二氧化碳驅特低滲油藏的封竄體系性能評價

劉必心，侯吉瑞，李本高，張 磊

(1.石油化工科學研究院，北京 100083;2.中國石油大學，北京 102249;3.中國石油大學，山東 青島 266580)

引 言

目前中國投入開發的油田中低滲、特低滲油藏的比例越來越大［1－3］。為了提高該類油藏的開采效果，國內外進行了大量的研究，結果表明利用氣體良好的注入性可以極大的提高采收率［4－5］。在注氣方面，與其他氣體相比CO2具有更好的驅油特性［6－8］，因此，注CO2技術的發展最快，效果非常明顯，且利用CO2可減輕溫室效應。但油藏中的裂縫、儲層基質的非均質性、CO2與原油之間不利的流度比，使CO2易竄逸，導致開發效果變差［9－11］。

目前，國內外還沒有很好的辦法封堵特低滲透油藏CO2驅的氣竄通道，尋找一種新的能封堵氣竄通道的化學劑十分必要。特低滲油層的物性要求堵劑具有良好的注入性、較強的封堵能力和較長的封堵持續時間，傳統的凝膠類調剖劑因成膠前黏度較大，從而對于特低滲油藏存在注入性差的問題。為此，選用常溫常壓下為液態、高溫油藏條件下為氣態的正丁胺作為封竄劑來開展對特低滲透油藏的封竄實驗研究，以期待解決特低滲透油藏CO2驅的氣竄問題。

1 封堵機理

1.1 正丁胺的物化性質

正丁胺(H2NCH2CH2CH2CH3)，又稱1－氨基丁烷。無色、透明、易揮發，熔點為－50.5℃、沸點為77.8℃，相對密度為0.7414，能與水、乙醇、乙醚混溶。正丁胺能與CO2發生反應生成碳酸鹽固體顆粒，用于封堵氣竄通道。滲透率高的氣竄通道中CO2濃度較高，是反應發生的主要空間，反應發生后可對氣竄通道進行有效封堵;而CO2未波及或者波及較少的低滲區域，CO2濃度非常低，反應很難發生，因而不會對低滲層產生封堵。

1.2 正丁胺與CO2的化學反應

正丁胺是一元伯胺，與CO2反應的產物為單一的固體鹽顆粒，屬于氨基甲酸類物質。正丁胺與CO2的化學反應式如下［12］:

該反應屬于CO2與有機胺反應合成有機脲的過程，反應產物是單一的固體顆粒，具有很大的強度。反應歷程為:CO2先與擴散在氣體中的胺或者溶液表面的胺反應生成疏松的顆粒;接著氣態的CO2能快速地穿過顆粒與容器中的胺繼續反應，生成有機脲。

2 反應產物的動態評價實驗

2.1 實驗設備及材料

實驗設備及材料包括:正丁胺，化學純;乙醇，化學純;CO2高壓氣瓶;高壓恒速恒壓泵(HXH－100B);天然方巖心(4.5 cm×4.5 cm×30 cm);哈氏合金高壓容器;計算機自動測壓裝置;恒溫裝置;巖心夾持器。實驗用油為延長靖邊采油廠原油油樣，地面黏度為11.54 mPa·s;實驗用水為延長靖邊油田采出水，礦化度為70000 mg/L。

2.2 實驗方法

2.2.1 注入性能評價方法

設定4組實驗溫度為45、65、85、100℃。將巖心烘干后抽真空，飽和水，飽和油，CO2氣驅至氣竄后進行2組對比實驗，一組直接向巖心中注入正丁胺，另一組加前置保護段塞乙醇后再注入正丁胺，記錄壓力變化情況。

2.2.2 反應產物的封堵強度測試方法

封堵強度用突破壓力來表征。測突破壓力的方法與水驅物理模擬實驗類似，具體方法可見文獻［13］，只需將驅替介質用CO2代替水即可。

2.2.3 正丁胺的封竄驅油實驗方法

采用并聯巖心實驗，一組高滲巖心，一組低滲巖心，將2組巖心烘干后抽真空，飽和水，飽和油，注入CO2氣驅至氣竄時停止驅替。分別注入前置保護段塞，正丁胺以及后置保護段塞，關閉巖心夾持器24 h，使正丁胺與CO2充分反應，之后進行后續CO2驅替，直至再次氣竄時停止，驅替過程中記錄出油量和氣體流速。

3 實驗結果與討論

3.1 正丁胺的注入性能

實驗中采用的巖心參數和注入參數見表1。

表1 巖心參數及注入參數

圖1 加保護段塞后正丁胺注入量與注入壓力間的關系

圖2 直接注正丁胺注入量與注入壓力間的關系

圖1、2對比了加保護段塞和直接注正丁胺時注入壓力與注入孔隙體積倍數的變化關系。從這2個圖中可知，加保護段塞可明顯降低注入壓力，提高正丁胺的注入能力。對于溫度為45、65、85、100℃的油藏，加入保護段塞后正丁胺均有較好的注入性能，在注入0.2倍孔隙體積時最高壓力僅為1.1 MPa，而直接注正丁胺0.2倍孔隙體積時壓力超過了6 MPa，此時由于壓力過高，停止驅替，這表明正丁胺與CO2接觸后能快速發生反應生成顆粒鹽堵塞巖心入口端。因此，不加保護段塞直接注入會使正丁胺的注入能力變差，且油藏溫度越高注入壓力越高，這是由于溫度越高，正丁胺的揮發性越好，反應越快，在入口端生成產物的量越大，使得注入壓力越高。對于加保護段塞的情況則是溫度越高乙醇和正丁胺的揮發性越好，與氣相性質越接近，乙醇的隔離作用使得體系的注入性能越好，因而溫度越高注入壓力越低。

3.2 正丁胺反應產物的封堵強度

實驗過程中所用的巖心孔隙體積為92.4 cm3，孔隙度為 15.8%，滲透率為 6.3×10－3μm2，飽和油體積為60.3 mL，含油飽和度為65.3%。實驗結果見圖3。從圖3可知，注入正丁胺后突破壓力可達4.5 MPa，被突破后壓力維持在3 MPa左右，表明正丁胺具有較高的強度，能封堵高滲層啟動低滲層，且被突破后具有一定的殘余阻力系數，能夠轉變后續氣體的流向，擴大體系的波及體積。

圖3 正丁胺突破壓力

3.3 正丁胺封竄驅油實驗

實驗中注入段塞結構為:0.1倍孔隙體積前置段塞+0.2倍孔隙體積正丁胺+0.1倍孔隙體積后置段塞。考察實驗溫度為 45、65、85、100℃，滲透率級差為4.3條件下，正丁胺封堵高滲層提高采收率的幅度。實驗材料和巖心參數見表2。

表2 非均質巖心正丁胺封竄實驗

從表2中可知，注入正丁胺封竄劑體系可封堵高滲層，啟動低滲層。封堵后高滲層的氣體流量大幅降低，降低幅度達90%以上，且高滲層的氣體流速與低滲層的氣體流速基本一致，這說明注入的正丁胺降低了儲層的非均質程度，使得高滲層的有效滲透率與低滲層的有效滲透率接近;在提高采收率方面對低滲層的效果非常明顯，能提高采收率達18%以上，對高滲層也能起到一定的作用，通過對比封堵前后的采收率可以看出，高滲層采收率提高5%以上，表明注入正丁胺能大幅度地提高非均質特低滲油層的采收率。這是因為正丁胺屬于小分子胺類物質，在油藏溫度達到或者超過其沸點時正丁胺的揮發性很強，在多孔介質中擴散傳質的速度快，能夠深入地層進一步擴大波及體積，因而對高滲層的封堵效果比較好。

4 結論

(1)正丁胺與CO2在油藏條件下能反應生成固體碳酸鹽，可大幅度擴大波及體積。在注入正丁胺之前，需要加保護段塞以降低注入壓力，加入保護段塞后，正丁胺的注入性能良好，能滿足特低滲油層的注入要求。

(2)正丁胺的突破壓力可達4.5 MPa，被突破后壓力維持在3 MPa左右，其強度和殘余阻力系數均較高，具有封堵高滲層啟動低滲層擴大波及體積的能力。在滲透率級差為4.3的非均質巖心封竄實驗中，注入正丁胺后可使低滲層采收率提高18%以上。

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