勝利油田GF84 區塊CCUS 氣竄封堵技術及其應用

王 濤 張 星 馬坤玉 韋 雪 唐培忠 張代森

（中國石化勝利油田分公司石油工程技術研究院，山東 東營 257000）

0 引 言

CO2驅是低滲-特低滲油藏提高采收率的有效措施之一。超臨界CO2具有黏度低、與原油混溶性好的特點，因此，將CO2注入油藏可降低原油黏度，提高原油的流動性，并擴大驅油波及面積和提高驅油效率［1-3］。但由于重力超覆和黏性指進等問題，CO2驅極易形成氣竄，并且隨著儲層非均質性的增大，CO2容易沿著高滲透層突進，使得驅油效果顯著下降［4-5］。因此氣竄問題是低滲油藏CO2驅中亟需解決的問題。目前國內外抑制氣竄多采用氣水交替、泡沫調堵與凝膠封竄的方式［6］。氣水交替注入是目前封堵氣竄最常用的技術，水相和氣相的交替注入調整了流體的注入剖面，擴大了CO2的波及體積，從而提高了采收率［7］。張蒙等［8］針對低滲-特低滲油藏的氣水交替驅油實驗結果表明，氣水交替驅對低滲-特低滲均質巖心具有良好的流度控制作用，可延緩CO2竄逸時間；而對于非均質性巖心，滲透率級差越小、氣水比越高，提高采收率效果越好。泡沫體系是利用氮氣、天然氣、CO2等氣體與泡沫劑混合形成的水包氣體系，因其可進行選擇性封堵而得到廣泛應用。在注氣過程中泡沫可對高滲透通道進行封堵，產生液流轉向作用，使之后注入的流體流向剩余油富集區；同時泡沫可降低CO2流度，減少氣體指進，推遲CO2的突破時間，從而擴大波及體積［9］。聚丙烯酰胺凝膠、預交聯凝膠顆粒等凝膠類CO2封竄體系可用于裂縫和強非均質性儲層的封堵，應用范圍廣泛且封堵效果較好［10-11］。

勝利油田低滲透油藏儲量豐富，探明地質儲量可占全油田探明地質儲量的22%，低滲透油藏的開發利用是油田產量穩產上產的重要增長點［12-13］。針對低滲透油藏水驅開發難度大、最終采收率低的問題，勝利油田積極開展低滲透油田CO2驅礦場實驗，并取得了良好的開發效果［14-15］，但在注CO2開發過程中，部分區塊也出現了不同程度的氣竄現象，降低了CO2的波及面積和驅替效率［16-17］。

通過對勝利油田低滲透油藏GF84 區塊的CO2驅氣竄問題進行分析，明確了低滲透油藏在CO2驅開發中“裂縫竄流”和“基質指進”的開發矛盾與特征，針對“裂縫型氣竄”和“基質型氣竄”2 種氣竄類型制定了“裂縫封堵”和“基質調剖”的治理策略，形成了“硅鹽樹脂裂縫封堵+CO2氣溶性發泡劑、高溫凍膠基質調剖”化學封堵分級調控技術，并在GF84 區塊開展氣竄堵調治理工作。

1 GF84區塊特征

GF84 區塊位于勝利油田濟陽坳陷東營凹陷博興洼陷金家―正理莊―樊家鼻狀構造帶中部，油藏埋深2 800~3 200 m。儲層巖性主要為灰色粉細砂巖、灰質粉砂巖和泥質粉砂巖等。油藏層間、平面非均質性強，孔隙度平均為12.4%，滲透率平均為6.3×10-3μm2，屬于低孔低滲儲層。原油黏度為20.4 mPa·s，凝固點為35.6 ℃，為低黏度、高凝固點稀油。目前區塊開發處于低液、低含水、低采油速度、低采出程度階段。GF84 區塊在經過CO2驅后，采收率進一步提高，但部分注采井組之間已形成明顯的氣竄通道，采出井井筒內檢測到高濃度CO2。因此GF84 區塊亟需對氣竄井組進行氣竄封堵，以改善CO2驅替流線、擴大波及范圍、提高后續的氣驅開發效率。

2 氣竄封堵技術

2.1 氣竄類型

CO2氣竄與儲層的滲透率和非均質性緊密相關。非均質性越強，CO2越容易沿高滲透層運移，在注采井之間形成高滲條帶，若地層存在裂縫，則裂縫為主要竄流通道。董傳瑞等［18］在腰英臺油田CO2驅油先導試驗中將注氣見效類型分為高滲條帶和裂縫，兩者的見效天數、氣竄天數和累計增油量有明顯差異。吳鐵龍［19］對腰英臺油田采油井氣竄進行分析，認為裂縫發育是油井快速氣竄的主要因素，高滲帶是CO2黏性指進的重要影響因素。

在勝利油田低滲透油藏CO2驅開發中，若注采井前期經過壓裂改造，CO2通過裂縫擴散速度加快，在發生氣竄后裂縫是CO2主竄流通道。這類竄流以“裂縫竄流”為主，裂縫為主要竄流通道，生產上表現出油井短時間內見氣、快速出現氣油比突進式上升、注入井油壓下降、生產井套壓上升的特征。當注采井未經壓裂改造時，CO2主要在基質中擴散運移，儲層的非均質性會導致CO2在基質中擴散速度不一致，在高滲透層中CO2運移速度快從而形成局部指進，進而造成氣竄。這類竄流以“基質指進”為主，高滲基質為主要竄流通道，在生產上表現出氣油比在前期緩慢上升、一段時間后出現氣油比突進式上升、注氣井壓力變化不明顯、生產井套壓上升、氣竄強度明顯弱于裂縫氣竄的特征。

結合前人研究成果以及礦場生產實際，將CO2驅氣竄類型分為“裂縫型氣竄”和“基質型氣竄”2 類。其中“裂縫型氣竄”以“裂縫竄流”為主要開發矛盾，治理措施應以“裂縫封堵”為主，主要考慮封堵裂縫后讓CO2通過基質繞流；“基質型氣竄”以“基質指進”為主要開發矛盾，治理措施應以“基質調剖”為主，主要考慮井組平面均衡程度，重點在于井組的整體擴大驅替波及范圍。

2.2 治理策略

2.2.1 裂縫型氣竄

針對裂縫型氣竄，形成了依據“裂縫縮短井距幅度”進行裂縫封堵的治理策略。油氣井在壓裂時進行壓裂縫監測獲取裂縫方位和裂縫長度等數據，以平面油氣井連線為基準線，裂縫方位與平面基準線之間的夾角定義為θ，油氣井裂縫半縫長為L，Lcosθ則表示油氣井裂縫在基準線上的映射投影，為井距縮短距離。依據油氣井井距縮短距離和原始井距即可計算井距縮短幅度，其表達式為

式中：f——裂縫影響井距縮短幅度，%；L1——注氣井半縫長，m；L2——生產井半縫長，m；θ1——注氣井與平面基準線之間的夾角，（°）；θ2——生產井與平面基準線之間的夾角，（°）；d——注氣井和生產井原始井距，m。

結合礦場實踐，明確裂縫型氣竄的2 種治理策略：

（1）當裂縫縮短井距幅度小于等于40%時，采取“過程調控”策略，先期采取氣水交替調控波及范圍，之后封堵裂縫阻斷氣竄通道；

（2）當裂縫縮短井距幅度大于40%時，采取“預先干預”策略，首先采用化學堵劑封堵裂縫，阻斷氣竄通道，之后采取氣水交替注入，擴大驅替波及范圍。

2.2.2 基質型氣竄

氣水交替注入是改善非均質儲層CO2驅替效果的重要手段。地層條件下水相黏度是超臨界CO2黏度的5 倍，氣水交替注入，高黏度的水相可以增加高滲區的阻力，從而對低黏度的氣相起到調剖轉流作用。張蒙等［8］的研究顯示，隨著巖心滲透率級差的增大，氣水比對提高采收率的影響逐漸減??；在非均質巖心滲透率級差為10 時，不同氣水比對最終采收率的影響區別不大；當滲透率級差過大時，氣水交替需結合封堵調剖措施并行。因此，對于地層非均質性引起的CO2驅氣竄現象，可采用“氣水交替注入”的基質調剖策略，而對基質滲透率級差過大的儲層可輔助化學堵調防控。

根據前人的理論研究并結合礦場實踐，明確基質型氣竄的2 種治理策略：

（1）當基質滲透率級差小于10 時，采取“氣水交替注入”策略，通過注入水調整流體注入剖面，擴大氣相波及范圍；

（2）當基質滲透率級差大于等于10 時，采取“氣+調剖+水+調剖+水”策略，在氣水交替注入的同時在水的段塞進行調剖，通過多輪次調剖提高驅替壓差，此外應對高滲層段可進行必要的化學封堵。

2.3 化學封竄體系

在明確CO2驅氣竄特征的基礎上，針對不同的氣竄類型和封堵需求，研制了硅鹽樹脂堵劑、CO2氣溶性發泡劑和高溫凍膠堵劑，并形成了用于裂縫封竄的硅鹽樹脂封堵技術和用于基質竄流調堵的CO2氣溶性發泡劑、高溫凍膠調堵技術，為勝利油田低滲透油藏CO2驅的進一步推廣應用提供了技術支撐。

2.3.1 硅鹽樹脂裂縫封堵技術

GF84 區塊為低滲儲層，部分井組前期經過壓裂改造形成壓裂縫，通過縮短注采井距可有效提高注采井之間的連通性。在現階段，經過長時間的注氣開發，注采井之間的壓裂縫成為了竄流主通道，存在“一注即竄”的開發矛盾。因此針對GF84 區塊存在裂縫竄流的問題，結合該區塊油藏溫度高、礦化度高、儲層滲透率低的油藏特點，研制了低黏易注入、固化強度高、耐鹽耐高溫的硅鹽樹脂堵劑。

硅鹽樹脂堵劑主要是通過復合硅鹽與陽離子聚合物之間的螯合作用，在高溫催化下攏聚成團，固化形成具有高強度的大分子復合凝膠體。硅鹽樹脂堵劑首先具有牛頓流體特性，可在5 min 內完全溶解為真溶液，溶液黏度小于3 mPa·s，具有低黏度似水性，可與高礦化度水無限相溶，耐礦化度可達150 g/L。此外，該堵劑具有高強度長效封堵的特性，在80 ℃以上時固化，固化強度大于600 kPa，最高固化強度可達2 000 kPa 以上（圖1），且堵劑耐沖刷、封堵有效期在1 a 以上。

圖1 硅鹽樹脂固化強度與質量分數關系Fig. 1 Relationship between curing strength and mass fraction of silicone resin

硅鹽樹脂堵劑的初始低黏特性使其適用于低滲透儲層環境，在現場施工中可順利通過濾砂管，便于工藝實施；而高固化強度則保證了對裂縫等氣竄通道的高強度硬封堵，使其適用于裂縫型氣竄井的長期高強度封堵。油氣井壓裂縫在經過硅鹽樹脂堵劑封堵后，注采井距擴大，注入的CO2可更多地通過基質繞流，擴大了氣體波及范圍，并延緩了生產井見氣時間，從而提高了原油采收率。

2.3.2 CO2氣溶性發泡劑基質調堵技術

水基泡沫封竄體系是CO2氣竄封堵的常用技術，但其存在注入困難和注入壓力高等問題，并且水氣的交替注入還會加劇管線的腐蝕。CO2氣溶性發泡劑以CO2作為載體，攜帶氣溶性發泡劑進入地層，在地層竄流通道中發泡劑、CO2遇水形成泡沫，起到封堵調驅的作用。該類型發泡劑為非水封竄體系，可有效避免對管柱的侵害。因此，針對CO2驅過程中油氣流度比差異大、儲層非均質性強、易造成CO2指進的問題，研制并形成了CO2氣溶性發泡劑基質調堵技術。

CO2氣溶性發泡劑通過在發泡劑分子結構中引入親CO2功能性基團硅氧基和添加助溶劑，提高其在CO2中的溶解性；引入憎CO2親極性的柔性聚醚鏈，增加液膜的彈性并阻止液膜變薄，提高泡沫的穩定性；引入磺酸鹽型陰離子表面活性劑，提高發泡劑體系的耐溫抗鹽性。通過一系列的改性和優化，克服了CO2泡沫體系在低含水條件下無法有效發泡的問題，實現了基質的軟調堵和擴波及。填砂巖心驅油實驗結果顯示，在溫度為120 ℃、回壓為15 MPa、地層水礦化度為100 g/L、鈣離子礦化度為2 g/L、滲透率為16.92×10-3μm2的實驗條件下，當CO2驅替至氣竄后采用該氣溶性發泡劑進行封竄可使原油采收率由64%提高到94%（圖2）。在高溫、高鹽、多孔介質中該發泡劑具有良好的發泡特性，無水阻力因子可達40，說明其具有較好的封堵作用和流度控制效果。

圖2 CO2氣溶性發泡劑封竄時采收率隨CO2注入量的變化Fig. 2 Variation of recovery rate with CO2 injection PV during plugging of CO2 gas soluble foaming agent

在礦場應用中，CO2氣溶性發泡劑黏度與水類似，在1.5~3.0 mPa·s，低黏度使其易于通過配氣器和注氣閥；且體系pH 近似于中性，不會對管柱造成腐蝕風險。因此，該發泡劑既不會因管柱結構因素而影響其性能，又不會因其化學性質而造成管柱堵塞及腐蝕，在基質型氣竄調堵作業中具有較好的適用性，可對非均質地層進行軟性封堵。

2.3.3 高溫凍膠基質調堵技術

針對儲層基質非均質性以及壓驅微裂縫的存在，為實現對基質竄流通道的長效穩固封堵，研制流動性可調、強度可控的高溫凍膠堵劑。通過引入苯環等剛性結構，提高聚合物的耐溫抗鹽性，分子間交聯反應形成大分子凝膠體，從而制備適用于高溫高鹽地層基質氣竄調堵的高溫凍膠堵劑。

該堵劑為雙交聯體系，可通過聚合物和交聯劑用量的調整實現堵劑的流動性可調、強度可控。室內實驗結果顯示，該凍膠耐pH 在4.5 以上，初凝時間為20 h，終凝時間為36 h，成膠強度為E 級，穩定時間在60 d 以上。凍膠體系注入初期不交聯，黏度主要為聚合物黏度，僅10~15 mPa·s，可以實現低黏易注入；注入地層后，體系接觸反應形成不透水膠體，黏度可達2 000~3 000 mPa·s。此外，該凍膠體系耐溫可達150 ℃、耐鹽可達100 g/L，耐溫耐鹽性能可滿足勝利油田CCUS 示范區的耐溫耐鹽性需求，適用范圍廣泛。

3 礦場應用

3.1 裂縫封堵

GF84-1 井組前期注氣井和采油井都經壓裂開發，人工裂縫導致注采井距大幅縮短，在轉CO2驅后，壓裂過的注采井之間出現明顯竄流現象，油井氣油比達1 000~2 000 m3/m3，因此判斷為裂縫型氣竄。使用質量分數為25%的硅鹽樹脂堵劑40 m3進行裂縫封堵作業，封堵前注氣井的注入壓力為10 MPa，封堵后壓力提高至23.5 MPa，注入壓力提高了13.5 MPa（圖3）。經過5 輪注氣，停注前注氣井壓力始終保持在23.5 MPa。封堵后，對應的3 口油井的氣油比均顯著下降，其中竄流最嚴重的壓裂油井氣油比下降幅度達46.2%，表明CO2氣竄裂縫得到了有效的封堵。

圖3 GF84 - 1注氣井注入壓力變化情況Fig. 3 Variation of injection pressure of gas injector in GF84-1 pattern

GF84-11 注氣井和油井壓裂后注采井處于裂縫延伸方向，裂縫長180~300 m，有效井距僅為110~165 m，井距縮短幅度大于40%，導致CO2驅氣竄現象嚴重。為此采用了“注硅鹽樹脂強封堵”的治理策略，注入120 m3的硅鹽樹脂堵劑。

實施措施后，注氣井的油壓由注氣階段的28 MPa 上升至31 MPa，對應油井套壓由措施前的最高7.4 MPa 下降至0.1 MPa（圖4），油井井筒內CO2體積分數由92.54%下降至31.77%，有效封堵了裂縫。

圖4 GF84 - 11注氣井油壓和油井套壓變化情況Fig. 4 Variation of tubing pressure of gas injector and casing pressure of producer in GF84-11 pattern

3.2 基質調剖

GF84-4 井組針對基質非均質導致氣竄情況采用3 段塞交替注入方式進行封竄調剖作業，設計方案為“第1 段塞2.0%氣溶性發泡劑+CO2+第2 段塞1.5%氣溶性發泡劑+CO2+第3 段塞1.5%氣溶性發泡劑+CO2”。

實施措施后，注氣井的注入壓力由措施前的9.5 MPa 提高到17.5 MPa，提高了8.0 MPa（圖5），并且吸氣剖面得到了均衡改善。注入發泡劑后，對應的5 口油井的氣油比得到明顯調控，有效期內該井組累計增油1 199 t。其中1 口油井的日產量由施工前的3.2 t 增加到4.9 t，氣油比下降了52.2%，封堵有效期近1 a。

圖5 GF84 - 4注氣井注入壓力變化情況Fig. 5 Variation of injection pressure of gas injector in GF84-4 pattern

GF84-17 井組基質非均質導致氣竄，采用2 段塞交替注入方式進行基質調剖，設計方案“第1 段塞1.5%氣溶性發泡劑+隔離液+CO2+第2 段塞1.5%氣溶性發泡劑+隔離液+CO2”。

實施措施后，注氣井的注入壓力由措施前的7.5 MPa 提高到11.5 MPa，最終提高了4.0 MPa（圖6），并且吸氣剖面得到了均衡改善。注入發泡劑后，對應油井氣油比得到了明顯調控，有效期內井組累計增油684 t，有效期6 個月。

圖6 GF84 - 17注氣井注入壓力變化情況Fig. 6 Variation of injection pressure of gas injector in GF84-17 pattern

4 結 論

（1）針對勝利油田GF84 區塊CO2驅后期“裂縫竄流”和“基質指進”的不同開發矛盾，劃分了“裂縫型氣竄”和“基質型氣竄”2 種氣竄類型，形成了“裂縫封堵”和“基質調剖”的治理策略。

（2）針對裂縫型氣竄，研發了硅鹽樹脂堵劑，堵劑固結后強度大于600 kPa，耐礦化度150 g/L，有效期1 a 以上。針對基質型氣竄，研發了CO2氣溶性發泡劑和高溫凍膠堵劑。CO2氣溶性發泡劑黏度低，體系pH 近似于中性，無水阻力因子達40，封堵性能優異，可對氣竄基質實現軟性封堵而不會在井筒中形成堵塞；高溫凍膠堵劑耐溫150 ℃，耐鹽100 g/L，耐pH 在4.5 以上，可滿足勝利油田CCUS 示范區的耐溫耐鹽性需求。

（3）在礦場實踐中形成了“硅鹽樹脂裂縫封堵+CO2氣溶性發泡劑、高溫凍膠基質調剖”的化學封堵分級調控技術，在GF84 區塊應用4 口井，措施有效率100%，有效期在0.5 a 以上。