特低渗油藏CO2驱储层结垢趋势的综述

崔喜江 李国庆 周丹 田辉(.新疆敦华石油技术股份有限公司，新疆 克拉玛依 834000；.新疆油田公司百口泉采油厂油田研究所，新疆 克拉玛依 834000)

0 引言

新疆准噶尔盆地中央坳陷玛湖凹陷西斜坡上的玛18井区百口泉组油藏，属于异常高压、无边底水、致密砂砾岩油气藏，2015年以来投入开发，初期部署三块不同井距的直井开发区，后转为大规模水平井分段压裂开发。2017年直井区2口井注水试验失败，为探索有效补充能量手段，2018年4月～10月在玛18小井距直井开发区开展了11口井的CO2吞吐试验。措施取得一定增产效果，整体换油率0.4左右，存在的主要问题是措施后机抽井出现严重的井筒结垢问题，造成频繁卡泵修井，并很快供液不足，大部分井机抽产量低于措施前水平。为此，我们调研了由于注入CO2对储层或井筒造成影响的相关文献和研究进展，拟针对该问题提供系统有效的解决思路和切实可行的解决方案。

1 研究进展

油气田注CO2驱油产生的主要问题有腐蚀、结垢和沥青质沉淀。腐蚀问题主要发生在井筒、集输管线和储运环节，沥青质沉淀可能会引起的近井地带堵塞，主要发生在沥青质含量高的稠油油藏，所以本文不做赘述。仅对涉及到低渗稀油油藏注CO2造成储层或井筒结垢相关的研究进展进行梳理分析，从而对玛18井区油藏面临的结垢问题提供有效的解决思路。

对于CO2驱油过程中储层物性变化规律的认识，研究者存在很大分歧。使用不同地区油藏岩心样品，得到的实验结果差异较大。

1.1 CO2进入储层通过溶蚀作用改善储层渗透率

多数研究者认为CO2进入储层通过溶蚀作用改善了储层渗透率，在注入端和储层中保持较高的温度和压力，以及较低的pH值，析出碳酸盐沉淀的几率小，而在采出端压力骤然下降，CO2气大量脱出，pH值回升等因素造成结垢趋势增加。如鄂尔多斯盆地延长组储层是典型的低孔、特低渗储层，CO2驱油过程中的储层结垢规律室内实验研究发现：

(1)在注气井近井地带和油藏深部，CO2与延长组CaCl2地层水不易产生无机垢沉淀；反而会溶蚀储层岩石，改善储层物性；其中在注气井近井地带的溶蚀作用远高于在油藏深部的。

(2)在采油井近井地带，因压力下降剧烈，溶解于地层流体中的CO2大量逸出，部分原本溶解的Ca(HCO3)2矿物易分解形成不溶性沉淀，堵塞油井近井地带及井筒，影响延长组特低渗油藏采油井生产[1]。西南石油大学利用中原油田地层水及储层岩石样品进行CO2和地层水、储层配伍性实验研究，表明注CO2过程中不会产生碳酸钙沉淀堵塞孔道降低储层渗透率；相反由于CO2溶解于水中生成碳酸溶蚀了岩石的某些胶结物，使岩石渗透率得到改善[2]。根据室内有关实验和理论计算，在油层内尽管有大量的成垢离子，但一般不会发生结垢现象。当结垢物质随产出液从生产井采出后，却容易在采油管柱和地面集输管线系统结垢。这主要是由于压力和温度的遽然下降，造成CO2的溶解度相比在油藏条件下降低8l%～87%导致[3]。

1.2 CO2进入储层对储层物性的影响因素

有研究学者以延长靖边油田特低渗油藏储层岩心为研究对象，研究了不同反应时间和压力下CO2-水-岩石相互作用后，岩石孔隙度、渗透率和孔隙结构分布的变化，考察压力对CO2水。岩石相互作用后岩石表观形貌及溶液中Ca2+浓度的影响。结果表明，岩石孔隙结构的变化受溶蚀作用、微粒运移和新生矿物沉积的综合影响。当反应时间较短时(6～24h)，岩石水测渗透率降低；随着反应时间逐渐延长，岩石孔隙度先降低后增加，岩石渗透率恢复值逐渐增加，随着反应压力的增加，溶蚀作用明显加剧，溶液中Ca2+浓度上升[4]。

取自松辽盆地南部埋深1829m的油层岩心样品，在实验室条件下模拟地层条件下饱和CO2水驱过程中的CO2-水-岩石相互作用实验，结果表明储层发生溶蚀主要针对方解石和铁白云石当碳酸盐矿物，饱和CO2水驱实验后有少量高岭石和中间产物生成，储层岩心渗透率、孔隙体积和孔隙度分别下降了4%、3%和2.5%。矿物溶解或新矿物生成过程中释放出来的粘土颗粒堵塞孔喉，是导致饱实验后岩心渗透率降低的主要原因[5]。

综上所述，CO2与地层水、储层岩石间的相互作用所引起储层物性的变化不仅与油藏压力、温度、地层水和岩石性质有关，而且与注入地层的CO2流体的物理化学性质密切相关。研究表明，CO2注入储层后会与地层水、矿物发生复杂的作用，引起储层岩石中可溶性矿物的溶蚀和新矿物的沉淀，导致储层渗透率、孔隙度的改变。注入CO2后，一方面对碳酸盐矿物的溶蚀作用会形成大量次级溶蚀通道，有利于储层渗透率升高。另一方面，三种相态和物质相互作用会形成新的矿物晶体，并且造成大量粘土颗粒释放分散到流体中，在运移过程中堵塞少量岩石孔隙喉道，降低了孔隙体积和渗透率[7]。

2 国内外CO2驱油项目研究

目前世界上大部分油田仍采用注水开发，这就面临着需要进一步提高采收率和水资源缺乏的问题。国外近年来大力开展二氧化碳驱油提高采收率技术的研发和应用。这项技术不仅能满足油田开发的需求，还可以解决二氧化碳的封存问题，保护大气环境。把二氧化碳注入油层中可以提高原油采收率。与其他驱油技术相比，二氧化碳驱油具有适用范围大、驱油成本低、采收率提高显著等优点。据国际能源机构评估认为，全世界适合二氧化碳驱油开发的资源约为3000亿～6000亿桶。注入二氧化碳用于提高石油采收率已有30多年的历史。二氧化碳驱油作为一项日趋成熟的采油技术已受到世界各国的广泛关注，据不完全统计，目前全世界正在实施的二氧化碳驱油项目有近80个。该技术不仅适用于常规油藏，尤其对低渗、特低渗透油藏，可以明显提高原油采收率。

中国CO2驱油始于20世纪60年代，大庆油田率先开展了注CO2小井距提高采收率先导试验和轻质油段塞提高采收率现场试验，阶段提高采收率8%～10%。此后，国内CO2驱研究工作长期停滞不前，直到80年代相继发现了苏北黄桥、吉林万金塔等天然CO2气源，才开始重视CO2驱的研究。至2010年，中国石油吉林、大庆、长庆等油田，中国石化华东、江苏、胜利、中原、东部等油田以及延长油田都进行了广泛的研究、先导试验和推广应用。新疆油田地区缺乏天然CO2气源，外部运输CO2距离长成本高，在一定程度上制约了CO2驱油技术的应用和推广，因此新疆油田在CO2驱油应用方面落后于东部地区油田，至2012年才陆续开展小规模CO2驱油试验。

通过对国内外相关文献调研，初步得到以下五点认识：

(1)关于CO2-H2O-储层岩石体系相互作用的认识，前人已经开展了大量的室内实验和分析研究工作，积累了丰富的文献资料；

(2)CO2与地层水、储层岩石间的相互作用影响因素包括油藏压力、温度、地层水和岩石性质等，每个油藏都有所差异，需要具体问题具体分析；

(3)新疆准噶尔盆地相比东部盆地，地温梯度较低，仅有约0.02℃/m，绝大多数油藏温度不超过100℃，储层注入CO2后，溶蚀后再沉淀或再成矿作用相对较弱，预计储层渗透率下降的风险较低；

(4)采出端近井地带或井筒结垢的问题并不是新出现的问题，在国内外CO2驱油项目中普遍发生，随着技术进步在20世纪80年代就已经有较为成熟的防范和处理方法；

(5)应用目的不同，优化试验参数的方向也要做出调整。对于CO2驱油项目来说，尽可能发挥溶蚀作用改善储层物性才能有效驱替剩余油，而对于CO2封存项目来说需要尽可能的在地层深部产生碳酸盐再沉淀固定CO2。

3 结语

针对玛18井区百口泉组油藏结垢问题，需要使用真实岩心、原油和地层水开展CO2与地层水、储层岩石间的相互作用室内实验研究，并同时开展长岩心CO2驱替实验、最小混相压力测定等研究工作，确认CO2进入储层后对于储层物性、岩性的实际影响，才能准确分析本区油藏实施规模化CO2驱油是否可行；目前已开展2口水平井和1口直井的酸化试验，均不同程度的恢复了油井的供液能力，建议选取重点井进行连续监测，分析总结入井液、采出液的离子成分变化规律，与室内实验分析结果相互验证；建议调研目前比较成熟的防垢阻垢技术和装备，开展矿场试验和阻垢剂二次配型等工作，保障采出端稳定生产。