層內生成CO2緩釋體系優選與性能評價

鄭玉飛， 李 翔， 徐景亮， 鄭偉杰， 張 博， 于 萌

(1中海油田服務股份有限公司 2中國石油大學石油工程學院·華東)

注CO2提高采收率技術具有適用性強、成本低和提高采收率幅度大等優點，可解決CO2的封存問題，減輕溫室效應危害[1-4]。但CO2氣體的儲集、輸送、注入及對設備腐蝕等問題限制了其應用范圍，層內生成CO2技術是解決上述問題的有效手段[5-6]，其核心是向地層中注入生氣劑和釋氣劑溶液，二者反應后就地生成CO2并釋放熱量，起到增能降黏的作用，有效解除地層中的無機和有機堵塞，再輔以起泡劑等封堵體系，實現調剖和驅油的目的[7-8]。

目前，國內外油田常用的層內生成CO2體系有活性酸+碳酸(氫)鹽體系、多羥基酸氧化生氣體系、尿素+亞硝酸鹽體系和碳酸氫鹽熱分解體系等[2,9-11]，隨著應用規模不斷擴大，發現上述層內生成CO2體系配方仍存在諸多問題：①藥劑配方反應速度過快，處理半徑有限；②藥劑配方反應效率低，生氣量小；③藥劑配方成本較高，不利于大規模使用[12-13]。針對上述問題，本文提出一種層內生成CO2緩釋體系，并通過各種手段對其緩釋性能、封堵性能和提高采收率性能進行了優化評價。

一、實驗部分

1. 試劑與儀器

試劑：無水碳酸鈉、冰乙酸、氯化銨、氯化鈉、氯化鎂、氯化鈣，均為分析純，國藥集團化學試劑有限公司提供；α-烯烴磺酸鹽，工業純，中海油服化學公司提供；2-甲基咪唑啉，工業純，中海油服化學公司提供；蒸餾水，實驗室自制；石英砂；人造均質巖心；根據某油田地層水配制的模擬注入水，其離子組成如表1所示。

表1 地層模擬水離子組成

儀器：HSS-1數字式超級恒溫浴槽、秒表、燒瓶、恒溫箱、填砂管、巖心夾持器、回壓閥、計量泵、量筒、JA2003電子天平等。

2. 實驗方法

2.1 反應速度與生氣效率評價

用模擬地層水分別配制一定濃度的生氣劑和釋氣劑溶液，將生氣劑溶液倒入廣口燒瓶，釋氣劑溶液裝入酸式滴定管。將釋氣劑滴加到生氣劑中，同時記錄生氣體積與時間的關系，進而得到反應速度和生氣效率。

2.2 封堵能力測試

選取不同粒徑的石英砂填充填砂管，并用模擬地層水飽和。以1 mL/min 的速度驅替填砂管至兩端壓差Δp1穩定，計算此時填砂管的水測滲透率Kw1；以1 mL/min 的驅替速度分四段塞交替注入生氣劑和釋氣劑，注入總量為1 PV，再后續水驅至填砂管兩端壓差Δp2穩定，計算此時填砂管的水測滲透率Kw2，滲透率計算公式為：

(1)

式中:Q—總流量，cm3/s;μ—流體黏度，CP;L—填砂管總長度，cm;A—填砂管截面積,cm2。

封堵率計算公式為：

(2)

2.3 驅油效果評價

選取兩根滲透率不同的巖心并聯進行驅替，設定實驗溫度為80℃，驅替回壓為7 MPa，巖心圍壓為10 MPa。具體實驗步驟為：巖心抽真空稱重，飽和模擬地層水；飽和原油，老化24 h；以1 mL/min 的速度水驅巖心至含水率98%；以1 mL/min 的驅替速度分四段塞交替注入生氣劑和釋氣劑，注入總量為1 PV，再后續水驅至含水率98%時停止，分別記錄高滲巖心和低滲巖心的油水產量。

二、實驗結果與討論

1. 緩釋體系配方優化

分別配制質量分數為10%的鹽酸、NH4Cl、乙酸、NH4Cl與乙酸(質量比為1∶1)復配溶液作為釋氣劑，考察80℃時與質量分數為10%的Na2CO3溶液的反應速度和生氣效率(見圖1)。鹽酸與碳酸鈉的反應速度最快，乙酸的反應時間有所延長,NH4Cl的反應時間最長，但生氣效率最低。為有效控制反應速度的同時保證較高的生氣效率，將NH4Cl與乙酸進行了等比例復配，實驗結果表明復配體系反應時間長(50 min)，且生氣效率高(91.5%)。

為進一步優化釋氣劑體系的緩釋性能，分別配制了不同質量比的NH4Cl與乙酸溶液，對比了其反應速度和生氣效率。如圖2所示，隨著NH4Cl密度的增加，體系反應速度逐漸減緩，但生氣效率也逐漸降低，推薦NH4Cl與乙酸的最佳質量比為4∶1。

圖1 不同體系生氣劑反應速度與生氣效率

圖2 不同配比NH4Cl與乙酸體系的反應速度與生氣效率

2. 緩釋體系耐溫性能評價

選取質量比為4∶1、質量分數為10%的NH4Cl與乙酸復配溶液作為釋氣劑，質量分數為10%的Na2CO3溶液為生氣劑，分別在不同溫度下反應，考察對緩釋體系的影響規律。如圖3所示，反應速度隨著溫度的升高會逐漸加快，生氣效率隨著溫度的升高逐漸增加。

圖3 溫度對緩釋體系反應速度與生氣效率影響

3. 緩釋體系抗鹽性能評價

選取質量比為4∶1、質量分數為10%的NH4Cl與乙酸復配溶液作為釋氣劑，質量分數為10%的Na2CO3溶液為生氣劑，分別選用不同礦化度的模擬水配制生氣劑和釋氣劑，考察對緩釋體系的影響規律。如圖4所示，反應速度隨著模擬水礦化度的增大而逐漸減緩，反應時間則從50 min延長至70 min；生氣效率隨著礦化度的增加而略有下降，礦化度達到20 000 ppm時，生氣效率仍能維持在85%。

圖4 礦化度對緩釋體系反應速度與生氣效率影響

4. 緩釋體系封堵性能測試

選取不同滲透率的填砂管，分別用常規層內生成CO2體系和緩釋體系進行封堵性能測試，對比兩者的封堵能力，實驗結果如表2所示。由表2可知，滲透率為1 000 mD時，緩釋體系封堵率較常規體系高20.83%；滲透率為2 500 mD時，緩釋體系封堵率較常規體系高23.08%，這是因為緩釋配方反應時間長，作用半徑大，能夠在地層深部建立起較強的封堵體系，而常規體系因反應太快，只能在近井地帶實現封堵，無法克服后續注入流體的繞流問題。

表2 常規體系與緩釋體系封堵效果對比

5. 緩釋體系調驅效果評價

選取滲透率為500 mD和3 000 mD的人造巖心并聯，分別用常規層內生成CO2體系和緩釋體系進行驅替，對比兩者的調驅效果。由圖5可知，水驅后注常規體系，高滲巖心產液率下降，低滲巖心的產液率增加，表明常規體系能夠改善儲層非均質性；由圖5可知，水驅后注緩釋體系，驅替壓力增幅明顯高于常規體系，高滲巖心和低滲巖心的產液率實現了反轉，表明緩釋體系的調剖效果明顯優于常規體系。由圖6看出，常規體系和緩釋體系對高滲巖心采收率的提高值分別為3.93%和3.67%，對低滲巖心采收率的提高值分別為5.11%和9.59%，表明緩釋體系增油效果明顯優于常規體系。

圖5 常規體系與緩釋體系調剖效果對比圖

三、現場應用

2016～2018年，該技術已在海上油田成功應用26井次，累計增油量達到2.6×104m3，累計增注超過16×104m3。

D2/D3兩個井組屬于是渤海油田P作業區塊，共有注水井2口，受效油井7口，措施前井組日產油437.7 m3，平均含水69.0%。2016年5月對兩井組進行層內生成CO2整體調驅作業，措施后增油降水效果明顯，日產油增至472.1 m3，含水率降至67.2%，目前兩井組累計增油8 848 m3。

B3井組屬于渤海油田K作業區塊，井組包含注水井1口，受效油井3口，措施前水井日注水250 m3，注入壓力14 MPa，受效井日產油253.34 m3，平均含水率49.43%。該井組2017年12月實施層內生成CO2調驅作業，措施后注水井增注至350 m3，注入壓力降至10MPa，井組日產油增至276.46 m3，含水率穩定在50.96%，累計增油超過3 800 m3。

圖6 常規體系與緩釋體系驅油效果對比圖

四、結論

(1)NH4Cl/乙酸體系反應時間長、生氣效率高，是一種較為理想的層內自生CO2緩釋體系。推薦NH4Cl與乙酸的質量比為4∶1，反應時間可延長至50 min，最終生氣效率能夠達到91.5%。

(2)層內自成CO2緩釋體系的耐溫抗鹽性能優良。隨著溫度升高緩釋體系生氣效率逐漸提高，反應時間逐漸縮短，溫度低于100℃時，緩釋體系反應時間可維持40 min以上，生氣效率可達86%；隨著礦化度增加緩釋體系反應時間逐漸延長，礦化度達到20 000 ppm時，生氣效率仍能維持在85%。

(3)填砂管封堵試驗表明，緩釋體系封堵率較常規體系要高20.83%～23.08%，且滲透率越高，封堵效果越好。與常規體系相比，緩釋體系因反應時間長、處理半徑大，能夠在地層深部建立起較強的封堵體系，有效解決后續流體的繞流問題。

(4)巖心驅替試驗表明，緩釋體系調驅效果明顯優于常規體系。注入緩釋體系后高深層與低滲層能夠實現剖面反轉，與常規體系相比，緩釋體系低滲巖心的采收率能夠提升4.48%，總體采收率也能進一步提升2.25%。