馮軒 鄭玉飛 覃慶波 鞠野 李翔

中海油田服務股份有限公司

海上油田多層系共同開發、儲層厚度大，儲層縱向非均質所導致的油水矛盾嚴重，大量剩余油未動用[1-2]。注氣技術經過發展，在各類油藏成功應用，增油效果明顯[3-4]。其中，CO2可實現超臨界狀態、與烴類混相，因此研究廣泛[5-7]。自生CO2技術向地層注入反應液，在地層內生成CO2，不依賴氣源、施工更靈活，藥劑運輸簡便，減少CO2與設備的接觸，以降低設備腐蝕，集污染層解堵和高滲層封堵于一體，增產機理更多元，可有效動用剩余油，提高油田采收率[8-10]。

根據產氣原理的區別，自生CO2體系主要分為單液法和雙液法，雙液法產氣效率更高、應用更成熟[11]。該技術不僅能使原油膨脹和降黏，還具有萃取輕烴、熱解堵、封堵高滲層、氣驅、表面活性劑驅等作用[12-13]，在國內外進行了較多的現場應用[14-16]。但該技術多輪次應用時，常出現增油效果逐輪次減弱的情況，而針對多輪次自生CO2調剖及儲層縱向非均質性影響的研究較少，因此有必要分析其效果遞減規律和縱向非均質性的影響[17-19]。

根據渤海油田的儲層特征，使用大尺寸可視化平板物理模型和數值模擬模型，模擬多輪次自生CO2調剖的過程，分析了縱向非均質儲層中多輪次自生CO2的調剖規律和剩余油分布規律，通過延長體系的反應時間以增加體系的作用距離，是改善多輪次調剖效果的有效方法。

1 物理模擬驅替試驗

自生CO2泡沫體系由生氣劑和釋氣劑組成，根據路易斯酸堿理論，活性酸與碳酸鹽接觸生成碳酸，最終分解產生CO2；交替注入實現地層內反應生成CO2泡沫，以封堵高滲層、解堵污染層，利用大尺寸可視化平板模型模擬4輪次自生CO2泡沫調剖及后續水驅的過程，獲得剩余油分布情況，分析調剖效果變差的原因。緩釋劑的反應活性低于釋氣劑，因此緩釋劑代替釋氣劑后與生氣劑的反應速度低于釋氣劑，利用生氣性能試驗和巖心驅替試驗，對比體系的反應時間對多輪次調剖的影響。

1.1 試驗方法與步驟

1.1.1試驗材料

主要儀器：多功能驅替裝置、大尺寸可視化平板模型、人工壓制巖心、電子天平、滴定管等。

化學試劑：生氣劑、釋氣劑、緩釋劑和起泡劑均為工業品，由中海油服化學公司提供；石英砂；L油田注入水(離子組成見表1)；L油田原油，60 ℃時黏度為212.4 mPa·s；染色白油；蒸餾水等。

表1 L油田注入水的離子組成 mg/L

1.1.2大尺寸可視化平板模型驅替步驟

裝置流程如圖1所示，驅替步驟為：①模型下部充填0.212～0.425 mm的石英砂，上部充填0.106～0.212 mm的石英砂，之間用尼龍紗布網隔開；②在60 ℃下飽和L油田注入水，然后飽和染色白油，計算孔隙體積、孔隙度、飽和油體積和原始含油飽和度，具體參數見表2；③水驅至產出液的含水率達到80%；④注入自生CO2泡沫調剖體系150 mL，段塞組合見表3，然后水驅至產出液的含水率達到98%；⑤重復步驟④3次。記錄模型的油水分布形態、驅替壓力、產油和產水情況，計算各階段的含水率及采收率。自生CO2泡沫調剖體系的組成(質量分數，下同)為：10%生氣劑+10%釋氣劑(含1.5%起泡劑)。

表2 大尺寸可視化平板模型參數

表3 段塞組合 mL

1.1.3生氣性能評價步驟

用注入水配制10%的生氣劑、釋氣劑和緩釋劑溶液，將釋氣劑或緩釋劑溶液加入酸式滴定管，生氣劑溶液置于反應容器。緩慢滴加釋氣劑或緩釋劑至反應容器內，收集反應氣體，以氣體體積不再增加的時間為反應時間。

1.1.4巖心驅替步驟

巖心驅替步驟為：①稱量巖心質量，然后抽真空，飽和L油田注入水，計算孔隙體積和孔隙度；②在60 ℃下飽和L油田原油，計算飽和油體積和原始含油飽和度；③水驅至產出液的含水率達到80%；④交替注入常規體系或優化體系0.3 PV，然后水驅至產出液的含水率達到98%；⑤重復步驟④3次，記錄產出情況。常規體系組成為：10%生氣劑+10%釋氣劑(含1.5%起泡劑)。優化體系組成為：10%生氣劑+10%緩釋劑(含1.5%起泡劑)。

1.2 試驗結果

1.2.1多輪次調剖結果

大尺寸可視化平板模型以俯視的視角記錄驅替過程中低滲層的剩余油分布情況，結果如圖2～圖4所示(左上角為注入端，右下角為采出端)，采收率結果見表4，注入壓力曲線如圖5所示，含水率及采收率曲線如圖6所示。

表4 各階段的采收率 %

從圖2可看出，圖2(a)和圖2(b)的變化微小，說明縱向非均質模型內，水驅時注入水在下部的高滲層流動，僅能波及高滲層，無法啟動上部的低滲層。

在圖3(a)中，入口端附近(區域Ⅰ和區域Ⅱ)的顏色明顯變淺，其他區域也略變淺，說明第一輪調剖時，高滲層被封堵，后續水驅階段水流轉入低滲層，低滲層的油被大量驅替出來。在圖3(b)中，距入口端更遠的位置(區域Ⅲ和區域Ⅳ)顏色進一步變淺，說明第二輪調剖時，高滲層被進一步封堵，后續水驅階段水流更多的轉入低滲層，低滲層的波及面積擴大。在圖3(c)中，僅入口端附近顏色繼續變淺，遠離入口端的區域顏色變化較小，說明入口端附近的油基本被驅替干凈，而調剖未繼續擴大波及面積。在圖3(d)中，顏色變化微小。

圖4表明：低滲層的剩余油較多，無明顯的水洗區域；高滲層的入口端和出口端剩余油很少，剩余油集中在兩翼，入口端附近的顏色變藍，說明調剖體系集中作用于此位置。

從圖5可看出，注入調剖體系時壓力明顯升高，后續水驅時壓力波動，說明體系在入口端附近產生泡沫，注入壓力增大，之后泡沫運移，封堵和消泡過程交替，因此，注入壓力出現波動。

從圖6可看出，水驅時含水率呈上升趨勢，結合表4可知，此時采收率達34.94%。第1輪調剖體系注入及后續水驅時，含水率出現較大波動，增油效果明顯，提高采收率達11.46%；之后隨調剖輪次的增加，含水率波動減小，增油效果逐漸減弱，直至第4輪時失效。

綜上所述：注入自生CO2泡沫調剖體系后，下部的高滲層被封堵，水流轉入上部的低滲層，低滲層入口端的油被動用；但是該體系的作用距離較近，隨著調剖輪次的增加，體系反復作用于入口端，未能有效動用深部的剩余油。

1.2.2體系優化結果

為了改善該體系的多輪次調剖效果，嘗試延長體系的反應時間，以增加作用距離。用注入水配制生氣劑、釋氣劑和緩釋劑溶液，60 ℃下的生氣性能評價結果見表5。

表5 生氣性能評價結果

由表5可知，優化體系的生氣量略低于常規體系，而反應時間大幅延長。

使用氣測滲透率分別為1 000×10-3μm2和4 000×10-3μm2的雙層非均質巖心，評價常規體系和優化體系的4輪次調剖性能，巖心參數見表6，驅替結果如圖7和圖8所示。

表6 巖心參數

從圖7和圖8可知，優化體系的前兩輪次調剖效果與常規體系相似，但是后兩輪次調剖，含水率仍明顯下降，采收率大幅增加，采收率累計增加26.49%，明顯高于常規體系的22.83%。因此，優化體系的調剖作用距離更遠，對儲層縱向非均質的適應性更好，多輪次深部調剖效果更優。

2 數值模擬試驗

大尺寸可視化平板模型的驅替試驗結果僅反映低滲層的剩余油分布情況，為研究高滲層的剩余油分布，結合可視化模型的驅替試驗條件，利用數模軟件CMG建立數值模型，進一步分析調剖體系的作用位置。

2.1 數值模擬方法與步驟

如圖9所示，建立20×20×4的網格，在平面(1，1)網格節點處設置注入井，在平面(20，20)網格節點處設置生產井，4個小層均射開，上部2個小層為低滲層，下部2個小層為高滲層，結合可視化模型參數、設置數值模型的初始參數見表7。

表7 模型初始參數

通過物理模擬試驗發現，生氣劑與釋氣劑反應迅速，自生CO2泡沫調剖體系在生氣劑和釋氣劑反應生成泡沫后發揮調剖效果，因此數值模擬使用CMG中的泡沫驅模塊，疊加的賈敏效應使泡沫在較高的壓力梯度下流動，將小孔喉中的油驅出。

2.2 試驗結果

數值模擬4輪次自生CO2泡沫調剖，各階段采收率和物理模擬結果的對比見表8。

表8 數值模擬結果與物理模擬結果對比 %

由表8可知，數值模擬結果與物理模擬結果基本一致，可以體現多輪次自生CO2泡沫調剖的過程，各階段的平面含油飽和度情況如圖10和圖11所示。

從圖10可看出：水驅時主要驅替高滲層內的原油，高滲層的含油飽和度下降；低滲層的原油較少被驅替出來，含油飽和度變化微小。這與可視化模型驅替結果一致。

圖11所示為4輪次調劑的含油飽和度對比圖。從圖11(a)可看出，低滲層入口端的含油飽和度下降，這與可視化模型驅替結果一致，但是高滲層中間區域的含油飽和度也下降，說明第1輪調剖時，注入水離開調剖范圍后，又進入高滲層驅替原油。從圖11(b)可看出，高滲層靠近入口端的區域含油飽和度稍有下降，低滲層遠離入口端的區域含油飽和度稍有下降，這比可視化模型驅替結果更直觀，說明第2輪調剖擴大了作用范圍，但注入水繞過調剖體系后仍很快又進入高滲層。從圖11(c)可看出，低滲層和高滲層的含油飽和度變化更小，且發生變化的區域基本都是第2輪調剖時變化的區域，說明第3輪調剖未明顯擴大作用范圍，且入口端附近的油早已被驅替干凈，因此采收率增幅較小。從圖11(d)可看出，低滲層和高滲層的含油飽和度變化微小，說明第4輪調剖也未擴大作用范圍。

綜上所述，數值模擬的結果與物理模擬的結果一致，自生CO2泡沫體系僅能較短距離改變注入水的流向，其反復作用于高滲層入口端，未能進入模型更深的位置，未能啟動深部的剩余油，是調剖效果逐輪次變差的原因。

3 結論與建議

(1)針對海上油田儲層縱向非均質的特征，利用可視化物理模型分析了多輪次自生CO2泡沫調剖的規律。結果表明：縱向非均質儲層內，水驅未啟動上部的低滲層，僅波及下部的高滲層；自生CO2泡沫體系可封堵高滲層、啟動低滲層，但隨著調剖輪次的增加，體系效果減弱；高滲層的剩余油最終集中于兩翼，低滲層的剩余油分布均勻。

(2)結合物理模型條件，利用數值模型研究了高滲層的剩余油變化和調剖體系的作用位置。結果表明，數值模擬結果與物理模擬結果一致，調剖效果隨著輪次的增加而減弱，是因為該體系改變注入水流向的作用距離有限，多輪次調剖時未能隨著輪次的增加而進入更深位置。

(3)為了延長反應時間，以緩釋劑代替釋氣劑組成優化體系，多輪次調剖的效果更好，表明其作用距離更遠。建議繼續優化該體系，延長反應時間、增加作用距離，提升多輪次應用的效果。