孔喉结构对CO2驱储层伤害程度的影响

2019-06-03唐梅荣张同伍白晓虎王泫懿

岩性油气藏 2019年3期

唐梅荣，张同伍，白晓虎，王泫懿，李川

（1.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，西安710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安710018）

0 引言

CO2驱是目前提高采收率的常用方法之一，已广泛应用于各类油藏，并取得了较好的驱油效果［1-3］。相比氮气驱和空气驱，采用CO2驱时 CO2气体在进入地层之后，可大量溶解于原油中，进而产生降低原油黏度、降低体系界面张力等多种作用，这些作用有利于降低原油在储层孔喉中的流动阻力，提高气驱的驱油效率，改善开发效果［4-6］，但是，在CO2驱过程中，CO2与地层流体及孔喉基质矿物的相互作用会对储层造成一定程度的伤害［7-9］。

通过大量室内实验及油田现场作业发现，CO2在进入地层后易与原油相互作用产生沥青质沉积现象，其作用产物固态沥青质会堵塞孔隙、喉道，对储层孔喉系统产生一定程度的影响［10-11］。Behbahani等［12］通过实验证明，CO2驱替过程中的沥青质沉积量主要受控于注入压力，随着注入压力的增大，沥青质沉积量会明显上升，导致岩心样品渗透率下降，进而使CO2驱替效率及原油采收率均降低。王琛等［13］通过实验研究发现，沥青质对致密砂岩岩心的孔喉系统会产生明显的堵塞作用，其堵塞程度最高可以达到55.22%；孔喉伤害规律显示，岩心渗透率越大，孔喉系统被堵塞的程度越低。此外，研究发现CO2溶于地层流体后会形成弱酸性溶液，使地层流体在与孔喉壁面接触的过程中发生矿物的溶蚀、溶解反应，反应过程及反应产物会改变孔喉体积，封堵孔隙、喉道［14-15］。

目前，关于CO2驱储层伤害的相关研究，主要评价了驱替实验条件，如实验温度、注入压力、反应时间等参数对孔喉伤害程度的影响，以及岩心孔隙度、渗透率及其对孔喉伤害程度的影响，尚缺乏岩心孔喉结构这一重要因素对CO2驱孔喉伤害程度影响的相关研究。针对现有研究的不足，采用高压压汞、扫描电镜结合核磁共振技术，通过室内物理模拟实验确定岩心样品的孔喉堵塞程度，系统评价岩心的孔喉结构对CO2驱储层伤害程度的影响，明确CO2驱储层伤害机理，以期为CO2驱现场高效应用提供理论依据。

1 实验材料、仪器及步骤

1.1 实验材料

本次实验的岩心取自鄂尔多斯盆地西峰油田白马南区，取心层位为长8致密砂岩储层，共取6块岩心，实验前分别进行了高压压汞、扫描电镜测试。表1为岩心样品尺寸、物性及孔喉特征参数，表2为岩心样品X射线衍射全岩分析结果。实验中使用的原油样品是由地层原油和高品质煤油按照体积比2∶1配制而成，其黏度为4.8 mPa·s；通过细管实验测得该模拟油样与CO2的最小混相压力为18.5 MPa，沥青质质量分数为1.85%。为抑制水中的H+离子，模拟地层水采用Mn2+溶液，质量浓为25 000 mg/L。实验用CO2气体纯度为99.9%，由西安工业气体供应站提供。

表1 岩心样品信息Table 1 Data of core samples

表2 岩心X射线衍射全岩分析Table 2 X-ray diffraction whole-rock analysis of cores samples

1.2 实验仪器

本次实验装置主要由2个部分组成，一部分是驱替系统，另一部分是核磁共振测试系统。驱替泵型号为美国制造的ISCO-260D型，压力为0～51.7MPa，双泵连续流动流速为0.001～80.000 mL/min；核磁共振设备由英国牛津仪器科技有限公司制造，可监测实验不同阶段岩心内部流体H+的弛豫行为，生成对应的T2谱以进一步分析孔喉系统的堵塞情况。

1.3 实验步骤

本次研究主要通过物理模拟结合核磁共振分析CO2驱替前后的孔喉堵塞情况，实验步骤如下：①将岩心样品进行洗油、烘干，气测渗透率；②对岩心抽真空饱和锰水24 h，称重，计算孔隙度；③建立原始地层油水分布，以0.05 mL/min的速度注入原油，至出口流体含油量达到100%，进行核磁共振T2谱采样；④在实验温度70℃（取心区块长8油藏平均温度）条件下，以流速0.01 mL/min、压力20 MPa将CO2注入岩心驱替原油，稳定驱替压差为0.5 MPa，驱替结束后进行核磁共振T2谱采样；⑤对6块岩心重复①～③的操作，对比驱替前后饱和原油T2谱、孔隙度和渗透率。

驱替实验结束后，重复步骤①～③，在相同实验条件下再次建立原始地层油水分布，通过与驱替之前的初始油分布T2谱进行对比，确定实验前后孔喉系统饱和油量的差异，定量评价孔喉的堵塞程度。同时，对比实验前后孔隙度和渗透率的差异，明确CO2驱对储层物性的影响程度。

2 分析与讨论

2.1 孔喉特征参数

本次实验选取3组具有不同孔喉结构特征的岩心样品，每组包括2块样品（参见表1、表2），进行物理模拟实验。通过分析每组岩心样品的堵塞程度，确定孔喉结构对储层伤害程度的影响。实验岩心样品按孔喉结构特征可分为3类，其毛管压力曲线如图1所示。

图1 岩心样品毛管压力曲线Fig.1 Capillary pressurecurvesof coresamples

第1组岩心样品的孔隙度为8.06%和7.78%，渗透率为0.42 mD和0.39 mD，在3组岩心样品中物性最好；压汞测试结果显示，毛管压力曲线形态平缓，整体向左下方靠拢，中值半径为0.142 2μm和0.125 8μm，中值压力和排驱压力均最低，进汞饱和度最高，整体反映了一个好的储层物性特征，将其划分为Ⅰ类孔喉结构。通过铸体薄片和扫描电镜观察发现，第1组岩心样品的孔隙类型主要为粒间孔，其次为溶蚀孔［图 2（a）—（b）］。

第2组岩心样品的物性中等，孔隙度、渗透率均低于第1组岩心样品，毛管压力曲线位于中间位置，不偏向任何一个方向，中值半径为0.10μm左右，中值压力和排驱压力均较高，整体反映储层物性一般，将其划分为Ⅱ类孔喉结构。通过扫描电镜观察发现，第2组岩心样品的孔隙类型主要为长石溶孔，少见粒间孔，其典型孔隙形态如图2（c）—（d）所示。

第3组岩心样品的物性较差，渗透率分别为0.10 mD和0.08 mD，孔隙度仅为3%左右。压汞数据显示5号、6号岩心样品的排驱压力、中值压力在3组岩心样品中均较高，而中值半径只有0.062 8μm和0.052 4μm，明显低于其他2组岩心样品；毛管压力曲线形态上翘，孔喉进汞饱和度低，整体反映储层物性较差，将其划分为Ⅲ类孔喉结构。通过铸体薄片和扫描电镜观察发现，其主要孔隙类型为溶蚀孔及微裂缝，未见粒间孔发育［图 2（e）—（f）］。

图2 岩心样品孔隙特征

2.2 孔喉堵塞程度

通过对比实验前后在同一条件下饱和原油T2谱的幅度差，进一步定量计算了岩心样品在CO2驱过程中孔喉系统的堵塞程度。图3（a）所示黑色曲线为1号岩心样品在CO2驱之前饱和原油的T2谱分布，在以20 MPa的恒定压力注入CO2气体4 PV之后驱替结束，测得岩心样品的原油采收率为22.6%；随后，对岩心样品进行洗油、烘干操作，在相同的实验条件下二次饱和原油，测得的T2谱分布如图3（a）中的红色曲线所示。通过对比可知，岩心样品在CO2驱之后饱和原油的量较实验之前有所下降，2条T2谱曲线的面积差值即视为岩心的孔喉堵塞率［15］。通过计算可得，1号岩心样品的孔喉堵塞率为8.35%；虽然堵塞程度较低，但是该现象表明在CO2驱实验过程中，沥青质沉积和酸化作用可能会使岩心样品的一部分孔喉被封堵，对饱和油量产生一定程度的影响，出现二次饱和油量下降的现象。2号岩心样品的实验结果与1号岩心样品相似，在20 MPa压力下注入CO2气体4 PV后，原油采收率为25.48%。如图3（b）所示，对比实验前后饱和原油T2谱可见，驱替后二次饱和原油量较实验前偏低，可见2号岩心的孔喉在驱替结束后也产生了一定程度的堵塞，孔喉堵塞率为9.32%。

第2组岩心样品的T2谱分布曲线如图3（c）—（d）所示，3号和4号岩心样品在CO2驱替结束时的采收率分别为18.97%和17.25%，2块岩心样品的采收率均低于1号和2号岩心样品，说明较差的物性及孔隙结构对采收率有一定的影响。从图3（c）—（d）可知，在CO2驱替结束后，3号和4号岩心样品的二次饱和油量也低于驱替前的原始饱和油量，该现象也反映了在CO2驱替过程中存在孔喉堵塞的现象。通过计算得到，3号岩心和4号岩心的孔喉堵塞程度分别为14.78%和16.63%，第2组岩心样品的孔喉堵塞程度已明显高于第1组岩心样品。

图3（e）—（f）所示为第3组岩心样品饱和油T2谱分布曲线，实验结果显示2块岩心样品在CO2注入量为4 PV时的采收率分别为12.34%和16.08%，驱油效率整体低于前2组岩心样品，其主要原因在于孔喉结构及物性与前2组样品均存在较大差异。对比实验前后饱和原油T2谱曲线幅度差异可知，第3组岩心样品的孔喉堵塞率较高，分别达到了29.05%和34.32%，说明在同样的实验条件下，CO2驱沥青质沉积和酸化作用对第3组岩心的孔喉系统影响最大。

2.3 物性伤害程度

在CO2驱替结束后，沥青质沉积和酸化作用使孔喉形成了一定程度的堵塞，孔喉结构的改变必然会导致岩心孔隙度、渗透率等物性参数发生变化，因此，通过对比实验前后孔隙度和渗透率的降低幅度，能够评价CO2驱对岩心物性的影响。图4（a）为6块岩心样品的孔隙度降低幅度曲线，从图中可以看出，孔隙度的降幅没有明显的规律，整体降幅为1%左右，因此，认为CO2驱对孔隙度的影响非常小，基本可忽略不计。图4（b）为6块岩心样品的渗透率降低幅度曲线，从图中可以看出，渗透率的降幅较大且具有一定的规律性。初始渗透率最低、孔喉结构为Ⅲ类的岩心样品，其渗透率降幅也最大，可达到25%，而初始渗透率最高、孔喉结构为Ⅰ类的岩心样品，其渗透率降幅为6%左右，明显低于Ⅲ类岩心样品，因此，认为CO2驱过程会对渗透率产生明显的影响，且渗透率越低、孔喉结构越差，渗透率受到的伤害越大。

图4 不同岩心样品的孔隙度（a）和渗透率（b）降低幅度曲线Fig.4 Relative reduction in porosity（a）and permeability（b）of core samples

2.4 孔喉结构特征

分析实验结果发现，在CO2驱过程中，岩心样品的孔喉堵塞程度与渗透率和孔喉结构特征均存在相关性。岩心驱替实验结果（表3）显示，孔喉的堵塞程度及岩心渗透率的降幅均与孔喉结构分类密切相关。孔喉结构分类为Ⅰ类的1号和2号岩心样品，经过驱替实验之后孔喉堵塞程度为9%左右，渗透率降幅为6%左右，是3组岩心样品中受到伤害最小的一组；孔喉结构分类为Ⅱ类的3号和4号岩心样品，其孔喉堵塞程度已达到15%左右，平均渗透率降幅为11.65%，这2块岩心样品受到的伤害已明显高于第1组岩心样品；孔喉结构分类为Ⅲ类的5号和6号岩心样品，孔喉堵塞程度是3组岩心样品中最高的，孔喉堵塞程度超过了30%，渗透率降幅也达到了20%左右。

表3 岩心驱替实验结果Table3 Resultsof CO2 flooding test

图5为孔喉堵塞程度随中值半径的变化曲线。图5显示孔喉堵塞程度随着中值半径的增大而出现单调降低的趋势，6号岩心的中值半径最小，而其孔喉堵塞程度则高达34.32%；1号岩心的中值半径最大，为0.142 2μm，其堵塞程度仅为8.35%。

图5 孔喉堵塞程度与中值半径关系曲线Fig.5 Relationship between plugging degree and median radius of pore throat

本次实验岩心样品中的长石类矿物和碳酸盐类矿物含量均较高。前人研究成果显示，这2类矿物在CO2驱过程中会出现明显的溶解现象，溶解过程中伴随的黏土颗粒脱落是酸化作用堵塞孔喉的主要机理［11，14-15］，再结合沥青质沉积的堵塞作用，二者共同造成了实验岩心的孔喉堵塞和渗透率降低。通过分析实验结果发现，孔喉堵塞程度与孔喉结构特征成正相关关系，即孔喉结构越好，中值半径越大，在CO2驱过程中储层受到的伤害程度就越低，而孔喉结构越差，中值半径越小，在CO2驱过程中储层受到的伤害程度就越高。因此，Ⅲ类孔隙结构岩心样品中大量发育的溶蚀孔及微裂缝由于孔隙尺度有限，容易发生堵塞，而Ⅰ类孔隙结构岩心样品中较发育的粒间孔由于孔隙尺度大，不易被沉积颗粒堵塞，受到的伤害程度也就较低。