縫洞型油藏填充介質含水飽和度對CO2>和N2>溶解擴散影響實驗

王志興，侯吉瑞，楊宇昊，朱桂良

(1.重慶科技學院，重慶 401331；2.中國石油大學(北京)，北京 102249；3.石油工程教育部重點實驗室，北京 102249；4.The University of Kansas，Lawrence KS66045，USA；5.中國石化石油勘探開發研究院，北京 100083)

0 引 言

塔里木盆地塔河油田是典型的裂縫-溶洞型碳酸鹽巖油藏[1]，其內部縫洞發育規模大，溶巖溶洞是其主要的儲集空間[2-3]。受巖溶作用的影響，縫洞單元儲集體內部充填程度高、充填特征復雜[4-8]，儲層內剩余油分布形式多樣[9-11]，導致注水波及范圍小、采收率不理想。受縫洞體內部非均質性強、注采井網控制不足等影響，注入水在充填作用較強的區域波及程度有限，致使大量剩余油富集在縫洞體填充介質內。研究表明，縫洞型油藏近50%的探明石油地質儲量儲存在縫洞體的填充介質中[12-15]，有效開采縫洞體填充介質中的剩余油具有較高的開發意義。近年來，注氣提高采收率技術已成功應用于縫洞型碳酸鹽巖油藏[16-19]，其開發效果受氣體介質物性、流體分布、儲集體填充程度、地下水流作用等影響。而注入氣在填充介質中的擴散行為是決定注入氣溶解程度的關鍵參數之一，進而影響注入氣的波及效率以及注氣參數優化。現有的注入氣在多孔介質中的溶解擴散研究多集中在砂巖油藏儲層介質中[20-21]，且擴散系數的測量實驗條件與縫洞型油藏條件(溫度大于100 ℃，壓力不小于30 MPa)相差較大，無法為其注入氣溶解擴散研究提供參考。同時，含水飽和度對注入氣溶解擴散作用影響的相關研究相對較少，部分僅測量了油藏條件下注入氣在對應流體中的擴散系數[22]，缺少充足數據形成規律性認識。此外，現階段對注入氣啟動縫洞型油藏填充介質內部剩余油的認識，大多建立在常溫常壓條件下的物理模擬基礎上，缺少真實油藏高溫高壓條件下填充介質內部注入油-氣-水相互作用的認識，特別是氣體溶解和分子擴散方面的深入研究。因此，該文通過壓力衰竭實驗方法，測量了注入氣在縫洞型油藏填充介質中的溶解度及擴散系數，通過研究不同含水飽和度下注入氣壓力變化規律、溶解度和擴散系數，分析了含水飽和度對注入氣在填充介質中的溶解擴散特征影響機理，進一步加深了對縫洞型油藏注入氣在填充介質中溶解和擴散傳質的認識，為注氣開發縫洞型油藏填充介質內部剩余油提供了一定的理論指導。

1 高溫高壓注入氣溶解和擴散實驗

1.1 實驗材料及裝置

擴散實驗采用的原油為縫洞型油藏原油，油藏條件下原油黏度為1.42 mPa·s，密度為0.642 g/cm3。地層水來自同一區塊，礦化度為22×104mg/L。CO2和N2均由京高氣體有限公司提供，純度為99.99%。填充介質則采用對應地層的露頭砂制成的人工巖心，直徑均為3.08 cm。填充介質的物性參照了縫洞型油藏垮塌型填充介質的研究資料[23]，填充介質物性如表1所示。

表1 注入氣擴散實驗填充介質物性

填充介質擴散系數測量裝置如圖1所示[24]。其中，ISCO高壓泵的作用是在常規的增壓基礎上，進一步為氣瓶增加壓力，以達到實驗所需的高壓條件；活塞式中間容器通過高壓泵向氣瓶提供高壓氣體；中間的高壓氣瓶起到提供較高的擴散初始壓力和緩沖高速氣體作用；所有高壓容器均連接高精度壓力傳感器(精度可達±0.5 kPa，昆侖海岸傳感技術有限公司)，檢測實驗過程中的壓力變化，特別是擴散釜中的壓力隨時間變化；整個實驗過程均在耐高溫烘箱中進行(HW-III型，海安華達石油儀器

有限公司)，溫度控制精度可達±0.1 ℃，以保證實驗過程中的恒溫條件。

圖1 填充介質擴散系數測定實驗裝置示意圖

1.2 實驗步驟

(1) 氣密性檢測。用石油醚清洗所有容器內壁、管線及閥門，60 ℃干燥2 h，接通所有高壓中間容器以及擴散釜。打開所有閥門，使整個體系連通，抽真空2 h。向整個體系注入10 MPa高純N2檢測整個實驗裝置的氣密性。若良好，則打開泄氣閥門進行下一步操作。

(2) 飽和地層流體填充介質的準備。不同飽和度填充介質準備是在獨立的實驗裝置中進行，類似于水驅實驗。測量巖心尺寸并計算視體積，然后放入夾持器中抽真空2 h。飽和地層水，測量填充介質的孔隙體積。飽和地層油，直至無水產出后計算含油飽和度。待飽和油結束后，巖心同夾持器放入120 ℃烘箱，老化48 h。

(3) 擴散實驗。用環氧樹脂密封老化巖心的2個端面。將端面密封好的巖心放入擴散釜正中間固定，抽真空30 min。現有的高壓條件下注氣擴散系數測定，壓力增加過程中注入氣與填充介質持續接觸，此過程中注入氣已發生了擴散，因此，達到實驗設定壓力時，計量的壓力衰竭數據已是注入氣擴散一段時間后的數據，導致后續的壓力衰竭擬合精度不高。采用瞬間提供高壓的方法，即向活塞容器和高壓氣瓶內注入高壓氣體。待高壓氣瓶中壓力穩定且達到要求值，則開啟連通閥進行擴散實驗。若壓力仍未滿足，則通過活塞容器進一步增壓，待壓力達到設計值后開啟連通閥門進行擴散實驗。擴散過程中，記錄擴散釜內壓力隨時間變化。待擴散壓力接近平衡，停止擴散實驗。排氣泄壓，清洗管線、閥門和容器，替換新巖心進行下一輪擴散實驗。

2 氣體在填充介質中擴散系數計算模型

為減小流體在填充介質中滲流作用的影響，測試實驗采用壓力衰竭法測量飽和流體多孔介質中擴散系數[25-26]。結合實驗模型，作出如下假設：①多孔介質的固體骨架不可壓縮，且位置固定；②多孔介質內的各相擴散系數為常數；③由于模型豎直放置使得對流作用很弱，氣體在多孔介質中的自然對流作用忽略不計，故可不考慮；④氣液界面上的物質的量濃度始終為平衡物質的量濃度；⑤實驗過程中溫度保持恒定；⑥氣液兩相間沒有相變傳質與傳熱。

Pb元素的轉移：于25 mL比色管中加入2.5 mL 20%鹽酸與5 mL 10%K3Fe（CN）6和2%草酸混合液，用超純水將前處理的Pb樣品轉移至比色管中，定容搖勻，待測。

由以上條件結合一維菲克第一定律和連續性方程得到徑向擴散的微分方程：

(1)

式中：c為氣體在填充介質溶液中物質的量濃度，mol/m3；Deff為氣體在填充介質中的有效擴散系數，m2/s；t為擴散時間，s；r為氣體擴散的徑向距離，m。

實驗剛開始時，由于沒有氣體進入填充介質中，故初始條件為：

c(r，0)=0，(0≤r≤∞)

(2)

根據假設條件，初始條件和邊界條件為：

c(t，r)=0，(0

(3)

c=c0，(r=r0，t≥0)

(4)

聯立式(1)、(2)、(3)、(4)得到：

(5)

式中：J0(rai)為零階第一類貝塞爾函數；J1(r0ai)為一階第一類貝塞爾函數；ai為J0(r0ai)=0的正根；r0為巖心截面半徑，m。

結合擴散釜、填充介質物性和注氣前后擴散釜內部的真實氣體狀態方程pV=ZnRT，以及對方程解的簡化，即可得到擴散過程中壓差與時間平方根的關系：

(6)

將式(6)更換成有效擴散系數Deff的形式，即可得到氣體在填充介質中的擴散系數：

(7)

3 實驗結果及分析

3.1 含水飽和度對注入氣擴散壓力的影響

由于實驗條件有限，且高溫高壓條件下CO2和N2分子熱運動劇烈，因此，氣體擴散的初始壓力很難精確控制到完全相同。為保證對比的可靠性，2種氣體擴散實驗的初始壓力均控制在50.00 MPa左右。以束縛水狀態的填充介質的注入氣擴散實驗為例，CO2的初始壓力為50.64 MPa，N2的初始壓力為50.09 MPa，二者實驗壓力基本接近。為對比注入氣在擴散過程中壓力隨時間的相對變化，采用注入氣在擴散過程中的相對壓力(某一時刻壓力值與初始壓力的比值)變化曲線，消除初始壓力差異所帶來的影響。二者相對壓力變化曲線如圖2所示。

圖2 CO2和N2在束縛水飽和度填充介質中相對壓力變化

CO2和N2在填充介質中的擴散壓力變化均可分為直線下降、近指數降低和平緩變化3個階段。實驗開始時，注入氣首次與填充介質接觸，填充介質內部注入氣物質的量濃度為零，故壓力呈線性下降。擴散過程中注入氣分子首先溶解于填充介質表面的原油，然后再進入填充介質內部孔隙的原油中。當注入氣進入填充介質孔隙內部原油后，壓力降幅逐漸放緩，呈現出近指數下降趨勢。隨著填充介質內部原油中的注入氣溶解量接近飽和，壓力降幅逐漸趨于平緩，直至接近擴散平衡。

不同含水飽和度的填充介質中，CO2和N2在填充介質中的擴散壓力降幅如圖3所示。束縛水條件下，CO2在填充介質中擴散壓力降幅為1.85%，50%含水飽和度條件下為1.41%，100%含水飽和度條件下則為1.08%；相同條件下，N2的擴散壓力降幅分別為1.55%、1.05%和0.88%。可見，隨著填充介質中含水飽和度的升高，注入氣的壓力降幅逐漸變小，填充介質中水相的存在增加了注入氣通過擴散進入填充介質的難度。

圖3 CO2和N2在不同含水飽和度填充介質中壓降幅度的變化

結合圖2、3可知：CO2在填充介質中的擴散壓降幅度均高于同條件下的N2，特別是含水飽和度超過50%時，CO2的擴散壓力仍保持1%的降幅，而N2的擴散壓力降幅則低于1%，較低的壓力降幅側面反映出N2在保持地層壓力和補充地層能量方面具有一定優勢。因此，結合不同現場實際，應選取不同注氣策略：針對填充介質中含水飽和度較高的縫洞型油藏，若以控水為主，可選擇注CO2；針對近井地帶存在較高含油飽和度的區域，為實現保壓增能，可選擇注N2。

3.2 含水飽和度對注入氣擴散溶解量的影響

壓降幅度變化側面反映出注入氣在擴散過程中溶解于填充介質孔隙流體中的數量。結合擴散前后注入氣的壓力變化，根據對應的氣體狀態方程即可得到擴散前后擴散釜中的注入氣的量，兩者之差即為填充介質中溶解氣體的物質的量。由于擴散過程中溫度和容器體積恒定，液體膨脹體積相對較小，故液體膨脹因素可以忽略。因此，擴散過程中壓力降低反映出氣體密度的變化。通過氣體狀態方程計算擴散前后的氣體密度變化，進而得到溶入原油中氣體物質的量。擴散前后的體積不變，用密度表示的氣體狀態方程為：

pV=ZnRT

(8)

則進入填充介質的氣體物質的量為：

(9)

式中：Δn為注氣前后容器物質的量差異，mol；n1為注氣前氣體物質的量，mol；n2為注氣后氣體物質的量，mol；p1為注氣前中間容器內部壓力，MPa；p2為注氣后中間容器內部壓力，MPa；Z1為注氣前氣體壓縮因子；Z2為注氣后氣體壓縮因子。

不同含水飽和度填充介質中注入氣溶解量如圖4所示。束縛水條件下，CO2在填充介質中的溶解量為6.25×10-5mol；含水飽和度增至50%時，溶解量降為4.95×10-5mol；完全飽和水時，溶解量則為3.74×10-5mol；相同條件下，N2的溶解量則由3.60×10-5mol降至2.07×10-5mol。表明隨著填充介質中含水飽和度升高，注入氣在填充介質的溶解量降低，水相的存在降低了注入氣的溶解量。

在填充介質中，相同條件下CO2的溶解量高于N2，其溶解量約為N2的1.7倍。結合擴散實驗的壓降幅度，更多CO2溶解在流體中，故壓力降幅高于N2。由于N2擴散平衡壓力較高，N2在實際應用中具有一定的保壓特性。

圖4 注入氣的溶解量與填充介質含水飽和度關系

3.3 含水飽和度對注入氣擴散系數的影響

壓力降幅、溶解度的差異反映出2種氣體的不同傳質特征。圖5顯示了2種氣體在不同含水飽和度填充介質中的擴散系數。束縛水條件下，CO2的擴散系數為3.92×10-9m2/s；隨含水飽和度增至50%左右時，擴散系數為5.45×10-10m2/s；當填充介質完全飽和水時，CO2的擴散系數為1.59×10-10m2/s。相同條件下N2的擴散系數由4.41×10-10m2/s降至6.59×10-11m2/s。

圖5 含水飽和度與注入氣擴散系數關系

由實驗結果可以看出，填充介質水相飽和度由束縛水條件逐漸增至完全飽和，CO2和N2的擴散系數均降低了一個數量級，注入氣在填充介質的擴散系數顯著降低，水相的存在降低了注入氣在填充介質中孔隙的傳質能力。相同條件下，CO2在含水的填充介質中擴散系數高于N2一個數量級。結合壓降幅度和溶解度實驗結果，CO2在填充介質的流體中傳質能力高于相同條件下的N2。

3.4 填充介質含水飽和度對注入氣溶解傳質影響機理

(1) 縫洞型油藏條件下CO2和N2與地層流體物性差異。物性特征是研究注入氣與地層流體相互作用的重要參數，進而影響注氣過程中的波及效率。由于縫洞型油藏埋深通常超過5 000 m，致使其油藏溫度和壓力高于常規油藏，縫洞型油藏溫度多高于100 ℃，壓力多高于30 MPa，故對比分析高溫高壓條件下的注入氣和地層流體物性特征十分重要。表2對比了擴散實驗條件下(溫度為120 ℃，壓力為50 MPa)注入氣與地層流體性質，其中，NaCl溶液物質的量濃度為4 mol/L，礦化度約為2.25×105mg/L，與實驗條件下的地層水礦化度接近。由表2可知，CO2和N2在密度和黏度上與地層流體差異明顯。原油密度約是N2的2倍，接近于正辛烷，低于CO2、芳烴和高礦化度水溶液；原油黏度則高于同條件下的地層流體。N2密度和黏度均低于原油，重力分異作用明顯，流動性好，故有利于開發閣樓油[27-29]，而CO2氣體的密度高于原油，黏度卻低于原油，則表現為控水效果較好。可見，注入氣與地層流體物性差異影響注入氣在地層中的分布，進而呈現出不同的開發效果。

表2 實驗條件下注入氣與地層流體物性對比

(2) 注入氣在地層流體中溶解差異。油藏條件下，CO2和N2在地層水中的溶解度均低于同條件下在原油中的溶解度[30]。而注入氣在地層流體中的溶解量直接影響注入氣與地層流體體系的界面張力，氣體的溶解量越多，界面張力越低。因此，注入氣與地層水的界面張力明顯高于原油，增加了其相間傳質的阻力。

(3) 注入氣在油藏流體中擴散特征差異。注入氣在不同含水飽和度填充介質的擴散實驗結果(表3)顯示，CO2和N2在100%含水飽和度條件下的擴散系數明顯低于束縛水條件。與原油相比，注入氣在地層水中的擴散系數大大降低。主要原因在于，地層水中存在的氫鍵降低了水分子間的可壓縮性，增加了氣體分子擴散進入的阻力。同時，巖石骨架的存在，增加了氣體在填充介質中的移動自由程，降低了傳質速率。同時，填充介質中水相增加，油水界面毛管力作用明顯，氣體擴散阻力增加，擴散系數降低，最終降低了注入氣的溶解性，從而增加了溶解改變原油物性的難度。

表3 注入氣在不同介質中擴散系數對比

(4) 填充介質骨架分布的非均質性增加了流體分布的不均勻性。隨著填充介質中含水飽和度的增加，孔隙內部的油水分布不均勻程度增加。由于注入氣與地層流體間存在著物性、溶解度和擴散系數差異，高度分散的油水分布降低了注入氣在填充介質中的溶解度，阻礙了注入氣體的擴散。

4 結 論

(1) 相近的初始擴散壓力下，填充介質的含水飽和度由束縛水增至完全飽和，注入氣的擴散壓力降幅減小，CO2由1.85%降至1.08%，N2由1.55%降至0.88%；平衡壓力升高，注入氣的溶解量降低，2種注入氣的溶解量降幅接近50%；擴散系數均降低了一個數量級。縫洞儲集體內部的含水飽和度對后續注氣開發效果具有一定影響。

(2) 注入氣與地層流體的物性差別明顯，在原油和地層水中的溶解性明顯不同，因此，含水飽和度的升高增加了兩相界面張力，降低了注入氣的流動性能，影響微觀驅油效率；注入氣在填充介質中的擴散系數隨含水飽和度增加而降低，傳質能力下降，影響注入氣的波及效率。

(3) 相同條件下CO2和N2在不同含水飽和度填充介質中的溶解擴散差異明顯，特別是二者的物性、溶解性和擴散性能，現場應結合生產實際，選取合適的氣體介質動用縫洞型油藏水驅后填充介質內部剩余油。