石油与天然气化工  2020, Vol. 49 Issue (3): 78-82
Optimization research and application of pH responsive fluid flow direction agent affecting in-situ generated CO2 flooding
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
摘要:针对渤海油田多轮次自生CO2调驱效果逐渐递减的问题,通过室内物理模拟实验分析了原因,并提出一种利用pH值响应性深部液流转向剂优化自生CO2调驱效果的方法。岩心驱替实验表明:一轮常规自生CO2调驱采收率可在水驱基础上提高25.61%,二轮调驱已无增油效果;二轮调驱时加入0.1 PV凝胶,采收率可在一轮常规调驱基础上提高6.11%,但驱替压力由0.07 MPa增至0.7 MPa,表明凝胶体系能够改善调驱效果,但注入性差;二轮调驱时加入0.1 PV的pH值响应性堵剂,注入压力在0.05~0.35 MPa波动,最终采收率可在一轮常规调驱基础上增加12.33%,且调驱后注入压力无明显增加,表明堵剂具有良好的注入性,不影响后续注水。2015年和2018年,分别在渤海油田A区块开展了两轮次现场试验,一轮为常规自生CO2调驱,措施后累计增油1 371 m3;二轮为自生CO2优化调驱,措施后累计增油2 317 m3,较第一轮增油效果明显改善。
关键词自生CO2    渤海油田    多轮次    液流转向剂    
Optimization research and application of pH responsive fluid flow direction agent affecting in-situ generated CO2 flooding
Zheng Yufei , Li Xiang , Xu Jingliang , Liu Wenhui , Feng Xuan , Yu Meng     
China Oilfield Services Limited, Tianjin, China
Abstract: In order to solve the problem that the effect of multi-round in-situ CO2 flooding as gradually decreased in Bohai oilfield, the reasons were analyzed through lab physical simulation experiments, and an optimization method for in-situ CO2 generation technology was proposed by using a pH-responsive plugging. The results of lab experiments showed that the recovery of in-situ CO2 generation in first round of profile control increased 25.61% on the base of water flooding, the second round had no effect of oil increase. When 0.1PV gel was injected in second round of profile control, the recovery rate increased 6.11% on the basis of first round, but the injection pressure increased rapidly from 0.07 MPa to 0.7 MPa, it was indicated that the gel system could improve oil recovery, but the injectivity was poor. The injection pressure would fluctuate between 0.05 MPa and 0.35 MPa when 0.1PV pH-responsive plugging agent was added in second round of profile control, and the final recovery increased 12.33% on the basis of first round. Displacement pressure did not increase significantly after the adjustment of flooding, which showed that the plugging agent had good injectivity and would not effect the water injection. In 2015 and 2018, two rounds of field tests were conducted in block A of Bohai oilfield. The first round was conventional in-situ CO2 generation, and the cumulative oil increase was 1 371 m3. In the second round, optimization in-situ CO2 generation was carried out, then the cumulative oil increase was 2 317 m3, which was significantly better than the first round.
Key words: in-situ CO2    Bohai oilfield    multi-round    fluid diverting agent    

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23×104 m3、增注60×104 m3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500×10-3 μm2/2 000×10-3 μm2/4 000×10-3 μm2

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。

图 1     实验流程图

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。

表 1    注入段塞组合设计

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。

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。

图 2     常规二轮次自生CO2调驱变化规律

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。

图 3     淀粉凝胶对自生CO2调驱影响规律

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。

图 4     pH值响应性堵剂对自生CO2调驱影响规律

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图 6所示。

图 5     二轮次自生CO2优化调驱入口端

图 6     二轮次自生CO2优化调驱出口端

图 5(a)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)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)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

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。

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