鄭玉飛 李翔 徐景亮 劉文輝 張博 于萌

中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部

渤海某油田屬于在縱向和平面上具有多套油水系統(tǒng)的構(gòu)造層狀重質(zhì)原油油藏，采用大段防砂、強(qiáng)注強(qiáng)采的高效開發(fā)模式[1-4]。注水突進(jìn)和無效循環(huán)導(dǎo)致油田注水后期面臨含水快速上升、產(chǎn)量遞減迅速、水驅(qū)開發(fā)效率低的問題[5-6]。同時(shí)，由于注水水質(zhì)差、強(qiáng)度高，使注水井無機(jī)堵塞嚴(yán)重，而該油田大規(guī)模采用的酸化返排液回注作業(yè)還造成注水井的有機(jī)堵塞，使得注水壓力進(jìn)一步升高[7-8]。針對(duì)海上油田的儲(chǔ)層特征及開發(fā)特點(diǎn)，提出了層內(nèi)自生CO2提高采收率技術(shù)，其作用機(jī)理是向儲(chǔ)層中交替注入生氣劑和釋氣劑溶液，兩者就地反應(yīng)產(chǎn)生CO2并放熱，再輔以起泡劑和穩(wěn)定劑等封堵體系，能夠同時(shí)實(shí)現(xiàn)調(diào)剖和驅(qū)油的目的。該技術(shù)工藝簡(jiǎn)單、注入性好、適用性強(qiáng)，在海上油田具有很好的應(yīng)用前景[9-11]。本實(shí)驗(yàn)采用物理模型實(shí)驗(yàn)的手段對(duì)層內(nèi)自生CO2提高采收率技術(shù)工藝參數(shù)開展了優(yōu)化研究。

1 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)材料：生氣劑Na2CO3，釋氣劑HCl，穩(wěn)定劑，起泡劑，緩蝕劑，來源于中海油服化學(xué)公司；NaCl，分析純，國藥集團(tuán)提供；蒸餾水，實(shí)驗(yàn)室自制；實(shí)驗(yàn)用原油取自渤海油田某區(qū)塊；實(shí)驗(yàn)用巖心為人造均質(zhì)巖心。

實(shí)驗(yàn)儀器主要包括巖心驅(qū)替裝置、電子天平、攪拌器、秒表、量筒等。

實(shí)驗(yàn)方法為依據(jù)渤海某油田儲(chǔ)層特征和流體性質(zhì)，開展巖心物模驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，評(píng)價(jià)層內(nèi)自生CO2提高采收率技術(shù)的應(yīng)用潛力，并對(duì)注入量、注入方式、注入速度和穩(wěn)定劑注入時(shí)機(jī)及用量等參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化。具體實(shí)驗(yàn)步驟如下：①將巖心抽真空稱量，飽和模擬水，測(cè)量孔隙體積；②飽和原油，計(jì)算原始含油飽和度并老化24 h；③以1 mL/min 的速度水驅(qū)巖心至含水率98%；④以1 mL/min 的驅(qū)替速度分段塞交替注入生氣劑和釋氣劑，每段塞組合為0.125 PV生氣劑(10%(w)的Na2CO3)、0.0125 PV隔離水、0.125 PV釋氣劑(10%(w)的鹽酸與0.1%(w)的起泡劑和0.1%(w)的緩蝕劑復(fù)配和0～0.2 PV穩(wěn)定劑；⑤后續(xù)水驅(qū)至含水率98%時(shí)停止，分別記錄高滲巖心和低滲巖心的油水產(chǎn)量，評(píng)價(jià)驅(qū)油效果。

1.1 滲透率影響評(píng)價(jià)

分別選用氣測(cè)滲透率為200×10-3μm2、500×10-3μm2、1000×10-3μm2、3000×10-3μm2、5000×10-3μm2、8000×10-3μm2和10 000×10-3μm2的均質(zhì)巖心進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，考察滲透率對(duì)層內(nèi)自生CO2提高采收率效果的影響，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖1所示。

從圖1可以看出，均質(zhì)物理模型的層內(nèi)自生CO2提高采收率幅度在水驅(qū)基礎(chǔ)上可提高20.9%～32.29%，驅(qū)油效果明顯。同時(shí)還可以看出，隨著滲透率的增加，層內(nèi)自生CO2的提高采收率效果先降低后增加，這是因?yàn)閷觾?nèi)自生CO2效果同時(shí)受到巖心剩余油量和體系反應(yīng)程度影響。滲透率低于3000×10-3μm2時(shí)，層內(nèi)自生CO2體系反應(yīng)不夠充分，巖心水驅(qū)后剩余油隨滲透率增加逐漸減少，因此，提高采收率幅度略有下降；而滲透率高于3000×10-3μm2后，孔隙喉道隨著滲透率增大而顯著增加，層內(nèi)自生CO2體系反應(yīng)效率大大提高，因而其驅(qū)油效果顯著增加。

1.2 原油黏度影響評(píng)價(jià)

為考察原油黏度對(duì)層內(nèi)自生CO2驅(qū)油效果的影響，分別選取原油黏度為10 mPa·s、50 mPa·s、100 mPa·s、300 mPa·s和500 mPa·s，原油黏度利用煤油進(jìn)行調(diào)節(jié)，實(shí)驗(yàn)方法與第1.1節(jié)相同，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖2所示。

從圖2可以看出，隨著原油黏度的增加，水驅(qū)階段的采收率下降比較明顯，這主要是由于原油黏度的增加，原油的流度相應(yīng)增加，水油流度比減少，因此驅(qū)油效果變差。層內(nèi)自生CO2驅(qū)可以在地層就地生成CO2泡沫并釋放熱量，可同時(shí)起到封堵高滲層、抑制水竄和解堵的作用，因此，具有顯著的提高采收率效果，采出程度可在水驅(qū)基礎(chǔ)上提升24.07%～25.46%，受原油黏度影響較小。

1.3 注入量?jī)?yōu)化

將氣測(cè)滲透率分別為500×10-3μm2和3000×10-3μm2的均質(zhì)巖心并聯(lián)后進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，分別注入0.25 PV、0.50 PV、0.75 PV、1.00 PV、1.50 PV和2.00 PV的層內(nèi)自生CO2體系，考察體系注入量對(duì)層內(nèi)自生CO2提高采收率效果的影響，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖3所示。

從圖3(a)可知，層內(nèi)自生CO2體系的注入量從0.25 PV增至1.00 PV，采收率提升效果明顯，而注入量高于1.00 PV時(shí)，繼續(xù)增加注入量，采收率不再有明顯增加。由圖3(b)可以看出，注入量低于1.0 PV時(shí)，隨著層內(nèi)自生CO2體系的注入量增加，高滲巖心和低滲巖心分流率改善效果逐漸增強(qiáng)，當(dāng)注入量達(dá)到1.00 PV之后，分流率趨于穩(wěn)定且效果最好。由此可知，最優(yōu)的注入量應(yīng)為1.00 PV。

1.4 注入方式優(yōu)化

將氣測(cè)滲透率分別為500×10-3μm2和3000×10-3μm2的均質(zhì)巖心并聯(lián)后進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，分別將1.00 PV的層內(nèi)自生CO2體系分2、4、6、8和10個(gè)段塞注入，考察注入方式對(duì)層內(nèi)自生CO2提高采收率效果的影響，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖4所示。

從圖4(a)可知，隨著層內(nèi)自生CO2體系注入段塞數(shù)從2增加至8，采收率逐漸增加，而注入段塞數(shù)繼續(xù)增加到10，采收率不再顯著增加。由圖(5)可以看出，注入段塞數(shù)為8時(shí)，高滲巖心和低滲巖心的分流率改善效果與段塞數(shù)為10時(shí)接近。從技術(shù)效果和施工便利性綜合考慮，最優(yōu)的注入方式應(yīng)為8段塞注入。

1.5 注入速度優(yōu)化

將氣測(cè)滲透率分別為500×10-3μm2和3000×10-3μm2的均質(zhì)巖心并聯(lián)后進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，設(shè)定每段塞生氣劑和釋氣劑注入速度之比分別為1∶1、1∶1.5、1∶2、1∶2.5和1∶3，考察注入速度對(duì)層內(nèi)自生CO2提高采收率效果的影響，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖5所示。

從圖5(a)可知，隨著層內(nèi)自生CO2體系釋氣劑注入增加，采出程度逐漸減少。由圖5(b)可以看出，當(dāng)生氣劑與釋氣劑注入速度之比為1∶1時(shí)，高滲巖心和低滲巖心的分流率改善效果最好。由此可知，最優(yōu)的生氣劑與釋氣劑注入速度比應(yīng)為1∶1。

1.6 穩(wěn)定劑用量

穩(wěn)定劑既可以起到封堵高滲層、提高技術(shù)調(diào)剖能力的作用，又可以增強(qiáng)泡沫強(qiáng)度，提高穩(wěn)定性。為考察穩(wěn)定劑用量對(duì)層內(nèi)自生CO2提高采收率效果的影響，將氣測(cè)滲透率分別為500×10-3μm2和3000×10-3μm2的均質(zhì)巖心并聯(lián)后進(jìn)行層內(nèi)自生CO2驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，并分別加入總量為0 PV、0.05 PV、0.10 PV、0.15 PV和0.20 PV的穩(wěn)定劑，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖6所示。

從圖6(a)可知，不加穩(wěn)定劑時(shí)最終采收率為65.93%；加入穩(wěn)定劑后采收率有明顯提升，且穩(wěn)定劑用量越大效果越好。從圖6(a)還可看出，穩(wěn)定劑用量從0.05 PV增至0.10 PV，采收率提高幅度較大，之后再增大穩(wěn)定劑用量，采收率基本無變化。由圖6(b)可看出，當(dāng)穩(wěn)定劑用量超過0.10 PV后，高滲巖心和低滲巖心的分流率不再發(fā)生明顯變化。從經(jīng)濟(jì)角度考慮，最優(yōu)穩(wěn)定劑用量為0.10 PV。

2 實(shí)施案例

渤海某油田B井組包含1口水井和3口受益油井。針對(duì)井組儲(chǔ)層滲透率級(jí)差較大，各層吸水不均，致使周邊受效油井含水突破、含水上升迅速的問題，以室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果為基礎(chǔ)，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際，采用生氣劑+釋氣劑交替注入方式，設(shè)計(jì)總藥劑量為540 m3，分8段塞注入，穩(wěn)定劑用量為0.10 PV，以緩解層間吸水矛盾，減少無效注水，降低受益井含水，挖潛剩余油，提高砂體采收率。

如圖7所示，措施后3口受效油井的日產(chǎn)油量由250 m3最高增至350 m3，含水率由50%最低下降到38%，措施有效期3個(gè)月，累計(jì)凈增油3826 m3，考慮遞減增油4283 m3。

3 結(jié)論

(1)層內(nèi)自生CO2提高采收率技術(shù)對(duì)海上油田具有良好的適用性。儲(chǔ)層滲透率在(200～10 000)×10-3μm2的范圍內(nèi)，提高采收率幅度高達(dá)28.70%～32.29%；原油黏度在10～500 mPa·s時(shí)，對(duì)驅(qū)油效果的影響較小。

(2)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)的最佳工藝參數(shù)為：注入量1.0 PV，8段塞注入，生氣劑和釋氣劑注入速度比為1∶1，穩(wěn)定劑用量為0.10 PV。

(3)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，層內(nèi)自生CO2技術(shù)能夠很好地解決當(dāng)前海上油田存在的問題，措施后穩(wěn)油控水效果顯著，在海上油田的應(yīng)用前景廣闊。