致密砂巖油藏CO2吞吐瀝青質沉積對儲層的傷害特征*

石 磊

（中國地質大學資源學院，湖北武漢 430074）

0 前言

隨著常規油氣資源的不斷勘探與開發，國內大部分的常規油氣田已經進入中后期開發階段，而油氣資源的需求量卻在不斷的增加，因此，加快非常規油氣資源的勘探與開發成為一項十分迫切的任務。致密油作為一種非常規油氣資源，近年來受到越來越多的關注，致密油儲層由于滲透率低、孔喉細小以及孔隙結構復雜等原因，導致注水等常規開采方式無法取得明顯的效果［1-3］。

眾多研究表明，注CO2開發是提高致密砂巖油藏采收率的一種有效手段，CO2注入地層后溶解于原油中，能夠通過降低原油黏度、改善原油物性、降低表/界面張力以及提高原油流動能力等作用來提高原油的采收率，且與常規注水開發相比，CO2更易注入地層，使部分小孔隙中的原油得到有效動用［4-8］。但是CO2的注入會使原油性質發生一定的改變，導致原油中瀝青質組分容易發生沉積，堵塞地層孔隙，降低儲層孔隙度和滲透率，從而對儲層造成一定的傷害。研究表明，在注CO2過程中瀝青質的沉積量與注入壓力、注入速率、溫度以及瀝青質含量等有關，瀝青質沉積不僅會降低儲層滲透率，改變地層孔隙結構組成，還可能通過改變巖石表面潤濕性等作用影響致密砂巖油藏的采收率［9-13］。因此，研究注CO2過程中瀝青質沉積對儲層的傷害特征，對預防瀝青質沉積，提高致密砂巖油藏采收率具有十分重要的意義。目前國內外針對CO2驅油過程中瀝青質沉積對儲層的傷害研究較多，且取得了較多的研究成果［14-20］，而針對致密砂巖油藏CO2吞吐過程中瀝青質沉積的相關研究則相對較少［21］。因此，筆者以陸上某致密砂巖油藏儲層巖心和原油為研究對象，開展了CO2吞吐過程中瀝青質沉積對致密砂巖儲層的傷害特征研究，主要包括瀝青質沉積對滲透率、孔隙度、孔隙結構、潤濕性以及采收率的影響，為致密砂巖油藏CO2吞吐現場施工提供一定的技術支持。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

實驗用水為模擬地層水，礦化度為35 150 mg/L，根據目標區塊儲層段地層水離子組成，在1 L 蒸餾水中加入1.978 g氯化鈣、0.509 g氯化鎂、1.272 g硫酸鈉、5.949 g 碳酸氫鈉、4.202 g 氯化鉀和21.324 g氯化鈉配制而成；實驗用油為儲層脫氣原油，瀝青質含量分別為1.52%、2.87%和4.35%時，地層溫度條件下對應的黏度分別為9.13、9.35、9.89 mPa·s，原油與CO2的最小混相壓力為18.3 MPa；實驗用巖心為致密砂巖天然巖心，取自目標區塊儲層段，具體物性參數見表1；實驗用CO2氣體，純度為99.99%。

表1 實驗用致密砂巖巖心的基本物性參數

BH-2型巖心抽空加壓飽和裝置、QKL-4型巖心氣體孔-滲聯測儀，南通儀創實驗儀器有限公司；HARKE-SPCA-3型接觸角測定儀，北京哈科試驗儀器廠；MesoMR23-060H 型核磁共振分析儀，上海紐邁電子科技有限公司；CO2吞吐實驗裝置，主要包括巖心夾持器、平流泵、恒溫裝置、中間容器、壓力表、回壓閥和手搖泵等，CO2吞吐實驗流程見圖1。

圖1 CO2吞吐實驗流程示意圖

1.2 實驗步驟

（1）準備實驗

①實驗用巖心處理。將儲層天然巖心洗油、洗鹽、烘干后，測定其氣測滲透率和孔隙度，然后抽真空、飽和模擬地層水，備用。

②實驗用油樣處理。將取自目標油田儲層段的脫氣原油按照原始氣油比（16∶1 sm3/sm3）與天然氣進行混合，在高溫高壓中間容器中進行攪拌反應，配制成原始氣油比的模擬油，備用。

（2）CO2吞吐實驗

①將天然巖心放入夾持器中，以0.3 mL/min 的流速驅替模擬地層水，測定其初始液相滲透率；

②以0.01 mL/min 的流速驅替巖心飽和模擬油，并計算巖心含油飽和度，巖心飽和模擬油后，為防止模擬油脫氣，在巖心夾持器出口端加上與實驗壓力相同的回壓；

③待實驗壓力穩定后，關閉巖心夾持器的出口端閥門，以相同的壓力往巖心中以0.1 mL/min 的流速注入2 PV（折算成實驗溫度和壓力條件下的CO2體積）的高純CO2氣體，然后關閉巖心夾持器的進口端閥門，模擬“燜井”12 h；

④開井生產，記錄不同時間后壓力和采收率，當壓力降低至儲層原油飽和壓力值時停止實驗；

⑤對CO2吞吐實驗后的巖心繼續驅替石油醚，將其中的剩余原油驅替出來（瀝青質不溶于石油醚），直至出口端產出液為無色時停止，然后將巖心烘干處理，測定其滲透率和孔隙度；

⑥改變實驗條件（實驗壓力、模擬油中瀝青質含量），重復步驟①—⑤，上述實驗溫度均80 ℃。

（3）實驗結果的處理

①瀝青質沉積率計算。通過測定產出原油中瀝青質的質量分數，并與初始模擬油中瀝青質的質量分數進行對比，按式（1）計算CO2吞吐過程中的瀝青質沉積率δ：

式中：δ—瀝青質沉積率，%；W1—初始模擬油中瀝青質的質量分數，%；W2—產出原油中瀝青質的質量分數，%。

②瀝青質沉積對巖心滲透率和孔隙度的影響。測定CO2吞吐實驗后巖心的滲透率和孔隙度，并與初始滲透率和孔隙度進行對比，按式（2）、（3）計算巖心滲透率傷害率θ和孔隙度傷害率η：

式中：θ—巖心滲透率傷害率，%；K1—巖心的初始滲透率，10-3μm2；K2—CO2吞吐實驗后巖心的滲透率，10-3μm2。

式中：η—巖心孔隙度傷害率，%；φ1—巖心的初始孔隙度，%；φ2—CO2吞吐實驗后巖心的孔隙度，%。

③CO2吞吐過程中瀝青質沉積對巖心孔隙結構的影響。采用核磁共振儀測定CO2吞吐實驗前后巖心飽和模擬地層水后的T2譜圖，以此判斷CO2吞吐實驗后巖心孔隙結構的變化情況。為避免地層水對核磁共振信號的影響，需要加入一定量的MnCl2來屏蔽水中的氫信號。

④瀝青質沉積對巖心潤濕性的影響。使用接觸角測定儀測量水在CO2吞吐實驗前天然巖心進口端面的接觸角，以及在吞吐實驗后距離進口端面不同長度的巖心切片表面的接觸角，以此考察瀝青質沉積對巖心潤濕性的影響。

⑤瀝青質沉積對原油采收率的影響。在相同的實驗壓力條件下，考察原油中不同瀝青質含量時對采收率的影響。

2 結果與討論

2.1 瀝青質的沉積率

在不同實驗壓力、不同原油瀝青質含量下，經過CO2吞吐后的瀝青質在天然巖心中的沉積率見圖2。由圖2 可以看出，在相同的實驗壓力條件下，原油中瀝青質含量越高，CO2吞吐實驗后瀝青質的沉積率越大；而當原油中瀝青質含量一定時，隨著CO2吞吐實驗壓力的增大，瀝青質沉積率呈現出先增大后減小的趨勢，當原油的瀝青質含量為4.35%、實驗壓力為25 MPa 時，瀝青質的沉積率最大可達60%以上。

圖2 不同實驗壓力、不同原油瀝青質含量下的瀝青質沉積率

實驗壓力越高，溶解于原油中的CO2越多，這些CO2更多地占據了原本包裹在瀝青質外層膠質的空間，使瀝青質之間更容易相互締合聚并，從而造成瀝青質沉積量增大；而當實驗壓力升高至一定程度后，再繼續增大壓力，CO2分子與原油混相體系的密度會有所增大，使瀝青質更容易溶解，從而使其沉積量有所降低。

2.2 CO2吞吐過程中瀝青質沉積對儲層的傷害

2.2.1 對滲透率和孔隙度的影響

在不同實驗壓力、不同原油瀝青質含量下，經過CO2吞吐后，瀝青質沉積對巖心滲透率和孔隙度的傷害情況見圖3和圖4。由圖3可知，在相同的實驗壓力條件下，原油的瀝青質含量越高，CO2吞吐實驗后瀝青質沉積對巖心滲透率的傷害率就越大；而當原油的瀝青質含量相同時，隨著CO2吞吐實驗壓力的增大，瀝青質沉積對巖心滲透率的傷害率呈現出先增大后降低趨勢，這與2.1 中的實驗結果相吻合。瀝青質沉積對天然巖心滲透率的傷害程度相對較高，當原油中瀝青質的含量為4.35%、實驗壓力為25 MPa時，瀝青質沉積對巖心的滲透率傷害率最高可達40%以上。

圖3 瀝青質沉積對巖心滲透率的傷害情況

圖4 瀝青質沉積對巖心孔隙度的傷害情況

由圖4 可知，CO2吞吐實驗后瀝青質沉積對巖心孔隙度的傷害率與上述滲透率的傷害率變化趨勢相同，但巖心孔隙度傷害率相對較小，當原油的瀝青質含量為4.35%、實驗壓力為25 MPa 時，瀝青質沉積對巖心的孔隙度傷害率最大，但仍小于10%。

分析原因認為，瀝青質沉積導致的吸附和橋塞損害作用中，橋塞損害起主導作用，從而使致密砂巖天然巖心的孔喉堵塞嚴重，滲透率降低幅度較大，而吸附損害作用的影響相對較小，從而使天然巖心的孔隙度降低幅度較小。

2.2.2 對孔隙結構的影響

在實驗壓力為25 MPa 下，不同瀝青質含量時CO2吞吐實驗前后巖心飽和模擬地層水后的T2譜圖見圖5。由圖5可以看出，由于實驗用巖心為致密砂巖巖心，T2譜圖弛豫時間主要集中在0.1～100 ms之間，且0.1～10 ms 之間的波峰明顯大于10～100 ms，說明巖心主要以小孔隙為主，大孔隙則相對較少。當原油的瀝青質含量為1.52%時，CO2吞吐后巖心T2譜圖中小孔隙對應的信號幅度基本沒有變化，而大孔隙對應的信號幅度則有所減少；隨著原油的瀝青質含量的增大，CO2吞吐后巖心T2譜圖中小孔隙對應的信號幅度稍有減少，但變化幅度較小，而大孔隙對應的信號幅度則明顯減少，當瀝青質含量增至4.35%時，CO2吞吐后巖心T2譜圖中大孔隙對應的信號幅度顯著減少。這說明在CO2吞吐過程中，瀝青質主要沉積在巖心的大孔隙中，使大孔隙所占的比例有所減小；且瀝青質含量越高，大孔隙被瀝青質沉積堵塞的程度越大，使部分大孔隙變成中、小孔隙，甚至變成死孔隙，導致巖心中孔隙之間的連通性降低。因此，在致密砂巖油藏實施CO2吞吐礦場實驗時，應盡量降低瀝青質的沉積量，避免瀝青質沉積對致密砂巖孔隙結構造成嚴重的堵塞損害。

圖5 CO2吞吐實驗前后巖心的T2譜圖

2.2.3 對潤濕性的影響

通過接觸角的測試來考察瀝青質沉積對致密砂巖巖心潤濕性的影響。水在CO2吞吐實驗前后天然巖心進口端面的接觸角，以及在實驗壓力為25 MPa、不同瀝青質含量時CO2吞吐實驗后距離進口端面不同長度的巖心切片表面的接觸角見表2。

表2 瀝青質沉積對巖心潤濕性的影響

由表2 可知，CO2吞吐實驗前，水在目標區塊儲層致密砂巖巖心表面的接觸角約為30°，表現為親水性，而在CO2吞吐實驗后，巖心表面接觸角則明顯增大，潤濕性由親水性向親油性轉變，其中當瀝青質含量為4.35%時，接觸角增大至85°以上。對巖心進行切片時，隨著切片距離進口端長度的增大，切片表面的接觸角逐漸減小，當切片距離進口端6 cm時，切片表面接觸角與CO2吞吐實驗前的接觸角基本一致，潤濕性表現為親水性。這是由于CO2吞吐過程瀝青質主要沉積在巖心端面上，運移至巖心內部的瀝青質則相對較少。但瀝青質的沉積會對巖石表面潤濕性產生比較嚴重的影響，少量的瀝青質沉積就會使潤濕性由親水性向親油性轉變，親油性的增強不利于原油的滲流，進而影響致密砂巖油藏的開發效率。

2.2.4 對原油采收率的影響

在實驗壓力為25 MPa下，不同原油瀝青質含量時CO2吞吐不同時間后的采收率結果見圖6。由圖6 可知，巖心采收率均隨著開采時間的延長而逐漸升高，在0～45 min內采收率的增幅較大，這是由于CO2吞吐開采初期壓差較大，采收率的提升速率較快，而隨著時間的延長，壓差逐漸減小，采收率的提升速率則逐漸趨于緩慢。此外，在相同的實驗條件下，原油中瀝青質的含量越高，采收率相對越小，這是由于原油的瀝青質含量越高，在CO2吞吐過程中瀝青質的沉積量越大，對巖心滲透率、孔隙度、孔隙結構以及潤濕性所造成的影響越嚴重，進而降低了CO2吞吐實驗的采收率。因此，在致密砂巖油藏現場實施CO2吞吐作業時，應盡可能采取措施降低原油中瀝青質的沉積量，比如往地層中先注入瀝青質沉積抑制劑等化學處理劑，降低瀝青質沉積對儲層的傷害程度，從而提高致密砂巖油藏CO2吞吐的效果。

圖6 瀝青質含量對采收率的影響

3 結論

在實驗壓力相同的情況下，油樣中瀝青質含量越高，CO2吞吐后瀝青質的沉積率越大；而當原油的瀝青質含量相同時，隨著CO2吞吐實驗壓力的升高，瀝青質的沉積率先增大后減小，當實驗壓力為25 MPa時，瀝青質的沉積率達到最大。

CO2吞吐過程中瀝青質沉積，對滲透率的傷害程度較大，對孔隙度的傷害程度較小。瀝青質主要沉積在大孔隙中，隨著瀝青質含量的增大，大孔隙的堵塞程度逐漸增大。瀝青質沉積對巖心進口端面的潤濕性影響較大，能使其由親水性向親油性發生轉變，而對巖心內部潤濕性的影響相對較小。

在相同的實驗條件下，原油瀝青質含量越高，瀝青質沉積量越大，原油的采收率相對越小。因此，在致密砂巖油藏CO2吞吐開采過程中應注意減少瀝青質的沉積量，以最大程度提高原油的采收率。