The Influence of Carbonate Dissolution on Physical Properties and Pore Structure of Sandstone Reservoir
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摘要:
以鄂尔多斯盆地长6不同渗透率级别砂岩岩心为研究对象，系统研究了碳酸溶蚀前后岩心物性特征、矿物组成以及孔隙结构的变化特征。结果表明：对于较低渗透率的岩样，碳酸水的溶蚀作用造成除石英外的其他矿物组分含量均有所下降，而对于高渗岩样，由于孔隙空间比表面积较小，使得矿物与碳酸水作用强度较弱，少量方解石和长石被溶解而含量下降，其他矿物相对含量有所升高。随着碳酸水的不断注入，渗透率为0.1 mD的岩心孔隙度和渗透率均不断增大，渗透率为1.0 mD的岩心孔渗均是先减小后增大，当岩心渗透率为10 mD时，岩心孔隙度和渗透率均不断减小。总体上，孔隙度相对变化率在-5.77%~-3.68%之间；渗透率相对变化率在-21.87%~-18.47%之间。研究结果揭示了不同孔渗级别砂岩与碳酸水相互作用下孔喉结构变化特征，能够为低渗储层CO2驱油和埋存方案的制定提供重要理论依据。
Abstract:The change of physical properties, mineral composition and pore structure of Chang 6 sandstone cores with different permeability levels in Ordos Basin before and after carbonic acid dissolution were systematically studied. The results show that for rock samples with low permeability, the content of other mineral components except quartz decreases due to the dissolution of carbonate water, while for rock samples with high permeability, due to the small specific surface area of pore space, the interaction strength between minerals and carbonate water is weak, and a small amount of calcite and feldspar are dissolved and the content decreases, while the relative content of other minerals increases. With the continuous injection of carbonate water, the porosity and permeability of the core with a permeability of 0.1 mD increase continuously, and the porosity and permeability of the core with a permeability of 1.0 mD decrease first and then increase. When the core permeability is 10 mD, the core porosity and permeability decrease continuously. In general, the relative change rate of porosity is between -5.77% and -3.68%. The relative change rate of permeability was between -21.87% and -18.47%. The research results reveal the characteristics of pore throat structure changes under the interaction between sandstone with different porosity and permeability levels and carbonate water, which can provide an important theoretical basis for the formulation of CO2 displacement and storage schemes in low permeability reservoirs.
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Keywords:
- sandstone /
- corrosion /
- pore characteristics /
- porosity /
- permeability
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砂岩地层是一种重要的油气储层，因其具有溶蚀特性和储集空间的丰富性，使得砂岩成为了油气勘探和开发的重点研究对象。在一定的地层温度和压力下将定量CO2溶解在地层水中制备成的碳酸水又称“碳化水”。由于这种酸性流体具有一定的腐蚀能力，会对砂岩油藏进行溶蚀作用，形成一系列新的空洞和孔隙，进而影响了砂岩油气藏储层的物性特征[1]。因此，通过开展碳酸水驱替对岩心溶蚀作用的研究，不仅可以明确碳酸对岩心溶蚀发生的过程，还可以通过CO2与砂岩的溶蚀和沉淀作用实现固碳的目标，提高油气采收率[2-4]。
国内很多学者对CO2-孔喉的相互作用进行了进一步的研究[5-9]，并且初步明确CO2驱产生的碳酸盐溶液会溶解附着在储层孔喉表面的基质矿物和黏土颗粒，进一步改变孔喉的结构和物理性质参数。2013年，赵明国等[10]研究发现在砂岩储层中注入CO2会改变砂岩的孔隙结构，随着时间的延长，溶蚀作用不断发生，溶蚀后渗透率逐渐增大。2019年，李锋胜[11]对CO2地质埋存过程中溶蚀机理的研究表明：在岩心动态驱替过程中，初始渗透率不同，其渗透率变化趋势也不同, 主要是溶蚀、沉淀和运移相互作用的结果。2020年，袁舟等[12]对砂岩油藏进行了CO2驱静态浸泡实验与动态驱替实验，定量研究不同温度和压力条件下溶蚀作用对储层物理性质的影响，结果表明：CO2浸泡和驱替过程中的溶蚀作用明显，随温度、压力的升高，孔渗均呈指数型增长。2017年，张耀峰[13]利用控制变量方法，分别考察了原油与碳酸水的直接或间接作用对各因素的影响，并对各因素的影响进行了比较。2019年，于海洋等[14]首次提出致密油藏碳酸水驱，开展了一系列碳酸水岩心驱替实验，实验结果表明：碳酸水+表面活性剂驱效果最好，明确了碳酸水的增油潜力，证明致密油藏碳酸水驱的效果及可行性。2020年，卢鑫[15]通过基于油层的敏感性评价，对大庆葡南油田进行碳酸水驱替来提高采收率，实验结果表明：提高碳酸水浓度可提升驱油效果，但随着碳酸水浓度的提高，提高采收率的贡献逐渐减弱。
近些年来，国外在研究碳酸水驱替方面的研究成果显著增多。2015年，SOHRABI等[16]和SHAKIBA等[17]研究了储层间隙和岩心尺度对碳酸水驱的影响。高压微观模型的可视化实验表明：在孔隙尺度条件下，当碳酸水驱发生时，原油会显著膨胀。死油实验结果表明：岩心碳酸水驱的2次和3次采收率基本相同，但活油实验中碳酸水的2次采收率比3次收率低6%。2018年，MAKHZARI[18]分析了碳化物侵入对岩心孔隙尺度的影响，成像模型表明：当油水碳化物体系完全接触时，CO2从水相转移到油相，同时会从原油中提取轻质组分；在原始驱油实验中，评估了碳化水驱相对水驱的驱替效果，结果表明：碳酸水驱替效果更佳，并且碳化物浓度越高，驱替效果越好。2017年，SEYYEDI等[19]对非均质砂岩进行了碳酸水驱实验，结果表明：在对两种非均质岩心进行碳酸水驱替时，较于传统水驱效果都有明显的提高，其采收率比水驱分别高13.5%和10.0%。并且对碳酸水驱替后的流体进行检测分析，可以发现产出液中含有沉淀。
CO2-地层水-岩石驱替实验引起的矿物溶解和沉淀会影响多孔介质的孔喉大小、孔喉连通性等，进而影响致密储层的多相渗流[20-22]。一方面，矿物溶蚀作用可以增加储层的渗透率和孔隙度；另一方面，随着储层流体的运移，新形成的矿物和脱落的颗粒碎屑也会堵塞喉道。碳酸水驱与CO2驱都是通过注入特定的物质到油藏中，以改变油藏内部的流体特性，促进原油的位移和采收，并且在渗透能力、溶剂特性以及驱替效果上均有差异。应根据油藏性质、地质条件等因素综合考虑选择合适的增产技术。本文以砂岩作为研究对象，选取3种不同渗透率级别的岩心，揭示碳酸溶蚀作用对砂岩的影响规律。以碳酸水驱替实验为基础，根据目标储层的地理条件设定适宜的实验温度和压力，通过分析研究岩心在碳酸水驱替后孔隙度、渗透率的变化规律以及对驱替倍数和孔渗相对变化率之间的相关性的评价研究，进而在一定程度上揭示砂岩的孔隙结构特征。
1. 实验方法
1.1 装置与流程
测试仪器为高温高压驱替装置，图 1为实验装置流程图。打开CO2气瓶，打开增压阀将压力设置为实验所需压力，将CO2注入含有地层水的中间容器里充分溶解形成碳酸水，待压力稳定后关闭增压阀，开启ISCO泵，将制备好的碳酸水驱进岩心中。实验所用驱替泵为美国Teledyne Isco公司生产的260D型高压计量泵。
实验流程如下：
(1) 将制备好的砂岩岩心样品进行筛选、分类、编号，并且用石油醚和苯对其进行深度洗油操作，清洗后将岩心置于恒温箱进行烘干处理，设置温度100 ℃，烘干24 h后对每块岩心称干质量并记录。
(2) 采用气测渗透率法测试岩心样品的渗透率。
(3) 抽真空饱和水。参考目标区块实际储层地层水组份并配置矿化度为模拟地层水，之后对其进行抽滤。将地层水液面覆盖岩心顶部，逐段检查管线是否漏气，利用真空泵抽真空48 h，使实验岩心充分饱和模拟地层水，之后测量岩心样品的湿质量。
(4) 测孔隙度。饱和水之后将岩心取出用纸快速将表面水擦去后称其湿质量，得到岩心的孔隙体积，然后通过公式计算出孔隙度[21]。
(5) 对饱和地层水后的砂岩岩心进行核磁共振测试，获取岩心样品原始T2谱分布。
(6) 配制碳酸水。升温至实验温度，以恒定预设的驱替压力将CO2注入到模拟地层水中，待压力升至驱替压力时稳定1 h使模拟地层水充分溶解CO2，待ISCO泵流量稳定后，制备出碳酸水。
(7) 驱碳酸水。打开ISCO泵以恒定流速将碳酸水驱至岩心夹持器中，岩心夹持器尾端放置量筒测量产出液的体积。驱替实验结束后，停止驱替泵并切断岩心夹持器注入端，依次卸载岩心上游压力、回压和围压, 取出岩心样品。
(8) 再次测试岩心样品的物性参数，同时对二次饱和水后的岩心样品进行核磁共振T2谱测试。
1.2 实验条件
1.2.1 岩心基本参数与模拟地层水配方
岩心参数设置：从同一块质地均匀、完整的砂岩岩块的同一层面相邻位置取试样。将砂岩加工成直径为2.5 cm，长6 cm的圆柱形状，所加工的岩心完整、质地均匀且无宏观裂纹。3种渗透率级别砂岩岩心的基本参数见表 1。
表 1 实验岩样物性Table 1. Physical properties of experimental rock samples岩心编号 直径/cm 长度/cm 孔隙体积/mL 孔隙度/% 渗透率/mD 0.1-2 2.5 6 4.050 6 15.79 0.1 0.1-3 4.030 4 13.69 0.1-4 4.557 0 15.47 0.1-5 4.293 7 14.48 1-2 2.5 6 4.260 7 14.47 1.0 1-3 4.200 3 14.26 1-4 2.074 7 7.04 1-5 3.177 8 10.79 10-2 2.5 6 4.678 5 15.89 10 10-3 4.800 2 16.31 10-4 4.749 3 16.13 10-5 4.719 0 16.03 实验所用模拟水参考目标区块实际地层水资料，由蒸馏水和分析纯的无机盐配制而成，本次实验所用模拟地层水配方见表 2。
表 2 模拟地层水配方Table 2. Simulated formation water formulations盐类化学式 摩尔质量/(g·mol-1) 渗透率为0.1 mD 渗透率为1.0 mD 渗透率为10 mD c/(mol·L-1) m/(g·L-1) c/(mol·L-1) m/(g·L-1) c/(mol·L-1) m/(g·L-1) MgCl2-6H2O 203 0.036 0 7.311 5 0.000 1 0.027 1 0.000 5 0.103 2 CaCl2 111 0.138 6 15.386 2 0.000 7 0.072 4 0.001 0 0.111 3 NaHCO3 84 0.003 6 0.301 9 0.033 1 2.777 0 0.049 3 4.144 9 Na2SO4 142 0.031 6 4.492 9 0.011 2 1.588 6 0.002 1 0.301 8 NaCl 58.5 1.555 4 90.990 4 0.111 5 6.522 7 0.119 2 6.975 1 1.2.2 实验方案设计
实验方案设计详情如表 3所示，以渗透率为0.1 mD的4块岩心为例，在驱替之前对四块岩心饱和水测T2谱，0.1-2号岩心作为对照试验，将碳酸水在相应实验压力下以恒定速度注入岩心样品中，对3、4号岩心分别注入1PV、2PV，对5号岩心注入3PV、4PV、6PV，驱替完成后对岩心烘干再次饱和地层水测其T2谱，观察氢信号分布特征。
表 3 实验方案Table 3. Experimental scheme岩心编号 驱替温度/℃ 驱替压力/MPa 驱替流体 注入PV数 0.1-2 无 无 无 0 0.1-3 75.8 19 碳酸水 1 0.1-4 75.8 19 碳酸水 2 0.1-5 75.8 19 碳酸水 6 1-2 无 无 无 0 1-3 75.8 19 碳酸水 1 1-4 75.8 19 碳酸水 2 1-5 75.8 19 碳酸水 6 10-2 无 无 无 0 10-3 75.8 19 碳酸水 1 10-4 75.8 19 碳酸水 2 10-5 75.8 19 碳酸水 6 2. 结果与讨论
2.1 碳酸溶蚀对岩心矿物组分的影响
注入CO2会与模拟地层水、岩心发生了一系列物理化学反应，由于溶蚀作用砂岩的矿物组分会发生变化。本次实验选取3种不同渗透率级别的岩心，由XRD测试结果可知，实验所用岩心矿物组成主要为：石英、长石类(斜长石与钾长石的总和)、方解石以及黏土矿物(高岭石、蒙脱石、伊利石和绿泥石的总和)。改变注入PV数，测试驱替前后岩心矿物组分含量较原始状态的变化情况(图 2)。
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图 2 岩心驱替前后矿物组分变化Figure 2. Changes of mineral composition before and after core displacement图 2表明，渗透率为0.1 mD和1.0 mD的岩心在长时间溶蚀作用下，3种矿物(方解石、长石和少量黏土矿物)均被溶蚀，导致孔渗增大。渗透率为10 mD的岩心可溶性矿物质随着驱替倍数的增加，矿物占比都出现了不同程度的变化。因石英不与碳酸发生反应，它的占比会因为其他可溶性矿物质含量降低而增高。驱替过程中也会生成无机沉淀，故黏土矿物的含量增大。根据岩心矿物组分含量的变化可以看出地层水中CO2和岩心矿物质发生驱替反应时均会出现溶蚀现象，且反应具有强弱关系, 即方解石反应最剧烈，依次是伊利石、高岭石和长石。
2.2 碳酸溶蚀对岩心孔隙度的影响
选取3种不同渗透率级别的岩心为研究对象，在不同驱替PV数下，对比原始孔隙度与驱替后并饱和水后的孔隙度可得到驱替过程中岩心孔隙度的结构变化。对比岩心在碳酸水驱替前后孔隙度的变化，结果发现，渗透率为0.1 mD的3块岩心驱替后孔隙度随PV数的增加而增大(图 3)，孔隙度的相对变化率在5.69%~14.75%之间；渗透率为1.0 mD的3块岩心驱替后孔隙度先减小后增大，孔隙度变化范围为-0.98%~23.91%；渗透率为10 mD的3块岩心驱替后孔隙度均减小，孔隙度的相对变化率在-3.67%~-5.76%之间。
相同渗透率情况下随着碳酸水驱替倍数增加(图 4)，孔隙度大体呈现变大趋势；不同渗透率岩心之间碳酸作用下孔隙度渗透率变化差异大，规律性不强。整体上，低渗透率的岩心驱替过程中，碳酸的溶蚀作用是主控因素，使得作用后孔隙度有增大趋势。由图 4可知，孔隙度在开始驱替时增大，是因为碳酸溶液与砂岩内部矿物发生反应，同时胶结物和黏土颗粒溶解会造成颗粒松散脱落，在驱替过程中这些矿物颗粒会在岩石孔隙内部发生运移，一小部分被带出岩心外，一部分堆积在岩石细小喉道里，并且没有在岩心内部形成堵塞，所以岩心孔隙空间增大，孔隙度也随之增大。随岩心初始渗透率、孔隙度增加(定压驱替，渗透率较大，碳酸通过速度快，水岩反应不充分，发生溶蚀)，驱替过程产生的沉淀堵塞作用影响较强，驱替后岩心的孔隙度有减小的趋势。
2.3 碳酸溶蚀对岩心渗透率的影响
对岩心进行碳酸水驱替后的渗透率变化情况如图 5所示，图中3条虚线分别是岩心驱替前的初始渗透率0.1、1.0、10 mD。渗透率为0.1 mD的岩心驱替后渗透率均增大，相对变化率在46.31%~ 260.60%之间。尤其是驱替1PV后渗透率增幅较大，可解释为实验初期CO2未充分溶解于地层水先进入了岩心中；渗透率为1.0 mD心驱替后渗透率先减小后增大，渗透率变化范围在-73.14%~9.30%之间；渗透率为10 mD的岩心驱替后渗透率均减小，渗透率变化范围在-21.87%~-18.47%之间。
分析图 5可知，渗透率减小是因为在碳酸溶蚀过程中会形成沉积物，堵塞了部分孔隙和通道，从而降低了岩石的渗透率；渗透率增大是因为在恒定压力下驱替时遇到堵塞情况导致碳酸水流量减小(不会停止)，堆积堵塞在岩心喉道处的骨架颗粒会受到碳酸水的持续溶蚀直至通过喉道，溶蚀产生的微小颗粒在驱替过程中被带出岩心外造成渗透率的增大。
2.4 碳酸溶蚀对岩心孔隙结构变化的影响
由核磁共振实验测出的T2谱统计出各孔隙的孔隙率，T2谱峰值曲线与弛豫时间围成的面积对应岩石总体积，T2谱曲线与弛豫时间围成的面积表示岩心孔隙总体积，由此可算出小、中、大孔隙的孔隙率，信号幅度代表氢原子含量，谱峰对应的信号幅度越大，说明该尺寸孔隙的孔隙率越高。曲线的单双峰状态分别表明岩心均质性与非均质性的强度。曲线峰值的位置与孔隙大小密切相关。一般来说，将弛豫时间小于10 ms的孔隙视为小尺寸孔隙，弛豫时间在10~100 ms的为中等尺寸孔隙，大于100 ms的为大尺寸孔隙。
2.4.1 对比研究不同渗透率级别岩心驱替前后饱和水T2谱的规律
对于渗透率为0.1 mD的岩心，将0.1-2号岩心设置为对照组。如图 6A所示，驱替前岩样0.1-2和0.1-3曲线呈明显的双峰态，岩心非均质性较强；岩样0.1-4和0.1-5曲线呈近似单峰态，岩心均质性较强。图 6B为驱替后饱和水，0.1-3号岩心T2谱曲线仍呈双峰态，0.1-4号岩心和0.1-5号岩心则由单峰态变为双峰态。三块岩心驱替后饱和水T2谱图在弛豫时间小于10 ms的曲线幅值下降，小孔占比减小；在弛豫时间大于10 ms的曲线中，0.1-3、0.1-4、0.1-5号岩心曲线幅值下降但与横轴右侧交点均右移，说明岩心孔隙尺寸往更大比例转化，岩心中、大孔的孔隙率增加。
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图 6 0.1 mD岩心驱替前后核磁共振T2谱Figure 6. Nuclear magnetic resonance T2 spectra of 0.1 mD core before and after displacement对于渗透率为1.0 mD的岩心，将1-2号岩心设置为对照试验，如图 7A所示，驱替前，4块岩样T2谱曲线均呈双峰态，说明岩心非均质性较强，小孔向中孔发育，且曲线差异大。图 7B为驱替后饱和水，4块岩样的T2谱线仍呈双峰态，整体上小孔曲线幅值稍有降低，小孔的孔隙率减小，中、大孔幅值均升高且驱替6PV后饱和水曲线与横轴右侧的交点右移，说明岩心孔隙向更大尺寸转化。
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图 7 1.0 mD岩心驱替前后核磁共振T2谱Figure 7. Nuclear magnetic resonance T2 spectra of 1.0 mD core before and after displacement对于渗透率为10 mD的岩心，将10-2号岩心设置为对照试验，如图 8A所示。驱替前，岩样10-3曲线呈明显的双峰态，说明岩心非均质性较强，岩心10-2、10-4、10-5则均呈近似单峰态，说明岩心均质性较强。图 8B为驱替后饱和水，驱替后的3块岩样曲线均呈单峰态；3块岩心驱替后饱和水曲线，弛豫时间小于10 ms的曲线幅值下降，小孔的孔隙率减小。弛豫10~100 ms的曲线中，幅值均有明显的增大，这是由于小孔被碳酸水溶液蚀变为中孔。
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图 8 10 mD岩心驱替前后核磁共振T2谱Figure 8. Nuclear magnetic resonance T2 spectra of 10 mD core before and after displacement总体来看, 不同渗透率级别的岩心在驱替前后的孔喉均是小孔的孔隙率最大，中等孔隙次之，大孔的孔隙率最小。由驱替后饱和水T2谱图可以看出，较驱替前，小孔隙减少，中、大孔隙增多。小孔的孔隙率减小，部分小孔被溶蚀为中等孔隙，而部分小孔因颗粒沉淀而被堵塞；中、大孔的孔隙率变大，一方面是小、中孔隙被酸化溶蚀转化为中、大孔隙，另一方面可能是骨架颗粒堆积堵塞在大孔隙处形成中孔隙。
2.4.2 对比研究不同渗透率级别的岩心驱替前后孔隙占比的的变化规律
渗透率为0.1 mD的岩心驱替前后饱和水的孔隙率分布如图 9所示，对岩心驱替后饱水进行核磁共振分析，与驱替前对比，驱替后小孔占比均减小。驱替1PV饱和水后的中孔曲线幅值降低，而驱替2PV、6PV后饱和水的中、大孔曲线幅值升高，说明岩心孔隙向更大尺寸的孔隙转化，中、大孔隙增多。
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图 9 渗透率为0.1 mD时岩心驱替前后孔隙占比变化Figure 9. Pore ratio changes before and after core displacement with a permeability of 0.1 mD渗透率为1.0 mD的岩心驱替前后饱和水的孔隙占比分布如图 10所示，对比岩心1-3驱替1PV前后，小孔曲线幅值下降，中、大孔孔隙占比增高。对比岩心1-4驱替2PV前后，小孔曲线幅值明显下降，中孔曲线幅值略微升高。3块岩心分别驱替1PV、2PV、6PV并饱和水后孔隙特征为小孔曲线幅值下降，中、大孔曲线幅值均上升，可以发现岩心孔隙向更大尺寸转化。渗透率为10 mD的岩心驱替并饱和水后的孔隙率分布如图 11所示，对比岩心10-3驱替1PV前后，小孔的孔隙率下降明显，中孔的孔隙率明显增大，大孔的孔隙率略微降低。对岩心10-4驱替2PV并饱和水后的情况，小孔的孔隙率下降，小孔减少，中、大孔的孔隙率均较驱替前增大。对于岩心10-5驱6PV并饱和水后的孔隙率，小孔的孔隙率变化率很小(约0.03%以内)，小孔的孔隙率略微降低，大孔的孔隙率增大。
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图 10 渗透率为1.0 mD时岩心驱替前后孔隙率的变化Figure 10. Pore ratio changes before and after core displacement with a permeability of 1.0 mD![]()
图 11 渗透率为10 mD时岩心驱替前后孔隙率的变化Figure 11. Pore ratio changes before and after core displacement with a permeability of 10 mD3种不同渗透率级别的岩心在驱替不同PV数并饱和水后的孔隙率变化具有共同特点：小孔的孔隙率下降，小孔减少，中、大孔的孔隙率均较驱替前增大。原因是碳酸水驱替会产生溶蚀效果，岩心中部分小孔向中孔转变，所以小孔减少而且部分中孔也会进一步溶蚀变为大孔，所以大孔的孔隙率相应增大。在相同的驱替PV数、驱替压力以及作用时间的条件下, 不同渗透率的岩心在驱替前均表现为小孔的孔隙率最大，中孔的次之，大孔的最小，而随着渗透率的逐渐增大，小孔的孔隙率呈减小的趋势，中、大孔的孔隙率呈增加的趋势。
3. 结论
以砂岩作为研究对象，选取3种不同渗透率级别的岩心，揭示碳酸溶蚀作用对砂岩的影响规律。结论如下：
(1) 与碳酸水作用后，碳酸可溶性矿物含量降低，且矿物组分含量变化幅度与碳酸水作用时间呈正相关关系。
(2) 对于渗透率较高(10 mD)的岩样，碳酸水作用产生矿物脱落和无机沉淀堵塞现象，引起岩心孔径分布发生显著变化。整体上，岩心小孔减少，中孔和大孔变化无明显规律，最终导致孔隙率和渗透率均降低。
(3) 在碳酸水驱替过程中，矿物溶解会导致孔隙增大，一定程度上增加了岩石的渗透率，但与此同时，水岩反应生成的矿物沉积堵塞孔隙造成渗透率下降。2种机理对不同渗透率级别岩心孔隙率的影响存在显著差异。整体上，渗透率为0.1 mD的岩心在与碳酸水作用后，孔渗透率均有所增加，渗透率为1.0 mD的岩心在与碳酸水短时间作用后，孔渗透率均呈现减小趋势，而在长时间碳酸水作用下孔渗透率反而增大。而在不同时间作用后，渗透率为10 mD的岩心孔渗透率均有所减少。
研究碳酸溶蚀作用对CO2储层物性的影响研究，可以为石油勘探开发提供更准确的地质信息和数据支持，指导油气资源的合理开发利用，提高勘探开发的效率和采收率。
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图 2 岩心驱替前后矿物组分变化
Figure 2. Changes of mineral composition before and after core displacement
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图 6 0.1 mD岩心驱替前后核磁共振T2谱
Figure 6. Nuclear magnetic resonance T2 spectra of 0.1 mD core before and after displacement
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图 7 1.0 mD岩心驱替前后核磁共振T2谱
Figure 7. Nuclear magnetic resonance T2 spectra of 1.0 mD core before and after displacement
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图 8 10 mD岩心驱替前后核磁共振T2谱
Figure 8. Nuclear magnetic resonance T2 spectra of 10 mD core before and after displacement
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图 9 渗透率为0.1 mD时岩心驱替前后孔隙占比变化
Figure 9. Pore ratio changes before and after core displacement with a permeability of 0.1 mD
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图 10 渗透率为1.0 mD时岩心驱替前后孔隙率的变化
Figure 10. Pore ratio changes before and after core displacement with a permeability of 1.0 mD
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图 11 渗透率为10 mD时岩心驱替前后孔隙率的变化
Figure 11. Pore ratio changes before and after core displacement with a permeability of 10 mD
表 1 实验岩样物性
Table 1 Physical properties of experimental rock samples
岩心编号 直径/cm 长度/cm 孔隙体积/mL 孔隙度/% 渗透率/mD 0.1-2 2.5 6 4.050 6 15.79 0.1 0.1-3 4.030 4 13.69 0.1-4 4.557 0 15.47 0.1-5 4.293 7 14.48 1-2 2.5 6 4.260 7 14.47 1.0 1-3 4.200 3 14.26 1-4 2.074 7 7.04 1-5 3.177 8 10.79 10-2 2.5 6 4.678 5 15.89 10 10-3 4.800 2 16.31 10-4 4.749 3 16.13 10-5 4.719 0 16.03 
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表 2 模拟地层水配方
Table 2 Simulated formation water formulations
盐类化学式 摩尔质量/(g·mol-1) 渗透率为0.1 mD 渗透率为1.0 mD 渗透率为10 mD c/(mol·L-1) m/(g·L-1) c/(mol·L-1) m/(g·L-1) c/(mol·L-1) m/(g·L-1) MgCl2-6H2O 203 0.036 0 7.311 5 0.000 1 0.027 1 0.000 5 0.103 2 CaCl2 111 0.138 6 15.386 2 0.000 7 0.072 4 0.001 0 0.111 3 NaHCO3 84 0.003 6 0.301 9 0.033 1 2.777 0 0.049 3 4.144 9 Na2SO4 142 0.031 6 4.492 9 0.011 2 1.588 6 0.002 1 0.301 8 NaCl 58.5 1.555 4 90.990 4 0.111 5 6.522 7 0.119 2 6.975 1
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表 3 实验方案
Table 3 Experimental scheme
岩心编号 驱替温度/℃ 驱替压力/MPa 驱替流体 注入PV数 0.1-2 无 无 无 0 0.1-3 75.8 19 碳酸水 1 0.1-4 75.8 19 碳酸水 2 0.1-5 75.8 19 碳酸水 6 1-2 无 无 无 0 1-3 75.8 19 碳酸水 1 1-4 75.8 19 碳酸水 2 1-5 75.8 19 碳酸水 6 10-2 无 无 无 0 10-3 75.8 19 碳酸水 1 10-4 75.8 19 碳酸水 2 10-5 75.8 19 碳酸水 6
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