致密砂岩油藏CO_2驱固相沉积规律及其储层伤害特征

沥青质及金属无机沉淀对致密储层的伤害是注CO_2驱替中不可避免的问题。为探究沥青质及无机沉淀对储层的伤害机理,以鄂尔多斯盆地延长组长7储层为例,在明确(非)混相压力下原油中CO_2含量与沥青质沉淀量关系的基础上,通过开展CO_2驱替长岩心实验,研究了CO_2非混相和混相驱过程中沥青质和无机沉淀对储层的伤害特征,评价了有机和无机沉淀对储层渗透率和孔隙度的伤害程度。结果表明:当原油中CO_2含量达到临界值时,沥青质开始沉淀,沉淀量随CO_2含量的增加先快速上升后趋于稳定。混相压力下沥青质沉淀对渗透率和孔隙度的伤害程度均大于非混相。沥青质在混相压力下大量沉积部位为长岩心中后部,而在非混相压力下主要在长岩心前中部。当岩心中沥青质沉淀量达到最大时,后续岩心中的沥青质沉淀量将会逐渐降低,对渗透率造成的伤害也会逐渐减小。无机沉淀在非混相压力下对前中部岩心的渗透率伤害程度大,而在混相压力下则对中后部岩心的渗透率伤害程度大;无机沉淀对孔隙度的影响规律与对渗透率存在差异,主要与溶蚀作用及无机沉淀产生的位置有密切关系。若目标油藏采用非混相驱开发,预防重点为无机沉淀,预防沉淀部位为注入端附近储层;若采用混相驱开发,则预防重点为有机沉淀,预防沉淀部位为产出端附近储层。     

CO2驱沥青质沉积对致密储层的伤害机理——以鄂尔多斯盆地延长组长8储层为例

为了揭示CO2驱替过程中沥青质沉积对致密储层的伤害机理,文中基于岩心核磁共振T2谱测试原理,开展了CO2注入压力下的岩心驱替实验,研究了沥青质在岩心中的沉积特征,评价了沥青质沉积对储层的伤害程度。实验结果表明:沥青质沉积量和渗透率伤害率随着CO2注入压力的升高呈现先快速上升后趋于平缓的趋势;在CO2注入过程中,沥青质主要沉积在弛豫时间大于10 ms的大、中孔隙,导致大、中孔隙占比下降,微细、小孔隙占比增加,且随着CO2注入压力的升高,大、中孔隙占比下降幅度增大,微细、小孔隙占比上升幅度增大;此外,沥青质沉积会引起润湿性发生反转,随着沥青质沉积量的增加,润湿反转指数增大,岩心润湿性不断向强油湿方向转变。     

致密轻质油藏不同CO2注入方式沥青质沉积及储层伤害特征

致密轻质油藏注CO₂会引发沥青质沉积现象。为厘清不同CO₂注入方式下沥青质沉积特征及其对储层的伤害机理,以鄂尔多斯盆地延长组7段储层轻质原油为例,在明确CO₂注入量和压力对沥青质沉淀量影响的基础上,通过开展不同注入压力下CO₂吞吐和驱替实验,辅以核磁共振在线扫描技术,研究了不同注气方式下沥青质在岩心中的沉积特征,定量评价了不同注气方式下沥青质沉积对储层物性、润湿性和孔隙结构的伤害程度,从微观孔隙尺度剖析了沥青质沉积对储层的伤害机理。研究结果表明,沥青质主要在岩心入口端大量沉积,且越接近岩心出口端沉积量越小,驱替方式下的沥青质沉淀量和沉积区域大于吞吐方式;两种注入方式下孔隙度变化率相差较小,但驱替方式下的渗透率伤害率远高于吞吐方式;沥青质沉积引发岩石润湿性向亲油反转,润湿反转指数随注入压力的升高而增大,且驱替方式下的润湿反转指数大于吞吐方式;微观尺度下沥青质主要在大孔隙中沉积,但吞吐方式下大孔隙（0.092 μm≤T₂<4.500 μm）堵塞率随注入压力的升高而增大,小孔隙（0.009 μm≤T₂<0.092 μm）堵塞率则先下降、后上升;驱替方式下小孔隙和大孔隙堵塞率均随注入压力的增加而增大。     

致密储层不同二氧化碳注入方式下的沥青质沉积特征及其对渗透率的影响

注CO₂ 引起的原油沥青质沉积对致密储层造成的伤害严重影响其开发效果。为明确不同CO₂ 注入方式下 的沥青质沉积特征及其对储层渗透率的影响,对致密岩心分别进行了CO₂ 驱替和吞吐两种注入方式的实验,通 过核磁共振和扫描电镜等,分析了两种注入方式下的沥青质沉积特征、原油采出程度以及对致密岩心渗透率的影响。结果表明,两种CO₂ 注入方式下的致密岩心均会产生沥青质沉积,且主要以膜状吸附的方式沉积在孔隙表面。受CO₂ 与原油相互作用时间的影响,吞吐方式下的沥青质沉积量大于驱替方式,且吞吐方式下的沉积孔 径范围高于驱替方式。沥青质沉积对致密岩心渗透率的伤害程度与原油的产出方向有关。驱替方式下沥青质 沉积对岩心正向（CO₂ 注入方向）渗透率的伤害程度较大,而吞吐方式下沥青质沉积对岩心逆向渗透率的伤害程 度较大。在围压为10、5MPa时,CO₂ 驱替和吞吐方式下的沥青质沉积对岩心正向渗透率的伤害程度（正向渗透 率平均降幅）分别为7.05%和1.67%,对岩心逆向渗透率的伤害程度（逆向渗透率平均降幅）分别为0.41%和 2.66%。受注采模式和流动机制的影响,CO₂ 吞吐方式下的采出程度低于驱替方式。研究结果对于致密储层CO₂ 驱沥青质沉积不同方向上储层伤害程度的认识及注入方式的优选具有一定的指导意义。     

CO2驱油过程中孔喉结构对储层岩石物性变化的影响

注CO₂提高储层原油采收率过程中,储层中流体的渗流和分布受岩石孔喉结构控制,且注入的CO₂会引发原油中的沥青质沉淀,导致储层渗透率下降并改变储层的润湿性。通过在4块渗透率相似但孔喉结构不同的岩心上进行的混相和非混相的CO₂驱油实验研究了CO₂驱油过程中岩石孔喉结构对储层岩石物性变化的影响。基于岩石孔径分布和压汞曲线,根据分形理论对岩心孔喉结构特征进行定量评估。实验结果表明,在提高原油采收率方面,混相驱替比非混相驱替高12.2%~16.8%,孔喉结构相对均质的岩心比非均质岩心高18.1%~26.9%,在非混驱替时原油采收率受岩心孔隙结构的影响更明显。由于沥青质沉淀堵塞孔喉,混相和非混相驱替后岩心渗透率分别下降了7.5%~14.2%、4.0%~7.9%,且渗透率下降幅度与岩心孔喉结构分形维数呈正比。混相和非混相驱替后岩心的润湿指数分别下降了26.8%~59.8 ％、10.5%~21.6%。由于更大的CO₂波及体积,孔喉结构相对均质的岩心水湿性减弱更显著。混相驱替和均质的孔喉结构使岩心物性变化分布更均匀,且均质的孔喉结构可以在提高CO₂驱油效率的同时,减弱沥青质沉淀造成的岩心渗透率下降及润湿性变化,减弱程度分别为3.5%~6.7%、11.2%~33.0%。     

延长油田致密砂岩油藏CO2驱油机理研究

CO_2驱是提高低渗透油田产量、缓解温室效应的有效途径。针对鄂尔多斯盆地油藏压力系数低、原油轻质组分含量高的特点,通过PVT和最小混相压力等测试分析方法,揭示了低压、低孔、低渗油藏CO_2驱提高采收率主要机理。开展了CO_2注入储层与无机、有机物作用后的沉淀研究,表明CO_2在无机盐溶液中不会形成沉淀堵塞孔隙,CO_2与有机质作用后沉积点高于油藏压力,且注入压力越高,CO_2在地层原油中的溶解能力越强,目标区块CO_2注入后不易形成沥青质沉淀。物模驱替实验结果表明,均质岩心的采出程度明显高于非均质岩心,且随着岩心非均质性的增加,水驱采出程度、气驱采出程度及最终采出程度均明显下降。     

CO_2驱沥青质沉积对岩心的微观伤害机理

为研究CO_2驱沥青质沉积对不同渗透率储集层的微观伤害机理,选取低渗、中渗和高渗岩心进行CO_2驱室内实验,并应用核磁共振技术定量分析驱替后岩心孔喉空间的堵塞程度。实验结果表明,在混相驱阶段,沥青质沉积率明显高于非混相驱阶段,且在不同渗透率岩心中的沉积率基本相同;渗透率伤害率与沥青质沉积率呈正相关,且岩心渗透率越大,渗透率伤害率越小;在混相驱阶段,低渗岩心孔喉堵塞严重,较小孔喉(0.01~1 ms)的堵塞率达到38.19%,高渗岩心的较小孔喉(0.1~5 ms)堵塞率仅有9.59%,显著小于低渗岩心。     

沥青质沉积方式对储层渗透率的影响

为明确均匀沥青质沉积下的储层伤害特征及机理，通过岩心真空饱和原油的实验，建立均匀沥青质岩心沉积方法，开展正向水驱及反向水驱实验分析均匀沥青质下储层油水渗流规律。结果表明：与直接饱和法相比，真空饱和法的岩心中沥青质沉积量大且分布均匀，对岩心绝对渗透率伤害小于对两相相对渗透率伤害，残余油饱和度增大了28.6%，油水两相共渗区收窄且向左偏移，油相相对渗透率降低了15.5%，水相相对渗透率提高了33.2%，但最大水相相对渗透率则下降了19.5%；储层伤害方式包括孔喉堵塞和表面沉积引起的润湿性和孔喉半径变化，孔喉堵塞对绝对渗透率的影响大于相对渗透率，而表面沉积对相对渗透率的影响大于绝对渗透率；非均匀沥青质沉积的储层伤害方式以孔喉堵塞伤害为主，占总伤害的比例为65.2%，均匀沥青质沉积的伤害方式则以表面沉积伤害为主，占总伤害的比例为73.1%。研究成果可为全面深入认识沥青质沉积伤害及防治沥青质沉积提供依据。     

CO2驱沥青质沉积量对致密砂岩油藏采收率的影响机理

为揭示CO_2驱过程中沥青质沉积量对致密砂岩油藏采收率的影响机理,选取3种不同沥青质含量的原油样品及相同渗透率的石英砂环氧树脂胶结人造岩心,模拟实际地层的温度、压力进行室内驱替实验,并通过核磁共振技术分析沥青质沉积对不同尺度孔喉中原油采收率的影响。实验结果表明:原油中沥青质含量越大,驱替过程中其沉积量越大;同时,岩心样品中的沥青质沉积量也随着CO_2注入量的增加而增加;驱替实验的最终采收率受沥青质沉积量的影响,沉积量越大,采收率越低。核磁共振技术测试结果表明,沥青质沉积对较大孔喉(2.0~200.0 ms)的采收率无明显影响。但是,对于较小孔喉(0.1~2.0 ms),沥青质沉积会产生一定程度的堵塞效应,导致剩余油难以采出,最终影响整体的采收率。     

CO2注入对储层多孔介质及赋存流体性质影响实验研究

明确CO2注入对储层多孔介质及赋存流体性质的影响规律是分析油藏条件下CO2驱油机理和确定提高采收率潜力的基础。开展了不同压力条件下CO2与岩心静态接触实验和岩心驱替实验,测试了CO2注入前后岩心物性及微观孔喉结构和地层流体主要离子含量、采出原油组分、黏度及其沥青质含量等特征参数。实验结果表明:CO2注入压力由5 MPa升至20 MPa过程中,储层多孔介质平均孔隙度增大19.16%,平均渗透率降低11.23%,直径为100~150μm的孔隙空间增加9.73%,直径小于1.5μm的喉道空间增加15.83%,岩心亲水性显著增强;随着CO2在不同压力下的逐渐注入,地层水中Ca^2+和HCO-3含量增大,采出原油中C 5~C 33组分含量呈现先增大后基本不变的规律,采出原油黏度及其沥青质含量呈现先迅速降低,后保持不变的规律。