肖文聯(lián)，任吉田，王磊飛，陳 波，李 杰，楊玉斌，鄭玲麗

（1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川成都 610500；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司頁巖油產(chǎn)能建設(shè)項(xiàng)目組，甘肅慶陽 745000）

鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)西233 區(qū)長(zhǎng)7 段儲(chǔ)量豐富，是中國(guó)典型的頁巖油儲(chǔ)層之一。但由于儲(chǔ)層物性差、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，即使在體積壓裂或長(zhǎng)水平井技術(shù)的基礎(chǔ)上進(jìn)行衰竭式或者水驅(qū)開發(fā)也未能大幅度地提升原油的采收率［1-2］，因此有必要探究一種新的開發(fā)方式提高研究區(qū)頁巖油儲(chǔ)層的采收率。西233 區(qū)氣油比高達(dá)100～140 m3/m3，伴生氣資源較為豐富，這為地層能量的有效補(bǔ)充和儲(chǔ)層提高采收率新方式的探索提供了可能。

注氣已成為除熱采之外最重要的提高采收率方法。自20 世紀(jì)80 年代以來，中外學(xué)者開展了大量的注氣提高原油采收率方面的研究，并取得了顯著的效果［3-5］，其開發(fā)方式主要包括注氣吞吐和注氣驅(qū)替2 種類型［6-8］。注氣吞吐方面，趙明國(guó)等針對(duì)大慶油區(qū)芳48 斷塊特低滲透油藏進(jìn)行了CO2吞吐室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)CO2吞吐對(duì)于開采該油藏具有非常好的效果［9］。馬銓?shí)樀葘?duì)新疆吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油儲(chǔ)層完成了CO2吞吐室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，認(rèn)為CO2吞吐能有效地提高采收率，累積采收率提高16.5%～33.5%［10］。黃小亮等通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究，分析了CO2吞吐提高低滲透油藏、稠油油藏采收率的機(jī)理及其影響因素（周期注入量、悶井時(shí)間、壓力衰竭速度、注氣方式和注氣速度）［11-15］。此外，中外學(xué)者還評(píng)價(jià)了其他氣體（如注煙道氣、空氣和天然氣）在稠油、碳酸鹽巖等油藏中吞吐提高原油采收率的可行性［16-18］，并結(jié)合原油的高壓物性實(shí)驗(yàn)分析了氣體提高原油采收率的機(jī)理［19］，發(fā)現(xiàn)注氣能夠溶解降黏、補(bǔ)充能量、降低界面張力等，從而提高油藏采收率。注氣驅(qū)油方面，王維波等針對(duì)靖邊油田低滲透油藏開展了室內(nèi)注CO2驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)周期注入CO2時(shí)原油的采收率較連續(xù)注入CO2時(shí)提高了15.29%［20］。樊建明等對(duì)比了超低滲透巖樣注CO2驅(qū)替與注水驅(qū)替驅(qū)油效果，實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明注CO2驅(qū)油提高了48.97%的采收率［21］。王進(jìn)安等通過室內(nèi)物理實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)注水開發(fā)效果較差的低滲透儲(chǔ)層的注氣開發(fā)（注N2）效果反而越好［22］。

目前，中外學(xué)者主要在CO2和N2吞吐與驅(qū)替提高原油采收率方面完成了大量的研究工作，并取得了較為豐富的研究成果，相比于CO2和N2，伴生氣較為安全，不會(huì)腐蝕井筒，效果優(yōu)于N2，同時(shí)對(duì)于研究區(qū)塊油藏，伴生氣能夠降低成本。為此，筆者以鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)西233 區(qū)長(zhǎng)7 頁巖油儲(chǔ)層巖樣為研究對(duì)象，結(jié)合核磁共振技術(shù)開展了不同注入壓力下的注伴生氣多輪次吞吐和不同含油飽和度下注伴生氣驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，基于巖樣微觀特征研究成果，分析獲取了注伴生氣吞吐和注伴生氣驅(qū)替兩種實(shí)驗(yàn)下頁巖油儲(chǔ)層巖樣原油動(dòng)用和采收率變化特征，為注伴生氣提高原油采收率的合理開發(fā)方式及開發(fā)參數(shù)的優(yōu)選奠定了基礎(chǔ)。

1 實(shí)驗(yàn)器材與方法

1.1 實(shí)驗(yàn)器材

注伴生氣驅(qū)油實(shí)驗(yàn)裝置主要包括高壓氣源、巖心夾持器、圍壓泵和數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)等（圖1）。

圖1 注伴生氣驅(qū)油實(shí)驗(yàn)裝置Fig.1 Experiment process of associated gas-flooding

注伴生氣吞吐實(shí)驗(yàn)裝置主要包括巖心夾持器、核磁共振儀、高精度驅(qū)替泵、試管（0.02 L）和數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)等（圖2）。西233 區(qū)長(zhǎng)7 頁巖油地層壓力約為16 MPa，本實(shí)驗(yàn)設(shè)定的注伴生氣吞吐壓力19，16和13 MPa 分別代表高于、接近和低于地層壓力的3種狀態(tài)，實(shí)驗(yàn)過程中保持圍壓為25 MPa不變。

圖2 注伴生氣吞吐實(shí)驗(yàn)裝置Fig.2 Huff-puff experiment process of associated gas injection

實(shí)驗(yàn)巖樣取自鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)西233區(qū)S8 井和S6 井的長(zhǎng)7 段頁巖油儲(chǔ)層。經(jīng)洗油、烘干后，測(cè)量了巖樣的基本物性參數(shù)，其滲透率為0.100～0.250 mD，孔隙度約為8.00%（表1）。鑄體薄片和高壓壓汞實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，S8 井巖樣為巖屑砂巖，孔隙以粒間孔和溶蝕孔為主，孔隙半徑主要為20～150 μm，最大為200 μm（圖3a），連通性較差，喉道分選系數(shù)約為1.600，變異系數(shù)約為0.144，平均喉道半徑為0.253 μm；S6 井巖樣為巖屑砂巖，孔隙以粒間孔和溶蝕孔為主，孔隙半徑主要為50～120 μm，最大為180 μm（圖3b），連通性也較差，喉道分選系數(shù)、變異系數(shù)和歪度都相對(duì)較大，而平均喉道半徑相對(duì)較?。ū?）。

表1 實(shí)驗(yàn)巖樣基本物性、孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)和實(shí)驗(yàn)安排Table1 Basic physical properties and pore structure parameters of experimental rock samples and experimental arrangements

圖3 實(shí)驗(yàn)巖樣鑄體薄片照片F(xiàn)ig.3 Casting thin section of samples

實(shí)驗(yàn)用油為煤油和5#白油（礦物油）按照體積比為1∶9 配制模擬油（在室溫下黏度為1.1 mPa·s，密度為0.85 g/cm3）。

實(shí)驗(yàn)用水是礦化度為55 000 mg/L 的氯化錳溶液，可屏蔽水相核磁信號(hào)［23-24］，在核磁共振測(cè)試中獲取的T2譜信號(hào)僅是巖樣中油相的信號(hào)，對(duì)應(yīng)的T2譜曲線可用于分析油相在孔隙中的分布特征。

實(shí)驗(yàn)用氣為西233 區(qū)長(zhǎng)7 頁巖油井口所取的伴生氣，用色譜儀分析得到伴生氣組成結(jié)果（圖4）：以CH4為主，含有部分C2H6，C3H8，CO2，N2和O2，含有少量的C4H10和C5H12。此外，通過細(xì)管實(shí)驗(yàn)測(cè)得伴生氣與原油的最小混相壓力為36 MPa（大于地層壓力16 MPa），這說明在注伴生氣的驅(qū)替實(shí)驗(yàn)和吞吐實(shí)驗(yàn)中伴生氣與原油之間難以達(dá)到混相。

圖4 伴生氣組成結(jié)果Fig.4 Composition of associated gas

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 注伴生氣驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

為便于對(duì)比注伴生氣的驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，在S8井中選擇3塊物性相近的巖樣進(jìn)行不同壓力下注伴生氣的驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。主要步驟包括：①將選取巖樣抽真空至133 Pa，然后在20 MPa下用55 000 mg/L 的氯化錳溶液和模擬油完全飽和巖樣。②用模擬油驅(qū)替完全飽和水巖樣至束縛水狀態(tài)，并在地層溫度（60 ℃）下老化7 d 以上，獲取含束縛水巖樣；測(cè)定完全飽和油巖樣和含束縛水巖樣的核磁共振T2譜曲線（等待時(shí)間、回波間隔、回波個(gè)數(shù)和掃描次數(shù)分別設(shè)置為3 000 ms，0.5 ms，2 048 個(gè)和32 次）。③參照巖石中兩相流體相對(duì)滲透率測(cè)定方法［25］，在恒定驅(qū)替壓力1 MPa（巖樣出口端為大氣壓）下開展完全飽和油巖樣和含束縛水巖樣的注伴生氣驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，測(cè)定氣驅(qū)過程中累積產(chǎn)氣量、累積產(chǎn)油量，待含氣率達(dá)到99%時(shí)停止驅(qū)替，并測(cè)定氣驅(qū)后巖樣的核磁共振T2譜曲線。

1.2.2 注伴生氣吞吐實(shí)驗(yàn)

為便于對(duì)比吞吐實(shí)驗(yàn)中氣油兩相流動(dòng)特征及不同孔隙區(qū)間原油動(dòng)用特征，分別在S8 井和S6 井中選取物性相近（比如滲透率和孔隙度相近、潤(rùn)濕性均為油濕等）巖樣開展注伴生氣吞吐實(shí)驗(yàn)，主要步驟包括：①重復(fù)注伴生氣驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中的步驟①和②，獲取含束縛水巖樣，并測(cè)定含束縛水巖樣的核磁共振T2譜曲線。②保持圍壓25 MPa不變，在室溫條件下緩慢注入伴生氣直到“吞”入壓力達(dá)到19 MPa（模擬高于地層壓力下的超前注氣開發(fā)），保持壓力恒定12 h 之后緩慢打開出氣閥，測(cè)定產(chǎn)油量、巖樣質(zhì)量以及“吐”油后的巖樣核磁共振T2譜曲線，再次裝入巖樣后，重復(fù)上述步驟，直到巖樣質(zhì)量和核磁共振T2譜曲線不發(fā)生明顯變化時(shí)完成一次吞吐測(cè)試。③重復(fù)步驟②分別完成“吞”入壓力是16 MPa（模擬接近地層壓力下的超前注氣開發(fā)）和13 MPa（模擬生產(chǎn)一段時(shí)間后的注氣開發(fā)）下的吞吐測(cè)試，吞吐實(shí)驗(yàn)完成。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

2.1 注伴生氣驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

由完全飽和油巖樣和含束縛水巖樣的累積產(chǎn)氣量和累積產(chǎn)油量測(cè)試結(jié)果（圖5a）可以看出：累積產(chǎn)氣量隨時(shí)間增長(zhǎng)呈冪函數(shù)特征（R2為0.725 9～0.980 8），初期產(chǎn)氣量隨時(shí)間增長(zhǎng)較為緩慢，而后期產(chǎn)氣量隨時(shí)間增長(zhǎng)快速增加；相對(duì)于含束縛水巖樣，完全飽和油巖樣的累積產(chǎn)氣量更高。對(duì)完全飽和油巖樣或含束縛水巖樣，相比于S6 井的巖樣，S8井巖樣的累積產(chǎn)氣量更多。

圖5 注伴生氣驅(qū)油實(shí)驗(yàn)累積產(chǎn)氣量和累積產(chǎn)油量曲線Fig.5 Cumulative gas production curves and cumulative oil production curves during associated gas-flooding process

相對(duì)而言，累積產(chǎn)油量隨時(shí)間增長(zhǎng)呈對(duì)數(shù)函數(shù)特征（R2為0.986 2～0.997 7）；相對(duì)于含束縛水巖樣，完全飽和油巖樣的累積產(chǎn)油量也更高（圖5b）。對(duì)完全飽和油巖樣或含束縛水巖樣，相比于S6井的巖樣，S8井巖樣的累積產(chǎn)油量更多。

圖6 為S8 井和S6 井完全飽和油巖樣和含束縛水巖樣在注伴生氣驅(qū)油前后的核磁共振T2譜曲線。由于實(shí)驗(yàn)巖樣中水信號(hào)被屏蔽，T2譜信號(hào)幅度越高，表明巖樣中含油量越多；T2譜曲線靠右的信號(hào)幅度越高，表明巖樣中大孔隙中的含油量越多。

圖6 注伴生氣驅(qū)油前后T2譜曲線Fig.6 T2 spectra curves before and after associated gas-flooding process

在初始狀態(tài)下，完全飽和油巖樣和含束縛水巖樣的最大弛豫時(shí)間都接近500 ms；完全飽和油巖樣和含束縛水巖樣的T2譜曲線都呈現(xiàn)出雙峰的特征，且右峰（2～500 ms）的信號(hào)大于左峰（0.01～2 ms）的信號(hào)，這表明巖樣中的油在較大孔隙和較小孔隙中均有分布，且較大孔隙中的含油量更多；完全飽和油狀態(tài)和含束縛水狀態(tài)下，兩者的左峰相差較小，但是含束縛水巖樣右峰的信號(hào)幅度更低。在注伴生氣驅(qū)油之后，完全飽和油巖樣和含束縛水巖樣左右兩峰中原油信號(hào)量都降低了，左峰對(duì)應(yīng)的較小孔隙中原油信號(hào)量降低幅度較小（或不明顯），右峰對(duì)應(yīng)的較大孔隙中原油信號(hào)量降低幅度較大，這說明兩種狀態(tài)下注伴生氣驅(qū)油過程中均動(dòng)用了較大孔隙中的原油。

2.2 注伴生氣吞吐實(shí)驗(yàn)

注伴生氣不同吞吐壓力下實(shí)驗(yàn)結(jié)果（圖7）表明，在束縛水狀態(tài)下（第1輪吞吐前），原油在巖樣中的分布也是呈現(xiàn)出雙峰的特征，且右峰較大孔隙中的原油賦存較多。隨著吞吐周期（或者輪次）的增加，核磁共振T2譜曲線對(duì)應(yīng)的信號(hào)幅度總體上逐漸降低，且主要表現(xiàn)在右峰信號(hào)幅度的降低，左峰小孔隙中的信號(hào)幅度降低較小。

圖7 不同吞吐壓力下T2譜曲線Fig.7 T2 spectra curves at different huff-puff pressures

第1 輪吞吐后T2譜面積（T2譜曲線與橫坐標(biāo)所圍面積）降低幅度最大（從黃色實(shí)線降到藍(lán)色實(shí)線），說明第1 輪吞吐采出的油量最多；第2 輪吞吐后T2譜面積降低幅度減?。◤乃{(lán)色實(shí)線降到綠色實(shí)線），到第3輪吞吐和第4輪吞吐時(shí)，T2譜面積減小幅度非常小，說明注伴生氣吞吐產(chǎn)油量主要源于前2輪吞吐。此外，對(duì)比分析發(fā)現(xiàn)隨著吞吐壓力的降低，對(duì)應(yīng)輪次下的T2譜面積減小幅度也降低，吞吐壓力越低，注伴生氣吞吐產(chǎn)油量越少。

3 討論與分析

3.1 孔喉分布特征

核磁共振是一種能探測(cè)流體中氫原子的弛豫信號(hào)，進(jìn)而評(píng)價(jià)多孔介質(zhì)中流體含量及其分布的技術(shù)。核磁共振橫向弛豫時(shí)間主要包括體弛豫時(shí)間、表面弛豫時(shí)間、擴(kuò)散弛豫時(shí)間，其表達(dá)式為：

在均勻磁場(chǎng)中回波間隔足夠小時(shí)，擴(kuò)散弛豫時(shí)間T2D可被忽略；此外，流體的體弛豫時(shí)間為2～3 s，相對(duì)于橫向弛豫時(shí)間可被忽略，（1）式可簡(jiǎn)化為：

當(dāng)把孔隙簡(jiǎn)化成球形和柱狀孔隙時(shí)，（2）式中S/V可被改寫為Fr/r，則橫向弛豫時(shí)間與孔隙半徑滿足線性模型［26-27］：

此外，還有學(xué)者提出用乘冪模型表征橫向弛豫時(shí)間與孔隙半徑的關(guān)系［28-29］：

在上述模型的基礎(chǔ)上，首先，在同一坐標(biāo)系下繪制了T2的累積分布曲線和高壓壓汞曲線對(duì)應(yīng)的孔隙半徑累積分布曲線，發(fā)現(xiàn)2 條累積分布曲線呈現(xiàn)出冪函數(shù)特征；然后，結(jié)合橫向弛豫時(shí)間與孔隙半徑之間的乘冪模型（（4）式），用最小二乘法原理分別擬合得到4塊巖樣橫向弛豫時(shí)間與孔隙半徑之間的擬合參數(shù)（圖8），即轉(zhuǎn)換系數(shù)（M）和冪指數(shù)（n）；最后，用獲取的轉(zhuǎn)換系數(shù)和冪指數(shù)，計(jì)算得到4塊巖樣的孔隙半徑分布為0.001～20 μm，這與鑄體薄片分析結(jié)果（孔隙半徑分布為20～200 μm，圖1）差距較大，說明用高壓壓汞曲線和核磁共振T2譜曲線轉(zhuǎn)換得到的孔隙大小不符合實(shí)際巖樣。

圖8 核磁共振橫向弛豫時(shí)間與孔隙半徑關(guān)系Fig.8 Relationship between NMR T2 relaxation time and pore radius

為此，選取與實(shí)驗(yàn)巖樣同層且物性相似的巖樣（孔隙度為9.114%，滲透率為0.184 mD），進(jìn)一步測(cè)定了飽和油下核磁共振T2譜曲線和恒速壓汞曲線（圖9）；然后，將從恒速壓汞曲線分析獲取的孔隙大小分布曲線和核磁共振T2譜曲線繪制在同一半對(duì)數(shù)坐標(biāo)系中；接著，將核磁共振最大橫向弛豫時(shí)間與基于恒速壓汞曲線的最大孔隙半徑相對(duì)應(yīng)［28］，確定核磁共振最大橫向弛豫時(shí)間與最大孔隙半徑，并代入（3）式，計(jì)算得到轉(zhuǎn)換系數(shù)；最后，用獲取的轉(zhuǎn)換系數(shù)計(jì)算得到實(shí)驗(yàn)巖樣的孔隙大小及分布曲線，如注伴生氣驅(qū)、吞吐實(shí)驗(yàn)巖樣的T2譜曲線及其對(duì)應(yīng)的孔隙半徑及分布曲線（圖6，圖7），結(jié)果發(fā)現(xiàn)孔隙半徑分布為0.001～200 μm，這與鑄體薄片觀察分析結(jié)果一致。

圖9 核磁共振T2分布與恒速壓汞孔喉半徑分布對(duì)比Fig.9 Comparison of NMR T2 relaxation time distribution and constant-rate mercury intrusion pore throat radius distribution

同時(shí)，分析飽和油狀態(tài)、含束縛水狀態(tài)下注伴生氣驅(qū)油和注伴生氣吞吐實(shí)驗(yàn)后的T2譜曲線特征發(fā)現(xiàn)，弛豫時(shí)間為2～10 ms 的孔隙中原油信號(hào)幅度在注伴生氣驅(qū)油后呈略上升的趨勢(shì)（圖6），弛豫時(shí)間約為100 ms 孔隙中原油信號(hào)幅度在注伴生氣吞吐后下降至0（圖7）。為此，將實(shí)驗(yàn)巖樣的T2值以0～2 ms（孔隙半徑為0～1.1 μm）、2～10 ms（孔隙半徑為1.1～5.6 μm）、10～100 ms（孔隙半徑為5.6～56 μm）和大于100 ms（孔隙半徑大于56 μm）作為微孔、小孔、中孔和大孔的界限值，這也與以往的孔隙大小劃分界限較為一致［30-33］。

3.2 注伴生氣驅(qū)油效果分析

分析注伴生氣驅(qū)油實(shí)驗(yàn)巖樣在初始狀態(tài)下不同孔隙中含油量（圖10），發(fā)現(xiàn)完全飽和油和含束縛水狀態(tài)下微孔中的含油量差距較小，約為23%；含束縛水狀態(tài)下巖樣小孔、中孔和大孔中的含油量占比分別約為10%，30%和15%，而完全飽和油狀態(tài)下巖樣小孔、中孔和大孔中的含油量占比分別約為15%，40%和21%。分析圖6和圖10可以發(fā)現(xiàn)，巖樣在建立束縛水飽和度之后，水分布在小孔、中孔和大孔，尤其以中孔和大孔為主，原因在于此次實(shí)驗(yàn)巖樣的潤(rùn)濕性為油濕。

圖10 注伴生氣驅(qū)油巖樣初始狀態(tài)下不同孔隙含油量Fig.10 Oil content in different pores in initial state for associated gas-flooding experiments

為了定量分析巖樣各級(jí)孔隙中原油的采收率及其動(dòng)用特征，結(jié)合注伴生氣驅(qū)油前后的核磁共振T2譜曲線，本文定義了2 個(gè)參數(shù)，即各級(jí)孔隙的絕對(duì)采收率和相對(duì)采收率，其計(jì)算公式分別為：

在注伴生氣驅(qū)油后，飽和油巖樣的原油相對(duì)采收率高于35%，而含束縛水巖樣原油采收率低于30%，甚至接近20%（表1，圖6，圖11a）。此外，從圖11a 中可以發(fā)現(xiàn)，原油相對(duì)采收率最高的是大孔，其次是中孔、微孔；相對(duì)于飽和油巖樣較高的大孔和中孔原油絕對(duì)采收率（分別超過了80%和45%），含束縛水巖樣大孔和中孔中原油絕對(duì)采收率較低（分別不超過70%和35%）；兩種狀態(tài)下微孔中原油絕對(duì)采收率都低于10%，但是含束縛水巖樣微孔中原油絕對(duì)采收率略微高一些。兩種狀態(tài)下絕對(duì)采收率表現(xiàn)出這種差異的原因在于實(shí)驗(yàn)巖樣中的束縛水主要分布于中孔和大孔，這將會(huì)引起伴生氣（非濕相）驅(qū)油過程中出現(xiàn)珠泡效應(yīng)，增加流體在巖石中的流動(dòng)阻力，降低伴生氣在中孔和大孔中的流動(dòng)能力，進(jìn)而導(dǎo)致采收率降低；相對(duì)應(yīng)地，也會(huì)一定程度上增加伴生氣在微孔中的波及，提高微孔中原油的采收率。

圖11 注伴生氣驅(qū)油下不同孔隙采收率Fig.11 Oil recovery of different pores after associated gas-flooding

進(jìn)一步分析還發(fā)現(xiàn)孔隙非均質(zhì)性和比表面積也影響實(shí)驗(yàn)巖樣的注伴生氣驅(qū)油效率。飽和油巖樣S8-6 的原油采收率（42.45%）大于飽和油巖樣S6-6 的原油采收率（36.61%），原因在于巖樣S8-6的孔隙分選系數(shù)和變異系數(shù)最?。纯紫斗蔷|(zhì)性最弱），其孔隙還偏向于較粗歪度（即微孔含量相對(duì)較少）且?guī)r樣的中值半徑較大（對(duì)應(yīng)較低的中值壓力，表1），這使得注伴生氣驅(qū)油波及面積就會(huì)越大，驅(qū)油效果就越好。在束縛水狀態(tài)下，相對(duì)于滲透率較低巖樣S6-4，滲透率較高巖樣S8-8 的注伴生氣驅(qū)油采收率卻較低；對(duì)比分析孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)（表1）發(fā)現(xiàn)，雖然巖樣S8-8 和巖樣S6-4 的分選系數(shù)、變異系數(shù)、平均喉道半徑相近，但是巖樣S8-8 具有更大比表面積，這意味著巖樣S8-8中流體與孔隙壁面的接觸面積更大，加之巖樣潤(rùn)濕性為油濕，這導(dǎo)致巖樣孔隙表面與原油間的作用力就更強(qiáng)，伴生氣就難以動(dòng)用附著在孔隙表面的原油，從而導(dǎo)致注伴生氣驅(qū)油采收率較低。最后，還發(fā)現(xiàn)小孔中原油采收率出現(xiàn)了負(fù)值的情況，呈現(xiàn)出小孔中原油含量“增加”的結(jié)果，其原因可能是在注伴生氣驅(qū)油過程中巖樣中的部分殘余油以油膜或者孤立的油滴存在于大孔和中孔中，這部分殘余油在核磁共振測(cè)試的信號(hào)中將表現(xiàn)出相對(duì)更短的弛豫時(shí)間，使得小孔中核磁共振信號(hào)量增加，表現(xiàn)出小孔中原油也增加的假象，這一現(xiàn)象有待于進(jìn)一步研究論證。

3.3 吞吐效果分析

根據(jù)注伴生氣吞吐實(shí)驗(yàn)巖樣在初始狀態(tài)下的T2譜曲線（圖7 中的黃色實(shí)線）繪制不同孔隙含油量（圖12），發(fā)現(xiàn)原油主要賦存于中孔和大孔（約為60%），其次是微孔（約25%）和小孔（約15%），這與注伴生氣驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中含束縛水巖樣初始狀態(tài)下原油賦存特征一致。

圖12 注伴生氣吞吐巖樣初始狀態(tài)下不同孔隙含油量Fig.12 Oil content in different pores in initial state for associated gas huff-puff experiments

在注伴生氣吞吐過程中，各級(jí)孔隙的相對(duì)采出程度計(jì)算結(jié)果見表2。經(jīng)過4輪注伴生氣吞吐后，巖樣中各級(jí)孔隙的原油都得到了有效的開采，采出的原油主要來自于中孔和大孔（4 輪吞吐后中孔和大孔累積相對(duì)采出程度之和超過40%），微孔也有一定程度的貢獻(xiàn)（4 輪吞吐后累積相對(duì)采出程度甚至超過了5%）；4 輪吞吐后總的原油累積相對(duì)采出程度超過了44%，甚至高達(dá)52.62%。吞吐輪次和吞吐壓力影響巖樣中原油的采出特征：①第1 輪吞吐原油周期相對(duì)采出程度超過30%（占總開采原油的65%以上），且隨著吞吐壓力的增加而增加，在19 MPa（高于地層壓力）的吞吐壓力下甚至超過了40%（占總開采原油的80%以上）。②第2輪吞吐原油周期相對(duì)采出程度為7%～9%，受吞吐壓力的影響較小。③第3 輪吞吐原油周期相對(duì)采出程度更低，巖樣S8-7 低于2%。④第4 輪吞吐幾乎沒有原油開采出來；隨吞吐輪次的增加，周期相對(duì)采出程度呈冪函數(shù)下降（圖13）。原油的開采主要在第1 輪和第2輪吞吐，且在吞吐壓力越大時(shí)，前2輪吞吐開采的原油就越多，甚至可以占到總開采原油的95%以上，原因在于隨著吞吐壓力的增高，在相同的條件下能夠注入的氣量更多，這不僅使得原油具有更強(qiáng)的彈性能，而且原油的黏度更低、流動(dòng)性更強(qiáng)，累積產(chǎn)油量會(huì)更多，累積采收率會(huì)更高，這表明超前高壓注伴生氣實(shí)施吞吐有利于頁巖油儲(chǔ)層采收率的提高。

圖13 伴生氣吞吐周期采出程度變化特征Fig.13 Characteristics of oil recovery percent under different huff-puff cycles

在不同的吞吐輪次下，開采出的原油也主要產(chǎn)自于中大孔；在較高的吞吐壓力下，第1輪吞吐中大孔原油相對(duì)采出程度可超過40%以上，占該階段總采油量的90%以上。此外，在吞吐的整個(gè)過程中，巖樣的小孔和部分微孔中的周期相對(duì)采出程度在不同吞吐輪次下出現(xiàn)負(fù)值，這與注伴生氣驅(qū)油過程中觀察的結(jié)果類似，即殘余油以油膜或者孤立的油滴存在于大孔和中孔中，這部分殘余油在核磁共振測(cè)試的信號(hào)中將表現(xiàn)出相對(duì)更短的弛豫時(shí)間，使得小孔中核磁共振信號(hào)量增加，表現(xiàn)出小孔中原油也增加的假象。

分析束縛水條件下注伴生氣驅(qū)油和注伴生氣吞吐實(shí)驗(yàn)結(jié)果（表1和表2），發(fā)現(xiàn)在注伴生氣吞吐實(shí)驗(yàn)中巖樣表現(xiàn)出更高的相對(duì)采出程度（44.69%～52.62%，平均值為48.55%），其值遠(yuǎn)大于注伴生氣驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中巖樣的相對(duì)采出程度（21.21%和27.71%，均小于30%）。相比于注伴生氣驅(qū)油實(shí)驗(yàn)巖樣，注伴生氣吞吐實(shí)驗(yàn)巖樣的微孔、中大孔的采收率較高（圖11a，表2）。注伴生氣驅(qū)和注伴生氣吞吐都能夠補(bǔ)充能量，為整個(gè)巖樣提供彈性能，增大原油的膨脹系數(shù)，將部分原油驅(qū)替出來，然而相比于注伴生氣驅(qū)的降黏效果，注伴生氣吞吐“吞”入的伴生氣能夠部分溶于原油，在“悶”的過程中與原油充分接觸，更加有效地降低原油的黏度，進(jìn)而增加原油的流動(dòng)能力，使得原油（尤其是中孔和微孔中的原油）更容易采出；同時(shí)，注入伴生氣在“悶”的過程當(dāng)中，能夠有效地進(jìn)入微孔當(dāng)中，擴(kuò)大波及面積，并且能夠有效地降低氣竄的影響，進(jìn)而提高注伴生氣吞吐的采收率。可見，注伴生氣吞吐更利于頁巖油儲(chǔ)層的開采。

表2 巖樣吞吐實(shí)驗(yàn)周期采出程度Table2 Oil recovery percent during huff-puff process of rock samples

綜上所述，在頁巖油注入伴生氣吞吐采油實(shí)驗(yàn)中，吞吐壓力、吞吐周期是影響采收率的主要因素；在相同的條件下，吞吐壓力越高，采收率越高。因此，對(duì)于西233 區(qū)長(zhǎng)7 頁巖油儲(chǔ)層，建議超前實(shí)施注伴生氣吞吐開發(fā)，且吞吐周期控制在2～3個(gè)周期。

4 結(jié)論

在注伴生氣驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中，完全飽和油巖樣的原油相對(duì)采收率約為40%，含束縛水巖樣的原油相對(duì)采收率低于30%；巖石的孔隙非均質(zhì)性、比表面積以及巖樣中存在的束縛水都影響原油相對(duì)采收率，且束縛水和比表面積對(duì)注伴生氣驅(qū)油的相對(duì)采收率影響更為顯著。

在注伴生氣吞吐實(shí)驗(yàn)中，隨吞吐輪次的增加，周期相對(duì)采出程度呈冪函數(shù)下降；經(jīng)過4 個(gè)吞吐周期，采收率超過40%以上，其中前2個(gè)吞吐輪次下的相對(duì)采出程度占總的相對(duì)采收率的90%左右；隨著吞吐壓力的增加，巖樣原油相對(duì)采收率增加；吞吐周期和吞吐壓力共同影響頁巖油巖樣的原油相對(duì)采收率。

隨著注伴生氣吞吐輪次的增加，巖樣中大孔原油相對(duì)采出程度逐漸降低；在不同吞吐輪次下中大孔原油相對(duì)采出程度均較高，微孔原油相對(duì)采出程度較低；隨著吞吐壓力的增加，第1個(gè)吞吐輪次下中大孔原油相對(duì)采出程度最高，甚至占該階段總采油量的90%以上。注伴生氣吞吐相對(duì)采收率優(yōu)于注伴生氣驅(qū)相對(duì)采收率，建議在西233 區(qū)長(zhǎng)7 頁巖油儲(chǔ)層中實(shí)施超前補(bǔ)能注氣吞吐的開發(fā)形式。

符號(hào)注釋

D——擴(kuò)散系數(shù)，μm2/ms；

Fr——孔隙形狀因子；

G——磁場(chǎng)梯度，gauss/cm；

m（T2）1——注伴生氣驅(qū)油前（或吞吐前）每點(diǎn)幅度值；

m（T2）2——注伴生氣驅(qū)油后（或吞吐后）每點(diǎn)幅度值；

m（T2）1i——注伴生氣驅(qū)油前（或吞吐前）第i孔隙區(qū)間每點(diǎn)幅度值；

m（T2）2i——注伴生氣驅(qū)油后（或吞吐后）第i孔隙區(qū)間每點(diǎn)幅度值，i=1，2和3分別代表微孔、中孔和大孔；

M——轉(zhuǎn)換系數(shù)；

n——冪指數(shù)；

r——孔隙半徑，μm；

Ri——不同孔隙區(qū)間絕對(duì)采收率；

RRi——不同孔隙區(qū)間相對(duì)采收率；

S——孔隙的總表面積，μm2；

T2——橫向弛豫時(shí)間，ms；

T2B——體弛豫時(shí)間，ms；

T2D——擴(kuò)散弛豫時(shí)間，ms；

TE——回波間隔，ms；

T2，imin——孔隙區(qū)間起始T2時(shí)間，ms；

T2，imax——孔隙區(qū)間終止T2時(shí)間，ms；

T2S——表面弛豫時(shí)間，ms；

V——孔隙體積，μm3；

γ——1H原子核的磁旋比，rad/（s·T）；

ρ2——表面弛豫率，μm/ms。