pH值响应性液流转向剂对自生CO2调驱效果优化研究与应用

郑玉飞 李翔 徐景亮 刘文辉 冯轩 于萌

中海油田服务股份有限公司

自生CO2调驱技术是指向储层分段塞交替注入生气剂和释气剂，两者反应后就地生成CO2泡沫并释放热量，能同时实现解堵、调剖和驱油等多种功能[1-4]。2000年，Gumersky等最先提出碳酸盐能够与酸在地层条件下发生反应生成大量CO2，并开展了室内和现场试验[5]。2006年， Bakhtiyarov等进一步考察了表面活性剂与聚合物对自生CO2技术的影响[6]。2010年， Shiau Ben等研究了可以生成CO2的化学药剂及其提高采收率的幅度[7]。邓建华等依据层内生气的机理，分别研制出了KD-79单液生气体系和KD-79双液生气体系，驱替实验表明，两种体系提高采收率幅度均超过10%[8]。赵仁保等利用填砂管实验对自生CO2调驱机理进行了研究，发现自生CO2气体在高渗管中运移速度很快，气窜较为严重，向生气体系中添加起泡剂，气窜得到很好地控制[9]。从2009年起，徐景亮和郑玉飞等在渤海油田开展了大规模自生CO2调驱现场试验，取得了增油23×104m3、增注60×104m3的显著成果[10]。但由于自生CO2调驱技术仍处于注水井浅调阶段，作用半径小、调剖能力有限，而渤海大部分油田历经多年开发已进入高含水期，层间和层内矛盾突出，水窜严重，导致多轮次调驱的稳油控水效果逐渐变差[11-13]。因此，亟需进一步优化现有技术，抑制多轮次调驱效果递减趋势，以满足现阶段渤海油田需求[14-15]。针对上述问题，结合渤海油田的地质油藏特征，通过物模实验对多轮次自生CO2调驱效果进行了优化研究。

1 实验部分

1.1 试剂与仪器

实验材料：渤海某油田原油；渤海某油田模拟地层水；层内自生CO2调驱体系，包括生气剂、释气剂和助剂；淀粉凝胶；pH值响应性液流转向剂(质量分数为30%)；层内非均质岩心，石英砂人工压制，尺寸为4.5 cm×4.5 cm×30 cm，渗透率为500×10-3μm2/2 000×10-3μm2/4 000×10-3μm2。

实验仪器：恒流泵，中间容器罐，六通阀，岩心夹持器，传感器及配套计算机设备，恒温箱，手摇泵，电子天平、量筒等。

实验流程如图1所示。

1.2 实验方法

实验温度设定为65 ℃(渤海某油田地层温度)，驱替回压为10 MPa(渤海某油田注入压力)，岩心围压为15 MPa，驱替速度为1 mL/min。实验步骤：①岩心抽真空，饱和模拟地层水，测量孔隙体积；②饱和原油，计算原始含油饱和度；③水驱油至含水率达到98%；④分段塞(段塞组合见表1)注入1 PV自生CO2调驱体系；⑤后续水驱至含水率98%时停止；⑥重复步骤④～⑤或分别注入0.1 PV的不同堵剂体系后再重复步骤④～⑤。分别记录驱替过程中油水产量，评价体系的驱油效果。

2 结果与讨论

自生CO2调驱技术所用的主要药剂包括生气剂和释气剂两种。生气剂一般为碳酸盐或碳酸氢盐(pH值高)，释气剂一般为活性酸(pH值低)。向地层交替注入两种药剂，反应后生成CO2泡沫并释放热量，从而实现近井解堵和远井调剖的目的。目前，封堵高渗层能力技术有限，部分井组措施增油效果较差。本实验利用注入过程中pH值变化大的特点，提出一种利用pH值响应性液流转向剂增强技术封堵效果的方法，即在措施前注入一段pH值响应性堵剂(pH值高时产生溶解，pH值低时沉淀)，堵剂会优先进入高渗层，注释气剂时堵剂生成沉淀封堵高渗层，迫使后续药剂转向低渗层，从而扩大药剂波及体积，提高采收率。

表1 注入段塞组合设计注入次序化学剂体积/PV1生气剂溶液0.1252隔离水0.01253释气剂溶液0.1254隔离水0.01255生气剂溶液0.1256隔离水0.01257释气剂溶液0.1258隔离水0.01259生气剂溶液0.12510隔离水0.012511释气剂溶液0.12512隔离水0.012513生气剂溶液0.12514隔离水0.012515释气剂溶液0.125

2.1 常规二轮次自生CO2调驱规律

采用层内非均质模型进行常规二轮次自生CO2调驱物模实验，对比第一轮和第二轮的调驱效果。常规二轮次自生CO2调驱规律如图2所示。从图2可知：水驱原油采收率为21.5%；第一轮自生CO2调驱效果显著，驱替过程中驱替压差显著增加、含水率急剧下降，岩心采收率可在水驱基础上提高25.61%；第二轮次自生CO2调驱过程中驱替压差和含水率仅有小幅波动，原油采收率在一轮次基础上只提高了0.38%，表明二轮次调驱已基本失效。

分析上述实验结果可知，常规一轮次自生CO2调驱可有效调节非均质储层的分流率，大幅提高原油采收率，但因为该技术调驱能力有限，自生CO2溶液大部分进入高渗层，这会进一步加剧储层的非均质性，使得二轮次自生CO2调驱溶液绝大部分甚至全部进入剩余油很少的高渗层。因此，二轮次调驱效果会迅速变差乃至失效。

2.2 淀粉凝胶对自生CO2调驱效果优化

采用层内非均质模型进行物模实验，第一轮为常规自生CO2调驱，第二轮调驱前注入0.1 PV的淀粉凝胶体系，考察淀粉凝胶对二轮次自生CO2调驱效果的影响(如图3所示)。从图3可知，与常规二轮次自生CO2调驱相比，水驱和第一轮自生CO2调驱规律基本相同。

第二轮次调驱前注入0.1 PV凝胶体系，调驱过程中含水率迅速降低，原油采收率在一轮次调驱基础上提高6.11%，证明凝胶体系对一轮次自生CO2调驱产生的高渗透层具有很好的封堵作用，能够有效抑制二轮次自生CO2溶液窜流，实现液流转向，启动剩余油饱和度高的中低渗透层，从而进一步提高采收率。但从图3也可看出，注入淀粉凝胶后，驱替压差急剧增大(可达0.7 MPa)，且调驱结束后驱替压差仍维持在较高数值，说明淀粉凝胶注入性差，且会影响调驱后的注水效果。

2.3 pH值响应性液流转向剂对多轮次自生CO2调驱效果影响

采用层内非均质模型进行自生CO2调驱物模实验，第二轮自生CO2调驱前注入0.1 PV的pH值响应型堵剂，考察原油采收率的变化(如图4所示)。从图4可知：与常规二轮次自生CO2调驱相比，水驱和第一轮自生CO2调驱规律基本相同。

第一轮次调驱结束后注入0.1 PV的pH值响应性液流转向剂，后续第二轮次自生CO2调驱过程中驱替压差在0.05～0.35 MPa反复波动，含水率随之起伏，采收率逐渐增加。这是因为pH值响应性堵剂在pH值高时溶解，在pH值低时产生沉淀，因此，注生气剂时堵剂溶解并向地层深处运移，注释气剂时堵剂沉淀并封堵高渗层，起到液流转向作用；下一段塞注生气剂时堵剂再次溶解运移，注释气剂时又会生成沉淀。如此循环，最终起到很好的深度调驱作用，可使第二轮次自生CO2调驱在一轮次基础上提高了12.33%。后续水驱阶段，注入压力可降至0.05 MPa以下，表明堵剂对后续注水无影响。

为进一步研究液流转向剂改善二轮次自生CO2调驱效果的作用机理，对二轮次调驱过程中的岩心进行了分析，结果如图5和图6所示。

图5(a)和图6(a)分别为常规一轮次调驱结束时的岩心入口端和出口端。因岩心为正韵律放置，剩余油主要集中于入口端和出口端的上半部，岩心渗透率较高的下半部剩余油较少。图5(b)和图6(b)分别为注入pH值响应性液流转向剂后二轮次调驱初始阶段的岩心入口端和出口端。从图5(b)可看出，二轮次药剂主要从渗透率高的入口端下半部进入，遇pH值响应性液流转向剂产生大量白色沉淀，迫使后续药剂转向从岩心上半部的低渗层进入。从图6(b)可看出，有少量原油从岩心上半部产出，表明堵剂的液流转向作用开始显现。图5(c)和图6(c)分别为二轮次调驱结束时的岩心入口端和出口端，从图中可看出，入口端上半部的剩余油已基本驱替干净，且没有堵剂残留，出口端在渗透率较低的上半部有一定量堵剂产出。进一步证明液流转向剂起到了很好的深部调驱效果，使驱替过程中产生液流转向，扩大了后续药剂的波及体积，最终提高了原油采收率。

3 现场应用

2015年和2018年，分别在渤海油田A区块进行了两轮次现场试验，第一轮为自生CO2调驱，第二轮为自生CO2优化调驱，措施效果见表2。

表2 两轮次措施效果对比井名施工时间受效油井数净增油/m3递减增油/m3备注第一轮次A16A02A072015-03-23～2015-04-04146731 371已过有效期第二轮次A12A212018-11-10～2018-11-201410372 317尚在有效期

从表2可知，第一轮对3井组进行了常规自生CO2调驱，措施后累计净增油673 m3，考虑递减增油1 371 m3；第二轮对2井组进行了自生CO2优化调驱，措施后累计净增油1 037 m3，考虑递减增油2 317 m3，较第一轮常规调驱措施增油效果明显提升。

4 结论

(1) 通过室内实验研究了多轮次层内生气调驱效果的变化规律。一轮次调驱采收率可在水驱基础上提高25.61%，但因为调剖能力有限，常规二轮次自生CO2调驱药剂大部分仍会进入剩余油饱和度低的高渗层，导致第二轮次调驱效果迅速变差。

(2) 淀粉凝胶体系对二轮次自生CO2调驱效果具有改善作用。淀粉凝胶可有效封堵高渗透层，抑制二轮次自生CO2调驱药剂窜流，但凝胶封堵强度不可控，注入性较差。

(3) pH值响应性液流转向剂可有效改善二轮次自生CO2调驱效果。与常规凝胶堵剂相比，pH值响应性液流转向剂提高采收率幅度高，具有注入性好、封堵强度可控、作用距离远和对储层渗透率基本无伤害等优点。现场试验结果表明，该技术具有很好的现场应用前景。