郑玉飞 李翔 徐景亮 刘文辉 张博 于萌

中海油田服务股份有限公司油田生产事业部

渤海某油田属于在纵向和平面上具有多套油水系统的构造层状重质原油油藏，采用大段防砂、强注强采的高效开发模式[1-4]。注水突进和无效循环导致油田注水后期面临含水快速上升、产量递减迅速、水驱开发效率低的问题[5-6]。同时，由于注水水质差、强度高，使注水井无机堵塞严重，而该油田大规模采用的酸化返排液回注作业还造成注水井的有机堵塞，使得注水压力进一步升高[7-8]。针对海上油田的储层特征及开发特点，提出了层内自生CO2提高采收率技术，其作用机理是向储层中交替注入生气剂和释气剂溶液，两者就地反应产生CO2并放热，再辅以起泡剂和稳定剂等封堵体系，能够同时实现调剖和驱油的目的。该技术工艺简单、注入性好、适用性强，在海上油田具有很好的应用前景[9-11]。本实验采用物理模型实验的手段对层内自生CO2提高采收率技术工艺参数开展了优化研究。

1 室内实验

实验材料：生气剂Na2CO3，释气剂HCl，稳定剂，起泡剂，缓蚀剂，来源于中海油服化学公司；NaCl，分析纯，国药集团提供；蒸馏水，实验室自制；实验用原油取自渤海油田某区块；实验用岩心为人造均质岩心。

实验仪器主要包括岩心驱替装置、电子天平、搅拌器、秒表、量筒等。

实验方法为依据渤海某油田储层特征和流体性质，开展岩心物模驱替实验，评价层内自生CO2提高采收率技术的应用潜力，并对注入量、注入方式、注入速度和稳定剂注入时机及用量等参数进行优化。具体实验步骤如下：①将岩心抽真空称量，饱和模拟水，测量孔隙体积；②饱和原油，计算原始含油饱和度并老化24 h；③以1 mL/min 的速度水驱岩心至含水率98%；④以1 mL/min 的驱替速度分段塞交替注入生气剂和释气剂，每段塞组合为0.125 PV生气剂(10%(w)的Na2CO3)、0.0125 PV隔离水、0.125 PV释气剂(10%(w)的盐酸与0.1%(w)的起泡剂和0.1%(w)的缓蚀剂复配和0～0.2 PV稳定剂；⑤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，评价驱油效果。

1.1 渗透率影响评价

分别选用气测渗透率为200×10-3μm2、500×10-3μm2、1000×10-3μm2、3000×10-3μm2、5000×10-3μm2、8000×10-3μm2和10 000×10-3μm2的均质岩心进行驱替实验，考察渗透率对层内自生CO2提高采收率效果的影响，实验结果如图1所示。

从图1可以看出，均质物理模型的层内自生CO2提高采收率幅度在水驱基础上可提高20.9%～32.29%，驱油效果明显。同时还可以看出，随着渗透率的增加，层内自生CO2的提高采收率效果先降低后增加，这是因为层内自生CO2效果同时受到岩心剩余油量和体系反应程度影响。渗透率低于3000×10-3μm2时，层内自生CO2体系反应不够充分，岩心水驱后剩余油随渗透率增加逐渐减少，因此，提高采收率幅度略有下降；而渗透率高于3000×10-3μm2后，孔隙喉道随着渗透率增大而显著增加，层内自生CO2体系反应效率大大提高，因而其驱油效果显著增加。

1.2 原油黏度影响评价

为考察原油黏度对层内自生CO2驱油效果的影响，分别选取原油黏度为10 mPa·s、50 mPa·s、100 mPa·s、300 mPa·s和500 mPa·s，原油黏度利用煤油进行调节，实验方法与第1.1节相同，实验结果如图2所示。

从图2可以看出，随着原油黏度的增加，水驱阶段的采收率下降比较明显，这主要是由于原油黏度的增加，原油的流度相应增加，水油流度比减少，因此驱油效果变差。层内自生CO2驱可以在地层就地生成CO2泡沫并释放热量，可同时起到封堵高渗层、抑制水窜和解堵的作用，因此，具有显著的提高采收率效果，采出程度可在水驱基础上提升24.07%～25.46%，受原油黏度影响较小。

1.3 注入量优化

将气测渗透率分别为500×10-3μm2和3000×10-3μm2的均质岩心并联后进行驱替实验，分别注入0.25 PV、0.50 PV、0.75 PV、1.00 PV、1.50 PV和2.00 PV的层内自生CO2体系，考察体系注入量对层内自生CO2提高采收率效果的影响，实验结果如图3所示。

从图3(a)可知，层内自生CO2体系的注入量从0.25 PV增至1.00 PV，采收率提升效果明显，而注入量高于1.00 PV时，继续增加注入量，采收率不再有明显增加。由图3(b)可以看出，注入量低于1.0 PV时，随着层内自生CO2体系的注入量增加，高渗岩心和低渗岩心分流率改善效果逐渐增强，当注入量达到1.00 PV之后，分流率趋于稳定且效果最好。由此可知，最优的注入量应为1.00 PV。

1.4 注入方式优化

将气测渗透率分别为500×10-3μm2和3000×10-3μm2的均质岩心并联后进行驱替实验，分别将1.00 PV的层内自生CO2体系分2、4、6、8和10个段塞注入，考察注入方式对层内自生CO2提高采收率效果的影响，实验结果如图4所示。

从图4(a)可知，随着层内自生CO2体系注入段塞数从2增加至8，采收率逐渐增加，而注入段塞数继续增加到10，采收率不再显著增加。由图(5)可以看出，注入段塞数为8时，高渗岩心和低渗岩心的分流率改善效果与段塞数为10时接近。从技术效果和施工便利性综合考虑，最优的注入方式应为8段塞注入。

1.5 注入速度优化

将气测渗透率分别为500×10-3μm2和3000×10-3μm2的均质岩心并联后进行驱替实验，设定每段塞生气剂和释气剂注入速度之比分别为1∶1、1∶1.5、1∶2、1∶2.5和1∶3，考察注入速度对层内自生CO2提高采收率效果的影响，实验结果如图5所示。

从图5(a)可知，随着层内自生CO2体系释气剂注入增加，采出程度逐渐减少。由图5(b)可以看出，当生气剂与释气剂注入速度之比为1∶1时，高渗岩心和低渗岩心的分流率改善效果最好。由此可知，最优的生气剂与释气剂注入速度比应为1∶1。

1.6 稳定剂用量

稳定剂既可以起到封堵高渗层、提高技术调剖能力的作用，又可以增强泡沫强度，提高稳定性。为考察稳定剂用量对层内自生CO2提高采收率效果的影响，将气测渗透率分别为500×10-3μm2和3000×10-3μm2的均质岩心并联后进行层内自生CO2驱替实验，并分别加入总量为0 PV、0.05 PV、0.10 PV、0.15 PV和0.20 PV的稳定剂，实验结果如图6所示。

从图6(a)可知，不加稳定剂时最终采收率为65.93%；加入稳定剂后采收率有明显提升，且稳定剂用量越大效果越好。从图6(a)还可看出，稳定剂用量从0.05 PV增至0.10 PV，采收率提高幅度较大，之后再增大稳定剂用量，采收率基本无变化。由图6(b)可看出，当稳定剂用量超过0.10 PV后，高渗岩心和低渗岩心的分流率不再发生明显变化。从经济角度考虑，最优稳定剂用量为0.10 PV。

2 实施案例

渤海某油田B井组包含1口水井和3口受益油井。针对井组储层渗透率级差较大，各层吸水不均，致使周边受效油井含水突破、含水上升迅速的问题，以室内实验结果为基础，结合现场实际，采用生气剂+释气剂交替注入方式，设计总药剂量为540 m3，分8段塞注入，稳定剂用量为0.10 PV，以缓解层间吸水矛盾，减少无效注水，降低受益井含水，挖潜剩余油，提高砂体采收率。

如图7所示，措施后3口受效油井的日产油量由250 m3最高增至350 m3，含水率由50%最低下降到38%，措施有效期3个月，累计净增油3826 m3，考虑递减增油4283 m3。

3 结论

(1)层内自生CO2提高采收率技术对海上油田具有良好的适用性。储层渗透率在(200～10 000)×10-3μm2的范围内，提高采收率幅度高达28.70%～32.29%；原油黏度在10～500 mPa·s时，对驱油效果的影响较小。

(2)室内实验的最佳工艺参数为：注入量1.0 PV，8段塞注入，生气剂和释气剂注入速度比为1∶1，稳定剂用量为0.10 PV。

(3)现场试验表明，层内自生CO2技术能够很好地解决当前海上油田存在的问题，措施后稳油控水效果显著，在海上油田的应用前景广阔。