SPE碳酸盐岩储层在CO驱替过程中硫沉积和沥青质沉积研究

1、碳酸盐岩储层在CO2驱替过程中硫沉积和沥青质沉积研究摘要由于CO2的注入，多孔介质中会出现硫和沥青质的同时沉积，这可能会明显地降低CO2的注入能力和产生堵塞问题，并影响CO2驱替过程中的采收率大小。在CO2注入过程中，准确的评价硫和沥青质的沉积对设计可行的CO2驱替过程来说是很重要的。这项研究的主要目标是研究在CO2驱替过程中硫和沥青质在多孔介质同时沉积。为了实现这一目标，文中讨论了水饱和度的影响，驱替过程的类型（即段塞注入和连续注入），CO2注入速度，影响采收率大小的系统渗透率，和硫、沥青质的损失量。文章中用一个阿联酋油藏的原油做了9组实验。实验结果表明，硫和沥青质在体系中都出现了沉淀，而且

2、还观察到了多孔介质中硫与沥青质相比而言一般有较高的损失。引言许多油田实例和实验室研究都提到了提高原油采收率过程中沥青质的凝结和沉积。一个共同特点是，沥青质沉积一般首先出现在地面设备中，特别是在石油最后减压步骤中的分离器里面。另一个关键点是生产链沿线上沥青质沉淀发生在油管中，沉淀形成的深度与生产出的原油相应泡点压力有关。在某些油田实例中，提及到的在储层中沥青质沉积比较严重，以至于它降低了油井的生产能力和注入能力。沥青质通常存在于所有的原油中。基于其在正烷烃中的溶解度，Long和Speight等描述了沥青质并把它们界定成复杂分子，它是可溶于苯，不溶于低分子量的正构烷烃。Speight等人还把沥青质

3、界定为每单位体积原油样品用40体积的溶剂量去稀释，其能够溶于甲苯且不溶于正戊烷或正庚烷。它们是复杂的极性巨环状分子，含有碳，氢，氧和硫等元素。沥青质是芳香族的，且是一种能够被非极性树脂和原油中的软沥青部分溶解和部分分散的胶体混浊。极性与非极性组分的比例和高分子量和低分子量组分的比例决定原油中的沥青质，树脂和软沥青的溶解度。树脂和软沥青含量高的原油更稳定。由于化学，机械或电气性质的作用会使组成比例的改变，因此会降低沥青质胶束的吸附作用导致其不稳定和絮凝。例如，增加芳烃含量低的原油中芳烃量，从而更大程度上使沥青质不稳定，这将减少沥青质的沉降。硫是原油中除碳和氢外含量最多的元素。石油工业特别关注在化

4、石燃料的处理过程中含硫化合物引起的问题以及它们的衍生物对环境的有害影响。鉴于这种情况，许多工作者在过去几年了做了相当大的努力去描述石油和沉积物中的硫组分，并有大量新的含有硫的生物标志物被确定。与众所周知的、地质形成的碳氢化合物（例如，正构烷烃，类异戊二烯烷烃，甾烷，三环萜烷， 藿烷）及其生化前体（例如， 细菌藿四醇 ，甾醇）相比，有机硫化合物（OSC）的特点是相似的碳骨架。无数OSC的识别导致一些有关其起源的假说。从地质大分子释放的硫结合生物标志物存在于极性提取物组分，沥青质，和干酪根中，这个最新研究进一步提供了证据，说明地质大分子中的有机结合硫在早期岩化作用阶段是通过无机硫（H2S,HS）分

5、子间和分子内的结合到机能（生物）液体形成的。Ten Haven等证明硫结合不仅发生在多不饱和多聚物中，而且还在酮类和醛类中。Castanier等研究了可能使用就地燃烧以减少生产出的原油中的硫含量，研究过程中用一个含有95%Ottawa砂和5%的耐火粘土的骨架进行了三次燃烧管实验。所有的这三次实验使用了按重量计算含有6%硫的轻质中东石油。通过分析知，使用水溶性金属添加剂来就地燃烧那些性能比较差的燃烧轻油，这个过程可能会十分有利于消除硫或其他金属元素。在实验中，大多数的硫转化为硫酸。温度和压力的变化也可能引起凝结核沉积。温度的影响是重要的，因为温度越高树脂在n-烯烃中的溶解度越大，因此原油中可溶性

6、沥青质就越少。所有原油在从油藏到地表生产过程中由于减压将经历一些成分变化。轻烃的量，这些烃主要是直链正烯烃，在高于泡点压力情况下将比原油中的重组分相对地膨胀程度大些。在泡点压力以下，轻烃会以气态形式离开原油。这将导致轻烃摩尔体积的减少并造成n -烯烃浓度的减少。由于沥青质在任何原油的溶解能力依赖于芳烃对n-烯烃的比例，所有的原油在泡点压力以上都有最小溶解能力值。这是否足够低到能导致沥青质沉淀取决于上面讨论的因素，即比树脂和沥青质的比例，原油的溶解能力和温度。许多研究进行了模拟沥青溶解度和凝结。Kocabas等提出的井筒模型，它把沥青质吸附模型和一系列被实验或油田数据独立验证的现象学模型联系起来

7、。这个模型能有效地模拟井筒附近的沥青质运移和沉积。生产含硫天然气伴随的硫沉积是个众所周知的问题。这种沉积主要由于压力或温度的降低，更重要的是去评估油藏中由于压力降低导致硫沉积的可能性。更为重要的是，阿联酋的油藏是低渗透，中高温度的碳酸盐岩的。低渗透碳酸盐岩油藏将加快硫沉积速率，从而在井筒中产生大量的硫沉积(Brogren和Karlsson).。硫沉积能降低井的产能，以及由此引起的油藏经济效益的降低（Roberts和Speight）。许多影响硫沉积的油藏和作业参数都已经确定，用来清洗硫沉积的适当的溶剂也已被报道过。记住，只有少数的研究着重于地层中的硫沉积，而大多数的发表过的研究注重井中的硫沉积。

8、最近，Al-Awadhy等第一次研究了碳酸盐岩油藏中的硫沉积问题。他们进行了一次实验，并提出了一个描述这种现象的数学模型。Shedid和Zekri使用范围比较广的流量，不同浓度的硫和不同的岩石渗透率，进行了一次详细的实验研究；这些研究强调了硫沉积问题的严重性。Shedid和Zekri还首次研究了没有进行CO2驱的情况下碳酸盐岩储层中由于硫和沥青质同时沉积造成的地层损害。尽管一些油藏中存在硫和沥青质，但是文献中没有研究和比较CO2驱替过程中油井的沥青质和硫沉积。因此，这片文章需要得到更多的能够控制这种复杂现象的实验数据。基于上述文献没有任何实验或模拟研究去进行研究硫和沥青质同时沉积作用影响二氧化

9、碳驱过程的特性。因此石油工业希望得到注CO2开采油藏过程中影响硫和沥青质沉积的各种数据，比如，流体饱和度，注入过程的类型，渗透性和CO2注入速率可能如何影响多孔介质和原油回收过程中硫和沥青质的同时沉积。材料和设备流体用于此项研究的原油是从选定的油田井-A获得的，并且它的物理性质列于表1中。这种原油40ºC时运动粘度为6.3cSt，沥青质最低含量为其重量的0.2%，C6-C8馏分含量略低，n-C9至n-C22馏分含量略高。此项研究中所用的卤水是在地面条件下从选定油田井-B获取的。表2列出了实验所用卤水的成分分析结果。研究岩心内流动的设备用于本次研究的SCF（超临界驱替）试验装置示意图如

10、图1所示。实验装置包括一个容量为260ml注射泵和一个控制器系统（模型类型为260D），一个变温炉和不锈钢岩心夹持器。岩心夹持器放在变温炉中，压力和温度传感器在岩心夹持器内并连接到岩心的两端，一个图表记录器和一个数字压力记录器分别地与温度和压力传感器相连。实验程序9块碳酸盐岩岩心清洗后在80干燥72小时；每个岩心抽空12小时，用油藏卤水饱和。在这一步中，我们测量了用于完全饱和岩心的原油量，测量结果用于确定它的空隙体积。向岩心中注入原油直至到达原油的稳定流状态，沿着岩心的压力降变化曲线能用于其他岩石，并且流动参数采用达西定律去计算岩石渗透率。两个岩心被水注入去获得50含油饱和度和束缚油饱和度。实

11、验的详细情况列于表3中。我们测量了所有实验的原油采收率，从而去评价硫和沥青质沉积影响CO2混相驱过程的程度。对所有的实验在CO2驱前后测量了原油中硫和沥青质沉积量。原油中的初始硫沉积量测的值是重量上计算是4.7%，而沥青质的量是0.19%。利用ASTM-D129抽吸方法，确定了实验中原油样品的硫沉积量。这种测试方法也适用于石油样品含有超过0.06的硫质量。原油中的沥青质含量是由ASPHAN 02提取方法确定的。在我们的研究中采用这中方法，是因为这是一个准确的方法，可以测量原油中低沥青质的含量。结果和讨论9组实验用来研究硫和沥青质沉积影响在油田岩心中进行CO2驱替的效果。这一项目中我们研究了流体

12、饱和度，驱替类型（段塞注入和连续C02注入），油藏岩石渗透率，和注入速度的影响。所有实验在温度和压力的250ºF和4000psia的混相条件下进行，但是段塞驱替过程要在3500psia接近混相条件下进行（最低混相压力，MMP，用细管实验测量和计算接近3700psia），如表4所示。所有实验使用了从选定的油藏获得的原油和卤水，原油的物理性质和卤水的化学组成分别列于表1和表2中。流体饱和度的影响三组岩心驱替实验分别使用渗透率为2.28，1.4，2.28MD的岩心，并且以同样的顺序使前面的岩心中含油饱和度分别为83，64，36%。所有的三组实验使用了流量为1.0cc/min的连续CO2驱替

13、。在进行二氧化碳驱替前后分别测量了硫和沥青质浓度，其结果列在图2中。在CO2驱三次采油(So=36%)和二次采油(So=83%)过程中了原油采收率和多孔介质中硫和沥青质减少百分比的比较结果绘制在图3中。和另外两个岩心相比中间饱和度条件(So=64%)的岩心渗透率有较大的差异性，所以它的结果没有在比较图中使用。用下面的两个方程可以确定硫和沥青质浓度的减少量：(1)(2)结果表明，硫和沥青质都在系统中沉积，而且观察到了多孔介质中硫比沥青质损失的多。我们观察到在二次采油和三次采油情况下沥青质浓度的减少量分别为26%和21%。另一方面观察到在二次采油和三次CO2驱采油情况下硫浓度的减少量分别为72%和

14、70%。硫浓度有个明显的减少，实验结果表明CO2能提取和溶解在石油中，而且CO2能改变系统的热力学性质，这些性质能够影响硫从原油中凝结和沉积的量。如图3所示，和三次采油相比，二次采油能使原油中硫和沥青质浓度少的更多。这种现象可以解释为在二次采油情况下CO2能接触更多的原油且时间较长，且二次采油能更多地减少沥青质浓度，提高原油采收率，这些都表现在图3中。尽管体系中沥青质和硫沉积或损失掉了，可是仍然可以获得很高的原油采收率，二次采油模型能够采出99%的原油，而三采模型仅可采出原油地质储量的76%。岩石渗透率的影响三组岩心驱替实验使用的岩心的渗透率分别为1.43，10.36和87.12MD，去研究C

15、O2混相驱过程中岩石渗透率影响硫和沥青质的同时沉积。所有的三组实验在流量为1.0cc/min，压力为4000psia，温度为250ºF，连续CO2驱替条件下进行。在不同渗透率下原油采收率和硫和沥青质的减少百分比的比较结果如图4所示。结果表明，在连续CO2驱替饱和有硫和沥青质的岩心时，渗透低的岩石比渗透率高的岩石有更高的原油采收率。这可能是由于和高渗透性的岩心相比，低渗透的岩心有较少硫和沥青质减少量。如图4所示，在岩心渗透率为1.43MD情况下沥青质和硫的浓度降低量分别为5%和60%，岩心渗透率为10.36MD和67.12MD时沥青质和硫浓度降低值均为100%。CO2驱替过程中较高的硫

16、和沥青质损失反应出较低的原油采收率，岩心的渗透率为10.36MD和67.12MD时原油的采收率分别为80%和64%。结果表明，如图3所示CO2驱替致密石灰岩过程中系统中硫比沥青质损失的多。因此，可以得出这样的结论：二氧化碳可以非常有效地驱替原油，并对致密石灰岩中饱和有硫和沥青质的原油有很高的驱替效率。注CO2速度的影响做了三组CO2驱替实验去评估石灰岩中CO2注入速度对硫和沥青质同时沉淀的影响。由于缺乏渗透性相似的实际岩心样品，我们使用了渗透性分别为0.22,2.28和0.25MD的岩心，并且这些岩心分别用下面的速度进行CO2驱替：1，2，4cc/min。基于从仅有的两个渗透性相似的岩心驱替实

17、验获得的数据，我们得到了驱替性能与沥青质和硫减少量的比较结果。图5表示了在1和4cc/min两种注入速度下硫和沥青质的减少百分数和原油采收率百分数。结果表明，CO2注入过程中流速不影响硫的损失，而加大二氧化碳注入速度增加了多孔介质中沥青质的沉淀或损失量。CO2注入速度为1cc/min时，沥青质和硫浓度减少百分数分别为5%和60%，而速度为4cc/min时相应的减少百分数分别为15.5%和60%。结果表明，增加注入速度增加了多孔介质中沥青质的沉积量，并可能提高了有助于多孔介质中沥青质沉积的流动潜力。除此之外，减少CO2的注入速度能提高CO2的驱替效率如图5所示，注入速度为1cc/min时原油采收

18、率为99%，而注入速度为4cc/min时原油采收率仅为87%。驱替过程的影响进行了两组岩心驱替实验去研究CO2注入过程（即连续注入和段塞注入）对多孔介质中硫和沥青质可能沉积或损失的影响。在这一阶段的项目研究中使用了高渗透性的岩心（70和87MD）。段塞注入过程是在近混相驱过程（3500psia和250ºF）中进行的，且其比连续CO2注入过程使用的是较小渗透率的岩心，因此我们不能对这两类注入过程有一个有意义的比较，为了详细地探究注入过程的影响我们需要设计进行更多的实验。我们实验的结果表明在CO2近混相段塞注入过程中多孔介质中沥青质和硫易于沉积或损失，并且硫浓度减少量比沥青质浓度减少量大

19、。如图6所示，在15%PV的CO2段塞注入过程中，沥青质浓度的减少量为15%，而硫浓度的减少量为69%。对15%PV的CO2段塞注入过程来说能采出原始石油地质储量的71%，且较低的采收率归因于岩心的高渗透率和近混相条件的差异。结论这个实验研究评价了CO2驱替对碳酸盐岩岩心中沥青质和硫损失的影响。基于这项研究的结果，可以得出以下结论：1) 结果表明，硫和沥青质在体系中都有沉积，且一般来说多孔介质中硫比沥青质损失的量多。2) 二次CO2驱替和三次CO2驱替相比，前者能使原油中沥青质和硫浓度减少量更多。3) 在二次驱替和致密地层情况下，多孔介质中硫和沥青质的损失几乎对CO2驱的采收率没有影响。4)

20、和较高的岩石渗透率的岩心相比，较低岩石渗透率的岩心有较低的沥青质、硫损失，和较高的原油采收率。5) CO2注入速度对硫沉积的量没有影响，且增加CO2的注入速度能增加多孔介质中沥青质沉积（损失）量。6) 在CO2近混相、段塞注入过程中，多孔介质中沥青质和硫易于沉积或损失，且硫浓度的减少量比沥青质浓度的减少量大。致谢这次研究是阿联酋大学和西方石油公司（阿布扎比）合作研究项目“CO2气体在阿联酋碳酸盐岩油藏混相驱过程中的应用”的一部分。作者要感谢西方石油公司和阿布扎比国家石油公司提供的帮助和允许使用这次报告中所涉及的油田信息及数据。作者也要感谢阿联酋大学研究团队和他们的EFORS部门提供这次研究的机

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