二氧化碳驱储集层堵塞机理实验分析

周拓，刘学伟,，杨正明,，李熙喆，王淑英

（1.中国科学院渗流流体力学研究所；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院）

二氧化碳驱储集层堵塞机理实验分析

周拓1，刘学伟1,2，杨正明1,2，李熙喆2，王淑英2

（1.中国科学院渗流流体力学研究所；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院）

结合细管实验、组分分析实验、微观模拟实验3种实验方法，分析CO2驱油过程中储集层堵塞、原油开采速度降低的现象，研究储集层堵塞机理。细管实验表明，较低驱替压力条件下，CO2驱油效果较差，驱替压力越高，驱油效果越好，在驱替压力超过最小混相压力后，储集层会出现堵塞现象，对产能有较大影响。组分分析和微观模拟实验表明，CO2与原油接触后产生组分分异，在较低驱替压力下，组分分异不明显，不会产生堵塞，但驱替压力较高时，原油中芳烃被CO2快速萃取，造成非烃和沥青质快速沉积，从而堵塞喉道。因此，控制驱替压力是防止储集层堵塞的主要措施，CO2驱油最佳压力应在最小混相压力附近，过高或过低的压力都不利于CO2驱油。图8表2参15

CO2驱油；储集层堵塞机理；最小混相压力；驱替压力；原油组分分异

0 引言

矿场实践表明，CO2驱油是一种有效的提高采收率方法[1-3]，前人普遍认为，CO2驱替压力越高，越有利于原油与CO2达到混相，驱替效果就越好[4]。有关CO2驱油开采不利因素的研究主要集中在腐蚀[5-7]和气体指进[8-9]方面，部分文献[2-3]提到CO2驱过程中原油重质组分沉积问题，但对其具体堵塞机理研究较少。本文通过细管实验[10]、组分分析实验、微观模拟实验，对CO2驱油过程导致储集层喉道堵塞、原油开采速度降低的现象进行分析，探究CO2驱油过程中储集层堵塞机理。

1 实验

笔者在研究过程中，将细管实验、组分分析实验、微观模拟实验3种实验方法相结合：细管实验可以提供CO2驱实验动态数据和驱替过程中原油样品；组分分析实验用于认识不同驱替阶段原油组分变化规律，分析驱替过程中堵塞形成原因；微观模拟实验可直接观察原油组分分异后的流动过程，为CO2驱油过程中储集层堵塞机理分析提供可视化支持。

细管实验[11]长细管中充填粒径96～109 μm的石英砂，细管总长18 m，内径8 mm，外径10 mm，耐

压70 MPa，水测渗透率5.1×10−3μm2，孔隙度35.59%。细管实验法确定最小混相压力的测量标准[12]中，采用定流速驱替方式。由于气体具有强压缩性，进入细管的气体流速和注入压力都处于非稳定状态，无法对细管模型渗流能力进行分析。为此，笔者在实验中采用定压驱替方式，在稳定的驱替压力下，通过分析单位压差下注入速度和采出速度的变化，可对流动能力变化过程进行定量分析。

在细管驱油实验过程中，提取不同驱替阶段的产出油样品和残余油样品，进行原油族组分分析及饱和烃组分分析。原油族组分分析采用SY/T 5119-1995标准[13]。通过族组分分析，可获得不同油样可溶有机物（如饱和烃、芳香烃、非烃以及沥青质）含量。饱和烃组分测量采用气相色谱分析方法，实验采用SY/T 0542-1994标准[14]，利用该方法，可以获得原油中不同轻烃的质量分数。对比不同驱替阶段和不同压力下原油族组分和饱和烃分布，可以对CO2驱油过程中原油与CO2相互作用进行分析，给出不同阶段CO2驱油的特点和机理。

高温高压微观模拟实验[15]可以在地层温度、压力条件下，对模型微观孔道内CO2驱油过程进行可视化观测，实验用微观仿真模型采用透明的二维玻璃模型，采用光化学刻蚀工艺，将孔隙网络模型精密光刻到平板玻璃上，最后经高温高压烧结制成。标准模型大小为40 mm×40 mm，孔隙体积一般为50 μL，最小孔径可达10 μm。图1为该实验流程图。实验首先在高于饱和压力的压力条件下将含气原油注入模型，然后在设定回压条件下，将CO2注入模型，进行CO2驱油实验，记录驱替过程中不同时刻的驱替图像。

图1 高温高压微观模拟实验装置图

实验中使用的6个原油样品取自吉林油田（见表1），基于对6个样品最小混相压力、渗流能力等数据的分析，研究储集层堵塞现象及堵塞机理。

表1 不同油样的高压物性数据

2 结果与讨论

2.1 CO2驱油储集层堵塞现象分析

细管驱油实验采用定压驱替方式，在压力稳定的条件下，流量变化反映了原油和CO2在细管中流动能力的变化。根据单位时间注入量、采出量与注入压力的关系进行计算，得到注入指数和采油指数：

式中 Iin——注入指数，mL/（min·MPa）；Iout——采油指数，mL/（min·MPa）；Δp——注入压差，MPa；Qin——注入量，mL；Qout——采出量，mL；t——时间，min。

图2为6号油样CO2驱油实验驱替压力与驱油效率关系曲线，可见，6号油样最小混相压力约为25 MPa（最小混相压力特指采出程度达90%时的驱替压力）。需指出的是：当驱替压力小于最小混相压力时，CO2与原油也有不同程度混相。

图2 6号油样驱替压力与驱油效率关系曲线

图3、图4为6号油样在不同CO2驱替压力下注入指数和采油指数变化曲线。由图3可见，在较低驱替压力条件下，随着驱替压力增加，注入指数呈增加趋势；当驱替压力达到28.34 MPa后，注入指数明显下降，说明驱替压力达到28.34 MPa后，模型发生了堵塞现象。从图4采油指数变化趋势上也可以发现相

似的规律。由图3和图4可见，6号样品CO2驱油过程中出现堵塞现象，且堵塞现象发生在较高驱替压力条件下。

图3 油样6注入指数与注入孔隙体积倍数关系曲线

图4 油样6采油指数与注入孔隙体积倍数关系曲线

笔者对6个油样CO2驱油过程进行了分析，统计发现其中4个油样出现了堵塞现象，尤其是油样1、油样3和油样6堵塞严重（见表2）。发生堵塞的实验驱替压力都高于最小混相压力，另外两个样品由于驱替压力没有达到最小混相压力，没有发生堵塞现象。因此，CO2驱油过程中储集层堵塞主要发生在驱替压力高于最小混相压力条件下，为避免堵塞现象，最佳驱油压力应在最小混相压力附近。6号油样在驱替压力达到28.34 MPa时，出现了明显的堵塞现象，采油指数和注入指数明显下降（见图3、图4），但实验的最终驱油效率仍然高于90%，与25 MPa驱替压力下最终驱油效率接近。因此堵塞现象对CO2驱油效率影响不大，但对产能有较大影响。

表2 油样在不同CO2驱替压力下的堵塞情况

2.2 CO2驱油储集层堵塞机理

为深化CO2驱油储集层堵塞机理认识，对部分细管实验的产出样品进行了饱和烃全烃分析和原油族组分分析。图5和图6为6号油样在18.10 MPa和25.15 MPa驱替压力下产出油样品饱和烃分析结果。每组曲线除初始原油样品曲线外，第1条曲线为CO2突破（18.10 MPa和25.15 MPa驱替压力下突破时注入孔隙体积倍数分别为0.910和0.925）前样品饱和烃组成，其他曲线为CO2突破后样品饱和烃组成。从图5、图6可见，在CO2突破前及突破初期，CO2以驱替作用为主，采出流体组分与初始原油样品组分接近；随着驱替的进行，采出流体组分与初始原油样品组分差异变大。说明CO2突破后，CO2的萃取作用明显，导致采出原油与原始油样的组分出现差异。

图5 18.10 MPa驱替压力下产出原油饱和烃组成

图6 25.15 MPa驱替压力下产出原油饱和烃组成

图5为6号油样在18.10 MPa驱替压力下采出样品饱和烃组成曲线，实验过程属于非混相驱过程，产

出油组分随CO2注入孔隙体积倍数增加变化较小，随CO2注入孔隙体积倍数增加，产出流体组分峰值由C9向C14移动，驱替结束（注入3.6 PV的CO2）时，峰值在C14左右。图6实验驱替压力为25.15 MPa，该条件下CO2与流体混相，驱替过程中组分变化幅度增大，组分峰值变化范围增大到C10—C20，最终产出流体组分峰值达到C20。不同驱替压力下组分峰值变化表明，随着驱替压力的升高，CO2与原油接触后原油组分分异加剧，分异产生的重质组分在流动过程中堵塞孔道，是注入指数和采油指数下降的重要原因。

对6号样品在18.10 MPa和25.15 MPa驱替压力下产出原油的族组分进行了分析（见图7）。产出油样品按采样顺序编号，第1个样品为CO2突破前样品，其他为CO2突破后样品。

CO2驱油过程中，首先产出的油样因为没有与CO2接触，其组分与原始油样接近，随后产出油样为CO2与原油互溶形成的混合带的样品，最后是在CO2突破后，冲刷剩余油产出样品。图7中，1号样品为早期突破前样品，2—9号样品为CO2与原油混合带样品，10—14号样品为CO2突破后的样品。18.10 MPa下（见图7a），混合带产出样品组分与突破前样品组分接近，而25.15 MPa下（见图7b），混合带产出样品组分与突破前明显不同，采出样品中，芳烃类组分含量大幅度增加，而非烃和沥青质组分含量变化不大。分析认为，芳烃对非烃和沥青质的溶解性明显优于饱和烃，因此，芳烃的快速萃取会造成非烃和沥青质的析出。在较高压力下，CO2对芳烃萃取过程加剧，导致非烃和沥青质快速析出，是形成堵塞的重要原因。

利用高温高压微观模拟实验可以观察到明显的原油组分分异现象。图8给出了6号油样在15 MPa和28 MPa驱替压力下CO2驱替前缘变化过程，由图8a可见，15 MPa驱替压力下，CO2与原油的界面不明显；但在28 MPa驱替压力下，不同黏度的流体开始分别流动，轻质组分在孔道中间，被CO2快速携带走，而重质组分在孔道边部，流速明显低于孔道中间流体，说明流体发生了分异现象。当孔道较小时，就会发生注入指数和产液量降低，甚至堵塞现象。

图7 18.10 MPa及25.15 MPa驱替压力下产出油样组分分析结果

图8 15 MPa及28 MPa驱替压力下微观模拟实验图像

3 结论

CO2驱油开采过程中可能会产生储集层堵塞现象，其主要发生在驱替压力大于最小混相压力后，堵塞现象并不影响CO2驱油效率随压力的变化规律，但对产能有较大影响。CO2与原油接触后产生组分分异，轻质组分快速运移，重质组分在喉道处淤积堵塞，是CO2驱油堵塞的主要机理之一。控制驱替压力是防止储集层堵塞的主要生产措施，在较低压力下，产出流体组分比较均匀，不会产生堵塞，驱替压力较高时，芳烃被CO2快速萃取，造成非烃和沥青质快速沉积，从而形成堵塞。细管实验表明，较低驱替压力条件下，CO2驱油效果较差，驱替压力越高，驱油效果越好，但驱替压力高于最小混相压力后，堵塞几率明显增加，因此，CO2驱油最佳压力应在最小混相压力附近，过高或过低的压力都不利于CO2驱油。

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（编辑 黄昌武）

Experimental analysis on reservoir blockage mechanism for CO2flooding

Zhou Tuo1,Liu Xuewei1,2,Yang Zhengming1,2,Li Xizhe2,Wang Shuying2
(1.Institute of Porous Flow and Fluid Mechanics of Chinese Academy of Sciences,Langfang 065007,China; 2.Langfang Branch of PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development,Langfang 065007,China)

The slim-tube experiment,component analysis experiment and microscopic simulation experiment are used to analyze the phenomena of reservoir blockage and drop of oil production rate,and to find out the reservoir blockage mechanisms in the process of carbon dioxide flooding.The slim-tube experiment shows that the effect of carbon dioxide flooding was poor under low displacement pressure,and the higher the displacement pressure,the better the effect of flooding.When the displacement pressure exceeded the minimum miscibility pressure,reservoir blockage could occur,affecting the reservoir productivity significantly.Component analysis and microscopic modeling experiments show that oil component differentiation could occur after oil contacted with carbon dioxide.Under low displacement pressure,component differentiation was not significant,so reservoir blockage did not occur; but when the displacement pressure was higher,aromatics in oil were extracted rapidly by carbon dioxide,resulting in quick deposition of non-hydrocarbons and asphalt and the blockage of pore-throats in reservoirs.Therefore,controlling the displacement pressure is the main measure to prevent reservoir blockage.The best pressure of carbon dioxide flooding should be near the minimum miscible pressure,pressure,too high or too low,is not good for carbon dioxide flooding.

carbon dioxide flooding; reservoir blockage mechanism; minimum miscible pressure; displacement pressure; oil component differentiation

国家油气重大专项（2011ZX05013-006）；中国石油天然气集团公司重大基础攻关课题（2014B-1203）

TE357.7

A

1000-0747(2015)04-0502-05

10.11698/PED.2015.04.12

周拓（1989-），男，吉林松原人，现为中国科学院渗流流体力学研究所在读博士研究生，主要从事低渗透—致密油藏开发方面的研究工作。地址：河北省廊坊市广阳区，中国石油勘探开发研究院廊坊分院44号信箱渗流所油藏室，邮政编码：065000。E-mail：275719662@qq.com

2014-09-10

2015-04-29