前置蓄能壓裂中的CO2在瑪湖凹陷礫巖油藏中的作用

易勇剛，黃科翔，李杰，牟善波，于會永，牟建業(yè)，張士誠

（1.中國石油 新疆油田分公司 工程技術(shù)研究院，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京 102249；3.新疆正通石油天然氣股份有限公司，新疆 克拉瑪依 834000）

20世紀(jì)50年代，美國二疊盆地開始進(jìn)行注入CO2混相原油的現(xiàn)場試驗，將原油燃燒的副產(chǎn)物CO2注入儲集層中，以提高油井采收率[1-3]。CO2進(jìn)入地下后，會在高溫高壓條件下形成超臨界狀態(tài)，其密度近似液體，黏度近似氣體[4]。CO2與地層水作用后形成弱酸性溶液，可以有效與油氣藏作用。

瑪湖凹陷礫巖油藏儲集層致密，水驅(qū)后油井見水快，衰竭開采遞減快[5]。前人的研究成果表明，CO2驅(qū)替可提高原油的采收率[6-7]，其研究內(nèi)容大致分為4 個方面：①對CO2驅(qū)油過程中巖石溶蝕作用的研究，主要采用X 射線衍射和掃描電鏡，測量CO2驅(qū)替前后巖石礦物表面形態(tài)和含量變化，認(rèn)為純CO2與儲集層礦物僅發(fā)生物理作用，CO2水溶液與儲集層礦物發(fā)生物理化學(xué)作用，對礦物進(jìn)行溶蝕[8-10]；②對CO2混相條件和CO2對孔隙中置換原油作用的研究，認(rèn)為置換壓力達(dá)到最小混相壓力后，可取得較好的置換效果[11-12]；③對CO2改變巖石力學(xué)性質(zhì)及壓裂形成裂縫機(jī)理的研究，主要研究壓裂過程中裂縫延伸情況和裂縫形態(tài)，認(rèn)為在地層溫壓條件下，CO2可以降低裂縫起裂壓力，增加裂縫的復(fù)雜性[13-15]；④通過研究孔隙度和滲透率的變化，確定隨CO2注入，巖石孔隙度和滲透率呈指數(shù)型增長[16]，但因CO2溶蝕作用形成碳酸鹽沉淀，有可能導(dǎo)致儲集層孔隙度和滲透率降低[17]。

本文針對瑪湖凹陷礫巖油藏CO2前置蓄能壓裂開展一系列實驗。在地層溫壓條件下，通過原油CO2置換儀測試純CO2、CO2水溶液和地層水置換原油的效率；測試CO2水溶液與儲集層巖石作用效果[18-20]，分析作用前后礦物成分變化、表面微觀溶蝕情況和孔滲變化，研究CO2水溶液與儲集層巖石間的相互作用規(guī)律，旨在對研究區(qū)油藏的開發(fā)有所裨益。

1 實驗設(shè)計

本文實驗在參考GB/T 29172—2012《巖心分析方法》和SY/T 5163—2018《沉積巖中黏土礦物和常見非黏土礦物X 射線衍射分析方法》的基礎(chǔ)上，將CO2作用和巖石測試整合，形成完整的CO2與原油和巖心作用的實驗。

1.1 材料和儀器

實驗巖心取自瑪131區(qū)塊瑪132井（3 545～3 561 m）和瑪136 井（3 297～3 324 m）百口泉組二段、瑪139 井（3 261～3 277 m）百口泉組三段的主力產(chǎn)油層礫巖，被加工成直徑為38 mm的圓柱。

原油取自瑪湖凹陷百口泉組二段，低黏黑油，地層條件下（32.50 MPa，75 ℃）黏度為0.522 mPa·s，脫氣原油黏度為0.650 mPa·s，原油混相壓力為26.73 MPa，低于原始地層壓力。

地層水為油井產(chǎn)出水，CaCl2型，主要離子為K+和Na+（4 239 mg/L）、Ca2+（1 474 mg/L）、Cl-（7 312 mg/L）和HCO3-（1 076 mg/L）。

CO2（純度99.9%）和N2（純度99.8%），北京華通精科氣體化工有限公司；四氯化碳（純度99.5%）和乙醇（純度99.8%），上海麥克林生化科技有限公司。

原油CO2置換儀由CO2氣瓶、恒速泵（最大流速300 mL/min，海安華達(dá)石油儀器有限公司）、中間容器（耐壓80.00 MPa）、高壓反應(yīng)釜（耐壓50.00 MPa，耐酸哈氏合金）、巖心夾持器、溫控烘箱、壓力表、溫度表和閥門組成（圖1）。

1.2 置換原油實驗步驟

（1）巖心洗油 使用四氯化碳和乙醇，以壓力0.20 MPa 和溫度80 ℃洗油5 d，觀察巖心籃中的有機(jī)溶劑是否澄清，如不澄清則繼續(xù)洗油，直到有機(jī)溶劑變澄清。

（2）飽和老化原油[21-23]將洗油后的巖心烘干，稱巖心質(zhì)量。通過高壓驅(qū)替裝置先對巖心飽和水至束縛水飽和，然后將巖心放入裝滿原油的驅(qū)替裝置中進(jìn)行飽和油，在地層條件下（32.50 MPa，75 ℃）老化15 d，稱飽和油后巖心的質(zhì)量。

（3）地層溫度模擬 關(guān)閉置換儀所有閥門，將飽和油的巖心放置于巖心夾持器中。在反應(yīng)釜中加入地層水后，將恒溫烘箱溫度調(diào)節(jié)至地層溫度75 ℃。

（4）原油CO2置換 打開CO2氣瓶與中間容器間閥門，將CO2充入中間容器。關(guān)閉CO2氣瓶與中間容器間閥門。打開恒速泵，將中間容器中的CO2加壓后泵入反應(yīng)釜，觀察反應(yīng)釜中的壓力變化，當(dāng)壓力達(dá)到地層壓力32.50 MPa 時，關(guān)閉恒速泵。在地層溫度和壓力條件下，將巖心置于反應(yīng)釜中浸泡不同時長。浸泡完成后，采取逐級泄壓的方式釋放反應(yīng)釜中的CO2，防止壓力快速下降影響置換率。

（5）確定置換率 將置換原油后的巖心取出烘干，稱巖心質(zhì)量，飽和原油后的樣品質(zhì)量分別減去置換后的樣品質(zhì)量和洗油后的樣品質(zhì)量，2 個差值之商即置換原油率。

（6）原油純CO2置換實驗 除反應(yīng)釜中不加入地層水，其余步驟與上述相同。

（7）原油純水置換實驗 CO2氣瓶替換為N2氣瓶，其余步驟與原油CO2水溶液置換實驗相同。

1.3 CO2水溶液與巖心作用實驗步驟

（1）測試巖心滲透率、孔隙度、礦物成分及含量。

（2）巖心用CO2水溶液浸泡，將巖心或巖片放入置換儀中，與置換原油實驗中的步驟（3）和步驟（4）相同。

（3）將浸泡后的巖心取出，再次測量巖心的滲透率、孔隙度和礦物成分，并通過電鏡掃描巖心表面形態(tài)變化。

2 置換原油規(guī)律

分別用CO2水溶液、純CO2和水對原油進(jìn)行置換，浸泡7 d 后，水的置換原油率為8.91%，純CO2的置換原油率為10.33%，CO2水溶液的置換原油率較高，達(dá)到53.58%（表1）。水的置換原油率最低，由于巖心致密，水難以進(jìn)入巖心內(nèi)部，只能通過滲吸作用置換巖心表面原油。純CO2的置換原油率較低，雖然CO2黏度比水小，但巖心致密，純CO2難進(jìn)入巖心內(nèi)部置換原油。實驗壓力為32.50 MPa，高于瑪湖凹陷礫巖油藏原油與CO2混相壓力（26.73 MPa），原油與CO2能實現(xiàn)混相，純CO2呈超臨界狀態(tài)，僅與巖心發(fā)生物理作用，通過混相將原油置換出來。

CO2水溶液的置換原油率遠(yuǎn)高于其他2 種流體，這與CO2水溶液和巖心的化學(xué)作用有關(guān)。高溫高壓條件下，CO2與水形成的碳酸溶液酸性較強(qiáng)，巖心中碳酸鹽礦物含量較高，高溫條件下碳酸鹽巖溶蝕作用明顯。溶蝕增大孔隙度和滲透率，促進(jìn)CO2水溶液更快進(jìn)入巖心內(nèi)部，邊侵入邊溶蝕，侵入與溶蝕相互促進(jìn)，加劇CO2水溶液進(jìn)入巖心內(nèi)部。水通過滲吸作用置換原油，CO2通過降低表面張力，與原油混相置換原油。CO2水溶液置換原油為化學(xué)作用（溶蝕礦物、增加孔滲）與物理作用（滲吸、混相、降低表面張力）相互促進(jìn)的結(jié)果。有的巖心碳酸鹽巖連續(xù)分布，有的巖心有鈣質(zhì)膠結(jié)微裂隙，被CO2水溶液溶蝕形成高滲通道，極大促進(jìn)CO2水溶液進(jìn)入巖心內(nèi)部置換原油。CO2水溶液的置換原油實驗中，溶蝕作用使巖心質(zhì)量減小，導(dǎo)致一部分溶蝕的巖石被計算為置換出的原油。洗油后的干巖心在CO2水溶液條件下浸泡7 d 后，由于溶蝕，巖心質(zhì)量平均減小0.52%，修正后，CO2水溶液7 d置換原油率為40.96%。

水和純CO2前3 d 內(nèi)置換原油率增長明顯，而后增長緩慢。說明前3 d 水和純CO2進(jìn)入巖心較明顯，而后進(jìn)入巖心較慢，置換作用減弱。CO2水溶液置換原油率5 d內(nèi)增長明顯，而后增長緩慢，說明在高溫條件下，CO2水溶液的溶蝕作用主要發(fā)生在前5 d?，敽枷莸[巖油藏前置蓄能壓裂施工后，會燜井一段時間，在燜井期間CO2水溶液起到了較好的置換和溶蝕作用。

3 CO2水溶液對礦物的溶蝕

3.1 礦物成分溶蝕

表2 和表3 為CO2水溶液浸泡前后礦物成分變化結(jié)果，純CO2對儲集層礦物的影響非常小。理論上純CO2不具有酸性，對礦物不溶蝕，實驗結(jié)果也驗證了。CO2水溶液溶蝕測試了5 d 和7 d，測試形狀為巖片（M1和M2）和巖心（M3）。

表2 不同條件下巖石浸泡前后礦物含量變化%Table 2.Changes in mineral contents before and after soaking rock under different conditions %

表3 不同條件下巖石浸泡前后黏土礦物相對含量變化%Table 3.Changes in the relative contents of clay minerals before and after soaking rock under different conditions %

雖然巖片與巖心形狀有差異，但在高溫高壓實驗條件下，CO2水溶液能進(jìn)入巖石內(nèi)部溶蝕，樣品形狀對溶蝕量影響并不明顯。巖片M1 方解石溶蝕約10%，白云石溶蝕約1%；巖片M2 不含方解石，白云石溶蝕約7%；巖心M3方解石溶蝕約7%，白云石溶蝕約6%，說明方解石溶蝕快于白云石，但溫度較高，白云石溶蝕速度也較快。

全巖分析結(jié)果表明：①經(jīng)過CO2水溶液浸泡后，方解石和白云石的比例降低，其他礦物含量相對增加；②CO2水溶液優(yōu)先溶蝕方解石，其他是白云石，對碳酸鹽巖溶蝕量達(dá)13%，溶蝕對孔滲增加貢獻(xiàn)明顯，可促進(jìn)后續(xù)CO2水溶液進(jìn)入巖心內(nèi)部；③CO2水溶液對綠泥石溶蝕明顯，對伊利石稍有溶蝕，對高嶺石和伊蒙混層無溶蝕。

3.2 巖石表面微觀形態(tài)變化

在地層溫壓條件下，浸泡時間對巖石表面溶蝕影響明顯。浸泡3 d 后，表面的部分碳酸鹽巖礦物被溶蝕，導(dǎo)致表面不平，表面開始產(chǎn)生裂紋，裂紋的開度較小，且深度較淺（圖2a）；浸泡5 d，溶蝕明顯，微裂紋變成更長、更深的裂紋（圖2b）；浸泡7 d，溶蝕由表面轉(zhuǎn)入巖片內(nèi)部（圖2c）；浸泡14 d，巖片表面已被充分溶蝕，形成通往巖心內(nèi)部的微觀孔洞（圖2d）。通過電鏡掃描，樣品表面未發(fā)現(xiàn)沉淀物，說明CO2在酸性環(huán)境下不會生成碳酸鈣沉淀。

4 CO2水溶液對儲集層孔滲的影響

瑪湖凹陷礫巖油藏儲集層3 口井巖心樣品經(jīng)過CO2水溶液浸泡7 d 后，孔隙度平均增加27%，滲透率平均增加110%，各巖心孔滲增加有所差異，主要是碳酸鹽巖含量不同造成。

使用1 口井的巖心樣品浸泡14 d（圖3），孔隙度、滲透率隨浸泡時間增加并不是嚴(yán)格單調(diào)變化，這是由于每組實驗分別用不同巖心進(jìn)行，巖心之間物性差異所造成，主要是由于碳酸鹽礦物含量不同。浸泡時間較長，測試次數(shù)較多，難以采用同一塊巖心樣品進(jìn)行實驗。總體而言，孔滲隨浸泡時間增加而增加，且前期上升較快，而后逐漸變緩，7 d 左右為拐點，7 d 后增長較慢。說明在地層溫壓條件下，大部分碳酸鹽巖溶蝕在前幾天完成。浸泡10 d的巖心孔隙度增加32%，滲透率增加147%。

CO2水溶液浸泡后孔滲增加，也證明巖心內(nèi)部未形成沉淀。經(jīng)過CO2水溶液浸泡后，巖石會與其產(chǎn)生物理化學(xué)作用。一方面，CO2與水形成的碳酸溶液對碳酸鹽巖具有溶蝕作用，形成碳酸氫根離子，有利于提高滲透率和孔隙度；另一方面，反應(yīng)釋放微粒，可能產(chǎn)生沉淀（碳酸氫鈣生成碳酸鈣），則堵塞孔喉而降低滲透率。浸泡后巖心孔隙度、滲透率一致增加，說明有CO2的酸性環(huán)境下碳酸氫鈣不會生成碳酸鈣沉淀，釋放的微粒影響較小。

5 結(jié)論

（1）CO2水溶液對瑪湖凹陷主力產(chǎn)油層巖心中的碳酸鹽巖溶蝕作用較強(qiáng)，其置換原油為物理（混相、滲析）和化學(xué)（溶蝕礦物）共同作用的結(jié)果，置換能力高于純CO2和水，累計7 d置換原油率達(dá)40.96%。

（2）在地層條件下，CO2水溶液優(yōu)先溶蝕方解石，其次是白云石，對綠泥石有一定溶蝕作用，通過礦物溶蝕，可提高儲集層的物性；在實驗中，CO2水溶液對碳酸鹽巖溶蝕主要發(fā)生在前5 d。

（3）巖心經(jīng)過CO2水溶液浸泡之后，孔滲均有較大幅度的提升，浸泡7 d 后滲透率平均增加110%，孔隙度平均增加27%。