CO2注入對儲層多孔介質(zhì)及賦存流體性質(zhì)影響實驗研究

唐凡 朱永剛 張彥明 孟偉 張濤 徐春梅

1.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院 2.陜西鼎和源瑞環(huán)境工程有限公司 3.中國石油長慶油田分公司第七采油廠 4.中國石油長慶油田分公司宜黃天然氣項目部

低滲油藏通常是指滲透率低于10×10-3μm2的儲層。隨著我國勘探開發(fā)的逐步深入，該部分油藏所控制的地質(zhì)儲量逐年增加。對該部分儲層，常規(guī)的注水開發(fā)由于面臨注入水難以注入、地下能量虧空嚴(yán)重的矛盾而很難滿足開發(fā)要求[1-8]。CO2驅(qū)因其具有改善油水流度比、溶解膨脹、降低油水界面張力等作用，且減排效果良好，從而受到廣泛關(guān)注，并已在國內(nèi)外多個油藏開展了先導(dǎo)試驗[9-11]。

在油藏注入CO2過程中，CO2對儲層巖石礦物的溶蝕作用及其溶蝕后的礦物組分運移，CO2與地層水中礦物離子的化學(xué)反應(yīng)及其與儲層巖石礦物反應(yīng)后離子在地層水中的溶解，CO2對地層原油的抽提萃取作用和作用后剩余油中瀝青質(zhì)的沉積及其對孔隙和喉道的堵塞，均會對地層多孔介質(zhì)及其賦存流體的性質(zhì)產(chǎn)生影響[12-18]，明晰這一影響是分析CO2驅(qū)油提高采收率機理的重要環(huán)節(jié)。因此，明確CO2注入對儲層多孔介質(zhì)及儲層賦存流體性質(zhì)的影響至關(guān)重要。目前，國內(nèi)外針對CO2注入對儲層多孔介質(zhì)及賦存流體性質(zhì)的影響多為理論分析，且通過實驗手段分析CO2注入對儲層及流體的影響多集中在三者作用后對儲層孔隙度和滲透率等宏觀物性參數(shù)的影響方面，而通過CO2巖心實驗研究其注入對儲層微觀孔喉結(jié)構(gòu)及流體性質(zhì)的影響則少有報道。通過開展CO2與巖心靜態(tài)接觸實驗和巖心驅(qū)替實驗，并測試不同壓力條件下CO2注入前后巖心多孔介質(zhì)及賦存流體相關(guān)特征參數(shù)，分析CO2注入對儲層物性及流體性質(zhì)的影響，以提升對CO2驅(qū)油理論的認(rèn)識和指導(dǎo)現(xiàn)場驅(qū)油試驗。

1 實驗部分

(1) 實驗儀器。T50電位滴定儀、DCAT21型接觸角測定儀、KDSF-Ⅱ型高溫高壓反應(yīng)釜、MINI-MR型核磁共振儀、ASPE-730恒速壓汞儀、HAS-100HSB型恒壓恒速泵、巖心夾持器、回壓閥、CS200型氣體流量計、壓差傳感器及數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)、氣液分離和收集裝置。

(2) 實驗巖心。直徑為2.5 cm的柱狀天然巖心，平均滲透率0.11×10-3μm2，平均孔隙度10.65%。

(3) 實驗用油、水和氣。地層脫氣原油，其地面原油密度0.87 g/cm3，地面原油黏度4.3 mPa·s。實驗用水為按地層水礦化度配制的模擬地層水(核磁共振測試實驗部分，地層水中加入質(zhì)量濃度為15 000 mg/L的氯化錳)。實驗用CO2氣體純度為99.99%。

(4) 實驗方案。CO2與巖心靜態(tài)接觸實驗：在地層溫度下，將巖心薄片分別靜置于盛有地層水和地層流體(原油飽和度約40%)的反應(yīng)釜內(nèi)，將反應(yīng)壓力依次升至5 MPa、10 MPa、15 MPa、20 MPa，每組壓力維持時間為7天，并在切換下一組實驗壓力前測試流體中主要離子、巖心表面潤濕性和CO2在地層流體中的擴散系數(shù)、溶解度。

巖心驅(qū)替實驗(CO2注入速度均為0.1 mL/min)：①對初始實驗巖心進行滲透率和壓汞測試(為保證實驗準(zhǔn)確性，通過恒速壓汞實驗篩選實驗用巖心，孔喉結(jié)構(gòu)盡可能相近)，開展CO2驅(qū)水實驗，直至采出端發(fā)生氣竄不出水，驅(qū)替結(jié)束后再次對巖心進行滲透率和壓汞測試。該部分驅(qū)替實驗共4組，每組實驗壓力與靜態(tài)接觸實驗壓力逐一對應(yīng)，并對原始巖心在15 MPa和20 MPa壓力下注入CO2后的巖心進行恒速壓汞測試；②對初始實驗巖心進行核磁共振測試，在實驗壓力為20 MPa條件下開展CO2驅(qū)水實驗直至采出端發(fā)生氣竄不出水，驅(qū)替結(jié)束后再次對巖心做核磁共振測試；③開展CO2巖心驅(qū)油實驗直至采出端發(fā)生氣竄不出油，驅(qū)替結(jié)束后對采出原油進行組分分析、黏度和瀝青質(zhì)含量測試。該部分實驗壓力與巖心驅(qū)替實驗①中實驗壓力相同。

2 結(jié)果與分析

2.1 CO2注入對儲層性質(zhì)的影響

圖1為不同壓力下注入CO2后儲層巖心孔隙度和滲透率變化曲線。從圖1可知，隨著注入壓力的升高，孔隙度和滲透率變化率均呈先迅速增大后降低的趨勢，且后者降低趨勢更為明顯。(孔隙度/滲透率變化率是指CO2注入后巖心孔隙度/滲透率與CO2注入前巖心孔隙度/滲透率的差值的絕對值與CO2注入前巖心孔隙度/滲透率的比值)。這主要是由于隨著注入壓力升高，注入巖心中的CO2與地層水反應(yīng)生成H2CO3，H2CO3電離出的H+與巖心中的鉀長石、斜長石、方解石等礦物發(fā)生反應(yīng)(X射線衍射分析結(jié)果顯示：巖心中鉀長石、斜長石、方解石質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為18.2%、30.1%和0.5%)，從而對巖心形成溶蝕，造成巖心孔隙度迅速增大。同時，溶蝕形成的碎屑顆粒沿著驅(qū)替方向向采出端運移，堵塞巖心中部分原生微孔隙和由溶蝕形成的次生微孔隙，受喉道和微孔隙控制的巖心滲透率隨之下降；隨著注入壓力進一步升高，由于CO2與多孔介質(zhì)的接觸面積相對有限，CO2對巖心的溶蝕相對減緩，巖心孔隙度基本不變。由于前期CO2溶蝕產(chǎn)生的碎屑顆粒在CO2注入過程中逐步向巖心深部運移，此時溶蝕顆粒運移造成的堵塞問題占相對主導(dǎo)作用，巖心滲透率降低，但降低幅度較緩。

圖2為CO2注入前后巖心孔隙直徑(毛管直徑)分布變化曲線。從圖2可知，隨著注入壓力增大，直徑小于0.01 μm的孔隙數(shù)量明顯增多，但當(dāng)注入壓力由15 MPa升高至20 MPa時，小孔隙數(shù)量卻有所減少。核磁共振結(jié)果顯示：在20 MPa壓力下注入CO2后，其T2圖譜曲線較注入前T2圖譜曲線左移明顯。進一步計算發(fā)現(xiàn)：與巖心初始狀態(tài)相比，20 MPa壓力下注入CO2后，巖心微孔隙(T2<1 ms)占比由1.50%增至2.31%[19-21]，說明注入CO2對巖心溶蝕作用明顯。

圖3為15 MPa和20 MPa壓力下注入CO2后巖心孔隙和喉道尺寸的變化。結(jié)合圖2和圖3可知，注入CO2后，直徑為100～150 μm的孔隙數(shù)量有所增多，尤其是在巖心由初始狀態(tài)轉(zhuǎn)至CO2注入壓力為10 MPa時，說明CO2對巖心孔隙的溶蝕主要集中在直徑為100～150 μm的孔隙空間。具體表現(xiàn)為：巖心在初始狀態(tài)、CO2注入壓力為15 MPa和20 MPa狀態(tài)下，巖心直徑為100～150 μm的孔隙頻率分別為71.55%、79.86%和81.28%。而CO2對喉道的影響卻十分明顯，具體表現(xiàn)為：CO2溶蝕產(chǎn)生的碎屑受CO2沿運移方向的“攜帶”作用，直徑小于1.5 μm的喉道數(shù)量顯著增多，巖心在原始狀態(tài)、CO2注入壓力為15 MPa和20 MPa狀態(tài)下，該部分尺寸喉道頻率分別為23.81%、37.78%和39.64%，這說明CO2對巖心的溶蝕造成喉道變窄明顯。該結(jié)果與注入CO2后巖心滲透率降低結(jié)果一致。

圖4為注入CO2前后巖心接觸角變化。從圖4可知，巖心薄片與CO2作用后，隨著注入壓力的升高，其接觸角均降低，且降低幅度呈先迅速升高后下降的趨勢，具體表現(xiàn)為：當(dāng)注入壓力由5 MPa升高至20 MPa時，巖心薄片接觸角降低幅度分別為6.41%、14.60%、39.51%和18.69%。這說明在不同壓力下注入CO2后，巖心薄片的親水性均增強，且總體表現(xiàn)為注入壓力越高，CO2對巖心薄片潤濕性的影響越明顯。巖心薄片與CO2作用后，親水性增強，有利于CO2驅(qū)油。

2.2 CO2注入對流體性質(zhì)的影響

圖6為不同壓力條件下CO2在地層流體中的擴散系數(shù)和溶解度變化的情況。由圖6可知，隨著注入壓力的升高，CO2在地層流體中的溶解度呈先迅速增大后基本保持平穩(wěn)的態(tài)勢，這主要是由于在壓力升高初期，CO2在地層流體(主要是原油)中迅速溶解，當(dāng)壓力升高至15 MPa左右時，該壓力值接近CO2-原油最小混相壓力(細管實驗結(jié)果表明，該區(qū)域CO2-原油最小混相壓力值為14.28 MPa)，其溶解度達到最大值。同時，CO2在地層流體中的擴散系數(shù)隨壓力的升高呈先緩后快的增大趨勢，這主要是由于隨著壓力的升高，CO2在地層流體中先以溶解為主，當(dāng)其溶解度達到最大值后，其在流體中以物理擴散的形式進行。

圖7為巖心驅(qū)替實驗中不同注入壓力下采出液中原油組分、黏度及瀝青質(zhì)含量變化。從圖7(a)可以看出，隨著注入壓力升高，采出原油中C5～C9、C10～C14、C15～C19、C20～C24及C25～C33含量均增大，說明CO2對上述組分均存在萃取作用，且CO2對C5～C9、C10～C14及C15～C19的萃取作用較對C20～C24和C25～C33萃取作用強。具體表現(xiàn)為：當(dāng)注入壓力由5 MPa升高至10 MPa和15 MPa時，各組分含量分別增加4.12%、12.12%、4.03%、0.93%、1.43%和8.75%、19.62%、7.08%、2.28%、2.65%，出現(xiàn)這一結(jié)果的主要原因是由于壓力的升高，促使了CO2由氣態(tài)轉(zhuǎn)變?yōu)榕R界態(tài)，其對原油的萃取能力驟然增強。當(dāng)注入壓力由15 MPa升高至20 MPa時，各組分的含量基本保持不變(各組分含量僅增加0.02%、0.13%、0.16%、1.15%及0.22%)，說明在該壓力條件下，CO2與原油已達到混相狀態(tài)。

各壓力條件下對應(yīng)巖心出口端原油采收率分別為29.65%、56.58%、76.69%、78.32%，該結(jié)果是CO2驅(qū)油過程對多孔介質(zhì)及流體的綜合影響出現(xiàn)的結(jié)果，另外，驅(qū)油實驗結(jié)果也正好印證了在15～20 MPa條件下CO2與原油基本達到混相狀態(tài)。

從圖7(b)可看出，隨著注入壓力升高，采出原油黏度及瀝青質(zhì)含量均大幅下降。具體表現(xiàn)為：當(dāng)注入壓力由5 MPa升高至10 MPa和15 MPa時，兩者的降低幅度分別達到27.91%、21.31%和41.62%、50.46%。結(jié)合圖7(a)可知，這是因為CO2大量溶入原油，大幅降低了原油黏度，同時不斷萃取出原油中的輕質(zhì)組分，使得大部分瀝青質(zhì)(重質(zhì)組分)滯留在巖心中，造成采出原油黏度及瀝青質(zhì)含量迅速降低。而當(dāng)注入壓力在15～20 MPa時，采出原油黏度及瀝青質(zhì)組分則基本不變(20 MPa注入壓力下采出原油黏度及瀝青質(zhì)含量分別較15 MPa時分別降低幅度僅3.59%和5.40%)，這說明該壓力區(qū)間CO2對原油的降黏效果有限，且其中輕質(zhì)組分已基本被萃取完畢。

3 結(jié)論

(1) 在CO2注入壓力由5 MPa升高至20 MPa過程中，儲層多孔介質(zhì)平均孔隙度增加19.16%，且總體呈先增大后不變的趨勢；平均滲透率降低11.23%，且滲透率降低幅度總體呈先增大后降低的趨勢；直徑為100～150 μm的孔隙空間增多9.73%；直徑小于1.5 μm的喉道空間增多15.83%；巖心親水性顯著增強。

(2) 在CO2注入壓力由5 MPa升高至20 MPa過程中，地層水中Ca2+和HCO3-含量增大，CO2在地層流體中的溶解度呈先增大后不變的趨勢，擴散系數(shù)總體呈增大的趨勢，采出原油中C5～C33組分含量呈現(xiàn)先增大后基本不變的規(guī)律，采出原油黏度及瀝青質(zhì)含量呈現(xiàn)先迅速降低后保持不變的規(guī)律。