CO2注入对储层多孔介质及赋存流体性质影响实验研究

唐凡 朱永刚 张彦明 孟伟 张涛 徐春梅

1.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院 2.陕西鼎和源瑞环境工程有限公司 3.中国石油长庆油田分公司第七采油厂 4.中国石油长庆油田分公司宜黄天然气项目部

低渗油藏通常是指渗透率低于10×10-3μm2的储层。随着我国勘探开发的逐步深入，该部分油藏所控制的地质储量逐年增加。对该部分储层，常规的注水开发由于面临注入水难以注入、地下能量亏空严重的矛盾而很难满足开发要求[1-8]。CO2驱因其具有改善油水流度比、溶解膨胀、降低油水界面张力等作用，且减排效果良好，从而受到广泛关注，并已在国内外多个油藏开展了先导试验[9-11]。

在油藏注入CO2过程中，CO2对储层岩石矿物的溶蚀作用及其溶蚀后的矿物组分运移，CO2与地层水中矿物离子的化学反应及其与储层岩石矿物反应后离子在地层水中的溶解，CO2对地层原油的抽提萃取作用和作用后剩余油中沥青质的沉积及其对孔隙和喉道的堵塞，均会对地层多孔介质及其赋存流体的性质产生影响[12-18]，明晰这一影响是分析CO2驱油提高采收率机理的重要环节。因此，明确CO2注入对储层多孔介质及储层赋存流体性质的影响至关重要。目前，国内外针对CO2注入对储层多孔介质及赋存流体性质的影响多为理论分析，且通过实验手段分析CO2注入对储层及流体的影响多集中在三者作用后对储层孔隙度和渗透率等宏观物性参数的影响方面，而通过CO2岩心实验研究其注入对储层微观孔喉结构及流体性质的影响则少有报道。通过开展CO2与岩心静态接触实验和岩心驱替实验，并测试不同压力条件下CO2注入前后岩心多孔介质及赋存流体相关特征参数，分析CO2注入对储层物性及流体性质的影响，以提升对CO2驱油理论的认识和指导现场驱油试验。

1 实验部分

(1) 实验仪器。T50电位滴定仪、DCAT21型接触角测定仪、KDSF-Ⅱ型高温高压反应釜、MINI-MR型核磁共振仪、ASPE-730恒速压汞仪、HAS-100HSB型恒压恒速泵、岩心夹持器、回压阀、CS200型气体流量计、压差传感器及数据采集系统、气液分离和收集装置。

(2) 实验岩心。直径为2.5 cm的柱状天然岩心，平均渗透率0.11×10-3μm2，平均孔隙度10.65%。

(3) 实验用油、水和气。地层脱气原油，其地面原油密度0.87 g/cm3，地面原油黏度4.3 mPa·s。实验用水为按地层水矿化度配制的模拟地层水(核磁共振测试实验部分，地层水中加入质量浓度为15 000 mg/L的氯化锰)。实验用CO2气体纯度为99.99%。

(4) 实验方案。CO2与岩心静态接触实验：在地层温度下，将岩心薄片分别静置于盛有地层水和地层流体(原油饱和度约40%)的反应釜内，将反应压力依次升至5 MPa、10 MPa、15 MPa、20 MPa，每组压力维持时间为7天，并在切换下一组实验压力前测试流体中主要离子、岩心表面润湿性和CO2在地层流体中的扩散系数、溶解度。

岩心驱替实验(CO2注入速度均为0.1 mL/min)：①对初始实验岩心进行渗透率和压汞测试(为保证实验准确性，通过恒速压汞实验筛选实验用岩心，孔喉结构尽可能相近)，开展CO2驱水实验，直至采出端发生气窜不出水，驱替结束后再次对岩心进行渗透率和压汞测试。该部分驱替实验共4组，每组实验压力与静态接触实验压力逐一对应，并对原始岩心在15 MPa和20 MPa压力下注入CO2后的岩心进行恒速压汞测试；②对初始实验岩心进行核磁共振测试，在实验压力为20 MPa条件下开展CO2驱水实验直至采出端发生气窜不出水，驱替结束后再次对岩心做核磁共振测试；③开展CO2岩心驱油实验直至采出端发生气窜不出油，驱替结束后对采出原油进行组分分析、黏度和沥青质含量测试。该部分实验压力与岩心驱替实验①中实验压力相同。

2 结果与分析

2.1 CO2注入对储层性质的影响

图1为不同压力下注入CO2后储层岩心孔隙度和渗透率变化曲线。从图1可知，随着注入压力的升高，孔隙度和渗透率变化率均呈先迅速增大后降低的趋势，且后者降低趋势更为明显。(孔隙度/渗透率变化率是指CO2注入后岩心孔隙度/渗透率与CO2注入前岩心孔隙度/渗透率的差值的绝对值与CO2注入前岩心孔隙度/渗透率的比值)。这主要是由于随着注入压力升高，注入岩心中的CO2与地层水反应生成H2CO3，H2CO3电离出的H+与岩心中的钾长石、斜长石、方解石等矿物发生反应(X射线衍射分析结果显示：岩心中钾长石、斜长石、方解石质量分数分别为18.2%、30.1%和0.5%)，从而对岩心形成溶蚀，造成岩心孔隙度迅速增大。同时，溶蚀形成的碎屑颗粒沿着驱替方向向采出端运移，堵塞岩心中部分原生微孔隙和由溶蚀形成的次生微孔隙，受喉道和微孔隙控制的岩心渗透率随之下降；随着注入压力进一步升高，由于CO2与多孔介质的接触面积相对有限，CO2对岩心的溶蚀相对减缓，岩心孔隙度基本不变。由于前期CO2溶蚀产生的碎屑颗粒在CO2注入过程中逐步向岩心深部运移，此时溶蚀颗粒运移造成的堵塞问题占相对主导作用，岩心渗透率降低，但降低幅度较缓。

图2为CO2注入前后岩心孔隙直径(毛管直径)分布变化曲线。从图2可知，随着注入压力增大，直径小于0.01 μm的孔隙数量明显增多，但当注入压力由15 MPa升高至20 MPa时，小孔隙数量却有所减少。核磁共振结果显示：在20 MPa压力下注入CO2后，其T2图谱曲线较注入前T2图谱曲线左移明显。进一步计算发现：与岩心初始状态相比，20 MPa压力下注入CO2后，岩心微孔隙(T2<1 ms)占比由1.50%增至2.31%[19-21]，说明注入CO2对岩心溶蚀作用明显。

图3为15 MPa和20 MPa压力下注入CO2后岩心孔隙和喉道尺寸的变化。结合图2和图3可知，注入CO2后，直径为100～150 μm的孔隙数量有所增多，尤其是在岩心由初始状态转至CO2注入压力为10 MPa时，说明CO2对岩心孔隙的溶蚀主要集中在直径为100～150 μm的孔隙空间。具体表现为：岩心在初始状态、CO2注入压力为15 MPa和20 MPa状态下，岩心直径为100～150 μm的孔隙频率分别为71.55%、79.86%和81.28%。而CO2对喉道的影响却十分明显，具体表现为：CO2溶蚀产生的碎屑受CO2沿运移方向的“携带”作用，直径小于1.5 μm的喉道数量显著增多，岩心在原始状态、CO2注入压力为15 MPa和20 MPa状态下，该部分尺寸喉道频率分别为23.81%、37.78%和39.64%，这说明CO2对岩心的溶蚀造成喉道变窄明显。该结果与注入CO2后岩心渗透率降低结果一致。

图4为注入CO2前后岩心接触角变化。从图4可知，岩心薄片与CO2作用后，随着注入压力的升高，其接触角均降低，且降低幅度呈先迅速升高后下降的趋势，具体表现为：当注入压力由5 MPa升高至20 MPa时，岩心薄片接触角降低幅度分别为6.41%、14.60%、39.51%和18.69%。这说明在不同压力下注入CO2后，岩心薄片的亲水性均增强，且总体表现为注入压力越高，CO2对岩心薄片润湿性的影响越明显。岩心薄片与CO2作用后，亲水性增强，有利于CO2驱油。

2.2 CO2注入对流体性质的影响

图6为不同压力条件下CO2在地层流体中的扩散系数和溶解度变化的情况。由图6可知，随着注入压力的升高，CO2在地层流体中的溶解度呈先迅速增大后基本保持平稳的态势，这主要是由于在压力升高初期，CO2在地层流体(主要是原油)中迅速溶解，当压力升高至15 MPa左右时，该压力值接近CO2-原油最小混相压力(细管实验结果表明，该区域CO2-原油最小混相压力值为14.28 MPa)，其溶解度达到最大值。同时，CO2在地层流体中的扩散系数随压力的升高呈先缓后快的增大趋势，这主要是由于随着压力的升高，CO2在地层流体中先以溶解为主，当其溶解度达到最大值后，其在流体中以物理扩散的形式进行。

图7为岩心驱替实验中不同注入压力下采出液中原油组分、黏度及沥青质含量变化。从图7(a)可以看出，随着注入压力升高，采出原油中C5～C9、C10～C14、C15～C19、C20～C24及C25～C33含量均增大，说明CO2对上述组分均存在萃取作用，且CO2对C5～C9、C10～C14及C15～C19的萃取作用较对C20～C24和C25～C33萃取作用强。具体表现为：当注入压力由5 MPa升高至10 MPa和15 MPa时，各组分含量分别增加4.12%、12.12%、4.03%、0.93%、1.43%和8.75%、19.62%、7.08%、2.28%、2.65%，出现这一结果的主要原因是由于压力的升高，促使了CO2由气态转变为临界态，其对原油的萃取能力骤然增强。当注入压力由15 MPa升高至20 MPa时，各组分的含量基本保持不变(各组分含量仅增加0.02%、0.13%、0.16%、1.15%及0.22%)，说明在该压力条件下，CO2与原油已达到混相状态。

各压力条件下对应岩心出口端原油采收率分别为29.65%、56.58%、76.69%、78.32%，该结果是CO2驱油过程对多孔介质及流体的综合影响出现的结果，另外，驱油实验结果也正好印证了在15～20 MPa条件下CO2与原油基本达到混相状态。

从图7(b)可看出，随着注入压力升高，采出原油黏度及沥青质含量均大幅下降。具体表现为：当注入压力由5 MPa升高至10 MPa和15 MPa时，两者的降低幅度分别达到27.91%、21.31%和41.62%、50.46%。结合图7(a)可知，这是因为CO2大量溶入原油，大幅降低了原油黏度，同时不断萃取出原油中的轻质组分，使得大部分沥青质(重质组分)滞留在岩心中，造成采出原油黏度及沥青质含量迅速降低。而当注入压力在15～20 MPa时，采出原油黏度及沥青质组分则基本不变(20 MPa注入压力下采出原油黏度及沥青质含量分别较15 MPa时分别降低幅度仅3.59%和5.40%)，这说明该压力区间CO2对原油的降黏效果有限，且其中轻质组分已基本被萃取完毕。

3 结论

(1) 在CO2注入压力由5 MPa升高至20 MPa过程中，储层多孔介质平均孔隙度增加19.16%，且总体呈先增大后不变的趋势；平均渗透率降低11.23%，且渗透率降低幅度总体呈先增大后降低的趋势；直径为100～150 μm的孔隙空间增多9.73%；直径小于1.5 μm的喉道空间增多15.83%；岩心亲水性显著增强。

(2) 在CO2注入压力由5 MPa升高至20 MPa过程中，地层水中Ca2+和HCO3-含量增大，CO2在地层流体中的溶解度呈先增大后不变的趋势，扩散系数总体呈增大的趋势，采出原油中C5～C33组分含量呈现先增大后基本不变的规律，采出原油黏度及沥青质含量呈现先迅速降低后保持不变的规律。