致密油藏CO2驱微观孔隙结构变化规律研究

栾茂兴

致密油藏CO2驱微观孔隙结构变化规律研究

栾茂兴

（中法渤海地质服务有限公司，天津 300457）

注CO2已经成为致密油藏提高采收率的重要手段之一。通过搭建致密岩心CO2驱核磁共振测试平台，研究了致密油藏CO2驱过程岩心微观孔喉的变化规律。结果表明，CO2驱替后在堵塞大孔喉同时，会产生新的小孔喉，反应时间越长，大孔喉堵塞和小孔喉产生越明显。在注入温度和压力较高时，CO2处于超临界态，超临界CO2和地层水及储层岩石的化学反应速度大幅提高，产生了大量新的微小孔喉，对岩心微观孔隙结构的影响更加明显。

致密油；CO2驱；孔隙结构；核磁共振

随着全球常规油气资源日渐减少，以致密油气、页岩油气为主的非常规油气逐渐成为勘探开发的主战场[1-2]。致密油是非常规油气中的重要组成部分，数据表明，中国的致密油储量分布面积达50×104km2，资源量预计高达2.0×1010t，可采储量达2.0×109～2.5×109t，致密油正逐渐成为中国油气行业新的增长点[3-4]。

致密油藏储层物性极差，天然能量有限且衰减速度快。补充能量开发是提高开发效果的重要手段之一[5]。但常规的注水开发在致密储层中应用难度大且易导致水淹等问题，因此，注气，特别是注CO2，成为致密油藏提高采收率方法的首选。然而，由于CO2特殊的物理化学性质，在其进入储层后，会和地层水及储层岩石发生一系列的反应，进而对储层物性造成影响。但目前对于致密储层注CO2的影响研究，主要集中在对渗透率、孔隙度等的宏观影响方面，缺乏对反应前后储层微观孔隙结构的变化研究[6-7]。本文通过搭建致密岩心CO2驱核磁共振测试平台，研究了致密油藏CO2驱过程岩心微观孔喉的变化规律，为研究致密油藏CO2驱内在机理提供理论依据。

1 实验方法与流程

1.1 实验材料

选取鄂尔多斯盆地某致密油藏天然岩心为实验岩心，岩石类型为岩屑石英砂岩。实验用水由地层水样配置而成，水型为CaCl2型，总矿化度21 355 mg/L。实验用CO2气体为纯度大于99.999%的高纯CO2。

1.2 实验设备

为研究CO2驱过程岩心微观孔隙结构的变化特征，搭建了岩心驱替核磁共振测试平台，实验设备流程如图1所示。

岩心驱替核磁共振测试平台主要由注入系统、围压/回压控制系统、温度控制系统、核磁共振检测系统、流量采集系统等模块组成。测试平台核心为MesoMR核磁共振检测系统，通过该系统对岩心进行核磁共振检测，分析不同驱替阶段前后的致密岩心孔隙结构特征。

图1 岩心驱替核磁共振测试平台

1.3 方法与流程

为了研究不同条件下致密油藏CO2驱前后岩心孔隙结构的变化规律，制定具体实验步骤如下：清洗烘干实验岩心，并测量岩心气测渗透率和孔隙度；对岩心饱和地层水进行核磁共振测试，提取2谱；将围压和恒温箱温度设定为预定值，待夹持器中温度恒定后开始进行CO2驱替，按照设定的注入压力开展恒压驱替，将回压设定为低于注入压力 0.3 MPa，驱替100PV后结束；将驱替后的岩心清洗烘干，测试岩心的气测渗透率和孔隙度，并将饱和地层水，再次进行核磁共振测试，提取2谱；对比分析CO2驱前后的岩心孔渗和2谱的差异，研究CO2驱前后致密岩心孔隙结构变化规律。

2 实验结果与讨论

通过设定不同的实验参数，定量分析研究了反应时间、注入压力和注入温度影响下的CO2驱前后致密岩心微观孔隙结构变化规律。

2.1 反应时间的影响

CO2和地层水及储层岩石的反应是一个逐步发生的化学反应，因此CO2驱替的时间，也就是CO2同在岩心中滞留的时间将会直接影响到反应的程度，并对最终的反应结果造成影响。为了研究反应时间对于CO2驱前后致密岩心微观孔隙结构变化的影响，采用同一渗透率的3块岩心（0.2× 10﹣3μm2），在相同的注入压力（7 MPa）下开展CO2驱替，实验温度为60 ℃，将驱替时间分别设定为1 d、2 d、3 d。实验前后的岩心核磁共振2谱对比结果如图2所示。

图2 不同反应时间下的岩心T2谱对比

从图2可以看出，在CO2驱替后，致密岩心中2值在0.1～1 ms间的小孔喉和2值在0.1～1 ms间的中孔喉的信号强度均出现明显下降，表明注入的CO2和地层水及岩石矿物发生反应并形成了新生矿物，对中小孔喉造成了明显堵塞。随着驱替反应时间的延长，2值在10～100 ms间的相对大孔喉所受影响逐渐增大，反应时间越长，大孔喉的堵塞越严重，同时更小尺寸孔喉所占的比例也逐渐提高。结果表明，CO2驱替后在堵塞大孔喉的同时，会产生新的小孔喉，反应时间越长，大孔喉的堵塞和小孔喉的产生也越明显。

2.2 注入压力的影响

为了研究注入压力对于CO2驱前后致密岩心微观孔隙结构变化的影响，采用同一渗透率的3块岩心（0.2×10﹣3μm2），在不同的注入压力（3 MPa、7 MPa、11 MPa）下开展CO2驱替，实验温度为60 ℃，驱替时间2 d。实验前后的岩心核磁共振2谱对比结果如图3所示。

图3 不同注入压力下的岩心T2谱对比

从图3可以看出，注入压力较低（3 MPa）时，岩心中小孔喉的信号幅度明显下降，大孔喉的信号幅度也略有降低，表明此时注CO2已经导致岩心中部分孔喉堵塞。随着注入压力进一步提高，岩心中小孔喉和大孔喉的信号幅度降幅更加明显。而当注入压力达到11 MPa时，岩心孔隙信号峰左移且峰值大幅度提高，表明小孔喉占比急剧上升。这主要因为在该注入压力和温度条件下，注入的CO2已经处于超临界态，在这种情况下，超临界CO2和地层水及储层岩石的化学反应速度大幅提高，岩心内部在流体的溶蚀作用下，产生了大量的新的微小孔喉，从而导致2值在0.1～1 ms之间的小孔喉大量增多，信号幅度增强。

2.3 注入温度的影响

为了研究注入压力对于CO2驱前后致密岩心微观孔隙结构变化的影响，采用同一渗透率的3块岩心（0.2×10﹣3μm2），在不同的温度（30 ℃、60 ℃、90 ℃）下开展CO2驱替，注入压力为11 MPa，驱替时间为2 d。实验前后的岩心核磁共振2谱对比结果如图4所示。

图4 不同注入温度下的岩心T2谱对比

从图4可以看出，注入温度较低（30 ℃）时，岩心中小孔喉的信号幅度出现明显下降，大孔喉的信号幅度也略有降低，表明此时注CO2产生矿物沉淀的速度大于溶蚀的速度，导致岩心中部分孔喉堵塞。当注入温度大于60 ℃时，CO2处于超临界态，溶蚀反应迅速增强，小孔喉占比迅速提高。当注入压力继续提高后，在高温的作用下，超临界CO2展现出了更强的反应活性，中小孔喉在溶蚀作用的影响下进一步大幅提高，大孔喉则在溶蚀残余物运移和堵塞的影响下占比进一步减少。

3 结论

搭建了岩心驱替核磁共振测试平台，通过对致密油藏岩心在CO2驱前后的核磁共振结果分析，评价CO2驱过程致密岩心微观孔隙结构的变化特征；CO2驱替后在堵塞大孔喉的同时，会产生新的小孔喉，反应时间越长，大孔喉堵塞和小孔喉产生也越明显。在注入温度和压力较高时，CO2处于超临界态，超临界CO2和地层水及储层岩石的化学反应速度大幅提高，产生了大量新的微小孔喉。

［1］林森虎，邹才能，袁选俊，等.美国致密油开发现状及启示［J］.岩性油气藏，2011，23（4）：25-30.

［2］钟敏.致密油资源开发技术经济评价研究［D］.徐州：中国矿业大学，2018.

［3］贾承造，邹才能，李建忠，等.中国致密油评价标准、主要类型、基本特征及资源前景［J］.石油学报，2012，33（3）：343-350.

［4］何海清.中国致密油勘探进展及面临的挑战［J］.中国石油勘探，2014，19（1）：1-9.

［5］严向阳，李楠，王腾飞，等.美国致密油开发关键技术［J］.科技导报，2015，33（9）：102-109.

［6］王琛，李天太，高辉，等.CO2驱沥青质沉积对岩心的微观伤害机理［J］.新疆石油地质，2017，38（5）：602-606.

［7］于志超，杨思玉，刘立，等.饱和CO2地层水驱过程中的水-岩相互作用实验［J］.石油学报，2012，33（6）：1032-1042.

TE311

A

10.15913/j.cnki.kjycx.2020.12.011

2095－6835（2020）12－0028－02

栾茂兴（1992—），男，本科，助理工程师，从事油气藏试井研究。

〔编辑：严丽琴〕