0 引言
研究表明注气（如CO2、N2和空气）可有效提高页岩油开发效果[5-6]，其中，空气因具备成本低廉、气源广及低温氧化（LTO）等特点而备受关注[7]。国内外学者对空气驱/减氧空气驱原油氧化机制及氧化模型[8-9]、空气驱适用油藏类型及全温度域氧化动力学特征[10⇓⇓-13]等方面进行了系列研究。但上述研究多采用常规驱替装置或静态氧化管等设备，由于页岩岩性致密，常规实验研究受实验条件和人为操作影响较大，计量误差较大，部分学者采用数值模拟和微流控系统对页岩油动用机制进行了基础性研究[14⇓⇓-17]。总体而言，目前大部分研究主要集中于原油静态氧化机理和注入参数优化，鲜有文献从页岩孔喉流体动用及波及区域方面来研究空气驱油机制及影响因素，尤其对空气驱过程中的流体动用特征及驱替开发机理缺乏可视化及定量化研究。为此，本文综合利用高温高压CT扫描和核磁共振两套大型在线物理模拟实验系统，提出页岩油注空气提高采收率在线物理模拟实验方法，通过实时监测含油饱和度沿程分布状况和原油动用过程，探索页岩油注空气驱油机理，并分析空气含氧量、压力、渗透率、裂缝发育程度等因素对注空气提高采收率的影响，为注空气开发页岩油提供理论支持。
1 页岩油注空气提高采收率在线物理模拟实验方法
常规物理模拟实验装置仅能测量进出口端流体情况，通过采集夹持器两端的数据计算宏观参数评价驱油效果，然而岩心内部流体流动过程是个“黑匣子”，对流体动用特征认识不清制约了对岩石内部流体饱和度分布和运移机制的深入分析。本文综合利用高温高压CT扫描和核磁共振两套大型在线物理模拟实验系统，研究空气在页岩岩心中的驱油过程及孔喉动用状况。
通过开展注空气驱油在线CT扫描实验，获得不同时刻岩心内流体饱和度沿程分布及驱替前缘波及区域，实现流体波及区域的可视化对比，从而可对页岩油注空气提高采收率宏观机理进行解释。但CT扫描实验不能对岩心中不同孔喉的流体动用状况进行定量分析，借助注空气驱油在线核磁共振实验平台，通过对比不同驱替量下核磁共振T2谱信号幅值变化特征，得到孔隙原油动用定量数据及剩余油在不同孔隙中的残留位置，可定量分析页岩油空气驱孔喉中流体运移规律及提高采收率影响因素。此外，页岩油空气驱在线物理模拟实验过程中岩心一直放置在夹持器内，即整个实验在岩心全封闭情况下开展，可避免由于岩心取出时应力改变、放置位置改变等引起的测试误差。
1.1 页岩油空气驱在线CT扫描实验方法
使用CT扫描技术时，由于不同物质对应不同的CT值，可对岩心内不同流体饱和度进行识别。岩心含油饱和度计算公式为：
${{S}_{\text{o}}}=\frac{C{{T}_{\text{dry}}}-C{{T}_{\text{x}}}}{C{{T}_{\text{wet}}}-C{{T}_{\text{dry}}}}\frac{C{{T}_{\text{water}}}-C{{T}_{\text{air}}}}{C{{T}_{\text{water}}}-C{{T}_{\text{oil}}}}\times \text{100 }\!\!%\!\!\text{ }$
本文采用自主研发的在线CT扫描岩心驱替实验系统（见图1 ），扫描设备为美国通用电气公司的LIGHTSPEED 8层螺旋CT扫描仪，每个球管最大发射功率为53.2 kW。采用中国石油勘探开发研究院自主研发的CT图像分析软件（CCTAS）进行数据处理。采用特制岩心夹持器，外壳由聚醚醚酮（PEEK）材料制成，使得X射线能穿透岩心并可减小射线硬化效应导致的扫描误差，可对空气驱替过程进行在线CT扫描。采用QUZIE5200泵作为注入泵，采用ISCO泵精确控制围压。
选取准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组3块平行页岩样品开展页岩油空气驱在线CT扫描实验，模拟页岩油在不同衰竭压力下（28，21，13 MPa）转空气驱的开发效果，岩心基础物性参数如表1 所示。
表1 页岩油空气驱在线CT扫描实验样品物性参数 |
| 编 号 | 直径/ cm | 长度/ cm | 孔隙度/ % | 渗透率/ 10-3 μm2 | 注入时机 |
|---|---|---|---|---|---|
| J1 | 2.493 | 7.107 | 16.4 | 0.019 | 衰竭至28 MPa转气驱 |
| J2 | 2.506 | 7.312 | 10.1 | 0.021 | 衰竭至21 MPa转气驱 |
| J3 | 2.498 | 7.127 | 11.6 | 0.020 | 衰竭至13 MPa转气驱 |
实验步骤为：①岩样干扫。将岩心用有机溶剂洗油洗盐后烘干，设定的扫描参数为管电压120 kV，管电流130 mA，进行干岩心CT扫描。②岩样湿扫。采用研究区块原油与白油配制成地层条件下黏度10.4 mPa·s的模拟油，用该模拟油作为实验用油。升高实验温度至85 ℃，对页岩岩心进行抽真空、加压饱和油及老化处理，按照干扫的参数设定对饱和油的岩心（即湿岩心）进行CT扫描。③衰竭开发模拟。将回压设定为28 MPa进行衰竭开发，记录衰竭阶段出油量，计算衰竭阶段采出程度。④气驱模拟。衰竭开发后转气驱，采用高压驱替泵将空气注入岩样中，每5 min对岩心进行1次在线CT扫描测试，记录相关实验数据，不再产油时结束实验。⑤CT图像处理。将CT扫描图像导入CT专用图像处理软件，选取区域设置参数，得到空气驱替全过程的饱和度图像。⑥采用另外两块岩样，衰竭压力分别设置为21，13 MPa，重复步骤①—⑤。
1.2 页岩油空气驱在线核磁共振实验方法
已从数学上证明与孔隙尺寸相关的衰减曲线为单指数函数，衰减系数与孔隙尺寸成正比，大孔隙内部流体受到的分子表面作用力较小，T2值大，小孔隙受到的分子表面作用力较大，T2值小，T2值可表示不同尺寸大小的孔隙占总孔隙的比例[18-19]。孔径与T2值的关系可表示为（2）式。此外，已有大量学者证明压汞实验测量的孔喉分布与核磁共振测量的孔喉分布具有较好相关性，因此本文基于页岩岩样高压压汞实验结果确定（2）式中的转换系数（C）。首先，从实验岩心上切割一小块岩样开展高压压汞实验，实验结果（见图2a ）表明该区页岩储集层孔喉半径呈现典型双峰分布特征，可划分为纳米、亚微米、微米、中孔及大孔4个数量级，孔喉半径主要分布在0.01~10.00 μm，发育大量纳米级孔喉，对渗透率发挥主要贡献的是亚微米孔—微米孔，孔喉半径集中在0.15~1.75 μm。然后，对饱和原油的页岩样品进行核磁共振测试，经计算转换系数为0.02 μm/ms，由此可得到图2b 所示的核磁共振孔径转换结果。
将岩心高温高压驱替物理模拟系统和核磁共振技术结合研发页岩油空气驱在线核磁共振实验系统（见图3 ）。该系统主要由3个部分构成：①恒温油浴加热循环控制系统。采用氟油在岩心夹持器周围循环流动，从而控制实验温度，通过使用特制高温高压岩心夹持器及测温探头，实验装置耐温可达90 ℃，耐压可达50 MPa。②流体驱替物理模拟系统。由恒速恒压泵、岩心装置、气液分离装置等构成。③在线核磁实验系统，型号为MacroMR12，共振频率12.798 MHz，磁体强度0.3 T，该设备最短回波时间为0.1 ms，可捕捉页岩岩样纳米级孔喉中流体信号，同时可精确观察到不同驱替时刻岩心孔喉中流体信号量的变化。每次实验前首先进行核磁T2谱参数调试，根据样品情况进行中心频率校准、电子匀场和硬脉冲幅度调节。
选取吉木萨尔凹陷芦草沟组10块页岩开展页岩油空气驱在线核磁共振实验，分析空气驱影响因素。岩心基础物性参数如表2 所示。
表2 页岩油空气驱在线核磁共振实验样品物性参数 |
| 编 号 | 直径/ cm | 长度/ cm | 孔隙度/ % | 渗透率/ 10-3 μm2 | 注入空气 含氧量/% | 注入压力/ MPa | 岩心 类型 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| J4 | 2.487 | 7.127 | 14.3 | 0.315 | 5 | 36 | 基质型 |
| J5 | 2.507 | 6.915 | 14.1 | 0.301 | 8 | 36 | 基质型 |
| J6 | 2.496 | 6.843 | 14.2 | 0.315 | 21 | 36 | 基质型 |
| J7 | 2.503 | 6.637 | 15.8 | 0.074 | 21 | 36 | 基质型 |
| J8 | 2.493 | 6.581 | 16.6 | 0.919 | 21 | 36 | 基质型 |
| J9 | 2.493 | 6.782 | 17.1 | 0.331 | 21 | 34 | 基质型 |
| J10 | 2.487 | 6.825 | 17.2 | 0.312 | 21 | 36 | 基质型 |
| J11 | 2.501 | 6.791 | 17.2 | 0.311 | 21 | 38 | 基质型 |
| J12 | 2.496 | 6.377 | 14.1 | 0.307 | 21 | 36 | 基质型 |
| J13 | 2.507 | 6.829 | 16.4 | 0.794 | 21 | 36 | 裂缝型 |
实验步骤为：①检查实验系统气密性，系统压力保持在37 MPa，24 h内压力变化小于5%。用有机溶剂抽提式泡洗页岩样品后烘干，称量干重，测试原始干岩心T2谱曲线。②升高实验温度至85 ℃，对页岩岩心抽真空、加压饱和油及老化处理。③将饱和油的岩心放入夹持器中，测试饱和油状态下T2谱曲线，利用称重法和核磁法计算饱和油体积及孔隙度。④采用高压泵将空气注入岩样中，保持实验温度和压力不变，在不同注入量下（0.2，0.4，0.6，0.8，1.0，1.2 PV，PV为孔隙体积倍数）进行核磁共振测试，在出口收集气和油样品进行色谱分析，核磁共振图谱不再变化时结束实验。⑤更换岩样，重复步骤①—④，以分析含氧量、渗透率、裂缝对空气驱油效果的影响。⑥更换岩样，重复步骤①—③，改变注气压力为34，36，38 MPa，在不同驱替时间下（2，4，6，8，10，12 h）进行核磁共振测试，以分析注气压力对空气驱油效果的影响。每次扫描测试时使用标准样进行核磁信号校正，保证实验结果具有可比性。
2 页岩油注空气提高采收率机理
2.1 不同衰竭压力下页岩油转空气驱开发效果
以衰竭至21 MPa转气驱为例，进一步分析空气驱过程中岩样不同位置含油饱和度变化特征。利用CT扫描得到的不同时刻CT值计算对应时刻含油饱和度沿程分布，如图6 所示。可观察到气驱前缘波及区域含油饱和度急剧降低，气相波及位置可形成油气前缘向出口端推动，类似活塞式推动。此外，可观察到岩样入口端与中部含油饱和度下降趋势较明显，该区域原油被气相波及驱扫较为透彻，而出口端有相当数量原油“堆积”。分析原因认为气相在岩心内为非润湿相，气体在压差作用下不仅可波及主要渗流通道，也可以占据波及位置内难以动用的微孔隙空间，致使衰竭后残留的剩余油被迫“启动”向出口端移动。岩心不同区域的剩余油运移过程中将产生“聚并”形成“富集块”，注入气推动“富集块”向出口端运移，这将导致越靠近出口端含油饱和度越高。实验结束卸回压时有部分油流出，拆开装置发现岩心出口端含油饱和度高于入口端，可印证上述现象。
气驱结束后根据CT值计算衰竭至28，21，13 MPa转空气驱剩余油饱和度分别为40.3%，41.6%，43.3%，与根据出口端油气产出计量数据反推的含油饱和度实验结果十分接近，误差在1%以内，表明通过在线CT扫描实验方法评价岩心含油饱和度变化特征可行。
2.2 页岩油转空气驱不同大小孔隙微观动用特征
由图7a 可以看出，气驱过程中随着空气注入量的增加，T2谱的峰面积逐渐减小，岩心含油量逐渐下降，表明空气驱替作用下页岩岩心内不同大小孔喉中的原油可被有效动用。注入0.2 PV空气后，左右两侧谱峰信号量均下降，但右峰信号量下降幅度较大，表明空气首先动用微米孔和中孔、大孔中的原油。注入0.4 PV空气时，左峰顶点基本无变化，右峰顶点继续下降且下降幅度较大，随着空气注入量持续增加，中孔、大孔出油减慢，亚微米孔和微米孔成为出油主力。注入0.8 PV空气时，左峰顶点降低，包络线右侧略微左移、宽度变窄，表明纳米孔出油量增加。注入1.2 PV空气时，谱线与注入1.0 PV空气时基本重合，包络线的宽度变化微弱，表明达到可动流体下限，岩心内原油基本不再动用。整体上初始阶段峰面积减小速度较快，反映该阶段原油采出速率较高，后期峰面积变化较慢，采出速率不断降低。空气驱开发主要动用T2值为0.5~500 ms的孔喉原油，对应于0.01~10.00 μm的孔喉，小于0.01 μm的孔喉基本无动用，驱替结束时5~10 μm孔喉中的原油基本被完全驱替，岩心中的剩余油主要赋存于纳米孔及亚微米孔中。
根据图7a 所示的页岩油空气驱不同注入量下核磁共振T2谱，可计算得到不同大小孔隙的原油采出程度随注入量的变化曲线，如图7b 所示。可以看出，不同大小孔隙原油动用特征存在差异，中孔、大孔原油在较小注入量下即可优先动用，采出程度迅速增至最大而后保持不变，亚微米孔和微米孔采出程度随注入量逐渐增大，但增大幅度逐渐变小，而纳米孔采出程度在注入量为0.8 PV时显著增加，与核磁共振T2谱较为吻合。分析认为，这与高压空气在页岩孔隙中的波及位置及运移途径有关，高压空气首先波及渗流阻力较小的中孔、大孔，此时空气将在中孔、大孔内大量富集和流通，与孔隙中原油充分接触，使得中孔、大孔原油采出程度大幅上升。后期压降逐步传导至纳米级小孔隙，在压差和低温氧化作用下使得水驱难以动用的纳米孔内原油流入较大孔隙中，经较大孔隙向出口端运移，这就导致较大孔隙排油速率先快后慢，但纳米孔排油量几乎呈线性增加趋势。注入0.6 PV空气时，可观察到不同孔径采出程度曲线上升逐渐变缓，T2谱线下降也变慢，岩心剩余油的双峰分布趋势更加明显，推测可能是岩心内气体发生突破引起采出程度增加幅度变小导致的。
2.3 页岩油注空气采油机制
基于页岩油空气驱波及方式及孔隙动用特征的差异，可将空气驱岩心分为反应后缘区、反应前缘区和氧气未波及区，其中反应前缘区可分为压差波及和溶解波及两类。压差波及主要驱油机理为高压空气在压力作用下进入基质内部孔喉，通过压差驱替作用排出孔隙原油。溶解波及主要驱油机理为空气中氧气与原油接触发生低温氧化作用，反应产生的CO、CO2、醚、醛、酮等可使孔隙内原油体积膨胀，黏度降低，流动性增强。同时，油气间的质量交换使得空气及氧化反应生成物进一步溶解至孔隙原油中，可有效补充地层能量，伴随着衰竭压力的下降，溶解至原油中的气体可析出形成溶解气驱。此外，油中蒸发的轻组分与CO、CO2等还可起到类似烟道气驱的作用，烟道气通过不断抽提萃取原油中的低碳组分，使得注入气体不断富化，接近油的性质。同时，原油在抽提萃取下发生缓慢的组分传质作用，逐渐贫化，接近注入气体的性质，此时孔隙中的油气两相界面张力将降低，注入气体、轻中质烃类气体与原油在高温高压下可形成近混相或部分热混相驱。多种采油机制下空气驱在低温氧化反应带形成一个高温驱替前缘反应带，与Gutierrez等[20]提出的“推土效应”类似，这个高温驱替前缘反应带会推动地层原油向前推进，形似推土机，可大幅提高采收率。蒋有伟等[21-22]通过大量数值模拟和实验论证提出空气驱油提高采收率主要由氮气驱、烟道气驱、低温氧化作用及升温膨胀作用协同完成，反应产生的热量可加速碳键剥离效应，形成注空气火驱，具有良好的混相、气化/蒸馏挥发作用，此时以热驱、蒸汽驱、混相驱及气驱为主要提高采收率机制。
需要指出的是，页岩油空气驱选取恰当的注采时机极其重要，衰竭压力较低时油藏能量得不到及时补充，孔隙和裂缝内压力迅速减小，易导致有效应力急剧增大，此时储集层发生弹性形变，导致微纳米级的矿物颗粒胶结程度下降，在压力作用下矿物颗粒会发生滑移，其接触关系、排列方式将发生改变，容易填塞纳米—微米级孔喉，这将造成储集层渗流能力下降，注空气效果变差。此外，页岩储集层除了原生粒间孔隙外，还有胶结物微孔隙、粒内孔等未经历强压实作用的复杂低渗通道，CT图像显示微孔缝在高应力下极易闭合，表明有效应力增加时页岩微纳米孔隙难以支撑上覆压力，微小的压力变化也会导致储集层本身极小的渗流通道发生明显变化，此时注气易导致应力敏感现象而使注空气效果变差。
3 页岩油注空气提高采收率影响因素
通过页岩油空气驱在线核磁共振实验获得不同驱替状态的核磁共振T2谱，根据驱替前后的核磁共振T2谱图面积变化可计算采收率，如（3）式所示。本文重点分析空气含氧量、岩心渗透率、注入压力及裂缝对页岩油空气驱效果和不同大小孔隙原油采出量的影响，相关计算结果如表3 所示。
$E=\frac{{{S}_{1}}-{{S}_{2}}}{{{S}_{1}}}\times 100\text{ }\!\!%\!\!\text{ }$
表3 不同影响因素下在线核磁共振实验结果 |
| 影响 因素 | 岩心 编号 | 采收 率/% | 不同大小孔隙中原油采出量占 总采出量的比例/% | |||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 纳米孔 | 亚微米孔 | 微米孔 | 中孔、大孔 | |||
| 空气 含氧量 | J4 | 41.62 | 24.8 | 27.1 | 36.4 | 11.7 |
| J5 | 43.57 | 25.9 | 30.5 | 38.9 | 4.7 | |
| J6 | 45.71 | 27.4 | 31.4 | 38.2 | 3.0 | |
| 渗透率 | J7 | 17.81 | 8.2 | 19.8 | 28.9 | 43.1 |
| J8 | 46.37 | 33.6 | 31.1 | 32.5 | 2.8 | |
| 注入 压力 | J9 | 37.66 | 33.6 | 45.2 | 2.3 | 18.9 |
| J10 | 43.81 | 41.2 | 49.8 | 6.7 | 2.3 | |
| J11 | 39.46 | 71.0 | 20.0 | 7.7 | 1.3 | |
| 裂缝 | J12 | 34.54 | 43.1 | 32.2 | 14.8 | 9.9 |
| J13 | 57.94 | 18.9 | 34.3 | 42.7 | 4.1 | |
3.1 空气含氧量
空气含氧量是影响页岩油空气驱开发效果的重要因素。图8 为不同含氧量下空气驱核磁共振T2谱。从图8 和表3 可以得出，随着空气含氧量从5%上升至21%，采收率从41.62%增加至45.71%，表明空气中含氧量的增加有利于原油采收率的提高。纳米孔采出量占比从24.8%上升至27.4%，亚微米孔采出量从27.1%上升至31.4%，微米孔采出量占比从36.4%上升到38.2%，中孔、大孔采出量占比则从11.7%下降至3.0%。不难发现，页岩岩心中孔、大孔含量较少，导致原油赋存量较少，对总采收率贡献较小。纳米孔、微米孔和亚微米孔原油赋存量较多且动用较为明显，表明空气驱总排油量主要来源于纳米孔、亚微米孔及微米孔，3种微孔隙排油量随空气含氧量增加而不断提高。
分析认为，当含氧量较低（5%）时，空气成分以氮气为主，此时注入的空气主要发挥类似氮气驱作用，氮气气体分子较小，可均匀进入岩心中孔、大孔中的原油内部憋压，起到补充地层能量的作用。储集层压力下降时，当溶解于原油中的气体排出时，在弹性能及压差的作用下可发生溶解气驱，可使大尺度孔喉中的原油被排出且采出程度较大，但对微纳米孔隙原油动用效果较差。当含氧量较高（21%）时，随着空气注入量的增加，空气与微纳米孔隙内原油反复接触发生的LTO反应主要以加氧反应和分解反应为主。由上述空气驱提高采收率机理分析可知含氧量较高时LTO反应生成的CO2和醛等可对微纳米孔隙原油起到较好的膨胀降黏作用（见图9a ），形成的烟道气驱也可使得微纳米孔隙的总采出程度进一步提高，这与Ren等[23]对岩心内部原油低温氧化过程进行大量实验论证后提出的低温氧化模型较为吻合。同时，随着原油黏度降低，油中轻中质组分与烟道气在热膨胀和气化/蒸馏作用下可形成超临界热混相前缘带，产生的“热混相驱”可大幅提高原油采收率。实验中发现高含氧量带来了更大的氧分压，促进了LTO反应的进行，使得夹持器测温点温度有所上升，上升约2~3 ℃，主要发生位置为油气接触前缘，印证了低温氧化作用产生的热效应可使储集层温度升高。受限于实验条件下岩心内原油与气体接触时间较短，低温氧化效果不充分，现场可在安全范围内提高注入气体的含氧比例，提高采收率效果更好。当然，此时氧气与原油反应后的残余量变大，生产井氧浓度超过爆炸极限值的概率将提高，因此应选取合适的空气含氧量。
不同含氧量下空气驱产出油色谱分析如图9b 所示，驱替结束后的原油组分整体呈现出Ⅰ区（原油中轻质组分C5—C16）减少，Ⅱ区（原油中重质组分C17—C28）增加，Ⅲ区（C29—C35）略微增加的趋势，含氧量越大，原油LTO反应越充分，各区的趋势就越明显。这是因为，油中溶解气的膨胀与抽提作用可使原油轻质组分被抽提至气相中，原油部分轻质组分向重质组分转化，LTO反应越充分，轻质组分在原油中的体积分数越小。同时，低温氧化产生的热效应也使油中轻质组分受热蒸发，原油中的中重质组分体积分数增大，原油密度逐渐增大，这些中重质组分具有更大的相对分子质量和更多支链，空间立体结构更复杂，可对岩心内的优势通道起到封堵作用，一定程度上减缓了指进和窜流现象[12,23 -24]。
3.2 岩心渗透率
一般来说，高渗透岩心物性评价指数高、注气开发时空气在岩心内部渗流特性好，岩心渗透率较低时，注采压差难以有效建立并传播至出口端，造成注入端憋压。图10a 和图10b 为不同渗透率岩心空气驱核磁共振T2谱，与低渗透岩心（0.074×10-3 μm2）相比，高渗透岩心（0.919×10-3 μm2）除了纳米级孔隙较为发育外，大尺度孔喉发育程度更高且初始含油量更高，其纳米孔、亚微米孔、微米孔和中孔、大孔的核磁信号值下降幅度明显较大。结合图10c 和表3 可知，高渗透岩心不同大小孔隙的采出程度分别为33.6%，31.1%，32.5%，2.8%，均明显高于低渗透岩心，低渗透岩心和高渗透岩心最终采收率分别为17.81%和46.37%。这说明高渗透意味着流体流动能力较强，孔喉连通性较好，除了大尺度孔喉原油可得到有效动用外，纳米级孔喉也可得到更高程度的动用，油更容易被采出。此外，低渗透岩心气驱过程中0.01~0.05 μm孔隙内T2谱信号量小幅升高又降低，这是由于低渗透岩心岩性致密，气驱过程中空气携带部分原油转移至尺度更加细小的孔喉中使得岩心内原油重新分布，后期随着注气量的增加使得空气相对于原油为过量相，导致该部分微孔隙内原油物性发生变化，在空气驱替作用下排出。
需要指出的是，低渗透岩心气驱过程中气体首先波及高渗透区域，高渗透区域含油量明显下降，低渗透区域由于孔喉连通性差存在“绕流效应”，油体动用不佳[25]。这将导致低渗透岩心气驱时气体容易沿高渗透优势流通道突进，造成驱替压力迅速突破从而导致气窜现象，忽略了部分非优势通道的油，这从低渗透岩心纳米孔、亚微米孔采出程度相对较低而中孔、大孔采出程度相对较高可看出。实际矿场中注气前如果能进行压裂改造使储集层渗流能力得到改善后再进行注气开发，将极大提高页岩油采收率。
3.3 注入压力
压力是页岩油注空气开发过程中的关键因素，注入压力主要通过影响油气前缘界面的稳定性进而影响岩心微观孔喉波及区域。Al-Mudhafar等[26]研究认为注入压力对采收率具有重要影响，大于临界注入压力时驱替前缘稳定性差，主要表现为非稳定驱，采收率低，小于临界注入压力时则表现为稳定驱，采收率高。由图11a 可知，随着驱替时间的增加，T2谱逐渐下移，表明在一定压差下原油被有效动用。注入压力为36 MPa时主要是孔径0.05~10.00 μm的孔隙原油被采出，注入压力增大至38 MPa时，孔径0.01~10.00 μm的孔隙原油可被采出，而注入压力减小至34 MPa时，孔径0.08~10.00 μm的孔隙原油可被采出，总体上T2谱随注入压力增大出现谱峰左移且信号量下移的趋势。表明注入压力增大时原油的孔喉动用下限减小，由34 MPa对应的0.08 μm减小至38 MPa对应的0.01 μm。这是因为，较大注入压力下空气与原油的界面张力不断减小，空气进入小孔喉的阻力降低，从而可有效动用该级别孔喉原油[27-28]。
根据核磁共振原理可知孔径流体赋存量与信号幅值成正比，最小可动用孔径中原油赋存量降低时其对应信号幅值将减小，该孔径即为孔喉动用下限。对于多孔介质中流体渗流，雷诺数在1×10-6~0.2时为达西渗流，大于0.2时为高速非线性渗流，小于1×10-6时为低速非线性渗流。研究区页岩储集层条件下原油黏度为10.41 mPa·s，原油密度为0.886 g/cm3，结合单井日产液水平资料，该区页岩基质中流态多为低速非线性渗流，该流态所对应孔喉动用下限为0.01 μm左右，与本文通过在线核磁共振实验确定的结果较为接近。因此，页岩油空气驱储集空间研究目标应重点针对孔径0.01 μm以上有流动能力的孔喉空间。
3.4 裂缝
室内实验结果表明，页岩岩心内部含有裂缝时，空气的注入能力显著增强，结合数字岩心成像及测井资料可发现，页岩岩样中存在明显的小角度层理缝、压裂缝、成岩收缩缝、构造缝及滑移缝等多种微裂缝，呈明暗交互的纹层排布，水平方向纹层连通性较好，纵向连通性较差。分析认为，页岩层理缝等微裂缝除了提供储集空间，还可改善页岩渗流能力，为页岩油从基质孔隙流出提供有效渗流通道，大幅提高空气通过层理缝置换基质内原油的效率，裂缝对页岩油空气驱存在较大影响。
选取表2 中的J12、J13岩心分析裂缝对页岩油注空气提高采收率的影响，J13岩心中具有宽度为0.1 mm左右的微裂缝，其渗透率可达0.794×10-3 μm2，代表裂缝型岩心，J12为基质型岩心，渗透率为0.307×10-3 μm2。图12 为基质型和裂缝型岩心在不同注气量下的T2谱，可见基质型岩心以纳米孔为主，发育部分亚微米孔及微米孔，中孔及大孔发育程度较低；而裂缝型岩心除了纳米孔、亚微米孔、微米孔、中孔及大孔外，在孔径大于12 μm时出现2个T2谱峰，随着空气注入量的增加其信号幅值下降，这是气驱开发中岩心裂缝中的剩余油饱和度变化所致，故定义孔径大于12 μm的孔隙为裂缝。相比于基质型岩心，裂缝型岩心空气驱过程中各级别孔隙核磁信号量下降幅度明显增大，表明裂缝有效改善了储集层孔喉连通性。
从本质上讲，页岩存在裂缝时，空气在注入初期就能以驱替方式将裂缝周围大孔隙中的原油排出，此时压差波及起主要作用，随着空气注入量的增多，压力将传导至基质内，大孔隙及裂缝内的空气将迅速波及至小孔隙，此时溶解波及起主要作用。排油生产时，大孔隙原油迅速向裂缝运移，小孔隙原油经过大孔隙流至裂缝的渗流距离及阻力也急剧下降，故其总采收率得以提高。此外，在室内实验条件下，裂缝型岩心出口端由于设置了与注入压力相对应的回压，岩心内部建立稳定有效驱替压差的同时一定程度上降低了气窜发生的可能性，进而提高了驱油效果。用初始饱和油状态核磁共振图像与最终驱替状态下图像的灰度值差值除以初始饱和油状态图像灰度值，可计算得到页岩油的总采收率，基质型岩心和裂缝型岩心最终采收率分别为34.54%和57.94%。可见裂缝能有效加大气体与原油的接触面积和驱替前缘范围，降低基质内原油运移时的渗流阻力及渗流距离，提高波及系数及基质泄油面积。实际矿场中，注气参数应综合考虑，在适当增加注入压力的前提下优选合理的生产压差，增加气体与原油的接触时间，避免过早见气，并结合空气泡沫等防窜体系进行储集层调剖，可在降低气窜风险的同时提高采出程度。
4 结论
页岩储集层衰竭后注入空气可大幅度提高页岩油采收率，但不同注入时机下的驱油效率和不同级别孔喉动用程度存在一定差异。
页岩油注空气后，可观察到剩余油聚并形成富集块，随注入气向出口端运移，出口端堆积的剩余油是下一步继续挖潜的对象。空气驱主要动用横向弛豫时间为0.5~500.0 ms的孔喉原油，对应于0.01~10.00 μm的孔喉，衰竭压力越低，衰竭后转空气驱的采收率越低。
空气含氧量较低时主要发挥氮气驱作用，空气含氧量越高低温氧化作用越强，热效应及膨胀降黏效果越明显，不同大小孔隙原油动用程度越高，采收率越高。页岩岩心渗透率越高，孔喉连通性越好，流体流动能力更强，页岩油采收率越高。注入压力升高，最小孔喉动用下限增大，但易产生气窜现象导致突破提前，采收率先增加后减小。应优化选取实际矿场注气压力参数，延缓气体突破时间，避免注气压力过高导致气窜。裂缝能有效加大气体与原油的接触面积，促进基质与裂缝间的质量交换，通过基质向裂缝供油提高空气波及系数和基质泄油面积，在合理生产压差下，注空气前进行适当的压裂改造有助于提高注空气驱油效果。
符号注释：
C——转换系数，μm/ms；CTair——空气的CT值；CTdry——干岩心断层面的CT值；CToil——油的CT值；CTwater——水的CT值；CTwet——湿岩心断层面的CT值；CTx——驱替过程中某一时刻岩心断层面的CT值；E——采收率，%；r——孔喉半径，μm；So——含油饱和度，%；S1——饱和油状态下T2谱面积，m2；S2——空气驱结束时T2谱面积，m2；T2——横向弛豫时间，ms。