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砂岩油藏的储层矿物一般由石英、长石和填隙物等组成，由于注入地层的 CO2会与地层水和岩石发生强烈的地化反应，导致储层物理化学性质发生重大变化[1-2]，CO2酸性流体对储层的溶蚀作用使得储层的孔隙度和渗透率增大，进而影响 CO2驱的最终采收率[3-7]。
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LUQUOT等进行了一系列储层条件下的 CO2岩心驱替实验，结果表明碳酸盐岩都产生了强烈的溶蚀现象[8]。LZGEC 等研究指出，由于碳酸盐岩在溶蚀的过程中会出现非常多的蚓孔，极大改善了岩石内部的孔隙结构，从而导致岩石渗透率增加[9]。 RAISTRICK等也通过碳酸盐岩的CO2驱替实验证明了溶蚀作用所带来的储层物性的改善[10]。
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REYNOLDS等通过砂岩的两相渗流实验，发现岩心的渗透率在实验初期表现为减小的趋势，但随着驱替的进行，又逐渐增大。其原因是 CO2酸性流体和岩心内部胶结物之间的互相作用：初始阶段表现出胶结物的溶蚀导致黏土矿物阻塞了岩石孔喉； 而后续渗透率的恢复则是随着时间的增长，CO2的酸性影响逐渐减弱的结果[11]。
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肖娜等通过不同条件下的浸泡实验发现，在实验压力升高的过程中，岩石的孔隙度呈现先升高后降低的趋势。其原因是在这个反应过程中，岩心中溶蚀作用和沉淀作用是同时存在的[12]。在压力增加初期，溶蚀作用占据主导地位，随后沉淀作用逐渐取代溶蚀作用，从而导致岩心的孔隙度减小，同时发现岩心中的钾长石与溶液作用后形成了大量的高岭石，这也是导致岩心孔隙度降低的原因之一。孙会珠等通过结合核磁共振的驱替实验发现了长石和碳酸盐岩的溶蚀，但是溶蚀过程中的反应产物与黏土矿物的脱落反而导致孔喉堵塞，使最终采收率下降[13]。杨志杰通过CO2-地层水-岩石的浸泡实验发现，溶蚀作用主要发生在微孔孔隙，且主要溶蚀的矿物为长石和方解石[14]。
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综上所述，关于 CO2驱替过程中溶蚀作用的研究主要集中于对渗流特征与岩心孔渗特征的定性评价，而对地层条件下储层的溶蚀程度以及如何量化的研究却非常匮乏。针对这一问题，采用不同压力、不同温度的 CO2-地层水-岩石静态浸泡实验与 CO2驱替实验相结合的方法，定量研究CO2驱替过程中溶蚀作用的影响，依据实验结果，建立了CO2驱替过程中溶蚀作用对储层物性影响程度的数学表征方程，利用该方程修正数值模拟模型，并模拟CO2驱替过程中的溶蚀作用对储层带来的影响，预测考虑和不考虑溶蚀作用影响下的采收率。
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1 溶蚀作用实验
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当CO2溶于水形成碳酸后，会释放出大量的H+，溶液的pH值会逐渐降低，其酸化程度与CO2在水中的溶解度呈正比[15]。除石英以外，绝大多数长石类矿物与岩屑中的长石基质在酸性条件下，非常容易被溶蚀[16]，进而影响储层物性。利用室内静态浸泡实验和动态驱替实验分析实验前后岩心表面形貌、元素组成、孔隙度、渗透率的变化，以研究 CO2驱替过程中溶蚀作用对储层物性的影响。
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1.1 实验材料
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实验用水为长庆油田 H3 区块地层水，为 CaCl2 型，总矿化度为 63 220 mg/L。其中，金属离子主要成分为 Ca2+和 Mg2+，其质量浓度分别为 9 059 和 2 960 mg/L，非金属离子除 Cl-以外，以 HCO3- 质量浓度最高，为170 mg/L。
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实验用油为长庆油田H3区块脱气原油。
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对长庆油田H3区块的7个岩心数据进行统计，储层岩石矿物以石英和长石为主，其中石英、长石、岩屑的质量分数分别为 31.00%，29.64% 和 19.48%，其他碎屑（主要为云母）质量分数为 8.26%；填隙物质量分数为 11.59%，以高岭石质量分数最高，为 3.58%。
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1.2 实验方法
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1.2.1 静态浸泡实验
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静态浸泡实验装置见图1。模拟储层温度和压力，进行CO2-地层水-岩石静态浸泡实验，将岩心静态放置在饱和 CO2的地层水中，可使矿物沉淀物不易迁移到孔喉中，从而定性研究不同时间尺度、不同温度、不同压力条件下 CO2-地层水-岩石相互作用引起的岩石表面形貌变化。
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图1 静态浸泡实验装置
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Fig.1 Static immersion experiment device
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实验步骤为：①将已提前饱和地层水的岩心切片，并浸入装满地层水的高温高压反应装置。②注入足量 CO2后升高压力至目标压力（8，10，12 和 16 MPa），将恒温箱温度调整至所需温度（20，30，50 和 80℃）。③静置 1～5 d。④迅速泄压，并对岩心切片进行岩心成分测试与电镜扫描。⑤反复实验，测试温度和压力对岩心的影响。
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1.2.2 CO2驱替实验
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CO2驱替实验流程见图2。按照正交实验原理，分别进行不同温度和压力条件下的 CO2驱替实验，以研究岩心物性的变化规律。
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实验步骤为：①岩心饱和地层水。②油驱水，饱和原油后老化原油。③CO2驱替，出口端压力保持不变，设置为 16 MPa。按照不同温度（20，30，50 和 80℃）与不同入口端压力（19，20，21，22 MPa）注入 CO2，驱替直至出口端不出油为止。④实验结束后清洗岩心并测试孔隙度和渗透率。
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图2 CO2驱替实验流程
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Fig.2 Experimental flow chart for CO2 flooding
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1.3 实验结果与分析
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1.3.1 静态浸泡实验
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时间的影响 进行为期 5 d 的静态浸泡实验，在 80℃和 16 MPa 的条件下，当实验时间仅为 1 d 时，可以观察到岩心切片开始出现溶蚀现象。随着实验时间的增加，溶蚀作用越来越明显，并形成了溶蚀坑（图3）。
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温度的影响 在压力为16 MPa的条件下，由不同温度下岩心切片的溶蚀情况（图4）可见，当温度为20℃时（图4a），长石岩心表层溶蚀作用已经非常剧烈，形成了宽度约为 10 µm 的溶蚀坑。长石表面逐渐形成锯齿状溶蚀现象。随着实验温度的升高， CO2酸性流体对岩心切片的溶蚀作用越来越显著，当温度达到 80℃时（图4d），岩心溶蚀量更大，岩心表面几乎全部被溶蚀，中间形成了一个宽度达 150 µm的溶蚀坑。且溶蚀作用使得岩心切片中间区域产生了2个溶孔，形成次生孔隙，极大地增加了岩石的孔隙度和渗透率，使流体的通过能力得到加强。
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压力的影响 在温度为80℃的条件下，由不同压力下岩心切片的溶蚀情况（图5）可见，在8 MPa的压力下，CO2酸性流体开始溶蚀岩心，岩心表面形貌逐渐发生变化。长石表面沿解理方向逐渐产生锯齿状溶蚀现象，致密的岩心表层开始出现大量宽度为 10～20 µm 的溶蚀坑。随着压力的升高，CO2-地层水-岩石的反应速率提高，CO2与岩心的溶蚀作用越强，溶蚀坑越大且越多，港湾状溶蚀开始出现并随着压力的增加越发明显。表明岩心孔喉连通性增强，渗透率和孔隙度得到极大提高。
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矿化度的影响 静态浸泡实验前后岩样中 Al， Si，Mg，Fe元素的质量分数都有不同程度的减小，分别从 15.29%，18.48%，11.46% 和 7.51% 减小到 10.37%，11.3%，11.02%和6.72%，C和O元素的质量分数略有增加，从 19.27% 和 28.99% 增加至 21.51% 和 39.08%。矿物元素的质量分数变化是 CO2-地层水-岩石之间反应的结果。CO2在地层水中的溶解会产生 H2CO3，导致地层水的 pH 值大幅降低，从而使矿物质溶解。
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通常认为，随着地层水矿化度的增加，长石的溶蚀越发明显[14]。然而地层水中成垢离子（Ca2+ 与 Mg2+）含量大，使得岩心虽然整体呈现溶蚀状态，但是 CO2-地层水-岩石相互作用产生的方解石（Ca⁃ CO3）与白云石（MgCO3）会对其产生相当大的影响。
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另一方面，CO2 驱替过程中可形成大量 MgH⁃ CO3 +，CaHCO3 +，CaOH+，MgOH+ 等离子对[17]，反而提高了方解石和白云石的溶解度。实验并未发现 Ca⁃CO3和MgCO3等沉淀物，这是由于矿物的溶解-沉淀过程是一个化学反应平衡的过程，且由于生成的 CaCO3和MgCO3属于微溶无机盐，只要未过饱和，就不会析出。
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图3 岩心切片表面形貌随时间的变化
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Fig.3 Variation of surface morphology of slabbed core with time
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图4 不同温度下岩心切片表面形貌
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Fig.4 Surface morphology of slabbed core at different temperatures
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图5 不同压力下岩心切片表面形貌
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Fig.5 Surface morphology of rock core slice at different pressures
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溶液中HCO3- 的浓度在不同矿化度地层水中的变化趋势有很大差异。其不仅受到地层水 pH 值的影响，也受HCO3- 含量高的岩石矿物的影响，如铁方解石、片钠铝石和菱镁矿等。
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Mg2+ 的减少推测是伊利石溶蚀导致，这是由于地层水中大量 Mg2+ 与 CO2-H2O 反应生成 MgCO3，虽然由于未达到过饱和度而没有沉淀，但是其反应过程中消耗大量Mg2+，促进了伊利石的溶蚀。
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矿化度的影响是一个相当复杂的反应过程，其影响的不仅是砂岩基质，也对填隙物产生了重大影响，这也是未来研究中应当着重注意的方向。
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1.3.2 CO2驱替实验
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CO2-地层水-岩石相互作用对储层物性的影响 CO2驱替过程中的 CO2-地层水-岩石相互作用是一系列复杂反应的结合，不仅是岩石的溶蚀作用，也有因为溶蚀作用导致的岩屑和填隙物中不易溶解物质的运移。对于孔隙度和渗透率相对小的岩心，一方面由于其结构复杂，比表面相对大，受毛管力的作用，其进气量相对较少，影响CO2-地层水-岩石的相互作用，而实验条件的改变，在溶蚀作用的影响下岩石会产生一些次生微孔隙，从而导致岩心的孔渗性变好，增强岩心的流通性；但另一方面，因为长石类矿物溶蚀所导致的岩屑颗粒的运移，以及 CO2-地层水反应生成的 CaCO3在岩石孔隙中的沉积，又堵塞了已经很小的孔喉，进而影响到岩心的渗透率。对于孔隙度和渗透率相对较大的岩心，初始孔隙度大意味着流体通过能力更强，孔隙体积更大，且随着CO2注入速度的加快，使得反应速度增加，CO2-地层水-岩石的反应更充分，溶蚀程度更强，岩屑颗粒更容易通过而不至于堵塞孔喉。
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由实验前后岩心孔隙度和渗透率的对比（表1） 可见，CO2驱替过程中的溶蚀作用非常明显，所有岩心都呈现孔隙度和渗透率变大。
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由初始渗透率-渗透率变化率与初始孔隙度-孔隙度变化率的关系（图6）可见，两者之间都呈指数递增的规律，即初始值越小，变化率越小；初始值越大，变化率越大。这反映出岩心溶蚀程度与初始孔隙度和初始渗透率都成正相关，且为指数形式递增。大部分渗透率为0.12～0.13 mD的岩心，渗透率变化率仅为 1%～2%；大部分孔隙度为 8%～9% 的岩心，孔隙度变化率也未能超过 5%，甚至多数孔隙度变化率仅为1%～2%。可见渗透率和孔隙度较小的岩心，溶蚀程度相对较轻。
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图6 初始渗透率和初始孔隙度与其变化率的关系
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Fig.6 Relationship between initial permeability and initial porosity and their change rates
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温度的影响 由岩心的渗透率变化率和孔隙度变化率受温度的影响（图7）可见，渗透率变化率-温度与孔隙度变化率-温度的关系基本一致，皆以指数形式递增。在 20℃时渗透率变化率为 5.63%，30 与 50℃时渗透率变化率变化不大，在 80℃时渗透率变化率为 30.50%。岩心的孔隙度变化率在 20℃时仅为 1.79%，在低温的环境下，CO2酸性流体对长石的溶蚀作用并未显著增强，孔隙度平缓增加；但是到了80℃，孔隙度变化率激增，达30.90%。
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图7 渗透率变化率和孔隙度变化率与温度的关系
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Fig.7 Relationship between permeability change rate/porosity change rate and temperature
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温度对 CO2驱替实验影响大，温度越高意味着 CO2-地层水-岩石三者之间的反应速率越快。这是由于长石矿物与 CO2酸性流体的反应由 2种主控因素决定：H+ 活度与长石矿物的溶解平衡常数。二者皆与温度呈正比关系，虽然在低温条件下，CO2与水反应生成了更多的 H2CO3，但是长石矿物的溶蚀作用并不明显。随着温度的升高，长石矿物会逐渐被溶蚀。这里需要注意的是，钠长石能够自行溶解，而钾长石则需要温度升高才能溶解。因此，在压力相同的条件下，温度越高，长石矿物更易与酸性流体产生化学反应[18]。
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压力的影响 由岩心的渗透率变化率和孔隙度变化率受压力的影响（图8）可见，渗透率变化率-压力与孔隙度变化率-压力的关系基本一致，同样皆以指数形式递增。
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图8 渗透率变化率和孔隙度变化率与压力的关系
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Fig.8 Relationship between permeability change rate and porosity change rate and pressure
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压力的增大促进了CO2与水形成更多的酸性流体，这就意味着相同温度时，CO2分压与 CO2酸性流体的活度呈正比，pH值降低，形成的 H+ 对长石矿物的溶蚀非常有利。通常来说，地层中长石矿物溶解伴生的矿物是以高岭石这类自生黏土矿物为主[1]。 CO2 溶于水后所形成的 H2CO3 因为提供了大量的 H+，使高岭石进一步溶解[19]。实验产出液中 Al2+ 的减少也证明了这一点。
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1.4 数学表征方程
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由图7 和图8 可以看出，岩心孔隙度和渗透率的变化率与温度和压力等成指数关系，借助 Excel 的数据分析工具进行数学回归，建立指数方程为：
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将曲线进行直线化处理，对方程两端取对数，则有：
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展开并取平均数，得：
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分别对 Q 求 a 和 b 的偏导数，令偏导数为 0，得出a和b的求解方程分别为：
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对表1 的实验数据按照上述方法回归，得到表2，其中标准误差表明误差值非常小，说明参数精度较高。故可得到数学表征方程为：
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因溶蚀作用引起的孔隙度变化值为：
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孔隙度-渗透率的关系引用 Kozeny-Carman 方程表述为[11]：
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将实验数据代入（8）式，得到n =1。
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将（7）式代入（8）式，则得到溶蚀作用导致的渗透率变化值为：
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2 溶蚀作用对采收率的影响
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在理论分析和实验研究的基础上，运用 Eclipse 数值模拟软件建立数值模型，模拟岩心 CO2驱替实验。运用软件中 Chemical Reaction 模型模拟 CO2驱替过程中的溶蚀现象。
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长庆油田 H3 区块储层平均孔隙度为 10％，渗透率为 0.1～0.3 mD，孔喉整体分选较好，孔隙结构类型为小孔微细孔喉，地层水的矿化度高达 60 000 mg/L。油藏埋深为 2 700～2 900 m，地层压力为 21 MPa，地层温度为 80℃，油藏含水率为 55%。该区块为直井反九点井组，在模拟开发过程中采用 CO2 连续气驱开发。
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通过岩石变形作用模拟CO2驱替过程中的溶蚀现象，设定压力与渗透率之间的关系；并对传导系数进行修正，最终得到孔隙体积变化系数的分布及溶蚀作用对采收率的影响。修正传导系数的表达式为：
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利用数值模拟结果拟合实验结果，确保模型的准确性，拟合结果见图9，确定传导系数为0.095 3。
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图9 渗透率变化率计算结果
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Fig.9 Calculation results of permeability change rate
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由模拟 30 a的生产情况（图10）可以看出，区块整体发生了溶蚀作用，越靠近注气井的地方，孔隙体积变化系数越大，说明溶蚀程度越高；越靠近生产井，孔隙体积变化系数越小。其原因是注气井附近压力相对较高，与岩石反应加剧，导致储层岩石发生溶蚀作用。
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对比采收率，可获得 CO2驱替过程中储层溶蚀作用对油田开发的影响。由考虑与不考虑溶蚀作用的采收率对比（图11）可见，当油田生产到第 5 a 时，二者差值并不明显，随着开发的不断进行，溶蚀作用引起储层孔隙度增大，采收率提高。在油田生产进行至第 30 a时，考虑溶蚀作用的原油采收率为2 6.08%，不考虑溶蚀作用的原油采收率为21.03%。
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图10 CO2驱替30 a后孔隙体积变化系数分布
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Fig.10 Distribution of pore volume change coefficient after CO2 flooding for 30 years
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图11 考虑与不考虑溶蚀作用的采收率对比
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Fig.11 Comparison of recovery with and without considering dissolution
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3 结论
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CO2驱替过程中，CO2注入地层水中形成的酸性流体会对砂岩油藏产生较强的溶蚀作用。驱替过程中，岩心的溶蚀程度随压力和温度的升高而增大，且呈指数型增长。利用驱替实验数据，对储层岩心溶蚀程度进行了量化研究，建立了溶蚀作用下的岩心孔隙度和渗透率变化率与压力、温度之间的数学表征方程。并利用该数学表征方程对CO2驱的数值模拟模型进行拟合修正。数值模拟结果显示，研究区块靠近注气井区域孔隙体积变化系数越大； 越靠近生产井孔隙体积变化系数越小。区块整体发生了溶蚀作用，改善了储层物性，考虑溶蚀作用的油田采收率为26.08%，不考虑溶蚀作用的油田采收率为21.03%，差值达5.05%。
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符号解释
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a ——系数；
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b ——系数；
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K ——实验后渗透率，mD；
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K 0——初始渗透率，mD；
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K mult——传导系数；
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n ——系数；
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p ——压力，MPa；
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Q ——a与b的函数；
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T ——温度，℃；
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X ——各影响因素（自变量）；
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Y ——溶蚀程度（因变量）；
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ϕ ——实验后孔隙度，%；
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ϕ0——储层初始孔隙度，%；
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ϕ1——孔隙度变化值，%；
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ϕ2——溶蚀作用影响下的孔隙度变化值，%。
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摘要
在CO2驱替过程中，CO2溶于水中形成的酸性流体会对砂岩油藏发生溶蚀作用，从而改变油藏储层的物性，极大影响原油采收率。因此，进行砂岩油藏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性的影响。实验结果表明，CO2浸泡和驱替过程中溶蚀作用明显，随温度、压力的升高，孔隙度和渗透率呈指数型增长。通过实验数据，得到温度、压力与孔隙度变化率和渗透率变化率关系的数学表征方程。借助数学表征方程，对长庆油田H3区块进行数值模拟研究，结果表明，研究区块储层整体发生溶蚀作用，且注气井区域溶蚀程度更高。考虑溶蚀作用的原油采收率为26.08%，不考虑溶蚀作用的原油采收率为21.03%，原油采收率提高了5.05%。
Abstract
The acidic fluid formed by CO2 dissolved in water could dissolve sandstone in the process of CO2 flooding in res- ervoirs. The dissolution could change the physical properties of the reservoirs and obviously affect the oil recovery. There- fore，the static immersion experiment and dynamic displacement experiment of CO2 flooding in sandstone reservoirs were carried out to quantitatively study the influence of dissolution on the physical properties of the reservoirs under different temperature and pressure conditions. The experimental results show that the dissolution effect is obvious in the process of CO2 immersion and flooding. The porosity and permeability increase with the increase of temperature and pressure exponen- tially. The mathematical expression equations of the relationships between the temperature，pressure and porosity change rate and permeability change rate were obtained based on the experimental data. The numerical simulation study was car- ried out on Block H3 of Changqing Oilfield with the aid of mathematical equations. The results showed that the dissolution in the overall reservoir of the study area occurred，and the dissolution degree in the injection well area was higher. The oil recovery considering dissolution is 26.08%，but the oil recovery without considering dissolution is 21.03%. The enhanced oil recovery（EOR）is 5.05%.
