页岩油CO2吞吐影响因素及微观孔隙动用特征.pdf

为明确CO2吞吐提高页岩油采收率的影响因素，采用4A分子筛在标定横向弛豫时间与孔径之间转换系数的基础上，开展了CO2吞吐岩心核磁共振扫描实验，研究了注气压力、闷井时间、储层温度、裂缝及吞吐次数对CO2吞吐效果的影响，从纳米尺度揭示了孔隙动用特征。结果表明：目标页岩孔径在190 nm的纳米孔隙发育程度高，是页岩油的主要赋存空间；增大注入压力不仅能够提高各类孔隙动用程度，降低孔隙动用下限，还能诱导产生新裂缝；增加闷井时间能够提高已动用孔隙采出程度，但无法降低孔隙动用下限，最佳闷井时间在10 h；储层温度升高能够降低孔隙动用下限，提高吞吐采收率，扩展延伸原微裂缝；裂缝能够扩大CO2波及体积，增大基质泄油面积，降低产出油渗流阻力；最佳吞吐次数应综合考虑采油速度、CO2换油率及提高采收率幅度等指标；页岩油藏未来增储上产的主要区域为微小孔隙（孔径190 nm）。研究成果为目标区页岩油藏成功开展CO2吞吐提供了参考和借鉴。关键词：页岩油；核磁共振；CO2吞吐；孔隙结构；影响因素中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1000-3754（2023）04-0148-09Influencing factors of CO2 huff and puff and micropores producing characteristics of shale oilYANG Ming，XUE Chengwei，LI Chaoyang，CHEN Li（No.5 Oil Production Company of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi an 710000，China）Abstract：In order to understand influence factors of CO2 huff and puff on shale oil recovery，based on calibration of conversion coefficient between transverse relaxation time and pore radius by using 4A molecular sieve，nuclear magnetic resonance scanning experiment of CO2 huff and puff cores is carried out to study influence of gas injection pressure，soak time，reservoir temperature，fractures and huff and puff times on CO2 huff and puff effects，revealing the characteristics of pores producing in nanometer scale.The research results show that nano-pores of the target shale with pore size of 190 nm are well developed and are the main occurrence space of shale oil.Increasing injection pressure can not only improve the producing degree of various kinds of pores，lower the producing limit of pores，but also induce new fractures.Increasing soak time can improve the recovery percent（OOIP）of produced pores，but cannot decrease the lower limit of pores producing.Optimal soak time is 10 h.Reservoir temperature increase can decrease the lower limit of pores producing，improve CO2 huff and puff recovery，and propagate original microfractures.Fractures can expand CO2 swept volume，increase matrix drainage area，and reduce flow resistance of 收稿日期：2022-07-18 改回日期：2022-10-09基金项目：国家科技重大专项“鄂尔多斯盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发示范工程”（2016ZX05050）。第一作者：杨明，男，1988年生，工程师，从事油气田开发及提高采收率研究。E-mail：通信作者：陈沥，男，1987年生，硕士，工程师，从事油气田开发及采油工艺研究。E-mail：cli2018_第 42 卷 第 4 期杨明 等：页岩油CO2吞吐影响因素及微观孔隙动用特征produced oil.Optimal frequency of huff and puff should comprehensively consider indicators of production rate，CO2 displacement efficiency and oil recovery enhanced percentage.Micro-pores（pore size 190 nm）are the main area for shale reservoir to increase reserves and production in the future.The research provides reference for successful CO2 huff and puff in target shale oil reservoir.Key words：shale oil；nuclear magnetic resonance；CO2 huff and puff；pore structure；influencing factors0引言近些年，CO2注入技术被广泛应用于提高非常规页岩油藏采收率13。CO2注入方式分为驱替与吞吐，其中由于油气黏度的差异及裂缝的存在，气驱往往在很短时间内就会出现严重的气窜，开发效果较差，而吞吐则能有效避免气窜，具有成本低廉、技术简单、经济效益好、见效较快等特点46。S.Fakher等7研究了循环注 CO2提高页岩油采收率的能力以及不同因素对吞吐采收率的影响，并探索分析了不同储层温度下页岩对 CO2的吸附能力和储集能力。L.Li等8在明确潜江组页岩油注入 CO2相态特征的基础上，研究了注气压力、闷井时间、混相条件等因素对 CO2吞吐采收率的影响，优选出最佳注入参数。H.Y.Yu等9通过低温氮气吸附实验，在测定胜利油田页岩孔径分布、比表面积和单位质量岩心孔隙体积基础上，研究了注气压力、闷井时间和裂缝数量对超临界CO2萃取页岩油效果的影响。以上研究主要是基于常规实验装置及原油计量方法进行的研究，而页岩岩心致密、纳米孔隙占比高，在实验中产油量非常少，常规实验装置及计量方法有很大局限性，必然会对结果产生较大影响。受仪器设备及方法的限制，鲜有学者从微观孔喉角度研究页岩的孔隙动用特征。因此，为了充分认识CO2吞吐提高采收率机理及不同因素对提高采收率的影响，基于低场核磁共振实验原理，在标定横向弛豫时间 T2与孔径之间转换系数的基础上，开展多组CO2吞吐岩心实验，采用T2谱分布对吞吐采收率进行了精确计算，明确了储层温度、裂缝和注气压力、闷井时间及吞吐次数对吞吐效果的影响，从微观孔隙尺度揭示了不同孔径孔隙的动用特征，为页岩油储层注CO2效果评价提供了借鉴和依据。1实验原理1.1采收率计算方法页岩低场核磁共振技术是指在外加磁场作用下，孔隙内赋存流体中的氢核会随之产生共振信号，通过测定氢核横向弛豫时间及振幅来获取 T2谱，进而分析页岩孔隙结构特征1011。横向弛豫时间T2反映了页岩孔隙内比表面的大小1213，其表达式可简化为1T2=SV（1）也可表达为T2=1r（2）式中：T2孔隙中流体的横向弛豫时间，ms；岩石表面弛豫强度常量；S页岩颗粒的总表面积，cm2；V页岩骨架体积，cm3；孔隙形状因子，=SVr；r孔隙半径，m。由式（1）和式（2）可知，孔隙中流体的横向弛豫时间 T2与孔隙半径 r成正比，即大孔径孔隙中的流体受骨架颗粒表面作用力（包括毛细管力和黏滞力等）小，导致氢质子弛豫速度慢，弛豫时间长；而小孔径孔隙中的流体受颗粒表面作用力大，氢质子弛豫速度快，但弛豫时间短。因此，采用T2谱可直接表征页岩不同孔径孔隙内流体的分布。同时，横向弛豫时间对应的信号振幅大小与孔隙中流体赋存量成正比。因而，可根据核磁共振 T2谱围成的面积来计算页岩的原油采收率，其表达式为ER=S2-S1S2 100%（3）式中：ER原油采出率，%；S2初始饱和油页岩 T2谱的面积，m2；S1CO2吞吐后页岩 T2谱的面积，m2。1.2转换系数的确定方法由式（2）可知，弛豫时间 T2与孔径之间的关系还可以表示为T2=Cd（4）式中：C转换系数，s/mm；d孔隙直径，m。根据前期低温氮气吸附实验初步确定出页岩样品的平均孔径为 7.315.8 nm，选用已知孔径在 515 nm 的 4A 分子筛作为标准样品来标定 T2与孔径1492023 年大庆石油地质与开发之间的转换系数14。实验步骤为：将选定的标准分子筛放入高压密闭容器中抽真空后，用去离子水在 20 MPa 高压下充分饱和分子筛 5 d，降压后取出分子筛进行核磁共振扫描，确定其饱和水状态下分子筛的 T2谱分布。饱和水后的分子筛在横向弛豫时间 0.6810.36 ms出现信号振幅（图1），说明分子筛在饱和水后的平均弛豫时间为 3.86 ms。此外，根据分子筛的已知孔隙直径 515 nm，并以此孔径取平均值，可以得到分子筛平均孔隙直径为 8.85 nm。由式（4）可以计算得到孔隙直径与横向弛豫时间之间的转换系数为0.436 ms/nm。2实验设计2.1实验材料页岩样品取自鄂尔多斯盆地JY油田长7段页岩储层，取样深度2 1712 184 m。从岩心中选取4块物性参数相近的基质页岩及1块带有微裂缝的页岩作为实验岩心。由表1可知，实验页岩样品的w（TOC）平均值为2.70%，镜质体反射率平均值为1.99%，属于高过成熟度阶段，黏土矿物含量较高，均值达到35.1%，14#岩心平均孔隙度为8.15%，基质平均渗透率为0.003 610-3 m2，其中5#页岩因为含微裂缝，其总渗透率为1.7610-3 m2，远高于其他页岩的渗透率。此外，实验页岩的平均孔径为8.89 nm，单位质量岩心平均孔隙体积为26.1010-3 mL/g，平均比表面积为18.95 m2/g。实验原油取自目标储层的地面分离器油。地面条件（0.1 MPa，25）下原油黏度为 3.58 mPas，密度为 843 kg/m3。实验所用 CO2纯度为 99.99%，氦气纯度为99.999%。分子筛材质为条状微孔型立方晶格的硅铝酸盐，颗粒粒径 1.62.5 mm，堆积密度为 0.69 g/mL，孔径为515 nm。2.2实验装置CO2吞吐实验装置的核心为低场核磁共振仪，Macro MR12150HI型（纽曼公司，频率12.8 MHz），扫描过程中的采集参数：等待时间 6 s，回波间隔0.2 ms，回波次数4 096次，扫描次数256次。另有高温高压吞吐容器（哈氏合金，最高温度200，最大压力200 MPa，体积200 mL），ADIXEN分子真空泵（真空度高达10-1 Pa），ISCO双缸驱替泵（注入速度精度0.000 1 mL/min，压力精度0.001 MPa），烘箱，压力传感器，高温高压中间容器（体积500 mL，最高承温200，最高承压150 MPa）等。2.3实验步骤（1）页岩岩心饱和原油。将实验页岩岩心清洗烘干后放置于高压容器中，用烘箱加热高压容器至120 的同时对容器腔内抽真空 5 d，然后向容器腔内高压（50 MPa）注入实验原油，饱和页岩14 d以上，降压降温后取出岩心进行 T2谱采样，当页图1分子筛饱和水后的的T2谱Fig.1 T2 spectrum of molecular sieve after saturated water表1实验岩心基本物性及孔隙结构参数Table 1 Basic property and pore structure parameters of experiment cores岩心编号12345平均值w（TOC）/%2.063.412.122.773.162.70Ro/%2.181.891.961.842.061.99孔隙度/%8.1110.487.238.616.328.15渗透率/（10-3 m2）0.005 20.001 60.002 80.004 71.760 00.350 0黏土矿物质量分数/%37.441.632.335.428.835.1低温氮气吸附实验平均孔径/nm8.568.1410.587.739.428.89单位质量岩心孔隙体积/（10-3 mLg-1）25.2527.5823.6225.7628.2826.10比表面积/（m2g-1）17.6821.4518.2620.7216.6418.95 注：渗透率由注氦脉冲衰减法测定。150第 42 卷 第 4 期杨明 等：页岩油CO2吞吐影响因素及微观孔隙动用特征岩的T2谱保持不变时，认为页岩已充分饱和原油。（2）页岩 CO2吞吐实验。将饱和油的页岩放入高压吞吐容器中，对容器与页岩之间的空隙抽真空。然后，在预设压力（CO2注入压力分别为 3、6、9 MPa）下将 CO2注入容器。当容器中压力达到稳定后，进入闷井阶段（闷井时间分别为 1、5、10、20、40 h），使 CO2与岩心中的原油充分接触并发生反应。当容器中压力达到稳定后，将容器内压力逐渐衰竭降至大气压。当岩心不出油时，取出岩心进行 T2谱采样，获取页岩此状态下的 T2谱。至此，一轮吞吐过程完成。（3）重复步骤（2），完成下一轮吞吐。需要注意，吞吐次数由每轮吞吐的产油量决定，即当后一轮产油量相比上一轮产油量的增加比例低于 0.5%时，停止实验。3实验结果与分析3.1注气压力为研究注气压力对页岩 CO2吞吐采收率的影响，在 45 模拟温度下，分别以 3、6、9 MPa 的压力向1#页岩注入CO2，闷井时间统一为5 h。图2为 3 MPa 注气压力下每轮吞吐后 T2谱和 6、9 MPa注入压力下末轮吞吐后的 T2谱对比（为避免图中曲线交叉混乱，略去 6 MPa和 9 MPa下每轮吞吐后的 T2谱），根据弛豫时间 T2与孔径之间的转换系数（0.436 ms/nm），可以将核磁共振 T2谱折算至孔隙孔径对应的T2谱。根据 1#页岩在完全饱和油状态下的 T2谱分布（图 2 中黑线）可知，1#页岩孔隙孔径主要分布在11 100 nm，其中孔径为 1.290 nm 的微小孔隙发育程度很高，是原油主要赋存空间，原油赋存量达到 93.6%。而孔径为 1001 100 nm的中、大孔隙发育程度差，原油赋存量少。在 3 MPa 注入压力下，CO2能够动用孔径在 7.4 nm 以上的孔隙，随着吞吐次数的增加（图 2 中虚线），右峰峰值降幅较大而左峰峰值降幅相对较小，说明中、大孔隙动用程度高于微小孔隙，但孔隙动用下限并无明显变化。当注气压力不断增大时，CO2动用孔隙下限不断降低，9 MPa 注气压力下最低能够动用孔径为 3.3 nm的孔隙，且左峰峰值也明显大幅下降。说明增大注气压力不但能够降低孔隙动用下限，还能有效提高各类孔隙的动用程度。而当注入压力恒定时，增加吞吐次数无法降低 CO2动用孔隙下限，仅能提高已动用孔隙的驱油效率。此外，还有一个现象值得注意，即当注入压力由 6 MPa增至 9 MPa时，孔径在1 10010 000 nm 的孔隙开始出现信号幅度，且信号幅度有逐渐增大的趋势，分析原因主要是由于页岩中原有的天然微裂缝在高压 CO2挤压作用下诱导产生了新裂缝或原天然微裂缝扩展延伸所致。根据不同注气压力下每轮吞吐后的 T2谱，采用式（3）可以计算出不同注气压力下每轮吞吐采收率。由图3可知，随着注气压力的升高，累计吞吐采收率不断增大，所需吞吐次数也大幅增加，尤其当压力由 6 MPa增至 9 MPa时，吞吐采收率提高了 22.6%，吞吐次数增加了 4 次，这一方面是因为CO2在 9 MPa、45 条件下为超临界态，而在6 MPa、45 条件下仍为液相，超临界态 CO2的密度略低于液相密度，而扩散能力却是液相的百倍以上，使得 CO2能够更容易进入纳米孔隙，扩大 CO2图2不同注入压力下每轮吞吐后的T2谱Fig.2 T2 spectra after each round of huff and puff with different injection pressure图3不同注气压力下累计吞吐采收率与吞吐次数的关系Fig.3 Relationship between cumulative huff and puff recovery and huff and puff times with different gas injection pressure1512023 年大庆石油地质与开发波及面积的同时提高驱油效率，同时，超临界态CO2的抽提萃取能力的增强也加快了 CO2与原油间的互溶速度。另一方面因为高压 CO2的作用诱发裂缝的扩展和延伸，增大了 CO2与原油之间的接触面积，提高了基质的泄油面积，降低了产出油的渗流阻力。3.2闷井时间目前，国内外水平井闷井时间一般为 260 d，根据动用储量规模可折算至岩心尺度下的闷井时间为 150 h14，因此，本次实验闷井时间分别选取1、5、10、20 和 40 h，实验温度为 45，注气压力为 9 MPa。图 4为 2#页岩不同闷井时间下末轮吞吐后 T2谱对比（省略了每一个闷井时间下每轮吞吐后的 T2谱），从图 4 中可以看出，2#页岩孔隙结构与1#页岩相似，原油赋存于孔径为1.71 010 nm的孔隙中，其中孔径为 1.772 nm 的微小孔隙发育程度远高于孔径为 721 010 nm 的中、大孔隙。随着闷井时间的增加，孔径大于 5.5 nm 孔隙对应的信号幅度呈先快速降低后趋于缓慢的趋势，但 CO2动用孔隙下限并无明显降低，说明增加闷井时间可以提高已动用孔隙的采出程度，但 CO2无法扩散进入孔径小于 5.5 nm 的微孔，因为此类微孔主要由有机质孔隙构成，孔隙内存在强吸附势，黏土矿物类型复杂且含量高，颗粒表面粗糙，毛细管压力巨大。根据不同闷井时间每轮吞吐后的 T2谱，通过式（3）可计算出不同闷井时间每轮的吞吐采收率。由图 5（a）可以看出，虽然延长闷井时间能够提高吞吐采收率，但考虑成本并非闷井时间越长越好，随着闷井时间的增加，累计吞吐采收率先快速增加后逐渐平缓，说明闷井时间与吞吐采收率提高幅度之间存在最优匹配值。在现场开采中，闷井时间被视为非生产时间，增加闷井时间即意味着增加成本，由图 5（b）可知，当闷井时间大于 10 h后，提高采收率幅度已非常小，而成本却非常高，因此最佳闷井时间应在10 h。3.3储层温度储层温度是储层的固有属性，研究储层温度对原油采收率的影响对了解不同温度条件下的页岩原油采收率具有重要意义。本次实验采用 3#岩心分别选取 25、45 和 65 作为 3 种不同储层的模拟温度，注气压力和闷井时间分别恒定为 9 MPa 和 5 h（与 3.1闷井时间保持一致）。图 6为不同储层温度下末轮吞吐后的T2谱，由图6可知，随着储层温度的上升，孔隙动用下限不断降低（25、45 和 65 对应孔隙动用下限分别为 6.5、4.8 和 3.2 nm），孔隙对应的信号幅度也不断下降，说明 65 下的页图4不同闷井时间下末轮吞吐后的T2谱对比Fig.4 Comparison of T2 spectra after the last round of huff and puff with different soak times图5每轮及累计吞吐采收率与闷井时间的关系Fig.5 Relationship between recovery factor of each round and cumulative huff and puff and soak time152第 42 卷 第 4 期杨明 等：页岩油CO2吞吐影响因素及微观孔隙动用特征岩储层更有利于 CO2吞吐，这一结论与 S.Fakher等7的研究结论一致。当储层温度达到 65 时，CO2吞吐后的 T2谱在孔径大于 2 500 nm 的裂缝孔隙中出现了信号幅度，这主要是因为随着储层温度的升高，页岩颗粒轻微膨胀，孔隙开始增大，由于高温下胶结材料弱化，颗粒的胶结度开始降低，在其最薄弱的天然裂缝处不断开裂，导致原有微裂缝扩展延伸，使得裂缝表面的原油赋存量增大，并产生明显信号。图7为不同储层温度下吞吐采收率与吞吐次数的关系，从图 7 中可以看出，当储层温度由 25 增至 65 时，累计吞吐采收率提高了 20.8%，吞吐次数由 6 次增至 10 次。这是因为随着储层温度的升高，不但原油黏度降低，原油和 CO2的挥发度及扩散系数也不断增大，CO2与原油间的溶解和传质速度加快；同时，孔隙动用下限的降低意味着CO2能够进入更多纳米孔径的微孔中，进而可以扩大 CO2波及面积，增加吞吐次数。虽然部分文献1516研究表明，温度升高会提高CO2与原油的混相压力，但对于页岩油这样的非常规油藏，不能采用常规油藏的开发思路，将温度的影响局限于对混相压力的影响上，由于页岩致密、纳米孔所占比例高，岩石矿物及黏土矿物复杂，要在页岩中实现混相的难度非常大。3.4裂缝水力压裂形成的人造裂缝和页岩中的天然裂缝是影响 CO2吞吐效果的关键因素。图 8为 4#（无裂缝）和 5#页岩（有裂缝）不同吞吐次数下的 T2谱，所有实验均在温度 45、注入压力 9 MPa 和闷井5 h 下进行（闷井时间与 3.1 和 3.3 保持一致）。从图 8 可以看出，在饱和油状态下（黑色实线），4#和 5#页岩的大部分原油赋存于孔径为 170 nm 的微小孔隙中，相比4#页岩，5#页岩除了孔径为80850 nm 的孔隙发育程度较高外，孔径大于 850 nm的裂缝中也赋存一定量原油（此范围孔径孔隙的信图7不同储层温度下累计吞吐采收率与吞吐次数的关系Fig.7 Relationship between cumulative huff and puff recovery and huff and puff times at different reservoir temperature图8有、无裂缝页岩每轮吞吐后的T2谱Fig.8 T2 spectra of fractured and non-fractured shale after each round of huff and puff图6不同储层温度下末轮吞吐后的T2谱对比Fig.6 T2 spectra comparison after the last round of huff and puff at different reservoir temperature1532023 年大庆石油地质与开发号幅度不为 0）。随着吞吐次数的增加，5#页岩的T2信号幅度下降量明显大于 4#页岩，同时，5#页岩的孔隙动用下限也在不断降低，而 4#页岩的孔隙动用下限基本没有变化，这主要是因为裂缝的存在能够让后续吞吐过程中注入的 CO2快速运移至页岩内部，在保证 CO2强抽提萃取能力的同时拥有强扩散能力，对孔径为 2.55 nm 的微小孔隙中的原油进行抽提和萃取，使得此类孔径的孔隙得到动用。此外，在多轮次吞吐初期，5#页岩孔径在 80850 nm 的中、大孔隙的信号幅度值快速大幅降低，孔径为170 nm的微小孔隙对应的波峰逐渐向左下移动，说明吞吐过程中，大孔隙中的原油首先被排出，这与张冲等17的研究一致。第 1 轮吞吐采出油主要以中、大孔隙为主，微小孔隙次之，当吞吐次数增加时，大、中孔隙中的可动油大部分已经被采出，微小孔隙的可动油则成为主要产油区1819。由图 8（b）还可以看出，5#页岩中孔径大于850 nm 的裂缝对应的信号幅度值呈无规律性变化，这主要因为吞吐初期 CO2扩散进入基质的距离较短，当出口端压力降低时，裂缝中的压降能够快速传导至已动用孔隙，孔隙中原油能够快速流入裂缝，并依靠裂缝与出口间的压差从出口产出，此阶段裂缝内的原油赋存量逐渐降低。但当进入吞吐中后期时，CO2进入基质的距离较远，压力传导缓慢，原油渗流阻力增大，当裂缝中压力降至大气压时，基质与裂缝之间仍存在压差，基质中的原油会缓慢进入裂缝，但当原油进入裂缝后却因裂缝与出口间的压差低，导致原油附着在裂缝壁面无法从出口排出，造成裂缝信号幅度增大。由图9可知，5#裂缝页岩的累计吞吐采收率明显高于 4#无裂缝页岩，而 4#页岩的吞吐次数却高于 5#页岩，这说明裂缝的存在对页岩的开采效果有较大影响。分子扩散在裂缝岩心中起主导作用20，并对采收率起主要作用。对于无裂缝的页岩，超临界 CO2分子很难从表面扩散到岩心中，CO2分子只能从岩心表面抽提原油，而想要提取岩心内部的原油则非常困难。页岩存在裂缝时，裂缝中的 CO2与基质中的原油发生组分传质，CO2不但能够水平运移还能在重力作用下垂直运移，CO2与基质中原油的接触面积变大，CO2分子向岩心中部渗透2122，可以提取更多的原油。因此，采用体积压裂的方法对页岩进行压裂，可以增加 CO2与基质原油的接触面积，从而提高CO2吞吐采收率。3.5吞吐次数吞吐次数也是 CO2吞吐开发中需要考虑的一个重要因素23。本次实验中每组实验的吞吐次数并非人为设定，而是由每轮吞吐的产油量决定，即当下一轮产油量相比上一轮产油量的增量低于 0.5%时，停止实验。由表 2 可知，储层温度变化对 CO2吞吐次数没有明显影响，而增大 CO2注入压力、延长闷井时间则可以显著提高吞吐次数。虽然增大吞吐次数可以提高累计吞吐采收率，但从成本及经济效益来看，并非吞吐次数越多越好。以不同注气压力下的吞吐次数为例，从图 10可以看出，不同注入压力下 CO2换油率均随吞吐次数增加而逐渐降低，当注入压力为 3 MPa 和 6 MPa时，前 3 轮吞吐 CO2换油率较高，而后几轮吞吐换油率快速降低，不具有继续吞吐的开发价值。当注入压力为 9 MPa 时，从第 7 轮吞吐开始 CO2换油率大幅降低。这一方面是因为在前几轮高效吞吐基础图9有、无裂缝条件下累计吞吐采收率与吞吐次数的关系Fig.9 Relationship between cumulative huff and puff recovery and huff and puff times with and without fractures表2实验所需吞吐次数对比Table 2 Comparison of huff and puff times required for experiment序号12345678注入压力/MPa36999999储层温度/4545452565454545闷井时间/h10101010101520吞吐次数5711610101112154第 42 卷 第 4 期杨明 等：页岩油CO2吞吐影响因素及微观孔隙动用特征上，大、中孔隙原油已所剩无几，而后续注入的CO2又很难快速有效的动用微小孔隙中的原油，导致大部分后续注入的 CO2仅在已波及区域进行无效循环2425。另一方面随着吞吐次数的增加，原油中的重质组分滞留在孔隙，导致剩余油很难被采出。4结论（1）目 标 页 岩 孔 隙 的 孔 径 主 要 分 布 在 11 100 nm，其中孔径在190 nm的纳米孔隙发育程度高，是页岩油主要赋存空间；孔径在1001 100 nm的中、大孔隙发育程度差；目标页岩孔径与横向弛豫时间之间的转换系数为0.436 ms/nm。（2）CO2吞吐效果的好坏由多个因素共同决定，增大 CO2注入压力不仅能够提高各类孔隙的动用程度，降低孔隙的动用下限，还能诱导产生新的裂缝；增加闷井时间能够提高已动用孔隙的采出程度，但无法降低孔隙动用下限，最佳闷井时间在10 h；升高储层温度能够降低孔隙动用下限，提高吞吐采收率，扩展延伸原来的微裂缝；裂缝能够扩大 CO2波及体积，增大基质泄油面积，降低产出油的渗流阻力。（3）页岩油的生产过程受孔隙结构及分布特征的控制，吞吐初期，中、大孔隙（孔径 1001 100 nm）内原油最先被采出，其次为微小孔隙（孔径 190 nm）；孔径小于 90 nm 的微小孔隙是页岩油藏长期开发的主要产油区。参考文献：1 贾连超，刘鹏飞，袁丹，等.注CO2提高页岩吸附气采收率实验：以鄂尔多斯盆地延长组长7页岩气为例 J.大庆石油地质与开发，2020，39（1）：32-39.JIA Lianchao，LIU Pengfei，YUAN Dan，et al.Experiment of enhancing the recovery of the shale adsorbed gas by CO2 injection：Taking Yanchang-Formation Chang-7 shale gas in Ordos Basin as an example J.Petroleum Geology&Oilfield Development in Daqing，2020，39（1）：32-39.2 唐维宇，黄子怡，陈超，等.吉木萨尔页岩油CO2吞吐方案优化 及 试 验 效 果 评 价 J.特 种 油 气 藏，2022，29（3）：131-138.TANG Weiyu，HUANG Ziyi，CHEN Chao，et al.Optimization of CO2 huff and puff scheme for Jimsar shale oil and evaluation of test effect J.Special Oil&Gas 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