碳封存過程中溶蝕作用對巖石滲透性的影響

田 巍，鄧瑞健，李中超，朱維耀,

許 尋2，趙良金1，郭立強2

(1.中國石化中原油田分公司，河南 濮陽 457001；2.中國石化中原油田分公司 勘探開發(fā)研究院，河南 濮陽 457001；3.北京科技大學(xué) 土木與資源工程學(xué)院，北京 100083)

0 引言

近年來,CO2的捕集利用與封存(以下簡稱CCUS)成為了世界各國廣泛關(guān)注的話題，該技術(shù)的有效實施成為各國在聯(lián)合國氣候大會上增強話語權(quán)的重要籌碼[1-3]，相關(guān)研究逐步展開[4-10]，也取得了一些成功的經(jīng)驗，將捕集的CO2封存在接近廢棄的油氣藏中，同時進一步提高油氣采收率[11-16]，也是目前低滲油藏高效開發(fā)的可行的方法，有不少學(xué)者對注入咸水層的CO2引起巖石的物理化學(xué)變化進行了的研究[17-19]，也取得了可喜的成績，但是關(guān)于深層低滲高溫、高礦化度、高含水油藏中CO2對巖石滲透性影響的研究的相關(guān)報道較少，尤其是對于深層低滲油藏油水井轉(zhuǎn)注氣出現(xiàn)的水井吸氣能力低的問題，一直都沒有確切的解釋，相關(guān)機理也一直沒有明確.為此，本課題以中原油田某深層低滲儲層為例，系統(tǒng)深入研究注入深層地下的CO2引起巖石滲透性變化機理及注入氣體的賦存狀態(tài)，進一步明確深層低滲油藏注氣開發(fā)油水井轉(zhuǎn)注氣吸氣能力差異機理，同時也為油藏開發(fā)提供重要參考.

1 儲層巖性及微觀結(jié)構(gòu)特征

1.1 儲層巖性分析

目標(biāo)儲層含量最多的礦物為石英，占到44.43%，其次是鐵白云石，相對含量為22%，然后是斜長石和方解石類，相對含量分別為17.18%和12.50%，鉀長石、白云石、石膏、黃鐵礦等礦物的相對含量較小，均低于5%，因此，研究儲層礦物種類以石英、鐵白云石、斜長石和方解石為主.目標(biāo)儲層含量最多的粘土礦物成分為伊利石，相對含量平均為47.5%，其次是綠泥石和伊/蒙間層，含量平均分別為11%和37.25%，伊/蒙間層間層比為15%，高嶺石含量較少，為4.25%.據(jù)此分析可知，該儲層容易發(fā)生速敏、水敏和酸敏.

1.2 微觀結(jié)構(gòu)分析

巖心平均喉道半徑在1.2μm左右，相對分選系數(shù)平均為0.35，中值半徑平均為0.557μm，退汞效率平均為21.67%，排驅(qū)壓力較低，平均為0.18 MPa，從特性參數(shù)來看，儲層物性中等，不宜采用注水開發(fā).

圖1為目標(biāo)儲層巖心的毛管壓力曲線.從圖1可以看出，曲線形態(tài)分為三段：第一段，不進汞段，毛管壓力低于0.2 MPa，隨著注入壓力的增加，進汞量沒有明顯變化，可見這時候的毛管力大小不足以使汞突破相應(yīng)的毛管，亦即較大半徑的毛管數(shù)量較少或者沒有；第二段進汞劇增段，當(dāng)毛管壓力高于0.2 MPa后，進汞量急劇增加，隨著毛管壓力的增加，進汞量出現(xiàn)了一個平臺，表明存在著一段毛管半徑分布較為集中的毛管半徑區(qū)間，滲透率大的巖心，平臺的位置比較靠下，表明毛管半徑在增加；第三段尾部上翹段，隨著毛管壓力的增加，曲線段尾部緩慢上翹，毛管半徑又變得分散了，而且進汞飽和度的區(qū)間也較大，可見該類毛管分布的區(qū)間較大、數(shù)量也較多.因此，整體來說，巖心中較大的毛管極少或者沒有，相對稍大的毛管分布較多也較為集中，微細毛管數(shù)量也占據(jù)較大的比重，這類毛管分為三段式的儲層，通常物性相對較好，若排除粘土的影響，通常會具有較高的驅(qū)油效率.

圖1 巖心毛管壓力曲線

圖2為毛管壓力分布及其對滲透率的貢獻率關(guān)系曲線，可以看出毛管主要分布在6.3μm以下，毛管分布隨滲透率的變化而差別不大，滲透率越高，峰值對應(yīng)的毛管半徑越大，毛管分布越集中，毛管半徑主要集中分布在0.006～6.3μm的范圍內(nèi)，在0.006～0.063μm的范圍內(nèi)分布頻率較低，而在0.063～4μm的范圍分布頻率較高，存在峰值，可見，毛管半徑分部相對也較為集中，其中，滲透率為3.21 mD的巖樣毛管半徑分布區(qū)間為0.006～6.3μm，分布峰值對應(yīng)毛管半徑為1.6μm，對應(yīng)分布頻率為27.7%；滲透率為1.39 mD的巖樣毛管半徑分布區(qū)間為0.006～2.5μm，分布峰值對應(yīng)毛管半徑為1.6μm，對應(yīng)分布頻率為18.3%；綜上可以看出，三塊巖心的毛管分布范圍較寬，存在較高毛管分布范圍的集中段，但是，0.63μm以下的毛管分布也較多，微細毛管過多分布對進一步提高采收率是不利的，毛管分布越分散，毛管微觀非均質(zhì)性越強，對開采不利.

從毛管半徑對滲透率的貢獻率上來看，對滲透率有貢獻的毛管主要分布在0.1～6.3μm之間，不同滲透率巖心差別較大，對滲透率有貢獻的毛管主要是一些半徑較大的毛管，而分布范圍較寬的半徑較小的毛管對滲透率幾乎是沒有貢獻的.隨著滲透率的增加，對滲透率有貢獻的毛管對應(yīng)的毛管半徑分布逐漸增大，峰值對應(yīng)的毛管半徑增加.滲透率為3.21 mD的巖樣有貢獻的毛管半徑主要分布區(qū)間為0.4～6.3μm，分布峰值對應(yīng)毛管半徑為4μm，對應(yīng)貢獻率為60.1%；有貢獻的毛管與毛管分布的矛盾，分布較多的毛管對滲透率的貢獻卻不是最多的，滲透率為3.21 mD的巖心，分布較多的毛管主要集中在1～4μm之間，而對滲透率貢獻最多的毛管主要分布在1.6～6.3μm之間，亦即1.6μm以上的毛管對滲透率有貢獻，滲透率為1.39 mD的巖心，分布較多的毛管主要集中在0.63～4μm之間，而對滲透率貢獻最多的毛管主要分布在1～4μm之間，亦即1μm以上的毛管對滲透率有貢獻，峰值右側(cè)低于峰值對應(yīng)的毛管對滲透率的貢獻極小，三塊巖心對滲透率有貢獻的毛管占據(jù)的體積分別占孔隙體積的40.2%、41.1%、36.4%，可見，占據(jù)較多體積的峰值右側(cè)的毛管對滲透率的貢獻卻不是最多的，說明無效毛管占據(jù)較大體積，即這部分毛管占據(jù)較大的儲集空間，而這部分空間注水開發(fā)是不能夠被波及到的，結(jié)合超臨界CO2良好的注入特性和超強的洗油能力，這就為注CO2開發(fā)提供了可能，為實現(xiàn)CCUS提供場所.

圖2 毛管分布及對滲透率貢獻情況

由于儲層上述微觀結(jié)構(gòu)特征，油田現(xiàn)場注水開發(fā)效果越來越差，而且注水壓力越來越高.因此，為節(jié)約成本，利用現(xiàn)有井網(wǎng)中油水井進行轉(zhuǎn)注CO2開發(fā)，轉(zhuǎn)注過程中出現(xiàn)的一系列問題需要深入研究，其中油水井轉(zhuǎn)注氣吸氣能力的差異的產(chǎn)生機理就是其關(guān)鍵問題之一.

2 溶蝕作用

實驗在高壓反應(yīng)釜內(nèi)，實驗溫度為85 ℃，按照實際地層的鹽水礦化度配置模擬水，礦化度為20×104mg/L，實驗所用巖心取自中原油田某深層低滲儲層.選取規(guī)則的圓柱形巖心置于高壓反應(yīng)釜內(nèi)，浸泡在配制的地層水中，并向高壓反應(yīng)釜中注入高壓CO2，使氣體充分溶解到模擬地層水中，每隔一段時間取出巖心測定液相滲透率，每次測定滲透率后需要將巖心同時進行電鏡圖像分析和溶蝕液成分分析，而后將所有測定數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計分析.

2.1 巖石滲透性變化

圖3為巖心在不同時間段的滲透率變化結(jié)果.由圖3可以看出,整個滲透率變化曲線的變化趨勢呈現(xiàn)出先略微降低而后逐漸升高，即出現(xiàn)滲透率的數(shù)值先減小后增大的過程.初期滲透率保持率為原始值，即為1，而后100 h時降低到0.7，即滲透率只有初期滲透率的70%；在約280 h時,滲透率保持率為0.6，即滲透率只有初期滲透率的60%;在600 h時,滲透率保持率為1.6，即滲透率比初期增加了60%，為初始滲透率的1.6倍.可見，巖心在碳酸水作用下，巖石成分發(fā)生了變化，反映在宏觀上就是滲透率的變化，這可能是伴隨著新物質(zhì)的生成和巖石原物質(zhì)成分的溶解以及其他物理化學(xué)作用等綜合作用的結(jié)果.

圖3 巖心不同時段的滲透率變化

注氣浸泡后，孔隙半徑分布更加集中，而且峰值對應(yīng)的孔道半徑增加了，可見，溶蝕作用確實引起了儲層結(jié)構(gòu)的變化，增加了大孔道半徑的分布，進一步增加巖石的儲集空間.通過將碳酸水溶蝕前后的巖石孔隙度進行對比分析，發(fā)現(xiàn)充分溶蝕后的巖石孔隙度為11.397%，比反應(yīng)前的巖心孔隙度10.433%增加了0.964%，增加幅度為9.24%.

碳酸水與巖石作用的過程就是巖石被溶蝕與新物質(zhì)生成的過程，兩者此消彼長，直到溶蝕與新物質(zhì)生成達到動態(tài)平衡，對于已經(jīng)注水的儲層，連續(xù)氣驅(qū)并不利于提高采收率，可以采取注氣后適當(dāng)延長關(guān)井時間(或燜井)，注入井間歇注氣或周期注氣，增加近井附近碳酸水與巖石的反應(yīng)時間，使充分溶解氣體的碳酸水與儲層充分作用，對于后續(xù)的注氣開發(fā)將是有利的.

2.2 CO2與方解石相互作用

通過全巖定量分析可知,方解石是在儲層巖石礦物中占據(jù)重要比例的礦物.方解石(CaCO3)與地層水溶液、CO2反應(yīng)后，方解石會參與反應(yīng)，表面出現(xiàn)各種溶蝕現(xiàn)象.因此，實驗前后，對方解石表面進行掃描電子顯微鏡測試，觀察對比反應(yīng)前后方解石表面的微區(qū)形貌特征，分析方解石表面的溶蝕現(xiàn)象.

從圖4可以看出，未反應(yīng)的方解石表面較為平整致密，圖4(a)幾乎沒有任何孔隙和裂隙，可以觀察到方解石表面被破碎時造成參差不齊的現(xiàn)象.而反應(yīng)后樣品的表面明顯被溶蝕，有大量且較為明顯的溶蝕坑出現(xiàn)，進而形成了大量的溶蝕晶椎，并出現(xiàn)了較多的溶蝕帶，溶蝕帶沿著方解石的解理面發(fā)育，見圖4(b)、(c)、(d).單個的溶蝕晶錐呈錐狀，大量的溶蝕晶錐平行排列構(gòu)成溶蝕陣列.隨著反應(yīng)時間的增加，方解石表面均發(fā)育大量的溶蝕溝和溶蝕晶錐，溶蝕晶錐的寬度大約都是0.5～1.5μm，方解石表面的溶蝕晶錐較粗，表面溶蝕現(xiàn)象隨時間的變化并不大.但在反應(yīng)300 h之后，溶蝕晶錐的尺寸比之前的較粗較厚，如圖4(d)所示，這種現(xiàn)象可能是由于之前的溶蝕晶錐被全部溶解而使得其下層的晶體表面露出進一步反應(yīng).

(a)未反應(yīng),×1 500 (b)反應(yīng)50 h,CO2,×10 000

從圖4(b)可以看到，在與CO2反應(yīng)50 h后，在掃描電子顯微鏡下觀察到方解石表面的溶蝕晶錐有被折斷的現(xiàn)象，說明在反應(yīng)過程中碳酸水熱液不斷溶蝕方解石.首先沿解理能最小的解理邊緣將方解石表面溶蝕，形成條柱狀的溶蝕晶錐，然后酸性溶液再不斷破壞晶錐，促使晶錐斷裂破碎，進一步被溶蝕消失.在反應(yīng)300 h后，條柱狀的晶錐的前端被進一步溶蝕成尖錐狀，說明隨著反應(yīng)時間的增加，溶蝕程度逐漸加深.

CO2與方解石反應(yīng)所發(fā)生的一系列反應(yīng)：

CO2+H2O=H2CO3

H2CO3= HCO3-+H+

CaCO3+H+=Ca2++HCO3-

Ca2++HCO3-=CaHCO3+

高溫高壓條件下，反應(yīng)后溶液均較清澈.冷卻放置半小時后溶液底部有沉淀產(chǎn)生，說明在高壓條件下，氣-水-巖三相發(fā)生了反應(yīng)，并有礦物的溶解.取出后，隨著溫度和壓力的降低，新礦物重新結(jié)晶出現(xiàn).與CO2反應(yīng)后，隨著反應(yīng)時間的增加，Ca2+的離子濃度也隨之增加.在反應(yīng)前100 h中，Ca2+濃度持續(xù)增加，且在前50 h內(nèi)增加速度最快，到反應(yīng)100 h時，達到891.51 mg/L.但隨后，在反應(yīng)100～150 h之間，Ca2+濃度卻急劇降低，到反應(yīng)150 h降低到682.49 mg/L，在100 h出現(xiàn)一個極值，此時Ca2+濃度達到最高，說明在前100 h里方解石一直發(fā)生劇烈的溶解反應(yīng).推測在反應(yīng)100～150 h時之間，由于方解石溶解造成溶液中Ca2+過飽和而發(fā)生了逆反應(yīng)，這一逆反應(yīng)持續(xù)到150 h左右，然后方解石繼續(xù)溶解.從150 h之后，Ca2+濃度隨反應(yīng)時間而繼續(xù)增長，但增長速度較之前更緩慢，大概在反應(yīng)約300 h之后反應(yīng)達到平衡.

2.3 CO2與長石相互作用

通過全巖定量分析可知長石是主要的礦物，長石樣品與CO2-NaCl溶液反應(yīng)不同時間后的SEM圖如圖5所示.從圖5可以看出，未反應(yīng)的長石表面十分致密平坦，如圖5(a)，幾乎沒有任何礦物附著，并且沒有任何孔隙和裂隙.但反應(yīng)后長石表面出現(xiàn)較多的溶蝕坑洞，且出現(xiàn)大量的次生礦物附著在表面上.從圖中發(fā)現(xiàn)，次生礦物一般優(yōu)先發(fā)育在溶蝕坑洞附近，圍繞溶蝕坑不斷疊加.這些表面沉淀主要是由結(jié)晶良好的板片狀晶體所形成，單個晶體呈薄層片狀，大小約為1μm，厚度約為0.2～0.5μm，薄片部分邊緣呈弧狀且向內(nèi)卷起，圖5(b)中，部分呈六邊形附著在長石表面.此外，隨著時間增加，近似六角形的鱗片體呈疊加的形式在長石表面堆疊叢生，呈玫瑰狀集合體，這一形態(tài)特征符合粘土礦物片狀綠泥石的鏡下特征.

反應(yīng)50 h后，樣品表面形成大量溶蝕坑洞，同時出現(xiàn)少量片狀次生礦物，長度約為1μm，從圖中觀察到這些次生礦物均插入長石表面，此外還發(fā)現(xiàn)次生礦物有疊加現(xiàn)象.在反應(yīng)發(fā)生100 h后，次生礦物在數(shù)量上明顯增多，大約占據(jù)了長石表面的1/4，在尺寸上未發(fā)生變化，可明顯觀察到后生成的層片狀次生礦物不斷疊加在早生成的次生礦物之上，形成類似玫瑰花簇的形狀.反應(yīng)150 h后，長石表面的這些結(jié)晶良好的層片狀次生礦物不斷增加(為粘土礦物類物質(zhì)，如綠泥石、高嶺石等)，大量疊加斜插在早生成的次生礦物上，使得表面的玫瑰花簇越來越多，越來越密，最終形成一個薄而不連續(xù)的似網(wǎng)狀多孔層附著在長石表面，見圖5(d).這種花瓣狀次生礦物為高嶺石和綠泥石，在綠泥石之上的絮狀礦物為蒙脫石和水鋁英石.隨著反應(yīng)時間的增加，長石質(zhì)量的減少量逐漸變大，從50 h的0.34%到250 h的0.90%，說明在反應(yīng)過程中，長石被溶蝕的質(zhì)量大于次生礦物生成的質(zhì)量.

(a)未反應(yīng),×5 000 (b)反應(yīng)150 h,CO2,×8 500

(c)反應(yīng)250 h,CO2,4 500 (d)反應(yīng)350 h,CO2,×5 500圖5 長石溶蝕SEM對比圖

一般地，長石的溶蝕過程是：CO2溶解于水中形成弱碳酸，弱碳酸水解形成H+，H+與長石礦物表面堿性陽離子(如Ca2+、Na+、K+)發(fā)生離子交換，長石礦物的陰離子在水解作用下形成偏鋁酸，進而形成富Si絡(luò)合物，脫離巖石表面進入溶液.

KAlSi3O8+4H++4H2O=Al3++3H4SiO4+K+

反應(yīng)后溶液均較清澈，冷卻放置半小時后溶液底部有沉淀產(chǎn)生.取出后，隨著溫度和壓力的降低，新礦物重新結(jié)晶出現(xiàn).反應(yīng)后溶液中出現(xiàn)少量K+和極少量的Mg2+、Al3+.K+濃度隨反應(yīng)時間的增加而逐漸增加，且增大速率隨反應(yīng)時間的增加緩慢變低，到反應(yīng)300 h時，K+濃度為98.603 mg/L，Mg2+濃度相對較低，最高不超過6 mg/L；Al3+濃度很小，為1 mg/L左右.

2.4 CO2與巖石礦物相互作用

通過天然巖心X-衍射成分分析，巖石中主要黏土礦物為伊利石、綠泥石，其次是高嶺石，未反應(yīng)的巖石表面十分致密平坦，無任何次生附著物.隨著反應(yīng)的進行，地層水中大量的鹽類結(jié)晶顆粒附著于巖石表面上，對反應(yīng)起到阻礙作用.圖6(a)中,反應(yīng)6天左右可以看到NaCl晶體呈平行六面體的典型晶形附著于巖石表面.其余并未發(fā)現(xiàn)明顯的次生礦物形成.反應(yīng)12天左右可以看到長石的明顯晶形出現(xiàn),見圖6(b)中.說明此過程中主要以長石發(fā)育為主.反應(yīng)12天左右可以看到NaCl晶體融化，晶形不明顯，且可以觀察到次生的黏土礦物.經(jīng)EDS測試初步測定為綠泥石.從圖6(c)可觀察到，反應(yīng)18天巖石溶蝕過程更為顯著，與XRD結(jié)果吻合.反應(yīng)達到24天和30天時，主要呈現(xiàn)次生礦物集中生長的特征，反應(yīng)進行到30天時現(xiàn)象極為明顯，見圖6(d),次生礦物多為長石類，大量的次生石英，少量的黏土類礦物.由以上結(jié)果可以看出，礦物部分石英總體規(guī)律呈現(xiàn)先溶蝕少量，而后大量生成的特征.

(a)反應(yīng)6 d (b)反應(yīng)12 d

(c)反應(yīng)18 d (d)反應(yīng)30 d 圖6 砂巖塊體溶蝕SEM圖

綜合以上分析可知，方解石在整個溶蝕過程中，質(zhì)量一直在減小，溶蝕作用導(dǎo)致儲層滲透性在變好；而長石發(fā)生溶蝕作用初期表面形成大量溶蝕坑洞，但同時有次生礦物片狀綠泥石的生成，附著在長石表面，并在表面逐漸生成大量層疊狀的粘土礦物，但溶蝕的量大于次生礦物的量，總體滲透性變好；而粘土礦物與碳酸水接觸后在其表面先是生成晶形附著物，而后生成長石，之后反應(yīng)生成綠泥石，整個溶蝕過程次生礦物多為長石類，大量的次生石英，少量的黏土類礦物，該過程中生產(chǎn)物質(zhì)的量大于溶蝕的粘土礦物的量，滲透率一直在降低.通過以上分析可知，注氣初期滲透性變差主要是粘土中的酸敏顆粒物質(zhì)脫落及其引起其他顆粒物質(zhì)脫落運移堵塞造成的，而后滲透性變好是方解石和長石的溶蝕發(fā)揮了主要作用，是滲透率增加主要貢獻者，部分高含陽離子的溶蝕液被排出，因此，后期總體滲透性變好，方解石和長石的溶蝕使得巖石孔隙度變大，儲層在溶蝕作用下得到改善.

3 水井與油井轉(zhuǎn)注氣近井吸氣能力差異分析

中原油田油水井基本都經(jīng)過了人工壓裂，裂縫的存在提高了導(dǎo)流能力，但是由于儲層滲透率較低，地層壓力較高，注水壓力達到40 MPa，注水依然非常困難，為此采用了CO2驅(qū)，考慮到經(jīng)濟性，盡量利用現(xiàn)有井網(wǎng)中的油水井轉(zhuǎn)注氣.CO2注入過程中，由于CO2處于超臨界狀態(tài)，注入壓力與注水相比都有所降低，轉(zhuǎn)注初期階段水井轉(zhuǎn)注氣的注入壓力為30.3 MPa，油井轉(zhuǎn)注氣的注入壓力為16.2 MPa，前者比后者注入壓力高了將近一倍，但注氣量卻比后者低了30%，可見，前者的吸氣能力要遠低于后者.

油水井轉(zhuǎn)注CO2注氣的過程，首先是氣體溶于水，形成弱碳酸水，進一步驅(qū)替地層流體，為此按照滲流方向由近及遠沿水平向?qū)臃譃槿齻€地帶：氣相帶、碳酸水帶、油水帶.整個氣驅(qū)的過程就是氣相帶推動碳酸水帶驅(qū)動油水帶向采出井移動的過程，問題的關(guān)鍵是液相區(qū)液體能否順利流動，只要裂縫中的液相帶能夠順利流動，后續(xù)氣相帶注入與滲流就會非常容易.因此，分析認(rèn)為主要存在三方面因素導(dǎo)致水井轉(zhuǎn)注氣近井吸氣能力遠低于油井轉(zhuǎn)注氣近井吸氣能力：

(1)裂縫內(nèi)表面潤濕性差異.對于油水井來說，油井中的流體是從遠處徑向流向井筒集中，而水井的注入流體是徑向向遠處擴散，離井越遠，裂縫的寬度相對變窄，就會引起油井和水井近井相同滲流距離上流體滲流速度的差異[20]，這就使得裂縫內(nèi)表面受到的剪切力也存在差異，即油井周圍的裂縫內(nèi)表面形成的油膜面積要遠比水井近井裂縫中的油膜面積大，油膜阻隔了巖石與水相的接觸，使得有油膜的區(qū)域疏水，也就相當(dāng)于改變了裂縫內(nèi)表面的整體的潤濕性程度，使得油井近井水相滲流附加阻力降低，更利于水相流動；而水井近井裂縫中沖刷剪切作用較強，裂縫內(nèi)表面油膜很少甚至沒有，親水巖石的水相滲流阻力就相對較大，因此水井轉(zhuǎn)注氣就比油井轉(zhuǎn)注氣注入阻力要大很多.

(2)裂縫內(nèi)表面溶蝕作用面不同.水井近井裂縫內(nèi)表面由于油膜較少甚至沒有，形成的碳酸水可以與巖石內(nèi)表面充分接觸，大量的酸敏物質(zhì)顆粒短期內(nèi)很快脫落，粘土物質(zhì)脫落后進一步引起較大的礦物顆粒迅速失穩(wěn)脫落，這些脫落顆粒隨液體向遠處滲流，顆粒較小的流動較快首先堵塞微細孔道，而后顆粒較大的達到裂縫末端半徑較大的孔道中，堵塞較大的孔道，因此形成的是復(fù)雜的多級別孔道堵塞，這種堵塞通常作用時間較長，短期內(nèi)很難解堵；而油井近井裂縫內(nèi)表面油膜的存在阻隔了碳酸水與巖石的接觸，導(dǎo)致碳酸水與巖石發(fā)生的溶蝕作用相對較弱，只有裸露的地方能夠發(fā)生溶蝕作用，因此發(fā)生的是不完全溶蝕作用，隨著注氣的進行，油井近井液體沖刷作用增強，導(dǎo)致部分油膜脫落，裸露面積會逐漸增加，但由于油膜的存在阻隔了碳酸水與巖石的接觸，延緩了溶蝕過程，即相當(dāng)于將水井近井裂縫內(nèi)溶蝕的過程拉長了，同時顆粒在流動過程中溶蝕變小，達到裂縫末端只能堵塞微細孔道，而前面研究已經(jīng)表明微細孔道對滲透率幾乎是沒有貢獻的，因此就導(dǎo)致水井轉(zhuǎn)注的注入難度比油井轉(zhuǎn)注難度大，轉(zhuǎn)注壓力高.

(3)近井裂縫基質(zhì)雙重介質(zhì)中液體滲流流通通道的差異.與水井轉(zhuǎn)注相比，油井轉(zhuǎn)注的過程是油井近井液體返排的過程，流通通道已經(jīng)建立，壓力傳播快，壓力損耗小，這是引起油井轉(zhuǎn)注吸氣能力高于水井轉(zhuǎn)注吸氣能力的一個重要原因.

以上三方面因素是在近井帶同時發(fā)生的，一方面，由于近井裂縫內(nèi)表面油膜的存在，導(dǎo)致巖石表面潤濕性與不含油膜的相比存在差異性，油膜的存在阻隔了與碳酸水的接觸，從而使得發(fā)生的溶蝕堵塞與不存在油膜的情況存在較大差異；另一方面就是流通通道的差異，這些因素的綜合作用導(dǎo)致油井轉(zhuǎn)注氣近井吸氣能力高于水井轉(zhuǎn)注氣的吸氣能力.搞清了油水井轉(zhuǎn)注吸氣能力差異的機理，為進一步研究提高吸氣能力措施提供基礎(chǔ)依據(jù)和技術(shù)支撐.

注水后注氣開發(fā)，使在儲層中以注入井為中心形成了三地帶，由于溶蝕作用導(dǎo)致從注入井到生產(chǎn)井之間的壓力分布不同于常規(guī)注天然氣、氮氣等的開發(fā)，近井附近(氣相帶)高速非達西流，沖刷作用明顯，碳酸水與巖石接觸時間短，碳酸水作用使得接觸初期滲透率降低，滲流阻力增加，壓力消耗變大，壓降增加，壓降曲線更陡峭，離注入井稍遠的碳酸水帶，流速變慢，碳酸水與巖石作用時間長，使儲層滲透率變大，壓降降低，壓力變化曲線變得平緩，在油水帶，同樣是高速非達西流，巖石與碳酸水作用時間變短，因此壓降曲線變的陡峭.由于通常注采井距較大，因此滲透率增加的區(qū)域較為寬闊，注入井和采出井近井的范圍相對較小，因此，整體來說，壓力主要消耗在注入井附近和采出井周圍，中間地段滲透率得到改善，壓降幅度較小，總體滲透率是增加的，為此，采用CO2驅(qū)開發(fā)，可以適當(dāng)提高生產(chǎn)井的壓力，降低注采生產(chǎn)壓差，節(jié)約成本.

4 結(jié)論

通過本文研究，為利用CO2進一步提高油氣采收率提供了重要參考，為更好地實施CCUS項目提供技術(shù)支撐，主要得到以下認(rèn)識：

(1)目標(biāo)儲層礦物種類以石英、鐵白云石、斜長石和方解石為主，粘土礦物主要有伊利石、綠泥石等，平均喉道半徑1.2μm，儲層物性中等；

(2)注氣初期滲透性變化是酸敏顆粒物質(zhì)脫落以及由其引起的其他顆粒物質(zhì)脫落運移堵塞造成的，注氣后期以方解石和長石的溶蝕作用為主，高含陽離子的溶蝕液被排出，溶蝕使得巖石孔隙度變大，儲層得以改善；

(3)溶蝕對油水井轉(zhuǎn)注氣吸氣能力差異起主導(dǎo)作用，同時近井裂縫內(nèi)表面潤濕性差異以及流通通道差異的影響也是引起油井吸氣能力偏高的重要因素.