注CO2過程中瀝青質沉淀對低滲儲層的傷害及對潤濕性的影響*

錢 坤，楊勝來，黃 飛，竇洪恩，王 千

（1.油氣資源與探測國家重點實驗室（中國石油大學（北京）），北京 102249；2.中國石油勘探開發研究院，北京 100083）

瀝青質沉淀是注CO2提高采收率過程中一個普遍存在的問題，會導致儲層孔喉堵塞和潤濕性改變，并且輕質油藏中的瀝青質更易發生沉淀并且傷害儲層［1］。阿爾及利亞的Hassi-Messaud 油藏為輕質油藏，原油瀝青質含量僅為0.15%，瀝青質沉淀非常嚴重；而委內瑞拉的Boscan 油藏為重質油藏，原油瀝青質含量約為17.2%，生產過程中卻沒有出現井筒和儲層堵塞問題。

國內外學者對注CO2過程中瀝青質沉淀機理和引起的儲層傷害進行了相關研究。端祥剛等［2］發現CO2在原油中的擴散引起了瀝青質沉淀；楚艷萍等［3］發現瀝青質沉淀量隨著注氣濃度的增加而增加，當注氣摩爾分數大于80%后增幅變大。李向良［4］、劉曉蕾［5］等通過高壓顯微固相沉淀實驗，發現瀝青質顆粒沉淀半徑隨CO2含量增加而變大，當CO2摩爾分數增至60%時，瀝青質顆粒發生聚集形成沉積。Cao等［6］研究發現CO2注入壓力越高，原油中瀝青質沉淀越嚴重，CO2混相驅過程中瀝青質沉淀最為嚴重。張鈞溢等［7］發現低滲儲層采收率受瀝青質沉淀的影響最明顯，隨著瀝青質沉淀量的增加，CO2驅的采收率降低。Wang 等［8］通過長巖心驅替實驗研究了CO2連續驅后水氣交注過程中瀝青質沉淀對儲存滲透率的影響，發現長巖心滲透率降低程度隨著CO2注入方向波動變化，并且降低程度越來越大。

注CO2過程中瀝青質沉淀不但會導致儲層孔隙的堵塞［9-12］，同時會改變儲層的潤濕性。吳詩平等［13］發現瀝青質沉淀量越大，巖石親油性越強。程亮等［14］總結了潤濕指數與稠油中瀝青質、膠質Zeta電位間的關系公式。Amin 等［15］將多重分形分析與接觸角實驗相結合，研究了瀝青質沉淀對儲層潤濕性的影響。Mehana等［16］分析了因瀝青質沉淀導致的潤濕性改變對滲析采收率和相滲的影響。Hosseini［17］比較了水氣交替注入（WAG）前后巖心的表觀接觸角，巖心潤濕性向親油方向轉變，對WAG采收率造成較大影響。Li等［18］利用玻璃刻蝕裝置研究了CO2驅替后孔隙內部的接觸角變化。本文利用核磁共振技術定量表征了瀝青質沉淀對儲層孔隙的傷害程度和潤濕性的影響，為現場最大程度減小注CO2過程中瀝青質沉淀對儲層造成的傷害提供理論指導。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

MnCl2、石油醚（沸程60數90℃），分析純，北京海鵬翔精細化學品有限公司；煤油，由輕質和中質組分組成，不含瀝青質；長慶油田某區塊地面脫氣原油，油藏溫度（61℃）下的密度為0.816 g/cm3，黏度（61℃）為1.21 mPa·s，瀝青質含量為0.77%；模擬地層水，CaCl2型，礦化度為5.12×104mg/L，離子組成（單位mg/L）為：Na++K+7.65×103、Ca2+1.14×104、Mg2+15、Cl-3.19×104、SO42-122、HCO3-146；CO2，純度99.95%，北京市華元氣體化工有限公司；與長慶油田孔隙度和滲透率接近的5塊巖心，物性參數見表1。

SPEC-PMR 型核磁共振巖心分析儀，北京斯派克科技發展有限公司；OCA20視頻光學接觸角測量儀，德國德飛Dataphysics 公司；ISCO-260D 高精度驅替泵，美國Teledyne ISCO公司。

表1 巖心基本參數

1.2 實驗方法

（1）巖心驅替實驗

①清洗巖心，烘干，測量巖心干重，利用氮氣測定巖心的滲透率和孔隙度；②在巖心夾持器上裝好巖心，測試管線的密封性，然后對巖心抽真空，在實驗溫度61℃下飽和地層水后，對巖心進行核磁共振掃描；③在地層水中加入MnCl2溶液（加入后Mn2+質量濃度為15 g/L），驅替原先飽和的地層水，對巖心進行第二次核磁共振掃描，將信號量降到原始信號量的1%以下；④用原油驅替巖心直至沒有水產出，建立束縛水飽和度，進行第三次核磁共振掃描；⑤按照實驗方案設計的壓力向巖心注入CO2，共計2 PV，記錄注入壓力、回壓、計量泵讀數、產出的油量、氣量；⑥參照石油化工行業標準SH/T 0509—1992《石油瀝青組分測定法》測定產出油樣的瀝青質含量；⑦取出CO2驅替后的巖心，使用石油醚重新洗油（石油醚不能溶解瀝青質［19］），利用氮氣測定巖心的滲透率和孔隙度，重復步驟②③④；⑧更換巖心，改變注入壓力，重復以上步驟。

（2）利用核磁共振技術定量表征低滲砂巖儲層潤濕性

楊正明等［20］提出了利用小于T2截止值的孔隙中流體分布來確定巖心的潤濕性。小于T2截止值的馳豫時間表征的是巖心小孔隙中和孔隙壁面的束縛流體，那么可以用巖心中束縛流體的油水比例來表征巖石的潤濕性。該方法節約時間和成本，對巖心沒有傷害；并且相對于接觸角法只能測定光滑壁面某點的潤濕性，核磁共振方法能全面地表征巖石的混合潤濕特性［21］。飽和水和飽和油之后的核磁共振T2譜如圖1 所示。束縛流體中，既有地層水也有原油，表明小孔隙和部分孔隙的壁面被油和水占據，說明巖心為混合潤濕屬性。混合潤濕指數Im的定義式為：

其中，Sw—束縛流體中水的體積，So—束縛流體中油的體積。當巖心完全水濕時，So=0，Im=1；當0

圖1 利用核磁共振測定巖心混合潤濕原理圖

2 結果與討論

2.1 其他因素對巖心微觀孔隙結構的影響

為評價除瀝青質沉淀外其他因素對儲層微觀孔隙結構的影響，在飽和油時首先用不含瀝青質的煤油取代原油。黃3 區塊平均地層壓力14.8 MPa，由細管法測得的CO2-原油最小混相壓力為21.4 MPa，設計CO2注入壓力為9.1 MPa和24.1 MPa。驅替前后巖心飽和水核磁共振T2譜見圖2。在誤差范圍內，CO2驅替前后巖心飽和水T2譜并未明顯偏移，說明注CO2前后孔隙結構基本未發生改變。CO2驅替過程中，CO2-巖石-水相互作用會引起黏土顆粒運移，對儲層的孔隙結構造成一定的影響［22-23］。但在本實驗中，飽和的煤油占據了大部分的孔隙體積，減少了CO2-巖石-水相互接觸并反應的概率；另一方面，本實驗中的CO2驅替時間遠遠小于其他研究中CO2-巖石-水相互作用的時間［24-25］。因此，本實驗中CO2驅油并未改變儲層的微觀孔隙結構。

圖2 CO2驅替巖心前后飽和水和飽和煤油的核磁共振T2譜

2.2 注CO2過程中瀝青質沉淀對巖心滲透率的影響

CO2驅替過程中注入壓力與原油采收率和采出原油黏度的關系見圖3。隨著CO2注入壓力的升高，原油采收率增加，產出的原油黏度逐漸降低。當CO2注入壓力較低時，CO2驅油以溶解膨脹效應和驅替作用為主，CO2的抽提作用較弱；當注入壓力增加，CO2的抽提作用增強，采出原油中的輕質組分含量增加，瀝青質含量逐漸減少［26］。當CO2注入壓力大于最小混相壓力（MMP）21.4 MPa 后，CO2的溶解膨脹效應和抽提效應不再增強，原油采收率、采出原油的黏度和瀝青質含量基本不再變化。

圖3 原油采收率和采出原油黏度隨CO2注入壓力的變化

滲透率損失率Pr為CO2驅替后巖心滲透率的減小程度，計算式見式（2）。

圖4 滲透率損失率和采出原油瀝青質含量隨CO2注入壓力的變化

其中，Kgb—CO2驅替前巖心的氣測滲透率，Kga—CO2驅替后并用石油醚洗油后巖心的氣測滲透率。如圖4所示，隨著注入壓力的增加，產出原油中的瀝青質含量降低趨勢與采出原油黏度的一致，那么，儲層中剩余油的瀝青質含量增加。巖心滲透率損失率Pr隨著注入壓力的增加而變大，當注入壓力從9.1 MPa 增至24.1 MPa 時，Pr從2.4%增至8.32%，CO2混相驅時的瀝青質沉淀最為嚴重，Pr也最高。由此可見，CO2混相驅會引起嚴重的瀝青質沉淀問題，對低滲透儲層滲透率的傷害較大，給后續的提高采收率工作帶來難度。

2.3 注CO2過程中瀝青質沉淀對巖心潤濕性的影響

用儲層傷害率來表征瀝青質沉淀對巖心孔隙度的傷害程度。儲層傷害率（水）為CO2驅替前后含水飽和度之差，儲層傷害率（油）為CO2驅替前后含油飽和度之差，分別用Dw和Do來表示：

其中，Swb—巖心的初始含水飽和度，Swa—CO2驅替后再次飽和水的含水飽和度，Sob—巖心的初始含油飽和度，Soa—CO2驅替后再次飽和油的含油飽和度。

巖心2-1、2-3和2-5在CO2驅替前后飽和水和飽和油情況下測定的T2譜見圖5。巖心在CO2驅替后飽和水的核磁共振信號幅度要小于初始飽和水時的信號幅度，表明沉淀的瀝青質占據了巖心的部分孔隙。并且，隨著注入壓力的增加，巖心在CO2驅替前后飽和水測定的T2譜之間的位移越來越大。由表2 可見，CO2注入壓力為9.1、16.2、24.1 MPa 時的儲層傷害率（水）分別為3.66%、8.20%和13.75%。巖心孔隙被沉淀的瀝青質占據的部分增加，該現象與滲透率損失率的變化趨勢一致。

表2 不同CO2注入壓力下的儲層傷害率和混合潤濕指數

圖5 CO2驅替前后巖心飽和水和飽和原油后的核磁共振T2譜

巖心在CO2驅替前后飽和油時測定的T2譜變化幅度與飽和水時的略有差別。在小于10 ms時，CO2驅替后巖心飽和油的T2譜信號幅度比驅替前的大。實驗結果與飽和水時在同樣馳豫時間范圍內的信號變化相反，表明巖心微孔隙和部分孔隙壁面在CO2驅替后重新飽和油時被更多的原油占據。CO2注入壓力為9.1、16.2、24.1 MPa時的儲層傷害率（油）比儲層傷害率（水）分別減小了0.77%、4.52%和3.69%（表3）。巖心在CO2驅替后飽和油的效果好于飽和水。相對于驅替后飽和水，相同的孔隙中能飽和進入更多的原油，瀝青質沉淀導致巖心潤濕性整體上向親油方向轉變。

利用巖心飽和水和飽和油時測定的T2譜，結合該區塊的核磁共振T2截止值，計算不同巖心的Im，同時測定了CO2驅替前后巖心端面的表觀接觸角，結果見表3。CO2驅替后，巖心2-1、2-3和2-5的Im分別下降了0.04、0.12和0.14，表觀接觸角增加5°、12°和19°。混合潤濕指數Im減少與接觸角增加都表明CO2驅替后儲層潤濕性向親油方向偏轉。并且，隨著CO2驅替壓力的增加，瀝青質沉淀更加嚴重，儲層潤濕性向親油方向偏轉更為明顯。

表3 不同CO2注入壓力下的Im和表觀接觸角

3 結論

注入CO2的過程中會引起巖心中的瀝青質沉淀。巖心的滲透率損失率隨著CO2注入壓力的增加而逐漸增加，直至注入壓力達到最小混相壓力后基本不再變化。CO2混相驅會導致嚴重的瀝青質沉淀問題，對低滲透儲層的傷害較大。

核磁共振法是一種定量表征低滲砂巖儲層混合潤濕性的可靠方法。CO2驅替后，巖心微小孔隙和部分孔隙壁面在重新飽和油時能夠被更多的原油占據，儲層的潤濕性向親油方向變化，變化的幅度隨著CO2驅替壓力的增加而增加。