层内生成CO2缓释体系优选与性能评价

郑玉飞， 李 翔， 徐景亮， 郑伟杰， 张 博， 于 萌

(1中海油田服务股份有限公司 2中国石油大学石油工程学院·华东)

注CO2提高采收率技术具有适用性强、成本低和提高采收率幅度大等优点，可解决CO2的封存问题，减轻温室效应危害[1-4]。但CO2气体的储集、输送、注入及对设备腐蚀等问题限制了其应用范围，层内生成CO2技术是解决上述问题的有效手段[5-6]，其核心是向地层中注入生气剂和释气剂溶液，二者反应后就地生成CO2并释放热量，起到增能降黏的作用，有效解除地层中的无机和有机堵塞，再辅以起泡剂等封堵体系，实现调剖和驱油的目的[7-8]。

目前，国内外油田常用的层内生成CO2体系有活性酸+碳酸(氢)盐体系、多羟基酸氧化生气体系、尿素+亚硝酸盐体系和碳酸氢盐热分解体系等[2,9-11]，随着应用规模不断扩大，发现上述层内生成CO2体系配方仍存在诸多问题：①药剂配方反应速度过快，处理半径有限；②药剂配方反应效率低，生气量小；③药剂配方成本较高，不利于大规模使用[12-13]。针对上述问题，本文提出一种层内生成CO2缓释体系，并通过各种手段对其缓释性能、封堵性能和提高采收率性能进行了优化评价。

一、实验部分

1. 试剂与仪器

试剂：无水碳酸钠、冰乙酸、氯化铵、氯化钠、氯化镁、氯化钙，均为分析纯，国药集团化学试剂有限公司提供；α-烯烃磺酸盐，工业纯，中海油服化学公司提供；2-甲基咪唑啉，工业纯，中海油服化学公司提供；蒸馏水，实验室自制；石英砂；人造均质岩心；根据某油田地层水配制的模拟注入水，其离子组成如表1所示。

表1 地层模拟水离子组成

仪器：HSS-1数字式超级恒温浴槽、秒表、烧瓶、恒温箱、填砂管、岩心夹持器、回压阀、计量泵、量筒、JA2003电子天平等。

2. 实验方法

2.1 反应速度与生气效率评价

用模拟地层水分别配制一定浓度的生气剂和释气剂溶液，将生气剂溶液倒入广口烧瓶，释气剂溶液装入酸式滴定管。将释气剂滴加到生气剂中，同时记录生气体积与时间的关系，进而得到反应速度和生气效率。

2.2 封堵能力测试

选取不同粒径的石英砂填充填砂管，并用模拟地层水饱和。以1 mL/min 的速度驱替填砂管至两端压差Δp1稳定，计算此时填砂管的水测渗透率Kw1；以1 mL/min 的驱替速度分四段塞交替注入生气剂和释气剂，注入总量为1 PV，再后续水驱至填砂管两端压差Δp2稳定，计算此时填砂管的水测渗透率Kw2，渗透率计算公式为：

(1)

式中:Q—总流量，cm3/s;μ—流体黏度，CP;L—填砂管总长度，cm;A—填砂管截面积,cm2。

封堵率计算公式为：

(2)

2.3 驱油效果评价

选取两根渗透率不同的岩心并联进行驱替，设定实验温度为80℃，驱替回压为7 MPa，岩心围压为10 MPa。具体实验步骤为：岩心抽真空称重，饱和模拟地层水；饱和原油，老化24 h；以1 mL/min 的速度水驱岩心至含水率98%；以1 mL/min 的驱替速度分四段塞交替注入生气剂和释气剂，注入总量为1 PV，再后续水驱至含水率98%时停止，分别记录高渗岩心和低渗岩心的油水产量。

二、实验结果与讨论

1. 缓释体系配方优化

分别配制质量分数为10%的盐酸、NH4Cl、乙酸、NH4Cl与乙酸(质量比为1∶1)复配溶液作为释气剂，考察80℃时与质量分数为10%的Na2CO3溶液的反应速度和生气效率(见图1)。盐酸与碳酸钠的反应速度最快，乙酸的反应时间有所延长,NH4Cl的反应时间最长，但生气效率最低。为有效控制反应速度的同时保证较高的生气效率，将NH4Cl与乙酸进行了等比例复配，实验结果表明复配体系反应时间长(50 min)，且生气效率高(91.5%)。

为进一步优化释气剂体系的缓释性能，分别配制了不同质量比的NH4Cl与乙酸溶液，对比了其反应速度和生气效率。如图2所示，随着NH4Cl密度的增加，体系反应速度逐渐减缓，但生气效率也逐渐降低，推荐NH4Cl与乙酸的最佳质量比为4∶1。

图1 不同体系生气剂反应速度与生气效率

图2 不同配比NH4Cl与乙酸体系的反应速度与生气效率

2. 缓释体系耐温性能评价

选取质量比为4∶1、质量分数为10%的NH4Cl与乙酸复配溶液作为释气剂，质量分数为10%的Na2CO3溶液为生气剂，分别在不同温度下反应，考察对缓释体系的影响规律。如图3所示，反应速度随着温度的升高会逐渐加快，生气效率随着温度的升高逐渐增加。

图3 温度对缓释体系反应速度与生气效率影响

3. 缓释体系抗盐性能评价

选取质量比为4∶1、质量分数为10%的NH4Cl与乙酸复配溶液作为释气剂，质量分数为10%的Na2CO3溶液为生气剂，分别选用不同矿化度的模拟水配制生气剂和释气剂，考察对缓释体系的影响规律。如图4所示，反应速度随着模拟水矿化度的增大而逐渐减缓，反应时间则从50 min延长至70 min；生气效率随着矿化度的增加而略有下降，矿化度达到20 000 ppm时，生气效率仍能维持在85%。

图4 矿化度对缓释体系反应速度与生气效率影响

4. 缓释体系封堵性能测试

选取不同渗透率的填砂管，分别用常规层内生成CO2体系和缓释体系进行封堵性能测试，对比两者的封堵能力，实验结果如表2所示。由表2可知，渗透率为1 000 mD时，缓释体系封堵率较常规体系高20.83%；渗透率为2 500 mD时，缓释体系封堵率较常规体系高23.08%，这是因为缓释配方反应时间长，作用半径大，能够在地层深部建立起较强的封堵体系，而常规体系因反应太快，只能在近井地带实现封堵，无法克服后续注入流体的绕流问题。

表2 常规体系与缓释体系封堵效果对比

5. 缓释体系调驱效果评价

选取渗透率为500 mD和3 000 mD的人造岩心并联，分别用常规层内生成CO2体系和缓释体系进行驱替，对比两者的调驱效果。由图5可知，水驱后注常规体系，高渗岩心产液率下降，低渗岩心的产液率增加，表明常规体系能够改善储层非均质性；由图5可知，水驱后注缓释体系，驱替压力增幅明显高于常规体系，高渗岩心和低渗岩心的产液率实现了反转，表明缓释体系的调剖效果明显优于常规体系。由图6看出，常规体系和缓释体系对高渗岩心采收率的提高值分别为3.93%和3.67%，对低渗岩心采收率的提高值分别为5.11%和9.59%，表明缓释体系增油效果明显优于常规体系。

图5 常规体系与缓释体系调剖效果对比图

三、现场应用

2016～2018年，该技术已在海上油田成功应用26井次，累计增油量达到2.6×104m3，累计增注超过16×104m3。

D2/D3两个井组属于是渤海油田P作业区块，共有注水井2口，受效油井7口，措施前井组日产油437.7 m3，平均含水69.0%。2016年5月对两井组进行层内生成CO2整体调驱作业，措施后增油降水效果明显，日产油增至472.1 m3，含水率降至67.2%，目前两井组累计增油8 848 m3。

B3井组属于渤海油田K作业区块，井组包含注水井1口，受效油井3口，措施前水井日注水250 m3，注入压力14 MPa，受效井日产油253.34 m3，平均含水率49.43%。该井组2017年12月实施层内生成CO2调驱作业，措施后注水井增注至350 m3，注入压力降至10MPa，井组日产油增至276.46 m3，含水率稳定在50.96%，累计增油超过3 800 m3。

图6 常规体系与缓释体系驱油效果对比图

四、结论

(1)NH4Cl/乙酸体系反应时间长、生气效率高，是一种较为理想的层内自生CO2缓释体系。推荐NH4Cl与乙酸的质量比为4∶1，反应时间可延长至50 min，最终生气效率能够达到91.5%。

(2)层内自成CO2缓释体系的耐温抗盐性能优良。随着温度升高缓释体系生气效率逐渐提高，反应时间逐渐缩短，温度低于100℃时，缓释体系反应时间可维持40 min以上，生气效率可达86%；随着矿化度增加缓释体系反应时间逐渐延长，矿化度达到20 000 ppm时，生气效率仍能维持在85%。

(3)填砂管封堵试验表明，缓释体系封堵率较常规体系要高20.83%～23.08%，且渗透率越高，封堵效果越好。与常规体系相比，缓释体系因反应时间长、处理半径大，能够在地层深部建立起较强的封堵体系，有效解决后续流体的绕流问题。

(4)岩心驱替试验表明，缓释体系调驱效果明显优于常规体系。注入缓释体系后高深层与低渗层能够实现剖面反转，与常规体系相比，缓释体系低渗岩心的采收率能够提升4.48%，总体采收率也能进一步提升2.25%。