超临界CO2浸泡对玛湖不同黏土矿物含量砂砾岩储层渗透率影响

王英伟，伍顺伟，覃建华，叶义平，高 阳，张 景

（1.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000；2.中国石油新疆油田分公司油藏评价处，新疆克拉玛依834000）

近年来，随着经济的迅速发展，石油资源消耗量日益增大，常规油气资源已经难以满足中国经济快速发展的需求，加大非常规油气资源的勘探开发成为解决中国能源需求最有效的手段[1-3]。在中国新疆准噶尔盆地玛湖凹陷发现非常规致密油资源量近30亿吨，为中国油气资源的可持续发展奠定基础[4-7]。该油藏为砂砾岩油藏，目前采用注CO2吞吐开发，表现出相同区块内不同井CO2吞吐开发效果差异较大，迫切需要找到影响CO2吞吐开发效果的主要原因。

现场岩心物性测试结果表明，同一区块内岩心物性相差不大，具有较大差异的是黏土矿物含量（2.5%～10%）。研究表明，油藏注CO2开发过程中，CO2进入储层后与地层水、储层矿物的相互作用是影响储层物性的重要因素，不同黏土矿物含量导致的结果可能存在不同[8-15]。因此，基于玛湖砂砾岩油藏储层条件，通过制作与现场岩心黏土矿物类型相同而含量不同的砂砾岩岩心，开展超临界CO2浸泡对不同黏土矿物含量砂砾岩储层渗透率影响实验，明确适合该砂砾岩油藏CO2吞吐开发的最佳黏土矿物含量范围，为致密砂砾岩油藏注CO2吞吐高效开发提供技术支持[16-21]。

1 实验部分

1.1 实验材料和仪器

1.1.1 岩心制作

实验材料：根据现场岩心全岩X 射线衍射（XRD）分析，岩样黏土矿物选用：高岭石、伊利石、绿泥石、蒙脱石，粒径不一的砾石、200 目石英砂、胶结剂等（图1）。

图1 四种黏土矿物Fig.1 Four clay minerals

实验仪器：液压机、岩块模具、恒温箱、岩样切割机等。

1.1.2 超临界CO2浸泡实验

实验材料：黏土矿物含量不同的砂砾岩岩心；CO2（纯度99%，成都市新都区正蓉气体有限公司）；模拟地层水（离子组成见表1）。

表1 地层水离子组成Table 1 Ion composition of formation water（mg/L）

实验仪器：超临界CO2高温高压反应装置（设备装置见图2、流程见图3），恒速恒压泵、压力传感器、中间容器、围压泵、岩心夹持器、采集系统等。

图2 超临界CO2高温高压反应装置Fig.2 Supercritical CO2 high temperature and high pressure reaction device

图3 超临界CO2高温高压反应装置流程Fig.3 Flow chart of supercritical CO2 high temperature and high pressure reaction device

1.2 实验方法

根据现场储层岩心全岩X 射线衍射（XRD）结果确定储层黏土矿物类型及占比，制作与储层岩心矿物组成一致、孔渗接近的人造岩心；利用超临界CO2高温高压反应装置在储层温度70 ℃、压力20 MPa 条件下，开展超临界CO2浸泡对玛湖不同黏土矿物含量砂砾岩储层渗透率影响实验。通过对比分析不同黏土矿物含量的砂砾岩模拟储层岩心水相渗透率随浸泡时间的变化情况，明确超临界CO2浸泡对玛湖不同黏土矿物含量砂砾岩储层物性的影响规律。

为充分说明岩心物性变化是由CO2、地层水的共同作用所导致的，设置两组空白对照实验：干燥超临界CO2浸泡实验、地层水浸泡实验，排除干燥超临界CO2、地层水单独作用对实验结果的影响，进一步增强实验结果的充分性。

1.3 实验步骤

1.3.1 不同黏土矿物含量砂砾岩岩心制作

根据现场岩心全岩X 射线衍射（XRD）分析得到4 种黏土矿物在全岩矿物中含量（表2），计算出不同黏土矿物在总黏土矿物含量中占比分别为：45.37%（高岭石）、12.57 %（蒙脱石）、21.79 %（绿泥石）、20.27%（伊利石）。

表2 现场岩心黏土矿物组成及占比Table 2 In-site core clay mineral composition and proportion

固定4种黏土矿物在总黏土矿物中的占比，改变岩心总黏土矿物含量，制作黏土矿物含量分别为2.5%，5.0%，6.0%，7.5%，10%砂砾岩岩心，具体步骤如下：

1）将砾石、石英砂、黏土矿物和胶结剂粉末按比例进行混合，搅拌均匀，得到混合物；

2）称量一定质量混合物装入润湿后的模具内，放置在液压平台上，采用不同的压力进行压制，压制后放置于恒温箱中烘烤一定时间；

3）用钻机钻取规格为φ2.5 cm×（7~8）cm 实验用标准圆柱小岩心，烘干后编号备用。

1.3.2 岩心干燥超临界CO2浸泡实验、地层水浸泡实验

为进一步放大实验现象，采用黏土矿物含量10.0%的砂砾岩岩心开展相关空白对照组实验。

岩心干燥超临界CO2浸泡实验步骤如下：

1）测定岩心直径、长度、气测渗透率、孔隙度等岩心基础物性参数；

2）打开超临界CO2高温高压反应装置，调节加热系统逐级加热至70 ℃，并打开CO2气瓶阀门排尽反应釜中空气；

3）将干岩心放入岩心杯中，置于4个反应釜中，注入干燥CO2加压至反应釜压力为20 MPa，分别浸泡反应1，3，6，10 d；

4）浸泡反应相应天数后，卸压、取出岩心，测定反应后岩心气测渗透率、孔隙度。

岩心地层水浸泡实验步骤如下：

1）测定岩心直径、长度、气测渗透率、孔隙度等岩心基础物性参数；

2）对岩心抽真空加压饱和模拟地层水24 h，之后对饱和水的岩心以0.05 mL/min流速注入模拟地层水，测定反应前岩心水相渗透率；

3）将水测后岩心完全浸泡在装有模拟地层水的岩心杯中，分别浸泡反应1，3，6，10 d；

4）浸泡反应相应天数后，卸压、取出岩心，测定反应后岩心水相渗透率。

1.3.3 不同黏土矿物含量砂砾岩岩心超临界CO2浸泡实验

1）测定岩心直径、长度、气测渗透率、孔隙度等岩心基础物性参数；

2）对岩心抽真空加压饱和模拟地层水24 h，之后对饱和水的岩心以0.05 mL/min流速注入模拟地层水，测定反应前岩心水相渗透率；

3）打开超临界CO2高温高压反应装置，调节加热系统逐级加热至70 ℃，并打开CO2气瓶阀门排尽反应釜中空气；

4）将水测后岩心完全浸泡在装有模拟地层水的岩心杯中，分别置于4 个反应釜中（每个釜中放置2 个岩心，平行实验避免实验误差），注入干燥CO2加压至反应釜压力为20 MPa，分别浸泡反应1，3，6，10 d；

5）浸泡反应相应天数后，卸压、取出岩心，测定反应后岩心水相渗透率。

重复上述步骤，依次使用不同黏土矿物含量砂砾岩岩心进行相关实验研究。

2 实验结果及分析

2.1 岩心干燥超临界CO2浸泡实验、地层水浸泡实验

根据黏土矿物含量10.0%的砂砾岩岩心在干燥超临界CO2浸泡前后岩心气测渗透率、孔隙度变化情况可以得出：干燥超临界CO2浸泡后岩心气测孔渗参数无明显变化，说明干燥超临界CO2浸泡对岩心物性无明显影响，这主要是由于干燥超临界CO2不会与黏土矿物发生化学反应[22]（表3）。

表3 岩心干燥超临界CO2浸泡前后气测渗透率、孔隙度变化情况Table 3 Changes of gas permeability and porosity before and after core drying and supercritical CO2 soaking

根据黏土矿物含量为10.0%砂砾岩岩心在地层水中浸泡不同天数后水相渗透率变化结果可以得出：浸泡前岩心水相渗透率为0.86×10-3μm2，随着浸泡时间的增加，岩心渗透率变化不大，地层水浸泡对岩心物性无明显影响（图4）。

图4 岩心在地层水浸泡不同天数后水相渗透率变化情况Fig.4 Results of water permeability changes after cores are immersed in formation water in different days

2.2 超临界CO2浸泡对黏土矿物含量2.5 %砂砾岩岩心渗透率影响

人造岩心由于同一批次岩心在同一岩块中钻取，故所得同一批次岩心物性基本接近。因此，岩心初始水相渗透率取8 块岩心水相渗透率平均值0.16 ×10-3μm2，实验岩心参数见表4，浸泡后结果见表5。

表4 实验岩心参数Table 4 Experimental core parameters

表5 浸泡反应后岩心水相渗透率测定结果Table 5 Measurement result of core water phase permeability after soaking reaction

根据黏土矿物含量为2.5 %砂砾岩岩心在超临界CO2浸泡不同天数后渗透率变化结果可以得出：随着浸泡时间的增加，岩心渗透率先增大后减小，岩心物性变好，最佳反应时间为1 d（图5）。

图5 不同浸泡时间下黏土矿物含量2.5%砂砾岩岩心水相渗透率变化曲线Fig.5 Variation curve of water phase permeability of sandy conglomerate core with 2.5%clay mineral content under different soaking time

2.3 超临界CO2浸泡对黏土矿物含量5.0 %砂砾岩岩心渗透率影响

计算得出浸泡前岩心水相渗透率为0.14×10-3μm2，实验岩心参数见表6，浸泡后结果见表7。

根据黏土矿物含量为5.0 %砂砾岩岩心在超临界CO2浸泡不同天数后渗透率变化结果可以得出：随着浸泡时间的增加，岩心渗透率先增大后略微减小，岩心物性变好，最佳反应时间为1 d（图6）。

图6 不同浸泡时间下黏土矿物含量5.0%砂砾岩岩心水相渗透率变化曲线Fig.6 Variation curve of water phase permeability of sandy conglomerate core with 5.0%clay mineral content under different soaking time

2.4 超临界CO2浸泡对黏土矿物含量6.0 %砂砾岩岩心渗透率影响

浸泡前岩心水相渗透率为0.18×10-3μm2，实验岩心参数见表8，浸泡后结果见表9。

表8 实验岩心参数Table 8 Experimental core parameters

表9 浸泡反应后岩心水相渗透率测定结果Table 9 Measurement result of core water phase permeability after soaking reaction

根据黏土矿物含量为6.0 %砂砾岩岩心在超临界CO2浸泡不同天数后渗透率变化结果可以得出：随着浸泡时间的增加，岩心渗透率逐渐增大，岩心物性变好，最佳反应时间为6 d（图7）。

图7 不同浸泡时间下黏土矿物含量6.0%砂砾岩岩心水相渗透率变化曲线Fig.7 Variation curve of water phase permeability of sandy conglomerate core with 6.0%clay mineral content under different soaking time

2.5 超临界CO2浸泡对黏土矿物含量7.5 %砂砾岩岩心渗透率影响

浸泡前岩心水相渗透率为0.62×10-3μm2，实验岩心参数见表10，浸泡后结果见表11。

表10 实验岩心参数Table 10 Experimental core parameters

表11 浸泡反应后岩心水相渗透率测定结果Table 11 Measurement result of core water phase permeability after soaking reaction

根据黏土矿物含量为7.5 %砂砾岩岩心在超临界CO2浸泡不同天数后渗透率变化结果可以得出：随着浸泡时间的增加，岩心渗透率波动降低，岩心物性变差（图8）。

图8 不同浸泡时间下黏土矿物含量7.5%砂砾岩岩心水相渗透率变化曲线Fig.8 Variation curve of water phase permeability of sandy conglomerate core with 7.5%clay mineral content under different soaking time

2.6 超临界CO2浸泡对黏土矿物含量10.0 %砂砾岩岩心渗透率影响

浸泡前岩心水相渗透率为0.94×10-3μm2，实验岩心参数见表12，浸泡后结果见表13。

表12 实验岩心参数Table 12 Experimental core parameters

表13 浸泡反应后岩心水相渗透率测定结果Table 13 Measurement result of core water phase permeability after soaking reaction

根据黏土矿物含量为10.0%砂砾岩岩心在超临界CO2浸泡不同天数后渗透率变化结果可以得出：随着浸泡时间的增加，岩心渗透率逐渐降低，岩心物性变差（图9）。

图9 不同浸泡时间下黏土矿物含量10.0%砂砾岩岩心水相渗透率变化曲线Fig.9 Variation curve of water phase permeability of sandy conglomerate core with 10.0%clay mineral content under different soaking time

2.7 结果分析

CO2活性较强，进入储层后极易与储层中的矿物及流体发生作用。对矿物的溶蚀作用，与流体中Ca2+、Mg2+等作用产生沉淀堵塞孔喉均会改变储层物性。通过研究超临界CO2浸泡对不同黏土矿物含量砂砾岩储层渗透率的影响规律可以发现：黏土矿物含量不同，CO2进入储层与水、矿物作用后对储层渗透率的影响不尽相同。

当储层黏土矿物含量为2.5 %～6.0 %时，注入CO2后使得储层渗透率明显增加，物性变好。但是在低黏土矿物含量为2.5%～5.0%时，表现为渗透率随浸泡时间的增加先增加后降低，最终值大于初始渗透率；在黏土矿物含量为6.0%时，随着浸泡时间的增加渗透率不断增加，最终趋于平稳。当黏土矿物含量大于7.5%时，CO2注入砂砾岩储层后使得储层渗透率降低，且黏土矿物含量越高，储层渗透率降低越明显。

3 结论

1）当黏土矿物含量为2.5 %～6.0 %时，注入CO2后储层渗透率增加。黏土矿物含量越低，作用时间越短，渗透率增加越明显，有利于油藏注CO2提高采收率。

2）砂砾岩油藏中黏土矿物含量为6.0%～7.0%时，CO2对储层渗透率改善效果最好。

3）当储层中黏土矿物含量大于7.5 %时，随着作用时间的增加，渗透率逐渐降低，且黏土矿物含量越高渗透率降幅越大，有利于CO2地质埋存。