低滲透油藏二氧化碳?xì)馊苄耘菽刂茪飧Z實(shí)驗(yàn)研究

李宛珊，王 健，任振宇，木合塔爾

(1.西南石油大學(xué)，四川 成都 610500；2.油氣藏及地質(zhì)開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 成都 610500； 3.中國(guó)石油吉林油田分公司，吉林 松原 138000；4.中國(guó)石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

吉林油田黑79區(qū)塊小井距試驗(yàn)區(qū)含油面積為1.46 km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量為108×104t，可采儲(chǔ)量為41.0×104t，平均孔隙度為13.0%，平均滲透率為4.5mD，原始地層壓力為24.2 MPa[1]。試驗(yàn)區(qū)于2012年7月開始實(shí)施CO2驅(qū)，在開采過程中，表現(xiàn)出氣竄十分嚴(yán)重，如黑79-3-1井，氣油比達(dá)到了11 165 m3/m3，產(chǎn)出氣中CO2含量達(dá)到75%以上[2-3]。泡沫封竄是一種可行的控制氣竄技術(shù)[4]，目前常采用的水基CO2泡沫控制氣竄技術(shù)，必須通過水氣交替注入方式，而不能采用水氣同時(shí)注入的方式，否則CO2會(huì)對(duì)井筒造成嚴(yán)重的腐蝕[5-8]，而采用水氣交替注入方式又會(huì)影響泡沫體系的連續(xù)性[9]。

CO2氣溶性泡沫作為一項(xiàng)新技術(shù)，其基本原理是采用超臨界CO2攜帶起泡劑，注入地層遇水生成穩(wěn)定的泡沫體系，從而封堵氣竄通道，擴(kuò)大CO2驅(qū)的波及體積[10-16]。該技術(shù)可實(shí)現(xiàn)連續(xù)注入，不會(huì)出現(xiàn)井筒中的腐蝕問題；以CO2作為注入載體，可大大提高低滲透油藏泡沫劑的注入性。針對(duì)吉林油田黑79區(qū)塊的油藏特征，利用高溫高壓可視化泡沫儀評(píng)價(jià)了氣溶性CO2泡沫體系的溶解性能及起泡性能，并進(jìn)行了配方篩選，利用高溫高壓巖心流動(dòng)裝置測(cè)定了泡沫阻力因子、剖面改善率和提高采收率值。

1 實(shí)驗(yàn)條件與方法

1.1 實(shí)驗(yàn)條件

黑79區(qū)塊地層水及模擬地層水，總礦化度為10 302.6 mg/L，吉林油田提供(表1)；黑79區(qū)塊原油，黏度為9.34 mPa·s(油藏溫度為96 ℃條件下)，吉林油田提供；CO2純度為99.9%，四川廣漢勁力氣體有限公司提供；氣溶性起泡劑：AOT、SWP10、YJP10，江蘇海安石油化工廠提供；氣溶性起泡劑：1529、1209非離子表面活性劑，上海旌浩公司提供；YP-1型高溫高壓可視化泡沫液性能測(cè)試裝置、高溫高壓多功能泡沫巖心流動(dòng)裝置、恒壓恒速泵，中國(guó)海安石油有限公司提供。

表1 黑79區(qū)塊模擬地層水離子組成

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

設(shè)計(jì)了CO2氣溶性泡沫體系的溶解性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)、起泡性能評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)及巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)，并利用高溫高壓可視化泡沫液性能測(cè)試裝置，評(píng)價(jià)優(yōu)選配方的溶解性能。實(shí)驗(yàn)方案：向高溫高壓泡沫儀內(nèi)注入CO2及一定質(zhì)量的氣溶性起泡劑，設(shè)置實(shí)驗(yàn)溫度、壓力，攪拌一定時(shí)間后，記錄該條件下氣溶性起泡劑在超臨界CO2中的最大溶解量；利用高溫高壓可視化泡沫液性能測(cè)試裝置，在油藏溫度、壓力下，測(cè)定5種氣溶性起泡劑的起泡體積及半衰期[17]；通過泡沫驅(qū)巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)，測(cè)定巖心阻力因子，評(píng)價(jià)CO2氣溶性泡沫體系的封堵能力[18]；通過并聯(lián)巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)，測(cè)定高、低滲透率巖心的分流率，計(jì)算吸水剖面改善率；依次進(jìn)行飽和油、水驅(qū)油、CO2驅(qū)、泡沫驅(qū)、后續(xù)CO2驅(qū)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，計(jì)算采收率，分析驅(qū)油效果。

2 結(jié)果與討論

2.1 CO2氣溶性泡沫體系的溶解性能

2.1.1 起泡劑的溶解性能

對(duì)非離子型氣溶性起泡劑1529、1209、SWP10、YJP10的溶解性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)，評(píng)價(jià)方法采用濁點(diǎn)測(cè)定法[12,19-20]。表2為油藏溫度下氣溶性泡沫劑在超臨界CO2中的溶解情況。由表2可知，4種起泡劑在油藏溫度、不同濁點(diǎn)壓力的條件下，在超臨界CO2中的溶解度均不高，因此，向超臨界CO2體系中加入助溶劑，如低分子質(zhì)量的醇進(jìn)行助溶。由于加入等質(zhì)量的起泡劑，起泡劑溶解的質(zhì)量相對(duì)越多、同時(shí)濁點(diǎn)壓力越低，則體系的溶解性能越好，因此，選用溶解性相對(duì)較為優(yōu)良的1529起泡劑。

2.1.2 助溶劑對(duì)起泡劑溶解性能的影響

由于CO2分子是非極性分子，且其介電常數(shù)、范德華力均很低，即CO2在超臨界狀態(tài)下對(duì)高分子質(zhì)量的起泡劑等分子的溶解能力有限，因此，超臨界CO2作為溶劑在應(yīng)用方面受到了制約[11-12]。為了提高起泡劑在超臨界CO2中的溶解性能，向超臨界CO2體系中加入低分子醇類助溶劑，起泡劑溶液組成為15%的1529起泡劑和85%的助溶劑。加入不同助溶劑后，測(cè)試油藏溫度下1529起泡劑溶液在超臨界CO2中的溶解情況，實(shí)驗(yàn)結(jié)果詳見表3。

表2 油藏溫度下氣溶性泡沫劑在超臨界CO2中的溶解情況

表3 加入助溶劑后的1529起泡劑溶液在超臨界CO2中的溶解情況

由表3可知，加入助溶劑后，1529起泡劑溶液在超臨界CO2中的溶解量得到了大幅提高。其中，2種不同有機(jī)醇混合作為助溶劑的助溶效果要好于單類有機(jī)醇的助溶效果。根據(jù)相似相溶的原理，溶質(zhì)與溶劑在結(jié)構(gòu)上相似則更易彼此互溶，由于溶劑CO2是非極性分子，因此，起泡劑體系的極性越小、越接近于非極性，則體系在CO2中的溶解度越高。有機(jī)醇類自身在超臨界CO2中具有良好的溶解性，因此，選擇以其作為助溶劑加入起泡體系內(nèi)，可有效地改變起泡劑與超臨界CO2之間的相行為模式，使得二者間形成利于互溶的化學(xué)鍵，從而提高起泡劑的溶解性。

2.2 CO2氣溶性起泡劑的起泡性能

表4為不同氣溶性起泡劑的起泡體積、半衰期與濃度關(guān)系。由表4可知：在高溫高壓油藏條件下，濃度為0.1%時(shí)，5種起泡劑的起泡體積均不高，隨著濃度的升高，各類起泡劑的起泡體積呈現(xiàn)不同幅度增長(zhǎng)趨勢(shì)，其中，0.5%的1529起泡劑起泡體積最高，為657.8mL，泡沫細(xì)膩、稠密且狀態(tài)穩(wěn)定；5種氣溶性起泡劑在濃度為0.1%時(shí)，半衰期均小于10 min，消泡速度很快；濃度為0.2%、0.3%時(shí)，半衰期有小幅度穩(wěn)定增長(zhǎng)，但增幅不大；濃度大于0.3%時(shí)，半衰期均開始呈較大幅度增長(zhǎng)趨勢(shì)，其中，0.5%的1529起泡劑半衰期最長(zhǎng)，為47 min，泡沫細(xì)膩、稠密且狀態(tài)穩(wěn)定。因此，最終優(yōu)選配方為濃度0.5%的1529起泡劑。

表4 不同氣溶性起泡劑的起泡體積、半衰期與濃度關(guān)系

2.3 CO2氣溶性泡沫巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)

2.3.1 阻力因子的測(cè)定

實(shí)驗(yàn)原料為CO2氣體及濃度為0.5%的起泡劑1529。注入方式為氣溶性起泡劑與CO2段塞式注入，段塞的注入孔隙體積倍數(shù)對(duì)泡沫的綜合性能也有較大影響。設(shè)置注入速度為0.01 mL/min，氣液比為2∶1，對(duì)段塞的注入孔隙體積倍數(shù)及注入周期進(jìn)行優(yōu)化，測(cè)定阻力因子(表5、6)。

表5 巖心基本參數(shù)

表6 段塞注入孔隙體積倍數(shù)及注入周期對(duì)阻力因子的影響

由表6可知：由于段塞的注入孔隙體積倍數(shù)及注入周期的不同，最終泡沫的阻力因子存在很大差異。以1號(hào)巖心為例，隨交替注入周期的增加，泡沫阻力因子隨之增大，交替注入6周期后泡沫的阻力因子最大，為37.92，封堵效果明顯好于交替注入3周期和交替注入2周期；2號(hào)巖心呈相同的規(guī)律，交替注入6周期泡沫的阻力因子最大，為28.63。氣液交替注入6周期氣溶性起泡劑與CO2充分接觸，有利于起泡劑在CO2中的更好溶解，隨后與水接觸產(chǎn)生更加豐富的泡沫，從而提高封堵能力。因此，在設(shè)備允許的情況下，推薦使用多周期小段塞的注入方式。

2.3.2 吸水剖面改善率及提高采收率的測(cè)定

吸水剖面改善率(η)定義為調(diào)驅(qū)前后高低滲透層吸水比之差與調(diào)驅(qū)前高低滲透層吸水比的商值。并聯(lián)巖心基本參數(shù)見表7，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1、表8、9。

由圖1、表8可知，巖心初始注水過程中，高、低滲巖心的分流率分別約為86.00%和14.00%；隨著CO2泡沫的注入，低滲巖心分流率逐漸上升、高滲巖心逐漸下降；后續(xù)注水，分流率整體上均呈較為平緩趨勢(shì)，最終高、低滲分流率分別為58.12%和41.88%。根據(jù)公式計(jì)算得剖面改善率可達(dá)69.89%，因此，具有良好的調(diào)驅(qū)效果。

表7 實(shí)驗(yàn)巖心基本參數(shù)

圖1 分流率與注入孔隙體積的關(guān)系

表9 并聯(lián)巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果

由表9可知：高滲巖心的水驅(qū)、氣驅(qū)采收率均大于低滲巖心，這是由于高滲巖心的分流率較大，優(yōu)先驅(qū)替出高滲巖心中的油；低滲巖心的泡沫驅(qū)、后續(xù)氣驅(qū)采收率均大于高滲巖心，這是由于泡沫對(duì)高滲巖心形成了有效封堵，迫使其分流率下降，從而驅(qū)替出更多低滲巖心中的油；總采收率較水驅(qū)采收率提高39.045個(gè)百分點(diǎn)。

3 指導(dǎo)建議

黑79區(qū)塊屬于低滲透油藏，由于存在注水井吸水能力差，注水壓力高，甚至注不進(jìn)的現(xiàn)象，導(dǎo)致表面活性劑水溶液無法注入，從而限制CO2泡沫調(diào)驅(qū)技術(shù)在低滲透油藏中的應(yīng)用。通過開展CO2氣溶性泡沫控制氣竄實(shí)驗(yàn)研究，得到了一種溶解性較好的1529氣溶性起泡劑體系，阻力因子最高為37.92，剖面改善率為69.89%，較水驅(qū)提高采收率39.045個(gè)百分點(diǎn)。一方面，1529起泡劑不會(huì)帶來井筒中的腐蝕問題；另一方面，以CO2作為注入載體，可大大提高低滲透油藏泡沫的注入能力。因此，CO2氣溶性泡沫具有良好的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用前景，但由于該技術(shù)是一項(xiàng)新興技術(shù)，目前在國(guó)內(nèi)仍處于室內(nèi)研究階段，尚未有油田開展現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，故對(duì)于CO2氣溶性泡沫的注入工藝適應(yīng)性等方面還需要做進(jìn)一步的研究。

4 結(jié) 論

(1) 1529起泡劑在超臨界CO2中具有較為良好的氣溶性，隨著醇類助溶劑的加入，其最高溶解量可達(dá)1.36%。說明醇類助溶劑能有效提高起泡劑在超臨界CO2中的溶解度。

(2) 1529起泡劑在黑79區(qū)塊低滲透油藏條件下的起泡性能較好，濃度為0.5%時(shí)可達(dá)最高起泡體積和最長(zhǎng)半衰期分別為657.8 mL、47 min，產(chǎn)生的泡沫細(xì)膩、稠密且狀態(tài)穩(wěn)定。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明，高、低滲巖心分流率最終分別為58.12%和41.88%，剖面改善率可達(dá)69.89%，泡沫體系具有良好的調(diào)驅(qū)效果，與水驅(qū)相比可提高采收率39.045個(gè)百分點(diǎn)。該泡沫體系可有效提高原油采收率。

(3) 油藏條件下，氣溶性1529起泡劑在氣液比為2∶1、注入速度為0.01 mL/min、注入6周期的條件下能產(chǎn)生具有一定穩(wěn)定性的CO2泡沫，阻力因子最高可達(dá)37.92。

(4) 1529起泡劑的應(yīng)用前景較好，為氣溶性CO2泡沫驅(qū)控制氣竄理論的進(jìn)一步完善提供了技術(shù)參考，同時(shí)對(duì)于改善黑79區(qū)塊CO2驅(qū)開發(fā)效果和提高采收率具有重要的意義。