CO2驱微观可视化技术在超低渗储层中的应用可行性研究:以鄂尔多斯盆地为例

CO2驱微观可视化技术在超低渗储层中的应用可行性研究：
以鄂尔多斯盆地为例
李明;朱玉双;李文宏;袁国伟;杜朝锋
【摘要】CO2驱油是提高特低渗、超低渗油藏驱油效率的重要途径,但目前由于匮乏CO2驱油微观可视化实验技术,制约了CO2驱油微观机理研究及驱油效果评价.本研究提出特低、超低渗油藏高温高压下CO2驱油微观可视化实验技术,为该类油藏CO2驱油机理研究提供良好的研究手段.以鄂尔多斯盆地超低渗储层为例,利用首次研制成功的高温、高压、防暴真实砂岩模型,成功进行了CO2驱油微观可视化实验研究,首次镜下观察不同相态CO2在超低渗储层复杂孔喉中驱替原油的动态现象,重新认识超低渗油藏注CO2驱油时不同孔喉结构中CO2赋存状态和渗流规律.结果表明,储层微观孔喉结构,尤其是孔喉大小分布的均匀程度,对CO2驱油效率的重要影响超出预期,直接决定着CO2能否进入储层以及其后的渗流路径.CO2驱油微观可视化实验技术可有效进行CO2驱油微观机理研究及驱油效果评价研究,并为后期进行油藏矿场试验提供指导意见.
【期刊名称】《现代地质》
【年(卷),期】2019(033)004
【总页数】8页(P911-918)
【关键词】超低渗储层;CO2驱油;微观可视化技术;孔喉结构;驱油效率
【作者】李明;朱玉双;李文宏;袁国伟;杜朝锋
【作者单位】大陆动力学国家重点实验室,二氧化碳捕集与封存技术国家地方联合
工程研究中心,西北大学地质学系,陕西西安710069;大陆动力学国家重点实验室,二氧化碳捕集与封存技术国家地方联合工程研究中心,西北大学地质学系,陕西西安710069;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710018;中国石油长
庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710018;中国石油长庆油田分公司勘探开
发研究院,陕西西安710018
【正文语种】中文
【中图分类】TE348
0 引言
鄂尔多斯盆地作为我国第二大沉积盆地，油气资源丰富，但勘探开发对象为典型的“低渗、低压、低产”油气藏。

延长组作为该盆地主力含油层系，特低渗、超低渗储层发育，储层特征差异性明显。

特低渗、超低渗油藏自然能量不足，自然产能低，需进行注水开发。

但在注水开发过程中，通常由于储层孔喉半径细小、流体渗流阻力大、“非达西渗流”特征明显、注水启动压力梯度高、储层吸水能力差等原因，导致需要进行油藏改造才能维持正常生产，但水驱采收率仍然很低。

如何经济高效开发特低渗、超低渗油藏是当前世界油田开发中的一个难题[1-6]。

CO2驱提高采收率已受到国内外的广泛关注，CO2驱油认为是解决超低渗油藏水驱采收率低的重要途径。

美国在利用CO2提高原油采收率方面走在了世界的前列，国内在大庆油田、吉林油田和江苏油田等部分区块已进行了CO2矿场驱油，效果明显[7-13]。

目前对于CO2微观驱油机理的研究，主要包括平板玻璃光刻蚀模型
和石英砂粘接模型，两种模型在一定程度上为认识CO2在驱油过程中的渗流规律做出了贡献[14-16]。

在研究超低渗油藏CO2微观驱油机理时，由于超低渗储层
的孔喉结构十分复杂，平板玻璃光刻蚀模型和石英砂粘接模型已不能满足研究需求，进而无法准确认识CO2在驱油过程中的赋存状态和渗流规律。

CO2驱油微观可视化实验技术的匮乏，无疑制约了CO2驱在超低渗油藏中的应用。

本研究成功实现了CO2驱油微观可视化实验技术，填补了该领域空白。

研究中以鄂尔多斯盆地超低渗油藏为例，利用首次研制成功的高温、高压、防暴真实砂岩模型，成功进行了超低渗油藏CO2驱油微观可视化实验研究，对于指导后期矿场试验、扩大CO2驱油应用规模等具有重要意义。

1 实验介绍
1.1 实验样品与实验条件
本次研究以鄂尔多斯盆地超低渗油藏为例，将鄂尔多斯盆地姬塬油田黄3区块长8储层岩心制作成CO2驱油微观模型，此次所选岩心均为细粒长石岩屑砂岩，岩心基本参数见表1。

为了直观表征所选样品孔喉结构特征，对样品进行高压压汞实验，得其测试结果(表1)，并绘制孔喉大小分布图(图1)。

将每块岩心制作两个实验模
型(平行模型)，一块用于CO2驱油，另一块用于水驱油实验，以更好对比CO2驱在超低渗油藏中的优势。

实验温度控制在65 ℃左右，流体最高驱替压力达16.0 MPa。

实验用水为研究区长8模拟地层水，矿化度为15.3 g/L；将研究层地面脱
气原油配置成模拟原油，黑色，黏度(65 ℃)为1.45 mPa·s；CO2纯度为99.98%。

实验中为了更好地观察油、气和水在孔喉中的分布情况，将少量甲基蓝加入模拟地层水中，使地层水呈蓝色，便于观察。

实验设备如简易示意图(图2)所示，由可视化样品室、压力系统、显微镜和图像处
理系统等组成。

可视化高温高压样品室用于盛放实验模型，具有加热至指定温度并能承受高温、高压的特性，实验中可以通过观察窗进行实验现象观察；驱替泵、环压泵是系统的加压装置，分别对样品加载驱替压力和环压；显微镜和计算机可以用来记录实验的过程，并对捕获的图像和视频进行相应处理。

表1 岩心样品高压压汞测试结果统计Table 1 Results of mercury injection test for core samples样品编号井号孔隙度/%气测渗透率/10-3μm2中值半径/μm 中值压力/MPa排驱压力/MPa分选系数均值歪度最大SHg/%退汞效率/%Y1Y34-8711.90.3560.2133.4520.7832.15311.3880.51987.1243.38Y2Y26-
947.00.0640.03024.7401.8521.81313.509-0.18890.9739.28Y3Y29-10012.00.3060.0858.6850.5052.23411.9810.12386.3539.25Y4Y34-
8710.00.1980.1027.2040.5051.83012.2960.30292.1631.66H1H17711.10.493 0.2942.4990.4001.87711.1630.57491.6325.55H2H2079.20.1510.1146.4341.5 091.69912.6860.58991.0518.44
图1 高压压汞孔喉分布曲线Fig.1 Pore throat distribution curves of pressure-controlled mercury intrusion
图2 微观可视化驱替实验装置示意图Fig.2 Schematic diagram of the micro-visualization displacement experimental device
1.2 实验模型
过去20多年研究使用较多的真实砂岩模型为西北大学曲志浩教授等人的“真实砂岩模型制作技术”专利成果，该模型尺寸通常为2.5 cm×2.5 cm×0.065 cm(长×宽×厚)，模型由取自研究区的岩心制作而成，其保留了真实的孔喉结构，同时也保留了原始颗粒之间分布的胶结物和杂基，使实验模型真实性大大增强，进而也提高了实验结果的可信度。

该模型为研究储层流体渗流特征做出卓越的贡献，但该模型仅能用于常压下实验，可承受最高温度为85 ℃，最大承压为0.2 MPa，无法进行高压条件的各类渗流实验，且该模型长度较短，不利于观察CO2驱油过程中的相态变化[17-19]。

本研究在前人基础上对模型进行了大幅度的改进，增加了模型的抗高温(承受温度最高达150 ℃)、抗高压、防暴功能，最大承压为20.0 MPa，同时加长了模型的
尺寸，由原来的2.5 cm×2.5 cm×0.065 cm(长×宽×厚)变为目前的2.5 cm×6.5 cm×0.065 cm(长×宽×厚)，可专门用于CO2驱油可视化实验，便于观察CO2驱油过程中的相态变化。

实验模型示意图如图3所示。

图3 高温、高压、防暴CO2驱油真实砂岩微观模型示意图Fig.3 Schematic diagram of high temperature, high pressure, anti-riot real sandstone micro-model for CO2-flooding
1.3 实验流程
真实砂岩CO2驱油微观实验具体的实验流程如下。

(1)模型制备。

将抽提烘干的岩心切片磨平，制作真实砂岩微观模型。

(2)抽真空饱和地层水。

此过程为模拟油气进入储层之前的状态。

将真实砂岩微观模型放入高温高压岩心室中，并与真空泵相连，进行抽真空处理。

随后加压饱和地层水，同时开始加围压，并打开加热开关，使模型中的流体温度上升至设定温度。

(3)饱和油。

该过程为模拟油气进入储层的过程。

充分饱和地层水后，向模型中加压注入原油，进行油排驱水，待孔隙空间含油饱和度达到研究区油层该物性下的平均饱和度时，停止加压，结束油排水的过程，利用图像处理软件统计原始含油饱和度。

(4)CO2驱油(或水驱油)。

对饱和油结束的真实砂岩模型直接进行CO2驱油(或直接进行水驱)，不断加压，观察不同相态的二氧化碳(注入水)在驱替过程中的赋存状态和渗流特征。

(5)卸压。

维持最高驱替压力一定时间后，开始逐渐减小驱替压力，继续观察分析二氧化碳的渗流路径，利用图像处理软件统计最终驱油效率。

2 实验结果及讨论
2.1 实验结果
此处以H1模型为例，对CO2在驱替原油过程中所发生的一系列动态现象进行讨
论分析。

微观模型在实验不同阶段的局部视域图见图4。

2.1.1 微观模型
CO2驱油中相态的变化模型。

充分饱和油后，利用图像处理软件统计其原始含油
饱和度约为58%(图4(b))。

随后，开始进行CO2驱油。

CO2气体首先在模型左
引槽聚集并开始缓慢进入岩片孔隙空间，当压力达到1.7 MPa时，气体快速进入
岩片。

当驱替压力达到5.1 MPa，岩片孔隙空间分布着大量二氧化碳气泡(图4(c))。

继续增压，发现孔喉中的二氧化碳气泡体积开始变小(图4(d))，这主要是由于在加压中，(1)CO2气泡被压缩；(2)CO2气体与原油和地层水开始进行物理—化学反应。

图4 实验模型在实验不同阶段中的局部视域图(驱替方向从左向右)Fig.4 Diagram showing a partial view of the model in the different experimental stages (displacement from left to right)(a)H1模型饱和地层水结束局部视域图；(b)H1模型饱和油结束局部视域图；(c)H1模型气驱局部视域图(P=5.1 MPa)；(d)H1模型气驱局部视域图(P=7.8 MPa)；(e)H1模型气驱局部视域图(P=14.9 MPa)；(f)H1模型气驱结束卸压后局部视域图(P=6.6 MPa)；(g)H1模型气驱结束卸压局
部视域图(P=6.0 MPa)；(h)H1模型气驱结束卸压局部视域图(P=5.5 MPa)；(i)H2模型气驱结束后卸压局部视域图(P=6.5 MPa)
当压力上升到7.5 MPa左右时，明显发现孔喉中分布的二氧化碳气泡体积减小甚
至消失。

继续增大压力，模型内流体之间相互作用的现象变得不明显(图4(e))。

分析认为，由于二氧化碳具有特殊的物理性质，当温度和压力超过临界点(31.7 ℃，7.38 MPa)后，开始向超临界状态转化。

超临界二氧化碳是一种高密度气体，即密度高于通常气体，接近液体，黏度和扩散系数却接近气体，其在孔喉中渗流时现象不明显，这也是其具有高驱油效率的主要原因[20-25]。

当驱替压力增加到15.1 MPa时，停止加压，并保持在该压力下驱替一段时间。

随后，开始逐步减小驱替压力，直至压力降至8.0 MPa左右时，发现开始有少量CO2从原油和地层水中析出，随着压力降低其量越来越多。

在降压过程中，CO2
气体大量膨胀进一步使得孔喉中的原油被驱替出来，这也是CO2驱具有高驱油效率的主要因素之一。

当驱替压力降为4.0 MPa时，结束实验(图4(f)—(h))。

2.1.2 CO2驱油中渗流特征
当驱替压力超过临界点压力后，CO2、原油和地层水三者之间的渗流现象不明显。

研究认为，超临界二氧化碳能够均匀驱替孔喉中的原油，因此，在降压后，如果某些孔喉中的原油大部分被驱替或者孔喉中均匀遍布二氧化碳气体，则这些孔喉应该是超临界二氧化碳渗流的路径(图4(g)和(h))。

通过对实验现象的观察分析，认为
该方法用来判断超临界二氧化碳的渗流路径是准确可行的。

(1)较均质储层。

对于孔喉大小分选好(分选系数≤1.83)的储层，CO2能够均匀向前渗流，当压力超过临界点后，能够驱替孔喉中绝大多数的原油，甚至地层水，驱油效果非常好(图4(i))。

(2)非均质储层。

孔喉大小分选较差(分选系数>1.83)的储层，在起初加压过程中，由于孔喉半径差异大，气体扩散系数高，使得CO2气体极易沿着阻力小的大孔喉渗流。

随着压力增大，气体开始逐渐进入半径更小的孔喉。

由于气体在小孔喉中渗流阻力大，使得CO2气体更易“呆在”小孔喉中，而大孔喉中的气体渗流速度快。

实验中发现，对于储层孔喉非均质性强的储层，小孔喉“聚集”区常位于相对较大孔喉区流体渗流方向的前端，加之这些小孔喉中已大量分布着CO2气体，使得大孔喉中被驱替的原油很难继续向前渗流，导致残余油饱和度高，驱油效果变差(图
4(g)和(h)、图5)。

2.1.3 CO2驱油效果评价
待6组模型气驱结束后，观察孔喉中原油和二氧化碳气体的分布情况，对在超低
渗油层中注CO2驱油进行效果评价。

图5 非均质储层CO2驱后残余油的分布情况(驱替方向从左向右)Fig.5 Distribution of oil remnants after CO2-flooding in a heterogeneous reservoir (displacement from left to right)
(1)较均质储层。

孔喉大小分布均匀的储层(分选系数≤1.83)，当其气测渗透率大于0.01×10-3 μm2时，CO2都能够很好的驱替其中的原油，驱油效率高(图5(a)、
图4(i))，只是驱替压力高低不同。

Y2模型虽气测渗透率只有0.064×10-3μm2，
但其驱油效率可达70.0%以上。

由于超临界二氧化碳密度大，扩散系数接近气体，使其驱油效率在孔喉均匀时达到高值。

(2)非均质储层。

而对于孔喉大小分选较差(分选系数>1.83)的储层，CO2在驱替孔喉中原油时，毛管阻力差异大，加之孔喉大小分布复杂，易“气窜”，残余油富集，微观驱油效率低(图5(b))。

这一点正好解释了黄3试验区在气驱过程中极易发生“气窜”、采收率低的开采现象。

针对这一特点，在对油藏进行CO2驱油之前，准确认识油层微观孔喉特征就显得十分必要。

图6 CO2驱与水驱效率对比图 Fig.6 Diagram comparing the efficiency of
CO2-flooding versus waterflooding
需要指出的是，实验中可清晰观察到对于具有同一大小级别的孔喉半径，水驱中注入水无法波及时，在选择注CO2驱油后，其孔喉中的原油可被大量驱替。

实验结束后，统计各模型的驱油效率(图6)，CO2驱油效率平均为70.5%。

为了更好地说明CO2在超低渗油藏驱油中的优势，与平行模型(即直接进行水驱)驱油效率进行
对比，可以得出，注CO2能够将驱油效率平均提高25%以上。

2.2 影响CO2驱油效果因素分析
影响超低渗油藏CO2驱油效率的因素较多，从原油与二氧化碳的自身物理化学性质，到孔喉结构、储层厚度、渗透率等储层特征以及油藏所处的温度和压力，再到开发过程中使用的工艺技术等等。

众多因素都会对CO2驱油效率产生不同程度的
影响[20-25]。

此处，仅分析从本实验研究中得出的影响因素。

2.2.1 储层孔喉结构及储层物性
图7 孔喉分选系数与CO2驱油效率之间的关系Fig.7 Relationship between pore throat separation coefficient and CO2-flooding efficiency
图8 渗透率与CO2驱油效率之间的关系 Fig.8 Relationship between permeability and CO2-floodingefficiency
由于研究区实际地层温度和压力已超过了二氧化碳临界点所对应的温度和压力，因此，在地层中进行CO2气驱过程中，CO2将以超临界状态驱替原油。

实验结果表明，CO2在以超临界状态驱替原油后其驱油效率与孔喉分选系数、样品渗透率关系如图7和图8所示。

可以看出，CO2驱油效果与储层孔喉结构非均质性关系非常密切，通过观察实验中CO2的赋存状态和渗流规律也直接印证了这一点。

实验中，物性好的样品其驱油效率不一定高，当储层气测渗透率大于0.01×10-3μm2时，物性对驱油效率的影响很小，而孔喉大小的分布均匀程度是决定驱油效率的主控因素。

综合认为，CO2驱油效率与储层孔喉结构(尤其是孔喉大小分布均匀程度)的密切关系超出预期。

2.2.2 驱替压力
驱替压力直接决定着CO2能否向超临界状态转化；其次，压力越高，二氧化碳越能克服更大的毛细管阻力进入更细小的孔喉中，进而驱替常规水驱注入水无法波及的剩余油。

压力的微小变化都会对CO2的渗流路径和富集状态产生影响。

在矿场试验中，应时刻监测油藏的压力分布情况，为及时调整生产参数提供指导意见。

2.2.3 驱替时间
二氧化碳在驱替原油的过程中，要保证有充足的时间使CO2与原油、地层水甚至岩石碎屑成分发生物理化学反应。

实验中通过缓慢加压，在达到最大驱替压力后，保持压力不变并驱替一定时间再卸压来实现这一过程。

实际生产中，通过注气井向
地层中注入CO2后，可采取关井憋压一段时间再进行采油的开采方式。

2.2.4 驱替半径
实验中，距离CO2注入端(驱替半径)距离不同，CO2相态不同，CO2驱油渗流特征不同，驱替效果也不同。

当CO2以超临界状态驱替靠近CO2注入端(入口引槽附近)孔喉中的原油时，靠近产出端(出口引槽附近)附近的CO2仍以气态渗流。

这主要是由于二氧化碳在孔喉中渗流时，需不断克服毛细管阻力，故沿着驱替方向，压力呈下降趋势，CO2以超临界状态驱替变为分离相气态驱替，由注入端到产出端，驱油效率不断减小。

3 结论
(1)利用CO2驱油真实砂岩微观模型，首次实现镜下观察不同相态CO2在超低渗储层复杂孔喉中驱替原油的动态现象，证实超临界二氧化碳能够驱替超低渗油藏半径更小孔喉中的原油，驱油效率高，应用前景广，这是常规水驱所达不到的。

(2)重新认识了超低渗油藏注CO2驱油时不同孔喉结构中CO2赋存状态和渗流规律。

相比而言，对于超低渗均质储层，CO2驱油效果最好；而非均质储层CO2波及面积小，残余油饱和度高，驱油效果差。

(3)通过CO2驱油微观可视化实验，认为当储层气测渗透率大于0.01×10-3μm2时，物性对驱油效率的影响已微乎其微，储层孔喉大小的分选程度是决定油藏最终驱油效率的决定因素。

(4)注CO2驱油在提高超低渗油藏驱油效率方面具有明显的优势，但该类油藏往往具有较强的非均质性，如何找到两者之间的平衡点是今后开展超低渗油藏注CO2驱油研究的重点。

以CO2驱油微观可视化实验为出发点，结合后期试验区矿产试验，将微观、宏观结合是下一步超低渗油藏CO2驱油机理研究的方向。

由于该实验技术在国内外尚属首次，本文重在将新的实验技术推荐给研究者分享，有关实验流程、实验分析等
还不够完善，研究内容及研究方案还有待相关领域研究者共同充实和扩展，为超低渗油藏CO2驱油微观实验研究提供可靠手段，进而指导后期矿场试验。

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