渤海P油田层内生成CO2调驱技术

郑玉飞, 李翔, 徐景亮, 于萌

郑玉飞, 李翔, 徐景亮, 于萌. 渤海P油田层内生成CO2调驱技术[J]. 石油钻探技术, 2020, 48(2): 108-112. DOI: 10.11911/syztjs.2020015
引用本文: 郑玉飞, 李翔, 徐景亮, 于萌. 渤海P油田层内生成CO2调驱技术[J]. 石油钻探技术, 2020, 48(2): 108-112. DOI: 10.11911/syztjs.2020015
ZHENG Yufei, LI Xiang, XU Jingliang, YU Meng. In-Situ CO2 Generation Technology in Bohai P Oilfield[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(2): 108-112. DOI: 10.11911/syztjs.2020015
Citation: ZHENG Yufei, LI Xiang, XU Jingliang, YU Meng. In-Situ CO2 Generation Technology in Bohai P Oilfield[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(2): 108-112. DOI: 10.11911/syztjs.2020015

渤海P油田层内生成CO2调驱技术

基金项目: 国家科技重大专项课题“渤海油田高效开发示范工程”(编号:2016ZX05058-003)、中海油服科技攻关项目“SZ36-1油田层内生成CO2调驱关键技术优化研究及应用”(编号:YSB15YF002)和“N+1轮层内生成CO2调驱效果优化研究与应用”(编号:YSB19YF019)部分研究内容
详细信息
    作者简介:

    郑玉飞(1986—),男,山东日照人,2010年毕业于中国石油大学(华东)应用化学专业,2013年获中国石油大学(华东)油气田开发工程专业硕士学位,工程师,主要从事海上油田增产增注技术研究。E-mail:zhengyf4@cosl.com.cn

    通讯作者:

    李翔,lixiang20@cosl.com.cn

  • 中图分类号: TE357.4

In-Situ CO2 Generation Technology in Bohai P Oilfield

  • 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.

  • 渤海P油田位于渤海中南部海域,由多个断块组合而成,在纵横向上具有多套油水系统,属于典型的疏松砂岩稠油油藏,以陆相河流相、三角洲相沉积为主,平面及纵向非均质性强。该油田采用大段防砂、强注强采的开发模式,水驱开发效率低,目前油田综合含水率已达83.1%,但采出程度仅15.1%;另外,由于注入水水质差、注水强度高,致使注水井无机堵塞严重,注水压力长期居高不下,难以满足配注要求[1]

    为解决该问题,经广泛调研发现,层内生成CO2调驱技术无需天然气源、注入工艺简单,能够很好地克服常规CO2驱的局限性,得到国内外学者的广泛关注,并开展了相关研究和矿场试验[2-6]。1999年,Kh. Kh. Gumersky等人[7]最先发现碳酸(氢)盐在地层条件下能够与酸发生反应生成大量的CO2,并于2000–2004年在Novo-Pokursky油田开展了矿场驱油试验,3个月累计增油量超过2 700 t;2010年,B. J. B. Shiau等人[8]系统研究了可在储层自发生成CO2的氨基甲酸铵和氨基甲酸甲酯等化学药剂及其调驱机理。国内也相继开展了层内生成CO2调驱技术研究和先导性试验,邓建华等人[9]依据层内生成CO2的机理研制了KD-79单液生CO2体系和KD-79双液生CO2体系,驱替试验表明,这2种体系都可以起到调剖、驱油的作用;赵仁保等人[10]利用填砂管进行了层内自生CO2的试验研究,结果表明向生CO2体系中添加起泡剂可有效控制CO2气体在高渗管中的窜流;2008年3月开始,河南油田魏岗和江河井区的9口井实施了层内生CO2深部解堵增注措施,措施后平均注入压力为3.64 MPa,累计增注量61 179 m3,有效期长达322 d[11];2016年,李文轩等人[12]通过室内试验筛选出以盐酸和小苏打为主剂的层内自生CO2解堵体系,矿场试验表明,该体系具有优良的的暂堵分流能力和增油效果。

    笔者针对渤海P油田的储层特征及开发特点,提出采用集调剖、驱油、增注于一体的层内生成CO2调驱技术,然后通过室内试验优选了适用于渤海P油田的生CO2体系及配套的泡沫体系,并将其规模化应用于现场,取得了良好的调整注水井吸水剖面、降压增注和稳油控水效果,为渤海P油田的高效开发提供了技术手段。

    层内生成CO2调驱技术通过向目的层分段塞交替注入生气剂和释气剂,2种药剂在油层内发生化学反应放热并释放出CO2气体,与注入的发泡体系共同作用于油层。该技术在保留常规CO2驱优点的同时克服了其缺点,能够同时实现近井调剖、解堵和远井驱油的功能,其具体作用原理如下:

    1)解堵作用。生气剂和释气剂反应放热可解除有机堵塞,起降压增注作用。

    2)调剖作用。生成的CO2与发泡体系作用形成CO2泡沫,并与添加的稳定剂配合,可以封堵高渗层,改善水驱效果。

    3)驱油作用。CO2溶于原油,使原油体积膨胀,原油黏度和油水界面张力降低。

    4)降黏作用。生气剂与释气剂发生化学反应放出的热量可以降低原油的黏度。

    针对渤海P油田储层非均质性严重和近井地带污染等问题,根据调剖、解堵和驱油一体化的思路,进行层内生气调剖关键技术研究,主要进行了生气体系优选、泡沫体系筛选和稳定剂优选。

    利用化学反应釜考察了生气剂和释气剂对生气量和生气速率的影响,以获得最优生气体系。层内生气试验装置如图1所示。

    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

    分别选用相同浓度的生气剂A,B和C与释气剂D,E和F,预先将生气剂A,B和C溶液置于图1中的广口烧瓶中,然后用酸式滴定管加入相同浓度的释气剂D,E和F,考察其生气量和生气效率,60 ℃下的生气效果见表1

    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D27929096.2
    生气剂B+释气剂D28029096.6
    生气剂C+释气剂D27929096.2
    生气剂A+释气剂E24229083.4
    生气剂B+释气剂E24929085.9
    生气剂C+释气剂E26729092.1
    生气剂A+释气剂F 6629022.8
    生气剂B+释气剂F 7829026.9
    生气剂C+释气剂F12329042.4
    下载: 导出CSV 
    | 显示表格

    表1可以看出,生气剂A,B和C与释气剂D反应的生气量最大,生气效率最高,生气量在280 mL左右,生气效率均达到96.0%以上。考虑经济性和稳定性,选择生气剂A+释气剂D的生气体系。

    在100 mL模拟地层水中分别加入不同量的发泡剂,配制成发泡剂溶液,采用Waring Blender法考察其发泡体积和析液半衰期,结果如图2图3所示。

    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
    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

    图2图3可以看出,发泡剂加量较小时,不同发泡剂的发泡体积和析液半衰期均随着加量增加而增加;但发泡剂加量过大时,其发泡体积和析液半衰期反而略有下降。这是因为发泡剂加量增加到一定程度时,其分子在气液表面排列的无序度增加,致密度降低,造成泡沫液膜强度减弱,稳定性随之降低。从图2图3还可以看出:发泡剂2~5不仅发泡体积大,且泡沫的稳定性好,因此选取发泡剂2~5进行复配,进行下一步筛选。

    发泡剂加量控制在0.3%,将发泡剂2~5分别以2∶1和1∶2的比例进行复配,考察复配后的发泡性能,结果如图4所示(图4中,发泡体系1为发泡剂2和发泡剂3按2∶1复配;发泡体系2为发泡剂2和发泡剂3按1∶2复配;发泡体系3为发泡剂2和起泡剂4按2∶1复配;发泡体系4为发泡剂2和发泡剂4按1∶2复配;发泡体系5为发泡剂2和发泡剂5按2∶1复配;发泡体系6为发泡剂2和发泡剂5按1∶2复配;发泡体系7为发泡剂3和发泡剂4按2∶1复配;发泡体系8为发泡剂3和发泡剂4按1∶2复配;发泡体系9为发泡剂3和发泡剂5按2∶1复配;发泡体系10为发泡剂3和发泡剂5按1∶2复配;发泡体系11为发泡剂4和发泡剂5按2∶1复配;发泡体系12为发泡剂4和发泡剂5按1∶2复配)。从图4可以看出,发泡体系5(发泡剂2和发泡剂5以2∶1的比例复配)的发泡体积为740 mL,析液半衰期达219 s,表现出优良的协同效应。因此,选0.2%发泡剂2+0.1%发泡剂5作为发泡体系。

    图  4  不同发泡体系的发泡体积和半衰期
    Figure  4.  Foam volume and half-life of different foaming systems

    为保证泡沫在渗流过程中能封堵优势渗流通道,需要加入稳定剂。利用渗透率2 000~10 000 mD的填砂模型进行流动试验,考察泡沫加入不同稳定剂后对不同渗透率渗流通道的封堵能力,结果如图5所示。从图5可以看出,泡沫加入稳定剂1对高渗渗流通道的封堵率基本保持在90%左右,封堵性能最好;泡沫加入稳定剂2对低渗渗流通道的封堵性较好,但由于其溶解性好,易被冲刷,封堵率随渗透率升高下降很快,稳定性较差;泡沫加入稳定剂3和稳定剂4的封堵性能比加入稳定剂1差,但比加入稳定剂2强。综上所述,选用稳定剂1。

    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

    渤海P油田先后进行了5批次15井组的层内生成CO2调驱作业,累计注入调剖剂15 423 m3,措施后累计增注量69 986 m3,累计增油量达33 413 m3,措施成功率100%,取得了显著的调剖、降压增注和稳油控水效果。下面以渤海P油田B1注采井组为例介绍该技术的具体应用情况。

    根据渤海P油田B1注采井组的地质油藏特征,利用室内优选的生气体系和发泡体系,进行层内生成CO2方案设计,以降低该井组注水井的注入压力,增加注水量的同时提高驱油效率,提高油井产油量。具体步骤为:

    1)根据注水井和生产井的井距、注水层有效厚度、油层孔隙度等油藏资料,利用层内生成CO2数学模型,计算出措施井注入药剂的量。

    2)根据井组的具体情况确定药剂的段塞组合,以确保药剂在地层中能充分混合反应。B1注采井组注水井B1井的注入段塞组合如表2所示。

    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160360
    段塞260360
    段塞360360
    段塞430330
    段塞530330
    段塞630330
    段塞730330
    下载: 导出CSV 
    | 显示表格

    3)按照设计在钻井液池中配制药剂溶液,分别使用钻井泵和酸化泵以油管正注的方式将生气剂、释气剂和稳定剂笼统注入目的层位,作业方式为不动管柱作业,施工周期短,作业成本低。

    4)注入过程中根据现场地层吸水测试结果不断优化药剂注入排量。前期控制注入速度,使药剂优先进入高渗层进行封堵;后期适当提高注入速度,启动低渗层。

    表3为B1注采井组注水井B1井应用层内生成CO2调驱技术前后吸水剖面测试结果。由表3可知,应用层内生成CO2调驱技术后,强吸水层的吸水能力降低,弱吸水层的吸水能力增强,如吸水能力较弱的第4小层的吸水量占比大幅提高(从5%增至73%),而主力吸水层第3小层的吸水量占比显著减小(从69%降至13%),表明层内生成CO2调驱技术取得了良好的调剖效果。

    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
    125 5
    2 1 9
    36913
    4 573
    下载: 导出CSV 
    | 显示表格

    应用层内生成CO2调驱技术后,注水井B1井的视吸水指数提高了24.6%,累计增注量达20 721 m3。与注水井B1井对应的8口受效生产井累计净增油量2 430 m3,考虑递减后的增油量4 724 m3,平均有效期长达5个月。

    1)针对渤海P油田注水开发存在的问题,采用了集调剖、驱油和增注于一体的层内生成CO2调驱技术,通过室内试验优选出了层内生成CO2体系配方:生气剂A+释气剂D构成生气体系,0.2%起泡剂2+0.1%发泡剂5+稳定剂1构成发泡体系。

    2)现场应用表明,层内生成CO2调驱技术可以解决渤海P油田注水开发存在的问题,建议在该油田推广应用。

  • 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

    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

    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

    图  4   不同发泡体系的发泡体积和半衰期

    Figure  4.   Foam volume and half-life of different foaming systems

    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D27929096.2
    生气剂B+释气剂D28029096.6
    生气剂C+释气剂D27929096.2
    生气剂A+释气剂E24229083.4
    生气剂B+释气剂E24929085.9
    生气剂C+释气剂E26729092.1
    生气剂A+释气剂F 6629022.8
    生气剂B+释气剂F 7829026.9
    生气剂C+释气剂F12329042.4
    下载: 导出CSV

    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160360
    段塞260360
    段塞360360
    段塞430330
    段塞530330
    段塞630330
    段塞730330
    下载: 导出CSV

    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
    125 5
    2 1 9
    36913
    4 573
    下载: 导出CSV
  • [1] 梁丹,吕鑫,蒋珊珊,等. 渤海油田分级组合深部调剖技术[J]. 石油钻探技术, 2015, 43(2): 104–109.

    LIANG Dan, LYU Xin, JIANG Shanshan, et al. The technology of classified combination of deep profile control in the Bohai Oilfield[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2015, 43(2): 104–109.

    [2] 张博,徐景亮,李翔,等. 层内生成CO2技术提高采收率机理研究及应用[J]. 西安石油大学学报(自然科学版), 2017, 32(3): 94–98.

    ZHANG Bo, XU Jingliang, LI Xiang, et al. Mechanism research and application of enhancing oil recovery by in-situ CO2 generating technology[J]. Journal of Xi’an Shiyou University(Natural Science Edition), 2017, 32(3): 94–98.

    [3] 杨寨,郑玉飞. 渤海油田多轮次层内生成CO2调驱效果优化研究[J]. 断块油气田, 2019, 26(1): 123–126.

    YANG Zhai, ZHENG Yufei. Study on multi-round profile control effect optimization of in-situ carbon dioxide generation in Bohai Oilfield[J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2019, 26(1): 123–126.

    [4] 薄其众, 戴涛,杨勇,等. 胜利油田樊142块特低渗透油藏CO2驱油储层压力动态变化研究[J]. 石油钻探技术, 2016, 44(6): 93–98.

    BO Qizhong, DAI Tao, YANG Yong, et al. Research on the changes in formation pressure performance of CO2 flooding in the ultra-low permeability oil reservoir: Block Fan 142 of the Shengli Oilfield[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2016, 44(6): 93–98.

    [5] 王飞,李兆敏,李松岩,等. 自生热泡沫体系在多孔介质中协同作用机制[J]. 中国石油大学学报(自然科学版), 2016, 40(3): 130–135.

    WANG Fei, LI Zhaomin, LI Songyan, et al. Mechanism study of a chem-pyrogenic-foam system in porous media[J]. Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science), 2016, 40(3): 130–135.

    [6]

    JIA Xiaofei, MA Kuiqian, LIU Yingxian, et al. Enhance heavy oil recovery by in-situ carbon dioxide generation and application in China offshore oilfield[R]. SPE 165215, 2013.

    [7]

    GUMERSKY Kh Kh, DZHAFAROV I S, SHAKHVERDIEV A Kh, et al. In-situ generation of carbon dioxide: new way to increase oil recovery[R]. SPE 65170, 2000.

    [8]

    SHIAU B J B, HSU T, ROBERT B L, et al. Improved chemical flood efficiency by in situ CO2 generation[R]. SPE 129893, 2010.

    [9] 邓建华,赵健,庄羽竹,等. 层内自生CO2吞吐技术室内研究[J]. 内蒙古石油化工, 2013(19): 101–103.

    DENG Jianhua, ZHAO Jian, ZHUANG Yuzhu, et al. Laboratory study on in-layer self-generating CO2 huff and puff technology[J]. Inner Mongulia Petrochemical Industry, 2013(19): 101–103.

    [10] 赵仁保,岳湘安,侯吉瑞,等. 自生气凝胶泡沫体系单液法深部调剖剂可行性研究[J]. 油田化学, 2005, 22(4): 362–365. doi: 10.3969/j.issn.1000-4092.2005.04.020

    ZHAO Renbao, YUE Xiang’an, HOU Jirui, et al. Feasibility study of authigenic gas gelling/foaming fluid as indepth profiling agent injected in single slug[J]. Oilfield Chemistry, 2005, 22(4): 362–365. doi: 10.3969/j.issn.1000-4092.2005.04.020

    [11] 张国萍,肖良,胡艳霞,等. 层内生气提高采收率技术在中原断块油田的应用[J]. 油气地质与采收率, 2004, 11(5): 60–61. doi: 10.3969/j.issn.1009-9603.2004.05.021

    ZHANG Guoping, XIAO Liang, HU Yanxia, et al. Applications of in situ gas generating for enhanced oil recovery to Zhongyuan faulted block oilfield[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2004, 11(5): 60–61. doi: 10.3969/j.issn.1009-9603.2004.05.021

    [12] 李文轩,秦延才,毛源,等. 一种新型地下自生泡沫酸化技术的研究与应用[J]. 钻采工艺, 2016, 39(4): 35–37. doi: 10.3969/J.ISSN.1006-768X.2016.04.11

    LI Wenxuan, QIN Yancai, MAO Yuan, et al. Research and application of a new type of underground self-generating foam acidification technology[J]. Drilling & Production Technology, 2016, 39(4): 35–37. doi: 10.3969/J.ISSN.1006-768X.2016.04.11

  • 期刊类型引用(5)

    1. 刘正伟,余常燕,余琦昌,梁云,王勇. 页岩油藏提高采收率技术现状、瓶颈及对策. 化学工程师. 2024(06): 64-68 . 百度学术
    2. 张佳亮,葛洪魁,张衍君,何吉祥. 吉木萨尔页岩油注入介质梯级提采实验评价. 石油钻采工艺. 2023(02): 244-250+258 . 百度学术
    3. 姚光明,郭程飞,赵聪,高泽. 不同泡沫体系油藏适应性数值模拟. 断块油气田. 2023(05): 868-873 . 百度学术
    4. 窦卓颖,杨正明,张亚蒲,刘莉. 页岩油不同注气介质吞吐技术研究进展. 天然气与石油. 2023(06): 73-81 . 百度学术
    5. 李菊花,王洁,梁成钢,陈依伟,张金凤,胡可. 新疆吉木萨尔页岩油藏注CO_2驱最小混相压力的确定. 长江大学学报(自然科学版). 2022(05): 37-44 . 百度学术

    其他类型引用(3)

图(5)  /  表(3)
计量
  • 文章访问数:  954
  • HTML全文浏览量:  324
  • PDF下载量:  43
  • 被引次数: 8
出版历程
  • 收稿日期:  2019-09-12
  • 修回日期:  2019-12-11
  • 网络出版日期:  2020-03-08
  • 刊出日期:  2020-02-29

目录

/

返回文章
返回