李夢越 劉穎 王力

摘 ? ? ?要：為明確CO2非混相驅(qū)波及特征與其影響因素，采用實驗與數(shù)值模擬相結(jié)合的方式，對低滲巖心取樣并進(jìn)行CT掃描構(gòu)建其二維微觀孔喉模型。在此基礎(chǔ)上，借助Comsol流體軟件進(jìn)行有限元計算，從微觀角度對比了CO2驅(qū)和水驅(qū)的波及特征與區(qū)別，并對不同巖石潤濕性下的CO2驅(qū)進(jìn)行研究。結(jié)果表明：微觀孔喉內(nèi)水驅(qū)形成單一流通通道，油水界面分明并以活塞式驅(qū)油的方式流動，而CO2驅(qū)則形成多個流通通道，油氣界面存在明顯過渡段并以頂替原油的方式流動;不同的孔喉壁面潤濕性會對油相流動效果產(chǎn)生顯著影響，巖石由親油向中間潤濕性轉(zhuǎn)變后油相流動效果變好，親油巖石向疏油性轉(zhuǎn)變后油相流動效果變差。

關(guān) ?鍵 ?詞：非混相驅(qū);微觀孔喉;潤濕性;數(shù)值模擬

中圖分類號：TE19 ? ? ? 文獻(xiàn)標(biāo)識碼： A ? ? ? 文章編號： 1671-0460（2020）04-0509-05

Abstract： In order to clarify the sweep characteristics and influencing factors of CO2 immiscible flooding， a two-dimensional microscopic pore-throat model was constructed by sampling the low-permeability core and performing CT scanning through experiments and numerical simulation. On this basis， the finite element calculation was carried out with Comsol fluid software. The sweep characteristics and differences of CO2 flooding and water flooding were compared from the microscopic point of view， and the CO2 flooding under different rock wettability was studied. The results showed that the water flooding in the micro-hole throat formed a single circulation channel， the oil-water interface was distinct and flowed in the form of piston-type oil displacement， while the CO2 flooding formed multiple circulation channels， and there was a significant transition section at the oil-gas interface and flowed in the form of displacement of crude oil. Different wettability of the pore throat wall had significant influence on the oil phase flow effect. The oil phase flow effect was better after the transition from oleophilic wettability to intermediate wettability， and the oil phase flow effect was worse after the transition from the lipophilicity to oleophobicity.

Key words： Immiscible flooding; Microscopic pores throat; Wettability; Numerical simulation

近年來，國內(nèi)多個注水開發(fā)的低滲油藏嘗試轉(zhuǎn)變?yōu)樽O2開發(fā)，取得一定成效。但由于CO2與原油的微觀作用機(jī)制尚不明確，限制了該技術(shù)優(yōu)點(diǎn)的進(jìn)一步提升。針對我國現(xiàn)有油藏情況，大多數(shù)低滲油藏和復(fù)雜油藏都可進(jìn)行二氧化碳驅(qū)油，但因地層多年開采會導(dǎo)致國內(nèi)多數(shù)油田地層壓力處于低于混相壓力情況，所以非混相注氣研究十分具有意義?，F(xiàn)國內(nèi)多個研究者借助刻蝕微觀模型對CO2驅(qū)油兩相進(jìn)行了實驗研究[1，2]。但進(jìn)行微觀可視化實驗前的準(zhǔn)備工作過于繁瑣，實驗?zāi)Ｐ蛥?shù)變化范圍較廣，模型制作周期相對較長，且擁有高成本制作等缺點(diǎn)。所以，通過微觀可視化實驗來研究二氧化碳驅(qū)油并不是理想之選。與此同時，很少有研究者使用計算模型來模擬CO2/油兩相的非混相運(yùn)移特性。所以，應(yīng)用CT技術(shù)掃描真實巖心來模擬微觀孔喉內(nèi)的CO2波及特征對油田現(xiàn)場CO2驅(qū)油具有現(xiàn)實意義。

1 ?基于CT技術(shù)二維孔喉模型的構(gòu)建

1.1 ?CT成像原理

CO2非混相驅(qū)油數(shù)值模擬是在CT掃描真實巖心構(gòu)建的二維微觀孔喉模型基礎(chǔ)上進(jìn)行的。CT機(jī)由X射線發(fā)射裝置、接收器及載物臺三部分組裝而成。X射線穿過巖心會發(fā)生相應(yīng)的物理變化，如光電效應(yīng)、康普頓效應(yīng)等其他物理過程[3]。

接收器識別到減弱后的X射線并呈現(xiàn)為可投影圖像。通過180°或360°旋轉(zhuǎn)載物臺獲得不同角度的巖心照片。圖1為CT掃描原理示意圖。圖2為Micro-CT掃描儀器。

1.2 ?掃描流程與結(jié)果

1.2.1 ?樣品制備

掃描樣品來自吉林油田。通過對巖心薄片資料分析，該油層巖性主要以細(xì)砂巖、粉砂巖為主，伴有少量泥質(zhì)粉砂巖、鈣質(zhì)粉砂巖和巖屑粉砂質(zhì)細(xì)砂巖等[5]。填隙物成分主要有三種，分別是灰質(zhì)、高嶺石和泥質(zhì)。圖3為巖心示意圖。

1.2.2 ?CT掃描實驗步驟

應(yīng)用Phoenix-nanotom-s（菲尼克斯納米級）CT機(jī)進(jìn)行掃描。圖4為該機(jī)器圖片。實驗步驟具體如下[6]：

（1）巖樣放置在65 ℃的干燥恒溫箱內(nèi)干燥40 h，再將巖樣牢固放置于載物臺上，確保實驗時不會發(fā)生晃動、傾斜和傾倒等問題。

（2）將研究區(qū)域置于樣品臺中心，調(diào)整巖樣、探測器和X射線之間距離。

（3）調(diào)整載物臺，令巖樣與探測器處于適宜距離。

（4）用4X鏡頭進(jìn)行拍照。

（5）用10X鏡頭進(jìn)行拍照，精確目標(biāo)點(diǎn)位置。

（6）背景圖像修正。

（7）通過工作參數(shù)范圍確定不同角度的透射圖像。

（8）灰度圖像重建。

1.2.3 ?CT掃描結(jié)果

圖5為CT掃描結(jié)果圖像。藍(lán)色方框內(nèi)為截取部分來作為模型基礎(chǔ)。圖中深色部位代表孔隙，淺色部位代表基質(zhì)，高亮部位代表密度值偏大區(qū)域。掃描分辨率為1.25 ?m×11.29 ?m×16.02 ?m。像素為2 223×2 214×1 516二維灰度切片圖。

1.3 ?圖像處理及孔喉網(wǎng)格模型構(gòu)建

圖像處理是建立二維微觀孔喉模型的關(guān)鍵一步。一般CT掃描獲得的圖像都存在不同種類的噪聲。去除噪點(diǎn)常使用濾波技術(shù)。常用的濾波算法有高斯濾波、中值濾波、均值濾波[7]。本文應(yīng)用中值濾波去除噪點(diǎn)，相關(guān)的濾波公式為：

2.2 ?數(shù)值模擬及分析

2.2.1 ?邊界設(shè)置

圖7為模型邊界條件設(shè)置。CO2/水分別由右邊紅色邊界注入，設(shè)置為速度入口，模型左邊綠色邊界設(shè)置為壓力出口，出口壓力設(shè)置為0，注氣驅(qū)替和注水驅(qū)替方向均為由右向左。模型中藍(lán)色邊界設(shè)置成無滑移潤濕壁，黃色邊界設(shè)置成對稱邊界。

模型初始條件為飽和油狀態(tài)，地層油溫度為313.15K，環(huán)境壓力為8 atm，接觸角為90°。采用SIMPLE壓力修正項，求解器應(yīng)用PARDISO[9]，模擬所用物性參數(shù)見表1所示。

2.2.2 ?水驅(qū)油數(shù)值模擬及分析

圖8為不同階段下的油水分布圖。紅色為油相，藍(lán)為水相?？芍?qū)中因油水不互溶的特性使得油水界面分明。隨著注入時間增加，注入水整體成指型以活塞注入的形式向前驅(qū)替，孔喉內(nèi)的原油驅(qū)替較為徹底。水驅(qū)一旦形成優(yōu)勢通道后，水不再波及周圍區(qū)域，盲端內(nèi)剩余油動用較少。剩余油主要存在于壓力未能波及到的死油區(qū)。

2.2.3 ?CO2驅(qū)油數(shù)值模擬及分析

圖9為不同階段下的油氣分布圖。紅色為油相，藍(lán)為CO2相?？芍狢O2與油間存在過渡界面。當(dāng)通過細(xì)喉道時，CO2前端受喉道毛管力阻礙作用會產(chǎn)生液滴分離。注入的CO2以頂替原油的方式進(jìn)行驅(qū)油且會形成多個流動連通通道。CO2驅(qū)形成優(yōu)勢通道后因CO2較低的黏度造就了自身很好的流動性，所以CO2驅(qū)的波及面積更大，剩余地層油更少。CO2驅(qū)剩余油多為氣體擴(kuò)散后壓力所波及未至的區(qū)域及盲端內(nèi)剩余油。

圖10為原油體積分?jǐn)?shù)變化曲線。由曲線可知，水驅(qū)一旦形成優(yōu)勢通道，注入水再向周邊波及的能力幾乎為零。再看CO2驅(qū)油曲線，前期CO2向前頂替原油，剩余油體積分?jǐn)?shù)急劇下降，后期由于CO2良好的擴(kuò)散性，剩余油體積分?jǐn)?shù)曲線緩慢下降。

2.2.4 ?潤濕性對CO2驅(qū)油流動特性

分別將接觸角設(shè)置為30、90、150°進(jìn)行CO2非混相驅(qū)油模擬。

圖11為不同潤濕性穩(wěn)定流動下的油氣分布圖。由圖可知，接觸角為30°時，油氣界面始終凹向氣體一側(cè)，驅(qū)替期間因壁面的強(qiáng)濕特性，使得CO2包裹地層油形成油滴懸浮于氣相內(nèi)且不易被后注入的氣體攜帶出;接觸角為90°時，界面曲率趨近于無限大，毛管力近乎于零，所以在喉道和孔隙內(nèi)CO2進(jìn)入的距離相差無幾;接觸角為150°時，CO2驅(qū)替前緣呈圓滑凸液面，注氣后期喉道內(nèi)易發(fā)生CO2倒吸現(xiàn)象。

圖12為不同潤濕性下孔喉內(nèi)原油體積分?jǐn)?shù)變化曲線。由曲線可知，潤濕性對CO2驅(qū)油效果影響重大。壁面接觸角90°時，剩余油體積分?jǐn)?shù)最小;接觸角為30°時，次之;接觸角為150°時，剩余油體積分?jǐn)?shù)最大。不同巖石潤濕性模擬后的剩余油飽和度和驅(qū)替效率見表2。

3 ?結(jié)論

（1）中性巖石壁面微觀孔喉內(nèi)水驅(qū)以活塞式驅(qū)油的方式流動，而CO2驅(qū)以頂替原油的方式流動;水驅(qū)只形成單一流通通道且油水界面分明，而CO2驅(qū)則形成多個流通通道且油氣界面存在明顯過渡段;水驅(qū)在形成流動連通后水不再向四周波及，剩余油體積分?jǐn)?shù)趨于穩(wěn)定，而CO2驅(qū)構(gòu)成連通后在擴(kuò)散的作用下出口會持續(xù)出油，直到驅(qū)動壓力波及不出剩余油時體積分?jǐn)?shù)才趨于穩(wěn)定。

（2）隨潤濕壁接觸角的增大，油氣相態(tài)接觸界面逐漸由凹向CO2相轉(zhuǎn)變凹向剩余油相，流動模式從活塞式驅(qū)油轉(zhuǎn)變?yōu)轫斕嬖万?qū)油方式。隨接觸角的增大，CO2相中懸浮的油滴減少，剩余油分布中卡斷剩余油增多。可知接觸角為90°時驅(qū)油效果最好。

參考文獻(xiàn)：

[1]張瀚奭.高傾角油藏CO2近混相驅(qū)三次采油開發(fā)機(jī)理及礦場應(yīng)用研究[D].西南石油大學(xué)，2015.

[2]宋文鵬.CO2驅(qū)最小混相壓力的影響因素分析[J].當(dāng)代化工，2016，45（04）：680-681+723.

[3]孔德慧.換向水驅(qū)油微觀孔隙內(nèi)油水相態(tài)分布特征分析[D].東北石油大學(xué)，2018.

[4]李易霖.致密砂巖儲層微觀孔喉結(jié)構(gòu)精細(xì)表征[D].東北石油大學(xué)，2017.

[5]宋睿，劉建軍，李光.基于CT圖像及孔隙網(wǎng)格的巖芯孔滲參數(shù)研究[J].西南石油大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版），2015（3）：138-145.

[6]徐湖山.基于CT技術(shù)的數(shù)字巖心重構(gòu)及其應(yīng)用研究[D].大連理工大學(xué)，2014.

[7]高亞軍，姜漢橋，李俊鍵，等.基于Level Set方法的微觀竄流特征研究[J].科學(xué)技術(shù)與工程，2017，17（4）：48-54.

[8]胡冉，陳益峰，萬嘉敏，周創(chuàng)兵.超臨界CO2-水兩相流與CO22毛細(xì)捕獲：微觀孔隙模型實驗與數(shù)值模擬研究[J].力學(xué)學(xué)報，2017，49（03）：638-648.

[9]Zhu Q， Zhou Q， Li X . Numerical simulation of displacement characteristics of CO2 injected in pore-scale porous media[J]. Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering， 2015，8（1）：87-92.