鄭玉飛，李 翔，徐景亮，鄭偉杰，于 萌

（1.中海油田服務(wù)股份有限公司，天津 300459；2.中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島 266555）

0 引言

我國(guó)海上油田儲(chǔ)層厚度大、含油層系多，層間和層內(nèi)矛盾突出［1-4］，同時(shí)海上油田開(kāi)發(fā)又具有高風(fēng)險(xiǎn)、高投入的特點(diǎn)，因此，多采用強(qiáng)注強(qiáng)采的高效開(kāi)發(fā)模式［5-6］，而長(zhǎng)期注水沖刷進(jìn)一步加劇了儲(chǔ)層非均質(zhì)性，導(dǎo)致油井含水率上升快，產(chǎn)量遞減迅速［7-10］。此外，由于海上油田注水水質(zhì)差、強(qiáng)度高，使得水井注入壓力高、近井地帶污染嚴(yán)重［11-12］。

針對(duì)海上油田的儲(chǔ)層特征以及開(kāi)發(fā)特點(diǎn)，提出了集調(diào)剖、驅(qū)油、增注于一體的自生CO2調(diào)驅(qū)技術(shù)［13-15］，該技術(shù)采用分段塞注入生氣劑和釋氣劑方式，使二者直接在儲(chǔ)層中反應(yīng)并形成CO2泡沫體系，優(yōu)先封堵高滲透層，擴(kuò)大后續(xù)水驅(qū)波及體積［16-17］，同時(shí)酸性的釋氣劑及反應(yīng)產(chǎn)生的熱量能夠有效解除近井地帶無(wú)機(jī)和有機(jī)堵塞，恢復(fù)儲(chǔ)層滲透率［18］。結(jié)合海上油田的儲(chǔ)層特征，采用物理模擬實(shí)驗(yàn)的手段弄清儲(chǔ)層縱向非均質(zhì)性對(duì)自生CO2調(diào)驅(qū)效果的影響規(guī)律，再通過(guò)礦場(chǎng)試驗(yàn)，考察自生CO2調(diào)驅(qū)技術(shù)的適用性及穩(wěn)油控水效果［19-20］，以期為該技術(shù)在海上油田的推廣應(yīng)用提供支持。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

表1為海上某油田地層原油性質(zhì)。自生CO2調(diào)驅(qū)體系，包括生氣劑（碳酸氫鈉，分析純）、釋氣劑（鹽酸，工業(yè)純）和助劑（起泡劑、穩(wěn)泡劑等）；模擬油田地層水，礦化度為1 萬(wàn)mg/L；層間和層內(nèi)非均質(zhì)巖心，3 層等厚，人工壓制，基本參數(shù)如表2 和表3所列。實(shí)驗(yàn)裝置如圖1 所示。

表1 渤海某油田地層原油性質(zhì)（65 ℃）Table 1 Properties of crude oil in an oilfield in Bohai Sea

表2 層內(nèi)非均質(zhì)物理模型基本參數(shù)Table 2 Basic parameters of in-layer heterogeneity model

表3 層間非均質(zhì)物理模型基本參數(shù)Table 3 Basic parameters of inter-layer heterogeneity model

圖1 實(shí)驗(yàn)裝置流程1.水罐；2.平流泵；3.壓力表；4～8.中間容器罐；9.巖心夾持器；10.數(shù)據(jù)采集裝置Fig.1 Flow chart of experiment

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

實(shí)驗(yàn)步驟如下：①稱(chēng)量非均質(zhì)巖心的質(zhì)量，抽真空并飽和地層水后再次稱(chēng)取其質(zhì)量；②向巖心飽和原油，通過(guò)計(jì)量油驅(qū)水的體積計(jì)算出原始含油飽和度；③對(duì)巖心進(jìn)行水驅(qū)，至出口端含水率達(dá)到98%時(shí)停止；④對(duì)巖心進(jìn)行自生CO2調(diào)驅(qū)，注入段塞組合如表4 所列，注入方式為4 段塞式按順序依次注入；⑤對(duì)巖心進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，至出口端含水率達(dá)到98%時(shí)停止。記錄驅(qū)替過(guò)程中油水的產(chǎn)量，并評(píng)價(jià)自生CO2調(diào)驅(qū)體系的驅(qū)油效果。實(shí)驗(yàn)時(shí)設(shè)定溫度為65 ℃，手搖泵回壓為10 MPa，巖心夾持器圍壓為15 MPa。

表4 注入段塞組合設(shè)計(jì)Table 4 Design of injection slug combination

2 結(jié)果與分析

2.1 層內(nèi)非均質(zhì)性影響規(guī)律

為了考察層內(nèi)非均質(zhì)性對(duì)自生CO2調(diào)驅(qū)效果的影響，分別選用1號(hào)、2 號(hào)和3 號(hào)巖心模型進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，含水率、采收率以及驅(qū)替壓力變化如圖2所示。

為便于對(duì)實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行分析，引入儲(chǔ)層滲透率均值，即

式中：k為某小層滲透率，mD；h為某小層厚度，cm。

從圖2可以看出，水驅(qū)階段1～3 號(hào)巖心的采收率分別為27.69%，34.91%和37.38%，表明滲透率級(jí)差一定時(shí)，水驅(qū)采收率隨儲(chǔ)層滲透率均值的增大而逐漸增大；注自生CO2調(diào)驅(qū)體系階段，含水率急劇下降，產(chǎn)油量迅速增加，驅(qū)替壓力波動(dòng)明顯，后續(xù)水驅(qū)后1～3 號(hào)巖心的采收率分別提高了27.40%，30.60% 和31.03%，說(shuō)明自生CO2調(diào)驅(qū)技術(shù)對(duì)層內(nèi)非均質(zhì)模型提高采收率效果顯著。

2.2 層間非均質(zhì)性影響規(guī)律

2.2.1 儲(chǔ)層滲透率均值

圖2 層內(nèi)非均模型驅(qū)替過(guò)程中含水率、采收率和驅(qū)替壓力變化曲線(xiàn)Fig.2 Curves of water cut，recovery and displacement pressure during displacement in in-layer heterogeneity model

為了考察層間非均質(zhì)性對(duì)自生CO2調(diào)驅(qū)效果的影響，分別采用4～15 號(hào)巖心模型進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。首先通過(guò)4～6 號(hào)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)研究了儲(chǔ)層滲透率均值對(duì)調(diào)驅(qū)效果的影響規(guī)律，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖3 和圖4 所示。

由圖3 和圖4 可以看出，經(jīng)自生CO2調(diào)驅(qū)后4～6 號(hào)巖心的采收率分別增加了19.40%，22.05% 和17.88%，說(shuō)明自生CO2調(diào)驅(qū)技術(shù)對(duì)層間非均質(zhì)模型也有很好的增油效果，但提高采收率幅度不及層內(nèi)非均質(zhì)模型。

圖3 層間非均質(zhì)模型驅(qū)替過(guò)程中含水率、采收率和驅(qū)替壓力變化曲線(xiàn)Fig.3 Curves of water cut，recovery and displacement pressure during displacement in inter-layer heterogeneity model

圖4 層內(nèi)、層間非均質(zhì)模型調(diào)驅(qū)效果對(duì)比Fig.4 Comparison of profile control effects between in-layer and interlayer heterogeneity model

2.2.2 滲透率級(jí)差

實(shí)驗(yàn)還考察了層間非均質(zhì)模型滲透率級(jí)差對(duì)自生CO2調(diào)驅(qū)效果的影響。選取7～15 號(hào)層間非均質(zhì)巖心模型進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表5 所列。

表5 不同滲透率級(jí)差下自生CO2調(diào)驅(qū)效果Table 5 Effects of in-situ CO2profile control and flooding under different permeability ratios

將9 塊巖心分為3 組（7～9號(hào)、10～12號(hào)、13～15 號(hào)各為一組）進(jìn)行對(duì)比，可以發(fā)現(xiàn)中、低滲透層相同的情況下，模型滲透率級(jí)差越大，自生CO2調(diào)驅(qū)提高采收率的幅度越大。這是由于自生CO2調(diào)驅(qū)的調(diào)剖效果有限，當(dāng)液流無(wú)法發(fā)生轉(zhuǎn)向時(shí)，滲透率級(jí)差越大，即高滲透層的滲透率越大，其孔隙體積越大，水驅(qū)后的可采油量越多，注入調(diào)驅(qū)體系時(shí)貢獻(xiàn)的采油量也越多，高采收率幅度也隨之增大。

為了進(jìn)一步分析層間非均質(zhì)模型滲透率對(duì)自生CO2調(diào)驅(qū)效果的影響，將4～15 號(hào)巖心的自生CO2調(diào)驅(qū)采收率增值與其滲透率均值kˉ的關(guān)系做圖（圖5）。

圖5 采收率增值與滲透率均值的關(guān)系Fig.5 Relationship between recovery increment and permeability mean value

從圖5 可以看出，隨著值增大，巖心采收率提高幅度呈現(xiàn)出先增大后減小的變化規(guī)律。這主要是因?yàn)橐环矫骐S著值增大，介質(zhì)孔隙和喉道的直徑均加大，有利于自生氣體系反應(yīng)的進(jìn)行，但另一方面因體系的調(diào)剖能力有限，值過(guò)大時(shí)易在巖心形成竄流通道，反而會(huì)中和掉部分有利的因素。因此，當(dāng)滲透率均值高于4 000 mD 時(shí)，提高采收率幅度會(huì)逐漸下降。該技術(shù)的值適用于2 000～4 000 mD，在該范圍內(nèi)自生CO2調(diào)驅(qū)技術(shù)提高采收率的增幅均高于20%。

3 礦場(chǎng)試驗(yàn)

海上C 油田存在的主要問(wèn)題有注水強(qiáng)度大［水井平均注水強(qiáng)度為12.6 m3/（d·m），平均日注水量為867 m3］、儲(chǔ)層滲透率級(jí)差大（滲透率級(jí)差為1.26～4.66）、各層吸水不均，致使周邊油井注水突破，含水率上升迅速。為了緩解層間矛盾，減少無(wú)效注水，提高砂體采收率，2017—2018 年先后對(duì)C 油田5 口注水井進(jìn)行了自生CO2調(diào)驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)，累計(jì)注入藥劑5 699 m3，措施實(shí)施后實(shí)現(xiàn)累計(jì)增油14 446 m3，取得了顯著的穩(wěn)油控水效果（表6）。

表6 措施實(shí)施效果Table 6 Profile control and flooding effects

4 結(jié)論

（1）對(duì)于層內(nèi)非均質(zhì)模型，隨著儲(chǔ)層滲透率均值kˉ的增大，自生CO2調(diào)驅(qū)在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高采收率幅度從27.4%增加到31.03%，表明kˉ值對(duì)調(diào)驅(qū)效果的影響較小，自生CO2調(diào)驅(qū)可以很好地解決層內(nèi)矛盾；對(duì)于層間非均質(zhì)模型，隨著kˉ值的增大，自生CO2調(diào)驅(qū)在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高采收率幅度從17.38%增加到22.05%，表明值對(duì)調(diào)驅(qū)效果的影響層間非均質(zhì)模型大于層內(nèi)非均質(zhì)模型。

（2）對(duì)于層間非均質(zhì)模型，當(dāng)中—低滲透層滲透率一定時(shí)，自生CO2調(diào)驅(qū)提高采收率的效果隨著滲透率級(jí)差的增大而變好。

（3）對(duì)于層間非均質(zhì)模型，自生CO2調(diào)驅(qū)提高采收率幅度隨kˉ值的增大呈現(xiàn)出先增加后減小的趨勢(shì)。自生CO2調(diào)驅(qū)技術(shù)的值適用于2 000～4 000 mD，在該范圍內(nèi)自生CO2調(diào)驅(qū)提高采收率幅度大于20%。礦場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明，自生CO2調(diào)驅(qū)技術(shù)在海上油田具有良好的適用性。