劉必心，侯吉瑞，李本高，張 磊

(1.石油化工科學研究院，北京 100083;2.中國石油大學，北京 102249;3.中國石油大學，山東 青島 266580)

引 言

目前中國投入開發(fā)的油田中低滲、特低滲油藏的比例越來越大［1－3］。為了提高該類油藏的開采效果，國內(nèi)外進行了大量的研究，結(jié)果表明利用氣體良好的注入性可以極大的提高采收率［4－5］。在注氣方面，與其他氣體相比CO2具有更好的驅(qū)油特性［6－8］，因此，注CO2技術的發(fā)展最快，效果非常明顯，且利用CO2可減輕溫室效應。但油藏中的裂縫、儲層基質(zhì)的非均質(zhì)性、CO2與原油之間不利的流度比，使CO2易竄逸，導致開發(fā)效果變差［9－11］。

目前，國內(nèi)外還沒有很好的辦法封堵特低滲透油藏CO2驅(qū)的氣竄通道，尋找一種新的能封堵氣竄通道的化學劑十分必要。特低滲油層的物性要求堵劑具有良好的注入性、較強的封堵能力和較長的封堵持續(xù)時間，傳統(tǒng)的凝膠類調(diào)剖劑因成膠前黏度較大，從而對于特低滲油藏存在注入性差的問題。為此，選用常溫常壓下為液態(tài)、高溫油藏條件下為氣態(tài)的正丁胺作為封竄劑來開展對特低滲透油藏的封竄實驗研究，以期待解決特低滲透油藏CO2驅(qū)的氣竄問題。

1 封堵機理

1.1 正丁胺的物化性質(zhì)

正丁胺(H2NCH2CH2CH2CH3)，又稱1－氨基丁烷。無色、透明、易揮發(fā)，熔點為－50.5℃、沸點為77.8℃，相對密度為0.7414，能與水、乙醇、乙醚混溶。正丁胺能與CO2發(fā)生反應生成碳酸鹽固體顆粒，用于封堵氣竄通道。滲透率高的氣竄通道中CO2濃度較高，是反應發(fā)生的主要空間，反應發(fā)生后可對氣竄通道進行有效封堵;而CO2未波及或者波及較少的低滲區(qū)域，CO2濃度非常低，反應很難發(fā)生，因而不會對低滲層產(chǎn)生封堵。

1.2 正丁胺與CO2的化學反應

正丁胺是一元伯胺，與CO2反應的產(chǎn)物為單一的固體鹽顆粒，屬于氨基甲酸類物質(zhì)。正丁胺與CO2的化學反應式如下［12］:

該反應屬于CO2與有機胺反應合成有機脲的過程，反應產(chǎn)物是單一的固體顆粒，具有很大的強度。反應歷程為:CO2先與擴散在氣體中的胺或者溶液表面的胺反應生成疏松的顆粒;接著氣態(tài)的CO2能快速地穿過顆粒與容器中的胺繼續(xù)反應，生成有機脲。

2 反應產(chǎn)物的動態(tài)評價實驗

2.1 實驗設備及材料

實驗設備及材料包括:正丁胺，化學純;乙醇，化學純;CO2高壓氣瓶;高壓恒速恒壓泵(HXH－100B);天然方巖心(4.5 cm×4.5 cm×30 cm);哈氏合金高壓容器;計算機自動測壓裝置;恒溫裝置;巖心夾持器。實驗用油為延長靖邊采油廠原油油樣，地面黏度為11.54 mPa·s;實驗用水為延長靖邊油田采出水，礦化度為70000 mg/L。

2.2 實驗方法

2.2.1 注入性能評價方法

設定4組實驗溫度為45、65、85、100℃。將巖心烘干后抽真空，飽和水，飽和油，CO2氣驅(qū)至氣竄后進行2組對比實驗，一組直接向巖心中注入正丁胺，另一組加前置保護段塞乙醇后再注入正丁胺，記錄壓力變化情況。

2.2.2 反應產(chǎn)物的封堵強度測試方法

封堵強度用突破壓力來表征。測突破壓力的方法與水驅(qū)物理模擬實驗類似，具體方法可見文獻［13］，只需將驅(qū)替介質(zhì)用CO2代替水即可。

2.2.3 正丁胺的封竄驅(qū)油實驗方法

采用并聯(lián)巖心實驗，一組高滲巖心，一組低滲巖心，將2組巖心烘干后抽真空，飽和水，飽和油，注入CO2氣驅(qū)至氣竄時停止驅(qū)替。分別注入前置保護段塞，正丁胺以及后置保護段塞，關閉巖心夾持器24 h，使正丁胺與CO2充分反應，之后進行后續(xù)CO2驅(qū)替，直至再次氣竄時停止，驅(qū)替過程中記錄出油量和氣體流速。

3 實驗結(jié)果與討論

3.1 正丁胺的注入性能

實驗中采用的巖心參數(shù)和注入?yún)?shù)見表1。

表1 巖心參數(shù)及注入?yún)?shù)

圖1 加保護段塞后正丁胺注入量與注入壓力間的關系

圖2 直接注正丁胺注入量與注入壓力間的關系

圖1、2對比了加保護段塞和直接注正丁胺時注入壓力與注入孔隙體積倍數(shù)的變化關系。從這2個圖中可知，加保護段塞可明顯降低注入壓力，提高正丁胺的注入能力。對于溫度為45、65、85、100℃的油藏，加入保護段塞后正丁胺均有較好的注入性能，在注入0.2倍孔隙體積時最高壓力僅為1.1 MPa，而直接注正丁胺0.2倍孔隙體積時壓力超過了6 MPa，此時由于壓力過高，停止驅(qū)替，這表明正丁胺與CO2接觸后能快速發(fā)生反應生成顆粒鹽堵塞巖心入口端。因此，不加保護段塞直接注入會使正丁胺的注入能力變差，且油藏溫度越高注入壓力越高，這是由于溫度越高，正丁胺的揮發(fā)性越好，反應越快，在入口端生成產(chǎn)物的量越大，使得注入壓力越高。對于加保護段塞的情況則是溫度越高乙醇和正丁胺的揮發(fā)性越好，與氣相性質(zhì)越接近，乙醇的隔離作用使得體系的注入性能越好，因而溫度越高注入壓力越低。

3.2 正丁胺反應產(chǎn)物的封堵強度

實驗過程中所用的巖心孔隙體積為92.4 cm3，孔隙度為 15.8%，滲透率為 6.3×10－3μm2，飽和油體積為60.3 mL，含油飽和度為65.3%。實驗結(jié)果見圖3。從圖3可知，注入正丁胺后突破壓力可達4.5 MPa，被突破后壓力維持在3 MPa左右，表明正丁胺具有較高的強度，能封堵高滲層啟動低滲層，且被突破后具有一定的殘余阻力系數(shù)，能夠轉(zhuǎn)變后續(xù)氣體的流向，擴大體系的波及體積。

圖3 正丁胺突破壓力

3.3 正丁胺封竄驅(qū)油實驗

實驗中注入段塞結(jié)構為:0.1倍孔隙體積前置段塞+0.2倍孔隙體積正丁胺+0.1倍孔隙體積后置段塞?？疾鞂嶒灉囟葹?45、65、85、100℃，滲透率級差為4.3條件下，正丁胺封堵高滲層提高采收率的幅度。實驗材料和巖心參數(shù)見表2。

表2 非均質(zhì)巖心正丁胺封竄實驗

從表2中可知，注入正丁胺封竄劑體系可封堵高滲層，啟動低滲層。封堵后高滲層的氣體流量大幅降低，降低幅度達90%以上，且高滲層的氣體流速與低滲層的氣體流速基本一致，這說明注入的正丁胺降低了儲層的非均質(zhì)程度，使得高滲層的有效滲透率與低滲層的有效滲透率接近;在提高采收率方面對低滲層的效果非常明顯，能提高采收率達18%以上，對高滲層也能起到一定的作用，通過對比封堵前后的采收率可以看出，高滲層采收率提高5%以上，表明注入正丁胺能大幅度地提高非均質(zhì)特低滲油層的采收率。這是因為正丁胺屬于小分子胺類物質(zhì)，在油藏溫度達到或者超過其沸點時正丁胺的揮發(fā)性很強，在多孔介質(zhì)中擴散傳質(zhì)的速度快，能夠深入地層進一步擴大波及體積，因而對高滲層的封堵效果比較好。

4 結(jié)論

(1)正丁胺與CO2在油藏條件下能反應生成固體碳酸鹽，可大幅度擴大波及體積。在注入正丁胺之前，需要加保護段塞以降低注入壓力，加入保護段塞后，正丁胺的注入性能良好，能滿足特低滲油層的注入要求。

(2)正丁胺的突破壓力可達4.5 MPa，被突破后壓力維持在3 MPa左右，其強度和殘余阻力系數(shù)均較高，具有封堵高滲層啟動低滲層擴大波及體積的能力。在滲透率級差為4.3的非均質(zhì)巖心封竄實驗中，注入正丁胺后可使低滲層采收率提高18%以上。

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