黃 煒，溫 柔，龐 進(jìn)，孫亞君，楊文軍

(1.中國石油長慶油田分公司，陜西 西安 710200；2.重慶科技學(xué)院，重慶 401331)

0 引 言

低滲透油藏經(jīng)過多年注水開發(fā)，高滲區(qū)驅(qū)替效率高，剩余油飽和度低，而低滲區(qū)和低滲薄互層內(nèi)剩余油富集[1]?？諝馀菽?qū)作為一種高效的驅(qū)替方式，已在百色、長慶、延長、吉林、中原等地開展過現(xiàn)場試驗[2-7]，取得了較好的效果。空氣泡沫驅(qū)注入?yún)?shù)的優(yōu)化主要通過室內(nèi)驅(qū)替實驗和數(shù)值模擬完成[8]。前人分別對長慶、延長、吉林地區(qū)的低滲透油藏進(jìn)行了空氣泡沫驅(qū)注入?yún)?shù)室內(nèi)實驗評價[9-14]，主要以填砂管和人工膠結(jié)巖心作為驅(qū)替巖心進(jìn)行實驗，而人工巖心與天然巖心在礦物組成、黏土含量、膠結(jié)程度方面差異較大，難以反映低滲透儲層的實際情況，實驗所得的注入?yún)?shù)難以反映實際驅(qū)替效果。此外，實驗只針對某一特定滲透率的巖心進(jìn)行參數(shù)優(yōu)化，而缺乏針對滲透率差異較大的非均質(zhì)性儲層進(jìn)行分類優(yōu)化[15]，優(yōu)化結(jié)果對于非均質(zhì)性強的儲層過于籠統(tǒng)，不利于空氣泡沫分區(qū)、分層精細(xì)化注入。

安塞油田王窯中西部地區(qū)長6段儲層非均質(zhì)性強，各井組采用同一套注入?yún)?shù)導(dǎo)致各井區(qū)間驅(qū)替效果存在較大差異。針對上述問題，開展該地區(qū)不同滲透率儲層的注入?yún)?shù)優(yōu)化，明確不同儲層注入?yún)?shù)的變化規(guī)律，有效指導(dǎo)空氣泡沫驅(qū)的實施。

1 實驗設(shè)備及流程

采用高溫高壓一維巖心驅(qū)替實驗裝置進(jìn)行空氣泡沫驅(qū)提高采收率注入?yún)?shù)優(yōu)化實驗。該實驗裝置主要由長度可變(100～500 mm)的一維高壓巖心夾持器、恒速恒壓驅(qū)替泵、中間容器(分別裝有原油、地層水、泡沫液、空氣)、巖心夾持器、入口壓力監(jiān)測表、出口壓力監(jiān)測表、圍壓監(jiān)測表、回壓閥、回壓表、回壓泵、恒溫箱和油氣水三相分離器組成。實驗流程分為注入系統(tǒng)、巖心流動系統(tǒng)、采出流體監(jiān)測系統(tǒng)和溫度控制系統(tǒng)。

2 實驗材料

實驗材料包括：驅(qū)替實驗所使用巖心由若干塊Φ25 mm×70 cm的井下巖心柱拼接而成，根據(jù)滲透率不同分為3組，調(diào)和平均滲透率分別為0.05、1.52、8.97 mD，具體參數(shù)見表1；現(xiàn)場用注入泡沫、脫氣原油、地層水各500 mL，均取自長6段王39-10井；注入氣體為20 MPa高壓干燥空氣。

表1 實驗巖心參數(shù)Table 1 The experimental core parameters

3 實驗步驟

實驗步驟如下：①連接各實驗系統(tǒng)裝置，恒溫箱加熱至地層溫度80 ℃；②將預(yù)先鉆切好的巖心按照設(shè)計順序裝入橡膠筒，各巖心之間用濾紙隔開，裝入巖心夾持器中，置于恒溫箱內(nèi)；③向驅(qū)替系統(tǒng)中通入約20 MPa的高壓空氣，并檢查氣密性是否良好；④使用真空泵對巖心流動系統(tǒng)抽真空30 min，直到真空泵壓力接近0 MPa時停抽；⑤從實驗裝置前端對夾持器進(jìn)行吸水，待吸水量不變時，利用平流泵在一定流量下向巖心注水，直到巖心飽和水，記錄巖心中的總飽和水體積；⑥利用平流泵向巖心驅(qū)替原油，驅(qū)替過程中維持地層壓力為20 MPa，直至采出端不再出水而全是油為止，計算巖心的含油飽和度和原始含水飽和度；⑦使用平流泵以設(shè)定的壓力向巖心注水驅(qū)替巖心中的油，并隨時記錄巖心兩端的壓力變化及采出端產(chǎn)油、產(chǎn)水體積，待達(dá)到注泡沫前的含水飽和度時，停止水驅(qū)；⑧按照實驗設(shè)計參數(shù)進(jìn)行空氣泡沫驅(qū)油，并隨時記錄夾持器兩端的壓差、產(chǎn)油量、產(chǎn)水量；⑨空氣泡沫驅(qū)結(jié)束后，再進(jìn)行一段時間的水驅(qū)，至含水率達(dá)到98%或者累計驅(qū)替20倍孔隙體積時，實驗結(jié)束。

實驗對照組多，完全按照上述流程進(jìn)行實驗所需的周期過長。因此，在不改變注入?yún)?shù)優(yōu)化結(jié)果的前提下，在進(jìn)行注空氣泡沫的氣液比、空氣泡沫體積、注入壓力、注入速度4項測試時省去了步驟⑦，僅在注入時機優(yōu)化時保留了該過程。

4 實驗結(jié)果分析

4.1 氣液比

利用第1組巖心開展不同氣液比下的巖心驅(qū)替實驗，氣液比分別為0.5∶1.0、1.0∶1.0、2.0∶1.0、3.0∶1.0和4.0∶1.0。在20 MPa恒定驅(qū)替壓力下注入0.20倍泡沫孔隙體積，再注入地層水，根據(jù)實驗過程記錄不同注入體積下的流量、出入口端壓力，計算階段采出程度。

開始注入泡沫階段(注入0.00～0.20倍孔隙體積)采出程度增加較慢，此時泡沫剛進(jìn)入巖心，驅(qū)替前緣的含油飽和度較高，泡沫液中的表面活性劑濃度低，表面張力低，空氣泡沫驅(qū)替前緣部位只能形成小范圍泡沫帶且非常不穩(wěn)定，該階段泡沫開始對大孔隙進(jìn)行封堵，采出程度曲線上升較慢。隨著泡沫液不斷注入，注入液持續(xù)推動泡沫使得泡沫液中的表面活性劑濃度不再下降，形成的泡沫可以穩(wěn)定存在，泡沫對大孔道的封堵逐步完成，此階段采出程度開始逐步提高，是空氣泡沫驅(qū)替低滲透區(qū)原油的主要階段。隨著注入液繼續(xù)注入，空氣泡沫驅(qū)替進(jìn)入后期，巖心中主要殘留水和空氣，部分空氣泡沫被驅(qū)替出來，部分泡沫衰竭破裂，驅(qū)替模式以水驅(qū)為主，在注入液達(dá)到0.70倍孔隙體積后采出程度上升較慢，最終采出程度為22%～28%(圖1)。由于初期未進(jìn)行水驅(qū)，而是直接注入空氣泡沫封堵了大孔道，該采出程度主要代表低滲透孔隙中的原油采出程度。

圖1 不同氣液比的泡沫驅(qū)油采出程度Fig.1 The recovery percent in foam flooding with different gas-liquid ratios

由圖1可知，隨著氣液比增加，最終采出程度先增加后減少，當(dāng)氣液比達(dá)到3.0∶1.0時，最終采出程度最高。實驗結(jié)果表明，1～3組巖心最佳的氣液比分別為3.0∶1.0、2.0∶1.0、1.0∶1.0。

4.2 泡沫段塞體積

利用第1組巖心開展泡沫段塞體積優(yōu)化研究，氣液比為3.0∶1.0，注入壓力為20 MPa，注入量分別為0.25、0.30、0.35、0.40、0.45倍孔隙體積，注入段塞后進(jìn)行水驅(qū)。實驗結(jié)果表明，隨著注入量的增大，采出程度不斷增加，當(dāng)注入量增至0.35倍孔隙體積時，采出程度增幅明顯減小，之后增加注入量對提高采出程度的效果有限?？紤]注入成本等因素，確定該組巖心最佳注入量為0.35倍孔隙體積。同樣的方法得到第2、3組巖心最佳泡沫段塞注入量分別為0.30、0.25倍孔隙體積(圖2)。

圖2 不同注入量的泡沫驅(qū)油采出程度Fig.2 The recovery percent in foam flooding with different injection amounts

4.3 注入壓力優(yōu)化

利用第1組巖心開展注入壓力優(yōu)化研究，氣液比為3.0∶1.0，泡沫段塞注入量為0.35倍孔隙體積，注入壓力分別為10、15、20、25、30、35 MPa。實驗結(jié)果表明，隨著注入壓力的增加，采出程度不斷增加，當(dāng)注入壓力增至25 MPa時，采出程度增幅明顯減緩(圖3)，因此，最佳注入體積為25 MPa。同樣的方法得到第2、3組巖心最佳的注入壓力分別為20、15 MPa。

圖3 不同注入壓力的泡沫驅(qū)油采出程度

4.4 注入速率優(yōu)化

利用第1組巖心開展不同注入速率優(yōu)化研究，氣液比為3.0∶1.0，泡沫段塞注入量為0.35倍孔隙體積，注入速率分別為0.15、0.20、0.25、0.30、0.35 mL/min。實驗結(jié)果表明，隨著注入速率的增加，采出程度不斷增加，當(dāng)注入速率增至0.30 mL/min時，采出程度增幅明顯減緩(圖4)，考慮注入壓力的限制，確定最佳注入速度為0.30 mL/min。同樣的方法得到第2、3組巖心最佳的注入速率為0.25、0.20 mL/min。

圖4 不同注入速度的泡沫驅(qū)油采出程度Fig.4 The recovery percent in foam flooding at different injection rates

4.5 注入時機優(yōu)化

注入時機通常采用油藏水驅(qū)轉(zhuǎn)空氣泡沫驅(qū)時所對應(yīng)的含水率[16-21]進(jìn)行表征，利用第1組巖心開展注入時機優(yōu)化研究，氣液比為3.0∶1.0，泡沫段塞注入量為0.35倍孔隙體積，注入壓力25 MPa。首先對飽和原油的巖心進(jìn)行水驅(qū)，待含水率分別達(dá)到43%、72%、83%、95%后進(jìn)行空氣泡沫驅(qū)，泡沫注入完成后再進(jìn)行水驅(qū)，驅(qū)替液總注入量達(dá)到2.00倍孔隙體積時實驗結(jié)束。結(jié)果表明：不同含水率下水驅(qū)轉(zhuǎn)泡沫驅(qū)時的采出程度分別為8.3%、12.0%、12.5%、14.0%，最終采出程度分別為39.4%、33.0%、28.1%、25.4%，泡沫段塞注入越早，采出程度增幅越大(圖5)。

圖5 不同注入時機的泡沫驅(qū)油采出程度變化Fig.5 The changes in recovery percent in foam flooding at different injection times

由含水率變化曲線(圖6)可知：注入泡沫段塞后，含水率明顯降低，降幅分別為19.0%、26.0%、27.8%、31.7%，注入越晚含水率降低幅度越大。這是因為泡沫段塞對大孔隙進(jìn)行了有效封堵，降低了大孔隙中的水竄程度和流速，封堵越晚，含水率降低越明顯。后續(xù)水驅(qū)過程中，含水率出現(xiàn)再次上升，泡沫段塞注入越早，后續(xù)水驅(qū)階段含水率上升越慢，一方面是泡沫開始逐漸破裂和衰竭，封堵效果逐漸變差，另一方面是泡沫被不斷驅(qū)替出巖心，小孔隙中也開始逐漸形成了水驅(qū)通道。由于實驗巖心較短，原因以后者為主。隨著后續(xù)水驅(qū)時間延長，含水率幾乎不再發(fā)生變化。

圖6 不同注入時機下泡沫驅(qū)油含水率變化Fig.6 The changes in water cut in foam flooding at different injection times

第2、3組巖心最佳注入時機結(jié)論與第1組巖心一致，即更低含水率時轉(zhuǎn)空氣泡沫驅(qū)能夠得到最高采出程度，但在現(xiàn)場實施中，還應(yīng)考慮注入成本等因素。

5 最優(yōu)注入?yún)?shù)評價

將3組巖心的最優(yōu)注入?yún)?shù)進(jìn)行回歸分析，發(fā)現(xiàn)滲透率與最優(yōu)注入?yún)?shù)均具有較好的指數(shù)遞減關(guān)系，其中，最優(yōu)氣液比為：

GLR=2.11947eK/2.74727+0.91875

(1)

最優(yōu)泡沫段塞體積為：

PV=0.10597eK/2.74727+0.24594

(2)

最優(yōu)注入壓力為：

pinj=10.59737eK/2.74727+14.59376

(3)

最優(yōu)注入速度為：

νinj=0.10597eK/2.74727+0.19594

(4)

式中：GLR為氣液比，mL/mL；PV為注入段塞體積倍數(shù)；pinj為注入壓力，MPa；νinj為注入速度，mL/min；K為滲透率，mD。

由式(1)～(4)可知，不同滲透率儲層均對應(yīng)一組最優(yōu)注入?yún)?shù)組合，根據(jù)這一規(guī)律，結(jié)合低含水期盡早注入原則，可以確定非均質(zhì)油藏最佳注入?yún)?shù)。

現(xiàn)場應(yīng)用過程中，可根據(jù)滲透率與最優(yōu)注入?yún)?shù)之間的擬合關(guān)系確定不同儲層的最佳注入?yún)?shù)，以注采井組為滲透率的劃分單元，來確定最佳的氣液比、注入泡沫段塞體積、注入壓力和注入速率。以王窯中西部地區(qū)王14-81、王14-092、王14-101井組為例(表2)，3個相鄰井組滲透率為0.82～3.18 mD，氣液比、注入壓力、日注氣量3個最優(yōu)注入?yún)?shù)相差較大，而注入泡沫段塞體積基本相同。3個井組注入?yún)?shù)優(yōu)化1a后效果顯著，自然遞減率由11.6%降至0.8%，7口生產(chǎn)井見效且含水率均有所下降，見效率達(dá)到41.2%，與相鄰老區(qū)注水井組相比優(yōu)勢明顯。

表2 王窯中西部地區(qū)注入?yún)?shù)優(yōu)化Table 2 The optimization of injection parameters in the the central-western Wangyao area

6 結(jié) 論

(1) 同一滲透率巖心的采出程度隨著氣液比、泡沫段塞體積、注入壓力和注入速率的增加而不斷增加，但注入?yún)?shù)達(dá)到一定程度后，采出程度增幅減小或降低，注入?yún)?shù)均存在最優(yōu)值。滲透率較低的巖心，注入?yún)?shù)對采出程度的影響更加敏感。

(2) 巖心滲透率與最優(yōu)注入?yún)?shù)均具有較好的指數(shù)遞減的關(guān)系，可利用該關(guān)系預(yù)測非均質(zhì)儲層的最佳注入?yún)?shù)。

(3) 現(xiàn)場實施表明，王窯中西部地區(qū)王14-81、王14-092、王14-101井組自然遞減率由11.6%降至0.8%，7口生產(chǎn)井見效且含水率均有所下降，見效率達(dá)到41.2%。