劉紅力

中國石油遼河油田分公司 沈陽采油廠 （遼寧 新民 110316）

油田生產(chǎn)過程中，由于原油的非烴及石蠟組分的沉淀，在孔隙的表面形成吸附層，導(dǎo)致異常高黏度石油分隔層的形成，造成近井地帶污染，大大降低了近井地帶的滲透率，在開發(fā)高黏度原油時(shí)，表現(xiàn)得更為明顯[1]。水井注水過程中，水中懸浮物質(zhì)微粒、原油及其它有機(jī)難容污染物逐漸堵塞孔隙導(dǎo)致近井地帶的滲透率降低。油田開發(fā)的各階段，近井地帶解堵是現(xiàn)有絕大多數(shù)油、水井措施工藝的主要手段。

中國石油遼河油田沈陽采油廠是高凝油油田，原油含蠟量高、凝固點(diǎn)高，外來液侵襲易造成近井地帶冷傷害。沈陽采油廠工藝技術(shù)人員之前根據(jù)沈陽采油廠原油物性研制了自有的溶劑酸解堵技術(shù)，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)取得了明顯效果。但隨著油田的開發(fā)，油藏發(fā)生了較大的變化，主要表現(xiàn)為地層壓力下降，油層縱向上含油飽和度不均衡，常規(guī)的溶劑酸解堵技術(shù)難以全面解除縱向上的油層堵塞，且殘酸返排率低，嚴(yán)重影響了酸化解堵效果，使得該技術(shù)應(yīng)用范圍受到限制。為此，需要尋求一種新的酸化體系來解決目前存在的問題。

針對(duì)上述情況，研究出一套利用CO2“超臨界液體”特性，復(fù)合酸解堵技術(shù)。

1 技術(shù)原理

1.1 液態(tài)氣化形成CO2獨(dú)立相增加地層能量

常溫常壓下CO2液態(tài)與氣態(tài)的體積比約為1:400，當(dāng)CO2注入井底時(shí)，由液態(tài)變?yōu)闅鈶B(tài)，體積迅速膨脹，可以短時(shí)間內(nèi)增加油井近井地帶的地層能量，封堵高滲透油層，使后期復(fù)合解堵液在縱向上實(shí)現(xiàn)均勻布酸，在返排階段提高殘酸的返排率，減少2次沉淀的污染，并在返排階段對(duì)油層堵塞物有較強(qiáng)的沖刷作用，起到一定解堵效果[2]。

1.2 CO2溶于水形成弱酸

CO2易溶于水，可導(dǎo)致水的黏度增加，流動(dòng)性降低，從而使油水的黏度比隨著水的流動(dòng)性的降低而降低。CO2溶于水之后形成碳酸水，有一定的酸化作用，可提高儲(chǔ)層的滲透性，使注入井的吸收能力增強(qiáng)。室內(nèi)試驗(yàn)表明，砂巖滲透率可以提高5%～15%，白云巖滲透率可以提高6%～75%。同時(shí)，CO2溶于水后，可降低油水的界面張力，提高驅(qū)油效率。

化學(xué)方程式：CO2+H2O=H2CO3

其生成的弱酸可以起到一定的解堵作用。

1.3 CO2溶于原油中促使原油膨脹、降黏、降低析蠟溫度

CO2在原油中的溶解度高，因體積膨脹，油相滲透率提高，致使驅(qū)油效率提高6%～10%。CO2溶于原油中，能大幅度的降低原油的黏度，促使原油流動(dòng)性提高。高凝油油藏CO2高溶解度還可降低原油的析蠟溫度。經(jīng)實(shí)驗(yàn)表明，溶解CO2后，靜35塊原油的析蠟溫度由55℃下降到46℃。

1.4 CO2的注入能使殘余油飽和度明顯降低

CO2的注入能很大程度影響相滲曲線特征，最終使殘余油飽和度明顯降低。因?yàn)镃O2在油水系統(tǒng)中有很好的擴(kuò)散作用，而使CO2在油水系統(tǒng)中得以重新分配和相系統(tǒng)平衡穩(wěn)定。

1.5 CO2超臨界液體特性

在對(duì)CO2的物理化學(xué)性質(zhì)研究過程中發(fā)現(xiàn)，在一定的溫度和壓力下，其氣體的密度呈跳躍式猛增，十分接近液體的密度；黏度近乎于氣體黏度，這種狀態(tài)的氣體叫超臨界液體。這種超臨界液體是油氣開發(fā)中的理想試劑，在地層的壓力和溫度下可以控制這些液體的密度[3]。

研究成果表明：

（1）把水中溶 5%～10%的 CO2時(shí)，其黏度增加20%～30%，流動(dòng)性降低1/2到1/3。

（2）把CO2溶于石油時(shí)，油水界面張力降低，原油黏度降低30%～60%。

（3）當(dāng)CO2溶于石油及水時(shí)，原油的體積增加。

1.6 CO2超臨界復(fù)合解堵液性能特點(diǎn)

（1）處理反應(yīng)自身溫度可由室溫升至90℃。

（2）1體積的化學(xué)劑可產(chǎn)生40體積的氣體。

（3）對(duì)堵塞物的溶解率可達(dá)80%。

（4）粘土防膨率可達(dá)100%。

1.7 CO2超臨界復(fù)合解堵液技術(shù)介紹

該處理液由預(yù)處理液1、預(yù)處理液2、處理液1、處理液2組成，把它們按一定的次序分批定量交替注入地層，在地層發(fā)生一系列互補(bǔ)性很強(qiáng)的化學(xué)反應(yīng)，從而解除地層堵塞。注入的次序如下：預(yù)處理液1、CO2、預(yù)處理液 2、處理液 1、處理液 2、預(yù)處理液1、預(yù)處理液 2、處理液 1、處理液 2、預(yù)處理液 2、頂替水。

2 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施情況

實(shí)施選井條件：①油井井況良好，套管完好，油井不出砂；②油層含油飽和度大于50%；③油層滲透率大于200×10-3μm2,孔隙度大于18%；④油井圈閉性好，注入過程不會(huì)發(fā)生氣竄；⑤射開厚度18～35m，油層相對(duì)集中，最大單層厚度大于5m；⑥地層無邊、底水突破、錐入。

2010年以來現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施CO2復(fù)合酸化解堵技術(shù)施工酸化9井次，目前累計(jì)增油1 547t。從儲(chǔ)層物性看，巨厚塊狀油層的沈257塊效果比薄厚互層油層的法哈牛塊好，措施效果顯著，可見油層發(fā)育越好措施效果越好（表1）；從原油物性看，凝固點(diǎn)越高降黏效果越好。

表1 2010年CO2復(fù)合酸化解堵效果表

效果較好的是沈257-12-K022井，該井是沈257砂巖區(qū)塊一口生產(chǎn)井，所在區(qū)塊為低滲砂巖區(qū)塊，生產(chǎn)井段 2 883.35～3 022.3m，67.5m/16層。該井當(dāng)時(shí)低產(chǎn)，在2010年壓裂初期效果很好，后期產(chǎn)量遞減嚴(yán)重，判斷地層在生產(chǎn)過程中因?yàn)槟z質(zhì)、瀝青質(zhì)析出堵塞滲流孔道。前期通過注入CO2，增強(qiáng)地層能量，使后期復(fù)合解堵液在縱向上均勻酸化，增強(qiáng)返排，同時(shí)CO2在返排過程中對(duì)油層堵塞物有較強(qiáng)的沖刷作用；用酸及溶劑對(duì)油層近井地帶進(jìn)行處理，通過酸對(duì)油層巖石的腐蝕作用，提高油層的滲透能力。該井于2010年10月30日施工，施工前期注入5t CO2，壓力為 0MPa、4MPa、8MPa、12MPa；隨后按流程注入復(fù)合解堵液100t，頂替水15m3，壓力為12MPa、11MPa、10MPa，停泵壓力8MPa。說明通過前期注入CO2實(shí)現(xiàn)了短時(shí)間內(nèi)提高地層壓力，使后期復(fù)合解堵液在縱向上均勻分布，后期酸化壓力下降2MPa，說明起到了一定的酸化解堵效果。措施后初期日增油3.1t，目前日增油4.6t，累計(jì)增油364.7t，從表1的統(tǒng)計(jì)結(jié)果看，大部分井注入CO2后解堵都見到增油效果。

2010年現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施9口井，投入費(fèi)用144萬元，累增油1 547t。原油按0.333 2萬元/t計(jì)算,創(chuàng)產(chǎn)值515.5萬元,創(chuàng)效益371.5萬元。

針對(duì)沈陽采油廠目前地層壓力遠(yuǎn)低于原始地層壓力，縱向上酸化不均勻，殘酸返排率低的特點(diǎn)，CO2復(fù)合酸化解堵技術(shù)為目前的酸化解堵體系尋求到一條新的途徑。前期通過注入CO2可以短時(shí)間增強(qiáng)近井帶能量，使后期復(fù)合解堵液在縱向上均勻分布，最大程度解除全井段的油層堵塞，在酸化后提高殘酸的返排率，并在返排過程中對(duì)油層堵塞物有較強(qiáng)的沖刷作用，從而提高了酸化解堵效果。

3 結(jié)論及建議

（1）CO2復(fù)合酸化解堵技術(shù)在沈陽采油廠的成功應(yīng)用，使常規(guī)酸化所帶來的殘酸返排不及時(shí)、2次沉淀污染嚴(yán)重等問題得到了有效控制，提高了措施成功率。

（2）該項(xiàng)技術(shù)適合沈陽采油廠目前的酸化形勢(shì)，有較好的適應(yīng)性，為沈陽采油廠酸化解堵技術(shù)尋找到一條新途徑。

（3）做好酸化措施前選井工作及經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)。做好單井措施效果及經(jīng)濟(jì)效益預(yù)測(cè)，有針對(duì)性實(shí)施該項(xiàng)措施。

[1]王先榮.沖擊波解堵在中、低滲透油藏中的應(yīng)用[J].海洋石油,2005,25（2）.

[2]賈選紅.復(fù)合解堵技術(shù)在遼河油區(qū)的應(yīng)用[J].特種油氣藏,2005,12（6）.

[3]徐占東.復(fù)合泡沫酸解堵技術(shù)的研究與應(yīng)用[J].江漢石油學(xué)院學(xué)報(bào)，2004,26（3）.