崔永亮，楊付林，呂紅梅，馮貴賓，康玉陽

(1.中國石化江蘇油田分公司石油工程技術(shù)研究院，江蘇 揚州 225009；2.中國石化江蘇油田分公司試采一廠，江蘇 揚州 225265)

層內(nèi)自生氣復(fù)合吞吐技術(shù)在李堡油田的應(yīng)用

崔永亮1，楊付林1，呂紅梅1，馮貴賓2，康玉陽2

(1.中國石化江蘇油田分公司石油工程技術(shù)研究院，江蘇 揚州 225009；2.中國石化江蘇油田分公司試采一廠，江蘇 揚州 225265)

李堡油田屬高凝油藏，地層能量不足，油井單井產(chǎn)量低，常規(guī)酸壓措施有效期短。為增加地層能量，提高單井產(chǎn)量，開展了自生CO2復(fù)合吞吐技術(shù)在李堡油田的應(yīng)用研究。室內(nèi)采用長填砂模型，利用李堡區(qū)塊的高凝油飽和巖心，考察了含油飽和度、注入速度、注入量、悶井時間、巖心滲透等因素對層內(nèi)自生氣復(fù)合吞吐技術(shù)提高采收率的影響。結(jié)果表明：自生氣體系的注入速度越小，注入量越大，含油飽和度越高，悶井時間越長，吞吐效果越好。自生氣復(fù)合吞吐技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用后單井増油效果顯著，措施有效期超過6個月，對高凝油藏低能低產(chǎn)井有很好的提高采收率作用。

自生CO2復(fù)合吞吐 增油效果

近年來，國內(nèi)外油田在CO2吞吐的基礎(chǔ)上發(fā)展了就地生成CO2技術(shù)提高采收率，該技術(shù)解決了CO2吞吐的氣源、腐蝕結(jié)垢、安全和環(huán)境影響等問題[1-5]。但是目前在國內(nèi)，該技術(shù)大部分應(yīng)用主要集中在注水井的降壓增注，在提高油井單井產(chǎn)量方面應(yīng)用較少。江蘇油田對傳統(tǒng)的就地CO2技術(shù)進行了改進，研制出生氣量大、產(chǎn)熱量高的層內(nèi)自生CO2復(fù)合吞吐技術(shù)，并在W5、W8區(qū)塊稠油油藏成功應(yīng)用于6口采油井，取得了較好的増油降水效果[6]。從目前現(xiàn)場施工效果看，在江蘇油田，層內(nèi)自生CO2復(fù)合吞吐技術(shù)對于普通稠油油藏有著較好的提高采收率作用，可以大范圍推廣應(yīng)用。高凝油與普通稠油相比，性質(zhì)組分相似，只是含蠟量、凝固點及粘度更高，對溫度的變化也更為敏感。本文在室內(nèi)采用長填砂模型，用江蘇油田李堡區(qū)塊的高凝油飽和巖心，分別考察了含油飽和度、注入速度、注入量、悶井時間、巖心滲透等因素對層內(nèi)自生氣復(fù)合吞吐技術(shù)提高采收率的影響。

1 層內(nèi)自生CO2復(fù)合吞吐作用機理

首先是向地層中注入表面活性劑，使其與地層及原油充分接觸，降低油水界面張力，提高洗油效率；再向地層中注入層內(nèi)生氣溶液，產(chǎn)生氣體和熱量，增加油層能量。其作用機理主要有以下幾個方面：

(1)增加原油體積。CO2在原油中的溶解度是在水中的3～9倍，因此，生成的CO2大多數(shù)溶解到原油中，使原油體積增加10%～30%，原油體積膨脹一是使地層能量增加，二是能起到驅(qū)油的作用。CO2溶于原油還能使原油粘度降低，流動性增加。原油的初始粘度越高，粘度降低程度越大。

(2)解除地層堵塞。表面活性劑溶液能降低油水界面張力，使原油乳化形成水包油乳狀液，提高洗油效率，同時溶解近井地帶的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等有機沉淀。生成的CO2溶于水中能夠生成碳酸，與地層基質(zhì)起反應(yīng)。反應(yīng)生成的碳酸氫鹽能溶于水中，增加碳酸鹽巖地層尤其是近井地帶的滲透性，而且碳酸還能夠解除無機鹽沉淀造成的無機堵塞，從而增加油井產(chǎn)能。

(3)反應(yīng)放出大量熱量。注入的層內(nèi)自生氣體系在地下反應(yīng)生成CO2的同時，放出大量熱量，使地層原油粘度降低，流動性增加。

2 室內(nèi)實驗

在大量文獻研究以及前期現(xiàn)場試驗的基礎(chǔ)上，研制出自生氣體系NS-1，其主要成分為：10%尿素+9%復(fù)合酸+催化劑，在濃度相當?shù)那闆r下，它比傳統(tǒng)的生氣體系碳酸鹽和鹽酸產(chǎn)生的CO2量更多。隨著濃度的增加，該體系生氣量增加，產(chǎn)熱量增加[6-8]。

2.1巖心驅(qū)油實驗

室內(nèi)巖心驅(qū)替實驗采用1.5 m長填砂模型，實驗裝置見圖1[6]。

圖1 巖心復(fù)合吞吐裝置

圖2 不同含油飽和度對采收率的影響

2.1.1 含油飽和度對采收率的影響

實驗溫度83 ℃，建立回壓6 MPa，NS-1濃度0.8 mol/L，注入速度1 mL/min，注入量0.5 PV，悶井時間2 h。首先進行水驅(qū)油，水驅(qū)結(jié)束后，進行第一周期吞吐實驗，接著進行第二、三周期吞吐實驗，考察不同含油飽和度對吞吐效果的影響。從圖2可以看出，在注入量相當?shù)那闆r下，不論在哪個吞吐周期，含油飽和度越高，吞吐效果越好。

2.1.2 不同滲透率對采收率的影響

實驗溫度83 ℃，建立回壓6 MPa，NS-1濃度0.8 mol/L，注入速度1 mL/min，注入量0.5 PV，悶井時間2 h。首先進行水驅(qū)油，水驅(qū)結(jié)束后，進行第一周期吞吐實驗，接著進行第二、三周期吞吐實驗，考察不同滲透率對吞吐效果的影響。從圖3可以看出，低滲填砂模型經(jīng)過一次吞吐可提高原油采收率7.47%，高滲填砂模型經(jīng)過一次吞吐提高原油采收率只有1.49%，低滲填砂模型采用自生CO2吞吐采油實驗效果好于高滲填砂模型。

圖3 滲透率對采收率的影響

2.1.3 表面活性劑對采收率的影響

實驗溫度83 ℃，建立回壓6 MPa，NS-1濃度0.8 mol/L，注入速度1 mL/min，注入量0.5 PV，悶井時間2 h。首先進行水驅(qū)油，水驅(qū)結(jié)束后，進行吞吐實驗，加入表活劑時，一次吞吐采收率達到7.12%，而未加表活劑時的一次吞吐采收率為6.08%。從圖4可以看出，表活劑的加入可以明顯改善吞吐效果。

圖4 表面活性劑對采收率的影響

2.1.4 悶井時間對采收率的影響

實驗溫度83 ℃，建立回壓6 MPa，NS-1濃度0.8 mol/L，注入速度1 mL/min，注入量0.5 PV，首先進行水驅(qū)油，水驅(qū)結(jié)束后，進行吞吐實驗，考察悶井時間對采收率的影響。從圖5可看出，隨著悶井時間的增加，吞吐提高采收率提高，時間越長，吞吐效果越好。

圖5 悶井時間對采收率的影響

2.1.5 不同注入量對采收率的影響

實驗溫度83 ℃，建立回壓6 MPa，NS-1濃度0.8 mol/L，注入速度1 mL/min，悶井時間2 h，首先進行水驅(qū)油，水驅(qū)結(jié)束后，進行吞吐實驗，考察不同注入量對采收率的影響。從圖6可看出，隨著注入量的增加，吞吐采收率提高，注入量越大，吞吐效果越好。

圖6 注入量對采收率的影響

2.1.6 不同注入速率對采收率的影響

實驗溫度83 ℃，建立回壓6 MPa，NS-1濃度0.8 mol/L，注入量0.5 PV，悶井時間2 h，首先進行水驅(qū)油，水驅(qū)結(jié)束后，進行吞吐實驗，考察悶井時間對采收率的影響。從圖7可看出，隨著注入速率的提高，吞吐采收率降低，注入速率越小，吞吐效果越好。

圖7 注入速率對采收率的影響

3 現(xiàn)場應(yīng)用

B1-7井是江蘇油田的一口高凝油井，投產(chǎn)初期就無法測出動液面，通過酸壓，產(chǎn)液量有所上升，但之后產(chǎn)量遞減較快，主要原因是油藏地層能量低，經(jīng)過多次檢泵，動液面無法測出，表現(xiàn)出供液能力不足的特征。該井施工前生產(chǎn)情況見表1。

針對B1-7井地層能量不足，原油凝點高的特點，采用層內(nèi)自生CO2技術(shù)，通過在油層內(nèi)產(chǎn)生大量氣體，增加地層能量，所產(chǎn)生熱能起到降粘作用，同時注入的弱酸能夠解除近井帶堵塞，從而使單井產(chǎn)量得到提高。施工過程中累計注入180 m3生氣劑以及15 m3頂替液。

表1 B1-7井施工前生產(chǎn)情況

圖8 B1-7井層內(nèi)生氣施工前示功圖

圖9 B1-7井層內(nèi)生氣施工后示功圖

沖程：2.937 m;沖次：2.906 min-1；

最小載荷：47.83 kN；最大載荷：79.19 kN

圖10 B1-7井生產(chǎn)情況

從圖8，9中可看出，施工前，B1-7井的示功圖近似于“刀把”的形狀，造成這種現(xiàn)象的原因，有可能是泵筒中有氣體造成懸點載荷增加，或者是由于動液面過低，液體無法充滿泵筒。結(jié)合其他資料可知，B1-7井供液能力不足，油藏能量低。施工后，其示功圖形狀近似于理論情況，表現(xiàn)出良好的供液能力。日產(chǎn)液量由原來的0.9 t上升到3.0 t，日產(chǎn)油由原來的0.6 t上升到2.5 t，最高達到3.2 t,含水率下降16.6%。截止2014年3月，該井累計増油290 t，生產(chǎn)情況見圖10。

4 結(jié)論

(1)層內(nèi)自生氣劑注入速度越小，注入量越大，含油飽和度越高，悶井時間越長，吞吐效果越好。

(2)在層內(nèi)自生氣吞吐過程中加入表面活性劑，能夠明顯提高吞吐效果。

(3)層內(nèi)自生氣技術(shù)對高凝油藏中低能低產(chǎn)井有很好的提高采收率作用。

[1] 克林斯M A.驅(qū)油機理及工程設(shè)計[M]，程紹進譯．北京：石油工業(yè)出版社，1989：10-20．

[2] Saner W B，Patton J T．CO2recovery of heavy oil: Wilmington field test [J].JPT，1986，38(6)：769-776．

[3] Bakshi A K，OgbeDO．Feasibility study of CO2simulation in the west Sak field, Alaska[C].SPE 24038，1992：151-158．

[4] Song C，Yang D．Optimization of CO2flooding schemes for unlocking resources from tight oil formations[C].SPE 162549，2012．

[5] Yang F，Deng J，Xue Y．Jiangsu Oilfield’s carbon dioxide cyclic stimulation operations: lessons learnt and experiences gained[C].SPE 139599，2010．

[6] 楊付林，朱偉民，余曉玲，等．層內(nèi)生氣吞吐工藝在江蘇油田W5稠油油藏的應(yīng)用[J].復(fù)雜油氣藏，2013，6(3)：71-73.

[7] Bakhtiyarov S I，Grigg R，Svec R,et al．Experimental study of salinity effect on in-situ generated carbon dioxide [J].International Journal of Manufacturing Science and Technology，2007，1(1)：47-59．

[8] Bakhtiyarov S I,Shakhverdiyev А K，Panakhov G M，et al.Volume and pressure measurements in oil recovery by in-situ gas generation[J].International Journal of Manufacturing Science and Technology，2007，1(1)：1-11．

(編輯 謝 葵)

Application of in-situ gas generation huff-n-puff technology in Libao Oilfield

Cui Yongliang1，Yang Fulin1，Lü Hongmei1，F(xiàn)eng Guibin2,Kang Yuyang2

(1.PetroleumEngineeringTechnologyResearchInstituteofJiangsuOilfieldCompany,SINOPEC,Yangzhou225009;China；2.NO.1OilProductionPlantofJiangsuOilfieldCompany,SINOPEC，Yangzhou225265,China)

Libao Oilfield belongs to a high pour point crude reservoir，which has poor formation energy，low production rate of single well，and short validity period of acid fracturing.In order to increase the formation energy and improve the production rate of single well，thein-situgas generation huff-n-puff technology was studied.In long sand-packed models，using high pour point crude oil taken from Libao Oilfield，experiments were carried out on the effects of factors such as oil saturation，injection rate，injection volume，soak time，permeability on incremental oil recovery rate.Lab results showed that the smaller the injection flow rate was，the bigger the injection volume was，the higher the oil saturation was，the longer the soak time was，the higher the oil recovery rate was.The technology was applied in B1-7 well.After treatment，the oil production rate was increased significantly.Up to now，the validity period reaches more than six months.The field results showed that the technology can improve single well’s production rate in high pour point reservoir.

in-situgas generation；compound huff-n-puff；incremental oil effect

TE357.4

A

2014-04-09；改回日期2014-05-19。

崔永亮(1983—)，碩士，現(xiàn)主要從事三次采油技術(shù)研究。電話：0514-87762610，E-mail：cuiyl.jsyt@sinopec.com。

攻關(guān)項目：中國石化江蘇油田分公司(JS13038)。