In-Situ CO2 Generation Technology in Bohai P Oilfield
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摘要:
针对渤海P油田储层非均质性强、注水强度大，注入水突进和无效循环导致水驱开发效率低的问题，开展了层内生成CO2调驱技术研究。通过生气效率评价试验优选出最优生气体系，并利用Waring-Blender法和填砂管流动试验优选了配套发泡剂和稳定剂。室内试验结果表明：最优生气体系为生气剂A+释气剂D，其生气效率可达96.2%；发泡剂体系为0.2%发泡剂2+0.1%发泡剂5，其发泡体积为740 mL，析液半衰期为219 s；发泡体系中加入稳定剂1，对渗透率2 000～10 000 mD填砂模型的封堵率在90%以上。渤海P油田15个注采井组应用了层内生成CO2调驱技术，累计增注量69 986 m3，累计增油量33 413 m3，有效率达100%，有效期长达5个月。研究表明，层内生成CO2调驱技术技术对渤海P油田具有良好的适用性，解决了注水开发存在的问题。
Abstract:In order to solve the problem of low water flooding development efficiency caused by strong reservoir heterogeneity, high water injection intensity, injected water influx and ineffective circulation in the Bohai P Oilfield, a study of in-situ CO2 generation technology was carried out. Firstly, the optimal gas generation system was selected by evaluating gas generation efficiency. Then, the foaming agent and blocking agent were screened by the Waring-Blender method and sandpack column flow experiment. Laboratory test results showed that gas generation efficiency could reach 96.2% when the gas system was blowing agent A + gas release agent D. The optimal foaming agent system was 0.2% foaming agent 2 + 0.1% foaming agent 5. The foaming volume was 740 mL and the half-life of dissolve-out liquid could be maintained for 219 seconds. When blocking agent 1 was added in the foaming system, the plugging rate could be maintained above 90% in the sandpack column with a permeability of 2 000-10 000 mD. The in-situ CO2 generation technology had been used in 15 injector producer pairs of the Bohai P Oilfield, resulting in the enhancement of accumulative oil recovery of 33 413 m3 by injecting 69 986 m3 of CO2 in total, with the effective rate reaching 100% and effective period up to 5 months, which indicated that in-situ CO2 generation technology had good applicability in Bohai P Oilfield and dissolves the problems existing in the water flood development of this field.
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井漏是影响钻井作业安全的井下复杂情况之一，钻井过程中发生井漏不仅延误钻井周期，同时造成巨大经济损失[1-5]。近年来，随着油气勘探开发的深入，井漏情况日益突出，如川渝的威远–长宁区块、鄂尔多斯盆地北部杭锦旗区块等井漏问题严重，影响了钻井效率与速度。据统计，这些区块绝大部分井的漏失类型为裂缝性漏失。目前，针对裂缝性漏失的堵漏剂主要有桥接型堵漏剂、高失水堵漏剂、暂堵型堵漏剂、膨胀类堵漏剂、水泥速凝类堵漏剂、可固化型堵漏剂和复合材料堵漏剂等类型 [6-9]。其中，桥接型堵漏剂相对其他堵漏剂使用简便，成本较低。但常规桥堵材料多采用核桃壳等架桥颗粒及纤维等填充物，其在高温下易发生碳化，长时间碳化后容易发生堵漏失效，特别是在深层环境中极易发生复漏。同时，常规堵漏材料与裂缝匹配性差，难以有效进入漏层形成封堵，堵漏成功率低[10-13]。针对这一问题，笔者优选了一种高弹性、可压缩的聚氨酯泡沫弹性孔网材料，评价了其堵漏效果，并在威远、彭州和神木等油气田应用了15井次，一次堵漏成功率达86.7%。
1. 弹性孔网材料优选
裂缝性漏失地层具有承压能力低和在压力作用下诱导开启闭合的特征。针对裂缝性地层特征及封堵的技术难点，确定选择具有可压缩、高回弹、耐高温的弹性孔网材料作为架桥堵漏材料。弹性孔网材料是一种聚氨酯泡沫，具有开孔的泡孔结构，弹性高，堆积密度小于0.02 g/cm3。考虑钻井液应用情况，筛选了2种材质、9种泡孔规格的聚氨酯泡沫弹性孔网材料（见表1），对其压缩回弹性、抗拉强度和抗温性等性能进行了评价。
表 1 不同类型弹性孔网材料的泡孔规格Table 1. Specifications of different elastic mesh materials编号 弹性孔网类型 泡孔规格/目 1# 阻燃型 12 2# 阻燃型 6 3# 阻燃型 4 4# 阻燃型 2 5# 过滤型 8 6# 过滤型 6 7# 过滤型 2 8# 过滤型 10 9# 过滤型 4 1.1 压缩回弹性
弹性孔网材料的压缩回弹性能越好，越有利于在井底压差作用下发挥自转向性，进入不同开度的裂缝进行自适应堵漏。参照标准《软质泡沫聚合材料：压缩永久变形的测定》（GB/T 6669—2008）给出的试验方法[14]，室内测试了弹性孔网材料的50%压缩永久变形率，结果如图1所示。
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图 1 弹性孔网材料50%压缩永久变形率评价试验结果Figure 1. 50% compression set rate evaluation results of elastic mesh materials由图1可知，1#和2#弹性孔网材料的50%压缩永久变形率均小于10%，其余7种弹性孔网材料的50%压缩永久变形率均大于10%。
1.2 抗拉强度
弹性孔网材料要求具有较高的抗拉强度，能承受井下不同应力作用，形成较高强度的致密承压封堵层，增强封堵层的剪切强度。参照标准《软质泡沫聚合材料：拉伸强度和断裂伸长率的测定》（GB/T 6344—2008）给出的试验方法[15]，测试了弹性孔网材料的抗拉强度，结果如图2所示。
由图2可知，1#和2#弹性孔网材料的抗拉强度分别为150 kPa和137 kPa，其余7种弹性孔网材料的抗拉强度均小于130 kPa，表明1#和2#弹性孔网材料的抗拉强度优于其余7种材料。
1.3 抗温性
测试弹性孔网材料在钻井液中老化后的质量保留率和抗拉强度保持率，评价其抗温能力。钻井液配方为4.0%膨润土浆+0.3%HV-PAC，取一定质量的弹性孔网材料加入400 mL钻井液中，老化后过10目筛、洗涤并烘干，测量弹性孔网材料老化后的质量和抗拉强度，结果分别见图3和图4。
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图 3 弹性孔网材料经150 ℃老化后的质量保留率Figure 3. Quality retention rates of elastic mesh materials at 150 °C after aging![]()
图 4 弹性孔网材料经150 ℃老化后的抗拉强度保持率Figure 4. Tensile strength retention rates of elastic mesh materials at 150 °C after aging由图3和图4可知，150 ℃老化16 h后，1#弹性孔网材料的质量保留率和抗拉强度保持率分别为92.5%和88.4%，其余8种弹性孔网材料的质量保留率和抗拉强度保持率均低于85.0%。实验结果表明，1# 弹性孔网材料的抗温能力可达150 ℃。综合考虑以上试验结果，选择1#弹性孔网材料作为堵漏材料，并开展堵漏性能评价试验。
2. 弹性孔网材料堵漏性能评价
2.1 堵漏性能评价方法
利用中国石油大学（华东）自行研制的长裂缝封堵模拟试验装置，评价弹性孔网材料对裂缝的封堵性能。长裂缝封堵模拟试验装置由高温高压钻井液釜体、楔形长裂缝模具夹持器、温度压力测量控制系统及数据采集处理系统组成，工作压力范围0～25 MPa，工作温度范围室温至180 ℃。为了更好地模拟地层裂缝状态和进行堵漏效果评价，裂缝模具设计为两端缝宽不等的楔形，裂缝长度为1 000 mm，楔形长裂缝试验模具包括1.0 mm×0.5 mm，2.0 mm×1.0 mm，3.0 mm×2.0 mm，4.0 mm×3.0 mm和5.0 mm×4.0 mm（表示前端缝宽×后端缝宽）等5种规格，用来模拟不同缝宽的漏层。
长裂缝封堵模拟实验方法为：1）打开高温高压钻井液釜体，配制2 000 mL堵漏浆倒入釜体内；2）将楔形长裂缝模块装入模具夹持器中，连接围压管线、滤液出口管线和活塞压力管线；3）围压加至15 MPa，加热至实验温度100 ℃；4）打开滤液出口阀，计量漏出的堵漏浆体积，对釜体内堵漏浆加压，快速将压力加至3.5 MPa，计时并记录累计漏失量，计算漏失速率，根据漏失速率优选堵漏材料。
2.2 堵漏效果影响因素分析
2.2.1 弹性孔网材料形状
将优选的1#弹性孔网材料分别加工成正方体、长方体和三棱柱等3种形状（见图5），其尺寸分别为5.0 mm×5.0 mm×5.0 mm（正方体形）、2.0 mm×2.0 mm×5.0 mm（长方体形）和5.0 mm×5.0 mm×5.0 mm（三棱柱形），利用楔形长裂缝试验装置（楔形缝宽为5.0×4.0 mm），考察不同形状的弹性孔网材料对堵漏基浆堵漏性能的影响，结果见表2。其中，实验用堵漏基浆配方为6.0%膨润土浆+0.3%HV-PAC。
表 2 不同形状弹性孔网材料楔形长裂缝封堵试验结果Table 2. Long wedge-shaped fractures plugged with elastic mesh materials in different shapes堵漏浆配方 漏失速率/（L·s–1） 封堵情况 堵漏基浆 0.50 堵漏基浆+0.08%正方体形弹性孔网材料 0.06 滞留在裂缝中 堵漏基浆+0.08%长方体形弹性孔网材料 0.40 随堵漏浆漏失 堵漏基浆+0.08%三棱柱形弹性孔网材料 0.20 少量滞留在裂缝中 由表2可知，加入正方体形弹性孔网材料后，漏失速率为0.06 L/s，弹性孔网材料可有效滞留在裂缝内；加入长方体形弹性孔网材料后，漏失速率为0.40 L/s，弹性孔网材料随堵漏浆漏失，无法有效滞留在裂缝中；加入三棱柱形弹性孔网材料后，漏失速率为0.20 L/s，弹性孔网材料随堵漏浆漏失，少量弹性孔网材料滞留在裂缝中。试验结果表明，正方体形弹性孔网材料可有效滞留在裂缝内，堵漏效果较好。
2.2.2 弹性孔网材料尺寸
将弹性孔网材料加工成不同尺寸的正方体形，利用缝宽为5.0 mm×4.0 mm的楔形长裂缝试验装置，考察了不同形状的弹性孔网材料对堵漏性能的影响，结果见表3。
表 3 不同尺寸弹性孔网材料封堵楔形长裂缝试验结果Table 3. Long wedge-shaped fractures plugged with elastic mesh materials in different sizes堵漏浆配方 漏失速率/（L·s–1） 封堵情况 堵漏基浆 0.50 堵漏基浆+0.08% 弹性孔网
材料（15.0 mm×15.0 mm×15.0 mm）0.40 封堵缝口 堵漏基浆+0.08% 弹性孔网
材料（10.0 mm×10.0 mm×10.0 mm）0.10 进入裂缝浅 堵漏基浆+0.08%弹性孔网
材料（5.0 mm×5.0 mm×5.0 mm）0.06 进入裂缝深 由表3可知，堵漏基浆的漏失速率为0.50 L/s；加入0.08%尺寸为15.0 mm×15.0 mm×15.0 mm的弹性孔网材料后，漏失速率降至0.40 L/s，但由于弹性孔网材料尺寸过大，导致其无法进入裂缝中，堆积在缝口处；加入0.08%尺寸为10.0 mm×10.0 mm×10.0 mm的弹性孔网材料后，漏失速率降至0.10 L/s，弹性孔网材料进入裂缝较浅；加入0.08%尺寸为5.0 mm×5.0 mm×5.0 mm的弹性孔网材料，漏失速率降至0.06 L/s，表明其可进入裂缝较深部位。因此，可根据漏失速率（或裂缝大小）选择合适尺寸的弹性孔网材料，以达到最优的堵漏效果。
2.2.3 弹性孔网材料加量
利用缝宽为5.0 mm×4.0 mm的楔形长裂缝试验装置，选用尺寸为5.0 mm×5.0 mm×5.0 mm的正方体形弹性孔网材料，考察了弹性孔网材料加量对堵漏效果的影响，试验结果见表4。
表 4 不同加量弹性孔网材料的长裂缝封堵试验结果Table 4. Long fractures plugged with elastic mesh materials in different concentrations堵漏浆配方 漏失速率/（L·s–1） 封堵情况 堵漏基浆 0.50 堵漏基浆+0.04% 弹性孔网材料 0.30 进入裂缝中 堵漏基浆+0.08% 弹性孔网材料 0.06 进入裂缝中 堵漏基浆+0.12% 弹性孔网材料 0.20 封堵缝口 由表4可知，加入0.04%弹性孔网材料后，其可进入裂缝中，漏失速率降至0.30 L/s；随着弹性孔网材料加量增大，裂缝中弹性孔网材料的数量显著增多，漏失速率大幅降低；但加入0.12%弹性孔网材料后，由于其加量过大，无法进入裂缝，堆积在缝口处封堵缝口。
3. 弹性孔网材料裂缝封堵作用机理
基于弹性孔网材料裂缝封堵试验结果，其裂缝封堵作用机理可概括为以下几个方面（见图6）：
1）弹性变形，挤入裂缝。弹性孔网材料在井底压差作用下可发生压缩变形，挤入裂缝，对于不同开度的地层裂缝均具有较强的自适应性。
2）捕集作用。挤入裂缝的弹性孔网材料在裂缝中可形成一个过滤网，变缝为孔，通过“网兜效应”易于捕获其他类型堵漏材料，形成三维立体封堵隔墙（层），提高堵漏材料在裂缝中的滞留能力，提高堵漏成功率。
3）提高封堵层承压能力。填充材料在过滤网中不断堆积，封堵域较长，大量弹性孔网材料封堵隔墙协同作用，承担外部载荷，提高了封堵层的致密承压能力[16-18]。
4. 现场应用
四川盆地彭州区块须家河组、雷口坡组及马鞍塘组地层发生漏速15～38 m3/h的裂缝性漏失，威远区块龙马溪组地层发生漏速52.2 m3/h的裂缝性漏失，陕北神木区块刘家沟组地层发生漏速20 m3/h的裂缝性漏失，应用弹性孔网材料进行堵漏施工后，均一次堵漏成功。截至目前，弹性孔网材料已累计应用15井次，一次堵漏成功13井次，一次堵漏成功率达86.7%。下面以元坝701井为例介绍弹性孔网材料的应用情况。
元坝701井是位于四川盆地川北坳陷九龙山背斜南的一口评价井，目的层为下二叠统茅口组三段，设计井深6 845.00 m。该区块陆相地层自流井组—须家河组地层中有高压低渗裂缝性气藏，岩性分布比较复杂，砂砾岩储层发育，岩石以灰色钙屑砂岩、碳酸盐为主，且多为钙质胶结，灰质含量较高；高角度裂缝发育，裂缝的发育程度和分布规模不均一；钻井液安全密度窗口窄，常出现井漏、井涌同存的问题。
元坝701井采用密度为1.96 kg/L的钻井液钻至自流井组东岳庙段3 834.76 m发生漏失，漏速24 m3/h，累计漏失钻井液38.0 m3；短起5柱，配制堵漏浆进行桥浆堵漏，堵漏浆配方为：井浆+4%核桃壳（1.0～3.0 mm）+3%核桃壳(0.5～1.0 mm)+4%酸溶暂堵剂+4%承压封堵剂+2%刚性堵漏剂（2.0～3.0 mm）+2%橡胶颗粒（0.5～1.0 mm）+2%木质纤维素+3%超细碳酸钙。注入堵漏浆后静止堵漏，静止6 h后下钻到底小排量循环不漏，排量提高至正常钻进排量45 L/s时发生漏失，漏速13 m3/h。鉴于即将钻进须家河组高压地层，钻井液密度需提至2.10 kg/L以上，配制40 m3堵漏浆进行承压堵漏，承压堵漏浆配方为：井浆+0.08%弹性孔网材料+5.00%核桃壳（1.0～3.0 mm）+4.00%核桃壳（0.5～1.0 mm）+4.00%酸溶暂堵剂+4.00%承压封堵剂+2.00%刚性堵漏剂（2.0～3.0 mm）+3.00%弹性颗粒+3.00%木质纤维素+5.00%超细碳酸钙。具体施工程序为：光钻杆下至3 700 m，泵入33.0 m3堵漏浆，泵入期间环空返浆，泵注完堵漏浆后替入35.0 m3井浆；然后起钻至3 300 m，关井正挤憋压，累计泵入10次共8.2 m3钻井液，立压保持在6.23 MPa，开井循环不漏失，换算井底压力当量密度最高为2.13 kg/L。
堵漏成功后更换钻具组合，下钻到底正常钻进排量循环不漏失，钻进至须家河组地层前逐渐将钻井液密度提高至2.12 kg/L，三开顺利钻穿须家河组地层，未发生漏失等井下复杂情况。
5. 结论与建议
1）弹性孔网材料具有较好的压缩回弹性能，在压差作用下能够挤入裂缝，变缝为孔，增强堵漏材料在裂缝中的滞留能力，提高了裂缝封堵效果。
2）现场多口井的应用结果表明，弹性孔网材料配合其他填充堵漏材料进行堵漏，对裂缝性漏失的堵漏效果更显著。
3）弹性孔网材料密度小，现场使用时添加到钻井液中后需长时间搅拌才能混合均匀，建议开展现场施工工艺研究，以提高堵漏时效。
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图 1 层内生气试验装置
A. 水浴锅；B. 广口烧瓶；C. 酸式滴定管；D. 二口烧瓶；E. 量筒；a. 清水；b. 生气剂溶液；c. 释气剂或缓释体系
Figure 1. Experimental device of in-situ CO2
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图 2 不同发泡剂在不同加量下的发泡体积
Figure 2. Changes of foaming volume with the concentration of different foaming agents
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图 3 不同发泡剂在不同加量下的析液半衰期
Figure 3. Changes of half-life time with the concentration of different foaming agents
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图 5 泡沫加入不同稳定剂后的封堵性能
Figure 5. Comparison of plugging performance of plugging systems with different stabilizers
表 1 不同生气体系的生气效果（60 ℃）
Table 1 Statistics of system components and gas generation effects (60℃)
生气体系 生气量/mL 理论生气量/mL 生气效率，% 生气剂A+释气剂D 279 290 96.2 生气剂B+释气剂D 280 290 96.6 生气剂C+释气剂D 279 290 96.2 生气剂A+释气剂E 242 290 83.4 生气剂B+释气剂E 249 290 85.9 生气剂C+释气剂E 267 290 92.1 生气剂A+释气剂F 66 290 22.8 生气剂B+释气剂F 78 290 26.9 生气剂C+释气剂F 123 290 42.4 
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表 2 B1井层内生成CO2注入段塞组合
Table 2 Slug formation form in-situ CO2 generation in Well B1
注入顺序 生气剂体积/m3 隔离水体积/m3 释气剂体积/m3 段塞1 60 3 60 段塞2 60 3 60 段塞3 60 3 60 段塞4 30 3 30 段塞5 30 3 30 段塞6 30 3 30 段塞7 30 3 30
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表 3 层内生成CO2调驱技术应用前后注水井B1井吸水剖面测试结果
Table 3 Comparison of water absorption profile in Well B1 before and after measurement of in-situ CO2 generation
小层号 吸水量占比，% 应用前 应用后 1 25 5 2 1 9 3 69 13 4 5 73
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