鄭玉飛 李翔 徐景亮 劉文輝 馮軒 于萌

中海油田服務(wù)股份有限公司

自生CO2調(diào)驅(qū)技術(shù)是指向儲層分段塞交替注入生氣劑和釋氣劑，兩者反應(yīng)后就地生成CO2泡沫并釋放熱量，能同時實現(xiàn)解堵、調(diào)剖和驅(qū)油等多種功能[1-4]。2000年，Gumersky等最先提出碳酸鹽能夠與酸在地層條件下發(fā)生反應(yīng)生成大量CO2，并開展了室內(nèi)和現(xiàn)場試驗[5]。2006年， Bakhtiyarov等進(jìn)一步考察了表面活性劑與聚合物對自生CO2技術(shù)的影響[6]。2010年， Shiau Ben等研究了可以生成CO2的化學(xué)藥劑及其提高采收率的幅度[7]。鄧建華等依據(jù)層內(nèi)生氣的機理，分別研制出了KD-79單液生氣體系和KD-79雙液生氣體系，驅(qū)替實驗表明，兩種體系提高采收率幅度均超過10%[8]。趙仁保等利用填砂管實驗對自生CO2調(diào)驅(qū)機理進(jìn)行了研究，發(fā)現(xiàn)自生CO2氣體在高滲管中運移速度很快，氣竄較為嚴(yán)重，向生氣體系中添加起泡劑，氣竄得到很好地控制[9]。從2009年起，徐景亮和鄭玉飛等在渤海油田開展了大規(guī)模自生CO2調(diào)驅(qū)現(xiàn)場試驗，取得了增油23×104m3、增注60×104m3的顯著成果[10]。但由于自生CO2調(diào)驅(qū)技術(shù)仍處于注水井淺調(diào)階段，作用半徑小、調(diào)剖能力有限，而渤海大部分油田歷經(jīng)多年開發(fā)已進(jìn)入高含水期，層間和層內(nèi)矛盾突出，水竄嚴(yán)重，導(dǎo)致多輪次調(diào)驅(qū)的穩(wěn)油控水效果逐漸變差[11-13]。因此，亟需進(jìn)一步優(yōu)化現(xiàn)有技術(shù)，抑制多輪次調(diào)驅(qū)效果遞減趨勢，以滿足現(xiàn)階段渤海油田需求[14-15]。針對上述問題，結(jié)合渤海油田的地質(zhì)油藏特征，通過物模實驗對多輪次自生CO2調(diào)驅(qū)效果進(jìn)行了優(yōu)化研究。

1 實驗部分

1.1 試劑與儀器

實驗材料：渤海某油田原油；渤海某油田模擬地層水；層內(nèi)自生CO2調(diào)驅(qū)體系，包括生氣劑、釋氣劑和助劑；淀粉凝膠；pH值響應(yīng)性液流轉(zhuǎn)向劑(質(zhì)量分?jǐn)?shù)為30%)；層內(nèi)非均質(zhì)巖心，石英砂人工壓制，尺寸為4.5 cm×4.5 cm×30 cm，滲透率為500×10-3μm2/2 000×10-3μm2/4 000×10-3μm2。

實驗儀器：恒流泵，中間容器罐，六通閥，巖心夾持器，傳感器及配套計算機設(shè)備，恒溫箱，手搖泵，電子天平、量筒等。

實驗流程如圖1所示。

1.2 實驗方法

實驗溫度設(shè)定為65 ℃(渤海某油田地層溫度)，驅(qū)替回壓為10 MPa(渤海某油田注入壓力)，巖心圍壓為15 MPa，驅(qū)替速度為1 mL/min。實驗步驟：①巖心抽真空，飽和模擬地層水，測量孔隙體積；②飽和原油，計算原始含油飽和度；③水驅(qū)油至含水率達(dá)到98%；④分段塞(段塞組合見表1)注入1 PV自生CO2調(diào)驅(qū)體系；⑤后續(xù)水驅(qū)至含水率98%時停止；⑥重復(fù)步驟④～⑤或分別注入0.1 PV的不同堵劑體系后再重復(fù)步驟④～⑤。分別記錄驅(qū)替過程中油水產(chǎn)量，評價體系的驅(qū)油效果。

2 結(jié)果與討論

自生CO2調(diào)驅(qū)技術(shù)所用的主要藥劑包括生氣劑和釋氣劑兩種。生氣劑一般為碳酸鹽或碳酸氫鹽(pH值高)，釋氣劑一般為活性酸(pH值低)。向地層交替注入兩種藥劑，反應(yīng)后生成CO2泡沫并釋放熱量，從而實現(xiàn)近井解堵和遠(yuǎn)井調(diào)剖的目的。目前，封堵高滲層能力技術(shù)有限，部分井組措施增油效果較差。本實驗利用注入過程中pH值變化大的特點，提出一種利用pH值響應(yīng)性液流轉(zhuǎn)向劑增強技術(shù)封堵效果的方法，即在措施前注入一段pH值響應(yīng)性堵劑(pH值高時產(chǎn)生溶解，pH值低時沉淀)，堵劑會優(yōu)先進(jìn)入高滲層，注釋氣劑時堵劑生成沉淀封堵高滲層，迫使后續(xù)藥劑轉(zhuǎn)向低滲層，從而擴大藥劑波及體積，提高采收率。

表1 注入段塞組合設(shè)計注入次序化學(xué)劑體積/PV1生氣劑溶液0.1252隔離水0.01253釋氣劑溶液0.1254隔離水0.01255生氣劑溶液0.1256隔離水0.01257釋氣劑溶液0.1258隔離水0.01259生氣劑溶液0.12510隔離水0.012511釋氣劑溶液0.12512隔離水0.012513生氣劑溶液0.12514隔離水0.012515釋氣劑溶液0.125

2.1 常規(guī)二輪次自生CO2調(diào)驅(qū)規(guī)律

采用層內(nèi)非均質(zhì)模型進(jìn)行常規(guī)二輪次自生CO2調(diào)驅(qū)物模實驗，對比第一輪和第二輪的調(diào)驅(qū)效果。常規(guī)二輪次自生CO2調(diào)驅(qū)規(guī)律如圖2所示。從圖2可知：水驅(qū)原油采收率為21.5%；第一輪自生CO2調(diào)驅(qū)效果顯著，驅(qū)替過程中驅(qū)替壓差顯著增加、含水率急劇下降，巖心采收率可在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高25.61%；第二輪次自生CO2調(diào)驅(qū)過程中驅(qū)替壓差和含水率僅有小幅波動，原油采收率在一輪次基礎(chǔ)上只提高了0.38%，表明二輪次調(diào)驅(qū)已基本失效。

分析上述實驗結(jié)果可知，常規(guī)一輪次自生CO2調(diào)驅(qū)可有效調(diào)節(jié)非均質(zhì)儲層的分流率，大幅提高原油采收率，但因為該技術(shù)調(diào)驅(qū)能力有限，自生CO2溶液大部分進(jìn)入高滲層，這會進(jìn)一步加劇儲層的非均質(zhì)性，使得二輪次自生CO2調(diào)驅(qū)溶液絕大部分甚至全部進(jìn)入剩余油很少的高滲層。因此，二輪次調(diào)驅(qū)效果會迅速變差乃至失效。

2.2 淀粉凝膠對自生CO2調(diào)驅(qū)效果優(yōu)化

采用層內(nèi)非均質(zhì)模型進(jìn)行物模實驗，第一輪為常規(guī)自生CO2調(diào)驅(qū)，第二輪調(diào)驅(qū)前注入0.1 PV的淀粉凝膠體系，考察淀粉凝膠對二輪次自生CO2調(diào)驅(qū)效果的影響(如圖3所示)。從圖3可知，與常規(guī)二輪次自生CO2調(diào)驅(qū)相比，水驅(qū)和第一輪自生CO2調(diào)驅(qū)規(guī)律基本相同。

第二輪次調(diào)驅(qū)前注入0.1 PV凝膠體系，調(diào)驅(qū)過程中含水率迅速降低，原油采收率在一輪次調(diào)驅(qū)基礎(chǔ)上提高6.11%，證明凝膠體系對一輪次自生CO2調(diào)驅(qū)產(chǎn)生的高滲透層具有很好的封堵作用，能夠有效抑制二輪次自生CO2溶液竄流，實現(xiàn)液流轉(zhuǎn)向，啟動剩余油飽和度高的中低滲透層，從而進(jìn)一步提高采收率。但從圖3也可看出，注入淀粉凝膠后，驅(qū)替壓差急劇增大(可達(dá)0.7 MPa)，且調(diào)驅(qū)結(jié)束后驅(qū)替壓差仍維持在較高數(shù)值，說明淀粉凝膠注入性差，且會影響調(diào)驅(qū)后的注水效果。

2.3 pH值響應(yīng)性液流轉(zhuǎn)向劑對多輪次自生CO2調(diào)驅(qū)效果影響

采用層內(nèi)非均質(zhì)模型進(jìn)行自生CO2調(diào)驅(qū)物模實驗，第二輪自生CO2調(diào)驅(qū)前注入0.1 PV的pH值響應(yīng)型堵劑，考察原油采收率的變化(如圖4所示)。從圖4可知：與常規(guī)二輪次自生CO2調(diào)驅(qū)相比，水驅(qū)和第一輪自生CO2調(diào)驅(qū)規(guī)律基本相同。

第一輪次調(diào)驅(qū)結(jié)束后注入0.1 PV的pH值響應(yīng)性液流轉(zhuǎn)向劑，后續(xù)第二輪次自生CO2調(diào)驅(qū)過程中驅(qū)替壓差在0.05～0.35 MPa反復(fù)波動，含水率隨之起伏，采收率逐漸增加。這是因為pH值響應(yīng)性堵劑在pH值高時溶解，在pH值低時產(chǎn)生沉淀，因此，注生氣劑時堵劑溶解并向地層深處運移，注釋氣劑時堵劑沉淀并封堵高滲層，起到液流轉(zhuǎn)向作用；下一段塞注生氣劑時堵劑再次溶解運移，注釋氣劑時又會生成沉淀。如此循環(huán)，最終起到很好的深度調(diào)驅(qū)作用，可使第二輪次自生CO2調(diào)驅(qū)在一輪次基礎(chǔ)上提高了12.33%。后續(xù)水驅(qū)階段，注入壓力可降至0.05 MPa以下，表明堵劑對后續(xù)注水無影響。

為進(jìn)一步研究液流轉(zhuǎn)向劑改善二輪次自生CO2調(diào)驅(qū)效果的作用機理，對二輪次調(diào)驅(qū)過程中的巖心進(jìn)行了分析，結(jié)果如圖5和圖6所示。

圖5(a)和圖6(a)分別為常規(guī)一輪次調(diào)驅(qū)結(jié)束時的巖心入口端和出口端。因巖心為正韻律放置，剩余油主要集中于入口端和出口端的上半部，巖心滲透率較高的下半部剩余油較少。圖5(b)和圖6(b)分別為注入pH值響應(yīng)性液流轉(zhuǎn)向劑后二輪次調(diào)驅(qū)初始階段的巖心入口端和出口端。從圖5(b)可看出，二輪次藥劑主要從滲透率高的入口端下半部進(jìn)入，遇pH值響應(yīng)性液流轉(zhuǎn)向劑產(chǎn)生大量白色沉淀，迫使后續(xù)藥劑轉(zhuǎn)向從巖心上半部的低滲層進(jìn)入。從圖6(b)可看出，有少量原油從巖心上半部產(chǎn)出，表明堵劑的液流轉(zhuǎn)向作用開始顯現(xiàn)。圖5(c)和圖6(c)分別為二輪次調(diào)驅(qū)結(jié)束時的巖心入口端和出口端，從圖中可看出，入口端上半部的剩余油已基本驅(qū)替干凈，且沒有堵劑殘留，出口端在滲透率較低的上半部有一定量堵劑產(chǎn)出。進(jìn)一步證明液流轉(zhuǎn)向劑起到了很好的深部調(diào)驅(qū)效果，使驅(qū)替過程中產(chǎn)生液流轉(zhuǎn)向，擴大了后續(xù)藥劑的波及體積，最終提高了原油采收率。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

2015年和2018年，分別在渤海油田A區(qū)塊進(jìn)行了兩輪次現(xiàn)場試驗，第一輪為自生CO2調(diào)驅(qū)，第二輪為自生CO2優(yōu)化調(diào)驅(qū)，措施效果見表2。

表2 兩輪次措施效果對比井名施工時間受效油井?dāng)?shù)凈增油/m3遞減增油/m3備注第一輪次A16A02A072015-03-23～2015-04-04146731 371已過有效期第二輪次A12A212018-11-10～2018-11-201410372 317尚在有效期

從表2可知，第一輪對3井組進(jìn)行了常規(guī)自生CO2調(diào)驅(qū)，措施后累計凈增油673 m3，考慮遞減增油1 371 m3；第二輪對2井組進(jìn)行了自生CO2優(yōu)化調(diào)驅(qū)，措施后累計凈增油1 037 m3，考慮遞減增油2 317 m3，較第一輪常規(guī)調(diào)驅(qū)措施增油效果明顯提升。

4 結(jié)論

(1) 通過室內(nèi)實驗研究了多輪次層內(nèi)生氣調(diào)驅(qū)效果的變化規(guī)律。一輪次調(diào)驅(qū)采收率可在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高25.61%，但因為調(diào)剖能力有限，常規(guī)二輪次自生CO2調(diào)驅(qū)藥劑大部分仍會進(jìn)入剩余油飽和度低的高滲層，導(dǎo)致第二輪次調(diào)驅(qū)效果迅速變差。

(2) 淀粉凝膠體系對二輪次自生CO2調(diào)驅(qū)效果具有改善作用。淀粉凝膠可有效封堵高滲透層，抑制二輪次自生CO2調(diào)驅(qū)藥劑竄流，但凝膠封堵強度不可控，注入性較差。

(3) pH值響應(yīng)性液流轉(zhuǎn)向劑可有效改善二輪次自生CO2調(diào)驅(qū)效果。與常規(guī)凝膠堵劑相比，pH值響應(yīng)性液流轉(zhuǎn)向劑提高采收率幅度高，具有注入性好、封堵強度可控、作用距離遠(yuǎn)和對儲層滲透率基本無傷害等優(yōu)點?，F(xiàn)場試驗結(jié)果表明，該技術(shù)具有很好的現(xiàn)場應(yīng)用前景。