低滲透油藏再生氮?dú)馀菽?qū)實(shí)驗(yàn)與應(yīng)用

程宏杰，陳玉琨，李鐵栓，張翰清，張基朋，吳永彬

(1.中國(guó)石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國(guó)石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124000；3.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(北京)，北京 100083；4.中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

0 引 言

氮?dú)馀菽?qū)是提高低滲透油藏采收率的有效途徑，其驅(qū)油機(jī)理主要包括選擇性封堵、氣液重力分異作用以及表面活性作用[1-2]。泡沫堵水不堵油的特點(diǎn)使其能更好地應(yīng)用于封堵高滲層出水層位。同時(shí)，泡沫中的氣組分在氣泡破裂后產(chǎn)生重力分異，上升到滲透率更低、注入水難以到達(dá)的油層頂部，擴(kuò)大波及體積，提高驅(qū)油效率。起泡劑本身是一種活性很強(qiáng)的表面活性劑，能較大幅度降低界面張力，改善巖石表面潤(rùn)濕性，剝離出束縛狀態(tài)的剩余油，進(jìn)一步提高驅(qū)油效率[3-6]。基于上述優(yōu)勢(shì)，低滲透水驅(qū)油藏已經(jīng)開展了大量的氮?dú)馀菽?qū)或者調(diào)剖驅(qū)替試驗(yàn)，并見到了良好的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果[7-10]。

常規(guī)泡沫體系通常不耐油，在接觸地層原油后快速消泡，一般很難有再次起泡的能力，大幅削弱了泡沫在油層孔隙體系內(nèi)的長(zhǎng)期作用效果。因此，以往的泡沫驅(qū)通常需要連續(xù)注入大量的泡沫劑，操作成本高，經(jīng)濟(jì)效益低[11-12]。而再生泡沫體系是近年來化學(xué)驅(qū)領(lǐng)域的研究熱點(diǎn)，其基本特征是泡沫體系具有較好的耐油性，在油層多孔介質(zhì)空間和一定的剪切速度作用下，能夠消泡后二次或者多次起泡，實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)期對(duì)水竄通道的封堵和調(diào)剖作用，從而提高水驅(qū)油藏在高含水后期的開發(fā)效果。目前該技術(shù)在國(guó)外主要開展室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況鮮有報(bào)道[13-21]。因此，以高含水(大于90%)、高溫(73.0 ℃)、高地層水礦化度(24 818.5 mg/L)的新疆SN井區(qū)為例，開展了耐溫、耐鹽、具備多次起泡功能的氮?dú)馀菽浞襟w系篩選評(píng)價(jià)，優(yōu)選最佳注入?yún)?shù)，為礦場(chǎng)應(yīng)用提供技術(shù)支持。

1 泡沫配方體系優(yōu)化

1.1 發(fā)泡性評(píng)價(jià)

采用Waring Blender法對(duì)備選起泡劑和穩(wěn)泡劑的配伍性、起泡能力、半衰期、泡沫綜合指數(shù)FCI等因素進(jìn)行一系列實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)。

起泡劑為實(shí)驗(yàn)室自主研發(fā)的FP-1、FP-2、FP-3三種再生泡沫劑配方，主要成分為高耐油的甜菜堿型表面活性劑。穩(wěn)泡劑分別為多糖聚合物穩(wěn)泡劑WP-1、生物聚合物穩(wěn)泡劑WP-2、改性納米穩(wěn)泡劑WP-3。實(shí)驗(yàn)用水為SN井區(qū)注入水(礦化度為17 699 mg/L)，實(shí)驗(yàn)溫度為73 ℃。通過多因素評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，得到不同配方體系的起泡能力、析液半衰期、泡沫綜合指數(shù)FCI(表1)。

表1 不同泡沫配方體系性能評(píng)價(jià)Table 1 The performance evaluation of different foam formulation systems

由表1可知：在相同質(zhì)量分?jǐn)?shù)下，含F(xiàn)P-1泡沫體系的發(fā)泡體積和FCI指數(shù)均高于含F(xiàn)P-2和FP-3泡沫體系；WP-1對(duì)泡沫穩(wěn)定的影響小于生物聚合物穩(wěn)泡劑WP-2，F(xiàn)CI指數(shù)小于WP-2，因此，優(yōu)選發(fā)泡劑FP-1和多糖聚合物穩(wěn)泡劑WP-1為最佳組合。同時(shí)，在適量添加改性納米穩(wěn)泡劑WP-3后，穩(wěn)泡時(shí)間和FCI指數(shù)均大幅上升，表明多糖聚合物穩(wěn)泡劑WP-1和聚合物WP-3的協(xié)同作用效果更好。因此，在上述體系中進(jìn)一步添加WP-3。

當(dāng)穩(wěn)泡劑WP-1的質(zhì)量分?jǐn)?shù)從2.00%下降至1.00%后，發(fā)泡體積從730mL升至760 mL，但穩(wěn)泡時(shí)間從2 782 min降至1 402 min，下降明顯；而當(dāng)WP-3質(zhì)量分?jǐn)?shù)從1.00%下降至0.50%后，穩(wěn)泡時(shí)間也從2 782 min降至2 110 min。綜合對(duì)比發(fā)泡效果和穩(wěn)泡效果，優(yōu)選0.40%FP-1+2.00%WP-1+0.10%WP-3為最佳泡沫配方體系，且該體系的成本僅為110 元/m3。采用旋轉(zhuǎn)液滴界面張力儀進(jìn)行油水界面張力測(cè)定，轉(zhuǎn)速為3 000 r/min，溫度為73 ℃。結(jié)果表明，泡沫配方體系與SN井區(qū)原油的界面張力為0.32 mN/m，表明其具有較低的界面張力和較好的洗油能力。

1.2 再次起泡性評(píng)價(jià)

利用高壓填砂發(fā)泡管(Φ2.54 cm×30 cm，400目)對(duì)優(yōu)選配方體系泡沫液進(jìn)行收集，開展多次重復(fù)可視化起泡測(cè)試(圖1)。由圖1可知：首次起泡時(shí)泡沫細(xì)膩且微氣泡較多，第2次至第4次氣泡的泡沫尺寸從雜亂逐漸過渡至均衡，直徑逐次增大，表明受到巖心對(duì)泡沫劑不斷吸附的影響，實(shí)際的泡沫劑濃度逐次偏低，產(chǎn)生的泡沫數(shù)量逐次減少；優(yōu)化配方在油藏溫度、壓力和地層水礦化度條件下，具有優(yōu)異的多次重復(fù)起泡功能，表明泡沫體系內(nèi)各組分協(xié)同性和配伍性好，在通過多孔介質(zhì)孔隙時(shí)未發(fā)生明顯的組分分離和分流效應(yīng)，且適應(yīng)多孔介質(zhì)孔隙內(nèi)的剪切條件，能夠在慢速剪切下快速起泡。

圖1 多次重復(fù)起泡實(shí)驗(yàn)的泡沫圖像Fig.1 The foam image of repeated foaming test

1.3 耐鹽性評(píng)價(jià)

配制礦化度為SN井區(qū)注入水礦化度(17 699 mg/L)0.5、1.0、1.4、2.0、2.4、2.6和3.0倍的模擬水，通過Waring Blender攪拌法評(píng)價(jià)優(yōu)選配方體系的發(fā)泡和穩(wěn)定性能，實(shí)驗(yàn)溫度為73 ℃。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖2所示。由圖2可知：優(yōu)選配方體系的穩(wěn)定性隨著礦化度的增大先增加后減小(圖2)；在3.0倍注入水礦化度條件下，泡沫析液半衰期仍大于1 800 s，最大發(fā)泡體積大于700 mL，泡沫綜合指數(shù)大于1 310 000，耐鹽穩(wěn)定性優(yōu)良，滿足現(xiàn)場(chǎng)高礦化度對(duì)泡沫性能要求。

圖2 優(yōu)選配方的耐鹽性能Fig.2 The salt tolerance of the optimized formula

1.4 耐溫耐壓性評(píng)價(jià)

采用高溫高壓泡沫性能評(píng)價(jià)可視裝置(最高耐壓20.00 MPa，最高耐溫200 ℃)，在氣液比為5.0∶1.0、注入速度為24 mL/min、氣液同注、高壓篩網(wǎng)發(fā)泡管條件下，測(cè)定泡沫配方體系在油藏溫度壓力(溫度為73 ℃、壓力為14.70 MPa)下的泡沫性能。實(shí)驗(yàn)表明，油藏條件下的析液半衰期為253 min，是常壓下的6.5倍，表明配方在高溫高壓條件下穩(wěn)定性更強(qiáng)。

2 注入?yún)?shù)優(yōu)化及驅(qū)油效率評(píng)價(jià)

根據(jù)目標(biāo)區(qū)儲(chǔ)層孔滲特征，利用SN井區(qū)SN-A井巖心(長(zhǎng)度為20 cm，截面積為4.91 cm2)，開展了泡沫體系在不同注入方式、注入速度以及氣液比條件下的一維巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，并利用優(yōu)選的參數(shù)開展了驅(qū)油效率評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，論證了再生氮?dú)馀菽瓘?fù)合配方體系的驅(qū)油效果。實(shí)驗(yàn)方案如表2所示。

表2 一維巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)方案Table 2 The scheme for one-dimensional core flooding test

2.1 泡沫體系注入方式優(yōu)化

泡沫注入方式優(yōu)選的目的是使注入的氣體和發(fā)泡液形成均勻的泡沫體系。采用新疆SN井區(qū)SN-A井巖心，在回壓為6.00 MPa、溫度為73 ℃、氣液比為3.0∶1.0條件下，通過氣液同注和氣液交替注入2種方式研究泡沫注入方式對(duì)巖心兩端壓差和阻力系數(shù)的影響。同時(shí)對(duì)比了再生氮?dú)馀菽w系與常規(guī)氮?dú)馀菽w系在后續(xù)注氣過程中的再次起泡性能。

2.1.1 氣液同注

圖3為氣液同注方式下，分別采用再生氮?dú)馀菽w系與常規(guī)氮?dú)馀菽w系的壓差變化。由圖3可知：注入再生氮?dú)馀菽w系后，巖心兩端的壓差快速增大，兩端壓差最高達(dá)到12.67 MPa，穩(wěn)定一段時(shí)間后注入氣體，巖心兩端的壓差有所下降，但很快保持在較高的水平，壓差達(dá)到9.78 MPa。該結(jié)果表明采用優(yōu)化的再生氮?dú)馀菽w系后，后續(xù)注氣可以使巖心中的泡沫體系再次成泡并起到較好的封堵作用。而常規(guī)泡沫配方在后續(xù)注氣時(shí)巖心兩端壓差迅速下降，表明泡沫在巖心中消泡后，通過后續(xù)注氣二次成泡現(xiàn)象大幅減少，難以產(chǎn)生持久的封堵作用。當(dāng)注氣量達(dá)到18.0倍孔隙體積后再次注入泡沫段塞，巖心兩端的壓差又隨著注入泡沫量的增加而升高，體系阻力系數(shù)再次迅速增大，表明重新形成了強(qiáng)封堵的泡沫。再次注入氣體時(shí)，體系的壓差逐漸降低，說明驅(qū)替已經(jīng)進(jìn)入末期，形成了氣竄通道。

圖3 氣液同注情況下不同泡沫體系驅(qū)替壓差對(duì)比Fig.3 The comparison of displacement pressure difference of different foam systems with gas-liquid injection

2.1.2 氣液交替

圖4為采用氣液交替注入方式的泡沫滲流性能變化。由圖4可知：注入泡沫液時(shí)，體系阻力系數(shù)增加，注入氣體后阻力系數(shù)下降，注入多個(gè)段塞后，體系的壓力才逐漸上升；在注入量同為7.0倍孔隙體積的情況下，氣液同注方式壓差高達(dá)12.90 MPa(圖3)，而氣液交替方式的壓差僅為1.90 MPa(圖4)；注入28.0倍孔隙體積的泡沫體系后轉(zhuǎn)為水驅(qū)，體系壓力緩慢降低，且壓差不斷波動(dòng)，表明巖心內(nèi)仍然不斷產(chǎn)生泡沫；水驅(qū)注入量達(dá)到30.0倍孔隙體積后轉(zhuǎn)為氮?dú)怛?qū)，體系的阻力系數(shù)快速降低，表明水驅(qū)后泡沫劑已經(jīng)完全產(chǎn)出，氣體難以再次起泡，發(fā)生了氣竄。因此，推薦采用氣液同注方式注入再生氮?dú)馀菽w系。

圖4 氣液交替情況下泡沫滲流特性變化Fig.4 The variation of foam seepage characteristics under gas-liquid alternative injection

2.2 注入速度優(yōu)化

在氣液同注、氣液比為3.0∶1.0的實(shí)驗(yàn)條件下，對(duì)比注入速度分別為0.1、0.3、0.4、0.5 mL/min條件下的泡沫封堵效果，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖5。由圖5可知：初期水驅(qū)階段阻力系數(shù)波動(dòng)較小，基本保持穩(wěn)定；開始注泡沫后，阻力系數(shù)快速增加，當(dāng)注入速度為0.3 mL/min時(shí)，體系的阻力系數(shù)最高；轉(zhuǎn)為水驅(qū)后，巖心兩端的壓差迅速降低，當(dāng)注入速度為0.3 mL/min時(shí)，阻力系數(shù)較為穩(wěn)定，而其他注入速度下，阻力系數(shù)波動(dòng)較大。因此，綜合確定注入速度為0.3～0.4 mL/min。

圖5 注入速度對(duì)泡沫滲流特性的影響Fig.5 The effect of injection rate on foam seepage characteristics

2.3 氣液比優(yōu)化

在回壓為6.00 MPa、溫度為73 ℃、注入速度為0.3 mL/min條件下，研究泡沫的氣液比對(duì)阻力系數(shù)變化的影響，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖6。由圖6可知：注入泡沫體系后，體系的阻力系數(shù)迅速上升；當(dāng)氣液比為3.0∶1.0時(shí)，巖心兩端的壓差快速增加，泡沫的阻力系數(shù)最高，繼續(xù)增加氣液比，體系的阻力系數(shù)則相對(duì)降低；轉(zhuǎn)為水驅(qū)后，巖心兩端的壓差迅速降低，且氣液比為3.0∶1.0時(shí)的殘余阻力系數(shù)最高，泡沫的封堵性最好。

圖6 氣液比對(duì)泡沫滲流特性的影響Fig.6 The effect of gas-liquid ratio on foam seepage characteristics

同時(shí)，利用微流控二維可視化微觀模擬實(shí)驗(yàn)裝置，開展了不同氣液比條件下的多孔介質(zhì)內(nèi)泡沫驅(qū)替原油特征實(shí)驗(yàn)(圖7)，采用同一玻璃蝕刻模型，通過不同的顯微放大倍率，可明顯觀測(cè)到不同氣液比條件下的泡沫形態(tài)和分散特征。由圖7可知：氣液比為5.0∶1.0時(shí)，氣體太多，難以形成明顯分散氣泡，而是以連續(xù)氣相驅(qū)替原油；氣液比為0.5∶1.0時(shí)，氣體太少，零散分布在孔隙空間，發(fā)揮的阻力作用和擴(kuò)大波及體積作用有限；氣液比為3.0∶1.0時(shí)，可以形成明顯的氣泡分散流，在封堵大孔隙的同時(shí)還能起到分散驅(qū)油作用，從而大幅提高驅(qū)替效果。

圖7 不同氣液比下的多孔介質(zhì)內(nèi)泡沫流動(dòng)特征Fig.7 The foam flow characteristics in porous media at different gas-liquid ratios

2.4 驅(qū)油效率評(píng)價(jià)

利用新疆SN井區(qū)SN-A井巖心(氣測(cè)滲透率為19.0 mD)，采用氣液同注的方式，開展一維巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)注入泡沫組合段塞為0.7倍孔隙體積(0.1倍孔隙體積的前置泡沫液+0.5倍孔隙體積的泡沫+0.1倍孔隙體積的后置泡沫液)。具體流程為：水驅(qū)至采出液含水達(dá)到98.0%后，注入0.7倍孔隙體積的泡沫段塞，再轉(zhuǎn)為水驅(qū)，直至采出液含水達(dá)到98.0%，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖8所示。由圖8可知：泡沫驅(qū)及后續(xù)水驅(qū)階段的壓差大于初次水驅(qū)的壓差；二次注水時(shí)壓差快速上升后開始回落，但仍高于初次水驅(qū)的壓差，表明該階段在巖心中再次產(chǎn)生了一定的泡沫，注入水仍可進(jìn)入巖心中的基質(zhì)孔隙驅(qū)油；二次水驅(qū)結(jié)束后總驅(qū)油效率達(dá)到66.92%，即泡沫驅(qū)可在水驅(qū)(水驅(qū)驅(qū)油效率為41.67%)的基礎(chǔ)上提高驅(qū)油效率25.25個(gè)百分點(diǎn)。

圖8 泡沫驅(qū)油實(shí)驗(yàn)驅(qū)油效率變化Fig.8 The change of oil displacement efficiency in foam flooding test

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，優(yōu)化的再生氮?dú)馀菽浞襟w系對(duì)SN井區(qū)原油的驅(qū)油效果明顯。

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

新疆油田SN井區(qū)縱向發(fā)育3套主力油層，正韻律控制下的儲(chǔ)層物性由上向下逐漸變好。儲(chǔ)層平均孔隙度為14.9%，平均滲透率為19.8 mD，屬低孔低滲的強(qiáng)非均質(zhì)儲(chǔ)層。自2004年采用井距為300 m的反九點(diǎn)井網(wǎng)規(guī)模開發(fā)以來，目前綜合含水達(dá)91.0%，處于高含水開發(fā)階段。層間非均質(zhì)性嚴(yán)重造成吸水不均，剩余油飽和度差異大。由于底部物性最好的3號(hào)小層水淹嚴(yán)重，繼續(xù)水驅(qū)效率低，階段采出程度僅為31%，迫切需要轉(zhuǎn)換開發(fā)方式大幅提高采收率。為保證泡沫驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)效果，選擇剖面矛盾突出、剩余潛力大、井網(wǎng)完整、井況良好的SN井區(qū)-中1區(qū)作為先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)。先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)包含2個(gè)反九點(diǎn)注采井組，含油面積為1.71 km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量為181.60×104t，試驗(yàn)區(qū)平均孔隙度為15.1%，平均滲透率為19.9 mD，滲透率由上而下逐漸增大，1～3號(hào)小層的水驅(qū)動(dòng)用程度分別為13.5%、33.9%、52.6%，采出程度為36.5%，轉(zhuǎn)泡沫驅(qū)前含水為87.5%。

采用氣液同注工藝措施，泡沫配方為0.40%FP-1+2.00%WP-1+0.10%WP-3。2019年注泡沫液量為3 475.0 m3，注氮?dú)饬?地下體積)為10 425.0m3(0.2倍孔隙體積)；2020年泡沫液量為4 398.4 m3，注氮?dú)饬?地下體積)為11 829.6 m3(0.2倍孔隙體積)。氣液比為3.0∶1.0。試驗(yàn)區(qū)在注入泡沫段塞后又經(jīng)歷了常規(guī)注水、脈沖周期注水、常規(guī)注水和后續(xù)注泡沫階段。泡沫段塞起到了長(zhǎng)效增油的作用，與水驅(qū)相比，日均增油達(dá)到8 t/d以上，井組總體含水最高降幅達(dá)到6.6個(gè)百分點(diǎn)。氮?dú)馀菽?qū)后，3號(hào)強(qiáng)吸水小層的動(dòng)用程度從86.7%降至51.4%，而上部2個(gè)弱吸水層的動(dòng)用程度則從13.3%提高至48.6%，實(shí)現(xiàn)了縱向小層的均衡動(dòng)用?？傮w來看，試驗(yàn)區(qū)產(chǎn)量自然遞減明顯減緩，累計(jì)增油4 947 t，按照2 554 元/t油價(jià)測(cè)算的投入產(chǎn)出比為1.0∶1.6，見到了明顯的技術(shù)經(jīng)濟(jì)效果，預(yù)測(cè)泡沫驅(qū)在水驅(qū)基礎(chǔ)上可進(jìn)一步提高采收率10.00個(gè)百分點(diǎn)以上。

4 結(jié) 論

(1) 研制了適合SN井區(qū)低滲透水驅(qū)油藏的廉價(jià)高效再生氮?dú)馀菽w系(0.40%FP-1+2.00%WP-1+0.10% WP-3)，并確定了合理的注入?yún)?shù)：氣液比為3.0∶1.0，注入速度為0.3～0.4 mL/min，注入方式為氣液同注。

(2) 通過一維巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，證明優(yōu)化的再生氮?dú)馀菽w系具有強(qiáng)發(fā)泡、強(qiáng)封堵、再次起泡的多重優(yōu)勢(shì)，泡沫驅(qū)可以在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高驅(qū)油效率25.25個(gè)百分點(diǎn)。

(3) 在新疆SN井區(qū)開展了2個(gè)井組的再生氮?dú)馀菽?qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，取得了明顯的增油效果，日增油8 t/d以上，井組含水下降6.6個(gè)百分點(diǎn)。截至目前累計(jì)增油4 947 t，尤其在氮?dú)馀菽稳?qū)結(jié)束后，繼續(xù)水驅(qū)仍然保持較高的產(chǎn)油水平，表明泡沫體系在后續(xù)水驅(qū)過程中，能夠再次起泡實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)效封堵，進(jìn)一步提高增油效果。