CO2非混相驱微观孔喉波及特征研究

李梦越 刘颖 王力

摘      要：为明确CO2非混相驱波及特征与其影响因素，采用实验与数值模拟相结合的方式，对低渗岩心取样并进行CT扫描构建其二维微观孔喉模型。在此基础上，借助Comsol流体软件进行有限元计算，从微观角度对比了CO2驱和水驱的波及特征与区别，并对不同岩石润湿性下的CO2驱进行研究。结果表明：微观孔喉内水驱形成单一流通通道，油水界面分明并以活塞式驱油的方式流动，而CO2驱则形成多个流通通道，油气界面存在明显过渡段并以顶替原油的方式流动;不同的孔喉壁面润湿性会对油相流动效果产生显著影响，岩石由亲油向中间润湿性转变后油相流动效果变好，亲油岩石向疏油性转变后油相流动效果变差。

关  键  词：非混相驱;微观孔喉;润湿性;数值模拟

中图分类号：TE19       文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2020）04-0509-05

Abstract： In order to clarify the sweep characteristics and influencing factors of CO2 immiscible flooding， a two-dimensional microscopic pore-throat model was constructed by sampling the low-permeability core and performing CT scanning through experiments and numerical simulation. On this basis， the finite element calculation was carried out with Comsol fluid software. The sweep characteristics and differences of CO2 flooding and water flooding were compared from the microscopic point of view， and the CO2 flooding under different rock wettability was studied. The results showed that the water flooding in the micro-hole throat formed a single circulation channel， the oil-water interface was distinct and flowed in the form of piston-type oil displacement， while the CO2 flooding formed multiple circulation channels， and there was a significant transition section at the oil-gas interface and flowed in the form of displacement of crude oil. Different wettability of the pore throat wall had significant influence on the oil phase flow effect. The oil phase flow effect was better after the transition from oleophilic wettability to intermediate wettability， and the oil phase flow effect was worse after the transition from the lipophilicity to oleophobicity.

Key words： Immiscible flooding; Microscopic pores throat; Wettability; Numerical simulation

近年來，国内多个注水开发的低渗油藏尝试转变为注CO2开发，取得一定成效。但由于CO2与原油的微观作用机制尚不明确，限制了该技术优点的进一步提升。针对我国现有油藏情况，大多数低渗油藏和复杂油藏都可进行二氧化碳驱油，但因地层多年开采会导致国内多数油田地层压力处于低于混相压力情况，所以非混相注气研究十分具有意义。现国内多个研究者借助刻蚀微观模型对CO2驱油两相进行了实验研究[1，2]。但进行微观可视化实验前的准备工作过于繁琐，实验模型参数变化范围较广，模型制作周期相对较长，且拥有高成本制作等缺点。所以，通过微观可视化实验来研究二氧化碳驱油并不是理想之选。与此同时，很少有研究者使用计算模型来模拟CO2/油两相的非混相运移特性。所以，应用CT技术扫描真实岩心来模拟微观孔喉内的CO2波及特征对油田现场CO2驱油具有现实意义。

1  基于CT技术二维孔喉模型的构建

1.1  CT成像原理

CO2非混相驱油数值模拟是在CT扫描真实岩心构建的二维微观孔喉模型基础上进行的。CT机由X射线发射装置、接收器及载物台三部分组装而成。X射线穿过岩心会发生相应的物理变化，如光电效应、康普顿效应等其他物理过程[3]。

接收器识别到减弱后的X射线并呈现为可投影图像。通过180°或360°旋转载物台获得不同角度的岩心照片。图1为CT扫描原理示意图。图2为Micro-CT扫描仪器。

1.2  扫描流程与结果

1.2.1  样品制备

扫描样品来自吉林油田。通过对岩心薄片资料分析，该油层岩性主要以细砂岩、粉砂岩为主，伴有少量泥质粉砂岩、钙质粉砂岩和岩屑粉砂质细砂岩等[5]。填隙物成分主要有三种，分别是灰质、高岭石和泥质。图3为岩心示意图。

1.2.2  CT掃描实验步骤

应用Phoenix-nanotom-s（菲尼克斯纳米级）CT机进行扫描。图4为该机器图片。实验步骤具体如下[6]：

（1）岩样放置在65 ℃的干燥恒温箱内干燥40 h，再将岩样牢固放置于载物台上，确保实验时不会发生晃动、倾斜和倾倒等问题。

（2）将研究区域置于样品台中心，调整岩样、探测器和X射线之间距离。

（3）调整载物台，令岩样与探测器处于适宜距离。

（4）用4X镜头进行拍照。

（5）用10X镜头进行拍照，精确目标点位置。

（6）背景图像修正。

（7）通过工作参数范围确定不同角度的透射图像。

（8）灰度图像重建。

1.2.3  CT扫描结果

图5为CT扫描结果图像。蓝色方框内为截取部分来作为模型基础。图中深色部位代表孔隙，浅色部位代表基质，高亮部位代表密度值偏大区域。扫描分辨率为1.25 ?m×11.29 ?m×16.02 ?m。像素为2 223×2 214×1 516二维灰度切片图。

1.3  图像处理及孔喉网格模型构建

图像处理是建立二维微观孔喉模型的关键一步。一般CT扫描获得的图像都存在不同种类的噪声。去除噪点常使用滤波技术。常用的滤波算法有高斯滤波、中值滤波、均值滤波[7]。本文应用中值滤波去除噪点，相关的滤波公式为：

2.2  数值模拟及分析

2.2.1  边界设置

图7为模型边界条件设置。CO2/水分别由右边红色边界注入，设置为速度入口，模型左边绿色边界设置为压力出口，出口压力设置为0，注气驱替和注水驱替方向均为由右向左。模型中蓝色边界设置成无滑移润湿壁，黄色边界设置成对称边界。

模型初始条件为饱和油状态，地层油温度为313.15K，环境压力为8 atm，接触角为90°。采用SIMPLE压力修正项，求解器应用PARDISO[9]，模拟所用物性参数见表1所示。

2.2.2  水驱油数值模拟及分析

图8为不同阶段下的油水分布图。红色为油相，蓝为水相。可知水驱中因油水不互溶的特性使得油水界面分明。随着注入时间增加，注入水整体成指型以活塞注入的形式向前驱替，孔喉内的原油驱替较为彻底。水驱一旦形成优势通道后，水不再波及周围区域，盲端内剩余油动用较少。剩余油主要存在于压力未能波及到的死油区。

2.2.3  CO2驱油数值模拟及分析

图9为不同阶段下的油气分布图。红色为油相，蓝为CO2相。可知CO2与油间存在过渡界面。当通过细喉道时，CO2前端受喉道毛管力阻碍作用会产生液滴分离。注入的CO2以顶替原油的方式进行驱油且会形成多个流动连通通道。CO2驱形成优势通道后因CO2较低的黏度造就了自身很好的流动性，所以CO2驱的波及面积更大，剩余地层油更少。CO2驱剩余油多为气体扩散后压力所波及未至的区域及盲端内剩余油。

图10为原油体积分数变化曲线。由曲线可知，水驱一旦形成优势通道，注入水再向周边波及的能力几乎为零。再看CO2驱油曲线，前期CO2向前顶替原油，剩余油体积分数急剧下降，后期由于CO2良好的扩散性，剩余油体积分数曲线缓慢下降。

2.2.4  润湿性对CO2驱油流动特性

分别将接触角设置为30、90、150°进行CO2非混相驱油模拟。

图11为不同润湿性稳定流动下的油气分布图。由图可知，接触角为30°时，油气界面始终凹向气体一侧，驱替期间因壁面的强湿特性，使得CO2包裹地层油形成油滴悬浮于气相内且不易被后注入的气体携带出;接触角为90°时，界面曲率趋近于无限大，毛管力近乎于零，所以在喉道和孔隙内CO2进入的距离相差无几;接触角为150°时，CO2驱替前缘呈圆滑凸液面，注气后期喉道内易发生CO2倒吸现象。

图12为不同润湿性下孔喉内原油体积分数变化曲线。由曲线可知，润湿性对CO2驱油效果影响重大。壁面接触角90°时，剩余油体积分数最小;接触角为30°时，次之;接触角为150°时，剩余油体积分数最大。不同岩石润湿性模拟后的剩余油饱和度和驱替效率见表2。

3  结论

（1）中性岩石壁面微观孔喉内水驱以活塞式驱油的方式流动，而CO2驱以顶替原油的方式流动;水驱只形成单一流通通道且油水界面分明，而CO2驱则形成多个流通通道且油气界面存在明显过渡段;水驱在形成流动连通后水不再向四周波及，剩余油体积分数趋于稳定，而CO2驱构成连通后在扩散的作用下出口会持续出油，直到驱动压力波及不出剩余油时体积分数才趋于稳定。

（2）随润湿壁接触角的增大，油气相态接触界面逐渐由凹向CO2相转变凹向剩余油相，流动模式从活塞式驱油转变为顶替原油驱油方式。随接触角的增大，CO2相中悬浮的油滴减少，剩余油分布中卡断剩余油增多。可知接触角为90°时驱油效果最好。

参考文献：

[1]张瀚奭.高倾角油藏CO2近混相驱三次采油开发机理及矿场应用研究[D].西南石油大学，2015.

[2]宋文鹏.CO2驱最小混相压力的影响因素分析[J].当代化工，2016，45（04）：680-681+723.

[3]孔德慧.换向水驱油微观孔隙内油水相态分布特征分析[D].东北石油大学，2018.

[4]李易霖.致密砂岩储层微观孔喉结构精细表征[D].东北石油大学，2017.

[5]宋睿，刘建军，李光.基于CT图像及孔隙网格的岩芯孔渗参数研究[J].西南石油大学学报（自然科学版），2015（3）：138-145.

[6]徐湖山.基于CT技术的数字岩心重构及其应用研究[D].大连理工大学，2014.

[7]高亚军，姜汉桥，李俊键，等.基于Level Set方法的微观窜流特征研究[J].科学技术与工程，2017，17（4）：48-54.

[8]胡冉，陈益峰，万嘉敏，周创兵.超临界CO2-水两相流与CO22毛细捕获：微观孔隙模型实验与数值模拟研究[J].力学学报，2017，49（03）：638-648.

[9]Zhu Q， Zhou Q， Li X . Numerical simulation of displacement characteristics of CO2 injected in pore-scale porous media[J]. Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering， 2015，8（1）：87-92.