大庆石油地质与开发
Petroleum Geology ＆ Oilfield Development in Daqing
2023 年 8 月
第 42 卷第 4 期
Aug. ，2023
Vol. 42 No. 4
DOI ：10.19597/J.ISSN.1000-3754.202203059
海上砂岩油藏注自生CO 2体系
实验及提高采收率机理
郑玉飞1，2
李
翔1，2 刘文辉1，2
冯
轩1，2 宫汝祥1，2
王
硕1，2
（1.中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津
300459；2.海洋石油高效开发国家重点实验室，天津
300459）
摘要： 针对自生CO 2技术增产功能多元化、提高采收率机理认识不清的问题，综合利用理化性能评价、岩心驱替及结构表征实验，通过研究体系配方、界面张力、原油黏度、提高采收率效果及岩心孔喉结构的变化，明确了自生CO 2技术的主要增产机理。实验结果表明：自生CO 2体系中最佳的生气剂与释气剂物质的量浓度比为1∶2，最佳体系质量分数为21.5%，此时的CO 2生气效率接近最大值。自生CO
2体系在均质和非均质岩心中均具有良好的驱替效率，注入自生CO 2体系提高原油采收率（EOR ）的机理主要包括：①体系中的生气剂（碱性）可以降低原油与体系间的界面张力（IFT ）；②在地层中产生的CO 2会使原油膨胀、降低原油黏度；③生气剂与释气剂反应放热可溶解有机物并提高采收率，CO 2生成过程和清除堵塞引起的压力波动也有助于改变驱油路径、提高采收率。研究成果为自生CO 2的技术优化和矿场实践提供了依据。关
键
词：自生CO 2；EOR ；海上油田；机理研究
中图分类号：TE357.46    文献标识码：A    文章编号：1000-3754（2023）04-0113-09
In⁃situ CO 2 generation system injection experiment and EOR mechanism
for offshore sandstone reservoirs
ZHENG Yufei 1，2，LI Xiang 1，2，LIU Wenhui 1，2，FENG Xuan 1，2，GONG Ruxiang 1，2，WANG Shuo 1，
2
（1.Production Optimization Business Division of China Oilfield Service Limited ，Tianjin 300459，China ；
2.State Key Laboratory of Offshore Oil Exploitation ，Tianjin 300459，China ）
Abstract ：Facing the problem of unclear mechanism of enhanced oil recovery due to diversified stimulation functions of in ‑situ CO 2 generation technology ， the main stimulation mechanisms are determined comprehensively by physico‑chemical properties evaluation ， core displacement and structural characterization experiments ， and by study on system
formula ， interfacial tension ， oil viscosity ， enhanced recovery effect and changes of core pore throats structure. The results show that the optimum amount‑of‑substance concentration ratio of gas‑generating agent to gas‑releasing agent is 1∶2 and
the optimum system mass fraction is 21.5%， with gas generation efficiency close to the maximum value. In‑situ CO 2 generation system has high displacement efficiency in both homogeneous and heterogeneous cores. The EOR mechanism of in‑situ CO 2 generation system injection mainly includes ： ①gas‑generating agent(alkaline) reduces the interfacial tension
between oil and system(IFT)； ②the CO 2 produced in the formation expands the oil and reduces oil viscosity ； ③the heat
released by reaction of gas‑generating agent and gas‑releasing agent dissolves organic matter and increases recovery.The
收稿日期：2022-03-24  改回日期：2022-11-13
基金项目：中海油田服务股份有限公司科技项目“‘N+1’轮层内生成CO 2调驱效果优化研究与应用”（YSB19YF019）；中
海油田服务股份有限公司科技项目“海上陆相砂岩油藏均衡驱油技术研究与应用”（YSB20YF001）。
第一作者：郑玉飞，男，1986年生，硕士，高级工程师，从事海上油田提高采收率技术研究。
E -mail ：************************
2023年
大庆石油地质与开发pressure fluctuations in the process of CO 2 generation and clogs removing also h
elp changing the displacement path. The research results provide basis for optimization and field application of in‑situ CO 2 generation technology.Key words ： in‑situ CO 2 generation ； EOR ； offshore oilfield ； mechanism study
0　引言
CO 2驱是最常用的提高采收率技术之一［1‑2］，其
主要作用机理包括高压条件下CO 2能很好地溶于原油
使之膨胀降黏、CO 2萃取原油轻烃组分及在非混相驱中增加原油驱动力等［3‑5］。但目前CO 2驱仍存在诸多局限性。CO 2的黏度低、流动性强、极易在储层中窜进的特点导致波及体积很小［6］；油田附近普遍缺乏CO 2气源，而CO 2储存和运输都需要较高的成本［7］；另外，还存在设备腐蚀和气体泄漏等安全问题。以上问题均
限制了该技术在海上及偏远地区的应用［8‑11］。自生CO 2技术（ISCGT ）克服了CO 2驱气源不
足的问题，并大大降低了CO 2驱的成本，使由于输送气源成本高而无法开展CO 2驱的油田也可以得到商业化应用［12‑13］。在国外，K.K.Gumersky 等［14］从
1999年起就开展了ISCGT 研究并在Samotlor 油田和
Novo‑Pokursky 油田开展了矿场试验。2010年，B.J.B.Shiau 等［15］研究了氨基甲酸铵和氨基甲酸甲酯等可在储层自生CO 2的化学体系及调驱效果。在中
国，从2002年开始，ISCGT 先后应用于中原油田、大港油田、江苏油田和渤海油田，均取得了较好的稳油控水和降压增注效果［16‑20］。
目前，国内外油田常用的自生CO 2体系有单液
法体系和双液法体系2种［21‑22］。单液法是将一种药剂溶液注入储层，在地层条件下分解为CO 2，由于适用温度范围小和气体生成效率低等问题，该方法的应用受到了较大的限制［23］。双液法体系由2种
药剂组成，分为生气剂（GF ，如Na 2CO 3、NaHCO 3或NH 4HCO 3）和释气剂（GY ，如HCl 或CH 3COOH 等），将2种药剂分段塞注入储层，二者在地层接触后通过放热反应原位生成CO 2，并通过原油溶
胀、降黏和解堵等多种作用来提高采收率［24］。O.Coskun 等［25］针对ISCGT 提高采收率机理的研究主要集中于GF 与GY 生气效率提升及影响因素评价，而未考虑GF （碱性）的乳化作用机制及GY （酸性）的解堵作用机制等，因此对于ISCGT 提高采收率机理还需要进一步开展系统的研究。
本文设计了带有温度和压力传感器的填砂管模型用于评估GF 和GY 在多孔介质中的生气效率，并对生气配方进行了优化。通过驱替试验和结构表征系统研究了ISCGT 针对渤海砂岩油藏的提高采收率机理，为该项技术在海上油田的进一步应用奠定了基础。
1　实验材料和方法
1.1　实验材料
自生CO 2体系由GF 、GY 和隔离液（SF ）组
成，其中GF 为特定浓度的碳酸钠溶液，GY 为特
定浓度的无机酸或有机酸和一定量的缓蚀剂组成的混合物，SF 为聚合物溶液或注入水，以上药剂均来自国药集团化学试剂有限公司。实验中将GY 和GF 各分为4个交替注入段塞，每段塞体积均为0.125 PV ，中间用0.012 5 PV 的SF 隔离开；注入水取自渤海某油田，组成成分如表1所示。实验用油样取自渤海某油田，原油性质如表2所示。
实验用人造岩心分为均质岩心（渗透率为
1 000×10-3和
2 500×10-
3 μm 2）和非均质人造岩心（渗
透率为200×10-3/1 000×10-3/2 000×10-3和500×10-3/2 500×10-3/5 000×10-3 μm 2），使用80%的石英砂和20%
表1　注入水离子组成
Table 1 Composition of injected water ions
试样类型注入水样
阳离子组分质量浓度/（mg·L -1）
Na +
3 801K +
25.6Mg 2+45
Ca 2+103
阴离子组分质量浓度/（mg·L -1）
F -―
Cl -4 059NO 3-2.5
SO 42-23.1
表2　地层原油性质（65 ℃）
Table 2 Properties of formation oil (65 ℃)
地层原油密度/（g·cm -3）
0.844~0.964
地层原油黏度/（mPa·s ）
9.100~944.000
体积系数1.043~1.142
溶解气油比/（m 3·m -3）
15~48
地层压力/MPa 9.480~14.480
饱和压力/MPa 6.810~13.720
·
·114
第42卷第4期郑玉飞等：海上砂岩油藏注自生CO2体系实验及提高采收率机理
的黏土压制而成。
1.2　自生CO
2
配方优化实验
为了确定自生CO2体系的最佳配方浓度，选择生气量和生气效率作为2个最重要的评价指标。本文选择了2种实验方法对体系生气量和生气效率进行了比较研究，一种方法是通过玻璃反应釜进行，实验结构见图1，在该方法中将50 mL的GF溶液放在65 °C的试剂瓶中水浴，然后使用滴定管以一定的速度将50 mL的GY溶液逐滴加入试剂瓶，与GF反应并产生CO2气体，测得生气体积。气体生成效率为实际生气量占理论生气量的百分比。
另一种方法是在模拟多孔介质（填砂管）中进行，如图2所示。用石英砂（100~200目）填充填砂管，渗透率约为1 000×10-3 μm2，在填砂管分别设置5个测压点和测温点。首先用注入水将填砂管饱和，然后在65 °C条件下按照图2中段塞组合注入自生
体系，每隔一段时间测量生气量、压力和温度。
1.3　理化性质表征和测量
1.3.1　界面张力
体系界面张力（IFT）使用旋转滴视频张力仪进行测量。具体方法为用不同浓度的GF溶液填充向毛细管，然后加入一滴新鲜原油并以5 000 r/min 的速度旋转。记录IFT值直到建立油水平衡。1.3.2　原油黏度
使用旋转黏度计测量不同条件下的原油黏度，
用来评价原油黏度的降低程度。具体方法参考中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 0520—2008《原油黏度测定旋转黏度计平衡法》［26］。
1.3.3　驱替实验
岩心驱替实验装置如图3所示，详细实验步骤如下：
（1）设置回压为10 MPa，设置密封压力比注入压力高3 MPa，设置实验温度为65 °C；
（2）首先将岩心抽真空，然后用注入水饱和，岩心孔隙度等于注入水饱和体积与岩心体积之比；
（3）以0.3 mL/min的驱替速率向岩心注水以获得渗透率，然后以0.2 mL/min的速度饱和原油，初始含油饱和度等于注入原油体积与孔隙体积之比；
（4）将注入水以1.0 mL/min的速率注入岩心，直到含水率达到98%，采出液收集到按编号排列的试管中并做好记录；
（5）注入1 PV的自生CO2体系后接着水驱，直到含水率达到98%，注入速率为1.0 mL/min，实验过程中对注入压力、采出油和产出水体积做好记录，注入自生CO
体系驱替实验装置如图3所示。
1.3.4　孔喉结构
使用环境ESEM Quanta 200 F扫描电子显微镜考察自生CO2驱前后岩心孔隙和喉道的微观结构。将岩心样品切成薄片，并用液氮预冷冻干燥，然后把薄片放在铜制圆筒表面，粘上导电胶并镀金，以增强其导电性。
2　实验结果分析
reaction反应视频
2.1　体系浓度对产气量和产气效率的影响2.1.1　体系浓度配比
分别使用玻璃反应釜（图1）和填砂管（图2）
图1　玻璃反应釜法示意
Fig. 1　Schematic diagram of glass reactor method
图2　模拟多孔介质反应装置示意
Fig. 2　Schematic diagram of simulating porous media reaction equipment
图3　驱替实验装置示意
Fig. 3　Schematic diagram of displacement
experiment equipment
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2023年
大庆石油地质与开发作为实验装置，评价自生CO 2体系的生气量和生气效率。固定GF 溶液的物质的量浓度为1.2 mol/L ，
GY 溶液的物质的量浓度分别为1.2、1.8、2.4、3.0和
随着GY 溶液物质的量浓度的增加，玻璃反应釜中产生的CO 2显著增加，如图4所示。当GY 系统的物质的量浓度从1.2 mol/L 增加到3.6 mol/L 时，生气量从347.2 mL 增加到1 632.5 mL ，生气效率则从41.73%提高到98.12%。这主要是因为GF 和GY 溶液之间的反应是强烈的酸碱反应，GY 物质的量浓度越高，容器中的H +越多，反应速度越快。该方法操作简单，已被广泛应用于实验研究。但在现场条件下，GF 和GY 溶液的接触充分程度远低于实验条件下的接触程度，因此，该实验无法模拟多孔介质中的真实情况，基于此种原因，自行设计了一套带温度和压力测量装置的填砂管实验模型用于模拟自生CO 2体系在多孔介质中的反应过程。
填砂管中产生的气体量在图4中用红线标注。
当GY 物质的量浓度为1.2~2.4 mol/L 时，产气量从
288.5 mL 快速增加到603.3 mL ，CO 2生成效率从18.26%提高到19.09%。由于自生CO 2体系以交替注入段塞的形式注入填砂管中，GY 与GF 接触程度远低于玻璃反应釜，因此生气量及生气效率偏低，但更好地模拟了油田中的实际施工过程。当
GY 物质的量浓度高于2.4 mol/L 时，生气量仅从
603.3 mL 增加到716.2 mL ，生成效率几乎没有增加。这主要是因为GY 与GF 交替注入多孔介质中，两者的接触程度有限，再提高GY 物质的量浓度已
无法有效提高反应程度，这与在玻璃反应釜中获得
的结果截然不同。
基于上述实验结果，在接下来的实验中确定
GF 与GY 的物质的量浓度比为1∶2。对比2种方法所获得的实验结果，填砂管法优势更为明显，原
因如下：
（1）采用多孔介质作为GY 与GF 反应装置，更接近于现场实际；
（2）填砂管法可以模拟交替注入过程，与现场施工过程一致；
（3）可获得实时结果（生气效率、压力、温度），以便更好地进行理论分析。2.1.2　体系质量分数
体系质量分数也是影响自生CO 2体系生气量和反应效率的重要因素之一。固定GF 和GY 的物质的量浓度比为1∶2，调整自生CO 2体系的总质量分
数范围为17.9%至28.6%，实验结果如图5所示。
随着质量分数的增加，玻璃反应釜法的生气量显著增加（从922.3到1 642.3 mL ），这是因为H +质量浓度随着体系质量分数的增加而增加，而CO 32−质量浓度也随之增加，因而生气效率和生气量也相应增加。使用填砂管法时，生气量显著增加（从469.4到959.3 mL ），但生气效率仅略有提高（从17.82%提高到22.76%），因为在填砂管中GF 和GY 之间的接触程度有限。因此，自生CO 2体系的最佳质量分数选择为21.5%，即GF 和GY 的物质的
量浓度分别为1.2和2.4 mol/L 。2.2　驱油实验
实验中采用2块均质岩心和2块非均质岩心（每块均为3层）对自生CO 2体系的驱替效率进行了评价，实验参数及结果如表3所示。
图5　生气量及生气效率随自生CO 2质量分数的变化Fig. 5　Variation of gas generation amount and efficiency
with in-situ generated CO 2 concentration
图4　生气量及生气效率随GY 物质的量浓度的变化Fig. 4　Variation of gas generation amount and efficiency
with GY amount ⁃of ⁃substance concentration
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第42卷 第4期
郑玉飞 等：海上砂岩油藏注自生CO 2体系实验及提高采收率机理
2块均质岩心的渗透率分别为1 000×10-3和
2 500×10-
3 μm 2。图6展示了2块均质岩心自生CO 2体系的动态驱油过程。图6（a ）为渗透率1 000×10-3 μm 2时岩心动态驱替情况。当水驱综合含水率达到98%时，采出程度为36.18%。在注入GF 体系
的第1个0.125 PV 后，由于Na 2CO 3的碱性作用，可与原油反应生成原位皂，降低油水界面张力、改变润湿性，从而提高微观驱油效率；Na 2CO 3还可以乳化原油，从而提高驱油效率，因此综合含水率略
有下降。
注入0.125 PV 的GY 体系后，由于GY 和GF 会反应产生CO 2，压力和综合含水率显著降低；此外生成的CO 2和热量降低了原油黏度、提高了采出程度，并且随着GF 和GY 段塞的交替注入，由于生成CO 2的非混相驱机理和压力波动，采出了大量水
驱未波及到的剩余油，从图6（a ）中可以看出含水率与压力都存在较大的起伏波动。当后续水驱综合含水率达到98%时，采出程度比水驱提高了22.47%，自生CO 2体系的总采出程度达到
渗透率为2 500×10-3 μm 2的岩心在水驱过程中，
综合含水率达到98%时采出程度为41.38%
（图6（
b ））。由于渗透率越高，GF 和GY 反应越充分、
毛管数越大，因此采出程度高于渗透率为1 000×10-3 μm 2的岩心。在注入自生CO 2体系过程中，每当注入GY ，压力和综合含水率都会急剧下降，采出程度相应增加，在该阶段采出程度提高了26.72%，同样高于1 000×10-3 μm 2的岩心，这是因为渗透率增大时，孔隙和喉道的大小相应增加，这
提高了GF 和GY 的接触程度。
为了进一步评估自生CO 2体系的驱油效果，还选择了2块非均质岩心进行实验。2块岩心的渗透
率级差均为10，渗透率分别为200×10-3/1 000×10-3/2 000×10-3和500×10-3/2 500×10-3/5 000×10-3 μm 2。
实验结果如图7所示。
当综合含水率达到98%时，水驱采出程度分别为27.69%和37.38%，低于2块均质岩心的采出程度。当岩心存在非均质性时，由于原油的黏度（57 mPa·s ）远高于注入水的黏度，在水驱过程中会形成高渗层或水窜通道。在GF 和GY 交替注入过程中，每当注入GY （酸性流体）时，压力和综合含水率都会急剧下降，采出程度也相应增加。由
表3　岩心基本参数Table 3 Basic cores parameters
编号均质岩心1均质岩心2非均质岩心1非均质岩心2
水测渗透率/（10-3 μm 2）1 0002 500
200/1 000/2 000500/2 500/5 000
长/cm
30.9029.5529.9429.92宽/cm
4.4504.4504.4704.490高/cm
4.3904.4904.4264.442饱和水体积/
mL
138.5177.9131.0177.7饱和油体积/
mL
115.8132.8105.1143.4孔隙度/%
22.9430.1422.1229.78原油饱和度/
%
83.6474.6480.2380.70图6　均质岩心自生CO 2体系驱油过程
Fig. 6　Oil displacement process of in-situ CO 2 generation system in homogeneous cores
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