張文鵬，鄭繼龍，趙 軍

中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452

渤海F 油田為低滲油藏，儲層物性較差，在油田開發(fā)過程中隨著地層能量的衰竭，再加上毛細(xì)管作用力的存在，使地層流體運(yùn)移受阻，油井產(chǎn)液量降低，原地層中流體可流動的孔隙被堵塞［1］，從而導(dǎo)致原始與地層孔喉尺寸相匹配的液滴直徑不再匹配，最終形成油井近井地帶的儲層傷害［2］。油井近井地帶的儲層傷害主要源自于無機(jī)物堵塞、儲層敏感性、顆粒運(yùn)移等，常規(guī)酸化解堵技術(shù)應(yīng)用效果逐漸變差，嚴(yán)重影響油井的產(chǎn)能［3］。

目前常用的自生氣解堵體系主要采用單液法和雙液法，在工藝方面是將自生氣解堵體系注入地層后通過催化劑或者在油藏溫度條件下自發(fā)生成氣體，從而達(dá)到增加儲層能量、降低原油黏度及解堵的目的。該技術(shù)在國內(nèi)各油田均有應(yīng)用。如，宋丹等［4］主要對自生CO2體系性能進(jìn)行研究，該技術(shù)適應(yīng)高溫油藏，但生氣量較少。左清泉等［5］針對自生N2體系性能及應(yīng)用情況進(jìn)行研究，最終發(fā)現(xiàn)該技術(shù)主要適應(yīng)高溫油藏，而且需要在催化劑作用下才能實(shí)現(xiàn)生氣及增能，在現(xiàn)場施工時(shí)需要采用隔離液多段塞注入，所以施工工藝復(fù)雜。

本文所研究的自生氣增能解堵技術(shù)主要是將2 種自生氣體系溶液依次注入目標(biāo)油層后，在催化劑作用下2 種自生氣體系可在油層產(chǎn)生大量的自生氣（N2、CO2、NH3和NO2），同時(shí)伴隨大量熱量的產(chǎn)生，而且所產(chǎn)生氣體中的CO2（體積分?jǐn)?shù)約為67%）可快速溶解于原油中，降低原油黏度，其他氣體（N2、NH3和NO2的總體積分?jǐn)?shù)約為33%）可快速提高油層壓力，其反應(yīng)過程分為一級反應(yīng)和二級反應(yīng)，且反應(yīng)過程是先一級反應(yīng)后二級反應(yīng)［6-7］。

一級反應(yīng)：

二級反應(yīng)：

該體系反應(yīng)過程中放出的熱量能有效降低原油黏度，同時(shí)可使油層流體膨脹，提高油層能量。也就是說，氣體生成過程中發(fā)生的增能作用可使油層流體連通，反應(yīng)產(chǎn)物可有效抑制水鎖［8］，改善乳液傷害，同時(shí)能改變巖石表面潤濕性，降低流體流動阻力。而且，體系中的誘發(fā)劑（催化劑）屬于一種低碳混合有機(jī)酸，可有效解除油井近井地帶的堵塞，最終實(shí)現(xiàn)儲層產(chǎn)能提升，達(dá)到油井增產(chǎn)增效的目的。

為有效挖潛儲層剩余油，恢復(fù)油井產(chǎn)能，本文通過分析油井堵塞的原因、堵塞物類型、堵塞程度，從如何快速提高油層能量及快速解除油井近井地帶堵塞2 個(gè)維度著手，針對渤海F 油田研發(fā)了一種適合海上油井的自生氣增能解堵體系ZJL-4，并對該體系在油藏溫度壓力條件下的產(chǎn)氣能力、產(chǎn)熱能力和解堵能力進(jìn)行室內(nèi)評價(jià)［9］，為渤海F油田的高效開發(fā)提供技術(shù)支持。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)條件

地層溫度：84.3 ℃。

實(shí)驗(yàn)用水：渤海F 油田地層水，礦化度19 546.3 mg∕L，屬于NaHCO3水型，地層水水質(zhì)分析情況如表1所示。

表1 渤海F油田地層水水質(zhì)分析情況

1.2 實(shí)驗(yàn)藥劑及儀器

實(shí)驗(yàn)藥劑：基于技術(shù)原理，通過室內(nèi)復(fù)配實(shí)驗(yàn)，最終確定了自生氣增能解堵體系配方：自生氣體系A(chǔ) 劑為固體氣源藥劑、起泡劑、助排劑、緩蝕劑、鐵離子穩(wěn)定劑等；自生氣體系B 劑為催化劑、降黏解堵劑、防膨劑、破乳劑、低碳混合有機(jī)酸解堵劑等。兩種自生氣體系均為實(shí)驗(yàn)室自制。

實(shí)驗(yàn)儀器：BSA423S型電子天平，賽多利斯公司；美國博勒飛Brookfield 黏度計(jì)，廣州市東南科創(chuàng)科技有限公司；巖心驅(qū)替裝置，江蘇拓創(chuàng)石油科技有限公司；100 mL 中間容器，江蘇遠(yuǎn)通石油有限公司。

1.3 實(shí)驗(yàn)方法

1.3.1 體系暫堵能力評價(jià)

渤海F 油田天然巖心（1#、2#），規(guī)格尺寸相同，且?guī)r心滲透率相近，烘干后抽真空并用地層水飽和巖心。

將巖心分別裝入2 個(gè)同樣規(guī)格型號的巖心夾持器中，調(diào)節(jié)驅(qū)替速度至5 mL∕min，啟動驅(qū)替泵，巖心水驅(qū)至注入壓力穩(wěn)定后，計(jì)算巖心滲透率及孔隙度。

1#巖心分別注入自生氣體系A(chǔ) 劑和B 劑各2.0 PV（即巖心的孔隙體積），2#巖心注入自生氣體系B劑2.0 PV，記錄巖心最大驅(qū)替壓差。

1.3.2 體系原油降黏能力評價(jià)

取質(zhì)量濃度為100 g∕L的自生氣體系A(chǔ)劑和B劑共5 mL（質(zhì)量比1∶1）；將藥劑先后加入95 mL原油中，在油藏溫度84.3 ℃條件下反應(yīng)60 min 后測定原油黏度。

1.3.3 體系解堵能力評價(jià)

渤海F 油田天然巖心（3#，與1#、2#巖心大小相同）烘干后抽真空并用地層水飽和巖心。

將巖心裝入巖心夾持器中，調(diào)節(jié)驅(qū)替速度至1 mL∕min，啟動驅(qū)替泵，巖心水驅(qū)至注入壓力穩(wěn)定后，計(jì)算巖心滲透率K1。

3#巖心分別注入自生氣體系A(chǔ) 劑和B 劑各2.0 PV 后，后續(xù)水驅(qū)至驅(qū)替壓力穩(wěn)定，測定巖心滲透率K2，計(jì)算巖心滲透率提高程度ΔE（ΔE=（K2-K1）∕K1×100%）。

1.3.4 體系增能能力評價(jià)

取100 mL 中間容器，將活塞推至中間容器底部，備用。

取50 mL 質(zhì)量濃度為100 g∕L 的自生氣體系A(chǔ)劑和B劑（質(zhì)量比1∶1）注入100 mL中間容器內(nèi)。

安裝中間容器頂蓋后觀察容器內(nèi)壓力隨時(shí)間的變化，測定時(shí)間30 min。

1.3.5 體系提高有效孔隙體積能力評價(jià)

渤海F 油田天然巖心（4#，與1#、2#巖心大小相同）烘干后稱取巖心質(zhì)量為m1。

巖心抽真空后用煤油飽和測巖心質(zhì)量m2。

用自生氣體系A(chǔ)劑飽和巖心后繼續(xù)用自生氣體系B 劑驅(qū)替巖心至壓力穩(wěn)定后烘干稱質(zhì)量m4，最后用煤油飽和巖心并稱質(zhì)量m5，計(jì)算巖心空隙體積V（V原始=（m2-m1）∕0.78，V處理后=（m5-m4）∕0.78，其中，0.78為煤油密度（g∕L））。

2 自生氣增能解堵體系性能評價(jià)

基于該體系的作用機(jī)制，在自生氣增能解堵體系性能評價(jià)過程中重點(diǎn)需對該體系的增能能力、暫堵能力、降黏能力以及酸化解堵能力等進(jìn)行評價(jià)［10-13］，實(shí)驗(yàn)采用渤海F 油田天然巖心開展地層條件下的模擬實(shí)驗(yàn)，對該體系的性能進(jìn)行評價(jià)。

2.1 自生氣增能解堵體系暫堵能力評價(jià)

基于自生氣增能解堵體系的暫堵能力，開展該體系對高滲透層的暫堵能力評價(jià)實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)方法參照1.3.1，結(jié)果如表2所示。

表2 體系暫堵能力驅(qū)替壓力變化數(shù)據(jù)

由表2 可知：自生氣體系A(chǔ) 劑和B 劑單獨(dú)注入巖心后，巖心最大驅(qū)替壓差僅為0.48 和0.51 MPa；在同樣的驅(qū)替速度條件下，將自生氣體系A(chǔ) 劑和B 劑先后注入巖心，當(dāng)自生氣體系A(chǔ) 劑和B 劑同時(shí)在巖心中存在時(shí)，巖心最大驅(qū)替壓差達(dá)到了1.32 MPa，同時(shí)在注入自生氣體系B 劑后巖心出口有氣體產(chǎn)生，說明自生氣體系A(chǔ) 劑和B劑在巖心中發(fā)生生氣反應(yīng)，從而使得驅(qū)替壓力增加，在反應(yīng)空間中瞬間產(chǎn)生高能氣體，具有阻礙其他流體進(jìn)入反應(yīng)空間的作用，使后續(xù)注入的流體能更好地進(jìn)入中低滲儲層［14］。

2.2 自生氣增能解堵體系原油降黏能力評價(jià)

基于自生氣增能解堵體系的原油降黏能力，對原油降黏能力進(jìn)行評價(jià)實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)方法參照1.3.2，結(jié)果如表3所示。

表3 體系處理前后原油黏度變化

由表3 可知：加入自生氣體系A(chǔ) 劑和B 劑后，該體系在原油中降黏率可達(dá)到82.03%，對原油具有較好的降黏效果。可能的原因是：由于該體系在地層條件下反應(yīng)時(shí)所產(chǎn)生的大量熱量可提高油層溫度、降低原油黏度，能解除油井近井地帶角質(zhì)瀝青質(zhì)等造成的污染；同時(shí)該體系所生成的氣體（CO2）在原油中具有較強(qiáng)穿透性，能驅(qū)替油層孔隙中其他流體無法驅(qū)替到的剩余油，甚至在高溫高壓條件下該體系所生成的氣體（CO2）與原油可形成混相∕非混相，降低原油黏度，提高流體流動能力，因此在升溫降黏和CO2溶解降黏的共同作用下，該體系才具有較好的降黏效果。

2.3 自生氣增能解堵體系解堵能力評價(jià)

基于自生氣增能解堵體系酸化解堵能力，開展該體系對巖心的滲透率改善能力評價(jià)實(shí)驗(yàn)，通過其對巖心滲透率的改善程度分析體系對巖心的解堵能力，實(shí)驗(yàn)方法參照1.3.3，結(jié)果如表4所示。

表4 體系解堵能力滲透率變化

由表4可知：加入自生氣體系A(chǔ)劑和B劑后，該體系的巖心滲透率提高了12.44%，說明該體系對提高巖心滲透率具有一定的作用?？赡艿脑蚴牵河捎谒?qū)過程中注入水對巖心滲透率造成一定的堵塞。該體系中的誘發(fā)劑（催化劑）屬于一種低碳混合有機(jī)酸，可與油層中的無機(jī)垢和有機(jī)沉淀發(fā)生作用［15］，當(dāng)體系注入巖心后能有效解除巖心中堵塞物，從而對巖心的滲透率具有一定的改善效果。

2.4 自生氣增能解堵體系增能能力評價(jià)

基于自生氣增能解堵體系增能能力，開展該體系對儲層空間增能能力的評價(jià)實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)方法參照1.3.4，結(jié)果如表5所示。

表5 體系增能能力變化

由表5 可知：加入自生氣體系A(chǔ) 劑和B 劑后，該體系反應(yīng)后生成氣體，使有限空間增壓，有限空間的壓力從0 增加至11.6 MPa，說明該體系所產(chǎn)生的高能氣體（N2、CO2、NH3和NO2）可快速提高有限空間壓力。

2.5 自生氣增能解堵體系提高有效孔隙體積能力評價(jià)

基于自生氣增能解堵體系提高有效孔隙體積，開展該體系對有效孔隙體積變化率的評價(jià)實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)方法參照1.3.5，結(jié)果如表6所示。

由表6 可知：加入自生氣體系A(chǔ) 劑和B 劑后，該體系可使巖心的空隙體積增加，可讓原始空隙體積提高8.52%，主要是由于該體系所產(chǎn)生的高能氣體（N2、CO2、NH3和NO2）可快速提高油層壓力，同時(shí)伴隨大量熱量的產(chǎn)生，氣體生成過程發(fā)生“脹”“穿”“聯(lián)”作用可提高油層能量，使油層流體連通，從而提高流體在油層的滲透性和流動性。

表6 巖心空隙體積變化

3 結(jié)論

1）加入自生氣體系A(chǔ) 劑和B 劑后，該體系在反應(yīng)空間中瞬間產(chǎn)生高能氣體，使驅(qū)替壓力瞬間增加至1.32 MPa，具有阻礙其他流體進(jìn)入反應(yīng)空間的效果及作用，使后續(xù)注入的流體能更好地進(jìn)入中低滲儲層。

2）在自升溫降黏和CO2溶解降黏的共同作用下，該體系在原油中降黏率可達(dá)到82.03%，對原油具有較好的降黏效果。

3）自生氣體系中的誘發(fā)劑（催化劑）可與油層中的無機(jī)垢和有機(jī)沉淀發(fā)生作用，在巖心中對提高巖心滲透率具有改善效果，能有效解除巖心中堵塞物，體系處理后的巖心滲透率提高了12.44%。

4）自生氣體系反應(yīng)后產(chǎn)生的高能氣體（N2、CO2、NH3和NO2）可快速提高有限空間壓力，使有限空間增壓壓力從0 增加至11.6 MPa；氣體生成過程發(fā)生了“脹”“穿”“聯(lián)”作用，可使巖心的空隙體積增加，該實(shí)驗(yàn)可使原始空隙體積提高8.52%。