注CO2改善河南双河油田低渗储层注水能力机理研究

孙宜丽

（中国石化河南油田分公司，河南南阳 473405）

双河油田地处河南省唐河县和桐柏县境内，位于南襄盆地泌阳凹陷西南部。原油具有高含蜡、高凝固点、低黏度、中等胶质沥青质含量等特点。双河油田于1977年12月投入开发，先后经历了层系细分调整、井网加密及开发单元重构调整等多个开发阶段，目前已进入特高含水开发后期，主要面临注水能力差、原油产量低、地层压力亏空严重等问题。

针对双河油田注水难的问题，对多口注水井实施酸化解堵措施，但由于双河油田储层有较强酸敏性（伤害率50.7%）且注入水悬浮颗粒含量超标[1]，导致酸化解堵效果欠佳。由于水质不达标等问题，注水后储层再次被污染，导致注水能力降低，酸化解堵有效期短。同时双河储层酸化处理费用较高，亟须长期改善注水能力，提高采收率的有效方法。

CO2驱是提高原油采收率的有效方法，该技术在美国、加拿大、俄罗斯等国家陆续开展了大量研究工作，并在现场应用中取得了一定的效果[2-3]。在大庆、胜利、长庆、江苏等油田的低渗储层相继开展矿场CO2驱试验，取得了较好的效果[4-10]。CO2作为一种酸性气体，注入储层后与地层水岩石发生一系列复杂的地化反应，通过溶解矿物提高近井区域的储层物性，从而改善储层注水能力[11-19]。基于同位素技术的岩心驱替实验[11]，发现注入的CO2能够溶解储层碳酸盐岩及长石等碱性矿物，储层岩石渗透率增加。CO2咸水层埋存试验证明，随着CO2作用时间增加，储层孔隙度和渗透率均有增加[14]。因此，CO2提高采收率技术可作为双河油田长期改善注水能力的有效方法。

针对双河油田面临的问题，开展CO2改善低渗储层注水能力机理研究。通过自主设计的水-CO2储层注入能力评价装置，开展流动性实验及CO2驱油实验，结合岩心扫描电镜等测试手段，揭示双河低渗油田注水能力差的原因，探索CO2改善低渗储层注入能力的主要机理。

1 实验研究

1.1 实验装置

为了探索CO2改善低渗储层注入能力的主要机理，自主设计了1 套水-CO2储层注入能力评价装置，实验设备如图1所示。实验设备包括：恒温箱、气瓶、恒压恒流泵、3个1 000 mL的中间容器、岩心夹持器、压力传感器、围压泵、回压泵、回压阀、气液分离计量装置、气体流量计、管线等（图2）。该装置容器及管线采用哈氏合金制造，具有很强的耐腐蚀性，耐温180 ℃、承压100 MPa，能够满足水驱后CO2驱的需求，保障实验结果的准确性。

图2 实验装置示意图Fig.2 Experimental apparatus schematic

1.2 实验材料

现场钻取双河油田上倾区岩样50 块，开展岩心孔隙度与渗透率测试，绘制岩心孔渗关系及孔渗分布直方图（图3、图4）。岩心的渗透率介于（0.056 ～191.880）×10-3μm2，平均渗透率为40.797×10-3μm2。孔隙度介于4.21%～17.96%，平均孔隙度为11.85%。

图3 岩心孔渗关系Fig.3 Core porosity and permeability relationship

图4 岩心渗透率、孔隙度分布直方图Fig.4 Core permeability and porosity distribution histogram

选取岩心进行流动性实验，岩心渗透率如表1所示，渗透率介于（1.17 ～30.75）×10-3μm2。通过岩心拼接，获得30 cm 长岩心用于开展含油条件下的驱替实验，长岩心如图5所示，平均孔渗参数见表2。

表1 流动性实验方案Table 1 Core flooding experimental scheme

表2 长岩心驱油实验方案Table 2 Oil displacement experimental scheme with long core

图5 实验用岩心（30 cm）Fig.5 Core samples（length:30cm）used for experiments

为评价水质对流动能力的影响，实验采用清水和产出水2种水样。其中，清水为根据矿物离子组成人工配置模拟水，离子成分组成中钠、钾离子含量为2 485 mg/L，钙离子含量为41 mg/L，镁离子含量为7 mg/L，氯离子含量为3 114 mg/L，硫酸根离子含量为1 798 mg/L，碳酸氢根离子含量为1 285 mg/L，总矿化度为8 730 mg/L。产出水为取自双河油田上倾区的地层水，在油封的情况下产出水为无色透明液体，经过在空气中静置后颜色变为浅红色（图6）。利用硫氰化钾滴定，证明红色是由Fe3+引起的，说明产出水中含有铁离子。

图6 河南双河油田上倾区产出水静置前后对比Fig.6 Comparison of water production before and after standing in the updip area of Shuanghe Oilfield in Henan

实验用气为纯度99.99%的高纯CO2，实验用油为双河油田上倾区的脱水原油。在地面原油黏度为4.29 mPa·s，油层条件（98.5 ℃，30 MPa）下，原油黏度为2.05 mPa·s，地面原油密度为0.84 g/cm3，地层原油密度为0.77 g/cm3，地层原油饱和压力为4.7 MPa。

1.3 实验方法

为了明确双河低渗储层注水能力差的主要原因，揭示CO2改善注水能力的机理，分别开展了不同速度的岩心水驱流动特征实验，明确了不同流速下注入指数、流动特征曲线等参数，并结合扫描电镜（蔡司）分析产出水对矿物微观形貌的影响。在流动性实验的基础上，注入0.1 PV（孔隙体积）的CO2后，再次开展不同速度的岩心水驱流动特征实验，对比不同流速下注入指数、流动特征曲线、岩石表面微观形貌等的变化规律，实验方案如表1所示。

为了明确含油条件下CO2提高注水能力的机制及驱油机理，设计不同渗透率岩心的连续驱油实验。驱替过程首先为水驱，之后转为气驱，气驱后再次水驱，实验方案如表2所示。

2 实验结果及分析

2.1 储层注入能力降低的因素分析

河南双河油田低渗储层注水后，导致储层注入能力明显下降的原因较为复杂：①双河油田对注入水水质要求较高，长期存在注水水质不达标的问题[20]，注入水中的悬浮颗粒在注入井的近井区域富集可能导致孔隙堵塞；②注入水相偏碱性，pH 值介于7.5～8.0，注入地层后可能导致地层水中的钙镁离子沉淀，使注入能力降低；③双河原油属高凝原油，原油凝固点达51 ℃，注入水相的温度远低于地层温度，使石蜡析出导致黏度增加，使地层注入能力下降；④由于双河油田低渗储层注入能力差，注水难以及时补充地层能量，导致地层压力下降，原油脱气形成气锁，储层应力敏感进一步降低了储层注入能力。

将CO2加入过滤后的产出水，并升温增压至95 ℃、10 MPa，24 h未见生产沉淀。结果表明，CO2注入不会导致地层水中离子沉淀，不是注入能力下降的主要因素。由于钙镁离子质量分数较低，矿物沉淀的影响较小。

2.2 水质的影响及CO2增注机制

双河油田注入水中悬浮物（SS）含量长期在50 mg/L左右[20]，其中有机杂质成分含量约为30 mg/L，无机悬浮物包括黏土矿物及腐蚀管柱形成的Fe2O3和FeS纳米悬浮颗粒。双河油田的原油含蜡量高，可达56.42%[21]，与原油重质组分矿物等可形成密度与水相似的柔性悬浮颗粒。

通过产出水和清水的岩心水驱流动实验对比，得到的注清水过程中注入指数的变化规律见图7。结果表明，对于渗透率大于9×10-3μm2的岩心，流速恒定时注入PV 数的增加对注入指数的影响较小，注清水不会引起孔隙堵塞；提高流速后，启动压力的影响减小，注入指数增加，注入能力相对增强。对于渗透率1×10-3μm2左右的岩心，注入清水对储层渗流能力的影响依然较小。结果表明，在渗流速度小于1.47 m/d（0.5 mL/min）的情况下，不会发生明显的速敏，所以速敏不是储层堵塞的主要因素。当产出水注入渗透率大于9×10-3μm2的岩心，短时期内注入的产出水也不会影响渗流能力。说明主要渗流通道需要聚集足量的悬浮物颗粒才会形成堵塞。但对于渗透率1×10-3μm2左右的岩心，产出水注入能够导致储层伤害，注入指数下降19.4%～43.5%。

图7 注入指数的变化规律Fig.7 Change pattern of injection index

对矿物开展扫描电镜及能谱分析（图8）。结果表明，产出水驱后的矿物表面出现铁元素，说明产出水中的铁离子在矿物表面滞留。

图8 能谱分析矿物表面出现含铁矿物Fig.8 The iron minerals on the rock surface detected by the energy spectrum tests

CO2对流动能力影响的实验结果见图9。CO2注入能力是注水能力的1.39～10.1倍，渗透率越低，CO2增注效果越明显，CO2注入后驱替压差明显降低，注入指数升高明显。CO2能够改善后续注水能力，在较低渗透率下后续水驱2 PV 后仍具有较好增注效果。根据注入速度与压差之间的关系，得到启动压力参数（表3），结果表明CO2注入后启动压力降低明显。

表3 注CO2前后启动压力对比Table 3 The threshold pressure before and after CO2 injection

图9 注CO2前后水驱驱替压差及注入指数的变化规律Fig.9 Change patterns of water flooding pressure difference and injection index before and after CO2 injection

清水注入过程储层伤害不严重，注CO2对水驱的驱替压差影响不大；产出水注入存在严重的储层伤害，注CO2能降低水驱压差，降幅介于9.1%～33.3%。清水注入过程储层伤害不严重，注CO2对后续注水能力影响不大；产出水注入存在严重的储层伤害，注CO2能较好改善后续注水能力，注入指数平均提高了1.1～1.5倍。

利用扫描电镜对CO2作用前后的矿物形貌进行观测，如图10所示。对比溶蚀前后的扫描电镜图像，低渗岩心表面较为致密，矿物骨架表面存在较多粉砂及黏土杂基，溶蚀后孔隙明显增大，矿物骨架表面杂基颗粒数量明显减少；高渗岩心孔隙发育良好，溶蚀后岩心孔隙增大[22]，矿物骨架表面形成较多黏土矿物。长石样品与CO2溶液反应后可以看出，未反应的长石表面十分致密平坦，几乎没有任何矿物附着，并且没有任何孔隙和裂隙。但反应后长石表面出现较多的溶蚀坑洞，且出现大量的次生矿物附着在表面上。从图10 中发现，次生矿物一般优先发育在溶蚀坑洞附近，围绕溶蚀坑不断叠加。CO2作用前，可见方解石、白云岩、铁白云岩等碳酸盐岩矿物，黏土矿物聚集性出现；CO2作用后，碳酸盐岩矿物明显减少，黏土矿物分布更分散。

图10 注CO2前后矿物微观形貌的变化规律Fig.10 The change rule of mineral microstructure before and after CO2 injection

2.3 高凝原油的影响及CO2增注机制

双河原油属高凝原油，部分区块原油凝固点达51 ℃，蜡沉积是导致该类油藏储层堵塞的关键因素[23]。为了明确高凝原油对注水能力的影响，利用30 cm 拼接取心岩心，在实验温度95 ℃、回压10 MPa条件下，以0.1 mL/min 的流量分别开展恒流水驱及CO2增注实验，研究驱油过程中CO2对水驱开发特征的影响，进一步探索含油条件下的CO2增注机制，主要实验数据见图11。

图11 注CO2前后水驱实验开发特征曲线Fig.11 Development characteristic curve of water flooding experiment before and after CO2 injection

渗透率为13.2×10-3μm2的岩心在前期水驱油阶段，压力逐渐增加，见水较早，见水后含水率迅速增加，压力趋于平稳。综合含水率达到70%后开始注CO2。这一阶段压力明显下降，综合含水率稳步下降，见气后生产气油比迅速增加，压力趋于稳定。后续水驱初期，驱替压差再次迅速增加，此时以产气为主。见液时含水较低，见油后含水率迅速增加，说明水驱前缘形成了油墙。随着综合含水率迅速增加，驱替压差逐渐降低，生产气油比也逐渐降低。对于渗透率3.68×10-3μm2的岩心，在前期水驱油的初期没有产油，并伴随压力的迅速增加，至压差达到10.2 MPa才开始产油，注气初期压力平稳，见气后压力明显下降；后续水驱，初期压力快速增加，水窜后迅速产液，压力明显下降，后期趋于稳定。注CO2前后岩石的微观形貌如图12所示，结果表明，蜡晶能导致孔隙堵塞，石蜡沉淀吸附在矿物表面，形成蜡膜并包裹黏土矿物。因此，注入产出水中的有机颗粒堵塞孔隙和油中蜡晶等组分的沉积作用影响水驱流动能力。

图12 注CO2前后岩石的微观形貌Fig.12 The change of rock micromorphology before and after CO2 injection

如图12所示，注CO2后，大部分堵塞在孔隙中的石蜡被清除了，提高注水能力。由图11 中的实验结果可见，在含油较高或形成油墙的情况下，油相形成较大的注水阻力，驱替压差会迅速增加，启动油相后驱替压差会逐渐下降。注入的CO2能够溶解蜡组分，同时有助于降低原油黏度，提高注水能力。有学者研究发现，超临界CO2能溶解地层石蜡，消除孔隙堵塞。孙雪等[23]利用石蜡人工堵塞储层孔隙并通过注入CO2解堵，证明CO2能显著提高水相渗流能力。因此，CO2溶解蜡质组分，降低原油整体黏度是提高水驱注入能力的一个因素。

另外，双河低渗透油藏水驱后实施CO2驱能够提高采收率，后续水驱仍能进一步提高采收率；目标区低渗岩心水驱采收率介于18.49%～22.30%，注CO2提高采收率介于13.01%～21.51%，后续水驱进一步提高采收率介于5.40%～6.04%。由于开发过程中，采出端地层压力下降导致的蜡沉积空间接近生产井。CO2在储层运移过程中，超临界CO2不断溶解、抽提原油中的轻质组分实现富化，越接近生产井对蜡沉淀的溶解效果越显著[24]。CO2驱可以有效改善双河油田注入性，研究结果为双河油田开展CO2驱提供了理论指导与借鉴。

3 结论

1）根据流动性实验及CO2驱油实验，结合扫描电镜等测试，发现对于双河油田低渗储层，地层产出水中的悬浮颗粒和原油中蜡晶等组分的沉积会导致储层孔隙堵塞、渗透率降低，是影响注水能力的重要因素。

2）流动性实验结果表明，针对双河油田低渗储层，CO2注入后可显著降低驱替压差，提升注入指数。CO2对产出水中无机悬浮颗粒及碱性矿物、碳酸盐岩矿物的溶蚀作用，可以有效提高低渗储层的注水能力。

3）CO2驱油实验结果表明，CO2驱提高采收率达到13.01%～21.51%，后续水驱进一步提高采收率5.40%～6.04%。注CO2可显著改善双河油田低渗储层注入能力，且CO2驱提高采收率效果明显。