在第5轮吞吐时，CO₂在各埋存形式下的比例变为95.82%、0.08%和4.00%（图8）。崔国栋等^[32]在研究CO₂驱埋存协同的过程中得到相同的结论。

CO₂吞吐过程中，孔隙内的原油产出，同时注入的CO₂以游离态形式填充了产出原油的空间，形成了构造和束缚埋存。在CO₂吞吐的早期阶段，由于初始原油中CO₂的含量仅为0.28 mol%，注入的CO₂能够充分溶解于原油中，因此溶解埋存的CO₂占比达到了24.28%。而在CO₂吞吐的后期阶段，随着原油中CO₂含量逐渐接近饱和，导致溶解埋存量逐渐减少趋向于零。与此同时，CO₂通过与剩余油中组分传质的方式，实现了对原油烃类组分的萃取，CO₂与矿物界面烃类组分的竞争吸附，提高了CO₂吸附埋存的比例。

3 　结论

为了进一步提升准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油衰竭开发后的采收率，进行了一系列综合实验室研究，包括流体注入能力、CO₂吞吐的生产动态和CO₂的埋存效率评价。基于研究结果，可以得出以下主要结论：

1）针对吉木萨尔凹陷页岩油储层，N₂、CO₂的注入能力分别为水的6.57倍和7.77倍。相比N₂，CO₂具有更强的溶解能力和降低原油黏度的特性，使得其注入能力优于N₂。同时，CO₂—原油之间的组分传质，进一步增强了CO₂的注入能力。压力高于MMP时，CO₂的注入能力是N₂的1.55倍。

2）与N₂相比，注入CO₂的原油具有更强的膨胀势能和更低的黏度；此外，CO₂与原油之间的组分传质协同作用增加了CO₂吞吐的轮次和采收率。CO₂吞吐的采收率相比于N₂提高了6.84%。

3）CO₂吞吐初期，CO₂溶解于原油中增强原油的膨胀势能、降低黏度是主要的提采机制。随着吞吐轮次的增加，这一机制逐渐转变为CO₂—原油之间的相互作用。压力从储层37.13 MPa增加到43.00 MPa时，总体采收率提高3.24%，MMP是CO₂吞吐的阈值压力。

4）CO₂初次吞吐的埋存率最高为77.77%；随着吞吐轮次的增加，CO₂的埋存率逐渐降至7.14%。CO₂与原油组分之间的传质变化导致了不同形式CO₂埋存比例的动态变化，但总体而言，CO₂的埋存主要以游离态（77.53%）和溶解态（21.69%）为主，吸附态（0.77%）仅占极少部分。