二氧化碳驱特低渗油藏的封窜体系性能评价

2014-10-17刘必心侯吉瑞李本高

特种油气藏 2014年3期

刘必心，侯吉瑞，李本高，张磊

(1.石油化工科学研究院，北京 100083;2.中国石油大学，北京 102249;3.中国石油大学，山东青岛 266580)

引言

目前中国投入开发的油田中低渗、特低渗油藏的比例越来越大［1－3］。为了提高该类油藏的开采效果，国内外进行了大量的研究，结果表明利用气体良好的注入性可以极大的提高采收率［4－5］。在注气方面，与其他气体相比CO2具有更好的驱油特性［6－8］，因此，注CO2技术的发展最快，效果非常明显，且利用CO2可减轻温室效应。但油藏中的裂缝、储层基质的非均质性、CO2与原油之间不利的流度比，使CO2易窜逸，导致开发效果变差［9－11］。

目前，国内外还没有很好的办法封堵特低渗透油藏CO2驱的气窜通道，寻找一种新的能封堵气窜通道的化学剂十分必要。特低渗油层的物性要求堵剂具有良好的注入性、较强的封堵能力和较长的封堵持续时间，传统的凝胶类调剖剂因成胶前黏度较大，从而对于特低渗油藏存在注入性差的问题。为此，选用常温常压下为液态、高温油藏条件下为气态的正丁胺作为封窜剂来开展对特低渗透油藏的封窜实验研究，以期待解决特低渗透油藏CO2驱的气窜问题。

1 封堵机理

1.1 正丁胺的物化性质

正丁胺(H2NCH2CH2CH2CH3)，又称1－氨基丁烷。无色、透明、易挥发，熔点为－50.5℃、沸点为77.8℃，相对密度为0.7414，能与水、乙醇、乙醚混溶。正丁胺能与CO2发生反应生成碳酸盐固体颗粒，用于封堵气窜通道。渗透率高的气窜通道中CO2浓度较高，是反应发生的主要空间，反应发生后可对气窜通道进行有效封堵;而CO2未波及或者波及较少的低渗区域，CO2浓度非常低，反应很难发生，因而不会对低渗层产生封堵。

1.2 正丁胺与CO2的化学反应

正丁胺是一元伯胺，与CO2反应的产物为单一的固体盐颗粒，属于氨基甲酸类物质。正丁胺与CO2的化学反应式如下［12］:

该反应属于CO2与有机胺反应合成有机脲的过程，反应产物是单一的固体颗粒，具有很大的强度。反应历程为:CO2先与扩散在气体中的胺或者溶液表面的胺反应生成疏松的颗粒;接着气态的CO2能快速地穿过颗粒与容器中的胺继续反应，生成有机脲。

2 反应产物的动态评价实验

2.1 实验设备及材料

实验设备及材料包括:正丁胺，化学纯;乙醇，化学纯;CO2高压气瓶;高压恒速恒压泵(HXH－100B);天然方岩心(4.5 cm×4.5 cm×30 cm);哈氏合金高压容器;计算机自动测压装置;恒温装置;岩心夹持器。实验用油为延长靖边采油厂原油油样，地面黏度为11.54 mPa·s;实验用水为延长靖边油田采出水，矿化度为70000 mg/L。

2.2 实验方法

2.2.1 注入性能评价方法

设定4组实验温度为45、65、85、100℃。将岩心烘干后抽真空，饱和水，饱和油，CO2气驱至气窜后进行2组对比实验，一组直接向岩心中注入正丁胺，另一组加前置保护段塞乙醇后再注入正丁胺，记录压力变化情况。

2.2.2 反应产物的封堵强度测试方法

封堵强度用突破压力来表征。测突破压力的方法与水驱物理模拟实验类似，具体方法可见文献［13］，只需将驱替介质用CO2代替水即可。

2.2.3 正丁胺的封窜驱油实验方法

采用并联岩心实验，一组高渗岩心，一组低渗岩心，将2组岩心烘干后抽真空，饱和水，饱和油，注入CO2气驱至气窜时停止驱替。分别注入前置保护段塞，正丁胺以及后置保护段塞，关闭岩心夹持器24 h，使正丁胺与CO2充分反应，之后进行后续CO2驱替，直至再次气窜时停止，驱替过程中记录出油量和气体流速。

3 实验结果与讨论

3.1 正丁胺的注入性能

实验中采用的岩心参数和注入参数见表1。

表1 岩心参数及注入参数

图1 加保护段塞后正丁胺注入量与注入压力间的关系

图2 直接注正丁胺注入量与注入压力间的关系

图1、2对比了加保护段塞和直接注正丁胺时注入压力与注入孔隙体积倍数的变化关系。从这2个图中可知，加保护段塞可明显降低注入压力，提高正丁胺的注入能力。对于温度为45、65、85、100℃的油藏，加入保护段塞后正丁胺均有较好的注入性能，在注入0.2倍孔隙体积时最高压力仅为1.1 MPa，而直接注正丁胺0.2倍孔隙体积时压力超过了6 MPa，此时由于压力过高，停止驱替，这表明正丁胺与CO2接触后能快速发生反应生成颗粒盐堵塞岩心入口端。因此，不加保护段塞直接注入会使正丁胺的注入能力变差，且油藏温度越高注入压力越高，这是由于温度越高，正丁胺的挥发性越好，反应越快，在入口端生成产物的量越大，使得注入压力越高。对于加保护段塞的情况则是温度越高乙醇和正丁胺的挥发性越好，与气相性质越接近，乙醇的隔离作用使得体系的注入性能越好，因而温度越高注入压力越低。

3.2 正丁胺反应产物的封堵强度

实验过程中所用的岩心孔隙体积为92.4 cm3，孔隙度为 15.8%，渗透率为 6.3×10－3μm2，饱和油体积为60.3 mL，含油饱和度为65.3%。实验结果见图3。从图3可知，注入正丁胺后突破压力可达4.5 MPa，被突破后压力维持在3 MPa左右，表明正丁胺具有较高的强度，能封堵高渗层启动低渗层，且被突破后具有一定的残余阻力系数，能够转变后续气体的流向，扩大体系的波及体积。

图3 正丁胺突破压力

3.3 正丁胺封窜驱油实验

实验中注入段塞结构为:0.1倍孔隙体积前置段塞+0.2倍孔隙体积正丁胺+0.1倍孔隙体积后置段塞。考察实验温度为 45、65、85、100℃，渗透率级差为4.3条件下，正丁胺封堵高渗层提高采收率的幅度。实验材料和岩心参数见表2。

表2 非均质岩心正丁胺封窜实验

从表2中可知，注入正丁胺封窜剂体系可封堵高渗层，启动低渗层。封堵后高渗层的气体流量大幅降低，降低幅度达90%以上，且高渗层的气体流速与低渗层的气体流速基本一致，这说明注入的正丁胺降低了储层的非均质程度，使得高渗层的有效渗透率与低渗层的有效渗透率接近;在提高采收率方面对低渗层的效果非常明显，能提高采收率达18%以上，对高渗层也能起到一定的作用，通过对比封堵前后的采收率可以看出，高渗层采收率提高5%以上，表明注入正丁胺能大幅度地提高非均质特低渗油层的采收率。这是因为正丁胺属于小分子胺类物质，在油藏温度达到或者超过其沸点时正丁胺的挥发性很强，在多孔介质中扩散传质的速度快，能够深入地层进一步扩大波及体积，因而对高渗层的封堵效果比较好。