co2-地层水-岩石相互作用对特低渗透砂岩孔喉伤害程度定量评价

1、CO2-地层水-岩石相互作用对特低渗透砂岩孔喉伤害程度定量评价 王琛 李天太 高辉 赵金省 高媛 西安石油大学石油工程学院 中国石油大学(北京)石油工程学院 陕西燃气集团有限公司 摘 要： 为明确 CO2驱过程中 CO2-地层水-岩石的相互作用对特低渗透砂岩不同尺度孔喉的伤害情况, 利用核磁共振技术定量计算驱替后砂岩岩心的孔喉堵塞程度。研究结果表明, 实验后产出液的 pH 值低于实验前的地层水, 且离子浓度的变化反映长石和碳酸盐矿物发生了溶解;在驱替时间为 60 h, T2 值在 0.110.0 ms 内的较小孔喉有 11.21%13.25%被堵塞;反应时间为 120 h, 较小孔喉平均堵塞程度达到 25.25%;而 T2 值在 10.01 000.0 ms 内的较大孔喉始终未发生明显堵塞。CO 2与矿物的溶解反应对岩心渗透率的伤害明显高于对孔隙度的伤害, 且伤害程度与反应时间呈正相关, 与 CO2注入压力无明显相关性。关键词： CO2 驱; 特低渗透砂岩; CO2、水、岩间的作用; 孔喉堵塞率; 定量评价; 作者简介：王琛 (1987-) , 男, 博士研究生, 研究方向:油气田开发

2、工程。E-mail:收稿日期：2017-08-15基金：国家自然科学基金项目 (51774236) Quantitative Study on the Damage Degree of CO2-Formation Water-Rock Interaction on Pore and Throat of Ultra-low Permeability SandstoneWANG Chen LI Tiantai GAO Hui ZHAO Jinsheng GAO Yuan College of Petroleum Engineering, Xian Shiyou University; Shaanxi Gas Group Co., Ltd.; Abstract： In order to clarify the damage degree of CO2-formation water-rock interactionon on pore throats in ultra-low permeability sandstone, the plugging degree of pore throat

3、s after CO2 flooding were quantitatively analyzed by nuclear magnetic resonance (NMR) .The results show that the pH value of the formation water after the experiment is lower than that before the experiment, the change of the ion concentration after CO2 flooding reflects the dissolution of feldspar and carbonate minerals; when the interaction time is 60 h, the small pore throat of 11. 21% 13. 25% whose T2 is 0. 1 10. 0 ms was plugged; when reaction time is 120 h, the blockage ratio of the small

4、pore throat is more than 25. 25%, but the large pore throat whose T2 is 10. 0 1 000. 0 ms was not significantly blocked; the damage caused by the dissolution action of CO2 on minerals on the core permeability is significantly higher than that on the core porosity, and the damage degree is positively correlated with the reaction time, and had no significant correlation with the CO2 injection pressure.Keyword： CO2flooding; ultra-low permeability sandstone; CO2-formation water-rock interaction; blo

5、ckage ratio of pore throat; quantitative evaluation; Received： 2017-08-15王琛, 李天太, 高辉, 等.CO 2-地层水-岩石相互作用对特低渗透砂岩孔喉伤害程度定量评价J.西安石油大学学报 (自然科学版) , 2017, 32 (6) :66-72.WANG Chen, LI Tiantai, GAO Hui, et al.Quantitative study on the damage degree of CO2-formation water-rock interaction on pore and throat of ultra-low permeability sandstoneJ.Journal of Xian Shiyou University (Natural Science Edition) , 2017, 32 (6) :66-72.引言特低渗透砂岩油藏分布广泛, 储量丰富, 但是储层渗透率低, 孔喉尺度小、结构复杂, 天然能量不足, 弹性能量衰竭较快, 使这类油藏整体开采效果较差1-3。在特低渗

6、储层中采用常规注水开发易出现水窜、水淹等问题, 驱油效率低, 提高采收率难度较大4-5。气驱与常规水驱相比, 在提高驱替效率方面有明显的优势。CO 2是气驱常用的气体之一, 其在驱替过程中与原油体系达到混相以后, 能产生降低原油的黏度、降低体系界面张力、溶解气驱效应等优势作用, 这些特性有利于提高特低渗透砂岩油藏的驱油效率, 改善油藏开发效果6-8。但是, 在一定的温度压力条件下, CO 2-地层水-岩石会发生相互作用, 这不仅会改变储层的岩石性质、孔喉结构, 还会降低储层有效渗透率, 对储层产生一定的伤害9-10。一些学者通过驱替实验发现, 在地层温度压力条件下, CO 2-水-岩石相互作用会溶蚀、溶解岩心中的硅酸盐矿物及碳酸盐矿物, 其中白云石和方解石等碳酸盐矿物率先发生溶解, 而后长石类硅酸盐矿物发生溶解11-14;碳酸盐类的矿物溶解程度要明显大于硅酸盐类矿物, 并且, 实验过程中发现有少量高岭石和固相物质生成15-17。另外, 一些学者通过实验发现, CO 2-水-岩石反应中生成的高岭石, 以及碳酸盐矿物溶解释放的黏土颗粒, 会堵塞岩心孔喉, 导致 CO2驱之后岩心的渗透率出现

7、明显降低, 降幅可达 40%90%18-19。目前, 关于 CO2-水-岩石相互作用对储层伤害研究, 仅停留于宏观实验研究, 主要是通过对比驱替前后的渗透率降低值来分析储层伤害程度, 缺乏从微观角度对储层伤害机理的研究以及对不同尺度孔喉堵塞程度的定量评价。针对现有研究的不足, 笔者采用饱和煤油 (排除原油沥青质沉淀对实验结果的干扰) 的特低渗砂岩岩心进行 CO2驱替实验, 基于核磁共振技术测定所计算实验前后岩心饱和流体 T2谱分布及频率面积差, 定量评价 CO2-水-岩石相互作用对不同半径孔喉的堵塞程度, 明确岩心渗透率降低的微观机理, 为 CO2驱在特低渗砂岩储层中的应用提供理论依据。1 实验流程6 块岩心样品取自长庆姬塬油田, 埋深 1 967.21 967.3 m, 属长 2 层位特低渗砂岩。通过全岩 X 衍射分析发现 (表 1) , 岩心样品中的主要矿物成分是石英, 质量分数在 41%46%, 其次为长石, 总体含量少于石英, 其中以斜长石为主, 质量分数在 25%左右;碳酸盐矿物含量较小, 整体占比约为 6.5%。表 1 岩心 X 衍射全岩分析统计结果 Tab.1 X-ray

8、 diffraction whole-rock analysis result of core samples 下载原表 CO2驱替实验流程见图 1, CO2驱替实验及核磁共振 T2谱测试具体步骤如下:(1) 将岩心进行洗油、烘干处理, 气测渗透率;(2) 根据油藏地层水组份配置模拟地层水 (矿化度为 10 000 mg/L) , 化验分析 p H 值及离子含量;将岩心抽真空后饱和模拟地层水, 根据饱和前后重量差计算孔隙度, 并通过核磁共振仪 (Mini-MR, 上海纽迈制造) 进行 T2谱采样;(3) 为消除水信号对实验结果的影响, 用 Mn 质量浓度为 15 000 mg/L 的 Mn Cl2溶液, 通过驱替泵 (ISCO-260D 型, 美国制造) 以恒定流量 0.05m L/min 驱替模拟地层水, 注入量为 23 PV, 驱替结束后进行 T2谱采样, 检测水信号消除效果;(4) 将煤油以恒定的流速 (0.05 m L/min) 注入到岩心中驱替地层水 (Mn Cl 2溶液) 至岩心出口产液含油 100%, 以建立地层原始油水分布, 进行 T2谱采样;(5) 以 0.2m L/

9、min 速度注入 CO2, 在 1 号到 6 号岩心驱替过程中, 利用回压控制器稳定驱替压差为 0.1 MPa 和 0.2 MPa, 分别以 10 MPa、20 MPa 和 30 MPa的注入压力进行恒压驱替, 驱替时间为 60 h 和 120 h, 6 块岩心实验条件详见表 2, 驱替结束时进行 T2谱采样;(6) 收集岩心末端排出的液样和气样, 化验分析产出液 p H 值及离子含量;(7) 驱替结束后, 重复步骤 (1) (4) , 对比驱替前后岩心在饱和煤油状态下的 T2谱, 观察孔喉饱和油量的变化情况。表 2 岩心信息及驱替实验条件 Tab.2 Size and physical property parameters of core samples and displacement experiment conditions 下载原表 图 1 CO2 驱实验流程 Fig.1 Process of CO2flooding experiment 下载原图2 伤害程度定量计算方法如图 2 是孔喉堵塞程度的定量计算示意图, 假设 T2值为 0.110.0 ms 较小孔喉中初始饱和原油量由 (S 1+S2) 表示, 在 CO2驱实验结束后再次饱和图 2 岩心孔喉堵塞程度 (0.110.0 ms) 计算示意图 Fig.2 Calculation of plugging degree of small pores of 4core in the scale of 0.110.0 ms 下载原图原油量由 S2表示, 通过对比实验前后饱和原油 T2谱的频率面积差值, 可计孔喉的堵塞率 B, 18即式中:B 为孔喉堵塞率, %;S 1为初始饱和油量与二次饱和油量 T2谱频率面积差, S2二次饱和油量 T2谱频率面积。3 分析与讨论3.1 地层水离子浓度变化在实验前后分别测定了地层水和产出液的常见离子浓度, 如表 3 所示。原始地层水 p H 值为 6.5, 但实验后各产出液的 p H 值均有所降低, 说明 CO2溶解于地层水后使其呈弱酸性。产出液中增加的 Na 与 K 主要来自斜

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