2017, Vol. 39
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延长油田主要开发层系为侏罗系延安组的延4+5~延10油层组和三叠系延长组的长1~长10油层组，该类储层微观孔隙结构复杂，喉道细小，油层埋藏浅、压力系数低(一般在0.65~0.90)，主要为特低渗透储层，其中特渗/超低渗储量占总探明储量的85%，开发难度大，平均单井日产油仅为0.4 t，且延长油田水资源匮乏，地面条件恶劣，整体注水滞后，井网不完善，水淹水窜现象严重，严重制约了油田的高效开发。
二氧化碳驱作为提高采收率的重要技术之一，能够显著降低原油黏度，改善流度比，使原油体积膨胀，降低界面张力等技术在低渗透油田开采方面具有较大的优势，在国内外油田具有很好的应用效果，能显著提高特低渗透非均质性油藏采收率。由于二氧化碳驱在特低渗透油藏应用过程中，容易沿高渗透带窜流，导致注入二氧化碳驱气体过早突破，大大降低了驱油效果[1-4]，因此，如何解决气窜问题是二氧化碳驱驱油技术在矿场能否成功的关键问题[5-8]。国内外学者对气体窜流的抑制方法主要包括气水交替注入、气体增稠、泡沫封堵、聚合物凝胶封堵等，但对特低渗透非均质油藏中二氧化碳驱的窜逸规律研究较少[9-13]。
针对特低渗透油藏非均质性严重、自然裂缝、人工裂缝发育等特征，以延长油田目标区块实际油藏特征为基础，建立不同渗透率级差下的非均质性模型，高渗透层气窜模型、裂缝型模型，通过室内实验，模拟特低渗透油藏储层的非均质性和裂缝特征，测试二氧化碳在储层非均质性和裂缝中的气窜现象和驱油效果，分析不同阶段见气时间、气窜时间对采出程度的影响规律，并在此基础上采用地层水、淀粉、不饱和单体、交联剂、成胶控制剂等组分在模拟油藏温度和矿化度条件下，开展二氧化碳封窜实验研究，选用高强度高性能封窜剂乙二胺在不同渗透类型岩芯模型进行二氧化碳封窜控制实验，评价封窜剂体系性能及对二氧化碳驱油效果的改善程度，本研究对类似油藏二氧化碳驱具有重要的借鉴意义。
1 实验器材及步骤 1.1 实验器材以延长油田特低渗透油藏为实验目标，在模拟矿场压力条件下，设计5种不同渗透率级差组合，测试不同渗透率级差下的窜逸时间，得出渗透率与CO2窜逸速度的关系，实验设备包括：高压恒速恒压泵，中间容器(1 000 mL)5个，六通阀2个，4.5 cm×4.5 cm岩芯夹持器2个，回压阀，手摇泵，气液分离装置，气体计量装置，液体收集装置，传感器及配套计算机设备，管线若干，驱替实验装置及流程如图 1所示。
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| 图1 驱替实验装置及流程 Fig. 1 The experimental device and process of heterogeneous displacement |
相同注气压差下，二氧化碳在不同渗透率级差下的气窜及采出程度情况，出口压力保持7 MPa，入口压力为10 MPa，实验过程为：(1)选取满足渗透率要求的岩芯，烘干，测量长宽高，计算视体积。
(2) 分别抽真空，饱和地层水，计算孔隙体积。
(3) 水测渗透率；饱和油，计算含油饱和度。
(4) 按图示装置连接好管线，选取符合渗透率要求的岩芯置于高低渗的岩芯夹持器中。
(5) 两组岩芯用同样的入口压力进行二氧化碳驱油，将出口端压力通过回压阀控制在7 MPa，恒压泵设定恒定注入压力，恒压开始驱替，计时开始。
(6) 出口端连接气液分离装置，分别记录及计量出口端液体与气体，然后记录出口端见气及气窜时间。
(7) 气驱至到出口端不出油，停止驱替，记录出油体积，计算气驱采出程度。
1.3 实验数据与结果分析实验的低渗透层采用基质渗透率，高渗透层采用不同渗透率的岩芯以形成不同级差，岩芯驱替数据见表 1。
| 表1 岩芯驱替数据 Table 1 Core displacement data |
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在实验中，高渗透层达到100 mD以后，由于岩芯的非均质性，容易气窜，只能驱替出很小一部分油。在岩芯饱和油造缝以后，气体直接从裂缝中窜流，基质中的原油无法被波及到。图 2为渗透率级差与采出程度的变化关系曲线。
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| 图2 渗透率级差与采出程度的变化关系 Fig. 2 The relationship between the permeability differential and the recovery |
在优选的实验压力下，在渗透率级差较小的情况时，总的采出程度随着渗透率级差的增加而降低。实验中，当级差大于100以后，采出程度下降快，气窜严重，采出程度很低。因此，封堵裂缝、大孔道等窜流通道，提高波及体积，成为二氧化碳驱在油藏中采油效果的关键[14-16]。
2 二氧化碳封窜实验研究由于延长油田水资源匮乏，注水速度跟不上开发进度，导致注水滞后，加之井网不完善，油层水淹水窜严重，相比注水油田开发，二氧化碳驱油技术在延长油田有着无法比拟的优势，应用前景广泛。目前延长油田已经实现二氧化碳驱油技术由室内实验研究应用到矿场实践。以目标油田矿场实际条件为基础，通过室内物理研究，开展封窜实验研究，筛选高强度高性能堵剂对高渗透层/裂缝带进行有效封堵，以期扩大CO2驱在基质中的波及体积。
2.1 封窜剂(乙二胺)的静态评价实验采用小分子有机胺—乙二胺体系封窜剂，该物质溶液初始黏度低，能够进入低渗透层二氧化碳气窜通道，与二氧化碳生成盐，封堵窜流通道。堵剂的静态评价的实验温度为45℃。实验装置见图 3，反应时黏度曲线见图 4，主要实验步骤为：(1)选取一定量的胺溶液放入开口容器中；(2)将开口容器放入反应容器中，然后通入二氧化碳，通过加压容器将压力保持的设计的压力点；(3)静置24 h。反应的产物分为黄褐色的黏稠液体(图 5a)和黏附在壁面上的白色晶体(图 5b)两种存在形式。
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| 图3 乙二胺静态评价装置 Fig. 3 Ethylenediamine static evaluation device |
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| 图4 反应时乙二胺碳酸盐溶液黏度曲线 Fig. 4 Ethylenediamine carbonate viscous liquid viscosity curve |
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| 图5 反应生成物 Fig. 5 Reaction products |
由图 4可知，在反应7.34 s后，溶液体系黏度稳定，约14 000 mPa·s。在反应后，测得体系的黏度非常大，可在实验及油藏条件下，封堵二氧化碳的窜流通道。
2.2 封窜剂(乙二胺)封堵机理乙二胺初始黏度低，容易进入低渗油藏。渗透率高的气窜通道中二氧化碳浓度较高，是反应发生的主要空间，反应发生后生成物滞留在高渗层或者较大孔道中，从而有效封堵气窜通道；而渗透率相对较低区域二氧化碳浓度低，反应生成物产量较小或不易发生反应，因而不会对低渗层产生封堵。乙二胺为强碱，遇酸易成盐，能吸收空气中的潮气和二氧化碳生成不挥发的有机胺盐。
无地层水和有地层水时生成物见图 6。由图 6可见，有地层水时生成物的黏度明显比无地层水铵盐黏度要大的多。这是是由于离子的架桥作用，使得体系黏度增加，说明少量地层水存在有助于铵盐封堵地层。
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| 图6 无地层水和有地层水时的生成物 Fig. 6 Product in conditions of with/without formation water |
图 7为乙二胺突破压力实验曲线。由图 7可见，气体最终突破乙二胺封堵时压力约为9.5 MPa，说明乙二胺对高渗层具有非常好的封堵性，在较大的压力范围内能够阻止气体窜逸。
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| 图7 乙二胺突破压力实验曲线 Fig. 7 Curve of ethylenediamine breakthrough pressure experiment |
| 表2 实验基础数据 Table 2 Core based data |
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| 表3 注入性能适应性评价 Table 3 Adaptive performance evaluation |
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图 8为1.56 mD的岩芯(无隔离段塞)注入压力曲线。由图 8可知，该渗透率下直接注入乙二胺体系比较困难，在注入少量(实验中约为5~6 mL)溶液后，压力上升很快，说明入口端被封堵，其原因是岩芯孔隙中二氧化碳与乙二胺发生反应生成物堵住了孔道，阻碍后续体系的注入，岩芯入口端全部被黑色物质堵死，乙二胺波及体积小，只是在端面附近有盐生成(图 9)。
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| 图8 1.56 mD岩芯在0.2 mL/min下的注入曲线 Fig. 8 1.56 mD core injection curve under 0.2 mL/min |
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| 图9 岩芯驱替效果图 Fig. 9 Core displacement effect |
因此，为防止乙二胺与二氧化碳反应速度过快，在注入乙二胺之前先注入一定量的乙醇作为隔离段塞，再注入乙二胺，注入结束后注入一定量的后续段塞。
由1.37 mD的岩芯(有隔离段塞)注入压力曲线(图 10)可知，以0.2 mL/min的流速注入时，注入压力最终平稳在12.0 MPa，说明该渗透率下乙二胺的注入性能良好，岩芯气窜时气体的稳定流速为256 mL/min，封堵后二氧化碳驱出口端气窜的稳定流速为38 mL/min，出水量2.5 mL，原油4.6 mL，采出程度增加了7.1%。
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| 图10 1.37 mD岩芯在0.2 mL/min下的注入曲线 Fig. 10 1.37 mD core injection curve under 0.2 mL/min |
该岩芯总共注入0.2 PV乙二胺，岩芯截面见图 11，实验计算测量乙二胺进入岩芯深度约20 cm。
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| 图11 注入体系在岩芯的分布效果 Fig. 11 Core displacement effect |
随着渗透率的增加，乙二胺的注入压力越大，在渗透率为5.0 mD时加入保护段塞注入0.2 PV时的注入压力为5.3 MPa，表明乙二胺在高渗层的注入性良好，低渗层很难进入。
3.2 封窜剂体系的波及情况在渗透率为6.00 mD的多孔介质中，以0.2 mL/min速度注入不同量时乙二胺的波及情况见图 12。
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| 图12 注入体系在岩芯的波及效果 Fig. 12 Different injection plugging agent injection effect |
由于小分子胺具有挥发性，在岩芯中的扩散能力很强，因此向岩芯中注入乙二胺后能较大地提高波及体积。
图 13为气体封堵率与渗透率的关系曲线，图 14为采出程度随渗透率的变化曲线。
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| 图13 气体封堵率与渗透率关系曲线 Fig. 13 Gas block rate and permeability curve |
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| 图14 采出程度随渗透率变化关系曲线 Fig. 14 Recovery degree change with permeability curve |
由图 13和图 14可知，由于乙二胺与孔隙中的二氧化碳生成盐，封堵了高渗带，气窜速度明显降低。实验中，岩芯出口端气窜时气体的流速平均降低80%，且随着渗透率的增加，封窜效果更好，扩大了波及体积，在封窜之后的二氧化碳后续驱油中，提高采出程度达7%~11%，驱油效果显著提高。
为了更好地对封窜剂的驱油效果进行综合评价，改进方案，在用改性淀粉调堵裂缝的基础上，继续用乙二胺封堵高渗通道，考察实验效果。
改进的封堵方案为：封堵裂缝：注入量30 mL，注入压力2.5 MPa。封堵高渗通道：酒精10 mL+乙二胺60 mL+酒精10 mL；注入压力5.6 MPa。
实验用天然方岩芯参数为：孔隙体积255 cm3；形状78.0 cm×4.4 cm×4.4 cm；孔隙度14.88%；渗透率4.52 mD；饱和油体积120 mL；含油饱和度47%，驱替数据见表 4，天然方岩芯驱替剖面见图 15。
| 表4 天然方岩芯实验驱替数据 Table 4 Natural core displacement experiment data |
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| 图15 天然方岩芯驱替剖面图 Fig. 15 Natural core displacement profile |
调剖后和高渗层调剖后驱替实验曲线见图 16和图 17。由图 16和图 17可知，淀粉堵剂很好地封堵了裂缝通道，有机胺体系很好地封堵了基质高渗透层，封窜驱油后采油量达到了63 mL。实验中，累计采出程度为53.5%。室内实验表明，改进的封堵方案的最终采出程度比常规气驱提高了近30%。因此，淀粉堵剂+有机胺体系在裂缝性特低渗油藏提高采出程度方面具有较好的效果。
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| 图16 调剖后驱替实验曲线 Fig. 16 Profile control after displacement experiment curve |
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| 图17 高渗层调剖后驱替实验曲线 Fig. 17 High permeability layer displacement experiment curve after profile control |
(1) 油藏非均质性能极大低降低气驱效果，当级差大于100以后，气窜严重，低渗层很难被波及到，采收率很低；封堵裂缝、大孔道等窜流通道，提高波及体积，成为二氧化碳驱在油藏中采油效果的关键。
(2) 优选乙二胺作为基质中相对高渗层的封窜剂，可与二氧化碳反应生成胺基甲酸盐(白色晶体和黏稠液体，黏度约14 000 mPa·s)，能够稳定封堵基质中高渗层的窜流。针对裂缝和基质中的窜逸，采用两级封窜可以有效扩大二氧化碳驱的波及体积，室内提高采收率30%以上。
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