层内自生气复合吞吐技术在李堡油田的应用

崔永亮，杨付林，吕红梅，冯贵宾，康玉阳

(1.中国石化江苏油田分公司石油工程技术研究院，江苏 扬州 225009；2.中国石化江苏油田分公司试采一厂，江苏 扬州 225265)

层内自生气复合吞吐技术在李堡油田的应用

崔永亮1，杨付林1，吕红梅1，冯贵宾2，康玉阳2

(1.中国石化江苏油田分公司石油工程技术研究院，江苏 扬州 225009；2.中国石化江苏油田分公司试采一厂，江苏 扬州 225265)

李堡油田属高凝油藏，地层能量不足，油井单井产量低，常规酸压措施有效期短。为增加地层能量，提高单井产量，开展了自生CO2复合吞吐技术在李堡油田的应用研究。室内采用长填砂模型，利用李堡区块的高凝油饱和岩心，考察了含油饱和度、注入速度、注入量、闷井时间、岩心渗透等因素对层内自生气复合吞吐技术提高采收率的影响。结果表明：自生气体系的注入速度越小，注入量越大，含油饱和度越高，闷井时间越长，吞吐效果越好。自生气复合吞吐技术现场应用后单井増油效果显著，措施有效期超过6个月，对高凝油藏低能低产井有很好的提高采收率作用。

自生CO2复合吞吐 增油效果

近年来，国内外油田在CO2吞吐的基础上发展了就地生成CO2技术提高采收率，该技术解决了CO2吞吐的气源、腐蚀结垢、安全和环境影响等问题[1-5]。但是目前在国内，该技术大部分应用主要集中在注水井的降压增注，在提高油井单井产量方面应用较少。江苏油田对传统的就地CO2技术进行了改进，研制出生气量大、产热量高的层内自生CO2复合吞吐技术，并在W5、W8区块稠油油藏成功应用于6口采油井，取得了较好的増油降水效果[6]。从目前现场施工效果看，在江苏油田，层内自生CO2复合吞吐技术对于普通稠油油藏有着较好的提高采收率作用，可以大范围推广应用。高凝油与普通稠油相比，性质组分相似，只是含蜡量、凝固点及粘度更高，对温度的变化也更为敏感。本文在室内采用长填砂模型，用江苏油田李堡区块的高凝油饱和岩心，分别考察了含油饱和度、注入速度、注入量、闷井时间、岩心渗透等因素对层内自生气复合吞吐技术提高采收率的影响。

1 层内自生CO2复合吞吐作用机理

首先是向地层中注入表面活性剂，使其与地层及原油充分接触，降低油水界面张力，提高洗油效率；再向地层中注入层内生气溶液，产生气体和热量，增加油层能量。其作用机理主要有以下几个方面：

(1)增加原油体积。CO2在原油中的溶解度是在水中的3～9倍，因此，生成的CO2大多数溶解到原油中，使原油体积增加10%～30%，原油体积膨胀一是使地层能量增加，二是能起到驱油的作用。CO2溶于原油还能使原油粘度降低，流动性增加。原油的初始粘度越高，粘度降低程度越大。

(2)解除地层堵塞。表面活性剂溶液能降低油水界面张力，使原油乳化形成水包油乳状液，提高洗油效率，同时溶解近井地带的胶质、沥青质等有机沉淀。生成的CO2溶于水中能够生成碳酸，与地层基质起反应。反应生成的碳酸氢盐能溶于水中，增加碳酸盐岩地层尤其是近井地带的渗透性，而且碳酸还能够解除无机盐沉淀造成的无机堵塞，从而增加油井产能。

(3)反应放出大量热量。注入的层内自生气体系在地下反应生成CO2的同时，放出大量热量，使地层原油粘度降低，流动性增加。

2 室内实验

在大量文献研究以及前期现场试验的基础上，研制出自生气体系NS-1，其主要成分为：10%尿素+9%复合酸+催化剂，在浓度相当的情况下，它比传统的生气体系碳酸盐和盐酸产生的CO2量更多。随着浓度的增加，该体系生气量增加，产热量增加[6-8]。

2.1岩心驱油实验

室内岩心驱替实验采用1.5 m长填砂模型，实验装置见图1[6]。

图1 岩心复合吞吐装置

图2 不同含油饱和度对采收率的影响

2.1.1 含油饱和度对采收率的影响

实验温度83 ℃，建立回压6 MPa，NS-1浓度0.8 mol/L，注入速度1 mL/min，注入量0.5 PV，闷井时间2 h。首先进行水驱油，水驱结束后，进行第一周期吞吐实验，接着进行第二、三周期吞吐实验，考察不同含油饱和度对吞吐效果的影响。从图2可以看出，在注入量相当的情况下，不论在哪个吞吐周期，含油饱和度越高，吞吐效果越好。

2.1.2 不同渗透率对采收率的影响

实验温度83 ℃，建立回压6 MPa，NS-1浓度0.8 mol/L，注入速度1 mL/min，注入量0.5 PV，闷井时间2 h。首先进行水驱油，水驱结束后，进行第一周期吞吐实验，接着进行第二、三周期吞吐实验，考察不同渗透率对吞吐效果的影响。从图3可以看出，低渗填砂模型经过一次吞吐可提高原油采收率7.47%，高渗填砂模型经过一次吞吐提高原油采收率只有1.49%，低渗填砂模型采用自生CO2吞吐采油实验效果好于高渗填砂模型。

图3 渗透率对采收率的影响

2.1.3 表面活性剂对采收率的影响

实验温度83 ℃，建立回压6 MPa，NS-1浓度0.8 mol/L，注入速度1 mL/min，注入量0.5 PV，闷井时间2 h。首先进行水驱油，水驱结束后，进行吞吐实验，加入表活剂时，一次吞吐采收率达到7.12%，而未加表活剂时的一次吞吐采收率为6.08%。从图4可以看出，表活剂的加入可以明显改善吞吐效果。

图4 表面活性剂对采收率的影响

2.1.4 闷井时间对采收率的影响

实验温度83 ℃，建立回压6 MPa，NS-1浓度0.8 mol/L，注入速度1 mL/min，注入量0.5 PV，首先进行水驱油，水驱结束后，进行吞吐实验，考察闷井时间对采收率的影响。从图5可看出，随着闷井时间的增加，吞吐提高采收率提高，时间越长，吞吐效果越好。

图5 闷井时间对采收率的影响

2.1.5 不同注入量对采收率的影响

实验温度83 ℃，建立回压6 MPa，NS-1浓度0.8 mol/L，注入速度1 mL/min，闷井时间2 h，首先进行水驱油，水驱结束后，进行吞吐实验，考察不同注入量对采收率的影响。从图6可看出，随着注入量的增加，吞吐采收率提高，注入量越大，吞吐效果越好。

图6 注入量对采收率的影响

2.1.6 不同注入速率对采收率的影响

实验温度83 ℃，建立回压6 MPa，NS-1浓度0.8 mol/L，注入量0.5 PV，闷井时间2 h，首先进行水驱油，水驱结束后，进行吞吐实验，考察闷井时间对采收率的影响。从图7可看出，随着注入速率的提高，吞吐采收率降低，注入速率越小，吞吐效果越好。

图7 注入速率对采收率的影响

3 现场应用

B1-7井是江苏油田的一口高凝油井，投产初期就无法测出动液面，通过酸压，产液量有所上升，但之后产量递减较快，主要原因是油藏地层能量低，经过多次检泵，动液面无法测出，表现出供液能力不足的特征。该井施工前生产情况见表1。

针对B1-7井地层能量不足，原油凝点高的特点，采用层内自生CO2技术，通过在油层内产生大量气体，增加地层能量，所产生热能起到降粘作用，同时注入的弱酸能够解除近井带堵塞，从而使单井产量得到提高。施工过程中累计注入180 m3生气剂以及15 m3顶替液。

表1 B1-7井施工前生产情况

图8 B1-7井层内生气施工前示功图

图9 B1-7井层内生气施工后示功图

冲程：2.937 m;冲次：2.906 min-1；

最小载荷：47.83 kN；最大载荷：79.19 kN

图10 B1-7井生产情况

从图8，9中可看出，施工前，B1-7井的示功图近似于“刀把”的形状，造成这种现象的原因，有可能是泵筒中有气体造成悬点载荷增加，或者是由于动液面过低，液体无法充满泵筒。结合其他资料可知，B1-7井供液能力不足，油藏能量低。施工后，其示功图形状近似于理论情况，表现出良好的供液能力。日产液量由原来的0.9 t上升到3.0 t，日产油由原来的0.6 t上升到2.5 t，最高达到3.2 t,含水率下降16.6%。截止2014年3月，该井累计増油290 t，生产情况见图10。

4 结论

(1)层内自生气剂注入速度越小，注入量越大，含油饱和度越高，闷井时间越长，吞吐效果越好。

(2)在层内自生气吞吐过程中加入表面活性剂，能够明显提高吞吐效果。

(3)层内自生气技术对高凝油藏中低能低产井有很好的提高采收率作用。

[1] 克林斯M A.驱油机理及工程设计[M]，程绍进译．北京：石油工业出版社，1989：10-20．

[2] Saner W B，Patton J T．CO2recovery of heavy oil: Wilmington field test [J].JPT，1986，38(6)：769-776．

[3] Bakshi A K，OgbeDO．Feasibility study of CO2simulation in the west Sak field, Alaska[C].SPE 24038，1992：151-158．

[4] Song C，Yang D．Optimization of CO2flooding schemes for unlocking resources from tight oil formations[C].SPE 162549，2012．

[5] Yang F，Deng J，Xue Y．Jiangsu Oilfield’s carbon dioxide cyclic stimulation operations: lessons learnt and experiences gained[C].SPE 139599，2010．

[6] 杨付林，朱伟民，余晓玲，等．层内生气吞吐工艺在江苏油田W5稠油油藏的应用[J].复杂油气藏，2013，6(3)：71-73.

[7] Bakhtiyarov S I，Grigg R，Svec R,et al．Experimental study of salinity effect on in-situ generated carbon dioxide [J].International Journal of Manufacturing Science and Technology，2007，1(1)：47-59．

[8] Bakhtiyarov S I,Shakhverdiyev А K，Panakhov G M，et al.Volume and pressure measurements in oil recovery by in-situ gas generation[J].International Journal of Manufacturing Science and Technology，2007，1(1)：1-11．

(编辑 谢 葵)

Application of in-situ gas generation huff-n-puff technology in Libao Oilfield

Cui Yongliang1，Yang Fulin1，Lü Hongmei1，Feng Guibin2,Kang Yuyang2

(1.PetroleumEngineeringTechnologyResearchInstituteofJiangsuOilfieldCompany,SINOPEC,Yangzhou225009;China；2.NO.1OilProductionPlantofJiangsuOilfieldCompany,SINOPEC，Yangzhou225265,China)

Libao Oilfield belongs to a high pour point crude reservoir，which has poor formation energy，low production rate of single well，and short validity period of acid fracturing.In order to increase the formation energy and improve the production rate of single well，thein-situgas generation huff-n-puff technology was studied.In long sand-packed models，using high pour point crude oil taken from Libao Oilfield，experiments were carried out on the effects of factors such as oil saturation，injection rate，injection volume，soak time，permeability on incremental oil recovery rate.Lab results showed that the smaller the injection flow rate was，the bigger the injection volume was，the higher the oil saturation was，the longer the soak time was，the higher the oil recovery rate was.The technology was applied in B1-7 well.After treatment，the oil production rate was increased significantly.Up to now，the validity period reaches more than six months.The field results showed that the technology can improve single well’s production rate in high pour point reservoir.

in-situgas generation；compound huff-n-puff；incremental oil effect

TE357.4

A

2014-04-09；改回日期2014-05-19。

崔永亮(1983—)，硕士，现主要从事三次采油技术研究。电话：0514-87762610，E-mail：cuiyl.jsyt@sinopec.com。

攻关项目：中国石化江苏油田分公司(JS13038)。