海上K 油田層內生氣調驅技術研究與應用

左清泉，趙軍，鄭繼龍，劉浩洋，陳平，胡雪，吳彬彬

1.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452 2.海洋石油高效開發國家重點實驗室，天津 300452

海上K 油田位于渤海南部海域，油田主力層沙河街組沙三段處于深水湖泊與三角洲交互環境中，形成了一套辮狀三角洲相為主的沉積體系。沙三中段物源來自西南的墾東凸起，沙三上段物源來自北側臨近的萊北低凸起。沙河街組沙三段孔隙度和滲透率有較好的正相關性，平均孔隙度21.9%，滲透率0.02～913.8 mD，平均100 mD，具有中低孔滲的特征，地層溫度100～120 ℃，地層原油黏度1.53～2.69 mPa·s。

目前油田層間非均質性較強，吸水剖面顯示層間吸水差異大，注水壓力一直較高，同時注采對應關系明顯，存在明顯優勢水流通道[1]。鑒于目標油藏物性相對較差、注入壓力高、縱向吸水不均、平面注入突進明顯以及常規調剖調驅體系難注入的問題，結合海上油田平臺空間有限，開展層內自生氣調驅技術研究。國內川中磨144 井由于水淹較嚴重，已基本停產，注入層內自生氣體系29 m3后，共排出井底積液84 m3，氣井恢復生產，產氣量為5.2×104m3[2]。殼牌公司在國外加利福尼亞的3 口井和Wyoming 的5 口井開展了自生氣現場解堵施工，均達到了熱解堵、降壓增注的效果[3]，但目前該項技術還未在海上油田得到應用，因此，為了改善海上K 油田注水開發效果，針對層內生氣技術國內外均開展了室內實驗研究，為海上油田提高采收率技術提供技術方法和思路。

1 層能自生氣機理研究

層內自生氣技術是指向儲層中注入自生氣體藥劑溶液，使其在油藏條件下發生化學反應、釋放出自生氣體[4]。反應時間、反應速率與反應效率與自生氣體系藥劑的使用比例、酸堿性及反應溫度均有關[5?6]，生成的自生氣優先占據多孔介質中的油孔道，形成氮氣、油、水三相乳狀液，起到降低原油黏度作用[7?8]；層內生氣體系中的銨根與亞硝酸根發生氧化還原反應生成N2，或者亞硝酸與尿素、氨基甲酸按發生化學反應生成N2與CO2的復合氣，反應的同時，釋放出大量的熱量，能夠溶解地層中的有機物沉淀[9?10]；生成的氣體能夠增加地層能量[11]，在一定的壓差下，氣體對油層當中的堵塞物具有一定的沖刷作用，可有效疏通二次污染造成的地層堵塞[12]。因此，自生氣體系還具有調剖、熱解堵、地層增能和降壓增注的作用。

2 層內生氣體系優選

目前，海上K 油田井組存在注入壓力高、非均質性強、縱向吸水不均、常規體系難以注入的問題，而常規的酸化解堵措施有效期短，急需研發一種實現近井解堵、地下生氣生泡封堵主力吸水層、啟動中低滲透層、調整吸水剖面的體系，該體系還具有防腐蝕、微熱量、易注入的特點[13]，可以在地層中發生化學反應，生成或釋放出多相物質，達到增能保壓、改善驅替前緣流度比。自生氣體系與泡沫體系結合的調驅體系選擇性地發揮各組分的調、驅或加和增效作用，以達到擴大波及體積、提高洗油效率的效果，實現油田穩油控水的目的。

2.1 實驗條件

油藏溫度：110℃；實驗用油：海上K 油田B17 井現場脫水原油；實驗用水：海上K 油田B17 井現場注入水，礦化度13 279.1 mg/L，屬于碳酸氫鈉水型，地層水水質分析情況如表1 所示。

表1 B17 井水質分析表

2.2 實驗儀器及藥劑

實驗儀器：Brookfield 粘度計，DV2T 型，博力飛儀器有限公司；恒溫水浴，TW20 型，優萊博技術有限公司；電子天平，BSA423S 型，賽多利斯公司；磁力攪拌器，Variomag 型，美國Variomag 公司等。

實驗藥劑：生氣劑、生氣劑和釋氣劑，西安石油大科技有限公司提供；陰離子型發泡劑20201，東營市雙喬化工有限公司；陰離子型發泡劑20202，上海艦邦實業有限公司；陽離子型發泡劑20203，東營市百揚石油科技有限責任公司；非離子型發泡劑20204，東營市勝都石油技術有限公司；陽離子型發泡劑20205，上海銀聰新材料科技有限公司。

2.3 實驗方法

1)自生氣體系配置：將生氣劑A、生氣劑B 和釋氣劑C 按照不同摩爾分數和不同質量分數配置成自生氣體系后，倒入200 mL 量筒中測定生氣量，裝置流程(自制)見圖1 所示。

圖1 自生氣體系配置流程

2)泡沫綜合值測定：

a)Waring blender 攪拌法：配置0.5%的發泡劑溶液200 mL，使用Waring blender 剪切機(見圖2)在一檔條件下剪切30 s 后，迅速倒入100 mL 量筒中，觀察泡沫高度及發泡劑析出一半時的高度。

圖2 Waring blender 剪切機

b)泡沫掃描儀法：配置0.1%～1.5%不同濃度的發泡劑溶液200 mL，設置泡沫掃描儀相關參數，使用泡沫掃描儀(見圖3)測定起泡高度及析夜變化情況。

圖3 泡沫掃描儀法測定泡沫性能流程

2.4 結果與討論

1)自生氣體系配方研究

室內通過對自生氣體系的摩爾分數、質量分數以及酸質量分數對生氣量的影響進行研究，結果見圖4。通過實驗結果確定自生氣的體系配方：生氣劑A(5%～15%)+生氣劑B(5%～15%)+釋氣劑C (1%～5%)。考慮到油藏情況、現場的施工工藝流程、生氣速度控制及深部運移封堵等因素，確定最終自生氣體系質量分數為5%。

圖4 自生氣體系影響因素研究曲線

2)發泡劑優選

實驗選取了5 種發泡劑，通過泡沫掃描儀和Waring blender 攪拌評價法對泡沫高度和析液半衰期進行評價，計算泡沫綜合值，結果見表2。同時結合泡沫形態及界面張力等特性進行綜合優選，20204 發泡劑的性能優于其他4 種發泡劑，將20204發泡劑作為本次實驗的發泡劑開展進一步的評價。

表2 發泡劑泡沫性能評價

配制0.1%～1.5%不同質量分數的20204 發泡劑溶液，使用泡沫掃描儀測定泡沫體積，對20204 發泡劑不同質量分數的泡沫性能進行評價，結果如圖5。圖中數據表明：泡沫體積隨著發泡劑質量分數增大而增大，性能逐漸增強，但質量分數超過0.5%時，增長幅度變緩，考慮經濟成本及地層吸附等因素，推薦最佳發泡劑質量分數為0.5%。

圖5 發泡劑質量分數優選

通過室內實驗研究篩選最終形成調驅體系配方：1) 自生氣的體系配方：生氣劑A(5%～15%)+生氣劑B(5%～15%)+釋氣劑C(1%～5%)；2)發泡劑質量分數為0.5%。調驅體系配方具有生氣時間、生氣量、生氣速率可控的特點。

3 層內生氣體系性能評價

自生氣體系的生氣速率、生氣量和起泡劑的泡沫性能等可能受到礦化度、原油等因素的影響，因此接下來針對優選的層內生氣體系考察其礦化度、原油含量對其性能的影響，同時考察其室內驅油性能的效果，為現場提供理論依據。

3.1 實驗條件、實驗儀器及藥劑

實驗條件同2.1 節所示。

實驗儀器：恒溫箱，FV-IV 型，南通飛宇公司；巖心驅替實驗裝置，海安石油儀器有限公司等。

實驗藥劑：自生氣的體系配方：生氣劑阿A(5%～15%)+生氣劑B(5%～15%)+釋氣劑C(1%～5%)。

3.2 實驗方法

1)發泡劑耐鹽性能評價：用0～30 000 mg/L 不同質量分數的氯化鈉鹽水配制0.5%的發泡劑溶液，使用Waring blender 攪拌法觀察泡沫高度及發泡劑析出一半時的高度，計算泡沫綜合值。

2)發泡劑耐油性能評價：配制不同原油含量(0～25%)的0.5% 含油發泡劑溶液，使用Waring blender 攪拌法觀察泡沫高度及發泡劑析出一半時的高度，計算泡沫綜合值。

3)起泡性能評價：使用海上K 油田注入水，在油藏溫度63℃條件下，將發泡劑、自生氣體系按照段塞組合方式注入，采用自主研制的可視化填砂管(圖5)模擬地層條件下，評價調驅體系的綜合性能。

4)調驅體系驅油性能評價：采用尺寸為φ3.8 cm×30 cm，滲透率為1 022 mD 的填砂模型裝置，開展不同驅替方式的驅油效果對比實驗。

3.3 結果與討論

基于以上所研究的體系配方，在目標油藏條件下開展調驅體系性能評價實驗，具體如下：

1)層內生氣體系耐鹽性能評價

用不同質量分數(0～30 000 mg/L)的氯化鈉鹽水配制0.5% 的20 204 發泡劑溶液對20 204 發泡劑的耐鹽性能進行評價，結果見圖6。圖中數據表明：隨著礦化度增加，泡沫性能逐漸降低。當礦化度低于20 000 mg/L 時，泡沫性能變化不大；當礦化度高于20 000 mg/L 時，泡沫性能下降比較明顯。實驗研究結果認為20 204 發泡劑在礦化度低于20 000 mg/L 的模擬鹽水中，具有較強耐鹽能力。

圖6 耐鹽性評價曲線

2)層內生氣體系耐油性能評價

配制0.5%的含油20 204 發泡劑溶液，對不同原油含量(0～25%)的20 204 發泡劑耐油性能進行評價，結果見圖7。圖中數據表明：隨著含油量增加，泡沫性能逐漸降低，但含油量超過15%后，泡沫性能下降幅度較為明顯。實驗結果認為當含油量小于15%時，發泡劑具有較好的耐油性能。

圖7 耐油性評價曲線

3)層內生氣體系起泡性能評價

使用海上K 油田注入水，在油藏溫度110℃條件下，將發泡劑、自生氣體系按照段塞組合方式注入，采用自主研制的可視化填砂管(如圖8)模擬地層條件下，評價調驅體系的綜合性能。

圖8 起泡性能評價實物

通過實驗裝置可以看出填砂管中明顯有泡沫產生，出口端管線有氣泡運移；體系反應明顯；可視化填砂管中藥劑體系經過剪切后生泡性能不受影響，泡沫體系呈現“生泡—破滅—生泡—破滅”的過程，并且形成的泡沫穩定性良好。

4) 層內生氣體系驅油性能評價

采用尺寸為φ3.8 cm×30 cm，滲透率為1 022 mD的填砂模型裝置，開展不同驅替方式的驅油效果對比實驗。共實施3 組方案，驅替結果及方式見圖9、表3 所示。

圖9 驅油性能評價實驗曲線

表3 驅油性能評價實驗數據表

通過自生氣、發泡劑、層內生氣調驅體系的驅油效率進行對比，層內生氣調驅體系的驅油效率高于單一的自生氣體系和泡沫體系，提高采收率達到19.1%，驅替效果最佳。原因可能是層內生氣調驅劑使用復配的起泡劑性能較好，即發泡性能好、耐溫性高且具有超低界面張力的作用。

4 現場應用

為了改善注水井縱向及平面上的非均質性，抑制突進方向的油井含水率及含水上升速度，提高水驅效果，開展海上K 油田B17 進行層內自生氣調驅作業。

B17 井自2019 年11 月開始層內自生氣調剖，12 月8 日結束。注入過程中，注入量在315.7～379.3 m3，注入壓力在11.7～13.9 MPa，累積注液2 800.7 m3。現場實施注入情況見圖10。現場對B17 井進行5 個輪次的交替注入，調驅體系中的助調劑具有降低表面張力的性能，起到降壓增注的作用，從而提高藥劑注入量；調驅體系中的自生氣體系進入儲層后生成泡沫，對大孔道起到封堵作用，因此壓力上升；交替注入過程中，注入壓力規律性起伏變化，總體為上升趨勢，反映調驅體系注入后對地層起到了一定的封堵作用，有效地增加了滲流阻力。典型見效井含水最高下降13 個百分點(從98.2% 下降到85%)，最大日增油23.6 m3，截至2020 年4 月，井組累計增油4 300 m3，目前還在持續增油。

圖10 現場實施注入曲線

5 結論

1)通過室內實驗研究，優選出適合海上K 油田的層內生氣調驅體系，體系配方為8%自生氣體系+0.5%起泡劑，且該體系具有良好的耐鹽、耐油性能，驅油效率在水驅基礎上提高19.1%，具有良好的注入性和調驅性能。

2)室內研發的層內生氣調驅體系已在K 油田B17 井應用，最大日增油23.6 m3，井組累計增油超過4 300 m3。