致密砂岩油藏CO2驱替沥青质沉积及储层伤害特征

苗万春, 何善斌, 张 兴, 陈海兵, 郭绍忠, 邓宝康

(1.中国石油长庆油田分公司 第十采油厂，甘肃 庆城 745100； 2.四川奥吉特油田科技开发有限公司，成都 610041)

鄂尔多斯盆地作为中国第一大致密油气盆地，含有丰富的致密油气资源，具有巨大的开发前景[1]。然而，由于储层在沉积过程中受到不均匀的成岩和压实作用，导致储层出现物性差、孔喉细小、非均质严重等特点，造成注水开发效果差，无效水循环严重[2-3]。CO2驱作为三次采油技术已经日趋完善并得到了广泛的应用和发展；但在CO2注入过程中，原油组成和浓度均在不断变化，导致原油平衡体系被破坏，极易产生沥青质沉积，造成孔喉堵塞，对储层产生不可逆转的伤害[4-5]。相关研究显示[6-7]，温度和压力是造成沥青质沉积的外部因素，而原油组分、组成变化则是沥青质沉积的内部因素。陈龙龙等[8]通过实验发现当CO2注入压力由0 Pa增大至20 Pa时，沥青质沉淀量由0.17%增加至6.27%，渗透率伤害程度由1.87%增至13.64%。雷浩等[9-10]研究发现沥青质析出后形成的大颗粒会堵塞小孔喉，而形成的小颗粒会被大孔喉表面吸附，孔隙半径会随着吸附量的增加而减小，进而造成渗透率降低。目前，多孔介质中CO2驱过程中沥青质沉积测定的方法主要是通过对比驱替前后储层物性的变化。由于实验装置和技术的限制，很少有研究者从微观孔喉角度研究沥青质沉积特征和储层伤害机理。因此，笔者在排除矿物沉积影响的基础上，通过开展不同注气压力下的岩心驱替在线核磁扫描实验，分别从沥青质沉积量、渗透率伤害率和孔喉堵塞率三方面研究沥青质的沉积特征，评价不同注入压力下沥青质沉积对储层的伤害程度，为HQ油田顺利开展注CO2驱开发提供指导。

1 实验原理

1.1 低场核磁共振原理

低场核磁共振技术是以流体中的氢原子核在磁场中的响应为基础，通过测量1H的横向弛豫时间来分析含氢流体在多孔介质中弛豫行为的技术[11-13]。岩石孔隙中流体的横向弛豫时间主要受自由弛豫时间、表面弛豫时间和扩散弛豫时间三部分的影响。但由于致密砂岩中孔隙细小，孔径仅为微米和纳米级别，所以孔隙中流体的横向弛豫时间t2主要由岩石表面的横向弛豫时间控制，表达式为

(1)

式中：t2S为岩石表面的横向弛豫时间(ms)；ρ为岩石表面弛豫率，无因次；S为岩石孔隙表面积(cm2)；V为岩石孔隙体积(cm3)。

(2)

式中：Fs为孔隙形状因子，与孔隙半径有关，无量纲；r为孔隙半径(μm)。

由式(2)可知，t2值与孔隙半径呈正比关系，即大孔喉中赋存流体的弛豫时间长，而小孔喉中赋存流体的弛豫时间短，也就是说核磁共振T2谱分布中弛豫时间长短代表孔隙半径的大小，而弛豫时间对应的振幅则代表不同半径孔隙中流体的赋存量。根据岩心在驱替前后的T2谱分布可以计算出岩心孔隙中的采出程度

(3)

式中：ER为原油采出程度(%)；t2,min、t2,max分别为T2谱分布中某一半径孔隙对应的最小和最大驰豫时间(ms)；Ai,0为初始饱和油的T2谱曲线对应的振幅；Ai,d为驱替后岩心T2谱分布对应的振幅。

1.2 沥青质沉淀量测定

驱替实验前，首先采用《石油沥青四组分测定法》[7]测量初始原油中沥青质含量：将脱气原油溶解于正庚烷中，待沥青质沉淀后再用滤纸过滤，用正庚烷回流除去沉淀中夹杂的可溶组分，再用甲苯回流溶解沉淀，得到沥青质。将脱沥青质部分吸附于氧化铝色谱柱上，依次用正庚烷(或石油醚)、甲苯、甲苯-乙醇展开洗出，得到对应的饱和组分、芳香组分、胶质。驱替过程中从岩心出口端收集产出油，再次用上述方法测量产出油中饱和组分、芳香组分、胶质和沥青质(SARA)的含量。然后用初始原油中沥青质的含量减去产出油中沥青质的含量，即为在岩心中沉淀的沥青质含量。

2 实验内容

2.1 实验材料

实验岩心来自B153区块H84井延长组长62段的取样岩心。在同一岩心柱上钻取6块大小、物性和孔隙结构相近的短岩心柱作为实验岩心。

根据高压压汞测试结果和X射线衍射实验结果(图1和表1)可知，6块实验岩心的孔隙半径大小基本相似，孔隙半径主要分布在 0.003 2～0.772 5 μm，其中孔隙半径在 0.003 2～0.112 7 μm范围内的孔隙体积占总孔隙体积的48.55%～53.37%，说明岩心纳米级孔隙较为发育且占比较大。实验岩心黏土矿物的平均质量分数为5.3%，以绿泥石为主(平均相对含量为38.8%)，其次为高岭石和伊利石(平均相对含量分别为27.8%和27.6%)，伊蒙混层相对含量仅为5.9%。

图1 实验岩心孔隙半径分布特征Fig.1 Characteristics of pore radius distribution in experimental cores

实验中所用原油为H84井的地面脱气原油，地面条件下(25℃、0.1 MPa)原油密度为0.781 2×103kg/m3，黏度为5.12 mPa·s。采用四组分(SARA)方法[7]测定原油中沥青质的质量分数为2.35%。脱气原油与CO2的最小混相压力(MMP)为21.8 MPa。实验用水为根据实际地层水配制的相同矿化度的模拟地层水(表2)，总矿化度为24.425 g/L，黏度为0.58 mPa·s(60℃、0.1 MPa)。实验中所用CO2的纯度为99.99%。

表1 实验岩心基本物性参数及X射线衍射测试结果Table 1 Basic physical parameters and X-ray diffraction results of experimental cores

表2 非混相和混相压力下产出液与初始地层水离子浓度对比Table 2 Comparison of ion concentrations of produced fluid and initial formation water under immiscible and miscible pressures

图2 CO2驱替核磁共振在线实验流程图Fig.2 Flow chart of on-line NMR experiment for CO2 displacement

2.2 实验装置及步骤

实验装置流程如图2，其核心部分为核磁共振仪和无磁岩心夹持器。核磁共振仪为SPEC-RC1型，磁场强度0.28 T，氢质子共振频率为12 MHz；无磁岩心夹持器最大承压45 MPa，最高温度80 ℃。此外，还包括恒温箱、压差传感器、三相分离器(精度0.01 mL)、气量计和若干中间容器等。辅助实验仪器有分子真空泵(TW300型)和索式岩心清洗器(SXT-02型)。

实验装置连接完毕后，按照如下步骤开展实验：

a.将洗净、烘干后的岩心放入夹持器中，抽真空后充分饱和地层水，当连续3次测量渗透率误差小于5%时，岩心饱和水完成，并对岩心进行核磁扫描采样。

b.分别在15 MPa和35 MPa条件下向岩心中以0.2 mL/min速率注入CO2气体，当注气体积达到孔隙体积的12倍时，注气结束。然后将驱替后的岩心放入烘箱中高温(140 ℃)烘干，抽真空后再用模拟地层水重新充分饱和岩心，并对岩心进行核磁扫描谱采样。

c.用添加了MnCl2(质量分数15%)的模拟地层水驱替岩心中已饱和的模拟地层水，直至岩心不再产生核磁共振信号，再对岩心进行核磁扫描采样，并将此信号强度作为基准信号。

d.以 0.1 mL/min速率向岩心中注入原油，驱替地层水模拟成藏过程。当出口端不产水时，连续3次测量油相渗透率，当误差小于5%时饱和油过程完成，并对岩心进行核磁扫描采样。

e.分别在预先设定的6个注入压力下以0.2 mL/min速率向岩心内注入CO2气体，调节回压阀将出口压力恒至对应的注入压力。当注气量达到孔隙体积的6倍时，驱替完成。驱替过程中收集并计量产出油、气和水，测定产出油中沥青质含量，对驱替后的岩心进行核磁扫描采样。

f.采用索式岩心清洗器依次用甲苯、石油醚和乙醇清洗驱替后的岩心，高温烘干后重新放入岩心夹持器中，抽真空后在高压(20 MPa)下向岩心中注入模拟地层水饱和岩心，并依次完成步骤a、c和d，分别对再次饱和地层水和饱和原油后的岩心进行核磁扫描采样。

3 实验结果与分析

3.1 CO2驱矿物沉积的影响

3.2 不同注入压力下采收率及产出油特征

图4为不同注气压力下原油采收率随注气体积的变化过程。由图中可知，在CO2注入初期，相同CO2注入量下低压注CO2的原油采收率高于高压注CO2的原油采收率。这是因为在低压条件下由于CO2在原油中的溶解度很低，新注入的CO2只有很少一部分溶解在原油中，大部分CO2发挥着驱替作用，作为驱替相在孔喉中驱替原油流动，使得低压下的原油采收率较高。而随着注入压力的升高，高压注气的优势开始显现，CO2在高压条件下不但溶解度急速增加，而且具有很强的抽提和萃取能力，能够从原油中抽提出轻质组分，甚至是重质组分，从而大幅度提高原油采收率。此外，高压注气能够延迟CO2突破的时间，增加CO2与原油的接触时间，提高驱油效率。

图5为原油采收率和产出油中沥青质含量与注气压力的关系。由图中可知，当注入压力由15 MPa增加至20 MPa时，驱替类型由非混相驱变为近混相驱，原油采收率大幅度提高，对应产出油中沥青质含量也大幅度下降。而当压力由20 MPa增加至24 MPa时(MMP=21.8 MPa)，驱替类型由近混相驱变为混相驱，原油采收率的增加幅度减小，但产出油中沥青质的质量分数仍明显降低，由1.76%下降至1.58%。当压力继续增大至35 MPa时，原油采收率增加幅度和产出油中沥青质含量的降低幅度均明显减小。这主要是因为CO2抽提和萃取能力会随注入压力的增大而增强，当CO2抽提和萃取能力达到最强时，对原油平衡体系的破坏也会达到最大。因此当压力达到MMP后再继续加压，不但很难大幅度提高原油采收率，还会造成沥青质沉积的加剧。

图3 非混相和混相压力下岩心驱替前后饱和水T2谱分布Fig.3 T2 spectrum distribution of saturated water before and after core displacement under immiscible and miscible pressures

图4 不同注入压力下原油采收率 随注气体积的变化Fig.4 Change of oil recovery with gas injection volume under different injection pressures

图5 原油采收率和产出油沥青质含量 随注入压力的变化关系Fig.5 The relationship between oil recovery and asphaltene content of produced oil and injection pressure

3.3 储层渗透率伤害程度

图6 沥青质沉淀量和渗透率伤害率 随注入压力的变化关系Fig.6 Relationship between asphaltene precipitation and permeability damage rate with injection pressure

由图6可知，沥青质沉淀量随CO2注入压力的升高而增大，当注入压力为5 MPa时，沥青质沉淀量较低，仅为0.31%。沥青质沉淀的原因主要是CO2大量溶于原油导致原油组成发生变化。随着注入压力不断升高，驱替类型由非混相驱(15 MPa)向近混相驱(20 MPa)和混相驱(24 MPa)过渡，此时CO2抽提和萃取能力增强，能够与原油发生剧烈的传质和组分交换作用，不但能够从原油中萃取出轻质(C7以下组分)和中间组分(C7～C20组分)，还能够抽提出C30以上的重烃，导致原油组分加重，平衡体系被破坏，沥青质大量析出。当注入压力达到25 MPa并继续增压时，沥青质沉淀量增大幅度减小。

由图6还可知，渗透率伤害率(驱替前后渗透率的变化率)随注入压力的变化趋势与沥青质沉淀量基本相似。当注入压力达到5 MPa时，岩心中出现沥青质沉积，造成渗透率降低，渗透率伤害率仅为2.14%。随着注入压力的上升，当注入压力由20 MPa上升至24 MPa时，渗透率伤害率快速增加，由23.83%增大至37.22%，增大幅度达13.39%。当注入压力高于MMP后，渗透率伤害率随注入压力的升高继续增加，但增幅变小。这也进一步证明当压力达到混相压力后，继续增加注入压力不仅无法大幅提高原油采收率，反而加剧沥青质沉淀量，造成渗透率的进一步降低。结合图5和图3可知，将注入压力设定在近混相压力附近，不但能够获得较高的采收率，还能有效减缓因沥青质沉积而对渗透率造成的伤害，有助于致密油藏CO2驱的长期开发。

3.4 微观孔隙结构变化特征

3.4.1 微观孔喉类型划分

相关文献研究表明，低场核磁共振测试和高压压汞测试均是研究岩心孔隙结构分布的有效手段，而T2谱分布与孔隙半径分布均能直接反映岩心内部的孔隙结构分布特征。根据式(2)可知弛豫时间与孔隙半径呈正比关系，也就是说T2谱与孔隙半径之间可以互相转换。通过对6块实验岩心的弛豫时间与孔隙半径的转换系数进行标定(以2#岩心为例，图7)，确定了目标储层弛豫时间与孔隙半径的转换系数约为0.008 5 mm/s。图8为非混相(5 MPa)、近混相(20 MPa)和混相(35 MPa)条件下岩心在初始饱和油、CO2驱替后剩余油，以及CO2驱替后再次饱和油3种状态下的T2谱分布。根据岩心饱和原油后的T2谱形态(图8黑线所示)，按照弛豫时间的长短可以将孔喉大小划分为2类：小孔喉(弛豫时间为0.08 ms

图7 2#岩心T2谱与孔隙半径的关系Fig.7 Conversion relationship between T2 spectrum and pore radius of 2# core

图8 不同注入压力下岩心在不同阶段的T2谱分布Fig.8 T2 spectrum distribution of experimental cores at different stages under different injection pressures

3.4.2 CO2驱微观孔隙动用特征

由图8可知，实验岩心初始饱和油的T2谱形态基本一致，均为左峰高于右峰的连续型双峰形态，说明实验岩心小孔喉发育程度高于大孔喉，且大小孔喉之间连通性较好。当注入压力为5 MPa时，驱替后T2幅度整体变化较小，但大孔喉对应振幅的变化大于小孔喉对应振幅的变化(图8-A)，说明在较低注入压力下，CO2主要进入大孔喉驱替原油。当注入压力升至20 MPa时，此时CO2与原油为近混相驱状态，驱替后大、小孔喉对应的振幅均明显下降，但大孔喉对应振幅的变化仍然大于小孔喉(图8-B)。说明在此注入压力下，CO2仍然是优先进入阻力较小的大孔喉，逐渐在大孔喉中积聚膨胀，当膨胀压力达到足以克服下一级孔喉中的阻力时，便会向周边的小孔喉中流动或扩散，进而驱替或抽提小孔喉中的原油[16-17]。当注入压力(35 MPa)远远高于MMP时，驱替后大、小孔喉对应的振幅大幅度降低，T2谱变为左右两峰相当的双峰形态(图8-C)。这是由于高压下CO2抽提萃取能力增强，使得小孔喉中原油饱和度明显下降，但大孔喉中原油采出程度为86.4%，远高于小孔喉中原油采出程度42.2%。

3.4.3 沥青质沉积特征

根据岩心初始饱和油和CO2驱替后再次饱和油的T2谱分布，可以计算出不同半径孔喉的堵塞率[18](驱替前后岩心孔隙中可动流体饱和度的变化率)。由图9可知，注入压力<20 MPa时，大孔喉(0.068 μm

图9 小孔喉和大孔喉堵塞率随注气压力的变化关系Fig.9 Relationship between plugging rate of small and large throat with gas injection pressure

4 结 论

a.当CO2注入压力低于MMP时，CO2优先进入大孔喉(0.068 μm

b.沥青质沉淀量和渗透率伤害率随注入压力的升高而增大；低压下沥青质沉积是由于CO2大量溶解于原油，高压下沥青质沉积是由于CO2与原油间发生传质和组分交换作用。当注入压力选取为近混相压力时，不但能够获得较高的提高采收率幅度，还能有效减缓沥青质沉积对储层造成的伤害。

c.当CO2注入压力接近MMP时，小孔喉堵塞率大幅度增加，大孔喉堵塞率缓慢上升；随着注入压力的增加，沥青质沉积对小孔喉的伤害程度明显高于大孔喉，虽然大孔喉是CO2驱挖潜的主要方向，但小孔喉却是进一步提高原油采收率的关键。