渤海油田层内生气技术研究与应用

冯 轩，徐景亮，张 博

（中海油田服务股份有限公司，天津 300459）

渤海油田层内生气技术研究与应用

冯 轩，徐景亮，张 博

（中海油田服务股份有限公司，天津 300459）

渤海油田长期注水后注水井压力升高，水驱效果变差，层内生气技术兼具解堵、调剖和驱油效果，对渤海油田高效开发具有很好的应用前景。室内实验通过滴定后排水法和Waring Blender法对层内生气体系进行了优选，得到了体系的配方为：生气剂GA+释气剂SA+表面活性剂S-TC。体系物理模拟实验结果表明，注释气剂阶段压力降低，含水率下降，产油量增加，体系注入后整体采出程度提高了27.4%。2016年现场应用显示，注水井注入压力可降低0.8 MPa左右，井组日产油增幅达到37.5 m3，有效期长达170 d，井组累计净增油量7 955 m3，累计增注量87 000 m3。

层内生气；二氧化碳泡沫；解堵；调剖；驱油

渤海部分油田长期处于注水开发阶段，而油田储层非均质性强、开发井距大、注水层位未细分等因素，导致层间、层内矛盾突出，注入水无效循环，水驱动用程度低[1]；注入水水质与地层不匹配又造成了地层的堵塞，注水压力升高，加剧了上述矛盾。因此，渤海部分油田亟需对注水井采取措施，降低注入压力，改善吸水剖面，扩大波及体积。

通过叠加的贾敏效应，泡沫注入量增加，大孔道内的流动阻力逐步增大，可改善吸水剖面[2，3]；泡沫含有表面活性物质，它具有降低油水界面张力，提高洗油效率的作用[4]；二氧化碳气体具有降低原油黏度、补充地层能量、降低界面张力等优点，是较理想的泡沫组成气体[5]；层内生气技术还有解堵增注的效果[6，7]，集解堵、调剖和驱油等功能于一体，是解决渤海油田注水开发问题的有效手段。

1 实验部分

1.1 材料和仪器

生气剂GA，工业品，济南英出化工科技有限公司；释气剂SA，工业品，济南英出化工科技有限公司；释气剂ST，工业品，济南英出化工科技有限公司；非离子表面活性剂S-FF，工业品，重庆艾克米科技有限公司；阴-非离子表面活性剂AM-YF，工业品，重庆艾克米科技有限公司；阴-阳离子表面活性剂S-TC，工业品，上海诺颂实业有限公司；阴-阳离子表面活性剂AM-YY，工业品，上海恒臣实业有限公司；阴离子表面活性剂S-AN，工业品，四川科龙化工试剂厂；石英砂人工压制岩心；油田注入水；油田M19井原油，65℃时的黏度为46 mPa·s；模拟地层水，矿化度8 008 mg/L，离子组成为：Cl-为4 059 mg/L、Ca2+为103 mg/L、Mg2+为45 mg/L、Na+为3 801 mg/L。

电子分析天平，恒温浴槽，玻璃棒，移液管，恒速搅拌器，烧杯，酸式滴定管，Waring Blender高速搅拌器，量筒，秒表，保鲜膜，恒流泵，中间容器，六通阀，均质物理模型夹持器，传感器及配套计算机设备，恒温箱，手摇泵，管线若干。

1.2 实验方法

1.2.1 生气性能的测定 采用滴定后排水法测量生成气体的体积，仪器流程图（见图1）。用现场注入水配制不同浓度的生气剂和释气剂溶液；连接实验仪器，加热油浴锅至80℃；将释气剂溶液加入到酸式滴定管中，将生气剂溶液加入到反应容器中，将烧瓶D中的蒸馏水调整至pH≈4；打开酸式滴定管的旋塞，缓慢滴加释气剂溶液，记录生成气体的体积与时间，并计算生气效率；测量3次，取平均值。

1.2.2 泡沫性能的测定 采用Waring Blender法评价泡沫性能。用现场注入水配制不同的泡沫体系100 mL，预热至80℃；将泡沫体系倒入Waring Blender量杯中，6 000 r/min搅拌1 min；然后将生成的泡沫倒入1 000 mL量筒（已预热至80℃）中，用保鲜膜将量筒封好，放置于80℃恒温烘箱中，记录起泡体积FV和泡沫析液半衰期t1/（2即起泡剂溶液析出一半液体所需的时间），计算泡沫综合指数FCI=3/4×FV×t1/2；测量3次，取平均值。

图1 层内生气体系生气性能测定流程图

图2 层内生气体系物理模拟实验流程图

1.2.3 物理模拟实验 采用石英砂人工压制岩心物理模拟实验（见图2），评价层内生气体系提高采收率效果。模型抽真空，饱和模拟地层水，测量孔隙体积，计算孔隙度；安装实验设备，并检测密封性；饱和油，计算原始含油饱和度；以1 mL/min的注入速度水驱，出口端含水率达到98%时，停止水驱；以1 mL/min的注入速度注入1 PV层内生气体系；以1 mL/min的注入速度进行后续水驱，出口端含水率达到98%时，停止水驱；记录油水产量，评价驱油效果。实验回压为10 MPa，围压为15 MPa。

2 结果与讨论

2.1 层内生气体系配比优选

用现场注入水配制GA、SA、ST溶液，将不同量的释气剂缓慢加入等量的生气剂中，80℃测定生气总量和生气效率，结果（见表1）。改变生气剂溶液与释气剂溶液的体积比，生气总量发生改变；生气剂和释气剂的比例较高时，生气剂不能完全反应，生气效率低；生气剂和释气剂的比例较低时，生气剂可以充分反应，生气效率较高；继续增加释气剂用量，生气量和生气效率不会再增大，释气剂SA的优化配比为1:1，释气剂ST的优化配比为2:3；SA的生气效率总体优于ST。

2.2 起泡剂优选

用现场注入水分别配制浓度为0.1%、0.3%、0.5%、0.8%、1.0%、1.5%的各种起泡剂溶液100 mL，在80℃下测定其起泡体积和析液半衰期，并计算泡沫综合指数（见图3）。起泡剂浓度增加，泡沫综合指数呈先增大后减小的趋势，每种起泡剂都存在最优浓度，这是因为当起泡剂浓度超过临界值后，表面活性剂分子在气液表面的无序排列增加，分子层致密度降低，造成泡沫液膜强度减弱，稳定性反而降低；阴-阳离子表面活性剂S-TC在0.8%浓度时具有最大的泡沫综合指数。

表1 生气剂与释气剂反应的生气总量和生气效率

图3 不同浓度起泡剂的泡沫综合指数

2.3 层内生气体系物理模拟实验

通过室内静态实验，优选出适用于渤海油田的层内生气体系，组成为生气剂GA、释气剂SA、起泡剂STC，针对该配方进行物理模拟驱油性能评价。采用石英砂人工压制岩心（4.5×4.5×30 cm，水测渗透率分别为200× 10-3μm2/1 000×10-3μm2/2 000×10-3μm2，孔隙度22%，原始含油饱和度81%）进行实验，含水率、采出程度及压力变化（见图4）。水驱阶段采出程度为27.69%，水驱结束后交替注入生气剂溶液和释气剂溶液，注释气剂阶段模型中的压力迅速降低，含水率下降，产油量增加；注入层内生气体系后，整体采出程度提高了27.4%，该体系对非均质油藏调驱效果明显，能够提高采收率。

图4 层内生气体系物理模拟实验采出曲线

3 现场应用

渤海某油田孔隙度20.7%～30.4%，渗透率54× 10-3μm2～2 579×10-3μm2，随着油田开发时间的延长，注水井的注入压力逐渐升高，油井含水逐渐上升，2016年5月该油田在D40/D55井组实施层内生气调驱作业，取得显著效果（见图5）。

D40井2009年投注，初期注入量为476 m3/d～635 m3/d，井口注入压力7.23 MPa左右；措施前注水量1 223 m3/d，井口注入压力7.39 MPa，生产井大多存在含水较高、水窜的问题；措施后注水量升至1 910 m3/d，注入压力降至6.50 MPa，视吸水指数增加98%。

D55井2009年投注，初期注入量为667 m3/d～1 031 m3/d，井口注入压力3.5 MPa左右；2011年因故停井，2012年5月重新开井，井口注入量和压力都受到限制，后经过多轮次的酸化，注水量增加，但酸化效果持续时间短，措施前注水量1 406 m3/d，井口注入压力6.68 MPa；措施后注水量升至1 738 m3/d，注入压力降至6.00 MPa，视吸水指数增加138%。

截止2016年11月措施失效，井组累计净增油量7 955 m3，累计增注量87 000 m3。

图5 D40/D55井组受效井生产曲线

4 结论

（1）针对渤海油田油藏条件，进行了层内生气体系的室内静态性能评价实验，以生气量、生气效率和泡沫综合指数作为评价指标，选出层内生气体系组成为生气剂GA、释气剂SA、起泡剂S-TC。

（2）通过物理模拟实验，研究了该体系的注入性能，释气剂注入阶段压力迅速降低，含水率下降，产油量增加，该体系调驱效果明显，采出程度提高了27.4%。

（3）该技术在D40/D55井组施工后，实现了降压增注的目标，日产油增幅达到37.5 m3，有效期长达170 d，井组累计净增油量7 955 m3，累计增注量87 000 m3。

（4）该技术工艺简单，作业周期短，注入油藏后可以减少污垢、基杂、黏土矿物等引起的堵塞，二氧化碳溶于原油后降低原油黏度，起泡剂降低油水界面张力，改善流度比，减小毛细管阻力，从而表现出降压解堵、调驱作用。

［1］ 邹明华，刘敏，王瑶，等.渤海油田聚合物驱配注工艺及系统的改进与应用［J］.中国海上油气，2013，（3）：57-60.

［2］ 李兆敏，李冉，刘伟，等.泡沫在油气田开发中的应用及展望（Ⅱ）-泡沫流体在近井及地层中的应用［J］.油田化学，2013，30（1）:155-160.

［3］ 宫汝祥，李翔，李效波，等.海上油田氮气泡沫稳油控水注采参数数值模拟［J］.科技导报，2011，29（33）:58-61.

［4］ 孙同成，等.耐高温耐盐氮气泡沫调驱实验研究及应用［J］.石油化工应用，2016，35（5）:9-13+23.

［5］ 梁萌，袁海云，杨英，蔺江涛，杨云博.CO2在驱油过程中的作用机理综述［J］.石油化工应用，2016，35（6）:1-5+9.

［6］ 李伟翰，颜红侠，孟祥振，等.CO2增能解堵技术在延长油矿的应用［J］.油田化学，2005，22（3）:220-222+226.

［7］ 张守军，郭东红.超稠油自生二氧化碳泡沫吞吐技术的研究与应用［J］.石油钻探技术，2009，37（5）:101-104.

The research and application of the technology of in-situ generation in the Bohai oilfield

FENG Xuan，XU Jingliang，ZHANG Bo
（China Oilfield Services Co.，Ltd.，Tianjin 300459，China）

The injecting pressure of injection well in Bohai oilfield elevated after long-term water flooding,and the effect of water flooding was getting worse.The technology of in-situ generation had the effect of blockage removal and profile control and displacing oil,which had a good prospect of application in the efficient development of Bohai oilfield.Drainage to collect gas after titration method and Waring Blender method were used to optimize the composition of the system.The formula was obtained as follows,inflating agent GA,releasing agent SA,surfactant S-TC.The physical simulation experimental results showed that the pressure and water-cut decreased and the oil production increased during the phase of releasing agent injecting,which increased 27.4%oil recovery after injection.The field application in 2016 showed that the injecting pressure of injection well decreased 0.8 MPa and the oil out put of well group increased 37.5 m3/d.The period of validity lasted 170 d,which increased 7 955 m3oil output and 87 000 m3water injection.

in-situ gas generation；carbon dioxide foam；blockage removal；profile control；displacing oil

TE357.46

A

1673-5285（2017）05-0048-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.05.011

2017－04-06

冯轩，男（1988-），2014年毕业于中国石油大学（华东）油气田开发专业，中海油田服务股份有限公司采油工艺工程师（2014-），现主要从事提高采收率的研究工作，邮箱：fengxuan3@cosl.com.cn。