海上稠油泡沫堵水技術(shù)研究與應(yīng)用

李 軍，李恩林，王曼依，祝曉林，楊 彬

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

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海上稠油泡沫堵水技術(shù)研究與應(yīng)用

李 軍，李恩林，王曼依，祝曉林，楊 彬

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

摘 要：渤海油田生產(chǎn)井大多采用大段防砂和籠統(tǒng)注采方式，防砂段間水竄問題可以使用卡水方式解決，但無法解決防砂段內(nèi)個別層水竄?；瘜W(xué)堵水方法是治理此類問題的有效手段。為此，研究了泡沫體系堵水技術(shù)并在渤海某油田XX井進(jìn)行了成功應(yīng)用，現(xiàn)場應(yīng)用后増油效果顯著。該技術(shù)展現(xiàn)了良好應(yīng)用前景。

關(guān)鍵詞：稠油；水竄；泡沫；堵水

E-mail：lijun5@cnooc.com.cn。

泡沫封堵水竄技術(shù)是一項(xiàng)利用泡沫流體特性及施工工藝相結(jié)合的新型封堵水竄層位技術(shù)。作用對象為多層開發(fā)、層間非均質(zhì)性強(qiáng)、水竄嚴(yán)重導(dǎo)致高含水的油井。該項(xiàng)技術(shù)在施工中可實(shí)現(xiàn)生產(chǎn)管柱注入作業(yè)，大大節(jié)約海上平臺施工成本。在實(shí)施中將泡沫流體籠統(tǒng)注入地層，一方面通過技術(shù)參數(shù)設(shè)計和現(xiàn)場注入工藝，實(shí)現(xiàn)堵劑進(jìn)入水竄層，保護(hù)潛力層；另一方面通過配方設(shè)計使堵劑具有自控選擇性能，實(shí)現(xiàn)泡沫在水竄層穩(wěn)定，潛力層破滅，從而實(shí)現(xiàn)油井產(chǎn)出液含水率下降、產(chǎn)油量上升的目的。

渤海某油田XX井為稠油定向井，原油黏度大，分五段防砂，其中一、三、四防砂段為油層。2013年初合采及單采各防砂段時含水都為100%。經(jīng)地質(zhì)油藏綜合分析認(rèn)為段內(nèi)有水竄層，導(dǎo)致邊水水竄。且此井原油黏度大，油水流度比大，水竄后原油無法產(chǎn)出，導(dǎo)致含水100%。考慮到海上油田都是大段防砂，無法對段內(nèi)小層進(jìn)行卡水，為此，研究了泡沫封堵水竄技術(shù)，有效封堵產(chǎn)水層，降低了油井含水和提高了油井產(chǎn)油量。

1 泡沫堵水體系評價與優(yōu)化

1.1 泡沫油水選擇性評價

泡沫對油水具有選擇性是其作為選擇性堵劑的重要特性，泡沫堵水技術(shù)利用這一特性實(shí)現(xiàn)封堵出水層的目的。因此評價泡沫對油水的選擇性具有重要意義。

在常溫下，使用不同濃度的地層模擬原油與起泡劑混合配制成100 mL起泡劑溶液，采用Waring Blender方法進(jìn)行攪拌起泡，觀測其發(fā)泡體積、泡沫半衰期及排液半衰期，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表1所示。

表1 不同油濃度下泡沫性能評價

從表1可以看出，模擬油對泡沫的起泡體積、泡沫半衰期、排液半衰期均有較大的影響：起泡體積明顯減小；排液半衰期明顯縮短，排液速度增加，泡沫不穩(wěn)定；泡沫半衰期明顯下降，油濃度越高，泡沫破壞越快。這說明泡沫具有遇油消泡的特性，從而使泡沫在油藏中具有“堵水不堵油”的選擇性封堵作用。

原油對泡沫的抑制和破壞主要體現(xiàn)在液膜排液和氣體在氣泡之間的擴(kuò)散。原油的存在，一方面使得表面活性劑分子離開水氣界面，進(jìn)入油相，使起泡劑的有效濃度降低；另一方面，原油接觸泡沫后，在水氣界面膜鋪展或乳化成小油珠，在外力和界面張力的驅(qū)動下進(jìn)入泡沫結(jié)構(gòu)內(nèi)，產(chǎn)生Marangoni效應(yīng)，以不同形式在不同程度上影響和破壞泡膜的完整性[1-2]。

1.2 起泡劑老化性能評價

針對目標(biāo)油田的油藏條件，評價使用起泡劑的耐溫性能，考察起泡劑在油藏溫度條件下是否具有穩(wěn)定性。

將起泡劑樣品在90 ℃條件下老化24 h后取出，采用Waring Blender方法進(jìn)行攪拌起泡，考察泡沫體積與泡沫半衰期，并與老化前進(jìn)行對比，結(jié)果如表2所示。

表2 泡沫穩(wěn)定性對比

從老化前后泡沫半衰期對比情況來看，起泡體積與泡沫半衰期幾乎相同，可以認(rèn)為該起泡劑在90 ℃條件下具有較好穩(wěn)定性，滿足油藏溫度條件的要求。

1.3 起泡劑的濃度優(yōu)選

實(shí)驗(yàn)使用目標(biāo)油田的地層水，采用Waring Blender方法評價不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的起泡劑溶液，考察濃度對泡沫性能的影響，優(yōu)選出最佳的藥劑使用范圍，測試結(jié)果如表3所示。測試結(jié)果表明，當(dāng)起泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)超過0.5%后，其泡沫體積及排液半衰期增幅變小，可以看到最佳范圍應(yīng)在0.5%～1%之間。但考慮地層吸附的問題，建議使用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.7%～1%。

表3 不同濃度起泡劑的發(fā)泡性能

1.4 穩(wěn)泡劑

前期針對泡沫驅(qū)的礦場實(shí)驗(yàn)表明，單一的泡沫體系封堵能力較差[3-4]，尤其是針對堵水作業(yè)來說，增強(qiáng)泡沫的穩(wěn)定性是一個很關(guān)鍵的指標(biāo)。通過復(fù)合一定的穩(wěn)泡劑，可形成強(qiáng)化泡沫體系。該體系與單一泡沫相比，增強(qiáng)了泡沫體系穩(wěn)定性，減小了起泡劑在油藏中的吸附和運(yùn)移[5]，具有更大的封堵強(qiáng)度。

實(shí)驗(yàn)針對油藏溫度條件，采用一維填砂模型進(jìn)行了驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，對普通泡沫和增強(qiáng)泡沫體系堵水效果進(jìn)行了對比評價。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表4所示。

表4 泡沫類型優(yōu)化對比

從評價結(jié)果來看，與單一泡沫體系相比，增強(qiáng)泡沫封堵壓差達(dá)到1.1 MPa，阻力因子和殘余阻力因子分別達(dá)到了268.1與146.3，均有明顯優(yōu)勢。尤其是殘余阻力因子，遠(yuǎn)大于單一泡沫體系的47.4。這一點(diǎn)對于堵水措施來說，較大的殘余阻力因子可以大大增強(qiáng)堵水的有效期，是十分關(guān)鍵的指標(biāo)。

1.5 氣液比優(yōu)選

氣液比是泡沫堵水工藝的重要參數(shù)，氣液比直接決定泡沫封堵強(qiáng)度及地層中穩(wěn)定分布狀態(tài)。氣液比過大或過小都不利于泡沫最大量地穩(wěn)定產(chǎn)生。氣液比過小時產(chǎn)生的泡沫量有限，流動阻力增加不夠，封堵能力有限。氣液比過大時產(chǎn)生的泡沫氣泡過大，甚至不能起泡而出現(xiàn)接近連續(xù)的氣體驅(qū)替現(xiàn)象。

實(shí)驗(yàn)參考目標(biāo)井滲透率，采用2 m長一維單管模型，填制人造巖心，回壓5.0 MPa，發(fā)泡劑濃度0.6%。實(shí)驗(yàn)考察了不同氣液比的影響，采取了四種驅(qū)替方案：

方案一：水驅(qū)至含水98%+3 PV泡沫（氣液比1︰2）+后續(xù)水驅(qū)；

方案二：水驅(qū)至含水98%+3 PV泡沫（氣液比1︰1）+后續(xù)水驅(qū)；

方案三：水驅(qū)至含水98%+3 PV泡沫（氣液比2︰1）+后續(xù)水驅(qū)；

方案四：水驅(qū)至含水98%+3 PV泡沫（氣液比3︰1）+后續(xù)水驅(qū)。

通過四種方案，測的不同氣液比條件下驅(qū)替效率，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖1所示。

最終驅(qū)替效率對比情況來看，氣液比為1︰1時驅(qū)替效率最高，3︰1時驅(qū)替效率最低，方案推薦采用1︰1～2︰1的氣液比范圍，便于在現(xiàn)場施工中按現(xiàn)場實(shí)際情況調(diào)整。

圖1 四種氣液比條件下整體驅(qū)替效果對比圖

2 現(xiàn)場應(yīng)用及效果分析

2.1 施工參數(shù)設(shè)計

總體設(shè)計思路：采用增強(qiáng)泡沫體系，增強(qiáng)泡沫穩(wěn)定性；注入工藝上實(shí)現(xiàn)層內(nèi)生泡與井筒成泡相結(jié)合；由于泡沫中氣體會通過生產(chǎn)管柱上的帶孔管進(jìn)入油套環(huán)空并上浮，因此需密切監(jiān)測套壓，施工期間套壓不超過8～10 MPa。

主要參數(shù)計算方法：

最佳地下氣液比取1︰1，則地面泡沫基液注入量Q基液計算公式如下：

式中：Q基液為地面泡沫基液注入量，m3；r為泡沫封堵半徑，m；n為目的層內(nèi)涉及到的小油層個數(shù)；i為目的層內(nèi)第i個小油層；hi為目的層內(nèi)第i個小油層的油層有效垂厚，m；φi為目的層內(nèi)第i個小油層的孔隙度，小數(shù)；α為保障系數(shù)，無量綱，選擇1.05～1.10。

地面氮?dú)庾⑷肓縌氣計算公式如下：

式中：Q氣為地面氮?dú)庾⑷肓?，m3；P1為地面環(huán)境壓力，MPa；T1為地面環(huán)境溫度，K；P2為地層壓力，MPa；T2為地層溫度，K；Z1為地面條件下氮?dú)獾膲嚎s因子，取1.0；Z2為地層條件下氮?dú)獾膲嚎s因子，無量綱。

主要施工參數(shù)：注液量552 m3，注氣量75 000 Nm3（Nm3，是指在0攝氏度1個標(biāo)準(zhǔn)大氣壓下的氣體體積），泡沫量1 050 m3，氣液比1.2︰1。

2.2 應(yīng)用效果分析

2014年1月13日對渤海某油田XX井進(jìn)行氮?dú)馀菽滤鳂I(yè)，至1月21日完成，按照設(shè)計參數(shù)進(jìn)行實(shí)施，完成了設(shè)計注入量。期間由于氣體在油套環(huán)空內(nèi)積聚造成套壓上升且上升較快，在施工過程中及時調(diào)整工藝方案，采用地下成泡注入方式，確保注入壓力不超過設(shè)計限壓。施工前后生產(chǎn)曲線見圖2所示。

圖2 渤海某油田XX井生產(chǎn)曲線圖

措施井在實(shí)施氮?dú)馀菽滤?，日產(chǎn)液量90 m3，含水率為100%，基本無油產(chǎn)出。實(shí)施堵水措施后，平均日產(chǎn)液量50 m3，含水率為20%～49%，平均日增油量37 m3。截止到2014年8月，措施有效期超過7個月，累增油達(dá)到7 000 m3，降水增油效果非常明顯。

3 結(jié)論與認(rèn)識

（1）室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場應(yīng)用表明，氮?dú)馀菽滤夹g(shù)對渤海某油田稠油堵水效果明顯，起泡劑性能篩選與優(yōu)化是氮?dú)馀菽滤晒Φ年P(guān)鍵。

（2）氮?dú)馀菽{(diào)剖技術(shù)為海上稠油油田大段防砂水竄治理提供了新的技術(shù)手段，在渤海類似油田可推廣使用。

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Study and Application of Foam Plugging Technology in Offshore Heavy Oil Field

LI Jun, LI Enlin, WANG Manyi, ZHU Xiaolin, YANG Bin
（Tianjin Branch of CNOOC Limited, Tianjin 300452, China）

Abstract：In most of the production wells in Bohai Oilfield， large section of sand control and general injection-production way are mainly used, and the problems of the water channeling among different sand control intervals can be solved by using wellbore tools. However, the situation of water channeling within individual layers cannot be solved. The water plugging by chemical method is an effective technique to solve this problem. Therefore, study has been conducted on water plugging technology with foam system, and furthermore put the foam system into field test successfully in well XX in Bohai Oilfield. The oil production rate has been increased greatly after application. This technique shows a great application prospective in the future.

Keywords：heavy oil; water channeling; foam; water plugging

中圖分類號：TE357.46

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2016.01.060

文章編號：1008-2336（2016）01-0060-04

收稿日期：2015-08-21；改回日期：2015-10-27

第一作者簡介：李軍，男，1975年生，工程師，碩士學(xué)位，油氣田開發(fā)工程，主要研究方向：油氣田開發(fā)研究及生產(chǎn)管理工作。