层内自生二氧化碳驱油技术在大情字井油田应用研究

王爽

摘      要： 大情字井油田属于低渗、特低渗透油藏，成藏条件复杂。由于沉积特征及天然裂缝发育，导致该油田存在明显的水驱优势方向;又由于水井井况问题严重，局部井网不完善，地层能量不足，导致油田的开发效果及原油采收率受到了影响，因此提出层内自生二氧化碳吞吐采油工艺技术。该技术具备CO2驱油技术的普遍优点，还能够解决常规CO2技术存在的气源不足、污染严重、投资大、腐蚀等问题。针对地层能量不足井、近井地带结垢严重井、水淹水洗严重井等不同类型油井开展了层内注入自生CO2体系试验。通过不同类型井的增油效果来明确大情字井油田自生CO2的适应性，制定适应大情字井油田的层内生成CO2吞吐井的筛选标准。本文针对大情字井油田的特点筛选了自生二氧化碳体系，并开展试验，增油效果明显，为大情字井油田增能措施提供新的方向。

关  键  词：层内生成CO2;膨胀;降黏;驱油机理

中图分类号：TE341       文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2019）10-2357-05

Abstract： Daqingzi olifield belongs to low permeability and ultral-low permeability reservoir， and the conditions of reservoir formation are complex. Due to the sedimentary characteristics and the development of natural fractures， there is an obvious dominant direction of water flooding in this oilfield. In addition， due to the serious problems of water injection well condition， imperfect local well pattern and insufficient ground energy， the development effect of oil field and crude oil recovery rate are affected. It was pointed out that in-situ self-generating carbon dioxide flooding technology should be used in this oilfield. This technology has the general advantages of CO2 flooding technology， and also can solve the problems existing in CO2 flooding technology，such as insufficient air source， serious pollution， heavy responsibility and corrosion. In-layer self-generating CO2 system test was carried out in different types of oil wells， such as wells with low energy in the formation， wells with severe scaling near wells， wells with severe water flooding and washing， and so on. The adaptability of self-generated CO2 in Daqingzi Oilfield was determined through the oil increasing effect of different types of wells， and the selection criteria for in-layer CO2 generation and stimulation wells were established for Daqingzi oilfield. According to the characteristics of Daqingzi oilfield， self-generating CO2 system was screened out， and experiments were carried out， oil increasing effect was obvious， providing a new direction for energy increasing measures in Daqingzi oilfield.

Key words： In-layer CO2 generation; Inflation; Viscosity; Oil-displacement mechanism

大情字井油田屬于低渗-超低渗构造岩性油藏，油层埋深2 400 m，主要动用高台子油层，目前经过几十年的水驱开发处于中高含水阶段，目前仍然存在井况问题严重，注入污水后结垢严重，沉积特征影响方向性见水等矛盾，导致地层能量亏空严重，加大注水调整难度。

由于层间层内矛盾突出，剩余油难以开采，主力层具有明显的水驱优势方向，无效水循环严重，常规增油技术增油效果有限，近年来注气技术因受储层温度、矿化度的影响较小，在国内外已经成为一种稠油非热力开采的普遍做法，在低渗油藏和特殊类型的油藏注气方式提高采收率也取得了很好的矿场实验效果，而二氧化碳驱技术又在增加地层能量，增加油田采收率方面取得了较好的效果，在各种注气方式中具有重要的作用[1-3]。依据室内研究， CO2在一定的温度压力条件下，会出现临界状态，此时的温度为临界温度、压力为临界压力。此时扩散系数增大，能够达到液体的100倍，的溶解能力较大[4-7]，所以，CO2溶剂在这样的临界温度、临界压力环境下，能够使得原油中任一点上单位面积的剪应力与速度梯度的比值增大、增加地层能量、还能够生成酸解除近井地带的污染，更好驱替原油[8-10]。另一方面，气状的CO2能够在地层中出现气锁现象，堵塞大孔道及原生裂缝，进入注入水不能驱替到的微小空间[11，12]。从而能够驱替常规注水驱无法驱替的死油，提高原油采收率。

在大情字井油田CO2采油技术得到了较好的现场应用，主要由于较充足的CO2气源，CO2在大情字井油田具有较好的适应性，但是，CO2驱油技术存在传输与传送，向生产井的突进问题，在传输过程中亦会导致对管线的腐蚀及对注入设备、油井的腐蚀，还有安全方面存在一定问题，对环境影响的问题等[7，13，14]、而层内生成二氧化碳技术，就是向目标层位注入可作用的溶液，这种液体能够在油藏环境下发生作用形成较多的CO2，同时，CO2在原油中发生溶解作用形成内部溶解气驱，降低原油的黏度。该技术不仅具有CO2驱油工艺技术的优点，还能够很好的克服CO2气本身对设备影响。目前在国内外，对层内生成CO2技术提高采收率的机理的研究和报到相对较少[15，17，18]。

1  CO2增油机理

层内自生CO2技术就是在地面向地下连续注入生气溶剂，注入溶液的主要包括易分解的盐及聚合物的混合液，以及低浓度表面活性剂，溶剂在地层温度、压力条件下可以发生反应生成 CO2气体。在注入过程中，第一，溶液首先注入进高渗层及天然裂缝中，在渗透率较高的地层中，溶液在化学作用下生成为二氧化碳气体并且释放热量，促使原油体积膨胀黏度降低。而一些聚合物溶解在溶液中，这样能够利用形成的泡沫来封堵渗透率较高的地层。第二，溶液在化学作用下释放热量的过程中，在地层中形成微气泡系统，物体在外力作用下发生的应变与其应力之间的定量关系[19，20]，此系统具备这样的特征关系，从而能提高驱替效率20%～30%。

1.1  原油膨胀

CO2遇水溶解速度比在油中溶解快，但溶解度却远低于在水中溶解度，因此通过较长时间溶解CO2在地层中能够由水中转溶到原油中[17，18，21，22]。在其中大量溶解后，原油的体积膨胀，高于它的原始体积，高出的部分与原值的比为膨胀率。根据原油膨胀性的评价要求设计了一套能够测压、测温度，带观察窗反应器的膨胀仪（图1）。通过液体膨胀仪上的恒温抗压容器模拟油藏地层系统，从而评价二氧化碳在该反应器中的作用状况及原油膨胀程度。

表1油藏条件下膨胀降黏实验表明，原油的体积膨胀，高出的部分与原值的比随着压力和黏度发生改变，压力变大，比值变大，黏度变大，比值也变大，这就体现生成的二氧化碳，在温度高压力高的情况下能够让原油充分的膨胀，在作用后压力比之前有所增加，由此能够推断出，生成的二氧化碳既可以使地层能量增加，又可以将原油黏度降低，进而提高了采出原油数量与原始地质储量的比值即原油采收率[20]。

1.2  原油的降黏

降黏作用和膨胀作用是相互联系的，二氧化碳气体在原油中溶解后，是的原油体积增加、原油黏度减小，使得流动性增加，根据阻力系数是流体力学中的无因次量，用来表示物体在流体中的阻力[21-23]，根据这一定义及测定原理，根据原油降黏前后的阻力系数变化情况，从而算出原油黏度的变化，表2展示的是油藏条件下降黏实验结果。

1.3  CO2与原油形成泡沫油

早期研究者一致认为，CO2在油中的扩散为提高原油采收率提供了额外的动力。Smith[16]第一个将形成泡沫油作为对采收率增長的机理。他认为，油中夹带着气，降低了表观黏度，由此使采收率提高。他用表观黏度来解释气油两相流，这是他从改进的Horner[11，14]曲线中得到的。

1.4  溶解无机垢，解除地层堵塞

大情字井油田主要注入水为污水，又由于地层温度，地层水矿化度高等原因，地层容易形成无机垢，堵塞地层，导致单井产出，降低原油采油率，而层内生成CO2后能够在水中形成低浓度酸性物质，从而解决无机盐、铁化合物等在岩石表面沉积成垢，堵塞油藏等问题。

2  自生CO2体系筛选

大情字井油田平均渗透率3.2 md，孔隙度11%～16.5%，属于低渗-特低渗油藏，天然裂缝发育，且多为高角度垂直裂缝，为主要油气通道，停注后近井地带污染，空隙体积变小，即使恢复注水产量也难以恢复，因此，需要开展二氧化碳注入体系的筛选，本次依据大情字井油田地层参数，优选地层温度、浓度下生气量最好的注入体系，主要从温度和浓度两个指标评价开发层内生气系列体系。

本次使用的注入剂由化学主剂和其它添加剂组成的一种复合体系，主要由，主要原理就是在地层温度下，利用控制剂能够发生热分解，从而生成CO2，反应式为：

A → B + CO2↑

可以看出，1 mol的注入剂A可以分解为22.4 L标准状态下的CO2。该体系产生的CO2具有增能和解堵的能力。

2.1  温度对自生气剂的影响

在常压下，图2中两种体系进行了研究，主要是温度与体系生气量关系。浓度：10%（wt），液体体积：200 mL。

从图2可以看出，注入体系生气量与温度呈正相关，随着温度升高生气量增加，而ZSQ1在80 ℃时生气量低于ZSQ2体系，但是两种体系在低温时都能够反应生成CO2，因此，使用两种配方在现场施工过程中，一定要注意配置过程中水的温度及天气状况，在高温情况下严禁配置施工，保证施工的安全。

2.2  自生气剂浓度的评价

本次研究主要明确浓度对自生气的影响，实验主要在常压、温度80 ℃条件下进行，自生气体积200 mL。

从图3可以看出，自生气体系随着浓度的增加生气量和生气速都是上升的，但是随着浓度的增加反应速度更加剧烈，因此，自生气体系应该浓度越高越好，但体系在15 min内反应剧烈，应该控制好现场施工的注入压力。

为了使配制后的溶液在现场能够达到较大的溶解度，对10%～20%浓度的配置液做了溶解性能测试，可以看出，体系是受到溶解度的影响的，在25 ℃情况下，溶解度在20%（wt），达到该浓度后，溶液便难以溶解，因此，在配方浓度的选择时应尽量选择较易溶解的浓度，由实验可以看出，本体系尽量优选浓度低于18%（wt）以下（表3）。

3  矿场实验

本次主要针对不同类型井开展现场实验，明确自生CO2技术在该油田的试用情况，本次主要依据CO2作用原理，针对性开展能量亏空井、水驱优势方向水淹井、结垢严重井攻关实验。

3.1  选井原则

（1）物质基础好，油层厚度大于4 m。

（2）油藏条件合适，温度大于80 ℃。

（3）井况条件好，没有井况问题，套变、落物等问题。

（4）采出程度较低即含油饱和度高，选井含油饱和度高于40%，含水介于40%～90%。

（5）地层能量不足，低能低产的油井。

（6）由于地层污染，结蜡严重，产量下降的油井。

（7）由于位于水驱优势方向，导致水淹，采出程度低的油井。

3.2  实施效果

本次针对三种类型井共开展39口井自生CO2吞吐先导性实验，评价层内自生CO2技术在大情字井油田的适应性，地层污染，结蜡严重导致产量下降井16口，地层能量亏空，能量不足井12口，位于水驱优势方向导致水淹采出程度较低井11口，应用药剂为ZSQ2体系，累计注入37 m3生气剂以及20 m3顶替液。实施效果如表4。通过效果分析地层能量不足井开展吞吐后效果不明显，水淹井及解堵井效果较明显。

通过38口井自生CO2吞吐措施效果，本次累增油达到经济效果为措施有效井，有效界限为累产油50 t， 3种类型实验井措施效果如图4，储层污染结垢严重井效果最好，共实施16井次，其中措施有效15井次，平均累增油75.7 t，水淹井导致含水上升井措施效果也较明显，实施11井次，有效8井次，平均累增油62 t，地层能量亏空严重，能量不足井增油效果较差，共实施12井次，有效2井次，平均累增油25.3 t，不能达到经济效益。

4  结 论

（1）层内生成CO2驱油技术具备CO2驱油技术的优点， 同时能够很好的避免对注入设备的损害，降低投入成本。

（2）层内生成CO2驱油技术使地层中能够生成足够的气量，是一种很好的措施方法，对于低渗特低渗具有很好的应用前景。

（3）CO2生气体系由于注入量有限，对于严重亏空井增能效果有限，但对于物质基础好，暴性水淹井增油效果明显。

（4）具有很好的注入性，生成的CO2对地层具有一定的解堵效果，能够较好的解除地层污染导致的单井产能下降。

（5）ZSQ2复配体系具有溶解性能好、生气量大、生气效率高等特点，对大情字井油田有较好的适应性。

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