低渗透油藏自适应弱凝胶辅助氮气泡沫复合调驱体系

杨红斌，吴飞鹏，李 淼，蒲春生，马 波，杨 涛，于浩然，石端胜

（1．中国石油大学（北京）提高采收率研究院，北京 102249； 2．中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580； 3．胜利油田森诺胜利工程有限公司，山东东营 257000； 4．长庆油田分公司第七采油厂，陕西西安710200； 5．中海油能源发展股份有限公司采油技术服务分公司，天津 300452）

低渗透油藏自适应弱凝胶辅助氮气泡沫复合调驱体系

杨红斌1，吴飞鹏2，李 淼3，蒲春生2，马 波4，杨 涛2，于浩然2，石端胜5

（1．中国石油大学（北京）提高采收率研究院，北京 102249； 2．中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580； 3．胜利油田森诺胜利工程有限公司，山东东营 257000； 4．长庆油田分公司第七采油厂，陕西西安710200； 5．中海油能源发展股份有限公司采油技术服务分公司，天津 300452）

针对陕北裂缝性低渗透油藏物性差、非均质性严重及传统调剖效果差问题，研究自适应弱凝胶辅助氮气泡沫复合调驱技术中弱凝胶和氮气泡沫的配伍性，优化复合调驱体系的注入参数，评价复合调驱体系的驱油性能．结果表明：复合体系具较好复配性，室内优化凝胶段塞大小最优注入体积为0．3PV，泡沫最优注入体积为0．6PV，在设备允许的条件下尽量用小段塞、多轮次注入泡沫液；水驱高含水率后，优先注入凝胶段塞，再注入泡沫，调堵效果最好，复合调驱体系双管岩心驱替相对提高采收率幅度达43．69%；矿场试验井组含水率由80%下降至62%，单井日产油量由0．27m3增至0．70m3．复合调驱技术在GY油田具有较强适应性，大幅度提高油田采收率，可为同类油藏增油控水提供借鉴．

弱凝胶；氮气泡沫；段塞；注入参数；提高采收率；低渗透油藏；自适应

0 引言

由于储层物性差，天然能量弱，弹性开发递减速度快，采收率低，陕北裂缝性低渗透油藏注水开发已成为必由之路．在注水开发中，由于微裂缝的存在导致水窜现象严重，常规调剖措施适应性较差，难以整体控制水窜通道，有效期短，急需研发一种既可稳定注入又可有效封堵的新技术．自适应弱凝胶辅助氮气泡沫复合调驱技术是一项富有创造性的提高采收率的新方法，综合弱凝胶和氮气泡沫的双重优势，能封堵裂缝性大孔道，防止水窜，调整吸水剖面．凝胶体系交联后黏度上升，可封堵裂缝等大孔道，降低水窜能力，调整吸水剖面．空气泡沫体系可控制流度，主要表现是降低注入流体流度，改善不利流度比，降低流体相对渗透率，延缓注入流体突破时间，封堵高渗层大孔道，改变液流方向；同时，泡沫驱还能提高驱油效率［1—5］．人们分别从弱凝胶和氮气泡沫的室内优选、注入参数实验优化、数值模拟优化等方面取得成果［6—15］，弱凝胶调剖和氮气泡沫调驱2个单项技术在胜利油田、大庆油田、辽河油田、江汉油田、中海油等中高渗及稠油油藏应用广泛［16—23］，但在低渗裂缝性油藏应用较少，且2种调驱技术的复合作用方面研究也较少．

笔者基于陕北裂缝性低渗透油藏特点，对自适应弱凝胶辅助氮气泡沫复合调驱技术进行研究，对段塞注入大小和注入顺序进行优化，进行双管岩心驱油效率实验，并结合矿场应用，验证复合调驱体系在提高采收率方面的应用前景．

1 实验

1．1 材料与仪器

1．1．1 材料

新配制自适应弱凝胶代号KY—1，实验室自制；泡沫剂体系，代号BK6A（0．5%，体积分数，下同）+ BK6B（0．15%），广西百色科特石油科技服务有限公司生产．

地层水为GY油田T114油区地层水，矿化度为41 811．5mg·L—1，离子质量浓度分别为ρ（K++ Na+）＝5 970．3mg·L—1，ρ（Ca2+）＝9 468．9mg·L—1，ρ（Mg2+）＝30．4mg·L—1，ρ（Cl—）＝25 967．1mg· L—1，ρ（SO24—）＝120．1mg·L—1，ρ（HCO3—）＝189．2mg·L—1，水型为CaCl2，pH为6．8；实验用油为GY油田T114油区脱水脱气原油．

实验用岩心为方形裂缝性岩心，部分实验用填砂管模型．

1．1．2 仪器

MDSW—1型波场采油多功能动态模拟系统，南通华兴石油仪器有限公司生产；BH—1型岩心抽空加压饱和装置，海安石油科研仪器有限公司生产；AB204—S电子天平；DC—2010节能型智能恒温槽；NDJ—5S旋转黏度计，上海羽通仪器仪表厂生产．

1．2 方法

1．2．1 弱凝胶与泡沫液复配性

泡沫液体系的性能评价采用Waring Blender法，弱凝胶的成胶能力采用观察法．

1．2．2 复合调驱注入参数优化

对复合调驱体系的各段塞总注入量、交替段塞大小及注入顺序进行优化，实验方案见表1～4．

表1 不同凝胶注入量下封堵实验方案Table 1 The plugging experiment scheme of different gel injection volume

表2 优化泡沫段塞大小注入方案Table 2 The optimization of foam slug volume injection scheme

表3 交替段塞大小注入方案Table 3 The alternating slug volume injection scheme

表4 优化注入顺序实验方案Table 4 The optimization of injection sequence experiment scheme

1．2．3 提高采收率评价

将2个渗透率不同的岩心并联驱替，分别用裂缝性岩心和填砂模型模拟高渗层、低渗层及油藏非均质特征．实验所用药品和仪器与封堵实验相同．

用岩心分流实验模拟油藏非均质性，实验方案按照优选出的凝胶和泡沫注入参数进行，记录驱替压力、产液量、产油量等参数，见表5．

表5 双管岩心驱油实验方案Table 5 The double tube core flooding experiment scheme

2 结果与讨论

2．1 自适应弱凝胶与泡沫液的复配性

2．1．1 弱凝胶对泡沫液起泡能力的影响

不同转速下泡沫体系在弱凝胶及地层水中性能数据见表6，不同转速下泡沫体系在弱凝胶及地层水中性能数据见图1．由表6和图1可知，用弱凝胶溶液配制的泡沫体系，起泡体积与半衰期在低转速和高转速下均有所提高，高转速下弱凝胶溶液配制的泡沫液体系的泡沫特征值提高幅度达62．06%．这是因为泡沫的破裂主要取决于液体的流失及气体透过液膜的扩散速度，未成胶的弱凝胶溶液吸附在液膜的表面，可增加液膜黏度和稳定性，减缓气体透过液膜扩散，因此，减缓泡沫的破裂，增加稳定性，导致起泡体积增大，半衰期延长．

表6 不同转速下泡沫体系在弱凝胶及地层水中性能数据Table 6 The performance data table of foam system in weak gel and formation water under the different speed

2．1．2 泡沫液对成胶后弱凝胶强度的影响

由于泡沫液中的起泡剂是一种表面活性剂，当表面活性剂与新配制弱凝胶混合时，影响弱凝胶体系性能的发挥，成胶时间延长，成胶强度有较大程度的减弱．因此，在复合调驱提高采收率的过程中，应选用弱凝胶体系与泡沫液体系单独注入，避免两者混合注入［4—5］．

实验过程中，利用新配制的弱凝胶溶液成胶后，与泡沫液按体积比1∶2混合，不搅拌．混合后弱凝胶与泡沫液界面明显，倒出泡沫液后，弱凝胶在烧杯中胶体整体性好，24h后有互溶现象，有细长很弱的胶体随泡沫液倒出，但分离后的弱凝胶在5h后又有成胶变好的趋势．经过10d后，泡沫液中的弱凝胶中有部分胶体分散，但保持较好的整体性，在强度上能满足矿场施工的需要．

图1 不同转速下泡沫体系在弱凝胶及地层水中性能数据Fig．1 The collation map of foam system in weak gel and formation water under the different speed

2．2 复合调驱体系注入参数优化

2．2．1 自适应弱凝胶注入段塞大小优化

弱凝胶注入量与后续水驱阻力因子关系曲线见图2．由图2可知，随着弱凝胶注入量增大，阻力因子逐渐增大，当凝胶注入量大于0．3PV时，阻力因子升高明显，说明弱凝胶注入量在0．3PV以上才能有效封堵裂缝，提高后续水驱波及范围．因此，推荐裂缝性地层注入0．3PV凝胶．

2．2．2 泡沫段塞注入大小优化

泡沫段塞大小与后续水驱阻力因子变化曲线见图3．由图3可知，在注入泡沫0．6PV后，后续水驱阻力最大，阻力因子最高，封堵效果明显．在注入泡沫0．3PV后，起泡量较少，水驱阻力较小；在注入泡沫0．9PV后，后续水驱阻力没有注入泡沫0．6PV后续水驱阻力大，主要原因是泡沫中表面活性剂成分吸附在岩石表面，形成润滑通道，造成后续水驱阻力减小．优化室内最佳注入泡沫体积为0．6PV，矿场实施过程中考虑到压力状态、地层封闭性、窜流通道方向性，应相应向下调整注入量．

图2 弱凝胶注入量与后续水驱阻力因子关系曲线Fig．2 The curve of weak gel injection volume and resistance factor

图3 泡沫段塞大小与后续水驱阻力因子变化曲线Fig．3 The curve of foam slug volume and resistance factor

2．2．3 泡沫液交替段塞大小优化

泡沫液交替段塞注入阻力因子变化曲线见图4．由图4可知，段塞交替次数对阻力因子影响明显．在相同泡沫液注入量0．6PV下，段塞交替次数越大，泡沫体系起泡效果越好，阻力因子越大，后续水驱驱替压力越高．交替段塞较大，主要表现为气驱和表面活性剂驱单独作用，气液接触面小，难以形成真正泡沫，故后续水驱压力不再升高．小段塞、多轮次交替可使气液充分接触，产生泡沫较多，对岩心大孔道的封堵能力明显增强，后续水驱压力提高，采收率增加．因此，在现场注入时，在设备与地层允许条件下，尽量用小段塞、多轮次快速交替注入泡沫液，充分发挥泡沫调驱作用．

2．2．4 段塞注入顺序优化

图4 泡沫液交替段塞注入阻力因子变化Fig．4 The curve of foam fluid alternating slug volume and resistance factor

图5 不同注入顺序的阻力因子曲线Fig．5 The curve of different injection sequence and resistance factor

不同注入顺序的阻力因子曲线变化见图5．由图5可知，方案A水驱至高含水后，注凝胶使水驱压力迅速升高，达230倍水驱阻力，说明注入凝胶后可迅速有效封堵大裂缝等高渗通道．方案B水驱至高含水后，注入泡沫液段塞再注入凝胶段塞，候凝后水驱压力升至280倍水驱阻力，说明先注入泡沫液可提高凝胶后水驱压力，有利于封堵高渗层．方案C水驱至高含水后，注凝胶后立即注入泡沫液，候凝后水驱压力亦迅速上升，为水驱阻力375倍，明显高于A方案、B方案凝胶后水驱压力．说明高含水后岩心先注入凝胶封堵住大孔道，再注入泡沫液能进一步改善封堵效果，使后续水驱压力达到最优值．因此，在裂缝发育较好、水窜严重的地层，优先注入凝胶段塞，再多轮次交替注入泡沫液，能更加有效地封堵住裂缝，提高注入压力，扩大水驱波及范围．

2．3 复合调驱体系提高采收率评价

自适应弱凝胶辅助氮气泡沫复合调驱体系提高采收率变化曲线见图6和表7．由图6和表7可知，实验中双管岩心驱替最终采收率达55．01%，相对提高采收率幅度达43．69%．说明注入凝胶、小段塞泡沫能够封堵高渗层，使注水剖面趋于均匀，后续水驱可采出低渗层的大量原油，提高原油采收率．

表7 自适应弱凝胶辅助氮气泡沫复合调驱驱油实验结果Table 7 The oil displacement experiment results of composite profile control of self—adaption weak gel assisted nitrogen foam

3 现场应用

GY油田唐114井区位于延安市宝塔区与延长县的交界处，属于典型的裂缝性低渗透油藏．B—2井组是GY油田唐114井区的一个注水井组，共有1口注水井（B—2井）和3口生产井（B—1井、B—5井和B—3井）．通过连通性和现场生产资料分析，注水井B—2井与生产井B—5之间存在高渗通道，与另外2口生产井也具一定连通性．2012年5月，对该注水井组开展自适应弱凝胶辅助氮气泡沫复合调驱，截至2012年7月，共注入弱凝胶段塞117m3，泡沫液段塞920m3（691m3N2+229m3泡沫液），累计气液比为3．02∶1，之后转为稳定水驱，调驱取得良好效果，增油降水效果明显（见图7和表8）．

图6 自适应弱凝胶辅助氮气泡沫复合调驱体系提高采收率变化曲线Fig．6 The enhanced oil recovery curve of composite profile control of self—adaption weak gel assis—ted nitrogen foam

图7 2012年B—2井组自适应弱凝胶辅助氮气泡沫复合调驱前后生产曲线Fig．7 The production dynamic curve before and after com—posite profile control of self—adaption weak gel assis—ted nitrogen foam flooding of B—2well group in 2012

表8 B—2井对应生产井调驱前后生产数据Table 8 The production comparision before and after flooding of corresponding production wells of B—2well

由图7可知，井组含水率由调驱前的80%下降至62%，平均单井产油量由0．27m3增至0．70m3，平均单井日产液量基本维持不变，略有上升，说明复合调驱体系能有效封堵高渗层，扩大注入流体的波及体积，注入压力由调驱前的5．7MPa调整为8．8MPa．由表8可知，3口生产井含水率有所下降，其中B—5井含水率下降21%，单井日产油量增加明显．根据试验结果统计，截至2012年11月，井组累计增油137．58t，随着时间延长，在复合调驱的总有效期内，试验井组的增油降水效果将更加明显．

4 结论

（1）自适应弱凝胶与泡沫液具良好配伍性，泡沫液在弱凝胶体系中起泡体积、半衰期及泡沫特征值有所增加，成胶后的弱凝胶在泡沫液中成胶强度略有下降，但保持较好整体性，在强度上能满足矿场施工的需要．

（2）在实验中，优化凝胶段塞大小最优注入体积为0．3PV，泡沫最优注入体积为0．6PV，在设备允许条件下，尽量用小段塞、多轮次注入泡沫液；在矿场实施过程中，应考虑压力状态、地层封闭性、窜流通道方向性，相应向下调整注入量；水驱高含水后，优先注入凝胶段塞，再注入泡沫，调堵效果最好．复合调驱体系双管岩心驱替实验最终采收率达55．01%，相对提高采收率幅度达43．69%，能大幅度提高原油采收率．

（3）矿场试验井组增油控水效果明显，井组含水率由80%下降至62%，平均单井日产油量由0．27m3增至0．70m3，注入井注入压力由5．7MPa调整为8．8MPa，井组累计增油137．58t．

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TE357．46

A

2095—4107（2013）05—0078—07

DOI 10．3969／j．issn．2095—4107．2013．05．011

2013—12—04；编辑：关开澄

国家自然科学基金项目（51104173）

杨红斌（1987—），男，博士研究生，主要从事油田化学及提高采收率方面的研究．