海上油田多层系共同开发、储层厚度大，储层纵向非均质所导致的油水矛盾严重，大量剩余油未动用[1-2]。注气技术经过发展，在各类油藏成功应用，增油效果明显[3-4]。其中，CO2可实现超临界状态、与烃类混相，因此研究广泛[5-7]。自生CO2技术向地层注入反应液，在地层内生成CO2，不依赖气源、施工更灵活，药剂运输简便，减少CO2与设备的接触，以降低设备腐蚀，集污染层解堵和高渗层封堵于一体，增产机理更多元，可有效动用剩余油，提高油田采收率[8-10]。
根据产气原理的区别，自生CO2体系主要分为单液法和双液法，双液法产气效率更高、应用更成熟[11]。该技术不仅能使原油膨胀和降黏，还具有萃取轻烃、热解堵、封堵高渗层、气驱、表面活性剂驱等作用[12-13]，在国内外进行了较多的现场应用[14-16]。但该技术多轮次应用时，常出现增油效果逐轮次减弱的情况，而针对多轮次自生CO2调剖及储层纵向非均质性影响的研究较少，因此有必要分析其效果递减规律和纵向非均质性的影响[17-19]。
根据渤海油田的储层特征，使用大尺寸可视化平板物理模型和数值模拟模型，模拟多轮次自生CO2调剖的过程，分析了纵向非均质储层中多轮次自生CO2的调剖规律和剩余油分布规律，通过延长体系的反应时间以增加体系的作用距离，是改善多轮次调剖效果的有效方法。
自生CO2泡沫体系由生气剂和释气剂组成，根据路易斯酸碱理论，活性酸与碳酸盐接触生成碳酸，最终分解产生CO2；交替注入实现地层内反应生成CO2泡沫，以封堵高渗层、解堵污染层，利用大尺寸可视化平板模型模拟4轮次自生CO2泡沫调剖及后续水驱的过程，获得剩余油分布情况，分析调剖效果变差的原因。缓释剂的反应活性低于释气剂，因此缓释剂代替释气剂后与生气剂的反应速度低于释气剂，利用生气性能试验和岩心驱替试验，对比体系的反应时间对多轮次调剖的影响。
主要仪器：多功能驱替装置、大尺寸可视化平板模型、人工压制岩心、电子天平、滴定管等。
化学试剂：生气剂、释气剂、缓释剂和起泡剂均为工业品，由中海油服化学公司提供；石英砂；L油田注入水(离子组成见表 1)；L油田原油，60 ℃时黏度为212.4 mPa·s；染色白油；蒸馏水等。
装置流程如图 1所示，驱替步骤为：①模型下部充填0.212~0.425 mm的石英砂，上部充填0.106~0.212 mm的石英砂，之间用尼龙纱布网隔开；②在60 ℃下饱和L油田注入水，然后饱和染色白油，计算孔隙体积、孔隙度、饱和油体积和原始含油饱和度，具体参数见表 2；③水驱至产出液的含水率达到80%；④注入自生CO2泡沫调剖体系150 mL，段塞组合见表 3，然后水驱至产出液的含水率达到98%；⑤重复步骤④3次。记录模型的油水分布形态、驱替压力、产油和产水情况，计算各阶段的含水率及采收率。自生CO2泡沫调剖体系的组成(质量分数，下同)为：10%生气剂+10%释气剂(含1.5%起泡剂)。
用注入水配制10%的生气剂、释气剂和缓释剂溶液，将释气剂或缓释剂溶液加入酸式滴定管，生气剂溶液置于反应容器。缓慢滴加释气剂或缓释剂至反应容器内，收集反应气体，以气体体积不再增加的时间为反应时间。
岩心驱替步骤为：①称量岩心质量，然后抽真空，饱和L油田注入水，计算孔隙体积和孔隙度；②在60 ℃下饱和L油田原油，计算饱和油体积和原始含油饱和度；③水驱至产出液的含水率达到80%；④交替注入常规体系或优化体系0.3 PV，然后水驱至产出液的含水率达到98%；⑤重复步骤④3次，记录产出情况。常规体系组成为：10%生气剂+10%释气剂(含1.5%起泡剂)。优化体系组成为：10%生气剂+10%缓释剂(含1.5%起泡剂)。
大尺寸可视化平板模型以俯视的视角记录驱替过程中低渗层的剩余油分布情况，结果如图 2~图 4所示(左上角为注入端，右下角为采出端)，采收率结果见表 4，注入压力曲线如图 5所示，含水率及采收率曲线如图 6所示。
从图 2可看出，图 2(a)和图 2(b)的变化微小，说明纵向非均质模型内，水驱时注入水在下部的高渗层流动，仅能波及高渗层，无法启动上部的低渗层。
在图 3(a)中，入口端附近(区域Ⅰ和区域Ⅱ)的颜色明显变浅，其他区域也略变浅，说明第一轮调剖时，高渗层被封堵，后续水驱阶段水流转入低渗层，低渗层的油被大量驱替出来。在图 3(b)中，距入口端更远的位置(区域Ⅲ和区域Ⅳ)颜色进一步变浅，说明第二轮调剖时，高渗层被进一步封堵，后续水驱阶段水流更多的转入低渗层，低渗层的波及面积扩大。在图 3(c)中，仅入口端附近颜色继续变浅，远离入口端的区域颜色变化较小，说明入口端附近的油基本被驱替干净，而调剖未继续扩大波及面积。在图 3(d)中，颜色变化微小。
图 4表明：低渗层的剩余油较多，无明显的水洗区域；高渗层的入口端和出口端剩余油很少，剩余油集中在两翼，入口端附近的颜色变蓝，说明调剖体系集中作用于此位置。
从图 5可看出，注入调剖体系时压力明显升高，后续水驱时压力波动，说明体系在入口端附近产生泡沫，注入压力增大，之后泡沫运移，封堵和消泡过程交替，因此，注入压力出现波动。
从图 6可看出，水驱时含水率呈上升趋势，结合表 4可知，此时采收率达34.94%。第1轮调剖体系注入及后续水驱时，含水率出现较大波动，增油效果明显，提高采收率达11.46%；之后随调剖轮次的增加，含水率波动减小，增油效果逐渐减弱，直至第4轮时失效。
综上所述：注入自生CO2泡沫调剖体系后，下部的高渗层被封堵，水流转入上部的低渗层，低渗层入口端的油被动用；但是该体系的作用距离较近，随着调剖轮次的增加，体系反复作用于入口端，未能有效动用深部的剩余油。
为了改善该体系的多轮次调剖效果，尝试延长体系的反应时间，以增加作用距离。用注入水配制生气剂、释气剂和缓释剂溶液，60 ℃下的生气性能评价结果见表 5。
由表 5可知，优化体系的生气量略低于常规体系，而反应时间大幅延长。
使用气测渗透率分别为1 000×10-3 μm2和4 000×10-3 μm2的双层非均质岩心，评价常规体系和优化体系的4轮次调剖性能，岩心参数见表 6，驱替结果如图 7和图 8所示。
从图 7和图 8可知，优化体系的前两轮次调剖效果与常规体系相似，但是后两轮次调剖，含水率仍明显下降，采收率大幅增加，采收率累计增加26.49%，明显高于常规体系的22.83%。因此，优化体系的调剖作用距离更远，对储层纵向非均质的适应性更好，多轮次深部调剖效果更优。
大尺寸可视化平板模型的驱替试验结果仅反映低渗层的剩余油分布情况，为研究高渗层的剩余油分布，结合可视化模型的驱替试验条件，利用数模软件CMG建立数值模型，进一步分析调剖体系的作用位置。
如图 9所示，建立20×20×4的网格，在平面(1，1)网格节点处设置注入井，在平面(20，20)网格节点处设置生产井，4个小层均射开，上部2个小层为低渗层，下部2个小层为高渗层，结合可视化模型参数、设置数值模型的初始参数见表 7。
通过物理模拟试验发现，生气剂与释气剂反应迅速，自生CO2泡沫调剖体系在生气剂和释气剂反应生成泡沫后发挥调剖效果，因此数值模拟使用CMG中的泡沫驱模块，叠加的贾敏效应使泡沫在较高的压力梯度下流动，将小孔喉中的油驱出。
数值模拟4轮次自生CO2泡沫调剖，各阶段采收率和物理模拟结果的对比见表 8。
由表 8可知，数值模拟结果与物理模拟结果基本一致，可以体现多轮次自生CO2泡沫调剖的过程，各阶段的平面含油饱和度情况如图 10和图 11所示。
从图 10可看出：水驱时主要驱替高渗层内的原油，高渗层的含油饱和度下降；低渗层的原油较少被驱替出来，含油饱和度变化微小。这与可视化模型驱替结果一致。
图 11所示为4轮次调剂的含油饱和度对比图。从图 11(a)可看出，低渗层入口端的含油饱和度下降，这与可视化模型驱替结果一致，但是高渗层中间区域的含油饱和度也下降，说明第1轮调剖时，注入水离开调剖范围后，又进入高渗层驱替原油。从图 11(b)可看出，高渗层靠近入口端的区域含油饱和度稍有下降，低渗层远离入口端的区域含油饱和度稍有下降，这比可视化模型驱替结果更直观，说明第2轮调剖扩大了作用范围，但注入水绕过调剖体系后仍很快又进入高渗层。从图 11(c)可看出，低渗层和高渗层的含油饱和度变化更小，且发生变化的区域基本都是第2轮调剖时变化的区域，说明第3轮调剖未明显扩大作用范围，且入口端附近的油早已被驱替干净，因此采收率增幅较小。从图 11(d)可看出，低渗层和高渗层的含油饱和度变化微小，说明第4轮调剖也未扩大作用范围。
综上所述，数值模拟的结果与物理模拟的结果一致，自生CO2泡沫体系仅能较短距离改变注入水的流向，其反复作用于高渗层入口端，未能进入模型更深的位置，未能启动深部的剩余油，是调剖效果逐轮次变差的原因。
(1) 针对海上油田储层纵向非均质的特征，利用可视化物理模型分析了多轮次自生CO2泡沫调剖的规律。结果表明：纵向非均质储层内，水驱未启动上部的低渗层，仅波及下部的高渗层；自生CO2泡沫体系可封堵高渗层、启动低渗层，但随着调剖轮次的增加，体系效果减弱；高渗层的剩余油最终集中于两翼，低渗层的剩余油分布均匀。
(2) 结合物理模型条件，利用数值模型研究了高渗层的剩余油变化和调剖体系的作用位置。结果表明，数值模拟结果与物理模拟结果一致，调剖效果随着轮次的增加而减弱，是因为该体系改变注入水流向的作用距离有限，多轮次调剖时未能随着轮次的增加而进入更深位置。
(3) 为了延长反应时间，以缓释剂代替释气剂组成优化体系，多轮次调剖的效果更好，表明其作用距离更远。建议继续优化该体系，延长反应时间、增加作用距离，提升多轮次应用的效果。
2022, Vol. 51 Issue (5): 110-116 2022, Vol. 51 Issue (5): 110-116