渤海F油田油井自生气增能解堵体系性能的研究

2022-05-10张文鹏郑继龙

精细石油化工进展 2022年2期

张文鹏，郑继龙，赵军

中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452

渤海F 油田为低渗油藏，储层物性较差，在油田开发过程中随着地层能量的衰竭，再加上毛细管作用力的存在，使地层流体运移受阻，油井产液量降低，原地层中流体可流动的孔隙被堵塞［1］，从而导致原始与地层孔喉尺寸相匹配的液滴直径不再匹配，最终形成油井近井地带的储层伤害［2］。油井近井地带的储层伤害主要源自于无机物堵塞、储层敏感性、颗粒运移等，常规酸化解堵技术应用效果逐渐变差，严重影响油井的产能［3］。

目前常用的自生气解堵体系主要采用单液法和双液法，在工艺方面是将自生气解堵体系注入地层后通过催化剂或者在油藏温度条件下自发生成气体，从而达到增加储层能量、降低原油黏度及解堵的目的。该技术在国内各油田均有应用。如，宋丹等［4］主要对自生CO2体系性能进行研究，该技术适应高温油藏，但生气量较少。左清泉等［5］针对自生N2体系性能及应用情况进行研究，最终发现该技术主要适应高温油藏，而且需要在催化剂作用下才能实现生气及增能，在现场施工时需要采用隔离液多段塞注入，所以施工工艺复杂。

本文所研究的自生气增能解堵技术主要是将2 种自生气体系溶液依次注入目标油层后，在催化剂作用下2 种自生气体系可在油层产生大量的自生气（N2、CO2、NH3和NO2），同时伴随大量热量的产生，而且所产生气体中的CO2（体积分数约为67%）可快速溶解于原油中，降低原油黏度，其他气体（N2、NH3和NO2的总体积分数约为33%）可快速提高油层压力，其反应过程分为一级反应和二级反应，且反应过程是先一级反应后二级反应［6-7］。

一级反应：

二级反应：

该体系反应过程中放出的热量能有效降低原油黏度，同时可使油层流体膨胀，提高油层能量。也就是说，气体生成过程中发生的增能作用可使油层流体连通，反应产物可有效抑制水锁［8］，改善乳液伤害，同时能改变岩石表面润湿性，降低流体流动阻力。而且，体系中的诱发剂（催化剂）属于一种低碳混合有机酸，可有效解除油井近井地带的堵塞，最终实现储层产能提升，达到油井增产增效的目的。

为有效挖潜储层剩余油，恢复油井产能，本文通过分析油井堵塞的原因、堵塞物类型、堵塞程度，从如何快速提高油层能量及快速解除油井近井地带堵塞2 个维度着手，针对渤海F 油田研发了一种适合海上油井的自生气增能解堵体系ZJL-4，并对该体系在油藏温度压力条件下的产气能力、产热能力和解堵能力进行室内评价［9］，为渤海F油田的高效开发提供技术支持。

1 实验部分

1.1 实验条件

地层温度：84.3 ℃。

实验用水：渤海F 油田地层水，矿化度19 546.3 mg∕L，属于NaHCO3水型，地层水水质分析情况如表1所示。

表1 渤海F油田地层水水质分析情况

1.2 实验药剂及仪器

实验药剂：基于技术原理，通过室内复配实验，最终确定了自生气增能解堵体系配方：自生气体系A 剂为固体气源药剂、起泡剂、助排剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂等；自生气体系B 剂为催化剂、降黏解堵剂、防膨剂、破乳剂、低碳混合有机酸解堵剂等。两种自生气体系均为实验室自制。

实验仪器：BSA423S型电子天平，赛多利斯公司；美国博勒飞Brookfield 黏度计，广州市东南科创科技有限公司；岩心驱替装置，江苏拓创石油科技有限公司；100 mL 中间容器，江苏远通石油有限公司。

1.3 实验方法

1.3.1 体系暂堵能力评价

渤海F 油田天然岩心（1#、2#），规格尺寸相同，且岩心渗透率相近，烘干后抽真空并用地层水饱和岩心。

将岩心分别装入2 个同样规格型号的岩心夹持器中，调节驱替速度至5 mL∕min，启动驱替泵，岩心水驱至注入压力稳定后，计算岩心渗透率及孔隙度。

1#岩心分别注入自生气体系A 剂和B 剂各2.0 PV（即岩心的孔隙体积），2#岩心注入自生气体系B剂2.0 PV，记录岩心最大驱替压差。

1.3.2 体系原油降黏能力评价

取质量浓度为100 g∕L的自生气体系A剂和B剂共5 mL（质量比1∶1）；将药剂先后加入95 mL原油中，在油藏温度84.3 ℃条件下反应60 min 后测定原油黏度。

1.3.3 体系解堵能力评价

渤海F 油田天然岩心（3#，与1#、2#岩心大小相同）烘干后抽真空并用地层水饱和岩心。

将岩心装入岩心夹持器中，调节驱替速度至1 mL∕min，启动驱替泵，岩心水驱至注入压力稳定后，计算岩心渗透率K1。

3#岩心分别注入自生气体系A 剂和B 剂各2.0 PV 后，后续水驱至驱替压力稳定，测定岩心渗透率K2，计算岩心渗透率提高程度ΔE（ΔE=（K2-K1）∕K1×100%）。

1.3.4 体系增能能力评价

取100 mL 中间容器，将活塞推至中间容器底部，备用。

取50 mL 质量浓度为100 g∕L 的自生气体系A剂和B剂（质量比1∶1）注入100 mL中间容器内。

安装中间容器顶盖后观察容器内压力随时间的变化，测定时间30 min。

1.3.5 体系提高有效孔隙体积能力评价

渤海F 油田天然岩心（4#，与1#、2#岩心大小相同）烘干后称取岩心质量为m1。

岩心抽真空后用煤油饱和测岩心质量m2。

用自生气体系A剂饱和岩心后继续用自生气体系B 剂驱替岩心至压力稳定后烘干称质量m4，最后用煤油饱和岩心并称质量m5，计算岩心空隙体积V（V原始=（m2-m1）∕0.78，V处理后=（m5-m4）∕0.78，其中，0.78为煤油密度（g∕L））。

2 自生气增能解堵体系性能评价

基于该体系的作用机制，在自生气增能解堵体系性能评价过程中重点需对该体系的增能能力、暂堵能力、降黏能力以及酸化解堵能力等进行评价［10-13］，实验采用渤海F 油田天然岩心开展地层条件下的模拟实验，对该体系的性能进行评价。

2.1 自生气增能解堵体系暂堵能力评价

基于自生气增能解堵体系的暂堵能力，开展该体系对高渗透层的暂堵能力评价实验，实验方法参照1.3.1，结果如表2所示。

表2 体系暂堵能力驱替压力变化数据

由表2 可知：自生气体系A 剂和B 剂单独注入岩心后，岩心最大驱替压差仅为0.48 和0.51 MPa；在同样的驱替速度条件下，将自生气体系A 剂和B 剂先后注入岩心，当自生气体系A 剂和B 剂同时在岩心中存在时，岩心最大驱替压差达到了1.32 MPa，同时在注入自生气体系B 剂后岩心出口有气体产生，说明自生气体系A 剂和B剂在岩心中发生生气反应，从而使得驱替压力增加，在反应空间中瞬间产生高能气体，具有阻碍其他流体进入反应空间的作用，使后续注入的流体能更好地进入中低渗储层［14］。

2.2 自生气增能解堵体系原油降黏能力评价

基于自生气增能解堵体系的原油降黏能力，对原油降黏能力进行评价实验，实验方法参照1.3.2，结果如表3所示。

表3 体系处理前后原油黏度变化

由表3 可知：加入自生气体系A 剂和B 剂后，该体系在原油中降黏率可达到82.03%，对原油具有较好的降黏效果。可能的原因是：由于该体系在地层条件下反应时所产生的大量热量可提高油层温度、降低原油黏度，能解除油井近井地带角质沥青质等造成的污染；同时该体系所生成的气体（CO2）在原油中具有较强穿透性，能驱替油层孔隙中其他流体无法驱替到的剩余油，甚至在高温高压条件下该体系所生成的气体（CO2）与原油可形成混相∕非混相，降低原油黏度，提高流体流动能力，因此在升温降黏和CO2溶解降黏的共同作用下，该体系才具有较好的降黏效果。

2.3 自生气增能解堵体系解堵能力评价

基于自生气增能解堵体系酸化解堵能力，开展该体系对岩心的渗透率改善能力评价实验，通过其对岩心渗透率的改善程度分析体系对岩心的解堵能力，实验方法参照1.3.3，结果如表4所示。

表4 体系解堵能力渗透率变化

由表4可知：加入自生气体系A剂和B剂后，该体系的岩心渗透率提高了12.44%，说明该体系对提高岩心渗透率具有一定的作用。可能的原因是：由于水驱过程中注入水对岩心渗透率造成一定的堵塞。该体系中的诱发剂（催化剂）属于一种低碳混合有机酸，可与油层中的无机垢和有机沉淀发生作用［15］，当体系注入岩心后能有效解除岩心中堵塞物，从而对岩心的渗透率具有一定的改善效果。

2.4 自生气增能解堵体系增能能力评价

基于自生气增能解堵体系增能能力，开展该体系对储层空间增能能力的评价实验，实验方法参照1.3.4，结果如表5所示。

表5 体系增能能力变化

由表5 可知：加入自生气体系A 剂和B 剂后，该体系反应后生成气体，使有限空间增压，有限空间的压力从0 增加至11.6 MPa，说明该体系所产生的高能气体（N2、CO2、NH3和NO2）可快速提高有限空间压力。

2.5 自生气增能解堵体系提高有效孔隙体积能力评价

基于自生气增能解堵体系提高有效孔隙体积，开展该体系对有效孔隙体积变化率的评价实验，实验方法参照1.3.5，结果如表6所示。

由表6 可知：加入自生气体系A 剂和B 剂后，该体系可使岩心的空隙体积增加，可让原始空隙体积提高8.52%，主要是由于该体系所产生的高能气体（N2、CO2、NH3和NO2）可快速提高油层压力，同时伴随大量热量的产生，气体生成过程发生“胀”“穿”“联”作用可提高油层能量，使油层流体连通，从而提高流体在油层的渗透性和流动性。