周拓，劉學(xué)偉,，楊正明,，李熙喆，王淑英

（1.中國科學(xué)院滲流流體力學(xué)研究所；2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院）

二氧化碳驅(qū)儲集層堵塞機(jī)理實驗分析

周拓1，劉學(xué)偉1,2，楊正明1,2，李熙喆2，王淑英2

（1.中國科學(xué)院滲流流體力學(xué)研究所；2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院）

結(jié)合細(xì)管實驗、組分分析實驗、微觀模擬實驗3種實驗方法，分析CO2驅(qū)油過程中儲集層堵塞、原油開采速度降低的現(xiàn)象，研究儲集層堵塞機(jī)理。細(xì)管實驗表明，較低驅(qū)替壓力條件下，CO2驅(qū)油效果較差，驅(qū)替壓力越高，驅(qū)油效果越好，在驅(qū)替壓力超過最小混相壓力后，儲集層會出現(xiàn)堵塞現(xiàn)象，對產(chǎn)能有較大影響。組分分析和微觀模擬實驗表明，CO2與原油接觸后產(chǎn)生組分分異，在較低驅(qū)替壓力下，組分分異不明顯，不會產(chǎn)生堵塞，但驅(qū)替壓力較高時，原油中芳烴被CO2快速萃取，造成非烴和瀝青質(zhì)快速沉積，從而堵塞喉道。因此，控制驅(qū)替壓力是防止儲集層堵塞的主要措施，CO2驅(qū)油最佳壓力應(yīng)在最小混相壓力附近，過高或過低的壓力都不利于CO2驅(qū)油。圖8表2參15

CO2驅(qū)油；儲集層堵塞機(jī)理；最小混相壓力；驅(qū)替壓力；原油組分分異

0 引言

礦場實踐表明，CO2驅(qū)油是一種有效的提高采收率方法[1-3]，前人普遍認(rèn)為，CO2驅(qū)替壓力越高，越有利于原油與CO2達(dá)到混相，驅(qū)替效果就越好[4]。有關(guān)CO2驅(qū)油開采不利因素的研究主要集中在腐蝕[5-7]和氣體指進(jìn)[8-9]方面，部分文獻(xiàn)[2-3]提到CO2驅(qū)過程中原油重質(zhì)組分沉積問題，但對其具體堵塞機(jī)理研究較少。本文通過細(xì)管實驗[10]、組分分析實驗、微觀模擬實驗，對CO2驅(qū)油過程導(dǎo)致儲集層喉道堵塞、原油開采速度降低的現(xiàn)象進(jìn)行分析，探究CO2驅(qū)油過程中儲集層堵塞機(jī)理。

1 實驗

筆者在研究過程中，將細(xì)管實驗、組分分析實驗、微觀模擬實驗3種實驗方法相結(jié)合：細(xì)管實驗可以提供CO2驅(qū)實驗動態(tài)數(shù)據(jù)和驅(qū)替過程中原油樣品；組分分析實驗用于認(rèn)識不同驅(qū)替階段原油組分變化規(guī)律，分析驅(qū)替過程中堵塞形成原因；微觀模擬實驗可直接觀察原油組分分異后的流動過程，為CO2驅(qū)油過程中儲集層堵塞機(jī)理分析提供可視化支持。

細(xì)管實驗[11]長細(xì)管中充填粒徑96～109 μm的石英砂，細(xì)管總長18 m，內(nèi)徑8 mm，外徑10 mm，耐

壓70 MPa，水測滲透率5.1×10?3μm2，孔隙度35.59%。細(xì)管實驗法確定最小混相壓力的測量標(biāo)準(zhǔn)[12]中，采用定流速驅(qū)替方式。由于氣體具有強(qiáng)壓縮性，進(jìn)入細(xì)管的氣體流速和注入壓力都處于非穩(wěn)定狀態(tài)，無法對細(xì)管模型滲流能力進(jìn)行分析。為此，筆者在實驗中采用定壓驅(qū)替方式，在穩(wěn)定的驅(qū)替壓力下，通過分析單位壓差下注入速度和采出速度的變化，可對流動能力變化過程進(jìn)行定量分析。

在細(xì)管驅(qū)油實驗過程中，提取不同驅(qū)替階段的產(chǎn)出油樣品和殘余油樣品，進(jìn)行原油族組分分析及飽和烴組分分析。原油族組分分析采用SY/T 5119-1995標(biāo)準(zhǔn)[13]。通過族組分分析，可獲得不同油樣可溶有機(jī)物（如飽和烴、芳香烴、非烴以及瀝青質(zhì)）含量。飽和烴組分測量采用氣相色譜分析方法，實驗采用SY/T 0542-1994標(biāo)準(zhǔn)[14]，利用該方法，可以獲得原油中不同輕烴的質(zhì)量分?jǐn)?shù)。對比不同驅(qū)替階段和不同壓力下原油族組分和飽和烴分布，可以對CO2驅(qū)油過程中原油與CO2相互作用進(jìn)行分析，給出不同階段CO2驅(qū)油的特點(diǎn)和機(jī)理。

高溫高壓微觀模擬實驗[15]可以在地層溫度、壓力條件下，對模型微觀孔道內(nèi)CO2驅(qū)油過程進(jìn)行可視化觀測，實驗用微觀仿真模型采用透明的二維玻璃模型，采用光化學(xué)刻蝕工藝，將孔隙網(wǎng)絡(luò)模型精密光刻到平板玻璃上，最后經(jīng)高溫高壓燒結(jié)制成。標(biāo)準(zhǔn)模型大小為40 mm×40 mm，孔隙體積一般為50 μL，最小孔徑可達(dá)10 μm。圖1為該實驗流程圖。實驗首先在高于飽和壓力的壓力條件下將含氣原油注入模型，然后在設(shè)定回壓條件下，將CO2注入模型，進(jìn)行CO2驅(qū)油實驗，記錄驅(qū)替過程中不同時刻的驅(qū)替圖像。

圖1 高溫高壓微觀模擬實驗裝置圖

實驗中使用的6個原油樣品取自吉林油田（見表1），基于對6個樣品最小混相壓力、滲流能力等數(shù)據(jù)的分析，研究儲集層堵塞現(xiàn)象及堵塞機(jī)理。

表1 不同油樣的高壓物性數(shù)據(jù)

2 結(jié)果與討論

2.1 CO2驅(qū)油儲集層堵塞現(xiàn)象分析

細(xì)管驅(qū)油實驗采用定壓驅(qū)替方式，在壓力穩(wěn)定的條件下，流量變化反映了原油和CO2在細(xì)管中流動能力的變化。根據(jù)單位時間注入量、采出量與注入壓力的關(guān)系進(jìn)行計算，得到注入指數(shù)和采油指數(shù)：

式中 Iin——注入指數(shù)，mL/（min·MPa）；Iout——采油指數(shù)，mL/（min·MPa）；Δp——注入壓差，MPa；Qin——注入量，mL；Qout——采出量，mL；t——時間，min。

圖2為6號油樣CO2驅(qū)油實驗驅(qū)替壓力與驅(qū)油效率關(guān)系曲線，可見，6號油樣最小混相壓力約為25 MPa（最小混相壓力特指采出程度達(dá)90%時的驅(qū)替壓力）。需指出的是：當(dāng)驅(qū)替壓力小于最小混相壓力時，CO2與原油也有不同程度混相。

圖2 6號油樣驅(qū)替壓力與驅(qū)油效率關(guān)系曲線

圖3、圖4為6號油樣在不同CO2驅(qū)替壓力下注入指數(shù)和采油指數(shù)變化曲線。由圖3可見，在較低驅(qū)替壓力條件下，隨著驅(qū)替壓力增加，注入指數(shù)呈增加趨勢；當(dāng)驅(qū)替壓力達(dá)到28.34 MPa后，注入指數(shù)明顯下降，說明驅(qū)替壓力達(dá)到28.34 MPa后，模型發(fā)生了堵塞現(xiàn)象。從圖4采油指數(shù)變化趨勢上也可以發(fā)現(xiàn)相

似的規(guī)律。由圖3和圖4可見，6號樣品CO2驅(qū)油過程中出現(xiàn)堵塞現(xiàn)象，且堵塞現(xiàn)象發(fā)生在較高驅(qū)替壓力條件下。

圖3 油樣6注入指數(shù)與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系曲線

圖4 油樣6采油指數(shù)與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系曲線

筆者對6個油樣CO2驅(qū)油過程進(jìn)行了分析，統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)其中4個油樣出現(xiàn)了堵塞現(xiàn)象，尤其是油樣1、油樣3和油樣6堵塞嚴(yán)重（見表2）。發(fā)生堵塞的實驗驅(qū)替壓力都高于最小混相壓力，另外兩個樣品由于驅(qū)替壓力沒有達(dá)到最小混相壓力，沒有發(fā)生堵塞現(xiàn)象。因此，CO2驅(qū)油過程中儲集層堵塞主要發(fā)生在驅(qū)替壓力高于最小混相壓力條件下，為避免堵塞現(xiàn)象，最佳驅(qū)油壓力應(yīng)在最小混相壓力附近。6號油樣在驅(qū)替壓力達(dá)到28.34 MPa時，出現(xiàn)了明顯的堵塞現(xiàn)象，采油指數(shù)和注入指數(shù)明顯下降（見圖3、圖4），但實驗的最終驅(qū)油效率仍然高于90%，與25 MPa驅(qū)替壓力下最終驅(qū)油效率接近。因此堵塞現(xiàn)象對CO2驅(qū)油效率影響不大，但對產(chǎn)能有較大影響。

表2 油樣在不同CO2驅(qū)替壓力下的堵塞情況

2.2 CO2驅(qū)油儲集層堵塞機(jī)理

為深化CO2驅(qū)油儲集層堵塞機(jī)理認(rèn)識，對部分細(xì)管實驗的產(chǎn)出樣品進(jìn)行了飽和烴全烴分析和原油族組分分析。圖5和圖6為6號油樣在18.10 MPa和25.15 MPa驅(qū)替壓力下產(chǎn)出油樣品飽和烴分析結(jié)果。每組曲線除初始原油樣品曲線外，第1條曲線為CO2突破（18.10 MPa和25.15 MPa驅(qū)替壓力下突破時注入孔隙體積倍數(shù)分別為0.910和0.925）前樣品飽和烴組成，其他曲線為CO2突破后樣品飽和烴組成。從圖5、圖6可見，在CO2突破前及突破初期，CO2以驅(qū)替作用為主，采出流體組分與初始原油樣品組分接近；隨著驅(qū)替的進(jìn)行，采出流體組分與初始原油樣品組分差異變大。說明CO2突破后，CO2的萃取作用明顯，導(dǎo)致采出原油與原始油樣的組分出現(xiàn)差異。

圖5 18.10 MPa驅(qū)替壓力下產(chǎn)出原油飽和烴組成

圖6 25.15 MPa驅(qū)替壓力下產(chǎn)出原油飽和烴組成

圖5為6號油樣在18.10 MPa驅(qū)替壓力下采出樣品飽和烴組成曲線，實驗過程屬于非混相驅(qū)過程，產(chǎn)

出油組分隨CO2注入孔隙體積倍數(shù)增加變化較小，隨CO2注入孔隙體積倍數(shù)增加，產(chǎn)出流體組分峰值由C9向C14移動，驅(qū)替結(jié)束（注入3.6 PV的CO2）時，峰值在C14左右。圖6實驗驅(qū)替壓力為25.15 MPa，該條件下CO2與流體混相，驅(qū)替過程中組分變化幅度增大，組分峰值變化范圍增大到C10—C20，最終產(chǎn)出流體組分峰值達(dá)到C20。不同驅(qū)替壓力下組分峰值變化表明，隨著驅(qū)替壓力的升高，CO2與原油接觸后原油組分分異加劇，分異產(chǎn)生的重質(zhì)組分在流動過程中堵塞孔道，是注入指數(shù)和采油指數(shù)下降的重要原因。

對6號樣品在18.10 MPa和25.15 MPa驅(qū)替壓力下產(chǎn)出原油的族組分進(jìn)行了分析（見圖7）。產(chǎn)出油樣品按采樣順序編號，第1個樣品為CO2突破前樣品，其他為CO2突破后樣品。

CO2驅(qū)油過程中，首先產(chǎn)出的油樣因為沒有與CO2接觸，其組分與原始油樣接近，隨后產(chǎn)出油樣為CO2與原油互溶形成的混合帶的樣品，最后是在CO2突破后，沖刷剩余油產(chǎn)出樣品。圖7中，1號樣品為早期突破前樣品，2—9號樣品為CO2與原油混合帶樣品，10—14號樣品為CO2突破后的樣品。18.10 MPa下（見圖7a），混合帶產(chǎn)出樣品組分與突破前樣品組分接近，而25.15 MPa下（見圖7b），混合帶產(chǎn)出樣品組分與突破前明顯不同，采出樣品中，芳烴類組分含量大幅度增加，而非烴和瀝青質(zhì)組分含量變化不大。分析認(rèn)為，芳烴對非烴和瀝青質(zhì)的溶解性明顯優(yōu)于飽和烴，因此，芳烴的快速萃取會造成非烴和瀝青質(zhì)的析出。在較高壓力下，CO2對芳烴萃取過程加劇，導(dǎo)致非烴和瀝青質(zhì)快速析出，是形成堵塞的重要原因。

利用高溫高壓微觀模擬實驗可以觀察到明顯的原油組分分異現(xiàn)象。圖8給出了6號油樣在15 MPa和28 MPa驅(qū)替壓力下CO2驅(qū)替前緣變化過程，由圖8a可見，15 MPa驅(qū)替壓力下，CO2與原油的界面不明顯；但在28 MPa驅(qū)替壓力下，不同黏度的流體開始分別流動，輕質(zhì)組分在孔道中間，被CO2快速攜帶走，而重質(zhì)組分在孔道邊部，流速明顯低于孔道中間流體，說明流體發(fā)生了分異現(xiàn)象。當(dāng)孔道較小時，就會發(fā)生注入指數(shù)和產(chǎn)液量降低，甚至堵塞現(xiàn)象。

圖7 18.10 MPa及25.15 MPa驅(qū)替壓力下產(chǎn)出油樣組分分析結(jié)果

圖8 15 MPa及28 MPa驅(qū)替壓力下微觀模擬實驗圖像

3 結(jié)論

CO2驅(qū)油開采過程中可能會產(chǎn)生儲集層堵塞現(xiàn)象，其主要發(fā)生在驅(qū)替壓力大于最小混相壓力后，堵塞現(xiàn)象并不影響CO2驅(qū)油效率隨壓力的變化規(guī)律，但對產(chǎn)能有較大影響。CO2與原油接觸后產(chǎn)生組分分異，輕質(zhì)組分快速運(yùn)移，重質(zhì)組分在喉道處淤積堵塞，是CO2驅(qū)油堵塞的主要機(jī)理之一?？刂乞?qū)替壓力是防止儲集層堵塞的主要生產(chǎn)措施，在較低壓力下，產(chǎn)出流體組分比較均勻，不會產(chǎn)生堵塞，驅(qū)替壓力較高時，芳烴被CO2快速萃取，造成非烴和瀝青質(zhì)快速沉積，從而形成堵塞。細(xì)管實驗表明，較低驅(qū)替壓力條件下，CO2驅(qū)油效果較差，驅(qū)替壓力越高，驅(qū)油效果越好，但驅(qū)替壓力高于最小混相壓力后，堵塞幾率明顯增加，因此，CO2驅(qū)油最佳壓力應(yīng)在最小混相壓力附近，過高或過低的壓力都不利于CO2驅(qū)油。

[1]齊笑生,馮紅霞,汪斌,等.中原油田CO2吞吐試驗中近井地帶堵塞現(xiàn)象分析[J].內(nèi)蒙古石油化工,2006 ,32(9): 105-107.Qi Xiaosheng,Feng Hongxia,Wang Bin,et al.Analysis of the phenomenon of near wellbore blockage of CO2stimulation test in Zhongyuan Oilfield[J].Inner Mongolia Petrochemical Industry,2006,32(9): 105-107.

[2]Brush R M,Davitt H J,Aimar O B,et al.Immiscible CO2flooding for increased oil recovery and reduced emissions[R].SPE 59328,2000.

[3]Khataniar S,Kamath V A,Patil S L,et al.CO2and miscible gas injection for enhanced recovery of Schrader Bluff Heavy Oil[R].SPE 54085,1999.

[4]秦積舜,韓海水,劉曉蕾.美國CO2驅(qū)油技術(shù)應(yīng)用及啟示[J].石油勘探與開發(fā),2015,42(2): 209-216.Qin Jishun,Han Haishui,Liu Xiaolei.Application and enlightenment of carbon dioxide flooding in the United States of America[J].Petroleum Exploration and Development,2015,42(2): 209-216.

[5]李春福,王斌,張穎,等.油氣田開發(fā)中CO2腐蝕研究進(jìn)展[J].西南石油學(xué)院學(xué)報,2004,26(2): 42-46.Li Chunfu,Wang Bin,Zhang Ying,et al.Research progress of CO2corrosion in oilfield development[J].Journal of Southwest Petroleum University,2004,26(2): 42-46.

[6]馬德勝,王伯軍,吳淑紅.油氣生產(chǎn)過程中CO2腐蝕預(yù)測研究[J].西南石油大學(xué)學(xué)報: 自然科學(xué)版,2010,32(3): 137-140.Ma Desheng,Wang Bojun,Wu Shuhong.CO2corrosion prediction of oil and gas production[J].Journal of Southwest Petroleum University: Science & Technology Edition,2010,32(3): 137-140.

[7]顏紅俠,張秋禹,張軍平,等.油氣開發(fā)中CO2腐蝕及其緩蝕劑的選用[J].應(yīng)用化工,2002,31(1): 7-11.Yan Hongxia,Zhang Qiuyu,Zhang Junping,et al.Selection of CO2corrosion in oil and its inhibitors in gas development[J].Applied Chemical Industry,2002,31(1): 7-11.

[8]李東霞,蘇玉亮,高海濤,等.二氧化碳非混相驅(qū)油粘性指進(jìn)表征方法及影響因素[J].油氣地質(zhì)與采收率,2010,17(3): 63-66.Li Dongxia,Su Yuliang,Gao Haitao,et al.The characterization methods and influencing factors of CO2immiscible viscous finger[J].Petroleum Geology and Recovery Efficiency,2010,17(3): 63-66.

[9]楊彪,唐汝眾,欒傳振,等.國外CO2驅(qū)油防止粘性指進(jìn)和重力超覆工藝[J].斷塊油氣田,2003,10(2): 64-66.Yang Biao,Tang Ruzhong,Luan Chuanzhen,et al.Prevent the viscous fingering and gravity override process of foreign CO2flooding[J].Fault Block Oil & Gas Field,2003,10(2): 64-66.

[10]劉玉章,陳興隆.低滲油藏CO2驅(qū)油混相條件的探討[J].石油勘探與開發(fā),2010,37(4): 466-470.Liu Yuzhang,Chen Xinglong.Miscible conditions of CO2flooding technology used in low permeability reserviors[J].Petroleum Exploration and Development,2010,37(4): 466-470.

[11]許瀚元,熊鈺.細(xì)管實驗法確定最小混相壓力的方法[J].內(nèi)江科技,2012(6): 92-93.Xu Hanyuan,Xiong Yu.Method for determining the minimum miscibility pressure of tube experiment[J].Neijiang Science and Technology,2012(6): 92-93.

[12]苗國鋒.龍虎泡油田高臺子油層二氧化碳驅(qū)最小混相壓力研究[J].石油地質(zhì)與工程,2010,24(3): 70-72.Miao Guofeng.Minimum miscibility pressure research of CO2flooding of Gaotaizi oil layer in Longhupao oil field[J].Petroleum Geology and Engineering,2010,24(3):70-72.

[13]中華人民共和國國家發(fā)展和改革委員會.SY/T 5119-1995 巖石可溶有機(jī)物和原油族組分柱層析分析方法[S].北京: 石油工業(yè)出版社,1995.The National Development and Reform Commission of the People’s Republic of China.SY/T 5119-1995 Rock soluble organic matter and crude oil component column chromatography analysis methods[S].Beijing: Petroleum Industry Press,1995.

[14]中華人民共和國國家發(fā)展和改革委員會.SY/T 0542-1994 穩(wěn)定輕烴組分分析氣相色譜法[S].北京: 石油工業(yè)出版社,1994.The National Development and Reform Commission of the People’s Republic of China.SY/T 0542-1994 Stable light hydrocarbon component analysis gas chromatographic method[S].Beijing: Petroleum Industry Press,1994.

[15]高樹生,薛蕙,胡志明,等.高溫高壓CO2驅(qū)油微觀機(jī)理實驗研究[J].特種油氣藏,2010,17(2): 92-94.Gao Shusheng,Xue Hui,Hu Zhiming,et al.Experiment research of CO2flooding at high temperature and high pressure[J].Special Oil and Gas Reservoirs,2010,17(2): 92-94.

（編輯 黃昌武）

Experimental analysis on reservoir blockage mechanism for CO2flooding

Zhou Tuo1,Liu Xuewei1,2,Yang Zhengming1,2,Li Xizhe2,Wang Shuying2
(1.Institute of Porous Flow and Fluid Mechanics of Chinese Academy of Sciences,Langfang 065007,China; 2.Langfang Branch of PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development,Langfang 065007,China)

The slim-tube experiment,component analysis experiment and microscopic simulation experiment are used to analyze the phenomena of reservoir blockage and drop of oil production rate,and to find out the reservoir blockage mechanisms in the process of carbon dioxide flooding.The slim-tube experiment shows that the effect of carbon dioxide flooding was poor under low displacement pressure,and the higher the displacement pressure,the better the effect of flooding.When the displacement pressure exceeded the minimum miscibility pressure,reservoir blockage could occur,affecting the reservoir productivity significantly.Component analysis and microscopic modeling experiments show that oil component differentiation could occur after oil contacted with carbon dioxide.Under low displacement pressure,component differentiation was not significant,so reservoir blockage did not occur; but when the displacement pressure was higher,aromatics in oil were extracted rapidly by carbon dioxide,resulting in quick deposition of non-hydrocarbons and asphalt and the blockage of pore-throats in reservoirs.Therefore,controlling the displacement pressure is the main measure to prevent reservoir blockage.The best pressure of carbon dioxide flooding should be near the minimum miscible pressure,pressure,too high or too low,is not good for carbon dioxide flooding.

carbon dioxide flooding; reservoir blockage mechanism; minimum miscible pressure; displacement pressure; oil component differentiation

國家油氣重大專項（2011ZX05013-006）；中國石油天然氣集團(tuán)公司重大基礎(chǔ)攻關(guān)課題（2014B-1203）

TE357.7

A

1000-0747(2015)04-0502-05

10.11698/PED.2015.04.12

周拓（1989-），男，吉林松原人，現(xiàn)為中國科學(xué)院滲流流體力學(xué)研究所在讀博士研究生，主要從事低滲透—致密油藏開發(fā)方面的研究工作。地址：河北省廊坊市廣陽區(qū)，中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院44號信箱滲流所油藏室，郵政編碼：065000。E-mail：275719662@qq.com

2014-09-10

2015-04-29