层内生成CO2调驱技术在渤海H油田的可行性研究

王欣然 李红英 周凤军 陈 晖 姚靖婕

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)

层内生成CO2调驱作为一项提高采收率技术，既能克服地面注气场地受限的缺点，又具有CO2驱的优点，不仅能够调整层内吸水剖面，改善层内矛盾，还可实现注水井降压增注，提高注入量的目的[1]。渤海H油田进入中高含水期后，随着含水率上升和层内非均质性的增强，大部分注水井都需要调剖，而调剖后注入压力升高，需要酸化解堵作业提高注入量，层内生成CO2调驱能够从以上两个方面入手，解决注水井面临的问题。

1 油田概况

渤海H油田主体区为整装层状构造砂岩油藏，油田内部断层不发育，各油组连通性较好，但非均质性严重，主力油层段原油密度大、胶质含量高，凝固点、含硫量、含蜡量低，黏度中等。油田天然能量较弱，自2002年起开始人工注水开发，历经了十余年的水驱开发历程，受储层平面和纵向上非均质性的影响，注入水沿高渗通道突进，形成水窜通道，导致油井含水率上升过快、产量下降。

2 驱油机理

层内生成CO2调驱技术是将2种化学剂注入目标地层内，其接触后发生剧烈的化学反应，就地产生大量的高温高压CO2气体，该气体与起泡剂接触后呈泡沫状态[2-3]，生成的气液泡沫体系可以封堵高渗透层，还可进行混合气驱和降黏等[4-6]，可以有效提高注入水波及体积、驱油效率，从而达到提高采收率的目的。

3 室内实验研究

层内生成CO2泡沫体系的主要工艺原理：先向地层注入前置起泡剂和稳定剂，然后注入生气剂和释气剂，两者就地反应生成大量高温高压CO2气体，在高渗孔道中生成的CO2气体与起泡剂和稳定剂形成稳定的泡沫体系，从而对高渗透层后续水驱产生附加阻力。泡沫体系的性能主要由泡沫的体积、稳定性和半衰期来表征，而各表征参数主要由生气剂、释气剂、起泡剂和稳定剂性能决定，通过室内实验筛选各药剂的种类及浓度，并进行药剂与储层配伍性及封堵效果研究。

3.1 生气剂筛选

生气剂种类的筛选主要根据生气效率进行的。通过对比不同温度下不同种类生气剂的生气效率，筛选生气剂，并评价该生气剂在不同质量分数，不同温度下的生气效率，以确定生气剂合理的质量分数以及其对储层温度的适应性。

随着生气剂质量分数的增大，其生气效率也有所增加，温度升高到80 ℃时生气剂的生气效率最大，可达到83.6%(见图1)；不同温度条件下，曲线的变化规律基本相同，均是温度升高，生气效率迅速增大，低温下生气效率变化平缓，高温时曲线变化幅度增大(见图2)。

图1 生气效率与生气剂质量分数的关系曲线

图2 生气效率与温度的关系曲线

3.2 起泡剂筛选

常用的起泡剂为表面活性剂，主要通过泡沫体积和半衰期来评价起泡剂性能。实验结果表明，各起泡剂质量分数在0.2%之后，起泡体系的泡沫体积趋于稳定，半衰期变化幅度较小，4种起泡剂的起泡体积相差不大，都有比较好的起泡效果(见图3)。A型、B型、C型和D型的质量分数分别为0.2%、0.4%、0.2%和0.2%时，起泡效果最好。另一方面，通过半衰期测试结果可以看出，其中起泡效果最好的是D型，最差的是A型(见图4)。综合起泡体积和半衰期2个指标，优选D型起泡剂(见图4)。

3.3 稳定剂筛选

稳定剂的加入会增加泡沫的稳定性，使泡沫表观黏度增加，从而延长泡沫的半衰期。半衰期越长，泡沫越稳定。选取2种黄原胶Y1和Y2进行测试，测试实验结果表明，随稳定剂质量分数的增加，起泡体积都有先增加后减少的趋势，且质量浓度为1 500 mg/L时，起泡体积达到最大值(见图5)。随着剪切速率的增加，稳定剂溶液的黏度先迅速降低；在高速剪切一段时间后，稳定剂黏度比初测黏度稍低一些，但之后基本保持稳定(见图6)。该性能保证了稳定剂在配置、注入地层过程中黏度不会降低。

图3 起泡体积与起泡剂质量分数的关系曲线

图4 半衰期与起泡剂质量分数的关系曲线

图5 起泡体积与稳定剂质量浓度关系曲线

3.4 配伍性实验

分别将生气剂、释气剂、稳定剂分别与处理过的回注污水、水源井产出水按1∶1的比例，将生气剂与释气剂分别与原油按9∶1的比例进行配伍性实验，研究结果表明，各药剂与储层流体的混合液的透明度均较高，无明显的固体沉淀或絮凝现象，所选药剂配伍性较好(见表1)。

图6 稳定剂黏度随剪切速率的关系曲线

表1 配伍性研究实验参数表

3.5 调剖实验

选择渗透率级差在10以上的典型双管驱替模型。利用水驱填砂管测水相渗透率；用原油驱替填砂管建立原始残余油饱和度；通过注水模拟水驱过程，建立残余油饱和度，计算水驱采收率[3]；在此基础上应用层内生成CO2泡沫技术进一步驱替剩余油，对比不同渗透率填砂管驱油效率。实验结果表明，常规水驱条件下，高渗管的水驱采收率高于低渗管的，但是后续进行层内生成CO2泡沫驱油时，低渗管提高采收率的程度高于高渗管的，表明其层内生成CO2工作液具有良好的调剖效果(见表2)。

3.6 封堵实验

由于不同注水井组的物性和水淹情况存在差异，因此通过实验，筛选不同渗透率岩心条件下稳定剂的浓度和黏度，确定不同样品的最大阻力系数和残余阻力系数，从而确定各注水井组的药剂用量(见表3)。

表2 室内调剖实验分析表

表3 封堵实验数据表

根据不同注水井组的综合含水率、地下储层水淹特征及储层物性差异，通过实验确定各封堵药剂的用量和质量分数，从而指导各井组注入段塞的优化设计。

4 现场实施效果分析

4.1 注入压力变化分析

2013年对油田部分井组进行了层内生成CO2调驱现场试验，平均注入压力下降0.9 MPa，平均日注入量增加了71 m3。以注水井E2-4井为例，从单井注入曲线可以看出：调驱前，注入压力为12.3 MPa，调驱后注入压力降低并基本稳定在11.5 MPa；注入压力降低的同时，注入井视吸水指数增加，日注入量提高了87 m3(见图7)。

图7 E2-4井调驱前后注入压力变化曲线

实施层内生成CO2调驱前，2013年油田东区井组综合含水率高达86.4%，实施后综合含水率下降为81.8%，日产油量由600 m3增加至710 m3，有效期为半年左右，实施调驱的3个井组在调驱有效期内累计增油1.2×104m3。2014年对该区块再次实施CO2调驱，措施前含水率高达87.2%，实施后含水率降为86.0%，日产油量由483 m3增加至582 m3，有效期为3个月左右。虽然历经多轮次调驱，效果逐渐减弱，但每1次调驱均取得了较好的降水增油效果，高峰期日增油达到调驱前的1.2倍。

5 结 语

(1) 通过室内实验研究优选注入参数，优化各井组药剂用量，能够有效指导现场应用。

(2) 对于注入压力过高的注水井，可以通过此技术解除储层污染，降低注入压力，使注水量达到配注要求，满足油田注水需要。

(3) 层内生成CO2调驱技术对于解决中高含水期油藏稳油控水问题，效果较为显著。