王志興，侯吉瑞，楊宇昊，朱桂良

(1.重慶科技學(xué)院，重慶 401331；2.中國石油大學(xué)(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(fā)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(nèi)部縫洞發(fā)育規(guī)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(nèi)部充填程度高、充填特征復(fù)雜[4-8]，儲層內(nèi)剩余油分布形式多樣[9-11]，導(dǎo)致注水波及范圍小、采收率不理想。受縫洞體內(nèi)部非均質(zhì)性強、注采井網(wǎng)控制不足等影響，注入水在充填作用較強的區(qū)域波及程度有限，致使大量剩余油富集在縫洞體填充介質(zhì)內(nèi)。研究表明，縫洞型油藏近50%的探明石油地質(zhì)儲量儲存在縫洞體的填充介質(zhì)中[12-15]，有效開采縫洞體填充介質(zhì)中的剩余油具有較高的開發(fā)意義。近年來，注氣提高采收率技術(shù)已成功應(yīng)用于縫洞型碳酸鹽巖油藏[16-19]，其開發(fā)效果受氣體介質(zhì)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(zhì)中的擴散行為是決定注入氣溶解程度的關(guān)鍵參數(shù)之一，進而影響注入氣的波及效率以及注氣參數(shù)優(yōu)化。現(xiàn)有的注入氣在多孔介質(zhì)中的溶解擴散研究多集中在砂巖油藏儲層介質(zhì)中[20-21]，且擴散系數(shù)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(guān)研究相對較少，部分僅測量了油藏條件下注入氣在對應(yīng)流體中的擴散系數(shù)[22]，缺少充足數(shù)據(jù)形成規(guī)律性認(rèn)識。此外，現(xiàn)階段對注入氣啟動縫洞型油藏填充介質(zhì)內(nèi)部剩余油的認(rèn)識，大多建立在常溫常壓條件下的物理模擬基礎(chǔ)上，缺少真實油藏高溫高壓條件下填充介質(zhì)內(nèi)部注入油-氣-水相互作用的認(rèn)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(zhì)中的溶解度及擴散系數(shù)，通過研究不同含水飽和度下注入氣壓力變化規(guī)律、溶解度和擴散系數(shù)，分析了含水飽和度對注入氣在填充介質(zhì)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(zhì)中溶解和擴散傳質(zhì)的認(rèn)識，為注氣開發(fā)縫洞型油藏填充介質(zhì)內(nèi)部剩余油提供了一定的理論指導(dǎo)。

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(qū)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(zhì)則采用對應(yīng)地層的露頭砂制成的人工巖心，直徑均為3.08 cm。填充介質(zhì)的物性參照了縫洞型油藏垮塌型填充介質(zhì)的研究資料[23]，填充介質(zhì)物性如表1所示。

表1 注入氣擴散實驗填充介質(zhì)物性

填充介質(zhì)擴散系數(shù)測量裝置如圖1所示[24]。其中，ISCO高壓泵的作用是在常規(guī)的增壓基礎(chǔ)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(shù)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(zhì)擴散系數(shù)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(nèi)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(zhì)的準(zhǔn)備。不同飽和度填充介質(zhì)準(zhǔn)備是在獨立的實驗裝置中進行，類似于水驅(qū)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(zhì)的孔隙體積。飽和地層油，直至無水產(chǎn)出后計算含油飽和度。待飽和油結(jié)束后，巖心同夾持器放入120 ℃烘箱，老化48 h。

(3) 擴散實驗。用環(huán)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?，F(xiàn)有的高壓條件下注氣擴散系數(shù)測定，壓力增加過程中注入氣與填充介質(zhì)持續(xù)接觸，此過程中注入氣已發(fā)生了擴散，因此，達到實驗設(shè)定壓力時，計量的壓力衰竭數(shù)據(jù)已是注入氣擴散一段時間后的數(shù)據(jù)，導(dǎo)致后續(xù)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(nèi)注入高壓氣體。待高壓氣瓶中壓力穩(wěn)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(shè)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(nèi)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(zhì)中擴散系數(shù)計算模型

為減小流體在填充介質(zhì)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(zhì)中擴散系數(shù)[25-26]。結(jié)合實驗?zāi)Ｐ停鞒鋈缦录僭O(shè)：①多孔介質(zhì)的固體骨架不可壓縮，且位置固定；②多孔介質(zhì)內(nèi)的各相擴散系數(shù)為常數(shù)；③由于模型豎直放置使得對流作用很弱，氣體在多孔介質(zhì)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(zhì)的量濃度始終為平衡物質(zhì)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(zhì)與傳熱。

Pb元素的轉(zhuǎn)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(zhuǎn)移至比色管中，定容搖勻，待測。

由以上條件結(jié)合一維菲克第一定律和連續(xù)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(zhì)溶液中物質(zhì)的量濃度，mol/m3；Deff為氣體在填充介質(zhì)中的有效擴散系數(shù)，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(zhì)中，故初始條件為：

c(r，0)=0，(0≤r≤∞)

(2)

根據(jù)假設(shè)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(lián)立式(1)、(2)、(3)、(4)得到：

(5)

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

結(jié)合擴散釜、填充介質(zhì)物性和注氣前后擴散釜內(nèi)部的真實氣體狀態(tài)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(guān)系：

(6)

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

(7)

3 實驗結(jié)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(tài)的填充介質(zhì)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(zhì)中相對壓力變化

CO2和N2在填充介質(zhì)中的擴散壓力變化均可分為直線下降、近指數(shù)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(zhì)接觸，填充介質(zhì)內(nèi)部注入氣物質(zhì)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(zhì)表面的原油，然后再進入填充介質(zhì)內(nèi)部孔隙的原油中。當(dāng)注入氣進入填充介質(zhì)孔隙內(nèi)部原油后，壓力降幅逐漸放緩，呈現(xiàn)出近指數(shù)下降趨勢。隨著填充介質(zhì)內(nèi)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(zhì)中，CO2和N2在填充介質(zhì)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(zhì)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(zhì)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(zhì)中水相的存在增加了注入氣通過擴散進入填充介質(zhì)的難度。

圖3 CO2和N2在不同含水飽和度填充介質(zhì)中壓降幅度的變化

結(jié)合圖2、3可知：CO2在填充介質(zhì)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(cè)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(yōu)勢。因此，結(jié)合不同現(xiàn)場實際，應(yīng)選取不同注氣策略：針對填充介質(zhì)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(qū)域，為實現(xiàn)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(cè)面反映出注入氣在擴散過程中溶解于填充介質(zhì)孔隙流體中的數(shù)量。結(jié)合擴散前后注入氣的壓力變化，根據(jù)對應(yīng)的氣體狀態(tài)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(zhì)中溶解氣體的物質(zhì)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(tài)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(zhì)的量。擴散前后的體積不變，用密度表示的氣體狀態(tài)方程為：

pV=ZnRT

(8)

則進入填充介質(zhì)的氣體物質(zhì)的量為：

(9)

式中：Δn為注氣前后容器物質(zhì)的量差異，mol；n1為注氣前氣體物質(zhì)的量，mol；n2為注氣后氣體物質(zhì)的量，mol；p1為注氣前中間容器內(nèi)部壓力，MPa；p2為注氣后中間容器內(nèi)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(zhì)中注入氣溶解量如圖4所示。束縛水條件下，CO2在填充介質(zhì)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(zhì)中含水飽和度升高，注入氣在填充介質(zhì)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(zhì)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(jié)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(yīng)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(zhì)含水飽和度關(guān)系

3.3 含水飽和度對注入氣擴散系數(shù)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(zhì)特征。圖5顯示了2種氣體在不同含水飽和度填充介質(zhì)中的擴散系數(shù)。束縛水條件下，CO2的擴散系數(shù)為3.92×10-9m2/s；隨含水飽和度增至50%左右時，擴散系數(shù)為5.45×10-10m2/s；當(dāng)填充介質(zhì)完全飽和水時，CO2的擴散系數(shù)為1.59×10-10m2/s。相同條件下N2的擴散系數(shù)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(shù)關(guān)系

由實驗結(jié)果可以看出，填充介質(zhì)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(shù)均降低了一個數(shù)量級，注入氣在填充介質(zhì)的擴散系數(shù)顯著降低，水相的存在降低了注入氣在填充介質(zhì)中孔隙的傳質(zhì)能力。相同條件下，CO2在含水的填充介質(zhì)中擴散系數(shù)高于N2一個數(shù)量級。結(jié)合壓降幅度和溶解度實驗結(jié)果，CO2在填充介質(zhì)的流體中傳質(zhì)能力高于相同條件下的N2。

3.4 填充介質(zhì)含水飽和度對注入氣溶解傳質(zhì)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(shù)，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(guī)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(zhì)，其中，NaCl溶液物質(zhì)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(fā)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(xiàn)為控水效果較好?？梢姡⑷霘馀c地層流體物性差異影響注入氣在地層中的分布，進而呈現(xiàn)出不同的開發(fā)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(zhì)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(zhì)的擴散實驗結(jié)果(表3)顯示，CO2和N2在100%含水飽和度條件下的擴散系數(shù)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(shù)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(zhì)中的移動自由程，降低了傳質(zhì)速率。同時，填充介質(zhì)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(shù)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(zhì)中擴散系數(shù)對比

(4) 填充介質(zhì)骨架分布的非均質(zhì)性增加了流體分布的不均勻性。隨著填充介質(zhì)中含水飽和度的增加，孔隙內(nèi)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(shù)差異，高度分散的油水分布降低了注入氣在填充介質(zhì)中的溶解度，阻礙了注入氣體的擴散。

4 結(jié) 論

(1) 相近的初始擴散壓力下，填充介質(zhì)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(shù)均降低了一個數(shù)量級?？p洞儲集體內(nèi)部的含水飽和度對后續(xù)注氣開發(fā)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(qū)油效率；注入氣在填充介質(zhì)中的擴散系數(shù)隨含水飽和度增加而降低，傳質(zhì)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(zhì)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(xiàn)場應(yīng)結(jié)合生產(chǎn)實際，選取合適的氣體介質(zhì)動用縫洞型油藏水驅(qū)后填充介質(zhì)內(nèi)部剩余油。