CN113933333A - 致密储层co2驱沥青质沉积对岩石润湿性变化特征评价方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种致密储层CO2驱沥青质沉积对岩石润湿性变化特征评价方法，其综合利用扫描电镜、高压压汞、铸体薄片和核磁共振等测试手段，建立研究区储层微观孔隙结构分类标准，选取3种类型储层具有代表性的岩心样品进行不同压力和CO2注入量下的驱替实验，结合核磁共振在线扫描技术，研究沥青质沉积特征，可以详细评价沥青质沉积对3类储层岩石润湿性的影响程度。本发明为一种有效评价致密轻质油藏CO2驱沥青质沉积对岩石润湿性评价的新方法，进一步补充了致密轻质油藏注CO2开发机理，同时也为矿场参数优化提供了一定的借鉴和指导。
Description
技术领域
本发明属于致密油藏开发技术领域，具体涉及一种不同孔隙结构致密储层CO2驱沥青质沉积对岩石润湿性变化特征评价方法。
背景技术
经过近十几年的研究与发展，致密油藏注CO2提高采收率技术已日趋完善，CO2以其超临界特性，在注入油层后具有较好的降粘、膨胀、抽提萃取的能力，能够大幅提高原油采收率。但是在注CO2开发富含沥青质的油藏时，CO2注入原油后会打破原油体系中胶质-沥青质-原油初始的平衡状态，引发沥青质絮凝和沉积，造成孔喉堵塞，对开发效果产生极大影响。目前，传统研究致密储层CO2驱过程中岩石润湿性的方法具有一定局限性，只是简单的在不同渗透率级别岩心下开展实验研究，没有深入考虑微观孔隙结构特征参数的影响。
此外，由于实验装置和技术的限制，目前大部分动态实验方法只能粗略地从宏观岩心尺度评价伤害程度，并不能从微观孔隙尺度揭示沥青质沉淀对岩石润湿性的影响程度。
发明内容
为了解决上述问题，本发明提供一种不同孔隙结构致密储层CO2驱沥青质沉积对岩石润湿性变化特征评价方法，其可以有效评价致密轻质油藏CO2驱沥青质沉积对岩石润湿性评价，进一步补充了致密轻质油藏注CO2开发机理，同时也为矿场参数优化提供了一定的借鉴和指导。
本发明所采用的技术方案是：
一种不同孔隙结构致密储层CO2驱沥青质沉积对岩石润湿性变化特征评价方法，其特殊之处在于，该方法具体按照如下步骤实施：
S1，依据扫描电镜、高压压汞、铸体薄片和核磁共振等实验测试，选取孔隙度、渗透率、可动流体饱和度、可动流体孔隙度、排驱压力、中值压力、分选系数、孔喉半径、最大进汞饱和度、孔喉组合以及孔隙类型等致密储层评价参数，建立致密储层分类评价标准；
S2，在高压下，将配制好的地层原油样由中间容器转入PVT容器中，加热并恒温恒压放置18-36h；然后将一定物质量的CO2气体注入PVT容器中，加压至单相混合后恒压放置；测定CO2与原油最小混相压力为20Mpa；
S3，依据步骤S1中致密储层分类评价标准，选取3类储层具有代表性的岩样进行驱替实验：采用分子真空泵从夹持器两端同时对3类岩心抽真空36-50h，然后向岩心中饱和地层水，并对饱和地层水后的岩心进行核磁扫描，得到驱替前岩心饱和水状态下T2谱曲线；为了排除地层水对信号的干扰，再用添加了1.5wt％MnCl2的地层水驱替原来岩心中饱和的地层水；
S4，将岩心夹持器升温至储层温度，岩心加压后，再以恒速模式向3类岩心中饱和地层原油，直至出口端不再出水为止，对此状态下的岩心进行核磁扫描，得到驱替前饱和油状态下T2谱曲线，计算岩心初始含油饱和度；
S5，驱替压力为18Mpa，向3类岩心中以恒速注入CO2气体，打开出口阀门，采集产出原油样品，分析沥青质含量，当岩心出口不产油时，停止驱替，记录驱替过程中CO2注入量、岩心压力和产油产水量；
S6，用石油醚反复清洗岩心，重复步骤S3-S5，再次饱和地层水和饱和地层油状态下的岩心进行核磁扫描，分别得到驱替后再次饱和水状态下T2谱曲线和驱替后再次饱和油状态下T2谱曲线，然后进行多个压力值的CO2驱替实验；
S7，计算致密储层CO2驱过程中沥青质沉积作用下3类储层岩心润湿性变化特征：
I＝Iw-Io(3)
式中，I为润湿反转指数；Iw为地层水饱和率，％；Io为原油饱和率，％；Swq为驱替前岩心饱和水状态下T2谱曲线与横坐标围成的面积；Swh为驱替后再次饱和水状态下T2谱曲线与横坐标围成的面积；Soq为驱替前饱和油状态下T2谱曲线与横坐标围成的面积；Soh为驱替后再次饱和油状态下T2谱曲线与横坐标围成的面积。
倘若在CO2驱替后，原油未发生沥青质沉积或沥青质沉积未改变岩石润湿性，那么地层水饱和率应与原油饱和率相等，润湿反转指数为0；但当沥青质沉积引起岩石润湿性变化后，地层水饱和率或原油饱和率也会发生变化，同时造成岩石润湿反转指数的变化。
优选地，上述步骤S2具体包括：在高于沥青质析出压力的情况下，将配制好的地层原油样由中间容器转入PVT容器中，加热至岩心所在的储层温度并恒温恒压放置48h；然后将一定物质的量CO2气体注入PVT容器中，加压至单相混合后恒压放置72h。
优选地，上述步骤S4具体包括：将岩心夹持器升温至岩心所在的储层温度，岩心加压至30MPa后，再以恒速0.01mL/min模式向3类岩心中饱和地层原油，直至出口端不再出水为止，对此状态下的岩心进行核磁扫描，计算岩心初始含油饱和度。
优选地，上述步骤S5具体包括：驱替压力分别为18、22Mpa，向3类岩心中以0.1mL/min恒速注入CO2气体，打开出口阀门，采集产出原油样品，分析沥青质含量。当岩心出口不产油时，停止驱替，记录驱替过程中CO2注入量、岩心压力和产油产水量。
优选地，上述步骤S6具体包括：用石油醚反复清洗岩心，重复步骤(3)-(5)，再次饱和地层水和饱和地层油状态下的岩心进行核磁扫描，然后进行下一个压力点CO2驱替实验，驱替压力分别为9、13、18、22、26Mpa。
本发明的有益效果：
本文提出了一种有效评价致密轻质油藏CO2驱沥青质沉积对岩石润湿性评价的新方法，可以准确评价不同微观孔隙结构类型储层CO2驱作用下沥青质沉积特征对岩石润湿性的影响程度，进一步补充了致密轻质油藏注CO2开发机理，同时也为石油开采提供了一定的借鉴和指导。
附图说明
图1是不同类型储层典型样品的压汞曲线和核磁共振T2谱分布；
其中，(a)为3类储层的压汞曲线；(b)为I类20号样品，2596.2m，最佳离心力离心前后T2谱分布；(c)为II类1号样品，2573.9m，最佳离心力离心前后T2谱分布；(d)为III类36号样品，2657.4m，最佳离心力离心前后T2谱分布。
图2中，(a)为是3种类型储层沥青质沉积特征，(b)为13MPa压力下沥青质沉淀量随注气体积的变化，(c)为22MPa压力下沥青质沉淀量随注气体积的变化；
图3是22MPa下Ⅰ类储层驱替前后岩心饱和水、饱和油T2谱分布；
图4是22MPa下Ⅰ类储层岩石润湿反转指数与注入压力的关系；
图5是22MPa下Ⅱ类储层驱替前后岩心饱和水、饱和油T2谱分布；
图6是22MPa下Ⅱ类储层岩石润湿反转指数与注入压力的关系；
图7是22MPa下Ⅲ类储层驱替前后岩心饱和水、饱油T2谱分布；
图8是22MPa下Ⅲ类储层油和岩石润湿反转指数与注入压力的关系。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
致密轻质油藏注CO2开发往往伴随着严重的沥青质沉积现象，引发岩石润湿性的改变，影响原油采收率。传统研究致密储层CO2驱过程中岩石润湿性的方法具有一定局限性，只是简单的在不同渗透率级别岩心下开展实验研究，没有深入考虑微观孔隙结构特征参数的影响。
本发明提出一种不同孔隙结构致密储层CO2驱沥青质沉积对岩石润湿性变化特征评价方法，该方法具体按照如下步骤实施：
S1，依据扫描电镜、高压压汞、铸体薄片和核磁共振等实验测试，选取孔隙度、渗透率、可动流体饱和度、可动流体孔隙度、排驱压力、中值压力、分选系数、孔喉半径、最大进汞饱和度、孔喉组合以及孔隙类型等致密储层评价参数，建立致密储层分类评价标准。
S2，在高压(高于沥青质析出压力)下，将配制好的地层原油样由中间容器转入PVT容器中，加热至储层温度并恒温恒压放置18-36h；然后将一定物质量的CO2气体注入PVT容器中，加压至单相混合后恒压放置，测定CO2与原油最小混相压力为20Mpa；
从PVT容器顶部恒压取出油样，缓慢脱气后，测定取出原油中沥青质含量；然后用地层原油中原有的沥青质减去测定完取出原油中的沥青质，就是在岩心中所沉积的沥青质。
S3，依据步骤S1中致密储层分类评价标准，选取3类储层具有代表性的岩样进行驱替实验：采用分子真空泵从夹持器两端同时对3类岩心抽真空36-50h，然后向岩心中饱和地层水，并对饱和地层水后的岩心进行核磁扫描，得到驱替前岩心饱和水状态下T2谱曲线；为了排除地层水对信号的干扰，再用添加了1.5wt％MnCl2的地层水驱替原来岩心中饱和的地层水，驱替5PV后再对此状态下的岩心进行核磁扫描，并将此信号作为基准信号。
S4，将岩心夹持器升温至储层温度，岩心加压后，再以恒速模式向3类岩心中饱和地层原油，直至出口端不再出水为止，对此状态下的岩心进行核磁扫描，得到驱替前饱和油状态下T2谱曲线，计算岩心初始含油饱和度。
S5，驱替压力分别为18Mpa，向3类岩心中以恒速注入CO2气体，打开出口阀门，采集产出原油样品，分析沥青质含量，当岩心出口不产油时，停止驱替，记录驱替过程中CO2注入量、岩心压力和产油产水量。
S6，用石油醚反复清洗岩心，重复步骤S3-S5，再次饱和地层水和饱和地层油状态下的岩心进行核磁扫描，分别得到驱替后再次饱和水状态下T2谱曲线和驱替后再次饱和油状态下T2谱曲线，然后进行22MPA下的CO2驱替实验。
S7，计算致密储层CO2驱过程中沥青质沉积作用下3类储层岩心润湿性变化特征：
I＝Iw-Io (3)
式中，I为润湿反转指数；Iw为地层水饱和率，％；Io为原油饱和率，％；Swq为驱替前岩心饱和水状态下T2谱曲线与横坐标围成的面积；Swh为驱替后再次饱和水状态下T2谱曲线与横坐标围成的面积；Soq为驱替前饱和油状态下T2谱曲线与横坐标围成的面积；Soh为驱替后再次饱和油状态下T2谱曲线与横坐标围成的面积。
倘若在CO2驱替后，原油未发生沥青质沉积或沥青质沉积未改变岩石润湿性，那么地层水饱和率应与原油饱和率相等，润湿反转指数为0；但当沥青质沉积引起岩石润湿性变化后，地层水饱和率或原油饱和率也会发生变化，同时造成岩石润湿反转指数的变化。
实施例
本实施例以鄂尔多斯地区长8储层为例，综合利用扫描电镜、高压压汞、铸体薄片和核磁共振等测试手段，建立了研究区储层微观孔隙结构分类标准，选取3种类型储层具有代表性的岩心样品进行不同压力和CO2注入量下的驱替实验，结合核磁共振在线扫描技术，研究沥青质沉积特征，详细评价了沥青质沉积对3类储层岩石润湿性的影响程度。
一种不同孔隙结构致密储层CO2驱沥青质沉积对岩石润湿性变化特征评价方法，该方法具体按照如下步骤实施：
步骤(1)，依据扫描电镜、高压压汞、铸体薄片和核磁共振等实验测试，选取孔隙度、渗透率、可动流体饱和度、可动流体孔隙度、排驱压力、中值压力、分选系数、孔喉半径、最大进汞饱和度、孔喉组合以及孔隙类型等致密储层评价参数，建立鄂尔多斯盆地长8致密储层3种类型储层分类评价标准；
本实施例对30块岩心样品进行扫描电镜、高压压汞、铸体薄片和核磁共振等分析，选取孔隙度、渗透率、排驱压力、中值压力、分选系数、孔喉半径、最大进汞饱和度、孔喉组合以及孔隙类型等作为储层评价的特征参数，建立了鄂尔多斯油田长8油层组的3种类型储层分类评价标准(表1)。
表1研究区长8储层孔隙结构分类标准
Ⅰ类储层是3种类型储层中物性及孔隙结构最好的储层，此类储层所占比例约为18.6％。Ⅰ类储层平均孔隙度为10.5％，平均渗透率为0.25mD。根据核磁共振T2谱可知，参见图1(a)和图1(b)，Ⅰ类储层T2谱形态主要为双峰，两峰清晰分开，且基本对称，可动原油饱和度60.5％以上，平均可动原油饱和度67.2％，可动流体孔隙6.1％。平均排驱压力为0.73MPa，分选系数为1.4～2.9，平均孔喉半径为0.58μm，最大平均进汞饱和度为87.31％。孔隙类型多以粒间原始孔、溶蚀孔和微裂缝为主，喉道类型以孔隙缩小型喉道为主。
Ⅱ类储层物性比Ⅰ类储层差，该类储层在长8油层组中所占比例约为46.5％。Ⅱ类储层平均孔隙度为8.8％，平均渗透率为0.14mD。T2谱形态主要为左峰高于右峰的双峰形态，可动原油饱和度为40.3％～60.5％，可动原油孔隙度为2.1％～4.2％。排驱压力高于Ⅰ类储层，平均值为1.43MPa，分选系数为1.6～3.7，平均孔喉半径为0.41μm，最大平均进汞饱和度为85.41％。孔隙类型多为岩屑溶孔和粒间孔，喉道类型主要为缩颈型喉道和弯片状喉道。以Ⅱ类储层中有代表性的1号岩样为例，由图1(a)和图1(c)可知，排驱压力为0.89MPa，最大进汞饱和度为84.84％。T2谱分布中左峰高于右峰，右峰发育相对较弱，可动原油饱和度为28.8％，可动原油孔隙度为2.7％。
Ⅲ类储层物性最差，在长8油层组中所占比例约为35％，平均孔隙度为7.2％，平均渗透率为0.08mD。相比前两类储层，Ⅲ类储层平均可动原油饱和度仅为27.2％，可动原油孔隙度为1.1％，T2谱主要为束缚流体峰，呈现明显的单峰形态，表明此类储层小孔喉含量多，连通性差，束缚流体含量大。平均排驱压力高达3.69MPa，分选系数为2.6～4.8，平均孔喉半径为0.14μm，最大平均进汞饱和度为64.31％。孔隙类型以微孔和晶间孔为主，喉道类型以管束状喉道为主。以Ⅲ类储层中有代表性的36号岩样为例参见图1(d)，排驱压力为3.75MPa，最大进汞饱和度为67.26％。T2谱分布为单峰，孔隙中出现死孔隙和堵塞喉道的比例较高，连通性差。
步骤(2)，在高压(高于沥青质析出压力)50MPa情况下，将配制好的地层原油样由中间容器转入PVT容器中，加热至储层温度68℃并恒温恒压放置48h；然后将一定物质的量CO2气体注入PVT容器中，加压至单相混合后恒压放置72h。
从PVT容器顶部恒压取出5g油样，缓慢脱气后，测定取出原油中沥青质含量。然后用地层原油中原有的沥青质减去测定完取出原油中的沥青质，就是在岩心中所沉积的沥青质。
CO2驱替实验所用岩心分别为3种不同孔隙结构类型储层的典型岩样各1块，每块岩样未观测到有裂缝存在，基本参数如表2所示。实验原油为按照GB/T26981-2011“油气藏流体物性分析方法”配制出的地层原油，地层原油泡点压力为8.5MPa，溶解气油比为54.8cm3/cm3，储层条件(24MPa、68℃)下的密度为0.822g/cm3，属于轻质原油。根据四组分(SARA)分析得到原油中沥青质含量为3.2wt％。由细管实验测得地层原油与CO2最小混相压力(MMP)为18MPa。实验所用地层水为根据实际地层水分析资料配制的等矿化度的模拟地层水，地层水型为NaHCO3，矿化度为12210mg/L。实验所用CO2气体的纯度为99.99％。所选3块岩心的基本物性测试结果表明，3块岩心孔隙度、渗透率、孔喉半径差异较大，孔隙结构有明显差异，但岩心矿物组成相近(表2、表3)。因此，CO2驱油实验结果的不同主要是因为孔喉结果不同所导致。此外，3块岩心中碳酸盐矿物和黏土矿物含量较低，CO2-岩石-地层水相互作用较弱，在驱替过程中的矿物溶蚀沉积反应也越弱，可以有效的突出沥青质沉积对孔喉结构的伤害作用。
表2实验岩心基本物性参数
表3岩心矿物种类及含量
步骤(3)，依据致密储层分类评价标准，选取3类储层具有代表性的岩样进行驱替实验，采用分子真空泵从夹持器两端同时对3类岩心抽真空48h，然后向岩心中饱和地层水，并对饱和地层水后的岩心进行核磁扫描。为了排除地层水对信号的干扰，再用添加了1.5wt％MnCl2的地层水驱替原来岩心中饱和的地层水，驱替5PV后再对此状态下的岩心进行核磁扫描，并将此信号作为基准信号。
步骤(4)将岩心夹持器升温至68℃，岩心加压至30MPa后，再以恒速(0.01mL/min)模式向3类岩心中饱和地层原油，直至出口端不再出水为止，对此状态下的岩心进行核磁扫描，计算岩心初始含油饱和度；
步骤(5)驱替压力分别为18、22Mpa，向3类岩心中以0.1mL/min恒速注入CO2气体，打开出口阀门，采集产出原油样品，分析沥青质含量。当岩心出口不产油时，停止驱替，记录驱替过程中CO2注入量、岩心压力和产油产水量。
步骤(6)用石油醚反复清洗岩心，重复步骤(3)-(5)，再次饱和地层水和饱和地层油状态下的岩心进行核磁扫描。然后进行下一个压力点CO2驱替实验，驱替压力分别为9、13、18、22、26Mpa。
步骤(7)计算致密储层CO2驱过程中沥青质沉积作用下3类储层岩心润湿性变化特征，并对比分析：
倘若在CO2驱替后，原油未发生沥青质沉积或沥青质沉积未改变岩石润湿性，那么地层水饱和率应与原油饱和率相等，润湿反转指数为0。但当沥青质沉积引起岩石润湿性变化后，地层水饱和率或原油饱和率也会发生变化，同时造成岩石润湿反转指数的变化。
I＝Iw-Io (3)
式中，I为润湿指数；Iw为地层水饱和率，％；Io为原油饱和率，％；Swq为驱替前岩心饱和水状态下T2谱曲线与横坐标围成的面积；Swh为驱替后再次饱和水状态下T2谱曲线与横坐标围成的面积；Soq为驱替前饱和油状态下T2谱曲线与横坐标围成的面积；Soh为驱替后再次饱和油状态下T2谱曲线与横坐标围成的面积。
从上述不同孔隙结构致密储层CO2驱沥青质沉积对岩石润湿性变化特征评价方法得到的结果分析：
1、注入压力和注气体积对沥青质沉积的影响
通过对比CO2驱替后3种储层岩心中沥青质沉淀量随压力的变化，如图2(a)可知，3种储层岩心的沥青质沉淀随着注入压力的升高而不断增加。当注入压力由13MPa增加到18MPa时，3种类型储层岩心的沥青质沉淀量大幅升高，其中Ⅰ类储层沥青质沉积量增加了0.8wt％，Ⅱ类储层增加了0.9wt％，Ⅲ类储层增加了0.7wt％，而后当压力继续增加时，沥青质沉淀量的增加幅度变缓。当注入压力由18MPa增加到26MPa时，3类储层岩心的沥青质沉淀量有一定程度增加，但增加幅度较13-18Mpa下要小。其中Ⅰ类储层沥青质沉积量增加了0.8wt％，Ⅱ类储层增加了0.9wt％，Ⅲ类储层增加了0.7wt％，而后当压力继续增加时，沥青质沉淀量的增加幅度变缓。此外，通过对比13MPa(非混相)和22MPa(混相)注入压力下不同注入体积随沥青质沉淀量的变化关系(图2b-图2c)可知，在13MPa注入压力下，Ⅰ类储层在注入体积为0.5PV～1.0PV之间，沥青质沉淀量增加较多，增加了0.5wt％，最大达到1.4wt％，Ⅱ类储层沥青质沉淀量增加平缓，最大到0.9wt％，Ⅲ类储层沥青质沉淀量也增加缓慢，最大达到0.8wt％。但在22MPa压力下，初期的CO2注入量为0.5PV时，3类储层类型岩心的沥青质沉淀量快速大幅上升，其中Ⅰ类储层沥青质沉淀量最大达到2.4wt％，Ⅱ类储层沥青质沉淀量达到1.7wt％，Ⅲ类储层最小为1.65wt％。而后随着注气体积的增加，3类储层岩心沥青质沉淀量的增加幅度降低；这是因为在非混相驱替过程中，饱和CO2的原油动态向前移动，原油浓度的差异会造成CO2在不同浓度原油中传递和扩散，对原油体系中胶束平衡性造成破坏。而在混相驱替过程中混相过渡带的形成和移动又会加速和加重对原油平衡体系的破坏，导致沥青质大量、快速析出。又因为Ⅰ类储层中小孔隙含量少，大孔隙含量较多，因此饱和油量多，导致沥青质沉积量最大，而Ⅱ、Ⅲ类小孔隙含量多，在未混相前，小孔隙中的原油很难被驱替出来，沥青质主要在大孔隙中沉积，混相后，由于CO2的强的抽提萃取能力，加速了沥青质在小孔隙中的沉积。
2、沥青质沉积对岩石润湿性的影响
原油中沥青质沉淀析出并在岩石表面吸附是引起岩石润湿性变化的一个重要原因，如图3为Ⅰ类储层岩心在22MPa注入压力下饱和水和饱和油的T2谱分布，结合式(1)-(3)可以计算出该压力下驱替后岩石润湿反转指数如。如图4可以看出，Ⅰ类储层中的原油饱和率均小于地层水饱和率，说明沥青质沉积使得原本饱和地层水的孔隙却饱和了原油，导致岩石润湿性向亲油反转。当压力达到MMP时，润湿反转指数大幅度增加，增加了3.97％，说明岩石表面润湿性不断向亲油转变，在达到混相压力后亲水向亲油转变加剧。此外，在随着压力的升高，润湿反转指数增加缓慢，此规律与沥青质沉积规律相似。图5-图8可以看出，Ⅱ、Ⅲ类储层中的原油饱和率也小于地层水饱和率。当达到MMP时，润湿反转指数大幅度增加，其中Ⅱ类储层增加了3.16％，Ⅲ类储层增加了2.81％。这也说明了沥青质的在孔隙中沉积会造成储层由亲水向亲油的转变。
综上所述，大孔隙占比越高的Ⅰ类储层，其润湿反转指数越大，其润湿性向亲油转变的程度越大。岩石表面润湿性向亲油反转将会导致油相渗透率的下降，造成油相渗流阻力的增加，增加了开采难度。因此在现场开发中可以向注入井中注入一定比例的表面活性剂溶液，以缓和沥青质沉积对储层润湿性造成的改变。
通过以上分析可以看出：
(1)致密轻质油藏长8油层组按孔隙度、渗透率、可动流体饱和度、排驱压力以及最大进汞饱和度等参数将储层类型可划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类。3种类型储层对应的储集性能和渗流能力依次降低，储层物性及孔隙结构依次变差。
(2)沥青质沉淀量随CO2注入比例和注入压力的升高而增大；在CO2非混相驱中，沥青质沉积主要在大孔隙中发生沉积；在CO2混相驱中，由于CO2强抽提萃取作用，大小孔隙中都有大量沥青质沉积，其中Ⅰ类储层的沥青质沉积量最多，Ⅱ类次之，Ⅲ类最低。
(3)CO2驱替下沥青质沉积会引起岩石润湿性向亲油反转，且润湿反转指数随注入压力的升高而增大，其中Ⅰ类储层的润湿反转指数最高，Ⅱ类储层次之，Ⅲ类储层最小。
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。
Claims (5)
1.致密储层CO2驱沥青质沉积对岩石润湿性变化特征评价方法，其特征在于，该方法具体按照如下步骤实施：
S1，依据扫描电镜、高压压汞、铸体薄片和核磁共振实验测试，选取孔隙度、渗透率、可动流体饱和度、可动流体孔隙度、排驱压力、中值压力、分选系数、孔喉半径、最大进汞饱和度、孔喉组合以及孔隙类型致密储层评价参数，建立致密储层分类评价标准；
S2，在高压下，将配制好的地层原油样由中间容器转入PVT容器中，加热并恒温恒压放置18-36h；然后将一定物质量的CO2气体注入PVT容器中，加压至单相混合后恒压放置；测定CO2与原油最小混相压力为20Mpa；
S3，依据步骤S1中致密储层分类评价标准，选取3类储层具有代表性的岩样进行驱替实验：采用分子真空泵从夹持器两端同时对3类岩心抽真空36-50h，然后向岩心中饱和地层水，并对饱和地层水后的岩心进行核磁扫描，得到驱替前岩心饱和水状态下T2谱曲线；为了排除地层水对信号的干扰，再用添加了1.5wt％MnCl2的地层水驱替原来岩心中饱和的地层水；
S4，将岩心夹持器升温至储层温度，岩心加压后，再以恒速模式向3类岩心中饱和地层原油，直至出口端不再出水为止，对此状态下的岩心进行核磁扫描，得到驱替前饱和油状态下T2谱曲线，计算岩心初始含油饱和度；
S5，以一定驱替压力向3类岩心中以恒速注入CO2气体，打开出口阀门，采集产出原油样品，分析沥青质含量，当岩心出口不产油时，停止驱替；
S6，用石油醚反复清洗岩心，重复步骤S3-S5，再次饱和地层水和饱和地层油状态下的岩心进行核磁扫描，分别得到驱替后再次饱和水状态下T2谱曲线和驱替后再次饱和油状态下T2谱曲线，然后进行多个压力值的下的CO2驱替实验；
S7，计算致密储层CO2驱过程中沥青质沉积作用下3类储层岩心润湿性变化特征：
I＝Iw-Io (3)
式中，I为润湿反转指数；Iw为地层水饱和率，％；Io为原油饱和率，％；Swq为驱替前岩心饱和水状态下T2谱曲线与横坐标围成的面积；Swh为驱替后再次饱和水状态下T2谱曲线与横坐标围成的面积；Soq为驱替前饱和油状态下T2谱曲线与横坐标围成的面积；Soh为驱替后再次饱和油状态下T2谱曲线与横坐标围成的面积。
2.根据权利要求1所述的致密储层CO2驱沥青质沉积对岩石润湿性变化特征评价方法，其特征在于：
步骤S2具体包括：在高于沥青质析出压力的情况下，将配制好的地层原油样由中间容器转入PVT容器中，加热至岩心所在的储层温度并恒温恒压放置48h；然后将一定物质的量CO2气体注入PVT容器中，加压至单相混合后恒压放置72h。
3.根据权利要求2所述的致密储层CO2驱沥青质沉积对岩石润湿性变化特征评价方法，其特征在于：
步骤S4具体包括：将岩心夹持器升温至岩心所在的储层温度，岩心加压至30MPa后，再以恒速0.01mL/min模式向3类岩心中饱和地层原油，直至出口端不再出水为止，对此状态下的岩心进行核磁扫描，计算岩心初始含油饱和度。
4.根据权利要求3所述的致密储层CO2驱沥青质沉积对岩石润湿性变化特征评价方法，其特征在于：
步骤S5具体包括：驱替压力分别为18、22Mpa，向3类岩心中以0.1mL/min恒速注入CO2气体，打开出口阀门，采集产出原油样品，分析沥青质含量。当岩心出口不产油时，停止驱替，记录驱替过程中CO2注入量、岩心压力和产油产水量。
5.根据权利要求4所述的致密储层CO2驱沥青质沉积对岩石润湿性变化特征评价方法，其特征在于：
步骤S6具体包括：用石油醚反复清洗岩心，重复步骤(3)-(5)，再次饱和地层水和饱和地层油状态下的岩心进行核磁扫描，然后进行下一个压力点CO2驱替实验，驱替压力分别为9、13、18、22、26Mpa。
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