金發(fā)揚，周順明，高士博，姚 崢，王瑞林

（油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室（西南石油大學），四川成都 610500）

0 前言

隨著全球經(jīng)濟發(fā)展，能源需求是全世界面臨的一個挑戰(zhàn)危機，尤其是對油氣資源需求量。而由于地層的復雜性，儲層滲透率低、地層非均質性嚴重、原油物化性質等原因，原油開采難度大，地質儲量動用程度小。大量實驗研究和礦場實踐表明，大部分油藏在水驅后仍有接近60%的儲量未被采出［1］。在油藏開發(fā)的現(xiàn)有技術中，注CO2開采可有效提高原油采收率，將最終采收率提高10%～15%甚至更高［2］。但是由于CO2資源的匱乏以及油井腐蝕等問題，為了經(jīng)濟有效地采出更多的地下原油，人們提出了層內自生CO2提高采收率技術，并得到了很好的應用。

油層自生CO2提高采收率技術是一種具有發(fā)展前景的新技術，它是依靠化學藥劑在地層溫度下的自發(fā)分解，或者多種藥劑復合發(fā)生熱化學反應，從而產(chǎn)生大量二氧化碳氣體。該技術主要通過原油膨脹降黏、降低油水界面張力、高滲層封堵以及污染層解堵等作用，擴大波及體積、提高驅油效率，達到穩(wěn)油控水的目的，進而提高采收率［3］。本文綜述了近幾年國內外學者對自生CO2產(chǎn)氣體系的研究進展以及驅油機理，為后續(xù)進一步深入研究自生CO2提高采收率技術提供借鑒。

1 自生CO2產(chǎn)氣體系

目前油田常用的層內自生CO2技術一般分為單液法和雙液法。單液法是將單一的化學藥劑注入地層，在地層條件下自發(fā)的產(chǎn)生CO2，雙液法則是兩種化學藥劑在地層條件下相互作用而產(chǎn)生大量氣體［4-5］。近幾年也有一些學者提出了利用酸巖反應來產(chǎn)生大量CO2的方法，針對一些特殊的油藏具有較好的應用前景。

1.1 單液體系

早在2000年，Gumersky等［6］提出了自生CO2新技術，該技術是基于碳酸鹽與低濃度活性酸之間的放熱化學反應或者單一的鹽溶液受熱分解生成二氧化碳氣體。Gumersky等通過室內研究發(fā)現(xiàn)，自生CO2提高采收率技術比傳統(tǒng)水驅的驅替效率高出16%。

2016年，Wang等［7］研究了利用碳酸氫銨熱分解產(chǎn)生二氧化碳吞吐的有效性。利用數(shù)值模擬和反應動力學建立二氧化碳吞吐的儲層模型，結果表明利用碳酸氫銨自發(fā)產(chǎn)生CO2進行二氧化碳吞吐可有效提高單井產(chǎn)能。

2010 年，Benjamin 等［8］研究發(fā)現(xiàn)，在80～90 ℃下，氨基甲酸銨受熱分解可產(chǎn)生大量二氧化碳，當氨基甲酸銨配合聚合物和表面活性劑進行化學驅時，可有效提高采收率。2017 年，Wang 等［9］研究發(fā)現(xiàn)，當氨基甲酸銨質量分數(shù)大于1%時，溶液pH值達到穩(wěn)定值（pH=9.5），呈堿性，自生CO2驅油實驗結果顯示，氨基甲酸銨在產(chǎn)生CO2的同時，釋放出的堿性氣體溶于水中在一定程度上還能發(fā)揮堿水驅的作用，改變巖石潤濕性，可有效提高采收率。2018年，Wang等［10］還研究了尿素作為CO2產(chǎn)氣劑的效果，尿素具有優(yōu)異的二價陽離子抗性，是一種比其他氨基甲酸鹽或碳酸鹽更好的產(chǎn)氣劑。當尿素質量分數(shù)為10%時具有較好的產(chǎn)氣效率以及驅油效果。楊付林等［11］也研制了一種復合的自生氣體系NS-1，其中包括尿素、催化劑和復合酸等等，結果顯示當體系濃度為0.6 mol/L時，產(chǎn)生的CO2氣體量比碳酸氫鹽產(chǎn)生量高出1倍多。

1.2 雙液體系

鄧建華等［12］從層內生氣機理出發(fā)，研制了以碳酸氫銨為主劑的2 種生氣體系配方，碳酸氫銨單液體系在地層溫度可發(fā)生自分解，生成一種堿性氣體和CO2，而碳酸氫銨雙液體系是一種復合體系，與pH調節(jié)劑復合使用，在地層下反應更加完全。室內巖心評價試驗表明，2種配方都具有良好的生氣、生熱及升壓效果，但是雙液體系提高采收率效果更明顯，提高幅度約為單液體系的兩倍。

李文軒等［13］對一種新型地下自生泡沫做了研究，對四種自生氣體系做了篩選與評價，其中小蘇打加鹽酸體系產(chǎn)氣量高且價格便宜，因此對該體系做了進一步研究。在小蘇打質量濃度百分數(shù)為15%，鹽酸摩爾濃度為0.1 mol/L 的條件下，該體系產(chǎn)氣量最高，約為102 mL/g，加入起泡劑后在常壓下泡沫質量高達99%。室內巖心實驗表明，該自生泡沫體系具有良好的暫堵分流效果，適用于非均質地層改造。

1.3 酸巖反應體系

Mansoor Alam 等［14］在2015 年針對碳酸鹽巖層研究了一種緩釋CO2技術。該技術通過注入低濃度的檸檬酸到碳酸鹽巖儲層中發(fā)生緩慢反應來達到緩釋CO2目的，室內巖心驅替實驗表明，CO2緩釋技術效果明顯，可有效提高采收率。此外，CMG 模擬結果表明，緩釋CO2技術對殘余油的采收率比水驅高70%，證實了緩釋CO2技術的大規(guī)模有效性。

Abdelgawad 等［15］也針對碳酸鹽巖提出了一種新的自生CO2的方法。該方法是將乙二胺四乙酸（EDTA）及其二鈉鹽與羥乙基乙二胺三乙酸（HEDTA）配合使用。將這幾種螯合劑注入儲層后，它們會相互作用并與碳酸鹽巖發(fā)生反應產(chǎn)生二氧化碳氣體，發(fā)揮驅油作用。實驗結果表明，在不使用其他添加劑如一些表面活性劑的情況下，采用該技術可從碳酸鹽巖巖心中采出了約90%的原油。螯合劑自身與儲層反應速度較慢，另外也可通過膠囊的形式將螯合劑封存起來，在注入完成后膠囊里的螯合劑在地層下得到釋放，開始與儲層發(fā)生反應，從而讓CO2進入整個儲層中。

以上幾種國內外學者所研究的產(chǎn)氣體系的特點及其適用地層各不相同，單液體系主要是利用化學藥劑熱穩(wěn)定性差的原理，在注入地層后能夠在地層溫度下發(fā)生熱分解自發(fā)地產(chǎn)生CO2氣體，反應速度較慢，作用距離更遠，但是反應不充分，氣體釋放量相對較少。雙液體系主要是碳酸鹽類+活性酸組成的復合體系，該類體系在地層下反應更充分，產(chǎn)氣量大，可大幅度提高采收率，但其弊端是反應速度較快，有效作用距離較短。酸巖反應體系主要是針對碳酸鹽巖儲層提出的一種技術，主要是用弱酸或低濃度的酸與碳酸鹽巖儲層巖石反應，由于體系酸性較弱或濃度較低，可達到CO2緩釋效果，該體系相比于雙液體系反應速度更慢，能讓氣體作用到油層深部，但是該技術的局限性是只能針對碳酸鹽巖儲層使用。

2 自生CO2提高采收率機理

CO2驅是提高復雜地層原油采收率最有效的方法之一，被世界各地油田廣泛應用。近年來，CO2驅油技術在我國日益受到重視，但隨著CO2驅在礦場的大規(guī)模應用，一些弊端也相應呈現(xiàn)。該技術最主要的限制因素就是二氧化碳氣源不足，無法進行大范圍的推廣與應用，另外還包括二氧化碳的輸送困難、氣竄、氣體對油井及設備的腐蝕等因素。自生二氧化碳驅油技術具有常規(guī)注二氧化碳驅油機理，又能克服其很多不利因素。結合國內外相關的大量室內實驗研究，可以將油層自生二氧化碳驅油機理歸納為以下幾點［16-20］：（1）原油的膨脹降黏；（2）解堵增注作用，提高地層滲透率；（3）降低界面張力，改善油水流度比；（4）與表面活性劑作用產(chǎn)生泡沫，具有調驅作用。

自生CO2提高采收率機理的主導因素取決于油層溫度、壓力和原油組分。對于某個具體的CO2驅油項目，劉一江等［21］將其主要的驅替特征分為了圖1相對應的5個區(qū)域。

一旦發(fā)現(xiàn)乳腺腫塊一定要去醫(yī)院檢查，明確診斷，決定下一步的治療，孕媽媽也不例外。孕期可以選擇B超檢查，必要時行活檢通過病理檢查明確診斷。若為惡性腫瘤應行相應手術治療，阻止病情進一步發(fā)展，否則影響預后，甚至危及孕媽媽生命。若為良性腫瘤可以觀察，等哺乳期后再行手術治療，對孕媽媽及胎兒都無不良影響。

圖1 油層溫度和壓力對CO2驅替機理的影響

2.1 原油膨脹降黏

自生CO2體系在地層條件下產(chǎn)生大量CO2后，在高溫高壓下會迅速溶于原油，一方面可以降低原油黏度，增加其流動性能；另一方面，可使原油膨脹，使得剩余油更容易脫離地層水以及巖石表面的束縛，提高驅油效率［22-24］。自生CO2體系對稠油的降黏效果更為顯著，氣體可大幅度降低中質油和重質油的黏度，這是由于CO2能以小分子的狀態(tài)吸附在瀝青質上，減小了瀝青質與膠質分子間的引力，降低了內摩擦力，從而降低體系黏度［25-27］。

二氧化碳溶于原油中一般可使原油體積膨脹10%～40%左右，且溫度越高其膨脹倍數(shù)越大［28-29］。但對于降黏效果而言，黏溫特性存在一個溫度臨界值，當溫度超過這個值時，導致CO2溶解度降低，降黏作用反而下降［30］。此外，壓力對二氧化碳使原油降黏及膨脹的影響也存在一個臨界值，溫度一定時，CO2對原油的降黏效果隨著壓力的升高而呈現(xiàn)先增大后減小的趨勢；其膨脹系數(shù)先隨著壓力的增加而升高，但壓力超過某一臨界值時，原油中輕烴組分大量揮發(fā)，導致原油膨脹系數(shù)減小［31-32］。

除了具有以上常規(guī)的使得原油膨脹降黏的機理外，自生CO2還有著一些獨特的優(yōu)勢可使原油黏度降低。由于自生CO2體系是將一種或多種可作用產(chǎn)生氣體的溶液注入地層內，且體系不會在地層前端反應造成氣體的損失，相比于直接注CO2驅，自生CO2能夠作用的距離更遠深，因而能夠源源不斷地在地層下產(chǎn)生大量的CO2溶解于原油中形成內部溶解氣驅，降低原油的黏度［33］。此外，某些自生CO2體系在地層下反應還能產(chǎn)生堿性氣體，例如NH3等，NH3可與原油中某些成分發(fā)生反應生成具有表面活性的皂類物質，該物質對原油也具有較好的降黏作用［34］。Jia等［35］通過室內研究發(fā)現(xiàn)，在60℃、10 MPa的條件下，注入自生CO2體系后，原油體積和黏度均有明顯變化，體積膨脹了25%，黏度也大幅度降低，最終采收率提高了7.6%～14.2%。

2.2 解堵增注

相比于常規(guī)注CO2驅，自生CO2體系由于其特殊的產(chǎn)氣機理，對地層孔隙有著良好的解堵作用。向地層注入自生CO2體系后，體系在油層深部發(fā)生放熱反應，使得油層局部溫度迅速升高，原油中有機物膠質和瀝青質受熱后黏度降低，從而增加原油流動性，起到熱解堵的作用，而且CO2溶于水后呈弱酸性，可解除部分無機垢堵塞，恢復一定的油井產(chǎn)能［36-37］。體系中的低濃度酸液可與鐵垢和鈣垢發(fā)生熱化學反應，從而解除近井地帶的污染，恢復近井地帶滲透率，酸液還可與巖石發(fā)生反應，進一步增大地層的孔隙度，提高地層導流能力［38］。同時，在高溫高壓的條件下，游離的二氧化碳具有很好的穿透性，可有效地清除孔隙通道中雜質的堵塞［39］。二氧化碳的大量生成，可在一定程度上沖刷地層的堵塞物，疏通被污染的地層［40］。此外，在自生氣體系中加入一定濃度的表面活性劑可起到洗油作用，能降低蠟質的黏附功，減小毛細管阻力，而且由于體系的放熱反應，受溫度影響，表面活性劑的洗油能力進一步提高，協(xié)同解堵作用更強［41］。為了模擬多輪次井酸化情況，謝軍德等［34］采用了酸化后解堵增注長巖心進行流動試驗，結果表明巖心解堵效果隨著注入段塞的增加而提高。兩段巖心的滲透率恢復程度極為顯著，尤其是第二段巖心，完全恢復到未污染前的水平。該實驗說明自生CO2技術對解除地層深部污染具有良好的效果。

2.3 降低界面張力，改善油水流度比

低滲油藏滲透率低，毛細管力顯著，為了有效開發(fā)油藏，降低界面張力是目前最有效的方法之一［42］。CO2溶于原油和水后，一方面使油水分子間的界面張力降低，油水相對滲透率發(fā)生改變；另一方面，還可以改善油水流度比，防止黏性指進，在兩者機理共同作用下，水驅的波及面積增大，掃油效率提高，從而提高采收率［43-44］。壓力是影響界面張力大小的主要因素，隨著壓力增加，CO2與原油的界面張力會顯著降低，尤其是在純碳氫化合物與CO2體系中，界面張力維持在極低的范圍內［45-46］。溫度對于界面張力的影響較為復雜，在低壓條件下，界面張力隨溫度的升高而減??；在高壓條件下，界面張力隨溫度的升高而增大［47-48］。Wang 等［46］通過實驗發(fā)現(xiàn)，原油組分在一定程度上也影響CO2與原油間的界面張力，原油中重質烴的含量越高，界面張力越小。Amro 等［49］通過研究還發(fā)現(xiàn)含鹽度對界面張力也存在一定影響，氯化鈉含量越高，界面張力越大。

對于自生CO2體系來說，依靠CO2自身來降低油水界面張力只是一方面，此外，體系中產(chǎn)生的NH3等堿性氣體可與原油中的環(huán)烷酸、長鏈脂肪酸等發(fā)生反應生成具有表面活性的物質，并且NH3溶于水后在一定程度上能發(fā)揮堿水驅的作用，從而能進一步降低油水界面張力和油巖界面張力，剝離油膜，有效地提高驅油效率［34，50］。

2.4 調驅作用

在多孔介質中，特別是在非均質油藏中，自生CO2驅油存在嚴重的氣竄和重力超覆現(xiàn)象［51-52］。重力超覆是油藏多相流動的一種現(xiàn)象，儲層頂部流體密度較小，底部流體密度較大，導致波及不均勻［15］。為了克服上述問題，通常在自生氣體系加入一定量的表面活性劑產(chǎn)生泡沫實現(xiàn)泡沫調驅的功能。如圖2 所示，泡沫的形成主要分3 種方式：液膜滯后、縮頸分離以及薄膜分斷［53］，泡沫形成后會占據(jù)一定的孔隙通道，對水竄層有一定封堵作用，從而達到穩(wěn)油控水的目的。泡沫調驅的特點是“大堵小不堵”和“控水不控油”，泡沫可以選擇性地封堵高滲透（或高水竄）層，使驅替液進入未波及區(qū)（如低滲透、高含油飽和度區(qū)）［54］。此外，用于制造泡沫的表面活性劑可以吸附在界面（如氣水、油水、固水），從而降低油水界面張力，同時改變潤濕性，提高泡沫穩(wěn)定性和驅油效率［55］。王瓊等［19］篩選了適合污水配制的自生泡沫復合驅油體系，該體系能大幅度降低油水界面張力至10-2mN/m 以下。該體系既能降低油水界面張力，又能改善油水的流度比，提高水相的驅替面積和波及效率，室內巖心驅油實驗提高采收率大于25%以上。

圖2 泡沫形成機理示意圖

3 礦場試驗

與CO2驅相比，自生CO2驅油技術在國內外的應用相對較少。自生二氧化碳驅油技術被提出后，國內外的研究人員都開展了大量的研究，并在礦場上進行了先導性的試驗與應用。

2006年，對大港油田某區(qū)塊的一口采油井［37］進行了先導性實驗。采用單液體系，注入工序完成后關井2 d。開井后兩個月內的平均日產(chǎn)油量相對于施工前一年增產(chǎn)了1.46 t，增產(chǎn)幅度為21.6%；相比于施工前兩個月日增油0.99 t。先導性實驗表明，自生CO2吞吐技術在現(xiàn)場應用有一定的效果。

在江蘇油田W5 斷塊稠油油藏的3 口井［11］實施了層內生氣吞吐工藝。吞吐的3口井均取得了較好的效果，其中W5-15井有效期近1年，目前仍繼續(xù)有效，W5-15 井日產(chǎn)油量相比施工前增加了1.03 t。W5-17 井措施后增油幅度更為明顯，相比于施工前日增油量達3.9 t。在江蘇油田W5斷塊油藏的應用試驗說明了自生CO2吞吐技術具有良好的應用前景。

在西伯利亞西部Samotlor 油田AB1-3和AB2-3兩個試驗區(qū)［6］進行了自生CO2驅新技術的現(xiàn)場試驗，利用碳酸鈉和鹽酸的熱化學放氣反應，分成多個段塞依次注入地層。注入完成后關井24 h，待藥劑充分反應后再次注水開采。現(xiàn)場試油3 個月后，周邊井的總產(chǎn)油量平均增加2 倍，部分井增產(chǎn)幅度更大。8 個月內自生CO2技術增產(chǎn)超過了27000 t，證實了自生CO2驅的可行性。

針對B1-7井［56］地層能量不足，原油凝點高的特點，采用層內自生CO2驅技術釋放的大量氣體來補充地層能量，同時起到降黏和解除無機堵塞的作用，使單井產(chǎn)量得到提高。施工后日產(chǎn)油量增加了1.9 t，最高時增油量達到了2.6 t，表明層內自生CO2驅技術增油效果明顯。

2010—2011年在SZ油田進行了11口注水井的現(xiàn)場試驗［35］。將碳酸鈉和鹽酸混合物在3～4 個循環(huán)中依次注入地層。最后一部分混合液注入后，關井進行化學反應，24 h 后再次進行注水開采。措施后單井注入壓力平均下降3.2 MPa，注水速度平均增加146 m3/d，視吸水指數(shù)平均增加92.5 m3/（d·MPa）?，F(xiàn)場試油開始一個月后，周邊井的總產(chǎn)油量平均增加1.5倍，部分井增產(chǎn)幅度更大。

2016 年，針對渤海K 油田的2 口注水井進行層內生成CO2調驅作業(yè)（D2/D3 井）［57］，措施前井組的日產(chǎn)油437.7 m3，平均含水69.0%；措施后增油降水效果明顯，日產(chǎn)油增至472.1 m3，含水率降至67.2%，目前兩井組累計增油超過9000 m3。同年，對渤海L油田的注水井A1 井也采取措施，相比于措施前日產(chǎn)油量增加了31.8 m3，平均含水下降0.09 個百分點。目前該井組累計增油已達5216 m3。

4 結果與展望

我國低滲透油藏、稠油油藏等復雜油藏的儲量豐富，為了提高油氣產(chǎn)量，達到穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)的目的，油田就必須要采取合理的開采手段去實現(xiàn)這一目標。油層自生CO2提高采收率技術有著廣泛的應用前景，該技術不僅具有常規(guī)注CO2驅油的優(yōu)點，又能克服從地面注二氧化碳帶來的缺點，如氣源短缺、腐蝕、結垢等問題，而且該技術施工簡單、成本低，與其他提高采收率技術相比具有更顯著的效果。因此，自生二氧化碳技術相比于其他技術更具有潛力，是一種有未來市場的技術，具有較強的推廣意義。自生CO2提高采收率機理主要包括原油膨脹降黏、解堵增注、降低界面張力、改善油水流度比以及與表面活性劑協(xié)同作用產(chǎn)生泡沫等。自生CO2作為一種新型技術，國內外對它的研究基本上還不夠系統(tǒng)和全面，仍存在一些問題需要我們去深入分析和解決。例如體系產(chǎn)氣量不足，不能大規(guī)模在現(xiàn)場應用；CO2易出現(xiàn)竄流和黏性指進，致使CO2過早突破含油帶，影響驅替效率；最小混相壓力、氣體性質等受地層溫度和壓力影響較大等問題。因此，還需要進一步在化學藥劑的篩選、驅油機理的深入分析、與地層的適應性、性能評價和現(xiàn)場試驗等諸多方面開展系統(tǒng)的研究，以便于自生CO2提高采收率技術在現(xiàn)場更好的應用。