注氮气泡沫控制水窜技术研究.doc

注氮气泡沫控制水窜技术研究采油工程研究院 王 波 刘向斌 王 鑫摘 要：本文简要介绍了注氮气泡沫控水窜技术的选择性封堵和提高采收率机理，通过室内实验对研制的泡沫配方体系与试验区的地质条件进行了适应性评价，进行了1口井的2个层段的现场试验，取得了明显的增油降水效果。主题词：氮气泡沫 选择性封堵 厚油层 稳定性 阻力因子前 言杏北油田是大庆的主力油田之一，属于非均质多油层砂岩油田，经过30多年的注水开发，已经进入到高含水开发后期，平均含水已超过90%。杏北油田采用104块密闭取心样品作压汞试验，水驱前后对比，渗透率增加32%，退出效率降低58.4%，特征结构系数增加27.9%，孔隙体积增加5.9%1。这表明在经过长时间的开发后，注入水可改变地层的孔隙结构，厚油层内产生了水流通道，减小了水驱波及范围，降低了水驱效率。但精细地质研究成果显示：在主力油层和非主力油层中的厚油层中存在着一定的剩余油。剩余油垂向上多集中在正韵律厚油层顶部，平面上多分布在断层遮挡及注采不完善的井区，常规措施挖潜难度大。因此，开展了注氮气泡沫控水增油技术研究。1 泡沫的封堵及提高采收率机理1.1 泡沫封堵机理泡沫是一种气泡的聚集物，是不溶或微溶气体分散于液体中所形成的分散体系，其中气体是分散相（不连续相），液体是分散介质（连续相）。泡沫的微观封堵机理是气泡通过毛细管时产生的附加阻力，即贾敏效应2。当气泡很多，而且足够稳定时，所产生的阻力是十分可观的。泡沫封堵还具有强的选择性。一是对高渗透带的选择。高渗透带阻力小，气体会优先进入，占据其包含孔隙的大部分空间，减少液相的饱和度，从而降低液相的流动能力。二是对油水封堵的选择。泡沫对含油饱和度比较敏感，在含油饱和度低的地方，能形成稳定的强泡沫，产生有效的封堵。在含油饱和度高的地方，不能形成稳定的泡沫，不能有效的封堵。1.2 提高驱油效率机理泡沫提高采收率机理包括四个方面。一是泡沫对高渗透带产生有效封堵后，后续注入水绕流，产生液流转向作用，可扩大波及体积，提高驱油效率。二是泡沫的液相成分中含有的表面活性剂，能大幅度降低油水界面张力，可提高驱油效率。三是泡沫的液相具有较高的粘度，可降低与油的流度比，可提高驱油效率。四是在气泡破裂后，气体在重力分异的作用下，上升到渗透率更低的，注入水难以到达的油层顶部，扩大了波及体积，提高了驱油效率。2 试验区地质条件试验区位于杏北开发区南部，含油面积35.2km2，地质储量10126.1104t，可采储量5639104t，采出程度48.22%，累计注采比1.11。原油比重0.854，地下原油粘度6.74mPa.s。油田水属于NaHCO3型陆相生成水，PH值8.5左右，总矿化度8217.5mg/l。氯离子、钾钠离子、重碳酸根离子含量占95%以上，还有少量的钙镁离子。试验区厚油层层内水淹段分级统计结果：高水淹段厚度占总厚度的30.2%，中水淹段厚度占总厚度的34.1%，低水淹段和未水淹段厚度占总厚度的34.7%。在平面水淹较严重的情况下，纵向上还有1/3以上的厚度为低水淹段和未水淹，是措施挖潜的主要对象。试验区比较适合开展注氮气泡沫控制水窜试验。一是根据精细地质研究成果，该区厚油层普遍发育；二是根据水淹层解释资料，厚油层内上部仍有1/3的未水洗或弱水洗厚度，存在着大量剩余油；三是根据夹层分布特征研究，厚油层内隔层情况发育良好，具备厚油层层内挖潜的基础；四是开展提液试验后，含水上升速度较快，证明油水井间连通大孔道已形成。3 泡沫配方体系研究泡沫形成的必要条件，一是要气液连续、充分接触，二是要在水中加入发泡剂。为增加泡沫在高渗透层中的封堵能力，在发泡剂溶液中添加了稳泡剂和其他辅助添加剂。加入稳泡剂后，泡沫的泡径明显减小表面变得更加光滑致密（见图1），半衰期显著增长。图1 加入稳泡剂前后泡沫对比图针对不同的渗透率类型，我们完成了三类泡沫配方体系的研究，并且这三类泡沫体系经过现场污水配制后发泡体积和半衰期均达到了实验设计的指标（见表1）。 表1 泡沫的综合性能表名称渗透率（m2）泡沫剂体系污水配制发泡剂(%)稳泡剂(%)发泡体积(ml)半衰期(h)类0.50.50.15480134为检验该类泡沫配方体系产生的泡沫对试验区地层的适应性，进行了温度、矿化度和含油饱和度等影响因素的评价实验研究。3.1 温度的影响温度升高，能增大发泡剂的溶解度，降低其在气水界面上的吸附量，减弱泡沫膜的强度，使泡沫的破裂速度加快；温度升高还降低液相粘度，导致泡沫的液膜变薄，半衰期随之缩短。因此，泡沫的稳定性随着温度的升高而降低3。在25-65不同温度下，该体系泡沫的膨胀体积变化不大，均在520ml以上，但半衰期变化较大，由140min下降到45min（见图2）。试验区油层平均温度50，泡沫的半衰期在70min以上。图2 温度对泡沫剂性能的影响曲线3.2 矿化度的影响为确定该泡沫型体系所适应的地层水矿化度范围，进行了不同矿化度水对体系性能影响的研究（见图3）。在矿化度8000mg/l以下，泡沫体系对矿化度的变化不敏感，在矿化度8000mg/l以上，发泡体积有所下降，但稳泡性能增强。试验区矿化度8217mg/l，泡沫的膨胀体积在550ml，半衰期100min。图3 矿化度对泡沫剂性能的影响曲线3.3 含油饱和度的影响泡沫对含油饱和度敏感，为确定该泡沫型体系对含油饱和度的敏感程度，进行了含油饱和度的影响研究，见图4、图5。图4 原油饱和度和膨胀体积的关系图图5 原油饱和度和半衰期的关系图图6 杏7-1-33井吸水剖面随着含油饱和度的上升，泡沫的膨胀体积和半衰期都迅速减小。当含油饱和度小于20%时，膨胀体积400ml以上，半衰期50min以上，能形成较稳定的泡沫；当含油饱和度大于20%时，膨胀体积和半衰期急剧下降，当含油饱和度增加至30%时，膨胀体积最低降至200ml，半衰期最低降至20min。说明该泡沫型体系在含油饱和度小于20%时能形成长期有效的封堵。4 现场试验杏7-1-33井开采萨尔图和葡萄花油层，砂岩厚度49.7m，有效厚度27.3m。射孔井段为889m1060m，原始地层压力为10.4MPa，试验前已累计注水197.9453104m3。措施层段葡组厚度大，有效厚度20.6m，层段内一、二类隔层发育，渗透率变化差异大，从0.2541.631m2，纵向上吸水不均匀，主要集中在油层的中下部（见图6），周围油井连通状况好，产液量高，含水高，措施前测该层段吸水指示曲线，启动压力仅为3.2MPa，3.7MPa就可吸水300m3/d，在7MPa下注水量可超过800m3/d，是典型的厚油层高渗透带连通型井组。该井曾于2002年56月对该层段进行了预胶联颗粒深部调剖施工，体膨型凝胶颗粒40t,平均浓度0.8%。累积注入调剖剂5040m3，注入压力从注入初期的4.0MPa上升到施工结束时的8.5MPa。启动压力由调剖前的3.0MPa上升到调剖后的5.0MPa。井组产液量由调前的1603t/d上升到1685t/d，日产油由129t/d降到124t/d，含水由91.95%升到92.64%。连通油井合计不增油，但杏6-4-斜31井受效明显，产液量由调前166m3/d上升到调后174m3/d，日产油由11t/d上升到13t/d，含水由93.4%下降到92.5%，下降0.9个百分点。2002年8月份该井产油量达到最高16t/d，含水下降到91.1%，下降了2.3个百分点，有效期截止到2004年6月，单井累计增油1907t。与杏7-1-33井连通的采油井共有5口，试验前该井组已经累计产油222.5356104t，井组日产液1390m3/d，日产油96t/d，井组平均含水93.09%。2004年12月，在杏7-1-33井的葡335层段进行注氮气泡沫控水增油技术现场施工，采用气液混注方式，累计向地下注入氮气174045Nm3，平均浓度为0.5%的泡沫剂溶液1350m3，累计气液比1.28:1。该层施工后，启动压力由3.5MPa上升到4.6MPa，上升1.1MPa通油井见效明显，产液量由措施前的1390m3/d下降到措施后1332m3/d，日产油由96t/d上升到109t/d，含水由93.1%下降到91.8%，下降1.3个百分点。2005年4月2005年5月，在杏7-1-33井的葡32层段进行注氮气泡沫控水窜技术现场施工，累计向地下注入氮气116260Nm3，平均浓度为0.5%的类泡沫剂溶液1010m3，累计气液比1.15:1。该层施工后，启动压力由2.9MPa上升到4.8MPa，上升1.9MPa。（见图7） 图 7 葡32层段吸水指示曲线连通油井见效明显，产液量由措施前的1560m3/d下降到措施后1430m3/d，日产油由110t/d上升到132t/d，含水由93.7%下降到91.5%，下降2.2个百分点。在自2004年12月全井少注水46102m3，调剖层少注水24700m3的情况下。在第一、二层施工过程中，连通井累积增油2286t。其中杏7-2-33井措施效果最好，单井增油最多时13t/d ，含水下降3个百分点。5 结 论5.1 注氮气泡沫控水增油技术是在高含水开发后期一项先进的厚油层挖潜措施，具有选择性封堵高渗透带的能力，并利用液流转向、降低油水界面张力和气体上浮等原理驱油，扩大了波及体积，提高了驱油效率。5.2 针对不同的渗透率大小，我们完成了三类泡沫配方体系的研究，并且这三类泡沫体系经过现场污水配制后发泡体积和半衰期均达到了实验设计的指标，温度、矿化度和含油饱和度等影响因素