魏振國 裴鐵民 陳義發(fā) 賈喻博 張利樂

中石化河南油田分公司采油二廠 河南 南陽 473400

井樓油田八區(qū)巖石主要以棕褐色、褐色細(xì)砂巖及粉砂巖為主，礦物成分以石英為主，長石次之，油層孔隙度16.51%～36.67%，滲透率0.066～7.935μm2，采取普通稠油水驅(qū)開發(fā)方式，平面非均質(zhì)性強(qiáng)，低滲透井區(qū)注水壓力逐漸上升，注水井吸水能力下降。CO2驅(qū)技術(shù)是低油價下經(jīng)濟(jì)可行的低滲油藏開發(fā)方式，長期注水對儲層造成一定程度上的傷害，且注入水中攜帶的固相懸浮顆粒、油污等容易在儲層形成堵塞[1-3]。通過開展CO2驅(qū)引起的微粒運(yùn)移堵塞規(guī)律實(shí)驗(yàn)、CO2驅(qū)后有機(jī)垢解堵實(shí)驗(yàn)，提出解決對策，優(yōu)化注水井CO2降壓增注技術(shù)。

1 實(shí)驗(yàn)材料及條件

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

地層水樣：取自目標(biāo)區(qū)塊現(xiàn)場水樣，實(shí)驗(yàn)前用濾紙過濾至澄清無雜質(zhì)為止；氣樣：高純二氧化碳?xì)怏w，純度99.999%；原油樣品：取自目標(biāo)油藏井口落地油，在實(shí)驗(yàn)室利用油水分離器除去原油中的含水后，通過油氣組分及現(xiàn)場實(shí)際生產(chǎn)氣油比數(shù)據(jù)復(fù)配出原始的地層流體；巖心樣品：取自目標(biāo)油藏直徑為25mm的859-2號和859-5號天然巖心柱，在實(shí)驗(yàn)前經(jīng)洗油烘干處理后，測定各巖心基礎(chǔ)物性參數(shù)。

1.2 實(shí)驗(yàn)條件及方法

1.2.1 CO2驅(qū)引起的微粒運(yùn)移堵塞規(guī)律實(shí)驗(yàn)

通過對現(xiàn)場取樣獲得的巖樣經(jīng)洗油烘干處理后，在溫度50℃和壓力8MPa條件下，以恒定流速開展原油參與或不參與條件下的CO2驅(qū)及氣水交替驅(qū)，通過測定驅(qū)替前后巖心物性的變化來確定微粒運(yùn)移堵塞規(guī)律，同時開展儲層防治措施，以減小微粒運(yùn)移堵塞對儲層的傷害。

1.2.2 CO2驅(qū)后有機(jī)垢堵塞機(jī)理及解堵分析實(shí)驗(yàn)

在溫度50℃和壓力8MPa條件下，以恒定流速開展CO2驅(qū)，結(jié)合CO2驅(qū)前后有機(jī)垢沉淀造成的儲層物性的變化來確定有機(jī)垢堵塞規(guī)律，同時開展儲層防治措施，以減少有機(jī)堵塞對儲層的傷害。經(jīng)正庚烷清洗掉巖石流體后，主要?dú)埩粑餅闉r青質(zhì)和無機(jī)垢，說明孔隙度的下降是由瀝青質(zhì)和無機(jī)垢的殘留造成的。經(jīng)甲苯和無水乙醇將瀝青質(zhì)洗出，殘留物為微粒和無機(jī)垢。分別測得孔隙度和滲透率，對比兩次清洗后的物性參數(shù)得到CO2驅(qū)替過程中瀝青質(zhì)沉淀對儲層孔、滲等物性參數(shù)的影響。

2 CO2 驅(qū)及氣水交替驅(qū)過程引起的微粒運(yùn)移堵塞規(guī)律

2.1 在含油條件下CO2 驅(qū)過程引起的壓力變化

注CO2后可能存在三種堵塞，包括瀝青質(zhì)堵塞、無機(jī)垢堵塞、地層疏松微粒的釋放與運(yùn)移堵塞。通過開展含油條件下CO2驅(qū)引起的微粒運(yùn)移堵塞機(jī)理實(shí)驗(yàn)，對現(xiàn)場取樣獲得的巖心（859-2號巖心）進(jìn)行CO2驅(qū)，在0.1mL/min注入速度條件下，CO2驅(qū)共注入20.28PV。在CO2注入過程的初始階段，注入壓力和出口壓力波動較大，且入出口壓差相對較大，隨CO2注入量的增加，壓差迅速下降，最終穩(wěn)定在0.02MPa，說明注入CO2可有效降低入出口壓差，從而實(shí)現(xiàn)降壓增注的目的。

2.2 在含油條件下CO2 驅(qū)前后孔隙度及滲透率變化

對CO2驅(qū)后干燥的巖心（859-2號巖心）進(jìn)行抽真空飽和地層水，測定驅(qū)后巖心受無機(jī)沉淀及膠結(jié)疏松產(chǎn)生的顆粒影響導(dǎo)致的微粒運(yùn)移堵塞對物性的影響。

在CO2驅(qū)后利用正庚烷進(jìn)行清洗吹干后重新抽空飽和水，測得的巖心孔隙度從31.127%降至31.064%，損失約0.2%；液測滲透率從135.895mD降至47.455mD，損失約65.1%。由于正庚烷無法清洗瀝青質(zhì)、無機(jī)垢、微粒，因此下降是由瀝青質(zhì)、無機(jī)垢、微粒的殘留造成的。

再次經(jīng)甲苯和無水乙醇進(jìn)行清洗吹干后重新抽空飽和水，測得的巖心孔隙度和液測滲透率均有所恢復(fù)，最終孔隙度由清洗前的31.064%上升至31.099%，恢復(fù)了0.113%，滲透率由清洗前的47.455mD上升至69.863mD，比清洗前恢復(fù)約47.2%，經(jīng)甲苯和無水乙醇清洗后可將瀝青質(zhì)洗出，殘留物為無機(jī)垢和微粒，最終滲透率從135.895mD降至69.863mD，損失約48.6%，這時孔隙度、滲透率的下降是由無機(jī)垢、微粒的殘留造成的。

在含油條件下，由于原油的粘滯作用強(qiáng)，產(chǎn)生的瀝青質(zhì)、無機(jī)垢、微粒無法順利通過巖心，在一定的條件下膠結(jié)或成團(tuán)，附著在孔隙壁上或滯留在孔喉處，堵塞滲流通道，從而嚴(yán)重影響儲層的滲流能力。

2.3 在不含油條件下CO2 轉(zhuǎn)氣水交替過程引起的壓力變化

開展不含油的CO2驅(qū)轉(zhuǎn)氣水交替驅(qū)過程引起的微粒運(yùn)移堵塞機(jī)理實(shí)驗(yàn)，可以看出：在0.1mL/min注入速度條件下，CO2驅(qū)共注入8.8PV，CO2-水交替驅(qū)共注入12.2PV。CO2注入過程中注入壓力和出口壓力均存在上下波動，總體上入出口壓差在不斷下降，從最初的0.06MPa降到0.02MPa，說明注入CO2過程中可有效降低入出口壓差。后續(xù)再進(jìn)行CO2-水交替驅(qū)，壓力差進(jìn)一步下降，且不斷在0.02～0.06MPa之間波動，注水時注入壓力增加，注CO2時注入壓力降低，說明CO2驅(qū)和CO2-水交替驅(qū)均可實(shí)現(xiàn)降壓增注的目的。

2.4 在不含油條件下CO2 轉(zhuǎn)氣水交替過程前后孔隙度及滲透率變化

對CO2轉(zhuǎn)氣水交替后干燥的巖心（859-5號巖心）進(jìn)行抽真空飽和地層水，測定驅(qū)后巖心受無機(jī)沉淀及膠結(jié)疏松產(chǎn)生的顆粒影響導(dǎo)致的微粒運(yùn)移堵塞對物性的影響。在CO2轉(zhuǎn)氣水交替驅(qū)后，巖心的孔隙度和滲透率均有增大現(xiàn)象，測得的巖心孔隙度從30.567%增至30.665%，增長約0.32%，增長幅度很小；液測滲透率從73.315mD增至103.826mD，增長約41.6%，增長幅度較大。說明在無油條件下，巖心存在微粒運(yùn)移，但可以排出，未影響滲流能力。

2.5 在含油條件下CO2 轉(zhuǎn)氣水交替過程引起的壓力變化

開展含油的CO2驅(qū)轉(zhuǎn)氣水交替驅(qū)過程引起的微粒運(yùn)移堵塞機(jī)理實(shí)驗(yàn)，可以看出：在0.1mL/min注入速度條件下，CO2驅(qū)共注入10.1PV。CO2注入過程初始階段注入壓力和出口壓力波動較大，入出口壓差最大為0.05MPa左右，隨CO2注入量的增加，壓差迅速下降，最終穩(wěn)定在0.02～0.03MPa之間，說明注入CO2過程中可有效降低入出口壓差。從而實(shí)現(xiàn)降壓增注的目的。后續(xù)再進(jìn)行CO2-水交替驅(qū)，壓力差先有所上升，上升至0.08MPa后開始下降，逐漸穩(wěn)定在0.03～0.06MPa之間波動，注水時注入壓力增加，注CO2時注入壓力降低，說明CO2驅(qū)和CO2-水交替驅(qū)均可實(shí)現(xiàn)降壓增注的目的。

2.6 在含油條件下CO2 轉(zhuǎn)氣水交替過程前后孔隙度及滲透率變化

對CO2轉(zhuǎn)氣水交替后干燥的巖心（859-5號巖心）進(jìn)行抽真空飽和地層水，測定驅(qū)后巖心受無機(jī)沉淀及膠結(jié)疏松產(chǎn)生的顆粒影響導(dǎo)致的微粒運(yùn)移堵塞對物性的影響。在CO2驅(qū)后利用正庚烷進(jìn)行清洗吹干后重新抽空飽和水，測得的巖心孔隙度從30.665%降至30.214%，損失約1.47%；液測滲透率從103.826mD降至58.310mD，損失約43.8%，是由瀝青質(zhì)、無機(jī)垢、微粒的殘留造成的。再次經(jīng)甲苯和無水乙醇進(jìn)行清洗后孔隙度由30.214%上升至30.362%，恢復(fù)了0.49%，滲透率由58.310mD上升至72.475mD，比清洗前恢復(fù)約24.3%，經(jīng)甲苯和無水乙醇清洗后可將瀝青質(zhì)洗出，殘留物為無機(jī)垢和微粒，最終滲透率從103.826mD降至72.475mD，損失約30.2%，這時孔隙度、滲透率的下降是由無機(jī)垢、微粒的殘留造成的。

結(jié)合不含油實(shí)驗(yàn)結(jié)果，實(shí)際殘留應(yīng)大于實(shí)測孔隙體積的減小量，滲透率的下降主要是由無機(jī)沉淀和瀝青質(zhì)沉積造成的，說明兩者的堵塞很嚴(yán)重；與不含油實(shí)驗(yàn)結(jié)果對比，含油條件下可動微粒容易被瀝青質(zhì)所束縛不容易被產(chǎn)出，從而也殘留在孔隙中造成堵塞，影響流體滲流能力。

3 CO2 驅(qū)后有機(jī)垢的堵塞機(jī)理及解決對策研究

3.1 CO2 驅(qū)后有機(jī)垢堵塞機(jī)理實(shí)驗(yàn)

CO2驅(qū)引起有機(jī)垢堵塞同時也伴隨微粒運(yùn)移和無機(jī)物生成堵塞[4]，CO2驅(qū)與氣水交替驅(qū)前后各巖心水相滲透率及孔隙度變化實(shí)驗(yàn)對比，可以看出：859-5號巖心在CO2驅(qū)后利用正庚烷進(jìn)行清洗后滲透率從73.315mD降至58.310mD，損失約20.5%，而經(jīng)甲苯和無水乙醇清洗后，巖心滲透率由清洗前的58.310mD上升至72.475mD，比清洗前恢復(fù)了24.3%，最終滲透率從73.315mD降至72.475mD，損失約1.2%，說明該塊巖心主要是由瀝青質(zhì)的沉積造成的堵塞，無機(jī)垢和微粒造成的堵塞很輕微。甲苯和無水乙醇具有良好的有機(jī)垢解堵效果，同時還可以對無機(jī)垢和微粒運(yùn)移堵塞起到一定的抑制作用。

3.2 CO2 驅(qū)后有機(jī)垢堵塞的解決對策分析

（1）正向注入甲苯解堵

在859-5號巖心開展氣水交替驅(qū)實(shí)驗(yàn)，經(jīng)CO2驅(qū)20倍孔隙體積后，巖心的水相有效滲透率為4.139mD，正向注甲苯1PV解堵后，水相有效滲透率增加到16.143mD，增加幅度為290%；巖心液測滲透率由72.475mD降至70.542mD，損失約2.67%，孔隙度由30.362%降至30.008%，損失約1.17%。

（2）反向注入甲苯解堵

在859-2號巖心開展氣水交替驅(qū)實(shí)驗(yàn)，經(jīng)CO2驅(qū)20倍孔隙體積后，巖心的水相有效滲透率為8.946mD，反向注甲苯1PV后，水相有效滲和率增加到35.785mD，增加幅度為300%；巖心液測滲透率由69.863mD增至69.868mD，提升約0.007%；孔隙度由31.009%增至31.142%，提升約0.43%。

綜上分析可知，甲苯具有良好的有機(jī)垢解堵效果，同時還可以對無機(jī)垢和微粒運(yùn)移堵塞起到一定的抑制作用。對比正向和反向注入甲苯解堵對策，反向注入甲苯后不僅可以對有機(jī)垢解堵具有良好的優(yōu)勢，還在一定程度上解除因微粒運(yùn)移造成的喉道堵塞，提高流體的滲流能力，對增注具有較好的效果。

4 結(jié)論

（1）CO2驅(qū)和氣水交替驅(qū)引起的微粒運(yùn)移在無油條件下一般不引起堵塞現(xiàn)象，但在有油條件下，微粒運(yùn)移及無機(jī)垢在運(yùn)移過程中會被原油束縛，容易發(fā)生積聚成團(tuán)，從而對巖石孔喉造成堵塞，在有機(jī)垢沉積出現(xiàn)后，無機(jī)垢和微粒不容易被排出，從而加劇對巖石的堵塞。

（2）CO2驅(qū)后會產(chǎn)生有機(jī)垢堵塞，且在引起無機(jī)垢和微粒積聚成團(tuán)堵塞的雙重作用下，儲層滲流能力變差，可通過加注甲苯等有機(jī)垢抑制劑或解除劑解決預(yù)防或解除有機(jī)垢的問題，同時也可以減小因有機(jī)垢的析出和結(jié)垢作用引起的微粒運(yùn)移和微粒積聚成團(tuán)加大導(dǎo)致的堵塞。