CO2 驱酸化溶蚀作用对原油采收率的影响机理

2020-06-17孙会珠朱玉双

岩性油气藏 2020年4期

孙会珠，朱玉双，魏勇，高媛

（1.西北大学大陆动力学国家重点实验室，西安 710069；2.西北大学地质学系，西安 710069；3.西安石油大学石油工程学院，西安 710065；4.中国石油新疆油田分公司风城油田作业区，新疆克拉玛依 834014；5.陕西燃气集团有限公司，西安710016）

0 引言

CO2驱是一种提高原油采收率的有效手段，其膨胀原油体积、降黏、降低界面张力等作用均有利于驱替原油，提高驱油效率［1-7］。在CO2进入油藏后，溶于地层流体而形成的弱酸性溶液会与储层矿物发生溶蚀反应，这一过程可能改变储层孔喉结构，进而影响CO2驱油效果［8-12］。

众多学者［13-15］已对CO2-孔喉的相互作用进行了相关研究，发现CO2驱产生的弱酸性溶液会对储层孔喉基质矿物及附着在孔喉表面的黏土颗粒产生溶蚀作用，进一步改变储层孔喉结构及物性参数。Ross 等［16］通过驱替实验发现，在CO2驱结束后，实验岩心样品的渗透率出现了不同程度的增加，综合分析认为岩心中的方解石和白云石被CO2酸性流体溶蚀，增大了孔喉体积，改变了岩心的物性。Ryoji 等［17］通过室内实验发现，岩心样品在经过CO2驱替后，其渗透率出现了明显的下降，认为酸化溶蚀效应会对孔喉系统造成一定程度的堵塞。Yu 等［18］将饱和CO2地层水注入岩心，经过充分反应后对岩心的矿物含量进行测试，结果显示碳酸盐和硅酸盐矿物的含量均有所减少，扫描电镜照片观察到有个别位置出现了矿物溶蚀。于志超等［19-20］、于淼等［21-22］通过物理模拟实验，测得在CO2驱结束后岩心的渗透率下降幅度达45%，根据矿物组分及产出液离子成分分析，发现方解石等碳酸盐矿物发生了溶蚀，渗透率下降主要是由于有高岭石等反应中间产物的生成引起的。王琛等［23］进行了CO2-地层水-岩石的相互作用实验，发现经过CO2驱替后产出流体的pH 值小于实验前的原始地层水，且离子浓度测定显示长石和碳酸盐矿物发生了溶蚀；在驱替进行到最长120 h 时，较小孔喉的堵塞程度达到25.25%，而岩心渗透率也出现了明显降低［23-24］。

目前，关于CO2驱酸化溶蚀作用的研究多集中于对岩心孔喉结构特征及渗流特性的影响评价，缺乏相关CO2驱酸化溶蚀作用对驱油效率的影响，以及最终对原油采收率的影响机理相关研究。本次研究通过在油藏温度压力条件下进行CO2驱室内物理模拟实验，结合核磁共振技术进行流体分布T2谱测定，揭示CO2驱酸化溶蚀作用对原油采收率的影响机理，以期为CO2驱在油田现场的高效应用提供指导。

1 实验概述

本次研究为避免沥青质沉积对实验结果产生影响，选用沥青质质量分数低于0.2%的原油样品，以及同一渗透率级别的砂岩岩心进行室内物理模拟实验，在实验温度、压力不变的条件下，进行不同时间的CO2驱替实验。实验结束后利用核磁共振技术测试流体分布T2谱，确定不同反应时间条件下的采收率变化规律。

1.1 实验材料

原油样品取自鄂尔多斯盆地安塞油田长6 油藏，实验油样为煤油和脱水原油按照体积比4∶1 配制而成，黏度为4.5 mPa·s。岩心样品取自安塞油田长6 储层，物性参数如表1 所列。实验用模拟地层水为Mn2+溶液，质量浓度为25 000 mg/L，使用的CO2气体纯度为99.9%。

表1 岩心样品信息及实验条件Table 1 Physical properties of the core samples and experimental conditions

1.2 实验设备

图1 实验装置示意图Fig.1 Schematic diagram of the core flooding apparatus

实验设备如图1 所示，主要由高温高压驱替系统和核磁共振设备组成。主要包括恒速驱替泵，压力为0～50 MPa，流速为0.001～10.000 mL/min；岩心夹持器，最大耐压为50 MPa；中间容器，容量为1 L，耐压为0～50 MPa；恒温箱，最高控制温度为100 ℃；回压控制系统，压力控制在0～50 MPa。核磁共振仪器，磁场强度为0.5 T，脉冲频率为1～30 MHz，射频频率控制精度为0.01 MHz。

1.3 实验流程

本次室内物理模拟实验流程主要分为以下4 步：①将采集的天然岩心样品进行洗油240 h，烘干，气测渗透率2 次，取平均值。②利用真空泵饱和模拟地层水（Mn2+溶液），将实验原油以0.01 mL/min 恒速注入岩心，驱替模拟地层水，建立原始地层油水分布，结束后对岩心样品进行核磁共振扫描。③在温度为80 ℃条件下，设定注入速度为0.01 mL/min，设定回压为10 MPa 进行CO2驱替，每注入1 PV 的CO2纯气体，配注6 PV 饱和CO2蒸馏水。当纯CO2气体注入量达到4 PV 时停止驱替。其中1 号和2 号岩心进行连续驱替；3 号和4 号岩心纯CO2气体注入2 PV 时，关闭岩心夹持器出口及入口，停止驱替，待反应120 h 后打开阀门驱替至4 PV；5 号和6 号岩心纯CO2注入2 PV 时，关闭阀门停止驱替，待反应240 h 后打开阀门驱替至4 PV，驱替过程进行核磁共振扫描。④对岩心样品进行洗油，烘干，再次气测渗透率。

2 实验结果及分析

2.1 溶蚀矿物种类分析

在进行驱替实验之前，对6 块岩心的矿物组分进行X-衍射全岩分析，实验结果如表2 所列，长6储层的矿物组分中长石含量最高，质量分数为35.35%～45.65%，平均达41.56%；石英质量分数为35.52%～43.15%，平均为39.04%，仅次于长石；泥质含量较低，质量分数为9.78%～12.21%，平均为11.15%；碳酸盐矿物及黄铁矿含量均较低，平均质量分数分别为7.68%和0.57%。

表2 岩心X-衍射全岩分析结果Table 2 X-ray diffraction whole-rock analysis results of core samples%

根据于志超［19］，王琛等［23］对酸化溶蚀作用的相关研究成果来看，有2 类矿物容易被CO2弱酸性流体溶蚀，一类是长石类矿物，另一类是碳酸盐矿物［19-20］。据本次岩心X-衍射全岩分析结果，长石和碳酸盐矿物占到矿物总质量分数的49.24%，这2 类含量较高的CO2弱酸性流体敏感矿物发生溶蚀作用将会对储层的孔喉结构产生一定程度的影响。

2.2 流体离子浓度变化特征

如表3 所列，在CO2驱替实验前后，分别测定了模拟地层水和产出液的常见离子浓度和pH 值。数据显示随着反应时间的增加，岩心样品的pH 值出现了明显的降低，在反应时间达到240 h 时，产出流体的pH 值为6.2，表明CO2溶解于地层水后使其呈弱酸性。

表3 实验前后地层水pH 值及离子含量Table 3 pH value and ion content of brine before and after the experiment

在配置的模拟地层水中，K+的原始质量浓度为35.35 mg/L，Na+的原始质量浓度为95.78 mg/L，Ca2+的原始质量浓度为29.27 mg/L。弱酸性流体与岩心基质矿物经过120 h 和240 h 的反应后，产出流体的常见离子浓度出现了明显的上升。其中，1 号和2 号岩心产出流体中的离子含量与原始离子含量接近，而3 号和4 号岩心产出流体中的3 种离子含量已出现明显增加，5 号和6 号岩心产出流体中的离子含量达到最大。分析认为，产出流体中大量增加的K+和Na+主要来自长石矿物，而Ca2+含量也有明显上升，其主要来自被溶蚀的碳酸盐矿物，如方解石等，但是由于碳酸盐矿物含量较低，因此Ca2+含量变化较小。

2.3 岩心物性参数变化特征

在CO2驱结束后，对岩心样品进行重新洗油、烘干，并测试渗透率，再与实验前的岩心原始渗透率进行对比。如表4 所列，在不同反应时间条件下岩心渗透率出现了一定程度的降低，其降低幅度随着反应时间的增加而增加。1 号和2 号岩心CO2不间断注入，当注入量为4 PV 时，渗透率出现微小变化，其变化幅度较低，可忽略；3 号和4 号岩心在注入量为2 PV 时，弱酸性流体与基质矿物进行120 h的充分反应，测得岩心渗透率的降幅分别为7.27%和6.38%，较1 号和2 号岩心的渗透率降幅明显增大；5 号和6 号岩心在停止驱替进行240 h 反应后，6 号岩心渗透率的降幅超过了10%，而5 号岩心的降幅也达到了8.89%。如图2 所示，岩心渗透率降低幅度随反应时间的增加整体呈现上升趋势，结合前人的研究成果可以看出，弱酸性流体与岩心矿物长时间的反应会导致岩心孔喉系统出现较强的矿物溶蚀反应，反应脱落的固体颗粒会进一步随流体运移至孔隙喉道的狭窄处堆积，最终发生堵塞进而降低岩心的渗透率［18-20］。

表4 CO2 驱实验结果统计Table 4 Statistics of CO2 flooding experiment results

图2 渗透率降幅与反应时间的关系Fig.2 Relationship between permeability decrease and reaction time

2.4 原油采收率变化特征

在驱替过程中，每注入1 PV 的CO2气体须进行一次核磁共振T2谱采样。因此，将同一块岩心在不同驱替阶段的T2谱进行对比，可反映不同注入量条件下对应的剩余油分布特征及原油采收率。

1 号岩心为CO2连续注入至4 PV，在驱替初始阶段，原油的采收率较低，在注入量为2 PV 时原油采收率为18.05%；随着CO2注入量的增加，原油采收率增加至43.97%；注入结束时，1 号岩心的最终采收率为64.79%。2 号岩心反映出相同的规律，即随着CO2注入量的增加，原油采收率稳步上升，在注入量为4 PV 时，2 号岩心的最终采收率为66.52%，与1 号岩心接近（表4）。如图3（a）、图3（b）所示，CO2注入量从1 PV 至4 PV 的过程中，剩余油量逐步下降；在1～2 PV 时，T2谱的幅度差较小，代表此时的采收率较低，但是在CO2注入量达到3 PV，4 PV 时，T2谱幅度差增大，剩余油量下降明显，表明此时的CO2驱油效果较好。

图3 岩心样品剩余油分布核磁共振T2谱Fig.3 NMR T2 spectrum of residual oil distribution in core samples

3 号和4 号岩心在注入量达到2 PV 时关停设备，反应120 h 后继续打开驱替。如表4 所列，3 号岩心在关停之前的采收率为31.95%，再次打开设备注入至4 PV，最终原油采收率为50.57%；对比可见，3 号岩心在注入量为3 PV 时的采收率已与前2块岩心有一些差距，而驱替结束时3 号岩心的采收率则明显低于1 号和2 号岩心。4 号岩心注入量为0～3 PV 的采收率数据与1 号和2 号岩心接近，但是在驱替结束时，与3 号岩心反映出的规律相同，即驱替结束时的采收率明显低于未关停的岩心样品。图3（c）和图3（d）分别反映了3 号和4 号岩心的剩余油分布情况，从图中可以看出这2 块岩心在关停之前，剩余油分布曲线的降幅明显，但是在注入2 PV 之后，驱替剩余油T2谱幅度差已明显小于之前，表明120 h 的反应已对采收率产生了一定程度的影响。

对比1—4 号岩心，5 号和6 号岩心在注入2 PV关停后的反应时间达到了240 h，之后打开设备继续驱替至4 PV。从表4 可以看出，这2 块岩心在反应后重新开始驱替的2 PV—3 PV—4 PV 阶段，原油的采收率增加幅度非常有限，2 PV—3 PV 阶段的采收率增幅分别只有3.85%和6.08%，已明显低于1—4 号岩心在该阶段的采收率增幅，而3 PV—4 PV 阶段反映出了同样的规律，2 块岩心的采收率增加幅度均不到5%。驱替结束时，6 号岩心的采收率为45.99%，而5 号岩心的采收率仅30.71%，与前4 块岩心在4 PV 时的采收率有较大差距。

通过观察5 号和6 号岩心的剩余油分布T2谱［图3（e）、图3（f）］，发现注入量为2 PV，3 PV，4 PV时的3 条曲线的幅度差非常小，这表明在反应240 h结束后，注入量为2 PV 至4 PV 这个阶段的驱出油量很小，剩余油T2谱没有明显变化，原油采收率低。因此，通过以上6 块岩心的核磁共振T2谱及采收率数据可以推断，在驱替关停反应的这个阶段，CO2驱的酸化溶蚀作用不仅降低了岩心样品的渗透率，同时对原油采收率也有明显的影响。

2.5 原油采收率影响机理

从反应时间与最终采收率的关系曲线（图4）可以看出，反应时间对岩心样品的最终采收率具有重要的影响，且随着反应时间的增加，岩心的最终采收率降低。反应时间为0 h 的岩心样品平均最终采收率为65.66%，经过120 h 反应后的岩心最终采收率为53.94%，而经过240 h 反应后的最终采收率仅为38.35%。综合分析本次实验结果，结合前人研究经验，认为在致密砂岩储层CO2驱过程中，CO2与地层水充分溶蚀后形成弱酸性流体，该流体会溶蚀储层基质矿物中的长石及碳酸盐类矿物，溶蚀过程中会产生一部分中间产物，并使得溶蚀矿物表面附着的黏土颗粒发生脱落［19］，而且这部分物质会随着储层内流体运移至孔隙、喉道狭窄处，进而发生堵塞，降低孔喉的渗流能力，使一部分原油无法被驱替。实验结果显示，CO2驱物理模拟实验进行的时间越长，弱酸性流体和基质矿物反应越充分，则中间产物和脱落黏土颗粒对孔喉系统的堵塞作用越强，使得岩心样品渗透率出现显著降低，并影响CO2驱的最终采收率。