海上K 油田层内生气调驱技术研究与应用

2021-11-29左清泉赵军郑继龙刘浩洋陈平胡雪吴彬彬

应用科技 2021年5期

左清泉，赵军，郑继龙，刘浩洋，陈平，胡雪，吴彬彬

1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452 2.海洋石油高效开发国家重点实验室，天津 300452

海上K 油田位于渤海南部海域，油田主力层沙河街组沙三段处于深水湖泊与三角洲交互环境中，形成了一套辫状三角洲相为主的沉积体系。沙三中段物源来自西南的垦东凸起，沙三上段物源来自北侧临近的莱北低凸起。沙河街组沙三段孔隙度和渗透率有较好的正相关性，平均孔隙度21.9%，渗透率0.02～913.8 mD，平均100 mD，具有中低孔渗的特征，地层温度100～120 ℃，地层原油黏度1.53～2.69 mPa·s。

目前油田层间非均质性较强，吸水剖面显示层间吸水差异大，注水压力一直较高，同时注采对应关系明显，存在明显优势水流通道[1]。鉴于目标油藏物性相对较差、注入压力高、纵向吸水不均、平面注入突进明显以及常规调剖调驱体系难注入的问题，结合海上油田平台空间有限，开展层内自生气调驱技术研究。国内川中磨144 井由于水淹较严重，已基本停产，注入层内自生气体系29 m3后，共排出井底积液84 m3，气井恢复生产，产气量为5.2×104m3[2]。壳牌公司在国外加利福尼亚的3 口井和Wyoming 的5 口井开展了自生气现场解堵施工，均达到了热解堵、降压增注的效果[3]，但目前该项技术还未在海上油田得到应用，因此，为了改善海上K 油田注水开发效果，针对层内生气技术国内外均开展了室内实验研究，为海上油田提高采收率技术提供技术方法和思路。

1 层能自生气机理研究

层内自生气技术是指向储层中注入自生气体药剂溶液，使其在油藏条件下发生化学反应、释放出自生气体[4]。反应时间、反应速率与反应效率与自生气体系药剂的使用比例、酸碱性及反应温度均有关[5−6]，生成的自生气优先占据多孔介质中的油孔道，形成氮气、油、水三相乳状液，起到降低原油黏度作用[7−8]；层内生气体系中的铵根与亚硝酸根发生氧化还原反应生成N2，或者亚硝酸与尿素、氨基甲酸按发生化学反应生成N2与CO2的复合气，反应的同时，释放出大量的热量，能够溶解地层中的有机物沉淀[9−10]；生成的气体能够增加地层能量[11]，在一定的压差下，气体对油层当中的堵塞物具有一定的冲刷作用，可有效疏通二次污染造成的地层堵塞[12]。因此，自生气体系还具有调剖、热解堵、地层增能和降压增注的作用。

2 层内生气体系优选

目前，海上K 油田井组存在注入压力高、非均质性强、纵向吸水不均、常规体系难以注入的问题，而常规的酸化解堵措施有效期短，急需研发一种实现近井解堵、地下生气生泡封堵主力吸水层、启动中低渗透层、调整吸水剖面的体系，该体系还具有防腐蚀、微热量、易注入的特点[13]，可以在地层中发生化学反应，生成或释放出多相物质，达到增能保压、改善驱替前缘流度比。自生气体系与泡沫体系结合的调驱体系选择性地发挥各组分的调、驱或加和增效作用，以达到扩大波及体积、提高洗油效率的效果，实现油田稳油控水的目的。

2.1 实验条件

油藏温度：110℃；实验用油：海上K 油田B17 井现场脱水原油；实验用水：海上K 油田B17 井现场注入水，矿化度13 279.1 mg/L，属于碳酸氢钠水型，地层水水质分析情况如表1 所示。

表1 B17 井水质分析表

2.2 实验仪器及药剂

实验仪器：Brookfield 粘度计，DV2T 型，博力飞仪器有限公司；恒温水浴，TW20 型，优莱博技术有限公司；电子天平，BSA423S 型，赛多利斯公司；磁力搅拌器，Variomag 型，美国Variomag 公司等。

实验药剂：生气剂、生气剂和释气剂，西安石油大科技有限公司提供；阴离子型发泡剂20201，东营市双乔化工有限公司；阴离子型发泡剂20202，上海舰邦实业有限公司；阳离子型发泡剂20203，东营市百扬石油科技有限责任公司；非离子型发泡剂20204，东营市胜都石油技术有限公司；阳离子型发泡剂20205，上海银聪新材料科技有限公司。

2.3 实验方法

1)自生气体系配置：将生气剂A、生气剂B 和释气剂C 按照不同摩尔分数和不同质量分数配置成自生气体系后，倒入200 mL 量筒中测定生气量，装置流程(自制)见图1 所示。

图1 自生气体系配置流程

2)泡沫综合值测定：

a)Waring blender 搅拌法：配置0.5%的发泡剂溶液200 mL，使用Waring blender 剪切机(见图2)在一档条件下剪切30 s 后，迅速倒入100 mL 量筒中，观察泡沫高度及发泡剂析出一半时的高度。

图2 Waring blender 剪切机

b)泡沫扫描仪法：配置0.1%～1.5%不同浓度的发泡剂溶液200 mL，设置泡沫扫描仪相关参数，使用泡沫扫描仪(见图3)测定起泡高度及析夜变化情况。

图3 泡沫扫描仪法测定泡沫性能流程

2.4 结果与讨论

1)自生气体系配方研究

室内通过对自生气体系的摩尔分数、质量分数以及酸质量分数对生气量的影响进行研究，结果见图4。通过实验结果确定自生气的体系配方：生气剂A(5%～15%)+生气剂B(5%～15%)+释气剂C (1%～5%)。考虑到油藏情况、现场的施工工艺流程、生气速度控制及深部运移封堵等因素，确定最终自生气体系质量分数为5%。

图4 自生气体系影响因素研究曲线

2)发泡剂优选

实验选取了5 种发泡剂，通过泡沫扫描仪和Waring blender 搅拌评价法对泡沫高度和析液半衰期进行评价，计算泡沫综合值，结果见表2。同时结合泡沫形态及界面张力等特性进行综合优选，20204 发泡剂的性能优于其他4 种发泡剂，将20204发泡剂作为本次实验的发泡剂开展进一步的评价。

表2 发泡剂泡沫性能评价

配制0.1%～1.5%不同质量分数的20204 发泡剂溶液，使用泡沫扫描仪测定泡沫体积，对20204 发泡剂不同质量分数的泡沫性能进行评价，结果如图5。图中数据表明：泡沫体积随着发泡剂质量分数增大而增大，性能逐渐增强，但质量分数超过0.5%时，增长幅度变缓，考虑经济成本及地层吸附等因素，推荐最佳发泡剂质量分数为0.5%。

图5 发泡剂质量分数优选

通过室内实验研究筛选最终形成调驱体系配方：1) 自生气的体系配方：生气剂A(5%～15%)+生气剂B(5%～15%)+释气剂C(1%～5%)；2)发泡剂质量分数为0.5%。调驱体系配方具有生气时间、生气量、生气速率可控的特点。

3 层内生气体系性能评价

自生气体系的生气速率、生气量和起泡剂的泡沫性能等可能受到矿化度、原油等因素的影响，因此接下来针对优选的层内生气体系考察其矿化度、原油含量对其性能的影响，同时考察其室内驱油性能的效果，为现场提供理论依据。

3.1 实验条件、实验仪器及药剂

实验条件同2.1 节所示。

实验仪器：恒温箱，FV-IV 型，南通飞宇公司；岩心驱替实验装置，海安石油仪器有限公司等。

实验药剂：自生气的体系配方：生气剂阿A(5%～15%)+生气剂B(5%～15%)+释气剂C(1%～5%)。

3.2 实验方法

1)发泡剂耐盐性能评价：用0～30 000 mg/L 不同质量分数的氯化钠盐水配制0.5%的发泡剂溶液，使用Waring blender 搅拌法观察泡沫高度及发泡剂析出一半时的高度，计算泡沫综合值。

2)发泡剂耐油性能评价：配制不同原油含量(0～25%)的0.5% 含油发泡剂溶液，使用Waring blender 搅拌法观察泡沫高度及发泡剂析出一半时的高度，计算泡沫综合值。

3)起泡性能评价：使用海上K 油田注入水，在油藏温度63℃条件下，将发泡剂、自生气体系按照段塞组合方式注入，采用自主研制的可视化填砂管(图5)模拟地层条件下，评价调驱体系的综合性能。

4)调驱体系驱油性能评价：采用尺寸为φ3.8 cm×30 cm，渗透率为1 022 mD 的填砂模型装置，开展不同驱替方式的驱油效果对比实验。

3.3 结果与讨论

基于以上所研究的体系配方，在目标油藏条件下开展调驱体系性能评价实验，具体如下：

1)层内生气体系耐盐性能评价

用不同质量分数(0～30 000 mg/L)的氯化钠盐水配制0.5% 的20 204 发泡剂溶液对20 204 发泡剂的耐盐性能进行评价，结果见图6。图中数据表明：随着矿化度增加，泡沫性能逐渐降低。当矿化度低于20 000 mg/L 时，泡沫性能变化不大；当矿化度高于20 000 mg/L 时，泡沫性能下降比较明显。实验研究结果认为20 204 发泡剂在矿化度低于20 000 mg/L 的模拟盐水中，具有较强耐盐能力。

图6 耐盐性评价曲线

2)层内生气体系耐油性能评价

配制0.5%的含油20 204 发泡剂溶液，对不同原油含量(0～25%)的20 204 发泡剂耐油性能进行评价，结果见图7。图中数据表明：随着含油量增加，泡沫性能逐渐降低，但含油量超过15%后，泡沫性能下降幅度较为明显。实验结果认为当含油量小于15%时，发泡剂具有较好的耐油性能。

图7 耐油性评价曲线

3)层内生气体系起泡性能评价

使用海上K 油田注入水，在油藏温度110℃条件下，将发泡剂、自生气体系按照段塞组合方式注入，采用自主研制的可视化填砂管(如图8)模拟地层条件下，评价调驱体系的综合性能。

图8 起泡性能评价实物

通过实验装置可以看出填砂管中明显有泡沫产生，出口端管线有气泡运移；体系反应明显；可视化填砂管中药剂体系经过剪切后生泡性能不受影响，泡沫体系呈现“生泡—破灭—生泡—破灭”的过程，并且形成的泡沫稳定性良好。

4) 层内生气体系驱油性能评价

采用尺寸为φ3.8 cm×30 cm，渗透率为1 022 mD的填砂模型装置，开展不同驱替方式的驱油效果对比实验。共实施3 组方案，驱替结果及方式见图9、表3 所示。

图9 驱油性能评价实验曲线

表3 驱油性能评价实验数据表

通过自生气、发泡剂、层内生气调驱体系的驱油效率进行对比，层内生气调驱体系的驱油效率高于单一的自生气体系和泡沫体系，提高采收率达到19.1%，驱替效果最佳。原因可能是层内生气调驱剂使用复配的起泡剂性能较好，即发泡性能好、耐温性高且具有超低界面张力的作用。

4 现场应用

为了改善注水井纵向及平面上的非均质性，抑制突进方向的油井含水率及含水上升速度，提高水驱效果，开展海上K 油田B17 进行层内自生气调驱作业。

B17 井自2019 年11 月开始层内自生气调剖，12 月8 日结束。注入过程中，注入量在315.7～379.3 m3，注入压力在11.7～13.9 MPa，累积注液2 800.7 m3。现场实施注入情况见图10。现场对B17 井进行5 个轮次的交替注入，调驱体系中的助调剂具有降低表面张力的性能，起到降压增注的作用，从而提高药剂注入量；调驱体系中的自生气体系进入储层后生成泡沫，对大孔道起到封堵作用，因此压力上升；交替注入过程中，注入压力规律性起伏变化，总体为上升趋势，反映调驱体系注入后对地层起到了一定的封堵作用，有效地增加了渗流阻力。典型见效井含水最高下降13 个百分点(从98.2% 下降到85%)，最大日增油23.6 m3，截至2020 年4 月，井组累计增油4 300 m3，目前还在持续增油。