注CO2对超低渗储层的渗透性伤害研究

狄 伟

(中石化华北油气分公司石油工程技术研究院)

CO2驱技术是三次采油有效的技术手段，在国内外很多油田已有成功的先例[1-2]，我国的储层条件相对复杂，针对具体储层实施CO2驱需要开展大量论证，其中CO2对储层的伤害研究就是最关键的一个环节。目前，我国在CO2驱技术机理及应用方面已经开展了大量的研究[3-10]，但是对于超低渗储层CO2开发的研究还很有限[11-16]，针对现场注CO2开发过程中出现的新问题研究还较少。为此，需要对该过程所引起的储层伤害进行细致的分析和评价[17]。本文以中石化华北油气分公司某区块一储层为研究对象，通过先进室内实验手段，深入分析注CO2所引起的主要的储层伤害，希望能为同类油藏的开发和技术方案的制定提供重要的参考。

一、储层特征

目标储层位于甘肃省境内，油藏埋深2 250 m。岩石类型以灰色、深灰色长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主，矿物成分中石英、长石、岩屑的平均含量分别为36.33%、31.4%和27.17%，其中钾长石、斜长石含量分别为5%～20%，12%～30%；胶结物主要为碳酸盐胶结物，平均含量9.1%，以方解石胶结为主，平均含量为6.4%，白云石胶结物平均含量为2.7%，高岭石、绿泥石与石英胶结物次之，含量分别为0.2%～8%、0.2%～6%、0.1%～5%。孔隙组合以粒间孔-溶蚀孔型、溶蚀孔型为主，平均孔隙半径33.09 μm；地层温度69℃，地层压力20 MPa，平均渗透率0.4 mD，平均孔隙度10.8%，属于低孔超低渗储层，地层水的总矿化度为45 640 mg/L，以Na+和Cl-的含量最多；原油中沥青质的质量百分数为7.57%，总体来说，储层较差，水驱开发困难。

二、实验部分

基于储层的岩石学性质和地层流体的物理性质，对于注气过程中引起的储层伤害主要考虑注气引起的储层物性的变化、有机固相沉积等。

1. 溶解CO2的地层水对岩石的伤害

采用高压反应釜设备研究高温高压水气岩反应，实验设备主要包括高温高压反应釜、高温高压驱替装置、岩心夹持器、高压手动计量泵(环压泵)、ISCO泵(排量0.001～80 mL/min，最高压力为50 MPa)、高精度压力传感器(精度：误差<5%)、天平(精度：0.001 g)等。

实验步骤：①岩心饱和地层水，测定孔隙度和水相渗透率；②将岩心置于高压反应釜中，向釜中注水没过岩心，接着向釜内注入CO2气体，直至釜内压力不再变化，停止注入；③每隔一定时间间隔取出岩心测定水相渗透率，并做能谱分析。

2. 注CO2引起的原油有机固相沉积

实验仪器主要包括高温高压驱替装置、恒速恒压泵、中间容器、岩心夹持器、恒温箱、PVT仪、流体激光测试仪、手摇泵、回压阀等。

实验步骤：①将岩心前处理后，测量气体渗透率；②将岩心饱和地层水，按拼装成长岩心，放入岩石夹持器中，升温至65℃下恒温2 h以上；③使用模拟油驱岩心至末端不出水，老化24 h；④出口端加回压至设定数值，以0.1 mL/min的流量进行CO2驱油，记录进出口压力及出口段油气体积，至出口端没有原油流出；⑤改用汽油以低流速驱替10 PV以上，将原油中轻质组分及胶质驱出；再改地层水驱替岩心10 PV以上，驱出岩心中汽油；⑥岩心置于索氏抽提仪中，用甲醇除盐10 d以上；⑦岩心置于干燥箱120℃下恒温4 d以上至岩心质量恒定，测定气体渗透率。

同时在上述相同的回压数值下开展CO2抽提原油透光度分析实验，实验步骤为：①量取一定量原油注入PVT仪中，升温至65℃下；②逐级增压将CO2注入PVT仪内置玻璃管中，直至压力值增至上述回压值等值的压力，停止注气；③在恒定压力下，测量透光度随时间的变化，在透光度达到稳定时，多次轻晃仪器，重新测定稳定后的透光度，实验结束，并将实验结果与空白试验进行对比。

三、结果与分析

1. 溶解CO2的地层水对岩石的伤害

注入地层中的CO2首先会溶解于地层水中，使地层水呈现弱酸性，结合目标储层的矿物含量，可知易引起酸敏伤害，同时，弱酸水也易与岩石矿物中的长石、方解石等发生溶蚀作用，是导致储层渗透性变化的一个重要原因[18-19]。

实验选取的岩心气体渗透率分别为0.306、0.593 mD，实验用水矿化度为43 429 mg/L。实验初期测定两块岩心的液测渗透率分别为0.0372、0.0706 mD，实验结果如图1所示。

图1中，两块岩心渗透率最终伤害率分别为11.56%、14.87%，渗透率伤害经历了两个阶段：以150 h为分界点，0～150 h为第一阶段，该阶段渗透率伤害率变化幅度较大，分别达到了约10%和13%；在150 h之后，渗透率伤害变化幅度较小，并有趋于稳定的趋势，该阶段的渗透率伤害幅度仅为1.5%和1.8%。可见，渗透率越高的岩石伤害幅度相对越大，这与岩石的微观结构和孔隙组合方式有关，超低渗储层的渗透率主要为大孔道贡献，渗透率越高，存在的大孔道相对越多，大孔道在溶蚀作用下不同粒径级别无机颗粒脱落也较多，颗粒在运移过程中堵塞会更严重，渗透率低的岩石微细孔道分布较多，脱落颗粒粒径也较小，形成的堵塞与渗透率高的岩石相比就没有那么严重。

图1 溶解CO2地层水对岩石渗透性伤害

岩石渗透性的上述变化为溶蚀作用所致，这与岩石的矿物成分密切相关，目标储层长石含量较高，极易与酸性流体发生溶蚀反应；其次，填隙物中方解石、白云石含量较高，方解石、白云石也极易与碳酸水发生溶蚀反应。反应产生新的次生矿物，而且也会导致分散的黏土矿物及无机小颗粒脱落，固相颗粒会滞留在孔隙和喉道中，不能完全被驱出，从而导致渗透率下降。

高温条件下，长石更容易与酸性流体发生溶蚀反应，钾长石(KAlSi3O8)和钠长石(NaAlSi3O8)与酸性流体作用方程式为：

2KAlSi3O8+2H++9H2O=Al2Si2O5(OH)4+2K++4H4SiO4↓

2NaAlSi3O8+2H++9H2O=Al2Si2O5(OH)4+2Na++4H4SiO4↓

钠长石的溶蚀作用能够自发进行，为放热反应；钾长石的溶蚀作用在较高温度条件下才能进行，是吸热反应。随温度升高钾长石溶蚀程度有增强趋势，而钠长石溶蚀程度则有减弱趋势，高温条件下，钾长石更容易与酸性流体发生溶蚀作用，而钠长石在高温酸性条件下则变得相对稳定。钾长石在溶蚀反应50 h时样品表面形成大量溶蚀坑洞，有少量片状次生矿物；在反应150 h后，次生矿物在数量上明显增多且不断叠加在早生成的次生矿物之上，形成类似玫瑰花簇的形状，越来越多，越来越密，最终形成薄而不连续的似网状多孔层附着在长石表面，经能谱分析知网状多孔层为高岭石、H4SiO4胶状沉淀和重碳酸盐，当岩心渗透率较低时，固相物质不能完全被驱出，导致渗透率下降。

溶解大量CO2的地层水与岩石中的方解石和白云石极易反应，反应生成的新物质堵塞储集层。

CaCO3+CO2+H2O→Ca(HCO3)2

方解石溶蚀初期形成条柱状的溶蚀晶锥，之后溶蚀不断破坏晶锥，致其断裂破碎，并逐渐消失。在反应300 h后，条柱状的晶锥的前端被进一步溶蚀成尖锥状，溶蚀程度逐渐加深。溶蚀岩石中的方解石和白云石等碳酸盐矿物的过程中，生成水溶性的重碳酸盐(Ca(HCO3)2、MgCO3)等矿物，当生成的重碳酸盐粒径小可以被驱出时，不会堵塞岩石孔隙，岩心渗透率会增大；生成的重碳酸盐粒径较大时，就会堵塞岩石孔隙，导致岩心渗透率降低。

另一方面，含有NaCl的酸性地层水在毛管压力作用下被抽提到矿物表面后，充分暴露在超临界CO2流体中，发生盐霜反应，析出NaCl晶体。在超临界CO2流体作用下，NaCl晶体会向碳酸盐转变。其中，中间矿物与新矿物的生成对岩心的渗透率有影响。

2. 注CO2引起的原油有机固相沉积

按照设定的实验步骤进行，按照原始油样的PVT组分配制模拟油，实验温度65℃，采用天然岩心按照布拉法则组合而成的长岩心，考虑到实际地层井底压力为5.82 MPa左右，故设定回压阀压力分别为3、8 MPa，实验结果如表1所示。

表1 有机固相沉积实验结果

由表1可以看出：回压为3 MPa，CO2驱后，渗透率伤害率平均达到了5.3%，岩石的渗透率均有降低，而且渗透率越高的岩心伤害越严重；回压为8 MPa，实验前后渗透率存在明显下降，渗透率越高的岩心渗透率下降幅度越大，最大幅度可达16.92%。通过两者对比发现，回压越高，CO2驱替后的渗透率损失越大。

分析认为，原油是比较稳定的胶体分散体系，其分散相是以沥青质为核心、外围附着的胶质为溶剂化层而构成的胶束，而分散介质则主要是由油分子和部分胶质组成的。沥青质分子与胶质分子间以电子键结合，或是以氢键作用缔合。胶质对沥青质在原油中的稳定起着重要的作用。一方面，它作为两亲分子，两端分别连接油和沥青质，形成原油—胶质—沥青质空间稳定结构，显著降低整个体系的表面自由能；另一方面，胶质吸附在沥青质胶核周围形成溶剂化层，包裹沥青质分子，使沥青质分子之间不能相互聚结，如图2a所示，存放原油试管壁光滑，无残渣。沥青质是由复杂极性大环分子构成，而随着CO2注入溶于原油，大量的CO2小分子占据胶质-沥青质分子团表面空间，改变了原油胶体结构，致使吸附在沥青质表面的胶质相对减少，不能形成胶束或者胶束的溶剂化层厚度不够，从而使胶体失稳，导致沥青质大分子通相互缔合形成更大的分子团，产生沥青的絮凝和沉积，如图2(b)所示，经由CO2处理的原油在试管壁上存在大量固相“残渣”，附着在试管壁内面上，由于沥青质黏度大，粘附力强，在岩石中析出后就很难被剪切驱除，所以就会导致渗透率的降低。

图2 沥青质沉积实验

图3为PVT筒中透光度变化，当体系压力由1.0 MPa上升至5.5 MPa时，PVT仪测试窗上测试点透光度由11.0升高至13.8，下测试点由10.2降至9.3；当继续升高压力时，上测试点及下测试点的透光度变化微弱。说明原油与CO2接触后，在1.0～5.5 MPa压力区间内，发生了显著的固相沉积，当压力达到5.5 MPa以上，固相沉积现象已较弱，但透光度一直小幅变小，说明仍然存在沉积。

综上，压力越高所形成的固相沉积相对也越严重，析出的沥青质沉淀越多，由此造成的堵塞更严重。渗透率相对小的岩心，其孔喉细小，饱和油量小，在岩心内部产生的沥青质沉淀极少，渗透率降低不明显；岩心渗透率较大岩心，出的沥青质沉淀就多，导致的沉积堵塞就更严重，所以渗透率下降幅度也越大。

图3 不同压力下测试点的透光度变化

四、结论

(1)目标储层以灰色、深灰色长石岩屑砂岩为主，含石英矿物最多，长石次之，主要为粒间孔、溶蚀孔，喉道半径细小，储层物性差，原油沥青质含量高，开发难度大。

(2)注入CO2对岩石的伤害主要发生在注气初期，后期伤害较小。岩石渗透性伤害是次生矿物生成以及NaCl盐霜析出沉积堵塞而形成，渗透率伤害幅度小于15%。

(3)原油与CO2接触后，改变了原油原来的胶体稳定状态，使胶粒失稳析出沥青质并沉积在储层孔道中，引起储层渗透率的降低。