苗萬春, 何善斌, 張 興, 陳海兵, 郭紹忠, 鄧寶康

(1.中國石油長慶油田分公司 第十采油廠，甘肅 慶城 745100； 2.四川奧吉特油田科技開發(fā)有限公司，成都 610041)

鄂爾多斯盆地作為中國第一大致密油氣盆地，含有豐富的致密油氣資源，具有巨大的開發(fā)前景[1]。然而，由于儲層在沉積過程中受到不均勻的成巖和壓實作用，導(dǎo)致儲層出現(xiàn)物性差、孔喉細(xì)小、非均質(zhì)嚴(yán)重等特點，造成注水開發(fā)效果差，無效水循環(huán)嚴(yán)重[2-3]。CO2驅(qū)作為三次采油技術(shù)已經(jīng)日趨完善并得到了廣泛的應(yīng)用和發(fā)展；但在CO2注入過程中，原油組成和濃度均在不斷變化，導(dǎo)致原油平衡體系被破壞，極易產(chǎn)生瀝青質(zhì)沉積，造成孔喉堵塞，對儲層產(chǎn)生不可逆轉(zhuǎn)的傷害[4-5]。相關(guān)研究顯示[6-7]，溫度和壓力是造成瀝青質(zhì)沉積的外部因素，而原油組分、組成變化則是瀝青質(zhì)沉積的內(nèi)部因素。陳龍龍等[8]通過實驗發(fā)現(xiàn)當(dāng)CO2注入壓力由0 Pa增大至20 Pa時，瀝青質(zhì)沉淀量由0.17%增加至6.27%，滲透率傷害程度由1.87%增至13.64%。雷浩等[9-10]研究發(fā)現(xiàn)瀝青質(zhì)析出后形成的大顆粒會堵塞小孔喉，而形成的小顆粒會被大孔喉表面吸附，孔隙半徑會隨著吸附量的增加而減小，進(jìn)而造成滲透率降低。目前，多孔介質(zhì)中CO2驅(qū)過程中瀝青質(zhì)沉積測定的方法主要是通過對比驅(qū)替前后儲層物性的變化。由于實驗裝置和技術(shù)的限制，很少有研究者從微觀孔喉角度研究瀝青質(zhì)沉積特征和儲層傷害機(jī)理。因此，筆者在排除礦物沉積影響的基礎(chǔ)上，通過開展不同注氣壓力下的巖心驅(qū)替在線核磁掃描實驗，分別從瀝青質(zhì)沉積量、滲透率傷害率和孔喉堵塞率三方面研究瀝青質(zhì)的沉積特征，評價不同注入壓力下瀝青質(zhì)沉積對儲層的傷害程度，為HQ油田順利開展注CO2驅(qū)開發(fā)提供指導(dǎo)。

1 實驗原理

1.1 低場核磁共振原理

低場核磁共振技術(shù)是以流體中的氫原子核在磁場中的響應(yīng)為基礎(chǔ)，通過測量1H的橫向弛豫時間來分析含氫流體在多孔介質(zhì)中弛豫行為的技術(shù)[11-13]。巖石孔隙中流體的橫向弛豫時間主要受自由弛豫時間、表面弛豫時間和擴(kuò)散弛豫時間三部分的影響。但由于致密砂巖中孔隙細(xì)小，孔徑僅為微米和納米級別，所以孔隙中流體的橫向弛豫時間t2主要由巖石表面的橫向弛豫時間控制，表達(dá)式為

(1)

式中：t2S為巖石表面的橫向弛豫時間(ms)；ρ為巖石表面弛豫率，無因次；S為巖石孔隙表面積(cm2)；V為巖石孔隙體積(cm3)。

(2)

式中：Fs為孔隙形狀因子，與孔隙半徑有關(guān)，無量綱；r為孔隙半徑(μm)。

由式(2)可知，t2值與孔隙半徑呈正比關(guān)系，即大孔喉中賦存流體的弛豫時間長，而小孔喉中賦存流體的弛豫時間短，也就是說核磁共振T2譜分布中弛豫時間長短代表孔隙半徑的大小，而弛豫時間對應(yīng)的振幅則代表不同半徑孔隙中流體的賦存量。根據(jù)巖心在驅(qū)替前后的T2譜分布可以計算出巖心孔隙中的采出程度

(3)

式中：ER為原油采出程度(%)；t2,min、t2,max分別為T2譜分布中某一半徑孔隙對應(yīng)的最小和最大馳豫時間(ms)；Ai,0為初始飽和油的T2譜曲線對應(yīng)的振幅；Ai,d為驅(qū)替后巖心T2譜分布對應(yīng)的振幅。

1.2 瀝青質(zhì)沉淀量測定

驅(qū)替實驗前，首先采用《石油瀝青四組分測定法》[7]測量初始原油中瀝青質(zhì)含量：將脫氣原油溶解于正庚烷中，待瀝青質(zhì)沉淀后再用濾紙過濾，用正庚烷回流除去沉淀中夾雜的可溶組分，再用甲苯回流溶解沉淀，得到瀝青質(zhì)。將脫瀝青質(zhì)部分吸附于氧化鋁色譜柱上，依次用正庚烷(或石油醚)、甲苯、甲苯-乙醇展開洗出，得到對應(yīng)的飽和組分、芳香組分、膠質(zhì)。驅(qū)替過程中從巖心出口端收集產(chǎn)出油，再次用上述方法測量產(chǎn)出油中飽和組分、芳香組分、膠質(zhì)和瀝青質(zhì)(SARA)的含量。然后用初始原油中瀝青質(zhì)的含量減去產(chǎn)出油中瀝青質(zhì)的含量，即為在巖心中沉淀的瀝青質(zhì)含量。

2 實驗內(nèi)容

2.1 實驗材料

實驗巖心來自B153區(qū)塊H84井延長組長62段的取樣巖心。在同一巖心柱上鉆取6塊大小、物性和孔隙結(jié)構(gòu)相近的短巖心柱作為實驗巖心。

根據(jù)高壓壓汞測試結(jié)果和X射線衍射實驗結(jié)果(圖1和表1)可知，6塊實驗巖心的孔隙半徑大小基本相似，孔隙半徑主要分布在 0.003 2～0.772 5 μm，其中孔隙半徑在 0.003 2～0.112 7 μm范圍內(nèi)的孔隙體積占總孔隙體積的48.55%～53.37%，說明巖心納米級孔隙較為發(fā)育且占比較大。實驗巖心黏土礦物的平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為5.3%，以綠泥石為主(平均相對含量為38.8%)，其次為高嶺石和伊利石(平均相對含量分別為27.8%和27.6%)，伊蒙混層相對含量僅為5.9%。

圖1 實驗巖心孔隙半徑分布特征Fig.1 Characteristics of pore radius distribution in experimental cores

實驗中所用原油為H84井的地面脫氣原油，地面條件下(25℃、0.1 MPa)原油密度為0.781 2×103kg/m3，黏度為5.12 mPa·s。采用四組分(SARA)方法[7]測定原油中瀝青質(zhì)的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.35%。脫氣原油與CO2的最小混相壓力(MMP)為21.8 MPa。實驗用水為根據(jù)實際地層水配制的相同礦化度的模擬地層水(表2)，總礦化度為24.425 g/L，黏度為0.58 mPa·s(60℃、0.1 MPa)。實驗中所用CO2的純度為99.99%。

表1 實驗巖心基本物性參數(shù)及X射線衍射測試結(jié)果Table 1 Basic physical parameters and X-ray diffraction results of experimental cores

表2 非混相和混相壓力下產(chǎn)出液與初始地層水離子濃度對比Table 2 Comparison of ion concentrations of produced fluid and initial formation water under immiscible and miscible pressures

圖2 CO2驅(qū)替核磁共振在線實驗流程圖Fig.2 Flow chart of on-line NMR experiment for CO2 displacement

2.2 實驗裝置及步驟

實驗裝置流程如圖2，其核心部分為核磁共振儀和無磁巖心夾持器。核磁共振儀為SPEC-RC1型，磁場強(qiáng)度0.28 T，氫質(zhì)子共振頻率為12 MHz；無磁巖心夾持器最大承壓45 MPa，最高溫度80 ℃。此外，還包括恒溫箱、壓差傳感器、三相分離器(精度0.01 mL)、氣量計和若干中間容器等。輔助實驗儀器有分子真空泵(TW300型)和索式巖心清洗器(SXT-02型)。

實驗裝置連接完畢后，按照如下步驟開展實驗：

a.將洗凈、烘干后的巖心放入夾持器中，抽真空后充分飽和地層水，當(dāng)連續(xù)3次測量滲透率誤差小于5%時，巖心飽和水完成，并對巖心進(jìn)行核磁掃描采樣。

b.分別在15 MPa和35 MPa條件下向巖心中以0.2 mL/min速率注入CO2氣體，當(dāng)注氣體積達(dá)到孔隙體積的12倍時，注氣結(jié)束。然后將驅(qū)替后的巖心放入烘箱中高溫(140 ℃)烘干，抽真空后再用模擬地層水重新充分飽和巖心，并對巖心進(jìn)行核磁掃描譜采樣。

c.用添加了MnCl2(質(zhì)量分?jǐn)?shù)15%)的模擬地層水驅(qū)替巖心中已飽和的模擬地層水，直至巖心不再產(chǎn)生核磁共振信號，再對巖心進(jìn)行核磁掃描采樣，并將此信號強(qiáng)度作為基準(zhǔn)信號。

d.以 0.1 mL/min速率向巖心中注入原油，驅(qū)替地層水模擬成藏過程。當(dāng)出口端不產(chǎn)水時，連續(xù)3次測量油相滲透率，當(dāng)誤差小于5%時飽和油過程完成，并對巖心進(jìn)行核磁掃描采樣。

e.分別在預(yù)先設(shè)定的6個注入壓力下以0.2 mL/min速率向巖心內(nèi)注入CO2氣體，調(diào)節(jié)回壓閥將出口壓力恒至對應(yīng)的注入壓力。當(dāng)注氣量達(dá)到孔隙體積的6倍時，驅(qū)替完成。驅(qū)替過程中收集并計量產(chǎn)出油、氣和水，測定產(chǎn)出油中瀝青質(zhì)含量，對驅(qū)替后的巖心進(jìn)行核磁掃描采樣。

f.采用索式巖心清洗器依次用甲苯、石油醚和乙醇清洗驅(qū)替后的巖心，高溫烘干后重新放入巖心夾持器中，抽真空后在高壓(20 MPa)下向巖心中注入模擬地層水飽和巖心，并依次完成步驟a、c和d，分別對再次飽和地層水和飽和原油后的巖心進(jìn)行核磁掃描采樣。

3 實驗結(jié)果與分析

3.1 CO2驅(qū)礦物沉積的影響

3.2 不同注入壓力下采收率及產(chǎn)出油特征

圖4為不同注氣壓力下原油采收率隨注氣體積的變化過程。由圖中可知，在CO2注入初期，相同CO2注入量下低壓注CO2的原油采收率高于高壓注CO2的原油采收率。這是因為在低壓條件下由于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發(fā)揮著驅(qū)替作用，作為驅(qū)替相在孔喉中驅(qū)替原油流動，使得低壓下的原油采收率較高。而隨著注入壓力的升高，高壓注氣的優(yōu)勢開始顯現(xiàn)，CO2在高壓條件下不但溶解度急速增加，而且具有很強(qiáng)的抽提和萃取能力，能夠從原油中抽提出輕質(zhì)組分，甚至是重質(zhì)組分，從而大幅度提高原油采收率。此外，高壓注氣能夠延遲CO2突破的時間，增加CO2與原油的接觸時間，提高驅(qū)油效率。

圖5為原油采收率和產(chǎn)出油中瀝青質(zhì)含量與注氣壓力的關(guān)系。由圖中可知，當(dāng)注入壓力由15 MPa增加至20 MPa時，驅(qū)替類型由非混相驅(qū)變?yōu)榻煜囹?qū)，原油采收率大幅度提高，對應(yīng)產(chǎn)出油中瀝青質(zhì)含量也大幅度下降。而當(dāng)壓力由20 MPa增加至24 MPa時(MMP=21.8 MPa)，驅(qū)替類型由近混相驅(qū)變?yōu)榛煜囹?qū)，原油采收率的增加幅度減小，但產(chǎn)出油中瀝青質(zhì)的質(zhì)量分?jǐn)?shù)仍明顯降低，由1.76%下降至1.58%。當(dāng)壓力繼續(xù)增大至35 MPa時，原油采收率增加幅度和產(chǎn)出油中瀝青質(zhì)含量的降低幅度均明顯減小。這主要是因為CO2抽提和萃取能力會隨注入壓力的增大而增強(qiáng)，當(dāng)CO2抽提和萃取能力達(dá)到最強(qiáng)時，對原油平衡體系的破壞也會達(dá)到最大。因此當(dāng)壓力達(dá)到MMP后再繼續(xù)加壓，不但很難大幅度提高原油采收率，還會造成瀝青質(zhì)沉積的加劇。

圖3 非混相和混相壓力下巖心驅(qū)替前后飽和水T2譜分布Fig.3 T2 spectrum distribution of saturated water before and after core displacement under immiscible and miscible pressures

圖4 不同注入壓力下原油采收率 隨注氣體積的變化Fig.4 Change of oil recovery with gas injection volume under different injection pressures

圖5 原油采收率和產(chǎn)出油瀝青質(zhì)含量 隨注入壓力的變化關(guān)系Fig.5 The relationship between oil recovery and asphaltene content of produced oil and injection pressure

3.3 儲層滲透率傷害程度

圖6 瀝青質(zhì)沉淀量和滲透率傷害率 隨注入壓力的變化關(guān)系Fig.6 Relationship between asphaltene precipitation and permeability damage rate with injection pressure

由圖6可知，瀝青質(zhì)沉淀量隨CO2注入壓力的升高而增大，當(dāng)注入壓力為5 MPa時，瀝青質(zhì)沉淀量較低，僅為0.31%。瀝青質(zhì)沉淀的原因主要是CO2大量溶于原油導(dǎo)致原油組成發(fā)生變化。隨著注入壓力不斷升高，驅(qū)替類型由非混相驅(qū)(15 MPa)向近混相驅(qū)(20 MPa)和混相驅(qū)(24 MPa)過渡，此時CO2抽提和萃取能力增強(qiáng)，能夠與原油發(fā)生劇烈的傳質(zhì)和組分交換作用，不但能夠從原油中萃取出輕質(zhì)(C7以下組分)和中間組分(C7～C20組分)，還能夠抽提出C30以上的重?zé)N，導(dǎo)致原油組分加重，平衡體系被破壞，瀝青質(zhì)大量析出。當(dāng)注入壓力達(dá)到25 MPa并繼續(xù)增壓時，瀝青質(zhì)沉淀量增大幅度減小。

由圖6還可知，滲透率傷害率(驅(qū)替前后滲透率的變化率)隨注入壓力的變化趨勢與瀝青質(zhì)沉淀量基本相似。當(dāng)注入壓力達(dá)到5 MPa時，巖心中出現(xiàn)瀝青質(zhì)沉積，造成滲透率降低，滲透率傷害率僅為2.14%。隨著注入壓力的上升，當(dāng)注入壓力由20 MPa上升至24 MPa時，滲透率傷害率快速增加，由23.83%增大至37.22%，增大幅度達(dá)13.39%。當(dāng)注入壓力高于MMP后，滲透率傷害率隨注入壓力的升高繼續(xù)增加，但增幅變小。這也進(jìn)一步證明當(dāng)壓力達(dá)到混相壓力后，繼續(xù)增加注入壓力不僅無法大幅提高原油采收率，反而加劇瀝青質(zhì)沉淀量，造成滲透率的進(jìn)一步降低。結(jié)合圖5和圖3可知，將注入壓力設(shè)定在近混相壓力附近，不但能夠獲得較高的采收率，還能有效減緩因瀝青質(zhì)沉積而對滲透率造成的傷害，有助于致密油藏CO2驅(qū)的長期開發(fā)。

3.4 微觀孔隙結(jié)構(gòu)變化特征

3.4.1 微觀孔喉類型劃分

相關(guān)文獻(xiàn)研究表明，低場核磁共振測試和高壓壓汞測試均是研究巖心孔隙結(jié)構(gòu)分布的有效手段，而T2譜分布與孔隙半徑分布均能直接反映巖心內(nèi)部的孔隙結(jié)構(gòu)分布特征。根據(jù)式(2)可知弛豫時間與孔隙半徑呈正比關(guān)系，也就是說T2譜與孔隙半徑之間可以互相轉(zhuǎn)換。通過對6塊實驗巖心的弛豫時間與孔隙半徑的轉(zhuǎn)換系數(shù)進(jìn)行標(biāo)定(以2#巖心為例，圖7)，確定了目標(biāo)儲層弛豫時間與孔隙半徑的轉(zhuǎn)換系數(shù)約為0.008 5 mm/s。圖8為非混相(5 MPa)、近混相(20 MPa)和混相(35 MPa)條件下巖心在初始飽和油、CO2驅(qū)替后剩余油，以及CO2驅(qū)替后再次飽和油3種狀態(tài)下的T2譜分布。根據(jù)巖心飽和原油后的T2譜形態(tài)(圖8黑線所示)，按照弛豫時間的長短可以將孔喉大小劃分為2類：小孔喉(弛豫時間為0.08 ms

圖7 2#巖心T2譜與孔隙半徑的關(guān)系Fig.7 Conversion relationship between T2 spectrum and pore radius of 2# core

圖8 不同注入壓力下巖心在不同階段的T2譜分布Fig.8 T2 spectrum distribution of experimental cores at different stages under different injection pressures

3.4.2 CO2驅(qū)微觀孔隙動用特征

由圖8可知，實驗巖心初始飽和油的T2譜形態(tài)基本一致，均為左峰高于右峰的連續(xù)型雙峰形態(tài)，說明實驗巖心小孔喉發(fā)育程度高于大孔喉，且大小孔喉之間連通性較好。當(dāng)注入壓力為5 MPa時，驅(qū)替后T2幅度整體變化較小，但大孔喉對應(yīng)振幅的變化大于小孔喉對應(yīng)振幅的變化(圖8-A)，說明在較低注入壓力下，CO2主要進(jìn)入大孔喉驅(qū)替原油。當(dāng)注入壓力升至20 MPa時，此時CO2與原油為近混相驅(qū)狀態(tài)，驅(qū)替后大、小孔喉對應(yīng)的振幅均明顯下降，但大孔喉對應(yīng)振幅的變化仍然大于小孔喉(圖8-B)。說明在此注入壓力下，CO2仍然是優(yōu)先進(jìn)入阻力較小的大孔喉，逐漸在大孔喉中積聚膨脹，當(dāng)膨脹壓力達(dá)到足以克服下一級孔喉中的阻力時，便會向周邊的小孔喉中流動或擴(kuò)散，進(jìn)而驅(qū)替或抽提小孔喉中的原油[16-17]。當(dāng)注入壓力(35 MPa)遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于MMP時，驅(qū)替后大、小孔喉對應(yīng)的振幅大幅度降低，T2譜變?yōu)樽笥覂煞逑喈?dāng)?shù)碾p峰形態(tài)(圖8-C)。這是由于高壓下CO2抽提萃取能力增強(qiáng)，使得小孔喉中原油飽和度明顯下降，但大孔喉中原油采出程度為86.4%，遠(yuǎn)高于小孔喉中原油采出程度42.2%。

3.4.3 瀝青質(zhì)沉積特征

根據(jù)巖心初始飽和油和CO2驅(qū)替后再次飽和油的T2譜分布，可以計算出不同半徑孔喉的堵塞率[18](驅(qū)替前后巖心孔隙中可動流體飽和度的變化率)。由圖9可知，注入壓力<20 MPa時，大孔喉(0.068 μm

圖9 小孔喉和大孔喉堵塞率隨注氣壓力的變化關(guān)系Fig.9 Relationship between plugging rate of small and large throat with gas injection pressure

4 結(jié) 論

a.當(dāng)CO2注入壓力低于MMP時，CO2優(yōu)先進(jìn)入大孔喉(0.068 μm

b.瀝青質(zhì)沉淀量和滲透率傷害率隨注入壓力的升高而增大；低壓下瀝青質(zhì)沉積是由于CO2大量溶解于原油，高壓下瀝青質(zhì)沉積是由于CO2與原油間發(fā)生傳質(zhì)和組分交換作用。當(dāng)注入壓力選取為近混相壓力時，不但能夠獲得較高的提高采收率幅度，還能有效減緩瀝青質(zhì)沉積對儲層造成的傷害。

c.當(dāng)CO2注入壓力接近MMP時，小孔喉堵塞率大幅度增加，大孔喉堵塞率緩慢上升；隨著注入壓力的增加，瀝青質(zhì)沉積對小孔喉的傷害程度明顯高于大孔喉，雖然大孔喉是CO2驅(qū)挖潛的主要方向，但小孔喉卻是進(jìn)一步提高原油采收率的關(guān)鍵。