致密砂巖油藏CO2 驅(qū)固相沉積規(guī)律及其儲(chǔ)層傷害特征

郭永偉，閆方平，王 晶，褚會(huì)麗，楊建雷，陳穎超，張笑洋

（1.承德石油高等?？茖W(xué)校，河北承德 066700；2.承德市油氣田人工智能工程技術(shù)研究中心，河北承德 066700）

0 引言

CO2驅(qū)替作為一種高效的三次提高采收率技術(shù)被廣泛的應(yīng)用于（特）低滲透和致密油藏［1-3］。CO2獨(dú)特的超臨界特性能夠在溶于原油的同時(shí)與原油之間發(fā)生多次接觸，在較低的壓力下形成混相，大幅提高原油采收率［4-6］，然而，CO2注入儲(chǔ)層后會(huì)與原油、巖石和地層水發(fā)生復(fù)雜的物理化學(xué)反應(yīng)，破壞原油體系中膠質(zhì)-瀝青質(zhì)-原油的平衡狀態(tài)，造成瀝青質(zhì)顆粒沉淀析出，堵塞孔喉［7-8］。同時(shí)，地層水溶解CO2后形成碳酸，在與巖石中黏土礦物發(fā)生溶蝕反應(yīng)的同時(shí)，與地層水中的金屬離子發(fā)生化學(xué)反應(yīng)形成無(wú)機(jī)沉淀。在雙重沉淀作用下對(duì)儲(chǔ)層造成不可逆的傷害，導(dǎo)致原油滲流阻力增加，油井產(chǎn)能降低［9-10］。

針對(duì)CO2驅(qū)替過(guò)程中瀝青質(zhì)沉淀問(wèn)題，部分研究者認(rèn)為溫度和壓力是瀝青質(zhì)沉淀的外部影響因素，而原油組成變化則是內(nèi)部影響因素［11-12］。Behbahani等［13］研究發(fā)現(xiàn)，CO2驅(qū)替過(guò)程中瀝青質(zhì)沉淀量的高低主要由CO2在原油中的溶解量所決定，與溫度和壓力的關(guān)系不大。乞照等［14］依靠核磁共振技術(shù)研究了瀝青質(zhì)的沉淀位置，研究顯示瀝青質(zhì)主要在弛豫時(shí)間大于10 ms 的大孔隙中沉淀，造成大孔隙體積占比大幅下降，同時(shí)還會(huì)引起巖石表面潤(rùn)濕性向強(qiáng)油濕方向轉(zhuǎn)變，而對(duì)于無(wú)機(jī)沉淀方面的研究則主要集中在地層水與礦物的溶蝕反應(yīng)類型，以及金屬陽(yáng)離子的沉淀規(guī)律上。肖娜等［15］發(fā)現(xiàn)由于CaCO3和MgCO3在水中溶解度的差異，導(dǎo)致CaCO3沉淀析出的概率大于MgCO3，而當(dāng)CaCO3沉淀析出后，MgCO3產(chǎn)生沉淀的趨勢(shì)減小。此外，Zhang 等［16-17］研究發(fā)現(xiàn)，CO2驅(qū)替過(guò)程中孔隙度和滲透率增大的原因是白云石和硅鋁酸鹽的溶解，但同時(shí)部分礦物溶蝕而脫落的顆粒又會(huì)堵塞孔喉，造成滲透率和孔隙度的降低。由于CO2驅(qū)替過(guò)程中的礦物溶蝕、運(yùn)移和無(wú)機(jī)沉淀非常復(fù)雜，至今仍未形成統(tǒng)一的結(jié)論。

目前，針對(duì)雙重沉淀作用下的儲(chǔ)層傷害特征研究少，一方面是由于實(shí)驗(yàn)技術(shù)有限難以定量區(qū)分2種沉淀特征，另一方面由于大部分實(shí)驗(yàn)主要采用短巖心，導(dǎo)致沉淀規(guī)律誤差較大，無(wú)法準(zhǔn)確測(cè)定兩者對(duì)儲(chǔ)層的傷害［18-19］。因此，基于瀝青質(zhì)溶于芳香烴而不溶于烷烴這一特征，以鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組長(zhǎng)7 儲(chǔ)層為例，在明確（非）混相壓力下原油中CO2含量與瀝青質(zhì)沉淀量關(guān)系的基礎(chǔ)上，開(kāi)展CO2驅(qū)替長(zhǎng)巖心實(shí)驗(yàn)，研究CO2非混相和混相驅(qū)油過(guò)程中瀝青質(zhì)和無(wú)機(jī)沉淀對(duì)儲(chǔ)層物性的傷害特征，評(píng)價(jià)有機(jī)和無(wú)機(jī)沉淀對(duì)儲(chǔ)層孔隙度和滲透率的傷害程度，以期為致密砂巖油藏注CO2驅(qū)提供方法和借鑒。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

（1）實(shí)驗(yàn)巖心。取自鄂爾多斯盆地姬塬油田長(zhǎng)7 儲(chǔ)層，從巖心柱上鉆取8 塊相鄰近的短巖心柱，用以開(kāi)展長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)巖心基本物性參數(shù)及黏土礦物含量如表1。

表1 實(shí)驗(yàn)巖心基本參數(shù)及黏土礦物含量Table 1 Basic parameters and clay mineral content of experimental cores

（2）實(shí)驗(yàn)原油。按照GB/T 26981—2011《油氣藏流體物性分析方法》［20］復(fù)配的地層原油，泡點(diǎn)壓力為7.8 MPa，溶解氣油比為36.5 cm3/cm3，地層條件下（95 ℃，25 MPa）原油密度為0.767 2 g/cm3，黏度為1.88 mPa·s，井流物相對(duì)分子質(zhì)量為92，屬于輕質(zhì)原油。根據(jù)四組分（SARA）測(cè)定結(jié)果顯示，原油中飽和烴的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為62.88%，芳香烴的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為15.27%，膠質(zhì)的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為11.54%，瀝青質(zhì)的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3.76%。根據(jù)細(xì)管實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，脫氣原油與CO2的最小混相壓力（MMP）為22.5 MPa。

（3）實(shí)驗(yàn)用地層水。按照實(shí)際地層水礦化度配制的模擬地層水（主要離子含量見(jiàn)表2），地層水型為NaHCO3型，礦化度為20 160 mg/L，pH 值約為6.9。

（4）CO2氣體。純度為99.9%。

1.2 實(shí)驗(yàn)儀器

實(shí)驗(yàn)的核心設(shè)備為DLX-2 型多功能長(zhǎng)巖心驅(qū)替系統(tǒng)，包括恒溫箱（最高溫度150 ℃，精度±0.1 ℃）和長(zhǎng)度為150 cm 長(zhǎng)巖心夾持器。還包括高壓恒速驅(qū)替泵（ISCO 泵，精度0.000 1 mL/min，最大壓力150 MPa），回壓閥（調(diào)壓精度0.1 MPa），三相分離器（體積50 mL，精度0.01 mL），氣體流量計(jì)（精度0.01 mL）和中間容器等，實(shí)驗(yàn)流程圖如圖1 所示。

圖1 CO2 驅(qū)替實(shí)驗(yàn)流程圖Fig.1 Flow chart of CO2 displacement experiment

1.3 實(shí)驗(yàn)內(nèi)容

1.3.1 原油注CO2后瀝青質(zhì)沉淀量測(cè)定

（1）將復(fù)配后一定量的原油在高于泡點(diǎn)壓力10 MPa 下轉(zhuǎn)入PVT 容器中，恒溫（95 ℃）恒質(zhì)48 h。

（2）向PVT 容器中注入一定物質(zhì)的量的CO2氣體，在實(shí)驗(yàn)壓力（15 MPa 和25 MPa）下充分?jǐn)嚢?，并恒溫恒質(zhì)5 天。

（3）從PVT 容器頂端恒壓取出5 g 油樣，脫氣后分別測(cè)定油氣組成，并根據(jù)SH/T 0590—2010“石油瀝青四組分測(cè)定法”［21］對(duì)原油開(kāi)展四組分（SARA）分析。

（4）重復(fù)步驟1—3，開(kāi)展下一組不同注氣量的實(shí)驗(yàn)。

1.3.2 注CO2長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

（1）將實(shí)驗(yàn)巖心清洗、烘干后分別測(cè)定每塊巖心驅(qū)替前的孔隙度和滲透率，然后將巖心按照調(diào)和平均的方法依次放入長(zhǎng)巖心夾持器中，并在2 塊巖心端面之間放置大小一致的濾紙以消除毛細(xì)管末端效應(yīng)。

2.2 IM-DILI和DIAIH鑒別診斷 由于IM-DILI和DIAIH臨床表現(xiàn)相似、自身抗體特異性差等原因，臨床上對(duì)兩者間的鑒別診斷目前仍較困難。本文通過(guò)復(fù)習(xí)文獻(xiàn)，將IM-DILI與DIAIH的異同歸納如下(表1)。IM-DILI的臨床、生化和組織學(xué)特征與AIH相似，但對(duì)激素治療反應(yīng)良好，激素治療成功后停藥可持續(xù)緩解[6]；而DIAIH在停用激素后易復(fù)發(fā)，須持續(xù)激素治療。因此，密切隨訪有助于IM-DILI和DIAIH的鑒別。本例患者對(duì)激素治療的反應(yīng)良好，并且在停用激素后持續(xù)緩解，因此診斷為IM-DILI。

（2）巖心抽真空后，向巖心中注入模擬地層水，并測(cè)量長(zhǎng)巖心充分飽和水后的水相滲透率。然后緩慢向巖心中注入原油驅(qū)替地層水，當(dāng)巖心出口不產(chǎn)水后再驅(qū)替5 PV，飽和油過(guò)程完成，將長(zhǎng)巖心放置于恒溫箱中老化72 h。

（3）分別在15 MPa（非混相）和25 MPa（混相）壓力下，以0.05 mL/min的速度向巖心中注入CO2氣體，當(dāng)出口端見(jiàn)氣時(shí)，立即轉(zhuǎn)水氣交替注入（注入速度為0.05 mL/min，水/氣段塞0.4 PV），直至出口不再產(chǎn)油時(shí)停止實(shí)驗(yàn)。驅(qū)替過(guò)程中收集并計(jì)量產(chǎn)出油、氣和水，當(dāng)出口不再產(chǎn)油時(shí)，停止注氣。

（4）基于瀝青質(zhì)溶于芳香烴而不溶于烷烴這一特征。將驅(qū)替后的巖心取出后采用索式提取器先用石油醚和乙醇清洗，烘干后再次測(cè)量每塊巖心的孔隙度和滲透率，此時(shí)得到的孔隙度和滲透率為瀝青質(zhì)和礦物雙重沉淀作用下的數(shù)值。然后再用甲苯清洗巖心，烘干后第3 次測(cè)量每塊巖心的孔隙度和滲透率，此時(shí)得到的孔隙度和滲透率僅為礦物沉淀作用下的數(shù)值，2 次測(cè)量數(shù)值相減即可獲得瀝青質(zhì)沉淀引起的孔隙度和滲透率的變化。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

2.1 注CO2 原油瀝青質(zhì)沉淀量

圖2 為非混相和混相條件下瀝青質(zhì)沉淀量隨原油中CO2含量的變化。由圖中可以看出，在非混相和混相壓力下注入CO2后，原油中瀝青質(zhì)沉淀量曲線的變化趨勢(shì)基本相似，即當(dāng)原油中CO2含量達(dá)到某一臨界值時(shí)，原油中的瀝青質(zhì)開(kāi)始析出并沉淀，而后沉淀量隨著CO2含量的增加而快速上升，當(dāng)原油中CO2含量達(dá)到一定量時(shí)，瀝青質(zhì)沉淀量達(dá)到最大，并趨于穩(wěn)定。不同之處在于，混相壓力下的瀝青質(zhì)最大沉淀量（質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3.69%）大于非混相壓力下的瀝青質(zhì)沉淀量（質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3.11%）。從圖中還可以看出，混相壓力下瀝青質(zhì)開(kāi)始出現(xiàn)沉淀時(shí)對(duì)應(yīng)原油中CO2含量的臨界值遠(yuǎn)高出非混相壓力，而非混相壓力下瀝青質(zhì)沉淀量隨CO2含量增加的速度快于混相壓力下。這主要是由于在非混相壓力下，CO2與原油之間主要是通過(guò)溶解作用達(dá)到平衡，少量物質(zhì)的量的CO2即可溶于原油，迅速破壞原油的平衡性，導(dǎo)致瀝青質(zhì)沉淀析出。而在混相壓力下，CO2以抽提萃取作用為主，通過(guò)與原油之間發(fā)生組分傳質(zhì)達(dá)到平衡，而少量的CO2不足以對(duì)原油平衡體系產(chǎn)生影響。此外，還可以推測(cè)出，由于非混相驅(qū)替時(shí)瀝青質(zhì)比混相驅(qū)更容易產(chǎn)生沉淀，因而非混相驅(qū)替時(shí)瀝青質(zhì)沉淀的位置離注入井的距離比混相驅(qū)替時(shí)更近。此結(jié)論將在后續(xù)長(zhǎng)巖心實(shí)驗(yàn)中進(jìn)行驗(yàn)證。

圖2 原油中CO2 含量與瀝青質(zhì)沉淀量的關(guān)系Fig.2 Relationship between asphaltene precipitation and CO2 content in crude oil

2.2 原油采收率對(duì)比

圖3 為非混相和混相條件下原油采收率及產(chǎn)出氣油比隨注入體積的變化。在CO2驅(qū)替階段，非混相條件下氣體突破時(shí)間為0.40 PV，快于混相條件下的突破時(shí)間（0.55 PV），當(dāng)CO2突破后非混相條件下原油采出程度為40.55%，而混相條件下的采出程度為52.08%。當(dāng)進(jìn)入水氣交替注入階段時(shí)，非混相和混相條件下的原油采出程度均出現(xiàn)大幅提升。相比CO2驅(qū)替階段，混相條件下原油采出程度提高了13.85%，而非混相條件下原油采出程度提高了10.82%。這主要是因?yàn)樗畾饨惶孀⑷肽軌驅(qū)缀碇械氖Ｓ嘤托纬膳c單獨(dú)氣驅(qū)（或水驅(qū)）不同的作用力，破壞原有的氣驅(qū)（或水驅(qū)）通道，形成新的驅(qū)油通道，達(dá)到擴(kuò)大波及面積的效果。同時(shí)還能改善流度比，達(dá)到一定的調(diào)剖效果。此外，相比于CO2驅(qū)替采出程度，在非混相和混相條件下水氣交替注入提高采出程度的比例基本一致（均在26%左右），這說(shuō)明即使當(dāng)儲(chǔ)層條件達(dá)不到混相驅(qū)時(shí)，采用水氣交替式注入也基本能達(dá)到與混相條件下水氣交替注入相當(dāng)?shù)奶岣卟墒章史取?/p>

圖3 非混相和混相條件下原油采收率隨注入體積的變化Fig.3 Variation of oil recovery with injection volume under immiscible and miscible conditions

2.3 瀝青質(zhì)沉淀特征

2.3.1 對(duì)滲透率的影響

由于實(shí)驗(yàn)巖心致密，在CO2注入過(guò)程中壓力會(huì)在注入端到產(chǎn)出端之間形成壓力降（壓力漏斗），每塊短巖心都處于不同的壓力區(qū)內(nèi)，而不同壓力區(qū)內(nèi)由于壓力差異會(huì)對(duì)瀝青質(zhì)沉淀產(chǎn)生不同的影響，導(dǎo)致每塊巖心滲透率的變化不具有可比性，如果采用其中一塊巖心滲透率的變化來(lái)評(píng)價(jià)瀝青質(zhì)沉淀對(duì)長(zhǎng)巖心滲透率的影響具有很大局限性。因此，引入“長(zhǎng)巖心滲透率降低率”這一指標(biāo)來(lái)評(píng)價(jià)瀝青質(zhì)沉淀對(duì)長(zhǎng)巖心滲透率的影響。長(zhǎng)巖心滲透率降低率是指由長(zhǎng)巖心中某一塊巖心滲透率的降低引起整個(gè)長(zhǎng)巖心滲透率降低的比率，該指標(biāo)可以用于不同壓力區(qū)內(nèi)不同巖心滲透率變化的對(duì)比。其計(jì)算公式為

式中：I為長(zhǎng)巖心滲透率降低率，%；kL為驅(qū)替前初始長(zhǎng)巖心滲透率，mD為驅(qū)替后由于第i塊短巖心滲透率變化引起長(zhǎng)巖心滲透率的變化值，mD。

圖4 瀝青質(zhì)沉淀引起的每塊巖心長(zhǎng)巖心滲透率降低率的變化Fig.4 Variation of composite permeability reduction rate of each core caused by asphaltene precipitation

表2 瀝青質(zhì)沉淀引起的每塊巖心孔隙度和滲透率的變化Table 2 Variation of porosity and permeability by asphaltene precipitation

圖5 CO2 驅(qū)替過(guò)程中油氣分布示意圖Fig.5 Oil and gas distribution during CO2 displacement

2.3.2 對(duì)孔隙度的影響

圖6 為非混相和混相條件下瀝青質(zhì)沉淀引起的每塊巖心孔隙度降低率的變化?；煜鄺l件下每塊巖心的孔隙度降低率大于非混相（圖6，表2），說(shuō)明混相條件下瀝青質(zhì)沉淀對(duì)孔隙度的傷害程度高于非混相。與長(zhǎng)巖心滲透率降低率的變化趨勢(shì)有些相似的是，混相條件下孔隙度降低率較大的巖心主要集中在產(chǎn)出端（長(zhǎng)巖心的尾部），且第8 塊巖心的孔隙度降低率最大，達(dá)到12.48%，孔隙度由7.74%下降至6.77%，這主要是由于瀝青質(zhì)沉淀疊加端面效益共同作用的結(jié)果。此外，與長(zhǎng)巖心滲透率降低率的變化趨勢(shì)不同的是，混相條件下靠近注入端（第1 塊和第3 塊）巖心的孔隙度降低率也較大，這主要是因?yàn)樵贑O2帶（圖5）中原油含量很低且大部分分布于微小孔隙中，CO2在高壓下進(jìn)入微小孔隙，產(chǎn)生的瀝青質(zhì)顆粒沉淀在微小孔隙中，或卡塞在微小吼道處，造成孔隙度大幅降低。而非混相條件下巖心孔隙度的傷害程度較為均勻，孔隙度降低率主要分布在2%～4%，且第4 塊巖心的孔隙度降低率最大，為3.15%，孔隙度由10.44%下降至10.11%。造成非混相與混相條件下孔隙度降低率差異的原因主要是由于非混相條件下CO2與原油的過(guò)渡帶很長(zhǎng)，而純CO2帶和純?cè)蛶Ш芏?，?dǎo)致每塊巖心孔隙內(nèi)原油中CO2含量基本相當(dāng)，且非混相條件下CO2主要在大孔隙中流動(dòng)，瀝青質(zhì)沉淀也主要發(fā)生在大孔隙中，由于每塊巖心中瀝青質(zhì)沉淀量并不大，對(duì)孔隙度和滲透率的影響也相對(duì)較小。

圖6 瀝青質(zhì)沉淀引起每塊巖心孔隙度降低率的變化Fig.6 Variation of porosity reduction rate of each core caused by asphaltene precipitation

2.4 無(wú)機(jī)沉淀特征

2.4.1 對(duì)滲透率的影響

圖7 和表3 為非混相和混相條件下無(wú)機(jī)沉淀引起的長(zhǎng)巖心滲透率降低率和每塊巖心滲透率的變化。在非混相條件下，隨著與注入端距離的增加，巖心長(zhǎng)巖心滲透率降低率呈現(xiàn)出先增大后降低的趨勢(shì)，第4 塊巖心的長(zhǎng)巖心滲透率降低率最大，為3.08%。也就是說(shuō)非混相條件下靠近注入端前中部巖心的滲透率傷害程度較大。而在混相條件下，長(zhǎng)巖心滲透率降低率較大的巖心主要集中在長(zhǎng)巖心中后部（第5 和第6 塊巖心），而靠近注入端前中部巖心的長(zhǎng)巖心滲透率降低率較小，甚至在第2 和第3 塊巖心出現(xiàn)滲透率增大的現(xiàn)象，這可能是因?yàn)樵诨煜鄺l件下巖心中發(fā)生了溶蝕反應(yīng)，導(dǎo)致滲透率增大，而溶蝕反應(yīng)主要受地層水pH 值的影響。測(cè)量發(fā)現(xiàn)，混相壓力下地層水pH 值為5.46，低于非混相壓力下地層水pH 值（6.15），導(dǎo)致在混相壓力下更容易發(fā)生溶蝕反應(yīng)，造成滲透率增大。

圖7 無(wú)機(jī)沉淀引起的長(zhǎng)巖心滲透率降低率的變化Fig.7 Variation of composite permeability reduction rate caused by inorganic precipitation

表3 無(wú)機(jī)沉淀引起的每塊巖心孔隙度和滲透率的變化Table 3 Variation of porosity and permeability by inorganic precipitation

根據(jù)非混相和混相條件下產(chǎn)出液中離子濃度的變化（表4）可知，在非混相條件下，產(chǎn)出液中鉀、鈣、鎂金屬離子濃度大幅增加，說(shuō)明在驅(qū)替過(guò)程中有金屬礦物發(fā)生了溶解。根據(jù)實(shí)驗(yàn)巖心中黏土礦物類型及含量推測(cè)，可能是驅(qū)替過(guò)程中伊利石（K+）和綠泥石（Ca2+和Mg2+）發(fā)生了溶蝕反應(yīng)，導(dǎo)致金屬離子濃度的增加。在混相條件下，相比于初始地層水，產(chǎn)出液中鉀、鈣離子濃度增加明顯，而鎂離子略有降低。但相比于非混相條件下產(chǎn)出液離子濃度的變化，混相條件下產(chǎn)出液中鉀、鈣、鎂離子的濃度均下降明顯，這主要是因?yàn)榛煜鄺l件下CaCO3和MgCO3產(chǎn)生沉淀的速率大于非混相條件下的沉淀速率，而無(wú)機(jī)沉淀又以MgCO3沉淀為主。此外，通過(guò)對(duì)產(chǎn)出液中懸浮顆粒進(jìn)行檢測(cè)可知，產(chǎn)出液中懸浮顆粒主要由無(wú)機(jī)沉淀和黏土礦物顆粒構(gòu)成，其中非混相條件下懸浮顆粒含量為3 248 mg/L，顆粒粒徑為3 745.3 nm；混相條件下懸浮顆粒含量為6 834 mg/L，粒徑為4 822.5 nm，可以看出混相條件下無(wú)機(jī)沉淀對(duì)儲(chǔ)層傷害程度要大于非混相條件。

表4 非混相和混相條件下產(chǎn)出液與初始地層水中離子濃度對(duì)比Table 4 Ion concentration comparison between produced fluid and initial formation water under immiscible and miscible conditions

2.4.2 對(duì)孔隙度的影響

圖8 為非混相和混相條件下無(wú)機(jī)沉淀引起的巖心孔隙度降低率的變化?；煜鄺l件下孔隙度降低率為負(fù)數(shù)的巖心數(shù)量明顯多于非混相（圖8，表3），說(shuō)明混相條件下溶蝕作用對(duì)孔喉的影響程度大于無(wú)機(jī)（CaCO3和MgCO3）沉淀造成的影響。這主要是因?yàn)榛煜鄩毫ο翪O2在地層水中溶解量增多，導(dǎo)致地層水pH 值更低，更容易發(fā)生溶蝕作用。而非混相條件下，地層水的溶蝕作用相對(duì)較弱，無(wú)機(jī)沉淀與溶蝕作用對(duì)孔喉的影響程度相當(dāng)，僅一半數(shù)量巖心的孔隙度降低率為負(fù)數(shù)。此外，對(duì)比圖7—8 可以看出，長(zhǎng)巖心滲透率與孔隙度的變化規(guī)律存在一些差異，即當(dāng)巖心孔隙度增大時(shí)，對(duì)應(yīng)的長(zhǎng)巖心滲透率卻可能降低，這主要與溶蝕作用及無(wú)機(jī)沉淀產(chǎn)生的位置有關(guān)，當(dāng)溶蝕作用發(fā)生在某些死孔隙中時(shí)，會(huì)造成孔隙度的增加，而溶蝕脫落的顆粒和無(wú)機(jī)沉淀顆粒在堵塞流動(dòng)通道的孔喉時(shí)則會(huì)造成滲透率的降低，進(jìn)而導(dǎo)致孔隙度和滲透率的變化規(guī)律并不一致。

圖8 無(wú)機(jī)沉淀引起的巖心孔隙度降低率的變化Fig.8 Variation of core porosity reduction rate caused by inorganic precipitation

3 有機(jī)與無(wú)機(jī)沉淀傷害對(duì)比

3.1 對(duì)滲透率的影響

圖9 為非混相和混相條件下有機(jī)沉淀和無(wú)機(jī)沉淀引起的長(zhǎng)巖心滲透率降低率的對(duì)比。非混相條件下，無(wú)機(jī)沉淀對(duì)長(zhǎng)巖心滲透率的傷害程度高于有機(jī)沉淀，而混相條件下，有機(jī)沉淀對(duì)長(zhǎng)巖心滲透率的傷害程度高于無(wú)機(jī)沉淀。此外，在混相條件下有機(jī)和無(wú)機(jī)沉淀對(duì)儲(chǔ)層滲透率造成的傷害主要在長(zhǎng)巖心的中后部，而非混相條件下對(duì)儲(chǔ)層滲透率造成的傷害主要在長(zhǎng)巖心的前中部。說(shuō)明如果采用非混相驅(qū)進(jìn)行開(kāi)發(fā)，則預(yù)防沉淀的重點(diǎn)是無(wú)機(jī)沉淀，預(yù)防沉淀的部位在注入端附近的儲(chǔ)層；而如果采用混相驅(qū)進(jìn)行開(kāi)發(fā)，則預(yù)防的重點(diǎn)是有機(jī)沉淀，預(yù)防沉淀的部位主要在產(chǎn)出端附近的儲(chǔ)層。

圖9 有機(jī)沉淀與無(wú)機(jī)沉淀引起的長(zhǎng)巖心滲透率降低率對(duì)比Fig.9 Comparison of composite permeability reduction rate caused by organic precipitation and inorganic precipitation

3.2 對(duì)孔隙度的影響

圖10 為非混相和混相條件下有機(jī)沉淀和無(wú)機(jī)沉淀引起的孔隙度降低率對(duì)比。非混相和混相條件下有機(jī)沉淀造成的長(zhǎng)巖心孔隙度降低率均高于無(wú)機(jī)沉淀，有機(jī)沉淀以堵塞孔喉，造成孔隙度下降為主要特征，而無(wú)機(jī)沉淀由于同時(shí)會(huì)受到溶蝕作用的影響，當(dāng)溶蝕作用的影響程度大于無(wú)機(jī)沉淀時(shí)，會(huì)造成孔隙度的增加。

圖10 有機(jī)沉淀與無(wú)機(jī)沉淀引起的孔隙度降低率對(duì)比Fig.10 Comparison of porosity reduction rate caused by organic precipitation and inorganic precipitation

4 結(jié)論

（1）當(dāng)原油中CO2含量達(dá)到臨界值時(shí)，瀝青質(zhì)開(kāi)始沉淀，沉淀量隨CO2含量的增加先快速上升后逐漸趨于穩(wěn)定；混相壓力下的臨界值和瀝青質(zhì)最大沉淀量均大于非混相，而非混相壓力下瀝青質(zhì)沉淀量隨CO2含量增加的速度快于混相。

（2）瀝青質(zhì)在混相壓力下大量沉淀的部位為長(zhǎng)巖心中后部，對(duì)滲透率和孔隙度的傷害程度均大于非混相，而瀝青質(zhì)在非混相壓力下大量沉淀部位則在長(zhǎng)巖心前中部。當(dāng)某塊巖心中瀝青質(zhì)沉淀量達(dá)到最大時(shí)，后續(xù)巖心中的瀝青質(zhì)沉淀量將會(huì)逐漸降低，對(duì)滲透率的傷害也會(huì)逐漸減小。

（3）無(wú)機(jī)沉淀在非混相壓力下對(duì)前中部巖心的滲透率傷害程度大，而在混相壓力下則對(duì)中后部巖心的滲透率傷害程度大。無(wú)機(jī)沉淀對(duì)孔隙度的影響規(guī)律與對(duì)滲透率存在差異，主要與溶蝕作用及無(wú)機(jī)沉淀產(chǎn)生的位置有關(guān)。

（4）研究區(qū)若采用非混相驅(qū)開(kāi)發(fā)，預(yù)防重點(diǎn)為無(wú)機(jī)沉淀，預(yù)防沉淀部位主要在注入端附近儲(chǔ)層；而如果采用混相驅(qū)開(kāi)發(fā)，則預(yù)防重點(diǎn)為有機(jī)沉淀，預(yù)防沉淀的部位主要在產(chǎn)出端附近的儲(chǔ)層。