注CO2改善河南雙河油田低滲儲層注水能力機理研究

孫宜麗

（中國石化河南油田分公司，河南南陽 473405）

雙河油田地處河南省唐河縣和桐柏縣境內，位于南襄盆地泌陽凹陷西南部。原油具有高含蠟、高凝固點、低黏度、中等膠質瀝青質含量等特點。雙河油田于1977年12月投入開發，先后經歷了層系細分調整、井網加密及開發單元重構調整等多個開發階段，目前已進入特高含水開發后期，主要面臨注水能力差、原油產量低、地層壓力虧空嚴重等問題。

針對雙河油田注水難的問題，對多口注水井實施酸化解堵措施，但由于雙河油田儲層有較強酸敏性（傷害率50.7%）且注入水懸浮顆粒含量超標[1]，導致酸化解堵效果欠佳。由于水質不達標等問題，注水后儲層再次被污染，導致注水能力降低，酸化解堵有效期短。同時雙河儲層酸化處理費用較高，亟須長期改善注水能力，提高采收率的有效方法。

CO2驅是提高原油采收率的有效方法，該技術在美國、加拿大、俄羅斯等國家陸續開展了大量研究工作，并在現場應用中取得了一定的效果[2-3]。在大慶、勝利、長慶、江蘇等油田的低滲儲層相繼開展礦場CO2驅試驗，取得了較好的效果[4-10]。CO2作為一種酸性氣體，注入儲層后與地層水巖石發生一系列復雜的地化反應，通過溶解礦物提高近井區域的儲層物性，從而改善儲層注水能力[11-19]。基于同位素技術的巖心驅替實驗[11]，發現注入的CO2能夠溶解儲層碳酸鹽巖及長石等堿性礦物，儲層巖石滲透率增加。CO2咸水層埋存試驗證明，隨著CO2作用時間增加，儲層孔隙度和滲透率均有增加[14]。因此，CO2提高采收率技術可作為雙河油田長期改善注水能力的有效方法。

針對雙河油田面臨的問題，開展CO2改善低滲儲層注水能力機理研究。通過自主設計的水-CO2儲層注入能力評價裝置，開展流動性實驗及CO2驅油實驗，結合巖心掃描電鏡等測試手段，揭示雙河低滲油田注水能力差的原因，探索CO2改善低滲儲層注入能力的主要機理。

1 實驗研究

1.1 實驗裝置

為了探索CO2改善低滲儲層注入能力的主要機理，自主設計了1 套水-CO2儲層注入能力評價裝置，實驗設備如圖1所示。實驗設備包括：恒溫箱、氣瓶、恒壓恒流泵、3個1 000 mL的中間容器、巖心夾持器、壓力傳感器、圍壓泵、回壓泵、回壓閥、氣液分離計量裝置、氣體流量計、管線等（圖2）。該裝置容器及管線采用哈氏合金制造，具有很強的耐腐蝕性，耐溫180 ℃、承壓100 MPa，能夠滿足水驅后CO2驅的需求，保障實驗結果的準確性。

圖2 實驗裝置示意圖Fig.2 Experimental apparatus schematic

1.2 實驗材料

現場鉆取雙河油田上傾區巖樣50 塊，開展巖心孔隙度與滲透率測試，繪制巖心孔滲關系及孔滲分布直方圖（圖3、圖4）。巖心的滲透率介于（0.056 ～191.880）×10-3μm2，平均滲透率為40.797×10-3μm2。孔隙度介于4.21%～17.96%，平均孔隙度為11.85%。

圖3 巖心孔滲關系Fig.3 Core porosity and permeability relationship

圖4 巖心滲透率、孔隙度分布直方圖Fig.4 Core permeability and porosity distribution histogram

選取巖心進行流動性實驗，巖心滲透率如表1所示，滲透率介于（1.17 ～30.75）×10-3μm2。通過巖心拼接，獲得30 cm 長巖心用于開展含油條件下的驅替實驗，長巖心如圖5所示，平均孔滲參數見表2。

表1 流動性實驗方案Table 1 Core flooding experimental scheme

表2 長巖心驅油實驗方案Table 2 Oil displacement experimental scheme with long core

圖5 實驗用巖心（30 cm）Fig.5 Core samples（length:30cm）used for experiments

為評價水質對流動能力的影響，實驗采用清水和產出水2種水樣。其中，清水為根據礦物離子組成人工配置模擬水，離子成分組成中鈉、鉀離子含量為2 485 mg/L，鈣離子含量為41 mg/L，鎂離子含量為7 mg/L，氯離子含量為3 114 mg/L，硫酸根離子含量為1 798 mg/L，碳酸氫根離子含量為1 285 mg/L，總礦化度為8 730 mg/L。產出水為取自雙河油田上傾區的地層水，在油封的情況下產出水為無色透明液體，經過在空氣中靜置后顏色變為淺紅色（圖6）。利用硫氰化鉀滴定，證明紅色是由Fe3+引起的，說明產出水中含有鐵離子。

圖6 河南雙河油田上傾區產出水靜置前后對比Fig.6 Comparison of water production before and after standing in the updip area of Shuanghe Oilfield in Henan

實驗用氣為純度99.99%的高純CO2，實驗用油為雙河油田上傾區的脫水原油。在地面原油黏度為4.29 mPa·s，油層條件（98.5 ℃，30 MPa）下，原油黏度為2.05 mPa·s，地面原油密度為0.84 g/cm3，地層原油密度為0.77 g/cm3，地層原油飽和壓力為4.7 MPa。

1.3 實驗方法

為了明確雙河低滲儲層注水能力差的主要原因，揭示CO2改善注水能力的機理，分別開展了不同速度的巖心水驅流動特征實驗，明確了不同流速下注入指數、流動特征曲線等參數，并結合掃描電鏡（蔡司）分析產出水對礦物微觀形貌的影響。在流動性實驗的基礎上，注入0.1 PV（孔隙體積）的CO2后，再次開展不同速度的巖心水驅流動特征實驗，對比不同流速下注入指數、流動特征曲線、巖石表面微觀形貌等的變化規律，實驗方案如表1所示。

為了明確含油條件下CO2提高注水能力的機制及驅油機理，設計不同滲透率巖心的連續驅油實驗。驅替過程首先為水驅，之后轉為氣驅，氣驅后再次水驅，實驗方案如表2所示。

2 實驗結果及分析

2.1 儲層注入能力降低的因素分析

河南雙河油田低滲儲層注水后，導致儲層注入能力明顯下降的原因較為復雜：①雙河油田對注入水水質要求較高，長期存在注水水質不達標的問題[20]，注入水中的懸浮顆粒在注入井的近井區域富集可能導致孔隙堵塞；②注入水相偏堿性，pH 值介于7.5～8.0，注入地層后可能導致地層水中的鈣鎂離子沉淀，使注入能力降低；③雙河原油屬高凝原油，原油凝固點達51 ℃，注入水相的溫度遠低于地層溫度，使石蠟析出導致黏度增加，使地層注入能力下降；④由于雙河油田低滲儲層注入能力差，注水難以及時補充地層能量，導致地層壓力下降，原油脫氣形成氣鎖，儲層應力敏感進一步降低了儲層注入能力。

將CO2加入過濾后的產出水，并升溫增壓至95 ℃、10 MPa，24 h未見生產沉淀。結果表明，CO2注入不會導致地層水中離子沉淀，不是注入能力下降的主要因素。由于鈣鎂離子質量分數較低，礦物沉淀的影響較小。

2.2 水質的影響及CO2增注機制

雙河油田注入水中懸浮物（SS）含量長期在50 mg/L左右[20]，其中有機雜質成分含量約為30 mg/L，無機懸浮物包括黏土礦物及腐蝕管柱形成的Fe2O3和FeS納米懸浮顆粒。雙河油田的原油含蠟量高，可達56.42%[21]，與原油重質組分礦物等可形成密度與水相似的柔性懸浮顆粒。

通過產出水和清水的巖心水驅流動實驗對比，得到的注清水過程中注入指數的變化規律見圖7。結果表明，對于滲透率大于9×10-3μm2的巖心，流速恒定時注入PV 數的增加對注入指數的影響較小，注清水不會引起孔隙堵塞；提高流速后，啟動壓力的影響減小，注入指數增加，注入能力相對增強。對于滲透率1×10-3μm2左右的巖心，注入清水對儲層滲流能力的影響依然較小。結果表明，在滲流速度小于1.47 m/d（0.5 mL/min）的情況下，不會發生明顯的速敏，所以速敏不是儲層堵塞的主要因素。當產出水注入滲透率大于9×10-3μm2的巖心，短時期內注入的產出水也不會影響滲流能力。說明主要滲流通道需要聚集足量的懸浮物顆粒才會形成堵塞。但對于滲透率1×10-3μm2左右的巖心，產出水注入能夠導致儲層傷害，注入指數下降19.4%～43.5%。

圖7 注入指數的變化規律Fig.7 Change pattern of injection index

對礦物開展掃描電鏡及能譜分析（圖8）。結果表明，產出水驅后的礦物表面出現鐵元素，說明產出水中的鐵離子在礦物表面滯留。

圖8 能譜分析礦物表面出現含鐵礦物Fig.8 The iron minerals on the rock surface detected by the energy spectrum tests

CO2對流動能力影響的實驗結果見圖9。CO2注入能力是注水能力的1.39～10.1倍，滲透率越低，CO2增注效果越明顯，CO2注入后驅替壓差明顯降低，注入指數升高明顯。CO2能夠改善后續注水能力，在較低滲透率下后續水驅2 PV 后仍具有較好增注效果。根據注入速度與壓差之間的關系，得到啟動壓力參數（表3），結果表明CO2注入后啟動壓力降低明顯。

表3 注CO2前后啟動壓力對比Table 3 The threshold pressure before and after CO2 injection

圖9 注CO2前后水驅驅替壓差及注入指數的變化規律Fig.9 Change patterns of water flooding pressure difference and injection index before and after CO2 injection

清水注入過程儲層傷害不嚴重，注CO2對水驅的驅替壓差影響不大；產出水注入存在嚴重的儲層傷害，注CO2能降低水驅壓差，降幅介于9.1%～33.3%。清水注入過程儲層傷害不嚴重，注CO2對后續注水能力影響不大；產出水注入存在嚴重的儲層傷害，注CO2能較好改善后續注水能力，注入指數平均提高了1.1～1.5倍。

利用掃描電鏡對CO2作用前后的礦物形貌進行觀測，如圖10所示。對比溶蝕前后的掃描電鏡圖像，低滲巖心表面較為致密，礦物骨架表面存在較多粉砂及黏土雜基，溶蝕后孔隙明顯增大，礦物骨架表面雜基顆粒數量明顯減少；高滲巖心孔隙發育良好，溶蝕后巖心孔隙增大[22]，礦物骨架表面形成較多黏土礦物。長石樣品與CO2溶液反應后可以看出，未反應的長石表面十分致密平坦，幾乎沒有任何礦物附著，并且沒有任何孔隙和裂隙。但反應后長石表面出現較多的溶蝕坑洞，且出現大量的次生礦物附著在表面上。從圖10 中發現，次生礦物一般優先發育在溶蝕坑洞附近，圍繞溶蝕坑不斷疊加。CO2作用前，可見方解石、白云巖、鐵白云巖等碳酸鹽巖礦物，黏土礦物聚集性出現；CO2作用后，碳酸鹽巖礦物明顯減少，黏土礦物分布更分散。

圖10 注CO2前后礦物微觀形貌的變化規律Fig.10 The change rule of mineral microstructure before and after CO2 injection

2.3 高凝原油的影響及CO2增注機制

雙河原油屬高凝原油，部分區塊原油凝固點達51 ℃，蠟沉積是導致該類油藏儲層堵塞的關鍵因素[23]。為了明確高凝原油對注水能力的影響，利用30 cm 拼接取心巖心，在實驗溫度95 ℃、回壓10 MPa條件下，以0.1 mL/min 的流量分別開展恒流水驅及CO2增注實驗，研究驅油過程中CO2對水驅開發特征的影響，進一步探索含油條件下的CO2增注機制，主要實驗數據見圖11。

圖11 注CO2前后水驅實驗開發特征曲線Fig.11 Development characteristic curve of water flooding experiment before and after CO2 injection

滲透率為13.2×10-3μm2的巖心在前期水驅油階段，壓力逐漸增加，見水較早，見水后含水率迅速增加，壓力趨于平穩。綜合含水率達到70%后開始注CO2。這一階段壓力明顯下降，綜合含水率穩步下降，見氣后生產氣油比迅速增加，壓力趨于穩定。后續水驅初期，驅替壓差再次迅速增加，此時以產氣為主。見液時含水較低，見油后含水率迅速增加，說明水驅前緣形成了油墻。隨著綜合含水率迅速增加，驅替壓差逐漸降低，生產氣油比也逐漸降低。對于滲透率3.68×10-3μm2的巖心，在前期水驅油的初期沒有產油，并伴隨壓力的迅速增加，至壓差達到10.2 MPa才開始產油，注氣初期壓力平穩，見氣后壓力明顯下降；后續水驅，初期壓力快速增加，水竄后迅速產液，壓力明顯下降，后期趨于穩定。注CO2前后巖石的微觀形貌如圖12所示，結果表明，蠟晶能導致孔隙堵塞，石蠟沉淀吸附在礦物表面，形成蠟膜并包裹黏土礦物。因此，注入產出水中的有機顆粒堵塞孔隙和油中蠟晶等組分的沉積作用影響水驅流動能力。

圖12 注CO2前后巖石的微觀形貌Fig.12 The change of rock micromorphology before and after CO2 injection

如圖12所示，注CO2后，大部分堵塞在孔隙中的石蠟被清除了，提高注水能力。由圖11 中的實驗結果可見，在含油較高或形成油墻的情況下，油相形成較大的注水阻力，驅替壓差會迅速增加，啟動油相后驅替壓差會逐漸下降。注入的CO2能夠溶解蠟組分，同時有助于降低原油黏度，提高注水能力。有學者研究發現，超臨界CO2能溶解地層石蠟，消除孔隙堵塞。孫雪等[23]利用石蠟人工堵塞儲層孔隙并通過注入CO2解堵，證明CO2能顯著提高水相滲流能力。因此，CO2溶解蠟質組分，降低原油整體黏度是提高水驅注入能力的一個因素。

另外，雙河低滲透油藏水驅后實施CO2驅能夠提高采收率，后續水驅仍能進一步提高采收率；目標區低滲巖心水驅采收率介于18.49%～22.30%，注CO2提高采收率介于13.01%～21.51%，后續水驅進一步提高采收率介于5.40%～6.04%。由于開發過程中，采出端地層壓力下降導致的蠟沉積空間接近生產井。CO2在儲層運移過程中，超臨界CO2不斷溶解、抽提原油中的輕質組分實現富化，越接近生產井對蠟沉淀的溶解效果越顯著[24]。CO2驅可以有效改善雙河油田注入性，研究結果為雙河油田開展CO2驅提供了理論指導與借鑒。

3 結論

1）根據流動性實驗及CO2驅油實驗，結合掃描電鏡等測試，發現對于雙河油田低滲儲層，地層產出水中的懸浮顆粒和原油中蠟晶等組分的沉積會導致儲層孔隙堵塞、滲透率降低，是影響注水能力的重要因素。

2）流動性實驗結果表明，針對雙河油田低滲儲層，CO2注入后可顯著降低驅替壓差，提升注入指數。CO2對產出水中無機懸浮顆粒及堿性礦物、碳酸鹽巖礦物的溶蝕作用，可以有效提高低滲儲層的注水能力。

3）CO2驅油實驗結果表明，CO2驅提高采收率達到13.01%～21.51%，后續水驅進一步提高采收率5.40%～6.04%。注CO2可顯著改善雙河油田低滲儲層注入能力，且CO2驅提高采收率效果明顯。