鄭玉飛， 李 翔， 徐景亮， 于 萌

（中海油田服務股份有限公司油田生產事業(yè)部，天津 300459）

渤海P油田位于渤海中南部海域，由多個斷塊組合而成，在縱橫向上具有多套油水系統(tǒng)，屬于典型的疏松砂巖稠油油藏，以陸相河流相、三角洲相沉積為主，平面及縱向非均質性強。該油田采用大段防砂、強注強采的開發(fā)模式，水驅開發(fā)效率低，目前油田綜合含水率已達83.1%，但采出程度僅15.1%；另外，由于注入水水質差、注水強度高，致使注水井無機堵塞嚴重，注水壓力長期居高不下，難以滿足配注要求[1]。

為解決該問題，經(jīng)廣泛調研發(fā)現(xiàn)，層內生成CO2調驅技術無需天然氣源、注入工藝簡單，能夠很好地克服常規(guī)CO2驅的局限性，得到國內外學者的廣泛關注，并開展了相關研究和礦場試驗[2-6]。1999 年，Kh. Kh. Gumersky 等人[7]最先發(fā)現(xiàn)碳酸（氫）鹽在地層條件下能夠與酸發(fā)生反應生成大量的CO2，并于2000-2004年在Novo-Pokursky油田開展了礦場驅油試驗，3個月累計增油量超過2 700 t；2010 年，B. J. B. Shiau 等人[8]系統(tǒng)研究了可在儲層自發(fā)生成CO2的氨基甲酸銨和氨基甲酸甲酯等化學藥劑及其調驅機理。國內也相繼開展了層內生成CO2調驅技術研究和先導性試驗，鄧建華等人[9]依據(jù)層內生成CO2的機理研制了KD-79單液生CO2體系和KD-79雙液生CO2體系，驅替試驗表明，這2種體系都可以起到調剖、驅油的作用；趙仁保等人[10]利用填砂管進行了層內自生CO2的試驗研究，結果表明向生CO2體系中添加起泡劑可有效控制CO2氣體在高滲管中的竄流；2008年3月開始，河南油田魏崗和江河井區(qū)的9口井實施了層內生CO2深部解堵增注措施，措施后平均注入壓力為3.64 MPa，累計增注量 61 179 m3，有效期長達 322 d[11]；2016年，李文軒等人[12]通過室內試驗篩選出以鹽酸和小蘇打為主劑的層內自生CO2解堵體系，礦場試驗表明，該體系具有優(yōu)良的的暫堵分流能力和增油效果。

筆者針對渤海P油田的儲層特征及開發(fā)特點，提出采用集調剖、驅油、增注于一體的層內生成CO2調驅技術，然后通過室內試驗優(yōu)選了適用于渤海P油田的生CO2體系及配套的泡沫體系，并將其規(guī)?；瘧糜诂F(xiàn)場，取得了良好的調整注水井吸水剖面、降壓增注和穩(wěn)油控水效果，為渤海P油田的高效開發(fā)提供了技術手段。

1 層內生成 CO2 調驅基本原理

層內生成CO2調驅技術通過向目的層分段塞交替注入生氣劑和釋氣劑，2種藥劑在油層內發(fā)生化學反應放熱并釋放出CO2氣體，與注入的發(fā)泡體系共同作用于油層。該技術在保留常規(guī)CO2驅優(yōu)點的同時克服了其缺點，能夠同時實現(xiàn)近井調剖、解堵和遠井驅油的功能，其具體作用原理如下：

1）解堵作用。生氣劑和釋氣劑反應放熱可解除有機堵塞，起降壓增注作用。

2）調剖作用。生成的CO2與發(fā)泡體系作用形成CO2泡沫，并與添加的穩(wěn)定劑配合，可以封堵高滲層，改善水驅效果。

3）驅油作用。CO2溶于原油，使原油體積膨脹，原油黏度和油水界面張力降低。

4）降黏作用。生氣劑與釋氣劑發(fā)生化學反應放出的熱量可以降低原油的黏度。

2 層內生成 CO2 調驅關鍵技術

針對渤海P油田儲層非均質性嚴重和近井地帶污染等問題，根據(jù)調剖、解堵和驅油一體化的思路，進行層內生氣調剖關鍵技術研究，主要進行了生氣體系優(yōu)選、泡沫體系篩選和穩(wěn)定劑優(yōu)選。

2.1 生氣體系優(yōu)選

利用化學反應釜考察了生氣劑和釋氣劑對生氣量和生氣速率的影響，以獲得最優(yōu)生氣體系。層內生氣試驗裝置如圖1所示。

圖 1 層內生氣試驗裝置Fig.1 Experimental device of in-situ CO2

分別選用相同濃度的生氣劑A，B和C與釋氣劑D，E和F，預先將生氣劑A，B和C溶液置于圖1中的廣口燒瓶中，然后用酸式滴定管加入相同濃度的釋氣劑D，E和F，考察其生氣量和生氣效率，60 ℃下的生氣效果見表1。

從表1可以看出，生氣劑A，B和C與釋氣劑D反應的生氣量最大，生氣效率最高，生氣量在280 mL左右，生氣效率均達到96.0%以上?？紤]經(jīng)濟性和穩(wěn)定性，選擇生氣劑A+釋氣劑D的生氣體系。

2.2 泡沫體系篩選

2.2.1 發(fā)泡劑篩選

在100 mL模擬地層水中分別加入不同量的發(fā)泡劑，配制成發(fā)泡劑溶液，采用Waring Blender法考察其發(fā)泡體積和析液半衰期，結果如圖2、圖3所示。

表 1 不同生氣體系的生氣效果（60 ℃）Table 1 Statistics of system components and gas generation effects (60℃)

圖 2 不同發(fā)泡劑在不同加量下的發(fā)泡體積Fig.2 Changes of foaming volume with the concentration of different foaming agents

圖 3 不同發(fā)泡劑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

從圖2和圖3可以看出，發(fā)泡劑加量較小時，不同發(fā)泡劑的發(fā)泡體積和析液半衰期均隨著加量增加而增加；但發(fā)泡劑加量過大時，其發(fā)泡體積和析液半衰期反而略有下降。這是因為發(fā)泡劑加量增加到一定程度時，其分子在氣液表面排列的無序度增加，致密度降低，造成泡沫液膜強度減弱，穩(wěn)定性隨之降低。從圖2和圖3還可以看出：發(fā)泡劑2～5不僅發(fā)泡體積大，且泡沫的穩(wěn)定性好，因此選取發(fā)泡劑2～5進行復配，進行下一步篩選。2.2.2 發(fā)泡劑復配篩選

發(fā)泡劑加量控制在0.3%，將發(fā)泡劑2～5分別以2∶1和1∶2的比例進行復配，考察復配后的發(fā)泡性能，結果如圖4所示（圖4中，發(fā)泡體系1為發(fā)泡劑2和發(fā)泡劑3按2∶1復配；發(fā)泡體系2為發(fā)泡劑2和發(fā)泡劑3按1∶2復配；發(fā)泡體系3為發(fā)泡劑2和起泡劑4按2∶1復配；發(fā)泡體系4為發(fā)泡劑2和發(fā)泡劑4按1∶2復配；發(fā)泡體系5為發(fā)泡劑2和發(fā)泡劑5按2∶1復配；發(fā)泡體系6為發(fā)泡劑2和發(fā)泡劑5按1∶2復配；發(fā)泡體系7為發(fā)泡劑3和發(fā)泡劑4按2∶1復配；發(fā)泡體系8為發(fā)泡劑3和發(fā)泡劑4按1∶2復配；發(fā)泡體系9為發(fā)泡劑3和發(fā)泡劑5按2∶1復配；發(fā)泡體系10為發(fā)泡劑3和發(fā)泡劑5按1∶2復配；發(fā)泡體系11為發(fā)泡劑4和發(fā)泡劑5按2∶1復配；發(fā)泡體系12為發(fā)泡劑4和發(fā)泡劑5按1∶2復配）。從圖4可以看出，發(fā)泡體系5（發(fā)泡劑2和發(fā)泡劑5以2∶1的比例復配）的發(fā)泡體積為740 mL，析液半衰期達219 s，表現(xiàn)出優(yōu)良的協(xié)同效應。因此，選0.2%發(fā)泡劑2+0.1%發(fā)泡劑5作為發(fā)泡體系。

2.3 穩(wěn)定劑的篩選

為保證泡沫在滲流過程中能封堵優(yōu)勢滲流通道，需要加入穩(wěn)定劑。利用滲透率 2 000～10 000 mD的填砂模型進行流動試驗，考察泡沫加入不同穩(wěn)定劑后對不同滲透率滲流通道的封堵能力，結果如圖5所示。從圖5可以看出，泡沫加入穩(wěn)定劑1對高滲滲流通道的封堵率基本保持在90%左右，封堵性能最好；泡沫加入穩(wěn)定劑2對低滲滲流通道的封堵性較好，但由于其溶解性好，易被沖刷，封堵率隨滲透率升高下降很快，穩(wěn)定性較差；泡沫加入穩(wěn)定劑3和穩(wěn)定劑4的封堵性能比加入穩(wěn)定劑1差，但比加入穩(wěn)定劑2強。綜上所述，選用穩(wěn)定劑1。

3 現(xiàn)場應用

渤海P油田先后進行了5批次15井組的層內生成 CO2調驅作業(yè)，累計注入調剖劑 15 423 m3，措施后累計增注量 69 986 m3，累計增油量達 33 413 m3，措施成功率100%，取得了顯著的調剖、降壓增注和穩(wěn)油控水效果。下面以渤海P油田B1注采井組為例介紹該技術的具體應用情況。

根據(jù)渤海P油田B1注采井組的地質油藏特征，利用室內優(yōu)選的生氣體系和發(fā)泡體系，進行層內生成CO2方案設計，以降低該井組注水井的注入壓力，增加注水量的同時提高驅油效率，提高油井產油量。具體步驟為：

1）根據(jù)注水井和生產井的井距、注水層有效厚度、油層孔隙度等油藏資料，利用層內生成CO2數(shù)學模型，計算出措施井注入藥劑的量。

2）根據(jù)井組的具體情況確定藥劑的段塞組合，以確保藥劑在地層中能充分混合反應。B1注采井組注水井B1井的注入段塞組合如表2所示。

3）按照設計在鉆井液池中配制藥劑溶液，分別使用鉆井泵和酸化泵以油管正注的方式將生氣劑、釋氣劑和穩(wěn)定劑籠統(tǒng)注入目的層位，作業(yè)方式為不動管柱作業(yè)，施工周期短，作業(yè)成本低。

4）注入過程中根據(jù)現(xiàn)場地層吸水測試結果不斷優(yōu)化藥劑注入排量。前期控制注入速度，使藥劑優(yōu)先進入高滲層進行封堵；后期適當提高注入速度，啟動低滲層。

表3為B1注采井組注水井B1井應用層內生成CO2調驅技術前后吸水剖面測試結果。由表3可知，應用層內生成CO2調驅技術后，強吸水層的吸水能力降低，弱吸水層的吸水能力增強，如吸水能力較弱的第4小層的吸水量占比大幅提高（從5%增至73%），而主力吸水層第3小層的吸水量占比顯著減小（從69%降至13%），表明層內生成CO2調驅技術取得了良好的調剖效果。

應用層內生成CO2調驅技術后，注水井B1井的視吸水指數(shù)提高了24.6%，累計增注量達20 721 m3。與注水井B1井對應的8口受效生產井累計凈增油量 2 430 m3，考慮遞減后的增油量 4 724 m3，平均有效期長達5個月。

圖 4 不同發(fā)泡體系的發(fā)泡體積和半衰期Fig.4 Foam volume and half-life of different foaming systems

圖 5 泡沫加入不同穩(wěn)定劑后的封堵性能Fig. 5 Comparison of plugging performance of plugging systems with different stabilizers

表 2 B1井層內生成CO2注入段塞組合Table 2 Slug formation form in-situ CO2 generation in Well B1

表 3 層內生成CO2調驅技術應用前后注水井B1井吸水剖面測試結果Table 3 Comparison of water absorption profile in Well B1 before and after measurement of in-situ CO2 generation

4 結 論

1）針對渤海P油田注水開發(fā)存在的問題，采用了集調剖、驅油和增注于一體的層內生成CO2調驅技術，通過室內試驗優(yōu)選出了層內生成CO2體系配方：生氣劑A+釋氣劑D構成生氣體系，0.2%起泡劑2+0.1%發(fā)泡劑5+穩(wěn)定劑1構成發(fā)泡體系。

2）現(xiàn)場應用表明，層內生成CO2調驅技術可以解決渤海P油田注水開發(fā)存在的問題，建議在該油田推廣應用。