二氧化碳驅儲集層堵塞機理實驗分析

周拓，劉學偉,，楊正明,，李熙喆，王淑英

（1.中國科學院滲流流體力學研究所；2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院）

二氧化碳驅儲集層堵塞機理實驗分析

周拓1，劉學偉1,2，楊正明1,2，李熙喆2，王淑英2

（1.中國科學院滲流流體力學研究所；2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院）

結合細管實驗、組分分析實驗、微觀模擬實驗3種實驗方法，分析CO2驅油過程中儲集層堵塞、原油開采速度降低的現(xiàn)象，研究儲集層堵塞機理。細管實驗表明，較低驅替壓力條件下，CO2驅油效果較差，驅替壓力越高，驅油效果越好，在驅替壓力超過最小混相壓力后，儲集層會出現(xiàn)堵塞現(xiàn)象，對產能有較大影響。組分分析和微觀模擬實驗表明，CO2與原油接觸后產生組分分異，在較低驅替壓力下，組分分異不明顯，不會產生堵塞，但驅替壓力較高時，原油中芳烴被CO2快速萃取，造成非烴和瀝青質快速沉積，從而堵塞喉道。因此，控制驅替壓力是防止儲集層堵塞的主要措施，CO2驅油最佳壓力應在最小混相壓力附近，過高或過低的壓力都不利于CO2驅油。圖8表2參15

CO2驅油；儲集層堵塞機理；最小混相壓力；驅替壓力；原油組分分異

0 引言

礦場實踐表明，CO2驅油是一種有效的提高采收率方法[1-3]，前人普遍認為，CO2驅替壓力越高，越有利于原油與CO2達到混相，驅替效果就越好[4]。有關CO2驅油開采不利因素的研究主要集中在腐蝕[5-7]和氣體指進[8-9]方面，部分文獻[2-3]提到CO2驅過程中原油重質組分沉積問題，但對其具體堵塞機理研究較少。本文通過細管實驗[10]、組分分析實驗、微觀模擬實驗，對CO2驅油過程導致儲集層喉道堵塞、原油開采速度降低的現(xiàn)象進行分析，探究CO2驅油過程中儲集層堵塞機理。

1 實驗

筆者在研究過程中，將細管實驗、組分分析實驗、微觀模擬實驗3種實驗方法相結合：細管實驗可以提供CO2驅實驗動態(tài)數(shù)據(jù)和驅替過程中原油樣品；組分分析實驗用于認識不同驅替階段原油組分變化規(guī)律，分析驅替過程中堵塞形成原因；微觀模擬實驗可直接觀察原油組分分異后的流動過程，為CO2驅油過程中儲集層堵塞機理分析提供可視化支持。

細管實驗[11]長細管中充填粒徑96～109 μm的石英砂，細管總長18 m，內徑8 mm，外徑10 mm，耐

壓70 MPa，水測滲透率5.1×10?3μm2，孔隙度35.59%。細管實驗法確定最小混相壓力的測量標準[12]中，采用定流速驅替方式。由于氣體具有強壓縮性，進入細管的氣體流速和注入壓力都處于非穩(wěn)定狀態(tài)，無法對細管模型滲流能力進行分析。為此，筆者在實驗中采用定壓驅替方式，在穩(wěn)定的驅替壓力下，通過分析單位壓差下注入速度和采出速度的變化，可對流動能力變化過程進行定量分析。

在細管驅油實驗過程中，提取不同驅替階段的產出油樣品和殘余油樣品，進行原油族組分分析及飽和烴組分分析。原油族組分分析采用SY/T 5119-1995標準[13]。通過族組分分析，可獲得不同油樣可溶有機物（如飽和烴、芳香烴、非烴以及瀝青質）含量。飽和烴組分測量采用氣相色譜分析方法，實驗采用SY/T 0542-1994標準[14]，利用該方法，可以獲得原油中不同輕烴的質量分數(shù)。對比不同驅替階段和不同壓力下原油族組分和飽和烴分布，可以對CO2驅油過程中原油與CO2相互作用進行分析，給出不同階段CO2驅油的特點和機理。

高溫高壓微觀模擬實驗[15]可以在地層溫度、壓力條件下，對模型微觀孔道內CO2驅油過程進行可視化觀測，實驗用微觀仿真模型采用透明的二維玻璃模型，采用光化學刻蝕工藝，將孔隙網絡模型精密光刻到平板玻璃上，最后經高溫高壓燒結制成。標準模型大小為40 mm×40 mm，孔隙體積一般為50 μL，最小孔徑可達10 μm。圖1為該實驗流程圖。實驗首先在高于飽和壓力的壓力條件下將含氣原油注入模型，然后在設定回壓條件下，將CO2注入模型，進行CO2驅油實驗，記錄驅替過程中不同時刻的驅替圖像。

圖1 高溫高壓微觀模擬實驗裝置圖

實驗中使用的6個原油樣品取自吉林油田（見表1），基于對6個樣品最小混相壓力、滲流能力等數(shù)據(jù)的分析，研究儲集層堵塞現(xiàn)象及堵塞機理。

表1 不同油樣的高壓物性數(shù)據(jù)

2 結果與討論

2.1 CO2驅油儲集層堵塞現(xiàn)象分析

細管驅油實驗采用定壓驅替方式，在壓力穩(wěn)定的條件下，流量變化反映了原油和CO2在細管中流動能力的變化。根據(jù)單位時間注入量、采出量與注入壓力的關系進行計算，得到注入指數(shù)和采油指數(shù)：

式中 Iin——注入指數(shù)，mL/（min·MPa）；Iout——采油指數(shù)，mL/（min·MPa）；Δp——注入壓差，MPa；Qin——注入量，mL；Qout——采出量，mL；t——時間，min。

圖2為6號油樣CO2驅油實驗驅替壓力與驅油效率關系曲線，可見，6號油樣最小混相壓力約為25 MPa（最小混相壓力特指采出程度達90%時的驅替壓力）。需指出的是：當驅替壓力小于最小混相壓力時，CO2與原油也有不同程度混相。

圖2 6號油樣驅替壓力與驅油效率關系曲線

圖3、圖4為6號油樣在不同CO2驅替壓力下注入指數(shù)和采油指數(shù)變化曲線。由圖3可見，在較低驅替壓力條件下，隨著驅替壓力增加，注入指數(shù)呈增加趨勢；當驅替壓力達到28.34 MPa后，注入指數(shù)明顯下降，說明驅替壓力達到28.34 MPa后，模型發(fā)生了堵塞現(xiàn)象。從圖4采油指數(shù)變化趨勢上也可以發(fā)現(xiàn)相

似的規(guī)律。由圖3和圖4可見，6號樣品CO2驅油過程中出現(xiàn)堵塞現(xiàn)象，且堵塞現(xiàn)象發(fā)生在較高驅替壓力條件下。

圖3 油樣6注入指數(shù)與注入孔隙體積倍數(shù)關系曲線

圖4 油樣6采油指數(shù)與注入孔隙體積倍數(shù)關系曲線

筆者對6個油樣CO2驅油過程進行了分析，統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)其中4個油樣出現(xiàn)了堵塞現(xiàn)象，尤其是油樣1、油樣3和油樣6堵塞嚴重（見表2）。發(fā)生堵塞的實驗驅替壓力都高于最小混相壓力，另外兩個樣品由于驅替壓力沒有達到最小混相壓力，沒有發(fā)生堵塞現(xiàn)象。因此，CO2驅油過程中儲集層堵塞主要發(fā)生在驅替壓力高于最小混相壓力條件下，為避免堵塞現(xiàn)象，最佳驅油壓力應在最小混相壓力附近。6號油樣在驅替壓力達到28.34 MPa時，出現(xiàn)了明顯的堵塞現(xiàn)象，采油指數(shù)和注入指數(shù)明顯下降（見圖3、圖4），但實驗的最終驅油效率仍然高于90%，與25 MPa驅替壓力下最終驅油效率接近。因此堵塞現(xiàn)象對CO2驅油效率影響不大，但對產能有較大影響。

表2 油樣在不同CO2驅替壓力下的堵塞情況

2.2 CO2驅油儲集層堵塞機理

為深化CO2驅油儲集層堵塞機理認識，對部分細管實驗的產出樣品進行了飽和烴全烴分析和原油族組分分析。圖5和圖6為6號油樣在18.10 MPa和25.15 MPa驅替壓力下產出油樣品飽和烴分析結果。每組曲線除初始原油樣品曲線外，第1條曲線為CO2突破（18.10 MPa和25.15 MPa驅替壓力下突破時注入孔隙體積倍數(shù)分別為0.910和0.925）前樣品飽和烴組成，其他曲線為CO2突破后樣品飽和烴組成。從圖5、圖6可見，在CO2突破前及突破初期，CO2以驅替作用為主，采出流體組分與初始原油樣品組分接近；隨著驅替的進行，采出流體組分與初始原油樣品組分差異變大。說明CO2突破后，CO2的萃取作用明顯，導致采出原油與原始油樣的組分出現(xiàn)差異。

圖5 18.10 MPa驅替壓力下產出原油飽和烴組成

圖6 25.15 MPa驅替壓力下產出原油飽和烴組成

圖5為6號油樣在18.10 MPa驅替壓力下采出樣品飽和烴組成曲線，實驗過程屬于非混相驅過程，產

出油組分隨CO2注入孔隙體積倍數(shù)增加變化較小，隨CO2注入孔隙體積倍數(shù)增加，產出流體組分峰值由C9向C14移動，驅替結束（注入3.6 PV的CO2）時，峰值在C14左右。圖6實驗驅替壓力為25.15 MPa，該條件下CO2與流體混相，驅替過程中組分變化幅度增大，組分峰值變化范圍增大到C10—C20，最終產出流體組分峰值達到C20。不同驅替壓力下組分峰值變化表明，隨著驅替壓力的升高，CO2與原油接觸后原油組分分異加劇，分異產生的重質組分在流動過程中堵塞孔道，是注入指數(shù)和采油指數(shù)下降的重要原因。

對6號樣品在18.10 MPa和25.15 MPa驅替壓力下產出原油的族組分進行了分析（見圖7）。產出油樣品按采樣順序編號，第1個樣品為CO2突破前樣品，其他為CO2突破后樣品。

CO2驅油過程中，首先產出的油樣因為沒有與CO2接觸，其組分與原始油樣接近，隨后產出油樣為CO2與原油互溶形成的混合帶的樣品，最后是在CO2突破后，沖刷剩余油產出樣品。圖7中，1號樣品為早期突破前樣品，2—9號樣品為CO2與原油混合帶樣品，10—14號樣品為CO2突破后的樣品。18.10 MPa下（見圖7a），混合帶產出樣品組分與突破前樣品組分接近，而25.15 MPa下（見圖7b），混合帶產出樣品組分與突破前明顯不同，采出樣品中，芳烴類組分含量大幅度增加，而非烴和瀝青質組分含量變化不大。分析認為，芳烴對非烴和瀝青質的溶解性明顯優(yōu)于飽和烴，因此，芳烴的快速萃取會造成非烴和瀝青質的析出。在較高壓力下，CO2對芳烴萃取過程加劇，導致非烴和瀝青質快速析出，是形成堵塞的重要原因。

利用高溫高壓微觀模擬實驗可以觀察到明顯的原油組分分異現(xiàn)象。圖8給出了6號油樣在15 MPa和28 MPa驅替壓力下CO2驅替前緣變化過程，由圖8a可見，15 MPa驅替壓力下，CO2與原油的界面不明顯；但在28 MPa驅替壓力下，不同黏度的流體開始分別流動，輕質組分在孔道中間，被CO2快速攜帶走，而重質組分在孔道邊部，流速明顯低于孔道中間流體，說明流體發(fā)生了分異現(xiàn)象。當孔道較小時，就會發(fā)生注入指數(shù)和產液量降低，甚至堵塞現(xiàn)象。

圖7 18.10 MPa及25.15 MPa驅替壓力下產出油樣組分分析結果

圖8 15 MPa及28 MPa驅替壓力下微觀模擬實驗圖像

3 結論

CO2驅油開采過程中可能會產生儲集層堵塞現(xiàn)象，其主要發(fā)生在驅替壓力大于最小混相壓力后，堵塞現(xiàn)象并不影響CO2驅油效率隨壓力的變化規(guī)律，但對產能有較大影響。CO2與原油接觸后產生組分分異，輕質組分快速運移，重質組分在喉道處淤積堵塞，是CO2驅油堵塞的主要機理之一?？刂乞屘鎵毫κ欠乐箖瘜佣氯闹饕a措施，在較低壓力下，產出流體組分比較均勻，不會產生堵塞，驅替壓力較高時，芳烴被CO2快速萃取，造成非烴和瀝青質快速沉積，從而形成堵塞。細管實驗表明，較低驅替壓力條件下，CO2驅油效果較差，驅替壓力越高，驅油效果越好，但驅替壓力高于最小混相壓力后，堵塞幾率明顯增加，因此，CO2驅油最佳壓力應在最小混相壓力附近，過高或過低的壓力都不利于CO2驅油。

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（編輯 黃昌武）

Experimental analysis on reservoir blockage mechanism for CO2flooding

Zhou Tuo1,Liu Xuewei1,2,Yang Zhengming1,2,Li Xizhe2,Wang Shuying2
(1.Institute of Porous Flow and Fluid Mechanics of Chinese Academy of Sciences,Langfang 065007,China; 2.Langfang Branch of PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development,Langfang 065007,China)

The slim-tube experiment,component analysis experiment and microscopic simulation experiment are used to analyze the phenomena of reservoir blockage and drop of oil production rate,and to find out the reservoir blockage mechanisms in the process of carbon dioxide flooding.The slim-tube experiment shows that the effect of carbon dioxide flooding was poor under low displacement pressure,and the higher the displacement pressure,the better the effect of flooding.When the displacement pressure exceeded the minimum miscibility pressure,reservoir blockage could occur,affecting the reservoir productivity significantly.Component analysis and microscopic modeling experiments show that oil component differentiation could occur after oil contacted with carbon dioxide.Under low displacement pressure,component differentiation was not significant,so reservoir blockage did not occur; but when the displacement pressure was higher,aromatics in oil were extracted rapidly by carbon dioxide,resulting in quick deposition of non-hydrocarbons and asphalt and the blockage of pore-throats in reservoirs.Therefore,controlling the displacement pressure is the main measure to prevent reservoir blockage.The best pressure of carbon dioxide flooding should be near the minimum miscible pressure,pressure,too high or too low,is not good for carbon dioxide flooding.

carbon dioxide flooding; reservoir blockage mechanism; minimum miscible pressure; displacement pressure; oil component differentiation

國家油氣重大專項（2011ZX05013-006）；中國石油天然氣集團公司重大基礎攻關課題（2014B-1203）

TE357.7

A

1000-0747(2015)04-0502-05

10.11698/PED.2015.04.12

周拓（1989-），男，吉林松原人，現(xiàn)為中國科學院滲流流體力學研究所在讀博士研究生，主要從事低滲透—致密油藏開發(fā)方面的研究工作。地址：河北省廊坊市廣陽區(qū)，中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院44號信箱滲流所油藏室，郵政編碼：065000。E-mail：275719662@qq.com

2014-09-10

2015-04-29