渤海P油田层内生成CO2调驱技术

2020-06-17郑玉飞徐景亮

石油钻探技术 2020年2期

郑玉飞，李翔，徐景亮，于萌

（中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津 300459）

渤海P油田位于渤海中南部海域，由多个断块组合而成，在纵横向上具有多套油水系统，属于典型的疏松砂岩稠油油藏，以陆相河流相、三角洲相沉积为主，平面及纵向非均质性强。该油田采用大段防砂、强注强采的开发模式，水驱开发效率低，目前油田综合含水率已达83.1%，但采出程度仅15.1%；另外，由于注入水水质差、注水强度高，致使注水井无机堵塞严重，注水压力长期居高不下，难以满足配注要求[1]。

为解决该问题，经广泛调研发现，层内生成CO2调驱技术无需天然气源、注入工艺简单，能够很好地克服常规CO2驱的局限性，得到国内外学者的广泛关注，并开展了相关研究和矿场试验[2-6]。1999 年，Kh. Kh. Gumersky 等人[7]最先发现碳酸（氢）盐在地层条件下能够与酸发生反应生成大量的CO2，并于2000-2004年在Novo-Pokursky油田开展了矿场驱油试验，3个月累计增油量超过2 700 t；2010 年，B. J. B. Shiau 等人[8]系统研究了可在储层自发生成CO2的氨基甲酸铵和氨基甲酸甲酯等化学药剂及其调驱机理。国内也相继开展了层内生成CO2调驱技术研究和先导性试验，邓建华等人[9]依据层内生成CO2的机理研制了KD-79单液生CO2体系和KD-79双液生CO2体系，驱替试验表明，这2种体系都可以起到调剖、驱油的作用；赵仁保等人[10]利用填砂管进行了层内自生CO2的试验研究，结果表明向生CO2体系中添加起泡剂可有效控制CO2气体在高渗管中的窜流；2008年3月开始，河南油田魏岗和江河井区的9口井实施了层内生CO2深部解堵增注措施，措施后平均注入压力为3.64 MPa，累计增注量 61 179 m3，有效期长达 322 d[11]；2016年，李文轩等人[12]通过室内试验筛选出以盐酸和小苏打为主剂的层内自生CO2解堵体系，矿场试验表明，该体系具有优良的的暂堵分流能力和增油效果。

笔者针对渤海P油田的储层特征及开发特点，提出采用集调剖、驱油、增注于一体的层内生成CO2调驱技术，然后通过室内试验优选了适用于渤海P油田的生CO2体系及配套的泡沫体系，并将其规模化应用于现场，取得了良好的调整注水井吸水剖面、降压增注和稳油控水效果，为渤海P油田的高效开发提供了技术手段。

1 层内生成 CO2 调驱基本原理

层内生成CO2调驱技术通过向目的层分段塞交替注入生气剂和释气剂，2种药剂在油层内发生化学反应放热并释放出CO2气体，与注入的发泡体系共同作用于油层。该技术在保留常规CO2驱优点的同时克服了其缺点，能够同时实现近井调剖、解堵和远井驱油的功能，其具体作用原理如下：

1）解堵作用。生气剂和释气剂反应放热可解除有机堵塞，起降压增注作用。

2）调剖作用。生成的CO2与发泡体系作用形成CO2泡沫，并与添加的稳定剂配合，可以封堵高渗层，改善水驱效果。

3）驱油作用。CO2溶于原油，使原油体积膨胀，原油黏度和油水界面张力降低。

4）降黏作用。生气剂与释气剂发生化学反应放出的热量可以降低原油的黏度。

2 层内生成 CO2 调驱关键技术

针对渤海P油田储层非均质性严重和近井地带污染等问题，根据调剖、解堵和驱油一体化的思路，进行层内生气调剖关键技术研究，主要进行了生气体系优选、泡沫体系筛选和稳定剂优选。

2.1 生气体系优选

利用化学反应釜考察了生气剂和释气剂对生气量和生气速率的影响，以获得最优生气体系。层内生气试验装置如图1所示。

图 1 层内生气试验装置Fig.1 Experimental device of in-situ CO2

分别选用相同浓度的生气剂A，B和C与释气剂D，E和F，预先将生气剂A，B和C溶液置于图1中的广口烧瓶中，然后用酸式滴定管加入相同浓度的释气剂D，E和F，考察其生气量和生气效率，60 ℃下的生气效果见表1。

从表1可以看出，生气剂A，B和C与释气剂D反应的生气量最大，生气效率最高，生气量在280 mL左右，生气效率均达到96.0%以上。考虑经济性和稳定性，选择生气剂A+释气剂D的生气体系。

2.2 泡沫体系筛选

2.2.1 发泡剂筛选

在100 mL模拟地层水中分别加入不同量的发泡剂，配制成发泡剂溶液，采用Waring Blender法考察其发泡体积和析液半衰期，结果如图2、图3所示。

表 1 不同生气体系的生气效果（60 ℃）Table 1 Statistics of system components and gas generation effects (60℃)

图 2 不同发泡剂在不同加量下的发泡体积Fig.2 Changes of foaming volume with the concentration of different foaming agents

图 3 不同发泡剂在不同加量下的析液半衰期Fig.3 Changes of half-life time with the concentration of different foaming agents

从图2和图3可以看出，发泡剂加量较小时，不同发泡剂的发泡体积和析液半衰期均随着加量增加而增加；但发泡剂加量过大时，其发泡体积和析液半衰期反而略有下降。这是因为发泡剂加量增加到一定程度时，其分子在气液表面排列的无序度增加，致密度降低，造成泡沫液膜强度减弱，稳定性随之降低。从图2和图3还可以看出：发泡剂2～5不仅发泡体积大，且泡沫的稳定性好，因此选取发泡剂2～5进行复配，进行下一步筛选。2.2.2 发泡剂复配筛选

发泡剂加量控制在0.3%，将发泡剂2～5分别以2∶1和1∶2的比例进行复配，考察复配后的发泡性能，结果如图4所示（图4中，发泡体系1为发泡剂2和发泡剂3按2∶1复配；发泡体系2为发泡剂2和发泡剂3按1∶2复配；发泡体系3为发泡剂2和起泡剂4按2∶1复配；发泡体系4为发泡剂2和发泡剂4按1∶2复配；发泡体系5为发泡剂2和发泡剂5按2∶1复配；发泡体系6为发泡剂2和发泡剂5按1∶2复配；发泡体系7为发泡剂3和发泡剂4按2∶1复配；发泡体系8为发泡剂3和发泡剂4按1∶2复配；发泡体系9为发泡剂3和发泡剂5按2∶1复配；发泡体系10为发泡剂3和发泡剂5按1∶2复配；发泡体系11为发泡剂4和发泡剂5按2∶1复配；发泡体系12为发泡剂4和发泡剂5按1∶2复配）。从图4可以看出，发泡体系5（发泡剂2和发泡剂5以2∶1的比例复配）的发泡体积为740 mL，析液半衰期达219 s，表现出优良的协同效应。因此，选0.2%发泡剂2+0.1%发泡剂5作为发泡体系。

2.3 稳定剂的筛选

为保证泡沫在渗流过程中能封堵优势渗流通道，需要加入稳定剂。利用渗透率 2 000～10 000 mD的填砂模型进行流动试验，考察泡沫加入不同稳定剂后对不同渗透率渗流通道的封堵能力，结果如图5所示。从图5可以看出，泡沫加入稳定剂1对高渗渗流通道的封堵率基本保持在90%左右，封堵性能最好；泡沫加入稳定剂2对低渗渗流通道的封堵性较好，但由于其溶解性好，易被冲刷，封堵率随渗透率升高下降很快，稳定性较差；泡沫加入稳定剂3和稳定剂4的封堵性能比加入稳定剂1差，但比加入稳定剂2强。综上所述，选用稳定剂1。

3 现场应用

渤海P油田先后进行了5批次15井组的层内生成 CO2调驱作业，累计注入调剖剂 15 423 m3，措施后累计增注量 69 986 m3，累计增油量达 33 413 m3，措施成功率100%，取得了显著的调剖、降压增注和稳油控水效果。下面以渤海P油田B1注采井组为例介绍该技术的具体应用情况。

根据渤海P油田B1注采井组的地质油藏特征，利用室内优选的生气体系和发泡体系，进行层内生成CO2方案设计，以降低该井组注水井的注入压力，增加注水量的同时提高驱油效率，提高油井产油量。具体步骤为：

1）根据注水井和生产井的井距、注水层有效厚度、油层孔隙度等油藏资料，利用层内生成CO2数学模型，计算出措施井注入药剂的量。

2）根据井组的具体情况确定药剂的段塞组合，以确保药剂在地层中能充分混合反应。B1注采井组注水井B1井的注入段塞组合如表2所示。

3）按照设计在钻井液池中配制药剂溶液，分别使用钻井泵和酸化泵以油管正注的方式将生气剂、释气剂和稳定剂笼统注入目的层位，作业方式为不动管柱作业，施工周期短，作业成本低。

4）注入过程中根据现场地层吸水测试结果不断优化药剂注入排量。前期控制注入速度，使药剂优先进入高渗层进行封堵；后期适当提高注入速度，启动低渗层。

表3为B1注采井组注水井B1井应用层内生成CO2调驱技术前后吸水剖面测试结果。由表3可知，应用层内生成CO2调驱技术后，强吸水层的吸水能力降低，弱吸水层的吸水能力增强，如吸水能力较弱的第4小层的吸水量占比大幅提高（从5%增至73%），而主力吸水层第3小层的吸水量占比显著减小（从69%降至13%），表明层内生成CO2调驱技术取得了良好的调剖效果。

应用层内生成CO2调驱技术后，注水井B1井的视吸水指数提高了24.6%，累计增注量达20 721 m3。与注水井B1井对应的8口受效生产井累计净增油量 2 430 m3，考虑递减后的增油量 4 724 m3，平均有效期长达5个月。