CO2驱微粒运移堵塞机理及解堵技术研究

2023-12-31魏振国裴铁民陈义发贾喻博张利乐

石化技术 2023年10期

魏振国裴铁民陈义发贾喻博张利乐

中石化河南油田分公司采油二厂河南南阳 473400

井楼油田八区岩石主要以棕褐色、褐色细砂岩及粉砂岩为主，矿物成分以石英为主，长石次之，油层孔隙度16.51%～36.67%，渗透率0.066～7.935μm2，采取普通稠油水驱开发方式，平面非均质性强，低渗透井区注水压力逐渐上升，注水井吸水能力下降。CO2驱技术是低油价下经济可行的低渗油藏开发方式，长期注水对储层造成一定程度上的伤害，且注入水中携带的固相悬浮颗粒、油污等容易在储层形成堵塞[1-3]。通过开展CO2驱引起的微粒运移堵塞规律实验、CO2驱后有机垢解堵实验，提出解决对策，优化注水井CO2降压增注技术。

1 实验材料及条件

1.1 实验材料

地层水样：取自目标区块现场水样，实验前用滤纸过滤至澄清无杂质为止；气样：高纯二氧化碳气体，纯度99.999%；原油样品：取自目标油藏井口落地油，在实验室利用油水分离器除去原油中的含水后，通过油气组分及现场实际生产气油比数据复配出原始的地层流体；岩心样品：取自目标油藏直径为25mm的859-2号和859-5号天然岩心柱，在实验前经洗油烘干处理后，测定各岩心基础物性参数。

1.2 实验条件及方法

1.2.1 CO2驱引起的微粒运移堵塞规律实验

通过对现场取样获得的岩样经洗油烘干处理后，在温度50℃和压力8MPa条件下，以恒定流速开展原油参与或不参与条件下的CO2驱及气水交替驱，通过测定驱替前后岩心物性的变化来确定微粒运移堵塞规律，同时开展储层防治措施，以减小微粒运移堵塞对储层的伤害。

1.2.2 CO2驱后有机垢堵塞机理及解堵分析实验

在温度50℃和压力8MPa条件下，以恒定流速开展CO2驱，结合CO2驱前后有机垢沉淀造成的储层物性的变化来确定有机垢堵塞规律，同时开展储层防治措施，以减少有机堵塞对储层的伤害。经正庚烷清洗掉岩石流体后，主要残留物为沥青质和无机垢，说明孔隙度的下降是由沥青质和无机垢的残留造成的。经甲苯和无水乙醇将沥青质洗出，残留物为微粒和无机垢。分别测得孔隙度和渗透率，对比两次清洗后的物性参数得到CO2驱替过程中沥青质沉淀对储层孔、渗等物性参数的影响。

2 CO2 驱及气水交替驱过程引起的微粒运移堵塞规律

2.1 在含油条件下CO2 驱过程引起的压力变化

注CO2后可能存在三种堵塞，包括沥青质堵塞、无机垢堵塞、地层疏松微粒的释放与运移堵塞。通过开展含油条件下CO2驱引起的微粒运移堵塞机理实验，对现场取样获得的岩心（859-2号岩心）进行CO2驱，在0.1mL/min注入速度条件下，CO2驱共注入20.28PV。在CO2注入过程的初始阶段，注入压力和出口压力波动较大，且入出口压差相对较大，随CO2注入量的增加，压差迅速下降，最终稳定在0.02MPa，说明注入CO2可有效降低入出口压差，从而实现降压增注的目的。

2.2 在含油条件下CO2 驱前后孔隙度及渗透率变化

对CO2驱后干燥的岩心（859-2号岩心）进行抽真空饱和地层水，测定驱后岩心受无机沉淀及胶结疏松产生的颗粒影响导致的微粒运移堵塞对物性的影响。

在CO2驱后利用正庚烷进行清洗吹干后重新抽空饱和水，测得的岩心孔隙度从31.127%降至31.064%，损失约0.2%；液测渗透率从135.895mD降至47.455mD，损失约65.1%。由于正庚烷无法清洗沥青质、无机垢、微粒，因此下降是由沥青质、无机垢、微粒的残留造成的。

再次经甲苯和无水乙醇进行清洗吹干后重新抽空饱和水，测得的岩心孔隙度和液测渗透率均有所恢复，最终孔隙度由清洗前的31.064%上升至31.099%，恢复了0.113%，渗透率由清洗前的47.455mD上升至69.863mD，比清洗前恢复约47.2%，经甲苯和无水乙醇清洗后可将沥青质洗出，残留物为无机垢和微粒，最终渗透率从135.895mD降至69.863mD，损失约48.6%，这时孔隙度、渗透率的下降是由无机垢、微粒的残留造成的。

在含油条件下，由于原油的粘滞作用强，产生的沥青质、无机垢、微粒无法顺利通过岩心，在一定的条件下胶结或成团，附着在孔隙壁上或滞留在孔喉处，堵塞渗流通道，从而严重影响储层的渗流能力。

2.3 在不含油条件下CO2 转气水交替过程引起的压力变化

开展不含油的CO2驱转气水交替驱过程引起的微粒运移堵塞机理实验，可以看出：在0.1mL/min注入速度条件下，CO2驱共注入8.8PV，CO2-水交替驱共注入12.2PV。CO2注入过程中注入压力和出口压力均存在上下波动，总体上入出口压差在不断下降，从最初的0.06MPa降到0.02MPa，说明注入CO2过程中可有效降低入出口压差。后续再进行CO2-水交替驱，压力差进一步下降，且不断在0.02～0.06MPa之间波动，注水时注入压力增加，注CO2时注入压力降低，说明CO2驱和CO2-水交替驱均可实现降压增注的目的。

2.4 在不含油条件下CO2 转气水交替过程前后孔隙度及渗透率变化

对CO2转气水交替后干燥的岩心（859-5号岩心）进行抽真空饱和地层水，测定驱后岩心受无机沉淀及胶结疏松产生的颗粒影响导致的微粒运移堵塞对物性的影响。在CO2转气水交替驱后，岩心的孔隙度和渗透率均有增大现象，测得的岩心孔隙度从30.567%增至30.665%，增长约0.32%，增长幅度很小；液测渗透率从73.315mD增至103.826mD，增长约41.6%，增长幅度较大。说明在无油条件下，岩心存在微粒运移，但可以排出，未影响渗流能力。

2.5 在含油条件下CO2 转气水交替过程引起的压力变化

开展含油的CO2驱转气水交替驱过程引起的微粒运移堵塞机理实验，可以看出：在0.1mL/min注入速度条件下，CO2驱共注入10.1PV。CO2注入过程初始阶段注入压力和出口压力波动较大，入出口压差最大为0.05MPa左右，随CO2注入量的增加，压差迅速下降，最终稳定在0.02～0.03MPa之间，说明注入CO2过程中可有效降低入出口压差。从而实现降压增注的目的。后续再进行CO2-水交替驱，压力差先有所上升，上升至0.08MPa后开始下降，逐渐稳定在0.03～0.06MPa之间波动，注水时注入压力增加，注CO2时注入压力降低，说明CO2驱和CO2-水交替驱均可实现降压增注的目的。

2.6 在含油条件下CO2 转气水交替过程前后孔隙度及渗透率变化

对CO2转气水交替后干燥的岩心（859-5号岩心）进行抽真空饱和地层水，测定驱后岩心受无机沉淀及胶结疏松产生的颗粒影响导致的微粒运移堵塞对物性的影响。在CO2驱后利用正庚烷进行清洗吹干后重新抽空饱和水，测得的岩心孔隙度从30.665%降至30.214%，损失约1.47%；液测渗透率从103.826mD降至58.310mD，损失约43.8%，是由沥青质、无机垢、微粒的残留造成的。再次经甲苯和无水乙醇进行清洗后孔隙度由30.214%上升至30.362%，恢复了0.49%，渗透率由58.310mD上升至72.475mD，比清洗前恢复约24.3%，经甲苯和无水乙醇清洗后可将沥青质洗出，残留物为无机垢和微粒，最终渗透率从103.826mD降至72.475mD，损失约30.2%，这时孔隙度、渗透率的下降是由无机垢、微粒的残留造成的。

结合不含油实验结果，实际残留应大于实测孔隙体积的减小量，渗透率的下降主要是由无机沉淀和沥青质沉积造成的，说明两者的堵塞很严重；与不含油实验结果对比，含油条件下可动微粒容易被沥青质所束缚不容易被产出，从而也残留在孔隙中造成堵塞，影响流体渗流能力。

3 CO2 驱后有机垢的堵塞机理及解决对策研究

3.1 CO2 驱后有机垢堵塞机理实验

CO2驱引起有机垢堵塞同时也伴随微粒运移和无机物生成堵塞[4]，CO2驱与气水交替驱前后各岩心水相渗透率及孔隙度变化实验对比，可以看出：859-5号岩心在CO2驱后利用正庚烷进行清洗后渗透率从73.315mD降至58.310mD，损失约20.5%，而经甲苯和无水乙醇清洗后，岩心渗透率由清洗前的58.310mD上升至72.475mD，比清洗前恢复了24.3%，最终渗透率从73.315mD降至72.475mD，损失约1.2%，说明该块岩心主要是由沥青质的沉积造成的堵塞，无机垢和微粒造成的堵塞很轻微。甲苯和无水乙醇具有良好的有机垢解堵效果，同时还可以对无机垢和微粒运移堵塞起到一定的抑制作用。

3.2 CO2 驱后有机垢堵塞的解决对策分析

（1）正向注入甲苯解堵

在859-5号岩心开展气水交替驱实验，经CO2驱20倍孔隙体积后，岩心的水相有效渗透率为4.139mD，正向注甲苯1PV解堵后，水相有效渗透率增加到16.143mD，增加幅度为290%；岩心液测渗透率由72.475mD降至70.542mD，损失约2.67%，孔隙度由30.362%降至30.008%，损失约1.17%。

（2）反向注入甲苯解堵

在859-2号岩心开展气水交替驱实验，经CO2驱20倍孔隙体积后，岩心的水相有效渗透率为8.946mD，反向注甲苯1PV后，水相有效渗和率增加到35.785mD，增加幅度为300%；岩心液测渗透率由69.863mD增至69.868mD，提升约0.007%；孔隙度由31.009%增至31.142%，提升约0.43%。

综上分析可知，甲苯具有良好的有机垢解堵效果，同时还可以对无机垢和微粒运移堵塞起到一定的抑制作用。对比正向和反向注入甲苯解堵对策，反向注入甲苯后不仅可以对有机垢解堵具有良好的优势，还在一定程度上解除因微粒运移造成的喉道堵塞，提高流体的渗流能力，对增注具有较好的效果。