海上油田細分層注水用泡沫體系優(yōu)選實驗研究

孟祥海1,籍 寧2,張云寶2,李 翔2,李艷雯2,陳月飛2

（1.中海油（中國）有限公司天津分公司生產(chǎn)部,天津300450;2.中海油田服務股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部,天津 300450）

海上油田細分層注水用泡沫體系優(yōu)選實驗研究

孟祥海1,籍 寧2,張云寶2,李 翔2,李艷雯2,陳月飛2

（1.中海油（中國）有限公司天津分公司生產(chǎn)部,天津300450;2.中海油田服務股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部,天津 300450）

針對海上高孔高滲地質油藏特點,通過FOAMSCAN自動化儀器、動態(tài)阻力因子測試及物理模擬實驗等技術手段,優(yōu)選出Ⅱ號起泡劑的泡沫體系（起泡劑質量濃度0.5%,氣液比為1∶1～3∶1）具有很好的生泡、穩(wěn)泡及耐沖刷性能,可以有效的封堵滲透率近20μm2的高滲層。

氮氣泡沫;細分層注水;海上油田

Abstract:Several foam agents were prepared for separated layer water injection in offshore oilfields with high porosity and permeability.The performance of nitrogen foam was investigated through FOAMSCAN observzation,resistance factor tests and other physical simulation experiments.TheⅡfoam system with the foam agent concentration of 0.5%and the gas-liquid ratio from 1∶1 to 3∶1 was proved to have excellent foamability,stability and flushing resistance ability,which can form effective plugging in the high permeability zone with the permeability of 20μm2.

Key words:nitrogen foam;separated layers water injection;offshore oilfield

海上油田原油黏度大、儲層發(fā)育、大段多采用籠統(tǒng)防砂注采方式及油藏非均質性嚴重等造成水驅開發(fā)矛盾突出,具體體現(xiàn)在含水上升快、采出程度低。針對此類問題,石油科技工作者不斷進行提高采收率的技術探索,例如:區(qū)塊注聚,分層配注等,解決了大段配注的問題,與單純籠統(tǒng)注采相比,對提高注水開發(fā)效果有較大貢獻。但現(xiàn)有技術不能從根本上解決大段多采用籠統(tǒng)防砂注采所帶來的防砂段內小層間及層內的矛盾。通過國內外資料調研及對比當前提高采收率技術特點[1-3],認為泡沫體系具有“堵水不堵油、堵高不堵低”的自控選擇特性[4],可以有效解決海上油田的上述問題。泡沫細分層注水過程中兼具微觀調剖和驅替兩種作用,此過程中的泡沫再生能力（能否生泡）和泡沫穩(wěn)定性（泡沫有效期）是細分層注水措施效果的核心因素,因此選擇適合海上高孔高滲特點的泡沫體系顯得尤為重要。

本文通過自動控制的泡沫掃描儀（常規(guī)采用Waring Blender[5]和羅氏泡沫儀方法）、多孔介質內泡沫動態(tài)阻力因子測試及物模裝置等技術手段對泡沫生成、穩(wěn)定性（半衰期及耐沖刷水平）、攜液水平及驅替效果等參數(shù)進行了評價,并就驅替機理進行了探討分析,使得優(yōu)選結果更加貼近實際需求。

1 起泡劑優(yōu)選

1.1 靜態(tài)評價

1.1.1 實驗條件

實驗用起泡劑為Ⅰ號和Ⅱ號起泡劑,主劑為陰離子型表面活性劑,起泡劑濃度0.5%。實驗用水為目標井組水源井水;實驗儀器為泡沫掃描儀,其型號為FOAMSCAN,生產(chǎn)廠家為法國I.T.Concept,其基本結構見圖1。

圖1 FOAMSCAN示意圖Fig.1 Schematic figure of FOAMSCAN

1.1.2 實驗方法及原理

實驗方法:如圖1所示,首先將配制好的起泡劑溶液加入液池內,從液池底部注入氮氣（固定流量）,反應器就會陸續(xù)產(chǎn)生泡沫,液體在產(chǎn)生泡沫的過程中,會逐步的通過4個電極,其中最底部的電極表征盛液池中液體的體積,發(fā)泡量筒內的3個電極,測試不同位置的電導率,用來表征不同位置的泡沫攜液能力。當泡沫達到最高時（自動停止注氣）,泡沫開始排液衰敗,泡沫液體排至一半時所用時間為泡沫排液半衰期,泡沫體積衰敗到一半時所用時間為泡沫半衰期。

實驗原理:通過對電導率測量及反應器色差分析記錄泡沫衰敗過程和攜液量變化趨勢,可以準確地測量泡沫體系發(fā)泡量、半衰期、攜液系數(shù)等參數(shù)。

1.1.3 結果分析

該實驗主要通過靜態(tài)評價以定性區(qū)別不同起泡劑的綜合性能,主要指標為:起泡劑與水體的配伍性、單位泡沫體積的起泡時間和泡沫體系的穩(wěn)定性能,具體實驗過程截圖見圖2所示,所得實驗數(shù)據(jù)見表1。

實驗數(shù)據(jù)顯示Ⅰ號起泡劑泡沫半衰期、排液半衰期分別為5 031 s和216 s,Ⅱ號起泡劑分別為19 967 s和1 106 s,在其發(fā)泡能力較 I號起泡劑相差不大的情況下,泡沫半衰期、排液半衰期均明顯大于I號起泡劑。

圖2 泡沫綜合性能實驗截圖Fig.2 Experimental diagram of foam overall performance

表1 泡沫綜合性能評價數(shù)據(jù)Tab.1 Experimental findings of foam overall performance

1.2 動態(tài)評價

泡沫調驅是泡沫在多孔介質內生成、破滅、再生、聚并、運移、滯留及啟動的動態(tài)過程,通過對泡沫體系在多孔介質內流動特性進行評價更加符合實際。本文針對目標油藏當前的滲透特性,評價了泡沫體系在特高滲透層內的生成及封堵情況。

阻力因子是描述泡沫體系在多孔介質內封堵能力的重要指標,通常用如下符號來表示,其定義為:

式中:δP1為巖心水驅基礎壓差,δP2為泡沫體系壓差。

1.2.1 實驗條件

實驗溫度為70℃,填砂模型滲透率為20 μm2,模型回壓為4 MPa,起泡劑濃度為產(chǎn)品濃度0.5%,氣液比為 3∶1、2∶1、1∶1、1∶2 和 1∶3,每種起泡劑均按照上述條件進行評價。

1.2.2 結果分析

阻力因子評價數(shù)據(jù)見表2所示。

表2 阻力因子評價數(shù)據(jù)Tab.2 Experimental findings of resistance factor

從表2數(shù)據(jù)可知,I和 II號起泡劑溶液的阻力因子均隨著氣液比的增大而增大,具體見圖3所示。從圖3可看出,在相同氣液比條件下 II號起泡劑阻力因子均大于I號,I號起泡劑阻力因子如若達到II號起泡劑阻力因子須提高氣液比。

圖3 阻力因子與氣液比關系曲線Fig.3 Relationship of resistance and gas fluid ratio

在實驗過程中,發(fā)現(xiàn)泡沫體系在氣液比1∶1、2∶1和3∶1時產(chǎn)生的泡沫較氣液比為1∶3和 1∶2時更加細膩（泡沫半徑小,圓度高）,具體形態(tài)見圖4所示。

圖4 不同氣液比的泡沫形態(tài)Fig.4 Foam shape of different gas fluid ratio

通過上述泡沫動靜態(tài)實驗發(fā)現(xiàn),起泡劑種類及氣液比對泡沫的生成、穩(wěn)定性及封堵多孔高滲通道能力存在較大影響,靜態(tài)同動態(tài)評價指標具有較好的一致性,其中 II號起泡劑綜合性能較優(yōu)。更加重要的是文中優(yōu)選的泡沫體系能夠較好的封堵多孔高滲通道。大慶地區(qū)主要油田滲透率與孔道半徑中值統(tǒng)計規(guī)律[6]如圖5所示。

圖5 滲透率與孔隙半徑中值關系Fig.5 Median of permeability and pore radius

從圖5可知,孔隙半徑中值隨滲透率的增加而增大,但二者并非線性關系。當?shù)貙訚B透率為10μm2時,孔隙直徑可以達到50μm,可推斷文中模型滲透率為20μm2時,孔隙直徑接近100μm?？梢娢闹袃?yōu)選的泡沫體系可以較好的應用于海上高孔高滲水驅開發(fā)油田。

2 物理模擬實驗

主要通過模擬油藏條件,評價上述優(yōu)選的II號起泡劑的泡沫體系驅替效率及提高原油采收率程度,為工藝方案參數(shù)制定提供參考。

2.1 實驗方案

2.1.1 單管驅替效率

針對普通稠油油藏注水開發(fā)暴露的注入水突進導致開發(fā)效果差的問題,通過單管較均質（相對）模型進行泡沫驅替效率評價。實驗對比了常規(guī)水驅及氮氣泡沫的驅替效果,實驗方案如下所示:方案0:水驅至含水98%+0.64PV氮氣泡沫（氣液比為1∶1）+后續(xù)水驅（基礎對比實驗）;方案1:水驅至含水70%+0.64PV氮氣泡沫（氣液比為1∶2）+后續(xù)水驅;方案2:水驅至含水70%+0.64PV氮氣泡沫（氣液比為1∶1）+后續(xù)水驅;方案3∶水驅至含水70%+0.64PV氮氣泡沫（氣液比為2∶1）+后續(xù)水驅。

2.1.2 雙管提高原油采收率

針對多小層油藏注水開發(fā)過程中,由于儲層滲透物性差異大致使水驅波及體積小,從而使水驅原油采收率低的問題,通過雙管并聯(lián)模型（層間非均質）進行泡沫提高采收率實驗,實驗對比了不同氣液比對泡沫改善水驅開發(fā)效果的影響。

實驗方案:水驅到含水70%+0.64PV氮氣泡沫（氣液比為1∶1）+后續(xù)水驅。

2.2 實驗數(shù)據(jù)及結果分析

2.2.1 單管驅替效率

氮氣泡沫注入量對驅油效果的影響,實驗數(shù)據(jù)見表3所示。

表3 驅替效率實驗結果Tab.3 Experimental findings of displacement efficiency

從表3數(shù)據(jù)可知,單管均質模型注入時機及氣液比對驅替效果存在影響,注入時機愈早,氣液比愈大,驅替效率愈高。其中水驅至含水70%時進行泡沫調驅較水驅至含水98%時進行泡沫調驅提高了19.4%的驅替效率。氣液比為2∶1時,模型最終的驅替效率高達94.1%。可見注入時機愈早,氣液比愈高,驅替效率愈好。2.2.2 雙管提高原油采收率

針對目標儲層的非均質特性,采用高、低滲雙管并聯(lián)模型進行泡沫調驅提高采收率實驗研究。其中采收率、剩余油飽和度實驗數(shù)據(jù)見表4所示。

表4 采收率、剩余油飽和度實驗數(shù)據(jù)Tab.4 Experimental findings of recovery and remaining oil saturation

從表4中數(shù)據(jù)可以看出,水驅結束低滲層含油飽和度高于高滲層,這主要由于驅替相與被驅替相的流度比高,使得注入水主要進入高滲層,而低滲層波及效果差。而注入氮氣泡沫后低滲剩余油飽和度顯著降低,說明泡沫流體的注入明顯改善了注入水的波及范圍。再次,對比表3和表4數(shù)據(jù)可知,并聯(lián)非均質模型水驅到含水為70%左右時,其采收率為22.7%,而單管均質模型采出程度為38.3%,這說明油藏非均質性對水驅開發(fā)效果影響較大。

驅替過程中,高、低滲透模型分流率及注入壓差的動態(tài)變化見圖6所示。

從圖6曲線可看出,主要的動態(tài)特征體現(xiàn)在:

（1）水驅過程,高滲管分流率明顯高于低滲管。這主要是由于高滲管啟動壓力相比低滲管低,注入水優(yōu)先進入滲流阻力小的高滲管。

圖6 高低滲模型分流率、流入壓差與PV數(shù)關系曲線Fig.6 Relationship between diversion rate and pressure difference of model

（2）泡沫注入階段,高滲管吸液量仍然大于低滲管。這主要是由于高滲管啟動壓力低流動阻力小,加之泡沫在高含水層位更易形成,使得此階段泡沫主要進入高滲管。宏觀上注入壓差逐漸增大,泡沫疊加效應逐步體現(xiàn)（見圖中曲線）。

（3）后續(xù)水驅階段,高滲管的分流率逐漸下降并低于低滲管的分流率。此階段說明了泡沫段塞的注入有效地封堵高滲管,使得后續(xù)水改向進入低滲管,擴大了水驅波及系數(shù)。

（4）吸液剖面反轉,當后續(xù)水累積注入2 PV左右（見圖中標志）低滲管分流率下降并低于高滲管,逐漸趨于未注泡沫前的水平,為泡沫調剖能力失效轉折點。

針對目標井組的實際情況,通過上述可靠的動靜態(tài)評價手段優(yōu)選的泡沫體系能夠在多孔介質內產(chǎn)生有效的泡沫并具有較強的穩(wěn)定性及耐沖刷能力（強度）,可以較好的應用于目標油田。

2.2.3 機理探討

對于較均質油藏,注水開發(fā)階段由于水的黏性指進（水油流度差異所致）加劇了層內非均質性,導致水驅效率不能達到較高水平。實驗結果顯示,注入的泡沫段塞可以較好的調整層內矛盾,這是由于泡沫在多孔介質內生成、運移、聚并增大了流動阻力,加之儲層為多孔喉交織的“拓撲結構”為注入流體的微觀改向提供了客觀條件（層內質點間可以交換能量）,使得驅替前緣趨于段塞推進。此外,泡沫的早期注入,此時油層的含油飽和度較高,油水分布和油層性質受注入水影響較小,一方面容易獲得較高的注入壓力,使驅替液保持較高的生產(chǎn)壓差驅替原油,另一方面注入泡沫越早,越早控制高滲透孔道,減緩層內矛盾的加劇,更利于提高驅替效率。

對于非均質油藏,客觀因素（非均質性）及注入水長期沖刷加劇了儲層層間矛盾,致使水驅效率明顯低于較均質油藏（實驗已證實）。泡沫段塞注入階段,泡沫優(yōu)先進入流動阻力小的高滲層位并逐步建立封堵壓差,使得后續(xù)流體波及范圍逐漸擴大而進入原水驅開發(fā)波及不到的中低滲層或主流線兩翼部位,在這個過程體現(xiàn)了泡沫在多孔介質內的生成、破滅、再生、聚并、運移、滯留及啟動等復雜的微觀動態(tài)變化,這些機理同微觀孔隙相互交織的“拓撲結構”、孔喉幾何形態(tài)及儲層能量等因素密切相關。

3 結論

（1）采用先進的FOAMSCAN自動化儀器進行泡沫靜態(tài)綜合性能評價,降低了人為誤差,實驗結果更加真實可靠。

（2）泡沫在多孔介質內產(chǎn)生的阻力大小受泡沫體系氣液比影響較大,實驗表明:氣液比由1∶3增大到3∶1的過程中,封堵效應愈來愈強,優(yōu)選的泡沫體系可以有效封堵滲透率高達20μm2的滲透層。

（3）對于均質和非均質油藏,泡沫體系均呈現(xiàn)了較好的驅替效率及提高采收率效果,充分體現(xiàn)了泡沫的流度控制、封堵調剖分流作用,是一種可以顯著改善水驅開發(fā)效果的工藝技術。

[1]趙福麟.采油化學[M].北京:石油大學出版社,1989.

[2]隆鋒,仲強,張云寶,等.旅大10-1油田化學驅物理模擬研究[J].海洋石油,2007,27（1）:36-40.

[3]施德友,楊景利,嚴新新,等.注氮氣泡沫提高采收率技術在勝利油田的應用[J].天然氣勘探與開發(fā),2005,28（2）:47-49.

[4]李治龍,錢武鼎.我國油田泡沫流體應用綜述[J].石油鉆采工藝,1993,15（6）:88-94.

[5]楊燕,蒲萬芬,周明.驅油泡沫穩(wěn)定劑的性能研究[J].西南石油學院學報,2002,24（4）:60-62.

[6]張運來,盧祥國,張云寶,等.江蘇油田中高滲油藏聚合物驅聚合物適應性研究[J].油田化學,2008,25（3）:245-248.

Laboratory experiment optimization of foam system for separated layer water injection in offshore oilfields

Meng Xianghai1,Ji Ning2,Zhang Yunbao2,Li Xiang2,Li Yanwen2,Chen Yuefei2

（1.Production Department,Tianjin Branch of CNOOC Ltd.,Tianjin300452;2.Production Optimization,China Oilf ield Services Limited,Tianjin300450）

TE357.6+2;TE357.7

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.04.081

1008-2336（2010）04-0081-06

中海石油總公司重點科研礦場試驗項目（C/KJF YF 002-2006）。

2010-06-24;改回日期:2010-07-16

孟祥海,男,1976年生,工程師,主要從事油田技術的研究與管理工作,E-mail:mengxh2@cnooc.com.cn。