海上油田细分层注水用泡沫体系优选实验研究

孟祥海1,籍 宁2,张云宝2,李 翔2,李艳雯2,陈月飞2

（1.中海油（中国）有限公司天津分公司生产部,天津300450;2.中海油田服务股份有限公司油田生产事业部,天津 300450）

海上油田细分层注水用泡沫体系优选实验研究

孟祥海1,籍 宁2,张云宝2,李 翔2,李艳雯2,陈月飞2

（1.中海油（中国）有限公司天津分公司生产部,天津300450;2.中海油田服务股份有限公司油田生产事业部,天津 300450）

针对海上高孔高渗地质油藏特点,通过FOAMSCAN自动化仪器、动态阻力因子测试及物理模拟实验等技术手段,优选出Ⅱ号起泡剂的泡沫体系（起泡剂质量浓度0.5%,气液比为1∶1～3∶1）具有很好的生泡、稳泡及耐冲刷性能,可以有效的封堵渗透率近20μm2的高渗层。

氮气泡沫;细分层注水;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、储层发育、大段多采用笼统防砂注采方式及油藏非均质性严重等造成水驱开发矛盾突出,具体体现在含水上升快、采出程度低。针对此类问题,石油科技工作者不断进行提高采收率的技术探索,例如:区块注聚,分层配注等,解决了大段配注的问题,与单纯笼统注采相比,对提高注水开发效果有较大贡献。但现有技术不能从根本上解决大段多采用笼统防砂注采所带来的防砂段内小层间及层内的矛盾。通过国内外资料调研及对比当前提高采收率技术特点[1-3],认为泡沫体系具有“堵水不堵油、堵高不堵低”的自控选择特性[4],可以有效解决海上油田的上述问题。泡沫细分层注水过程中兼具微观调剖和驱替两种作用,此过程中的泡沫再生能力（能否生泡）和泡沫稳定性（泡沫有效期）是细分层注水措施效果的核心因素,因此选择适合海上高孔高渗特点的泡沫体系显得尤为重要。

本文通过自动控制的泡沫扫描仪（常规采用Waring Blender[5]和罗氏泡沫仪方法）、多孔介质内泡沫动态阻力因子测试及物模装置等技术手段对泡沫生成、稳定性（半衰期及耐冲刷水平）、携液水平及驱替效果等参数进行了评价,并就驱替机理进行了探讨分析,使得优选结果更加贴近实际需求。

1 起泡剂优选

1.1 静态评价

1.1.1 实验条件

实验用起泡剂为Ⅰ号和Ⅱ号起泡剂,主剂为阴离子型表面活性剂,起泡剂浓度0.5%。实验用水为目标井组水源井水;实验仪器为泡沫扫描仪,其型号为FOAMSCAN,生产厂家为法国I.T.Concept,其基本结构见图1。

图1 FOAMSCAN示意图Fig.1 Schematic figure of FOAMSCAN

1.1.2 实验方法及原理

实验方法:如图1所示,首先将配制好的起泡剂溶液加入液池内,从液池底部注入氮气（固定流量）,反应器就会陆续产生泡沫,液体在产生泡沫的过程中,会逐步的通过4个电极,其中最底部的电极表征盛液池中液体的体积,发泡量筒内的3个电极,测试不同位置的电导率,用来表征不同位置的泡沫携液能力。当泡沫达到最高时（自动停止注气）,泡沫开始排液衰败,泡沫液体排至一半时所用时间为泡沫排液半衰期,泡沫体积衰败到一半时所用时间为泡沫半衰期。

实验原理:通过对电导率测量及反应器色差分析记录泡沫衰败过程和携液量变化趋势,可以准确地测量泡沫体系发泡量、半衰期、携液系数等参数。

1.1.3 结果分析

该实验主要通过静态评价以定性区别不同起泡剂的综合性能,主要指标为:起泡剂与水体的配伍性、单位泡沫体积的起泡时间和泡沫体系的稳定性能,具体实验过程截图见图2所示,所得实验数据见表1。

实验数据显示Ⅰ号起泡剂泡沫半衰期、排液半衰期分别为5 031 s和216 s,Ⅱ号起泡剂分别为19 967 s和1 106 s,在其发泡能力较 I号起泡剂相差不大的情况下,泡沫半衰期、排液半衰期均明显大于I号起泡剂。

图2 泡沫综合性能实验截图Fig.2 Experimental diagram of foam overall performance

表1 泡沫综合性能评价数据Tab.1 Experimental findings of foam overall performance

1.2 动态评价

泡沫调驱是泡沫在多孔介质内生成、破灭、再生、聚并、运移、滞留及启动的动态过程,通过对泡沫体系在多孔介质内流动特性进行评价更加符合实际。本文针对目标油藏当前的渗透特性,评价了泡沫体系在特高渗透层内的生成及封堵情况。

阻力因子是描述泡沫体系在多孔介质内封堵能力的重要指标,通常用如下符号来表示,其定义为:

式中:δP1为岩心水驱基础压差,δP2为泡沫体系压差。

1.2.1 实验条件

实验温度为70℃,填砂模型渗透率为20 μm2,模型回压为4 MPa,起泡剂浓度为产品浓度0.5%,气液比为 3∶1、2∶1、1∶1、1∶2 和 1∶3,每种起泡剂均按照上述条件进行评价。

1.2.2 结果分析

阻力因子评价数据见表2所示。

表2 阻力因子评价数据Tab.2 Experimental findings of resistance factor

从表2数据可知,I和 II号起泡剂溶液的阻力因子均随着气液比的增大而增大,具体见图3所示。从图3可看出,在相同气液比条件下 II号起泡剂阻力因子均大于I号,I号起泡剂阻力因子如若达到II号起泡剂阻力因子须提高气液比。

图3 阻力因子与气液比关系曲线Fig.3 Relationship of resistance and gas fluid ratio

在实验过程中,发现泡沫体系在气液比1∶1、2∶1和3∶1时产生的泡沫较气液比为1∶3和 1∶2时更加细腻（泡沫半径小,圆度高）,具体形态见图4所示。

图4 不同气液比的泡沫形态Fig.4 Foam shape of different gas fluid ratio

通过上述泡沫动静态实验发现,起泡剂种类及气液比对泡沫的生成、稳定性及封堵多孔高渗通道能力存在较大影响,静态同动态评价指标具有较好的一致性,其中 II号起泡剂综合性能较优。更加重要的是文中优选的泡沫体系能够较好的封堵多孔高渗通道。大庆地区主要油田渗透率与孔道半径中值统计规律[6]如图5所示。

图5 渗透率与孔隙半径中值关系Fig.5 Median of permeability and pore radius

从图5可知,孔隙半径中值随渗透率的增加而增大,但二者并非线性关系。当地层渗透率为10μm2时,孔隙直径可以达到50μm,可推断文中模型渗透率为20μm2时,孔隙直径接近100μm。可见文中优选的泡沫体系可以较好的应用于海上高孔高渗水驱开发油田。

2 物理模拟实验

主要通过模拟油藏条件,评价上述优选的II号起泡剂的泡沫体系驱替效率及提高原油采收率程度,为工艺方案参数制定提供参考。

2.1 实验方案

2.1.1 单管驱替效率

针对普通稠油油藏注水开发暴露的注入水突进导致开发效果差的问题,通过单管较均质（相对）模型进行泡沫驱替效率评价。实验对比了常规水驱及氮气泡沫的驱替效果,实验方案如下所示:方案0:水驱至含水98%+0.64PV氮气泡沫（气液比为1∶1）+后续水驱（基础对比实验）;方案1:水驱至含水70%+0.64PV氮气泡沫（气液比为1∶2）+后续水驱;方案2:水驱至含水70%+0.64PV氮气泡沫（气液比为1∶1）+后续水驱;方案3∶水驱至含水70%+0.64PV氮气泡沫（气液比为2∶1）+后续水驱。

2.1.2 双管提高原油采收率

针对多小层油藏注水开发过程中,由于储层渗透物性差异大致使水驱波及体积小,从而使水驱原油采收率低的问题,通过双管并联模型（层间非均质）进行泡沫提高采收率实验,实验对比了不同气液比对泡沫改善水驱开发效果的影响。

实验方案:水驱到含水70%+0.64PV氮气泡沫（气液比为1∶1）+后续水驱。

2.2 实验数据及结果分析

2.2.1 单管驱替效率

氮气泡沫注入量对驱油效果的影响,实验数据见表3所示。

表3 驱替效率实验结果Tab.3 Experimental findings of displacement efficiency

从表3数据可知,单管均质模型注入时机及气液比对驱替效果存在影响,注入时机愈早,气液比愈大,驱替效率愈高。其中水驱至含水70%时进行泡沫调驱较水驱至含水98%时进行泡沫调驱提高了19.4%的驱替效率。气液比为2∶1时,模型最终的驱替效率高达94.1%。可见注入时机愈早,气液比愈高,驱替效率愈好。2.2.2 双管提高原油采收率

针对目标储层的非均质特性,采用高、低渗双管并联模型进行泡沫调驱提高采收率实验研究。其中采收率、剩余油饱和度实验数据见表4所示。

表4 采收率、剩余油饱和度实验数据Tab.4 Experimental findings of recovery and remaining oil saturation

从表4中数据可以看出,水驱结束低渗层含油饱和度高于高渗层,这主要由于驱替相与被驱替相的流度比高,使得注入水主要进入高渗层,而低渗层波及效果差。而注入氮气泡沫后低渗剩余油饱和度显著降低,说明泡沫流体的注入明显改善了注入水的波及范围。再次,对比表3和表4数据可知,并联非均质模型水驱到含水为70%左右时,其采收率为22.7%,而单管均质模型采出程度为38.3%,这说明油藏非均质性对水驱开发效果影响较大。

驱替过程中,高、低渗透模型分流率及注入压差的动态变化见图6所示。

从图6曲线可看出,主要的动态特征体现在:

（1）水驱过程,高渗管分流率明显高于低渗管。这主要是由于高渗管启动压力相比低渗管低,注入水优先进入渗流阻力小的高渗管。

图6 高低渗模型分流率、流入压差与PV数关系曲线Fig.6 Relationship between diversion rate and pressure difference of model

（2）泡沫注入阶段,高渗管吸液量仍然大于低渗管。这主要是由于高渗管启动压力低流动阻力小,加之泡沫在高含水层位更易形成,使得此阶段泡沫主要进入高渗管。宏观上注入压差逐渐增大,泡沫叠加效应逐步体现（见图中曲线）。

（3）后续水驱阶段,高渗管的分流率逐渐下降并低于低渗管的分流率。此阶段说明了泡沫段塞的注入有效地封堵高渗管,使得后续水改向进入低渗管,扩大了水驱波及系数。

（4）吸液剖面反转,当后续水累积注入2 PV左右（见图中标志）低渗管分流率下降并低于高渗管,逐渐趋于未注泡沫前的水平,为泡沫调剖能力失效转折点。

针对目标井组的实际情况,通过上述可靠的动静态评价手段优选的泡沫体系能够在多孔介质内产生有效的泡沫并具有较强的稳定性及耐冲刷能力（强度）,可以较好的应用于目标油田。

2.2.3 机理探讨

对于较均质油藏,注水开发阶段由于水的黏性指进（水油流度差异所致）加剧了层内非均质性,导致水驱效率不能达到较高水平。实验结果显示,注入的泡沫段塞可以较好的调整层内矛盾,这是由于泡沫在多孔介质内生成、运移、聚并增大了流动阻力,加之储层为多孔喉交织的“拓扑结构”为注入流体的微观改向提供了客观条件（层内质点间可以交换能量）,使得驱替前缘趋于段塞推进。此外,泡沫的早期注入,此时油层的含油饱和度较高,油水分布和油层性质受注入水影响较小,一方面容易获得较高的注入压力,使驱替液保持较高的生产压差驱替原油,另一方面注入泡沫越早,越早控制高渗透孔道,减缓层内矛盾的加剧,更利于提高驱替效率。

对于非均质油藏,客观因素（非均质性）及注入水长期冲刷加剧了储层层间矛盾,致使水驱效率明显低于较均质油藏（实验已证实）。泡沫段塞注入阶段,泡沫优先进入流动阻力小的高渗层位并逐步建立封堵压差,使得后续流体波及范围逐渐扩大而进入原水驱开发波及不到的中低渗层或主流线两翼部位,在这个过程体现了泡沫在多孔介质内的生成、破灭、再生、聚并、运移、滞留及启动等复杂的微观动态变化,这些机理同微观孔隙相互交织的“拓扑结构”、孔喉几何形态及储层能量等因素密切相关。

3 结论

（1）采用先进的FOAMSCAN自动化仪器进行泡沫静态综合性能评价,降低了人为误差,实验结果更加真实可靠。

（2）泡沫在多孔介质内产生的阻力大小受泡沫体系气液比影响较大,实验表明:气液比由1∶3增大到3∶1的过程中,封堵效应愈来愈强,优选的泡沫体系可以有效封堵渗透率高达20μm2的渗透层。

（3）对于均质和非均质油藏,泡沫体系均呈现了较好的驱替效率及提高采收率效果,充分体现了泡沫的流度控制、封堵调剖分流作用,是一种可以显著改善水驱开发效果的工艺技术。

[1]赵福麟.采油化学[M].北京:石油大学出版社,1989.

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[3]施德友,杨景利,严新新,等.注氮气泡沫提高采收率技术在胜利油田的应用[J].天然气勘探与开发,2005,28（2）:47-49.

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[6]张运来,卢祥国,张云宝,等.江苏油田中高渗油藏聚合物驱聚合物适应性研究[J].油田化学,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

中海石油总公司重点科研矿场试验项目（C/KJF YF 002-2006）。

2010-06-24;改回日期:2010-07-16

孟祥海,男,1976年生,工程师,主要从事油田技术的研究与管理工作,E-mail:mengxh2@cnooc.com.cn。