二氧化碳驱过程中无机盐沉淀对油藏采收率的影响——以长庆油田长8区块为例

袁舟，廖新维，张快乐，赵晓亮，陈志明

（1.中国石化石油工程技术研究院，北京 100020；2.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249）

0 引言

CO2驱过程中的化学反应会改变储集层的物性，从而影响原油采收率[1-5]。大量研究结果表明CO2驱过程中注入地层的 CO2会溶于地层水，继而产生碳酸盐沉淀，导致岩石孔喉的堵塞，降低储集层孔隙度和渗透率，从而降低原油采收率[6-9]。温度、压力、地层水中的成垢离子质量浓度是影响 CO2与地层水相互作用产生无机盐沉淀的重要因素。

Ross等[10]通过对英国北海油田的钙质砂岩进行CO2-地层水-岩石相互作用实验发现，实验后岩心的渗透率明显低于实验前；肖娜等[11]进行了不同条件下的CO2-水-方解石的浸泡实验，发现随着实验压力的升高，岩石的孔隙度呈先升高后降低的趋势；Zeidouni等[12]、Sbai等[13]对注入CO2过程中地层水中的盐沉淀进行数值模拟，发现由于盐沉淀的生成，近井带储集层的孔隙度降低。

长庆油田长8区块储集层为典型的致密油储集层，且地层流体矿化度高、钙离子浓度高，在 CO2驱开发过程中，由于 CO2-水-岩石相互作用造成储集层的损害，严重制约油田的生产。因此需对 CO2驱过程中无机盐沉淀生成规律及其分布规律进行研究。目前，大多数学者主要关注CO2-水-岩石相互作用的定性研究，并没有量化不同条件下的沉淀量以及沉淀作用对储集层物性的影响。针对前述问题，本文在前人研究成果基础上，进行了不同压差、不同温度、不同成垢离子质量浓度条件下的CO2-地层水相互作用静态浸泡实验与动态驱替实验，建立了二者相互作用下产生的沉淀物质量的定量数学表征方程与沉淀作用对储集层物性影响的数学表征方程。采用数学表征方程对Eclipse数值模拟软件E300模块的数值模拟模型进行了修正，在此基础上研究了长庆油田长8区块CO2驱生产过程中生成的无机盐沉淀的分布规律，预测了无机盐沉淀对油田采收率的影响。

1 沉淀量测定

本实验以长庆油田长8区块3口油井的地层水为介质，其中各水样主要成垢离子质量浓度见表1。水样成垢离子主要为 Ca2+、Mg2+、Ba2+、Sr2+，其中 Ca2+含量占比高于95%，其次是Mg2+，Ba2+、Sr2+含量极低，为CaCl2水型。本区块储集层岩石以长石类矿物和石英为主，长石主要为钠长石及钾长石。实验所用岩心同样取自长庆油田长8区块，平均孔隙度10%，渗透率为 0.1×10−3～0.4×10−3μm2。

表1 不同地层水样主要成垢离子质量浓度

1.1 实验机理及方法

1.1.1 沉淀产生机理

气态 CO2溶于水中形成 H2CO3，并进一步电离形成CO32−与HCO3−。在常温条件下，酸性（pH<4.5）溶液中仅存在H2CO3；碱性（8.34

CaCO3只有在过饱和状态时才会析出并沉积，所以只有当溶液中离子含量极高时，CaCO3晶核才能生成并析出[7]。根据David-Stiff的饱和指数法，饱和指数Is可以用下式表示：

当Is≤0时，水体系中的 CaCO3不析出；只有当Is>0时，CaCO3才能在水体系中过饱和并析出。

1.1.2 实验方法

1.1.2.1 CO2-地层水相互作用静态实验

研究不同温度（20，30，50，80 ℃）与不同压差（8，10，12，16 MPa）条件下 CO2-地层水相互作用生成沉淀物的规律。①将足量CO2注入盛有100 mL地层水的高温高压反应釜中；②利用ISCO泵给反应釜增压，直到其稳定在所需要的压力值；③将高温高压反应釜放入恒温箱，稳定于目标温度静置6 d；④6 d后利用ISCO泵迅速降压至大气压，静置24 h；⑤打开高温高压反应釜，将反应釜内溶液移至其他容器内用光谱仪器测定离子浓度，通过扫描电镜和能谱仪（EDS）分析沉淀物成分并测得沉淀量；⑥重复实验后得到不同温度、压差、成垢离子质量浓度对沉淀的影响规律。实验装置见图1。

图1 实验装置示意图（a）及高温高压反应釜示意图（b）

1.1.2.2 CO2驱替实验

本实验分别进行不同温度（20，30，50，80 ℃）与不同驱替压力（19，20，21，22 MPa）下的CO2-蒸馏水-岩石与 CO2-地层水-岩石相互作用的对比实验，以研究沉淀物对岩心物性的影响。实验用原油为长庆油田脱气原油，具体步骤如下：①对岩心抽真空后，置于岩心夹持器进行水驱以清洗岩心内部孔喉，尽量排除岩心内部杂质，再次抽真空并烘干；②针对低渗透储集层岩心的特点，将已抽真空的岩心放入高温高压反应釜，注入地层水（蒸馏水实验组注入蒸馏水），加压至地层压力（21 MPa）放置12 h；再将岩心放入岩心夹持器中，饱和地层水（蒸馏水）；③打开通原油的阀门，进行油驱水，直至出口端再无水流出，以达到饱和原油、制造束缚水的目的，随后老化岩心；④8～12 h后进行CO2驱替实验，将ISCO泵压力调到实验驱替压力，出口端压力设置为16 MPa，进行驱替直至出口端不产出原油为止。实验结束后测试岩心渗透率与孔隙度。实验装置见图2。

图2 岩心驱替实验装置

1.2 实验结果

1.2.1 静态实验

将生成的沉淀过滤并干燥，然后通过EDS测试元素含量，测定结果如图 3所示（图 3a红框代表图 3b对应的扫描位置）。根据CO2和地层水的反应式可知产生的无机盐沉淀物主要为 CaCO3，而实验中沉淀还包括CaCl2和MgCl2，三者质量比为10.00∶0.25∶1.00。CaCl2和MgCl2为地层水本身含有的氯化物析出物，而非反应生成的沉淀物。

图3 沉淀物扫描电镜照片与EDS图

利用光谱分析仪，测定初始地层水和每次实验后从反应釜内取出液体的 Ca2+浓度，初始地层水的 Ca2+浓度减去每次实验后取出液体的 Ca2+浓度，得到不同温度、压差条件下地层水的 Ca2+浓度降低值，再根据CaCO3的相对分子质量计算沉淀物的质量（按照 1 L水样换算，结果见表2）。

表2 不同地层水样在不同压差、温度条件下的反应结果

根据表1和表2数据绘制曲线图（见图4）可以看出，温度、压差、钙离子（即成垢离子）质量浓度对沉淀物的产生有很大影响，温度与沉淀量呈反比，压差和成垢离子质量浓度与沉淀量之间呈正比。图中相关系数值高，说明实验结果趋势以指数形式表征是准确的。

图4 温度、压差、钙离子质量浓度与沉淀量的关系曲线

1.2.2 驱替实验

分别进行蒸馏水组和地层水组驱替实验。驱替实验前后岩心孔隙度、渗透率测试数据如表 3所示。不同温度（驱替压差为 6 MPa）与不同压差（温度为20 ℃）条件下蒸馏水组与地层水组实验前后的岩心孔隙度变化率曲线如图 5所示。从图中可以看出，孔隙度变化率与压差、温度都呈正相关性。进一步对比发现，地层水组驱替实验结束后岩心的孔隙度增加幅度始终低于蒸馏水组驱替实验岩心，这是由于蒸馏水对岩心仅有溶蚀作用，而地层水组受到了CO2-水相互作用产生CaCO3的影响，沉淀作用极大影响了CO2驱过程中的岩心物性。

表3 实验前后岩心孔隙度和渗透率测试数据

2 数学表征方法

由图 4可以看出无机盐沉淀量与温度、压差、成垢离子质量浓度均呈指数关系，图 5中储集层物性变化与温度、压差也呈指数关系。借助Excel的数据分析工具进行数学回归，首先建立指数公式：

图5 不同温度、压差条件下蒸馏水组与地层水组驱替实验岩心孔隙度变化率

将曲线进行直线化处理，对方程两端取对数，则有：

对lny与X进行直线回归分析，求得a、b值。设Y=lny，Y随X的变化而变化，设：

展开（5）式并取X、Y、XY、X2、Y2的平均数：

Q分别对a和b求偏导数，令偏导数为零，得出a和b的求解公式：

2.1 沉淀量的数学表征方程

对表 2的实验数据按照上述方法回归，得到表征方程：

成垢离子质量浓度、温度、压差的均方根误差分别为 9×10−5，3×10−2，5×10−2，说明参数精度较高，且其P值（假设机率）对应值皆小于0.000 1，故可认为模型的置信度达到99.99%。

2.2 沉淀对储集层物性影响程度的数学表征方程

同理，对表 3中蒸馏水组实验岩心孔隙度变化率进行回归，得到孔隙度变化率的定量表征公式，即岩心在溶蚀作用下的孔隙度变化率：

对表 3中地层水组实验岩心孔隙度变化率进行回归，得到孔隙度变化率的定量表征公式，即岩心在溶蚀、沉淀共同作用下的孔隙度变化率：

则由沉淀作用引起的孔隙度变化率为：

CO2驱替后岩心的孔隙度为：

采用Kozeny-Carman方程描述孔隙度-渗透率的关系如下[16]：

将本文实验数据代入该公式得到N=1，将（12）式代入上式，则得到渗透率：

3 沉淀对油田采收率的影响

3.1 考虑无机盐沉淀的油藏数值模拟模型

结合研究区块油藏属性建立油藏地质模型；利用研究区块流体性质，建立典型数值模型，采用回归得到的（8）式拟合沉淀量；采用（12）、（14）式分别拟合孔隙度、渗透率，进而修正并确定了反应物H2O系数、化学反应速度。

研究区块储集层平均孔隙度为10.01%，常压渗透率为0.3×10−3μm2，属于致密油，沥青质含量极低，地层水中 Ca2+含量高，最高为 10 590 mg/L。油藏埋深2 700～2 900 m，地层温度80 ℃，地层压力21 MPa，采用直井菱形反九点井网水驱开发，目前水驱采收率为15%，综合含水率53%。采用Eclipse数值模拟软件E300模块模拟CO2连续气驱开采方式下CO2-地层水相互作用生成沉淀物对油田采收率的影响。

Eclipse数值模拟软件的E300模块中，把固体组分通过化学反应加入到流体组分，此时油、气、水的饱和度发生了改变，则流体饱和度方程中包括固体饱和度：

固相在流体中存在吸附沉淀和随着流体由生产井采出两种情况，其中吸附沉淀会降低储集层渗透率，对储集层物性产生不良影响。假定流体中的固相在产生后全部直接吸附在储集层中，不随流体采出，即可等效计算沉淀量。利用（8）式、（12）式、（14）式得到修正后的反应速度系数与反应物H2O系数，然后结合（15）式输出固体沉淀的饱和度，乘以孔隙体积得到沉淀量。模型部分参数如表4所示。

表4 模型参数

3.2 无机盐沉淀对油田采收率影响分析

图6为CO2驱20年后储集层中沉淀物分布，可见沉淀在整个区域内相对均匀分布，在井底附近沉积了大量沉淀物，这是由于生产井附近压差较大，产生大量无机盐沉淀。图 7为 CO2驱 20年后孔隙度保留率（孔隙度与原始孔隙度比值）分布与渗透率保留率（渗透率与原始渗透率比值）分布，可见CO2驱20年后，沉淀在整个井组分布，沉淀的沉积和运移造成孔隙堵塞，降低了储集层孔隙度与渗透率。

图6 CO2驱20年后无机盐沉淀分布模拟结果

图7 CO2驱20年后渗透率保留率分布与孔隙度保留率分布

图 8为考虑与不考虑沉淀影响时模型预测油田CO2驱生产20年的采收率曲线，从图中可看出油田开发至第 5年，沉淀开始对采收率产生影响；随着开发的不断进行，产生的沉淀越来越多，堵塞孔喉，降低了采收率。生产20年，不考虑沉淀影响的最终采收率为37.64%，考虑沉淀影响的最终采收率为33.45%。

图8 油田CO2驱生产20年考虑与不考虑沉淀影响的采收率

4 结论

CO2-地层水反应过程中生成的无机盐沉淀主要是CaCO3，且压差、成垢离子质量浓度与沉淀量呈正比，温度与沉淀量呈反比。CO2驱替前后岩心孔隙度变化率与温度、驱替压差呈正相关性，由于沉淀作用影响，地层水组岩心孔隙度增加幅度始终低于蒸馏水组岩心。

随着 CO2的不断注入，最终在生产井附近产生的沉淀最多。CO2驱开发相比水驱开发效果提升明显，CO2驱20年后采收率从15%提高至33.45%～37.64%。由于沉淀物在井组内广泛沉积，导致油田开发效果变差，考虑沉淀作用时区块采收率为33.45%，不考虑沉淀作用时区块采收率为37.64%。

符号注释：

a，b——系数；i——影响因素序号；Is——饱和指数；K——体系温度和离子强度的函数；K0——岩心初始渗透率，10-3μm2；Kt——CO2驱替后岩心渗透率，10−3μm2；M——成垢离子质量浓度，mg/L；N——关系指数；n——影响因素个数；PAlk——总碱度浓度的负对数；PCa——Ca2+浓度的负对数；pH——水体系的pH值；pHs——饱和CaCO3时溶液的pH值；Q(a，b)——函数；Sg——气体饱和度，%；So——原油饱和度，%；Ss——固体饱和度，%；Sw——水饱和度，%；t——温度，℃；X——影响因素；y——沉淀量，mg；∆p——压差，MPa；ϕ0——岩心初始孔隙度，%；∆ϕ1——溶蚀作用下岩心孔隙度变化率，%；∆ϕ2——溶蚀和沉淀共同作用下岩心孔隙度变化率，%；∆ϕ3——沉淀作用下岩心孔隙度变化率，%；ϕt——CO2驱替后岩心的孔隙度，%。