孫同成，李　亮，周　珺

（1.中國石化西北油田分公司，新疆烏魯木齊　830011；2.中國石油化工股份有限公司石油工程技術(shù)研究院，北京　100101）

耐高溫耐鹽氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)研究及應(yīng)用

孫同成1，李亮1，周珺2

（1.中國石化西北油田分公司，新疆烏魯木齊830011；2.中國石油化工股份有限公司石油工程技術(shù)研究院，北京100101）

塔河油田碎屑巖水平井在長期生產(chǎn)后，底水抬升不均勻，導(dǎo)致平面低滲段和垂向上高部位潛力難以動用。氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)技術(shù)可以有效地降低含水率，調(diào)整注入剖面，擴(kuò)大波及體積和水平井頂部油層的動用程度，提高底水油藏采收率。針對塔河油田高溫（120℃）、高礦化度（21×104mg/L）的地層條件，篩選出耐高溫耐鹽的HTS-1起泡劑。通過填砂管實(shí)驗(yàn)測試了泡沫體系的封堵性能，實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，氮?dú)馀菽瓕Ω邼B透率的地層具有較好的封堵性能，對低滲透率地層的封堵效果較差。利用數(shù)值模擬技術(shù)，優(yōu)化了氮?dú)馀菽淖⑷敕绞胶凸に噮?shù)?，F(xiàn)場的施工應(yīng)用結(jié)果表明，注入氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)后對應(yīng)采油井組的采油量增加明顯，有效地提高了油藏的采收率。

高溫高鹽；氮?dú)馀菽坏姿筒?；注入方式；氣液?/p>

塔河油田碎屑巖水平井高含水經(jīng)多輪次堵水治理后，油藏近井剩余油分布逐漸減少，油藏頂部和井間剩余油相對富集［1］。常規(guī)的堵水工藝難以進(jìn)一步挖潛剩余油，需要進(jìn)行治水接替技術(shù)研究，氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)技術(shù)是一種有效壓制底水和釋放平面、垂向剩余油最有效的手段［2，3］。氮?dú)馀菽g驅(qū)替是在水氣交替注入的基礎(chǔ)上加入表面活性劑并加大整體注入量，在注水井近井地帶以及高滲層等含油飽和度較低的地層中形成較為穩(wěn)定的泡沫，以泡沫滲流為主。泡沫能夠有效地減小氣體的指進(jìn)，并能起到很好的調(diào)剖作用［4-6］。陳叔陽等［7］針對塔河油田碎屑巖油藏的儲層特征，開展了氮?dú)馀菽?qū)適應(yīng)性分析的論證，通過對比分析認(rèn)為，相比其他氣源，氮?dú)馀菽m合塔河油田的油藏條件。

氮?dú)馀菽夹g(shù)能夠高效實(shí)現(xiàn)驅(qū)油的關(guān)鍵是泡沫的穩(wěn)定性。穩(wěn)定泡沫的形成，一方面需要具有良好起泡性能的起泡劑；另一方面可以通過提高泡沫的表觀黏度來提高泡沫的穩(wěn)定性。特別是針對高溫、高鹽、高鈣鎂離子的油藏條件，泡沫的穩(wěn)定性尤為重要［8，9］。目前，國內(nèi)外氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)主要應(yīng)用于中低溫儲層，并且地層水礦化度都不太高［10，11］。于清艷、戴彩麗等針對塔里木地區(qū)高溫（110℃）、高礦化度（11.52×104mg/L）的儲層條件，研制出耐高溫耐鹽的強(qiáng)化泡沫體系，應(yīng)用效果較好［12-14］。本文針對塔河油田高溫（120℃）、高礦化度（21×104mg/L）的儲層特征，篩選出耐高溫耐鹽的泡沫體系，通過數(shù)值模擬優(yōu)化了氮?dú)馀菽淖⑷敕绞健，F(xiàn)場的施工應(yīng)用結(jié)果表明，注入氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)后對應(yīng)采油井組采油量增加，有效地提高了油藏的采收率。

1　實(shí)驗(yàn)部分

1.1起泡劑的優(yōu)選

采用攪拌法對起泡劑性能進(jìn)行評價，采用礦化度為21×104mg/L的地層水，分別配制質(zhì)量濃度為0.05%、0.10%、0.15%、0.20%、0.25%、0.30%、0.40%的起泡液。在120℃下恒溫24 h，恒速攪拌器的攪拌速度設(shè)定為3 500 r/min，攪拌時間60 s，將配置好的起泡液（100 mL）倒入到攪拌器量杯中攪拌，攪拌60 s后立即將泡沫倒入1 000 mL量筒，室溫條件下記錄泡沫的起泡體積和析液半衰期（析液體積達(dá)50 mL）（見圖1～圖3）。

圖1　起泡體積隨起泡劑濃度的變化Fig.1 The relation between foaming volume and foaming agent concentration

圖2　泡沫析液半衰期隨起泡劑濃度的變化Fig.2 The relation between foam half-life and foaming agent concentration

由圖1可知，在0.05%～0.4%的較寬濃度范圍內(nèi)，起泡劑的起泡體積隨濃度增加呈現(xiàn)一個上升再到略有下降的平緩趨勢，這是由于在低于臨界膠束濃度時，隨著濃度的增加，注入一定氮?dú)夂螅砻婊钚詣┓肿釉诘獨(dú)?水界面上的吸附量增大，界面張力降低，產(chǎn)生的泡沫體系自由能降低，能形成更多的氣液界面，生成更多的氣泡，增大泡沫的體積。當(dāng)起泡劑濃度達(dá)到臨界膠束濃度時，由于溶液的表面張力不再減小，無法再生成更多的泡沫，起泡性能不再提高。

圖3　泡沫綜合值隨起泡劑濃度的變化Fig.3 The relation between foam comprehensive value and foaming agent concentration

綜合分析起泡劑的起泡體積、半衰期和泡沫綜合值隨起泡劑濃度的變化，優(yōu)選HTS-1作為耐高溫耐鹽的起泡劑。在濃度大于0.2%以后，HTS-1的半衰期和泡沫綜合值上升幅度平穩(wěn)。當(dāng)濃度達(dá)到0.4%時，HTS-1的半衰期和泡沫綜合值都呈現(xiàn)不同程度的下降。因此，綜合泡沫各方面的性能，HTS-1起泡劑的最佳濃度為0.2%～0.3%。

1.2性能評價

泡沫流體的阻力系數(shù)是指水的流度對泡沫流體流度的比值，表征泡沫注入多孔介質(zhì)的難易程度，阻力系數(shù)越大越難注入。泡沫流體的殘余阻力系數(shù)是指泡沫流體通過巖心前后鹽水滲透率比值，表征泡沫流體降低孔隙介質(zhì)滲透率的能力，即對多孔介質(zhì)的封堵能力，殘余阻力系數(shù)越大，泡沫流體對高滲層的封堵性越好。將填砂管巖心飽和地層模擬水，記錄孔隙體積，測其滲透率。然后在95℃恒溫條件下按氣液比1∶1、氣液混注方式、0.7 mL/min的注氣速度向填砂管巖心注入氮?dú)馀菽?倍孔隙體系，記錄穩(wěn)定時注入壓力，計算氮?dú)馀菽淖枇ο禂?shù)。然后以0.5 mL/min的注入速度水驅(qū)至壓力穩(wěn)定，記錄水驅(qū)注入壓力，計算殘余阻力系數(shù)（見表1）。

表1　不同滲透率下氮?dú)馀菽淖枇ο禂?shù)和殘余阻力系數(shù)Tab.1 Nitrogen foam resistance factor and residual resistance coefficient under different permeability

在不同滲透率的地層注入氮?dú)馀菽w系，滲透率越低，注入壓力越高，封堵率越低，氮?dú)馀菽姆舛滦阅茉讲睿ㄒ姳?）。氮?dú)馀菽瓕Ω邼B透率的地層具有較好的封堵性能，對低滲透率的地層的封堵效果較差，并且地層滲透率越高封堵效果越明顯。這主要是因?yàn)榕菽诘蜐B透地層中較難注入，并且低滲透地層對氮?dú)馀菽休^強(qiáng)的剪切作用，對氮?dú)馀菽姆€(wěn)定性有不利影響。氮?dú)馀菽倪@種選擇性封堵能力有利于在注入過程流入優(yōu)勢通道，并且能夠有效封堵優(yōu)勢通道，從而有效擴(kuò)大地層水驅(qū)波及體積，提高采收率。

表2　氮?dú)馀菽瓕Σ煌瑵B透率巖心的封堵性能Tab.2 Nitrogen foam sealing characteristics for different permeability cores

2　氮?dú)馀菽?qū)工藝參數(shù)優(yōu)化

在泡沫性能實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，考慮到起泡體積的大小、半衰期和泡沫質(zhì)量等因素影響泡沫的穩(wěn)定性，利用油藏參數(shù)建立概念模型來優(yōu)選體系濃度，其余參數(shù)采用經(jīng)驗(yàn)法進(jìn)行優(yōu)選。根據(jù)儲層剩余油分布特征，選取塔河油田9區(qū)的TK907井作為研究對象，利用建立的氮?dú)馀菽g驅(qū)數(shù)值模擬模型，針對TK907H井組開展氮?dú)馀菽g驅(qū)數(shù)值模擬。通過單因素分析方法，分析注入方式、氣液比、注入速度及用量對井組增效的影響，最終形成氮?dú)馀菽?qū)替工藝參數(shù)。

2.1注入方式

泡沫的封堵作用不是永久性的，需要不斷補(bǔ)充起泡劑?；瘜W(xué)劑的注入方式有連續(xù)注入和周期段塞注入。分別模擬了連續(xù)注入氮?dú)馀菽?、氮?dú)?起泡劑溶液交替注入、氮?dú)馀菽?氮?dú)饣旌隙稳⑷脒@三種注入方式的調(diào)驅(qū)效果。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，氮?dú)馀菽淖⑷敕绞綄Ξa(chǎn)油量增加效果影響較小，其中氮?dú)馀菽旌献⑷氲钠鹋菪Ч^好，但氮?dú)馀菽?氮?dú)饣旌隙稳⑷敕罋飧Z效果較好（見圖4）。

圖4　TK907H井組氮?dú)馀菽⑷敕绞侥MFig.4 Nitrogen foam injection mode simulation in TK907H

2.2氣液比

氣液比是影響氮?dú)馀菽?qū)的一個重要因素，它對氮?dú)馀菽馁|(zhì)量以及封堵強(qiáng)度都有較強(qiáng)的影響（見圖5）。當(dāng)氣液比較小時，起泡劑的利用率較低，氣泡的數(shù)量有限，封堵效果較差。當(dāng)氣液比過大時，液膜較薄，容易破滅，驅(qū)油效果較差。從圖5中看出，數(shù)值模擬優(yōu)化氣液比3∶1，室內(nèi)實(shí)驗(yàn)優(yōu)化氣液比為3∶1～5∶1，綜合分析確定氣液比為3∶1。

圖5　TK907H井組氮?dú)馀菽瓪庖罕饶MFig.5 Nitrogen foam gas-liquid ratio simulation in TK907H

2.3注入速度

采用相同注入量、氣液比及注入方式，模擬對比6種不同注入速度（見圖6），模擬結(jié)果表明注入速度對井組采出程度影響不大，現(xiàn)場可根據(jù)壓力及設(shè)備注入能力等綜合因素選擇合適的排量。

圖6　TK907H井組氮?dú)馀菽⑷胨俣饶MFig.6 Nitrogen foam injection rate simulation in TK907H

2.4氮?dú)馀菽昧?/p>

氮?dú)馀菽昧吭酱?，降水增油效果較好，但超過一定值后，增油逐漸趨緩。從圖7中可以看出，TK907H井組在注入氮?dú)馀菽^48×104m3后產(chǎn)油量增加幅度趨緩，因此綜合注入效果及經(jīng)濟(jì)效益因素考慮注入用量至少為48×104m3。

圖7　TK907H井組氮?dú)馀菽昧繉Ξa(chǎn)量的影響Fig.7 The influence of nitrogen foam amount on oil production

3　現(xiàn)場施工應(yīng)用

TK907H井組位于構(gòu)造高部位，單井控制地質(zhì)儲量56.13×104t，目前累產(chǎn)14.49×104t，剩余油41.63× 104t，采出程度僅為25.83%。水平段油層厚度23.8 m，避水高度12.7 m，水平井軌跡與砂頂距離8 m，井眼之上約4.36×104t儲量難以動用。根據(jù)TK907H水平井剩余油分布特征，利用氮?dú)馀菽灰讱飧Z、形成次生氣頂壓制水錐、高部位動用、選擇性封堵高滲出水通道等特性，開展氮?dú)馀菽厮鲂葘?dǎo)試驗(yàn)，充分發(fā)揮氮?dú)馀菽坝椭序?qū)替水中封堵”、“對大孔道封堵強(qiáng)于小孔道”以及氮?dú)庵亓χ脫Q壓水錐特性，釋放高部位與平面低滲段潛力，從而提高低水油藏采收率。

TK907H井組于2014年3月23～28日正式施工，累計注入氮?dú)?78 000 m3，泡沫液566 m3。注氣最高排量4 000 m3/h，注泡沫液最高排量7 m3/h，最高油壓40.5 MPa，氮?dú)馀菽⑼旰笸１脡毫?8.0 MPa，30 min內(nèi)壓力降至30.0 MPa，壓降8.0 MPa。TK907H井組實(shí)施氮?dú)馀菽鲂КF(xiàn)場試驗(yàn)后，4口臨井產(chǎn)油量增加明顯（見表3），其中TK906H、TK941H、TK934產(chǎn)油量大幅增加，含水量下降，鄰井累計增油2 725.7 t。

表3　TK907H井組鄰井注氣前后生產(chǎn)情況Tab.3 Production situation of adjacent wells around TK907H

4　結(jié)論

（1）通過實(shí)驗(yàn)優(yōu)選了適合塔河油田碎屑巖的耐高溫耐鹽的發(fā)泡劑，優(yōu)選出的氮?dú)馀菽w系性能良好，可以有效的封堵高滲地層并降低含水率。

（2）通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)及數(shù)值模擬方法的結(jié)合，分析注入方式、氣液比、注入速度及用量對井組增效的影響，最終形成氮?dú)馀菽?qū)替工藝參數(shù)。

（3）對于塔河油田超深、高溫、高鹽的特殊油藏條件，注氮?dú)馀菽?qū)技術(shù)可以有效地提高塔河油田的采收率。

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Experiment research and application of high temperature and high salt nitrogen foam profile control and flooding

SUN Tongcheng1，LI Liang1，ZHOU Jun2
（1.Sinopec Northwest Oilfield Branch Company，Urumqi Xinjiang 830011，China；2.Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering，Beijing 100101，China）

When horizontal well producing for a long time in Tahe oilfield，bottom water would be lift uneven，which lead to the oil in low permeability plane area and structural high part are difficult to use.Nitrogen foam flooding technology can effectively reduce the moisture content，modify injection profile，expand swept volume and increase the bottom water reservoir recovery efficiency.For the high temperature（120℃）and high salinity（21×104mg/L）reservoir in Tahe oilfield，the foaming agent HTS-1 has been screen out.Sealing performance of the foam system has been test through the sand filling tube experiment.The experimental results show that the nitrogen foam has good sealing performance in high permeability formation and poor sealing effect in low permeability formation.Nitrogen foam injection mode and technological parameters have been optimized by using numerical simulation.Field applica－tion results show that after the injection of nitrogen foam，oil production of corresponding production well group are significantly increased and reservoir recovery efficiency is effectively improved.

high temperature and high salinity；nitrogen foam；bottom water reservoir；injection mode；gas-liquid ratio

TE357.45

A

1673-5285（2016）05-0009-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.05.003

2016－03-29

國家科技重大專項，項目編號：2011ZX05005-006；國家自然科學(xué)基金，項目編號：51304032。

孫同成，男（1984-），工程師，2006年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東）石油工程專業(yè)，主要從事采油氣工程管理、儲層改造方面的研究與工作，郵箱：suntc.xbsj@sinopec.com。