CO2增注剂与油藏的适应性

2020-12-28田巍

科学技术与工程 2020年33期

田巍

(1.中国石化中原油田分公司勘探开发研究院，濮阳 457001； 2.中国石化中原油田博士后科研工作站，濮阳 457001)

近年来，中外很多油田进入高含水开发期，CO2驱技术是高含水油藏三次采油有效的技术手段[1-4]，利用现有井网转注CO2是目前低油价下经济可行的开发方式，而对于一些特殊的低渗油藏，尤其是高压低渗油藏，注水很困难，转注气的压力也会很高[5]，这对注入配套设备要求就很高，因此需要采取措施降低该类油藏转注气注入压力，提高其注入能力。目前，未见关于油藏提高气体注入能力方面的相关报道，但对于提高注水注入能力方面的研究较为成熟[6-11]，也得到了广泛的应用，这为注气能力方面的研究提供一些参考。转注气后，地层中的可动水流动困难也是导致后续注气压力高的重要原因。目前提高注水能力的方法主要有加药法[8，11-15]、人工压裂法[10]等，但人工压裂法会加剧后续注气的气窜。加药法常用药剂有降低界面张力增注剂[11]、改善润湿性增注剂[12]等，使用增注剂就要开展增注剂与储层的适应性研究，目前对于增注剂与储层的适应性方面的系统研究较少，对增注剂单方面性能评价的文献较多[16-24]。为此，以中原油田某低渗油藏为例，对增注剂与储层的适应性进行系统评价，同时提供了一种适于储层的增注剂浓度优选的方法，以期为油藏注气开发提供科学参考。

1 储层特征

目标储层位于东濮凹陷中央隆起带北部濮卫结合部、卫东断层下降盘，属于构造油藏，油藏平均深度3 700 m，温度114～128 ℃，原始地层压力34.5～39.29 MPa。储层岩性主要为浅灰色泥质石英粉砂岩、细砂岩，灰色白云质石英粉砂岩、细砂岩，砂岩碎屑主要为石英、长石、岩屑。碎屑颗粒粒度一般为0.01～0.4 mm，粒度中值0.073 mm，分选系数1.51，磨圆度为次棱-次圆，分选好-中等，砂岩胶结类型以孔隙式为主，其次为基底-孔隙式，胶结物以泥质和白云质为主。储层矿物种类以石英、铁白云石、斜长石和方解石为主，石英占44.43%，铁白云石占22%，斜长石和方解石类分别占17.18%、12.50%；主要黏土矿物成分为伊利石，相对含量平均为47.5%，其次是绿泥石和伊/蒙间层，含量分别为11%、37.25%，高岭石含量较少，为4.25%。地面原油密度为0.851 4 g/cm3，地面原油黏度为9.0 mPa·s，含硫0.31%，凝固点33 ℃，原油性质好，具有低密度、低黏度、低含硫的特点，非常适合采用CO2驱开发。油藏饱和压力为22.88 MPa，原始气油比153 m3/m3，最小混相压力为29.72 MPa，储层平均渗透率3.25 mD，平均孔隙度12.365%，属于低孔-低渗型储层；毛管半径主要集中分布在0.006～6.3 μm，对渗透率有贡献的毛管主要分布在0.1～6.3 μm，储层物性相对较差。从2006年开始采用油井和水井转注气的方式，注气过程中发现水井转注气的注入压力较高，影响注入设备的使用寿命，因此需要采取措施进一步降低转注气注入压力，提高水井转注气的注入能力。

2 增注剂与储层流体的适应性

按照提高流体流动能力和降低岩石附加阻力两方面进行考虑，分别选取降低油水界面张力型表面活性剂和改善岩石润湿性型纳米乳液两类增注剂，每类分别确定几种不同的增注剂进行优选。实验所用地层水按照实际地层水矿物组成由实验室配制，实验在实际地层温度和压力下进行。

2.1 与地层水的匹配性

实验在高温高压容器中进行，严格模拟油藏的温度和压力条件，将增注剂与地层水充分混合溶解，观察是否有沉淀和絮状物质生成，从实验开始至30 d，若混合液一直清澈无沉淀或絮状物生成，则认为与地层水匹配，否则不匹配，最终得到适用于储层的增注剂类型。

对于降低油水界面张力型增注剂，选取其他油田在用的编号分别为YB-1、FB-1、LB-1增注剂，与配制的模拟地层水充分混合，稀释成不同浓度，分别观察是否有沉淀和絮状物质生成，实验结果如表1所示。从表1中可以看出，YB-1和LB-1两种增注剂与地层水均匀稀释4种不同的浓度后，溶液均为澄清透明样，均无沉淀和絮状物生成，说明这两种增注剂与地层水是匹配的，FB-1增注剂在与地层水均匀稀释四种不同的浓度后，溶液均呈现为浑浊状态，有悬浮絮状物生成，说明该增注剂与地层水不匹配的，为此所选的3种增注剂淘汰FB-1增注剂，暂定YB-1和LB-1增注剂。

对于改善岩石润湿性型增注剂，选取编号分别为NR-1、TF-1、TH-1增注剂，与配制的模拟地层水充分混合，稀释成不同浓度，实验结果如表2所示。从表2可以看出，TF-1和TH-1两种增注剂在与地层水均匀稀释四种不同的浓度后，溶液均呈现为浑浊状态，有悬浮絮状物生成，说明这两种增注剂与地层水不匹配，只有NR-1增注剂与地层水均匀稀释四种不同的浓度后的溶液均为澄清透明样，无沉淀和絮状物生成，说明该增注剂与地层水是匹配的，为此所选的3种增注剂淘汰编号为TF-1和TH-1两种增注剂，暂定NR-1增注剂。

表1 改变油水界面张力型增注剂与地层水的适应性

表2 改变岩石润湿性型增注剂与地层水的适应性

2.2 改变油水界面张力性能及稳定性

将增注剂与地层水配成一系列不同浓度的溶液，并在地层温度压力条件下与原油充分搅拌混合1 h以上，形成油水乳化物，而后静置，转样至界面张力仪中，测定界面张力，如此反复测定不同时刻的油水乳化物的界面张力，可以确定改变界面张力的能力，通过不同时刻的增注剂油水乳化物的界面张力的数据可以确定其改变油水界面张力的稳定性。实验结果如图1、图2所示。由图1可知随着增注剂浓度的增加，油水界面张力先降低并稳定在一定的浓度区间上，当增注剂浓度高于一定值后，界面张力逐渐增加；对于YB-1增注剂，在增注剂浓度为0.02%时对应的界面张力为1 mN/m，之后随着增注剂浓度的增加而逐渐降低，在增注剂浓度为0.05%降低接近最低值0.1 mN/m，浓度为0.05%～0.08%对应的界面张力基本稳定在0.1 mN/m，在增注剂浓度高于0.08%之后，界面张力逐渐增加；LB-1增注剂表现出与YB-1相同的变化趋势，可见对界面张力发挥最佳效果的增注剂浓度存在一个最佳区间，即0.05%～0.08%。图1中LB-1溶液的界面张力要比YB-1低一个数量级，说明LB-1降低界面张力的效果要优于YB-1。

图2为浓度为0.05%的YB-1和LB-1两种增注剂降低油水界面张力数据。从图2可以看出，两种增注剂在混合溶液形成初期的界面张力随着时间的推移而逐渐降低，至20 min以后逐渐趋于稳定，之后几乎没有大的波动，基本稳定于某一数值。YB-1增注剂溶液的界面张力在20 min以后基本稳定在0.1 mN/m；LB-1增注剂溶液的界面张力在20 min以后基本稳定在0.01 mN/m，所以由以上两种增注剂与原油分别所形成溶液的油水界面张力稳定，不会随着时间的变化发生大的波动，分析可知，该类增注剂从降低界面张力和稳定性能方面来说是适合该类油藏的，但需确定合适的浓度区间。

图1 YB-1和LB-1型增注剂溶液的界面张力与浓度关系Fig.1 Relationship between interfacial tension and concentration of YB-1 and LB-1 injection enhancer solutions

图2 浓度0.05%的两种增注剂降低油水界面张力的稳定性Fig.2 Stability of reducing interfacial tension between oil and water by two injection enhancers with concentration of 0.05%

2.3 对地层原油的乳化性能

在地层温度压力条件下，将原油与增注剂溶液按照1∶1进行充分混合，并在高速分散均质机中乳化10 min，转速为3 000 r/min，而后在恒温油浴容器中静置24 h，记录析水体积，计算析水率，析水率越低，乳化性能越好。实验结果如图3所示。图3中，乳状液在形成初期，析水高度较小，析水率较低，随着时间延长析水高度逐渐增加，析水率增加，直至在15 h之后，析水高度几乎不再变化，析水率接近最大值，并逐渐趋于稳定。浓度为0.06%的 LB-1增注剂在与原油乳化成乳状液形成初期的析水率为0，之后随着时间延长而逐渐增加，在15 h时的析水率为25.6%，之后稳定在25.8%；而浓度为0.4%的NR-1增注剂与原油配制的乳状液在15 h时的析水率为51.2%，之后一直稳定在51.2%，可见无论是降低界面张型增注剂还是改善润湿性型增注剂都可以与原油形成稳定的乳状液，增注剂浓度越高，所形成乳状液的析水率越低，说明浓度越高所形成的乳状液乳化效果越好。

分析表明，这两种增注剂从乳化性能方面来评价是适合该类油藏的，但要确定合适的增注剂注入浓度区间。

图3 LB-1、NR-1增注剂溶液与原油乳状液析水变化Fig.3 Water evolution of emulsion formed by LB-1 and NR-1 injection and crude oil

3 增注剂与储层岩石的适应性

3.1 改变润湿性及稳定性

图4 岩石接触角随NR-1增注剂浓度变化关系Fig.4 The rock contactangle changes with the concentration of NR-1 injector

采用接触角测定的方法，分别测定不同浓度的增注剂溶液与岩石接触角，每个浓度下 0～12 h内每小时测定一次接触角，而后每24 h测定一次，直至测定30 d，通过不同时刻接触角的数据可以确定其改变润湿性能力的稳定性，实验结果如图4、图5所示。图4中，随着NR-1增注剂浓度的增加，其与岩石的接触角逐渐增大，由最初未加增注剂的30.50°逐渐增加到0.2%NR-1增注剂的96.09°，之后继续增加至0.3%NR-1增注剂的105.55°，最后稳定在102°，分析认为改善润湿性主要是由岩石表面吸附纳米乳液颗粒物引起的，纳米乳液在岩石表面的吸附为多层吸附，在浓度高于一定数值之后，岩石表面吸附单层已达最大吸附量，此后再引起吸附为多层吸附，继续加大纳米乳液的浓度，虽然吸附量一直在增加，但是对润湿角的影响不大。

图5为增注剂改善润湿性的稳定性。可以看出两种浓度的增注剂与岩石的接触角随时间延长而增加，但变化幅度较小，0.05%NR-1增注剂在老化时间为0.5 d时对应的岩石接触角为31°，老化时间为10、20、30 d时对应的岩石接触角分别为33.6°、34.1°和34.7°，0.4%NR-1增注剂表现出上述相同的变化趋势，说明NR-1增注剂作用时间较长，总体来说作用效果相对较为稳定，并且作用时间越长效果越好，可见该增注剂是适合作为该类油藏注水后增注CO2。

图5 NR-1增注剂改善润湿性的稳定性Fig.5 Stability of NR-1 injection enhancer to improve wettability

3.2 吸附滞留性能

注入的药剂通过岩石表面吸附来改善岩石的润湿性，吸附损失量的多少直接影响增注剂的用量。对于单分子层吸附来说，吸附量越多，对改变润湿性效果会越好，但是吸附量越多在达到吸附平衡前所消耗的增注剂越多，同时吸附损失量越多，也会增加药剂用量，因此通常采用动态吸附量作为吸附性能的重要指标，动态吸附量是流体流动状态下达到吸附平衡状态的增注剂的吸附量。

实验室主要是通过增注剂注入前后的溶液浓度差来反映吸附量的变化，实验结果如图6所示。对于改善润湿性的纳米乳液增注剂NR-1，动态吸附量随着增注剂浓度的增加由0.88 mg/g缓慢增加至1.07 mg/g，而当NR-1浓度高于0.2%后，动态吸附量急剧增加至2.52 mg/g，当NR-1浓度高于0.4%之后，动态吸附量的增速逐渐变缓；而对于降低界面张力的增注剂LB-1，动态吸附量随着增注剂浓度的增加由0.05 mg/g缓慢增加至0.13 mg/g，而当LB-1浓度高于0.02%后，动态吸附量急剧增加至1.28 mg/g，当浓度高于0.06%，动态吸附量的增速极小，并逐渐趋于稳定；对比两种增注剂的动态吸附质量数据可以发现，两种增注剂动态吸附量随浓度的变化而变化的趋势基本相一致，只是在动态吸附量曲线的最后阶段存在一定差异，主要是由于降低界面张力型增注剂LB-1在多孔介质表面的吸附属于单分子层吸附，表面吸附量达到最大并达到吸附平衡后，继续增加增注剂浓度，吸附量也不会有大的变化；而纳米乳液增注剂NR-1则不同，纳米乳液在多孔介质表面的吸附属于多分子层吸附，在最接近多孔介质的吸附层吸附达到最大量后，随增注剂浓度的增加在该吸附层之外可以继续吸附多层纳米颗粒，虽然继续吸附的增加量对改善润湿性作用不大，但动态吸附量增加的趋势非常明显，这也是导致纳米乳液改善润湿性增注剂的动态吸附量远远大于降低界面张力型增注剂的重要原因。

综上可知，LB-1、NR-1增注剂从吸附滞留性能方面评价是适合该类油藏的，但要确定合适的增注剂浓度区间。

图6 两种类型的增注剂浓度与动态吸附量的关系Fig.6 Relationship between concentration of two types of reinjection agents and dynamic adsorption capacity

3.3 防膨性

将增注剂与地层水混合配制成一系列不同浓度的混合溶液，分别测定在地层温度下未注增注剂直接注模拟地层水引起的黏土膨胀率和注增注剂后注模拟地层水引起的黏土膨胀率，通过对比两个黏土膨胀率数据，以直接注水的黏土膨胀率为基准，注增注剂后注水的黏土膨胀率相对于直接注水黏土膨胀率的变化率即为防膨率，从而确定增注剂溶液的防膨性能。通常情况下，防膨性越好，注入储层中对储层的伤害越小，对开采越有利，实验结果如图7所示。

图7中，降低界面张力型增注剂LB-1的防膨率变化曲线分为两段，在LB-1浓度低于0.02%以下，防膨率随着LB-1增注剂浓度的增加而增加，在LB-1浓度高于0.02%以后，防膨率逐渐趋于稳定，并最终在12.46%左右小幅波动；对于改善润湿性型增注剂NR-1，在LB-1浓度低于0.3%以下，防膨率随着LB-1增注剂浓度的增加而增加，但增加的幅度越来越小，在LB-1浓度高于0.4%以后，防膨率稳定在95.36%左右，几乎没有变化，NR-1增注剂主要作用是改善岩石润湿性，吸附性能较好，其防膨率也远远高于LB-1增注剂。

分析可知，降低界面张力型增注剂LB-1在浓度高于0.02%以及改善润湿性型增注剂NR-1在浓度高于0.4%以上时，防膨率几乎达到最大，说明这两种增注剂从防膨性方面来评价是适合该类油藏的。

图7 两类增注剂的浓度与防膨性能的关系Fig.7 Relationship between the concentration of two kinds of injection enhancers and anti-swelling performance

4 浓度优选方法及效果评价

大量的实验研究与分析是对增注剂与油藏适应性的全面评价，同时由于每个方面的评价都存在增注剂与油藏的适应区间，因此可以作为某一具体油藏注增注剂浓度优选方法。明确增注剂与油藏的适应性并确定最佳的注增注剂浓度后，需要开展岩心物理模拟实验，进一步验证增注效果。

4.1 浓度的确定

4.1.1 降低界面张力型增注剂浓度确定

浓度的确定是根据增注剂与地层流体及储层适应性等多种因素综合确定的，首先根据增注剂与地层流体的适应性，排除FB-1增注剂，初步选出YB-1、LB-1Z增注剂，根据改善界面张力的性能，最终优选出LB-1增注剂，并初步确定其适宜的浓度区间为0.05%～0.08%；在浓度高于0.06%以上，动态吸附量几乎不再变化，同时浓度越高乳化效果越好，为此浓度应选在0.06%以上；考虑防膨率，只要增注剂浓度大于0.02%，防膨效果都很好；综合考虑以上各因素，建议最佳的增注剂浓度区间为0.06%～0.08%。

4.1.2 改善润湿性型增注剂浓度确定

根据增注剂与地层流体的适应性，排除TF-1和TH-1增注剂，优选出NR-1增注剂；根据改善润湿性效果初步确定适宜的浓度应在0.2%～0.4%，浓度高于0.4%后吸附滞留量仍在增加，但增速越来越小，事实上浓度高于0.4%之后改善润湿性效果并不明显，因此浓度应在0.4%以下，结合防膨率变化关系，在浓度高于0.3%之后，防膨率已接近最大值并达稳定，综合以上各因素，建议最佳的增注剂浓度区间为0.3%～0.4%。

4.2 增注效果实验评价

通过长岩心气驱实验进一步验证增注剂的增注效果，选取渗透率相近低渗透的岩心10块，经处理后按照布拉法则排列组成50 cm的长岩心，装填入夹持器，模拟油藏温度压力条件，分别开展了未注增注剂直接注气、注浓度为0.06%LB-1增注剂0.2倍孔隙体积(PV)后注气、注浓度为0.4%NR-1增注剂0.2 PV后注气三组实验。

将上述实验数据转换成注入指数，注入指数为一定时间间隔内或单位时间内单位压差下的注入量，从而确定增注剂的增注效果，实验结果如图8所示，图8仅显示转注的流体接触到岩心后的注入指数变化情况。从图8可以看出，两种增注剂都会引起后续注气能力的增加，其中注LB-1后转注气与直接转注气相比，注入能力提高了10%以上，注NR-1后转注气与直接转注气相比，注入能力提高了6%，增注效果非常明显。