缝洞型油藏填充介质含水饱和度对CO2>和N2>溶解扩散影响实验

王志兴，侯吉瑞，杨宇昊，朱桂良

(1.重庆科技学院，重庆 401331；2.中国石油大学(北京)，北京 102249；3.石油工程教育部重点实验室，北京 102249；4.The University of Kansas，Lawrence KS66045，USA；5.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083)

0 引 言

塔里木盆地塔河油田是典型的裂缝-溶洞型碳酸盐岩油藏[1]，其内部缝洞发育规模大，溶岩溶洞是其主要的储集空间[2-3]。受岩溶作用的影响，缝洞单元储集体内部充填程度高、充填特征复杂[4-8]，储层内剩余油分布形式多样[9-11]，导致注水波及范围小、采收率不理想。受缝洞体内部非均质性强、注采井网控制不足等影响，注入水在充填作用较强的区域波及程度有限，致使大量剩余油富集在缝洞体填充介质内。研究表明，缝洞型油藏近50%的探明石油地质储量储存在缝洞体的填充介质中[12-15]，有效开采缝洞体填充介质中的剩余油具有较高的开发意义。近年来，注气提高采收率技术已成功应用于缝洞型碳酸盐岩油藏[16-19]，其开发效果受气体介质物性、流体分布、储集体填充程度、地下水流作用等影响。而注入气在填充介质中的扩散行为是决定注入气溶解程度的关键参数之一，进而影响注入气的波及效率以及注气参数优化。现有的注入气在多孔介质中的溶解扩散研究多集中在砂岩油藏储层介质中[20-21]，且扩散系数的测量实验条件与缝洞型油藏条件(温度大于100 ℃，压力不小于30 MPa)相差较大，无法为其注入气溶解扩散研究提供参考。同时，含水饱和度对注入气溶解扩散作用影响的相关研究相对较少，部分仅测量了油藏条件下注入气在对应流体中的扩散系数[22]，缺少充足数据形成规律性认识。此外，现阶段对注入气启动缝洞型油藏填充介质内部剩余油的认识，大多建立在常温常压条件下的物理模拟基础上，缺少真实油藏高温高压条件下填充介质内部注入油-气-水相互作用的认识，特别是气体溶解和分子扩散方面的深入研究。因此，该文通过压力衰竭实验方法，测量了注入气在缝洞型油藏填充介质中的溶解度及扩散系数，通过研究不同含水饱和度下注入气压力变化规律、溶解度和扩散系数，分析了含水饱和度对注入气在填充介质中的溶解扩散特征影响机理，进一步加深了对缝洞型油藏注入气在填充介质中溶解和扩散传质的认识，为注气开发缝洞型油藏填充介质内部剩余油提供了一定的理论指导。

1 高温高压注入气溶解和扩散实验

1.1 实验材料及装置

扩散实验采用的原油为缝洞型油藏原油，油藏条件下原油黏度为1.42 mPa·s，密度为0.642 g/cm3。地层水来自同一区块，矿化度为22×104mg/L。CO2和N2均由京高气体有限公司提供，纯度为99.99%。填充介质则采用对应地层的露头砂制成的人工岩心，直径均为3.08 cm。填充介质的物性参照了缝洞型油藏垮塌型填充介质的研究资料[23]，填充介质物性如表1所示。

表1 注入气扩散实验填充介质物性

填充介质扩散系数测量装置如图1所示[24]。其中，ISCO高压泵的作用是在常规的增压基础上，进一步为气瓶增加压力，以达到实验所需的高压条件；活塞式中间容器通过高压泵向气瓶提供高压气体；中间的高压气瓶起到提供较高的扩散初始压力和缓冲高速气体作用；所有高压容器均连接高精度压力传感器(精度可达±0.5 kPa，昆仑海岸传感技术有限公司)，检测实验过程中的压力变化，特别是扩散釜中的压力随时间变化；整个实验过程均在耐高温烘箱中进行(HW-III型，海安华达石油仪器

有限公司)，温度控制精度可达±0.1 ℃，以保证实验过程中的恒温条件。

图1 填充介质扩散系数测定实验装置示意图

1.2 实验步骤

(1) 气密性检测。用石油醚清洗所有容器内壁、管线及阀门，60 ℃干燥2 h，接通所有高压中间容器以及扩散釜。打开所有阀门，使整个体系连通，抽真空2 h。向整个体系注入10 MPa高纯N2检测整个实验装置的气密性。若良好，则打开泄气阀门进行下一步操作。

(2) 饱和地层流体填充介质的准备。不同饱和度填充介质准备是在独立的实验装置中进行，类似于水驱实验。测量岩心尺寸并计算视体积，然后放入夹持器中抽真空2 h。饱和地层水，测量填充介质的孔隙体积。饱和地层油，直至无水产出后计算含油饱和度。待饱和油结束后，岩心同夹持器放入120 ℃烘箱，老化48 h。

(3) 扩散实验。用环氧树脂密封老化岩心的2个端面。将端面密封好的岩心放入扩散釜正中间固定，抽真空30 min。现有的高压条件下注气扩散系数测定，压力增加过程中注入气与填充介质持续接触，此过程中注入气已发生了扩散，因此，达到实验设定压力时，计量的压力衰竭数据已是注入气扩散一段时间后的数据，导致后续的压力衰竭拟合精度不高。采用瞬间提供高压的方法，即向活塞容器和高压气瓶内注入高压气体。待高压气瓶中压力稳定且达到要求值，则开启连通阀进行扩散实验。若压力仍未满足，则通过活塞容器进一步增压，待压力达到设计值后开启连通阀门进行扩散实验。扩散过程中，记录扩散釜内压力随时间变化。待扩散压力接近平衡，停止扩散实验。排气泄压，清洗管线、阀门和容器，替换新岩心进行下一轮扩散实验。

2 气体在填充介质中扩散系数计算模型

为减小流体在填充介质中渗流作用的影响，测试实验采用压力衰竭法测量饱和流体多孔介质中扩散系数[25-26]。结合实验模型，作出如下假设：①多孔介质的固体骨架不可压缩，且位置固定；②多孔介质内的各相扩散系数为常数；③由于模型竖直放置使得对流作用很弱，气体在多孔介质中的自然对流作用忽略不计，故可不考虑；④气液界面上的物质的量浓度始终为平衡物质的量浓度；⑤实验过程中温度保持恒定；⑥气液两相间没有相变传质与传热。

Pb元素的转移：于25 mL比色管中加入2.5 mL 20%盐酸与5 mL 10%K3Fe（CN）6和2%草酸混合液，用超纯水将前处理的Pb样品转移至比色管中，定容摇匀，待测。

由以上条件结合一维菲克第一定律和连续性方程得到径向扩散的微分方程：

(1)

式中：c为气体在填充介质溶液中物质的量浓度，mol/m3；Deff为气体在填充介质中的有效扩散系数，m2/s；t为扩散时间，s；r为气体扩散的径向距离，m。

实验刚开始时，由于没有气体进入填充介质中，故初始条件为：

c(r，0)=0，(0≤r≤∞)

(2)

根据假设条件，初始条件和边界条件为：

c(t，r)=0，(0

(3)

c=c0，(r=r0，t≥0)

(4)

联立式(1)、(2)、(3)、(4)得到：

(5)

式中：J0(rai)为零阶第一类贝塞尔函数；J1(r0ai)为一阶第一类贝塞尔函数；ai为J0(r0ai)=0的正根；r0为岩心截面半径，m。

结合扩散釜、填充介质物性和注气前后扩散釜内部的真实气体状态方程pV=ZnRT，以及对方程解的简化，即可得到扩散过程中压差与时间平方根的关系：

(6)

将式(6)更换成有效扩散系数Deff的形式，即可得到气体在填充介质中的扩散系数：

(7)

3 实验结果及分析

3.1 含水饱和度对注入气扩散压力的影响

由于实验条件有限，且高温高压条件下CO2和N2分子热运动剧烈，因此，气体扩散的初始压力很难精确控制到完全相同。为保证对比的可靠性，2种气体扩散实验的初始压力均控制在50.00 MPa左右。以束缚水状态的填充介质的注入气扩散实验为例，CO2的初始压力为50.64 MPa，N2的初始压力为50.09 MPa，二者实验压力基本接近。为对比注入气在扩散过程中压力随时间的相对变化，采用注入气在扩散过程中的相对压力(某一时刻压力值与初始压力的比值)变化曲线，消除初始压力差异所带来的影响。二者相对压力变化曲线如图2所示。

图2 CO2和N2在束缚水饱和度填充介质中相对压力变化

CO2和N2在填充介质中的扩散压力变化均可分为直线下降、近指数降低和平缓变化3个阶段。实验开始时，注入气首次与填充介质接触，填充介质内部注入气物质的量浓度为零，故压力呈线性下降。扩散过程中注入气分子首先溶解于填充介质表面的原油，然后再进入填充介质内部孔隙的原油中。当注入气进入填充介质孔隙内部原油后，压力降幅逐渐放缓，呈现出近指数下降趋势。随着填充介质内部原油中的注入气溶解量接近饱和，压力降幅逐渐趋于平缓，直至接近扩散平衡。

不同含水饱和度的填充介质中，CO2和N2在填充介质中的扩散压力降幅如图3所示。束缚水条件下，CO2在填充介质中扩散压力降幅为1.85%，50%含水饱和度条件下为1.41%，100%含水饱和度条件下则为1.08%；相同条件下，N2的扩散压力降幅分别为1.55%、1.05%和0.88%。可见，随着填充介质中含水饱和度的升高，注入气的压力降幅逐渐变小，填充介质中水相的存在增加了注入气通过扩散进入填充介质的难度。

图3 CO2和N2在不同含水饱和度填充介质中压降幅度的变化

结合图2、3可知：CO2在填充介质中的扩散压降幅度均高于同条件下的N2，特别是含水饱和度超过50%时，CO2的扩散压力仍保持1%的降幅，而N2的扩散压力降幅则低于1%，较低的压力降幅侧面反映出N2在保持地层压力和补充地层能量方面具有一定优势。因此，结合不同现场实际，应选取不同注气策略：针对填充介质中含水饱和度较高的缝洞型油藏，若以控水为主，可选择注CO2；针对近井地带存在较高含油饱和度的区域，为实现保压增能，可选择注N2。

3.2 含水饱和度对注入气扩散溶解量的影响

压降幅度变化侧面反映出注入气在扩散过程中溶解于填充介质孔隙流体中的数量。结合扩散前后注入气的压力变化，根据对应的气体状态方程即可得到扩散前后扩散釜中的注入气的量，两者之差即为填充介质中溶解气体的物质的量。由于扩散过程中温度和容器体积恒定，液体膨胀体积相对较小，故液体膨胀因素可以忽略。因此，扩散过程中压力降低反映出气体密度的变化。通过气体状态方程计算扩散前后的气体密度变化，进而得到溶入原油中气体物质的量。扩散前后的体积不变，用密度表示的气体状态方程为：

pV=ZnRT

(8)

则进入填充介质的气体物质的量为：

(9)

式中：Δn为注气前后容器物质的量差异，mol；n1为注气前气体物质的量，mol；n2为注气后气体物质的量，mol；p1为注气前中间容器内部压力，MPa；p2为注气后中间容器内部压力，MPa；Z1为注气前气体压缩因子；Z2为注气后气体压缩因子。

不同含水饱和度填充介质中注入气溶解量如图4所示。束缚水条件下，CO2在填充介质中的溶解量为6.25×10-5mol；含水饱和度增至50%时，溶解量降为4.95×10-5mol；完全饱和水时，溶解量则为3.74×10-5mol；相同条件下，N2的溶解量则由3.60×10-5mol降至2.07×10-5mol。表明随着填充介质中含水饱和度升高，注入气在填充介质的溶解量降低，水相的存在降低了注入气的溶解量。

在填充介质中，相同条件下CO2的溶解量高于N2，其溶解量约为N2的1.7倍。结合扩散实验的压降幅度，更多CO2溶解在流体中，故压力降幅高于N2。由于N2扩散平衡压力较高，N2在实际应用中具有一定的保压特性。

图4 注入气的溶解量与填充介质含水饱和度关系

3.3 含水饱和度对注入气扩散系数的影响

压力降幅、溶解度的差异反映出2种气体的不同传质特征。图5显示了2种气体在不同含水饱和度填充介质中的扩散系数。束缚水条件下，CO2的扩散系数为3.92×10-9m2/s；随含水饱和度增至50%左右时，扩散系数为5.45×10-10m2/s；当填充介质完全饱和水时，CO2的扩散系数为1.59×10-10m2/s。相同条件下N2的扩散系数由4.41×10-10m2/s降至6.59×10-11m2/s。

图5 含水饱和度与注入气扩散系数关系

由实验结果可以看出，填充介质水相饱和度由束缚水条件逐渐增至完全饱和，CO2和N2的扩散系数均降低了一个数量级，注入气在填充介质的扩散系数显著降低，水相的存在降低了注入气在填充介质中孔隙的传质能力。相同条件下，CO2在含水的填充介质中扩散系数高于N2一个数量级。结合压降幅度和溶解度实验结果，CO2在填充介质的流体中传质能力高于相同条件下的N2。

3.4 填充介质含水饱和度对注入气溶解传质影响机理

(1) 缝洞型油藏条件下CO2和N2与地层流体物性差异。物性特征是研究注入气与地层流体相互作用的重要参数，进而影响注气过程中的波及效率。由于缝洞型油藏埋深通常超过5 000 m，致使其油藏温度和压力高于常规油藏，缝洞型油藏温度多高于100 ℃，压力多高于30 MPa，故对比分析高温高压条件下的注入气和地层流体物性特征十分重要。表2对比了扩散实验条件下(温度为120 ℃，压力为50 MPa)注入气与地层流体性质，其中，NaCl溶液物质的量浓度为4 mol/L，矿化度约为2.25×105mg/L，与实验条件下的地层水矿化度接近。由表2可知，CO2和N2在密度和黏度上与地层流体差异明显。原油密度约是N2的2倍，接近于正辛烷，低于CO2、芳烃和高矿化度水溶液；原油黏度则高于同条件下的地层流体。N2密度和黏度均低于原油，重力分异作用明显，流动性好，故有利于开发阁楼油[27-29]，而CO2气体的密度高于原油，黏度却低于原油，则表现为控水效果较好。可见，注入气与地层流体物性差异影响注入气在地层中的分布，进而呈现出不同的开发效果。

表2 实验条件下注入气与地层流体物性对比

(2) 注入气在地层流体中溶解差异。油藏条件下，CO2和N2在地层水中的溶解度均低于同条件下在原油中的溶解度[30]。而注入气在地层流体中的溶解量直接影响注入气与地层流体体系的界面张力，气体的溶解量越多，界面张力越低。因此，注入气与地层水的界面张力明显高于原油，增加了其相间传质的阻力。

(3) 注入气在油藏流体中扩散特征差异。注入气在不同含水饱和度填充介质的扩散实验结果(表3)显示，CO2和N2在100%含水饱和度条件下的扩散系数明显低于束缚水条件。与原油相比，注入气在地层水中的扩散系数大大降低。主要原因在于，地层水中存在的氢键降低了水分子间的可压缩性，增加了气体分子扩散进入的阻力。同时，岩石骨架的存在，增加了气体在填充介质中的移动自由程，降低了传质速率。同时，填充介质中水相增加，油水界面毛管力作用明显，气体扩散阻力增加，扩散系数降低，最终降低了注入气的溶解性，从而增加了溶解改变原油物性的难度。

表3 注入气在不同介质中扩散系数对比

(4) 填充介质骨架分布的非均质性增加了流体分布的不均匀性。随着填充介质中含水饱和度的增加，孔隙内部的油水分布不均匀程度增加。由于注入气与地层流体间存在着物性、溶解度和扩散系数差异，高度分散的油水分布降低了注入气在填充介质中的溶解度，阻碍了注入气体的扩散。

4 结 论

(1) 相近的初始扩散压力下，填充介质的含水饱和度由束缚水增至完全饱和，注入气的扩散压力降幅减小，CO2由1.85%降至1.08%，N2由1.55%降至0.88%；平衡压力升高，注入气的溶解量降低，2种注入气的溶解量降幅接近50%；扩散系数均降低了一个数量级。缝洞储集体内部的含水饱和度对后续注气开发效果具有一定影响。

(2) 注入气与地层流体的物性差别明显，在原油和地层水中的溶解性明显不同，因此，含水饱和度的升高增加了两相界面张力，降低了注入气的流动性能，影响微观驱油效率；注入气在填充介质中的扩散系数随含水饱和度增加而降低，传质能力下降，影响注入气的波及效率。

(3) 相同条件下CO2和N2在不同含水饱和度填充介质中的溶解扩散差异明显，特别是二者的物性、溶解性和扩散性能，现场应结合生产实际，选取合适的气体介质动用缝洞型油藏水驱后填充介质内部剩余油。