特高含水期砂岩稀油油藏氮气泡沫驱技术研究与应用

沈尘

摘 要：针对特高含水期砂岩稀油油藏剩余油分布高度零散、水淹严重，吸水不均，挖潜难度大的情况，积极探索由单一驱动介质向多种介质转变，提出了在锦16块兴隆台油层一层系开展氮气泡沫驱试验研究。通过开展局部整体实施氮气泡沫驱试验，实现提高采油速度与采收率的双重目的。

关键词：氮气泡沫驱；采油速度；高含水；注采

1 试验区基本情况

试验区位于锦16块兴隆台油层分采区中西部，试验的目的层为兴Ⅱ1-4小层，含油面积为0.32Km2，油层有效厚度23.8m，石油地质储量130.5×104t。

1.1 地质概况

试验区构造形态为南倾的鼻状构造，构造高点在锦2-8-2306井附近。结合沉积旋回特征和电性特征，將目的层划分为两个砂岩组。每个砂岩组分2个小层。储层岩性以含泥不等粒砂岩为主，岩石胶结物以泥质为主，胶结类型主要为孔隙型。平均孔隙度为28%，平均渗透率为750×10-3um2。试验区油藏埋深1350～1450m，层数连通系数83.4%，厚度连通系数82.9%。50℃地面脱气原油粘度为67.7mPa·s，凝固点-18℃。地层水总矿化度5230.79mg/L，水型为NaHCO3型。

1.2 开发历程及现状

历经32年开发，经过三次大规模调整，试验区转驱前已进入水驱双高开发阶段。试验区转驱前油井总井10口，开井9口，日产液499t/d，日产油20t/d，综合含水95%，采油速度0.56%，累产油48.95×104t，累产水271.12×104m3，采出程度37.5%，可采储量采出程度73.5%，剩余可采储量采油速度5.6%，水井总井2口，开井2口，日注水245m3/d，月注采比1.02，累计注采比0.98。

1.3 转驱前存在的主要问题

随着注水开发的延续，不可避免的要破坏注采井网，舍弃一部分水淹层，加剧注采矛盾，造成含水稳定的假象： （1） 注采井网欠完善、注水井利用率低；（2）注采厚度比逐年增大，出现无效注水；（3）单井采液较低；（4）继续水驱开发很难达到标定采收率。

2 氮气泡沫驱可行性研究及方案设计

2.1 氮气泡沫驱可行性研究

2.1.1 机理研究

氮气泡沫驱采油技术是在注水的同时按比例加入氮气和泡沫剂，利用水、氮气与泡沫剂相互作用的结果，在地下产生连续的稳定的泡沫驱替液。

机理1：增大波及体积系数提高驱油效率

泡沫液流通过“贾敏效应”依次进入高、低渗层，提高波及系数，填塞各种结构的孔隙，驱替不连续的残余油。

机理2：乳化降粘作用

泡沫剂是表面活性剂，扩散在油层中能够降低油的表面张力，有利于原油流动。

机理3：弹性能作用、举升作用

氮气自身的弹性能和重力分异作用可以驱替残余油，同时泡沫破裂所产生的压差、势能、张力也对原油起到一定的驱动作用[1]。

2.1.2 室内试验研究

开展不同油品驱油效果对比实验研究（见表1），实验表明：在无油或者剩余油饱和度低于10%以下时，起泡剂能够很好的发泡封堵高渗透层，而含油饱和度高于10%以上，发泡剂就明显消泡，由阻力因子为13.36，降到在剩余油饱和度为10-25%时的3.23-5.60左右，降了60%以上，因此可以看出，氮气泡沫驱主要封堵含油较低的高渗透层。

2.2 油藏工程方案设计要点

2.2.1 注采井网优化

在现有井网基础上，采用不规则注采井网，设计注入井2口，对应采油井10口，观察1口。注入井和生产井油层全部打开。

2.2.2 注采参数优化

（1）注入总量。数值模拟优选结果，当注入段塞为0.3PV时，累产油量和净产油量较高（见图1）。

图1 氮气泡沫驱合理注入量优选曲线

（2）化学剂浓度。应用数值模拟方法计算结果表明，化学剂浓度为0.3%时效果较好，但考虑到油层预吸附作用影响，初期化学剂浓度应控制在0.5%左右，等注入井压力上升并趋于稳定后再降低浓度到0.3%以下（见图2）。

图2 氮气泡沫驱合理注入浓度优选曲线

（3）合理气液比。为使调驱效果达到最佳，运用数模对气液比分别为0.5：1、1：1、1.5：1、2：1、4：1条件下氮气泡沫驱开采效果进行了模拟。计算结果表明，较大的气液比下，生产井容易较早的突破，合理的气液比值应为为1：1。

（4）合理注入速度。混合液注入速度160～200m3/d净产油较高（折算单位油藏体积注入量7.0712～8.8390 ×10-5m3/m3·d ）

（5）合理的注入方式。数模计算结果表明，氮气泡沫驱连续注入1.5年后转为气液混注与水交替小段塞式注入效果较好，段塞大小为10～30天比较合适。连续注入泡沫液1年后转为段塞式注入，四年后转为后续水驱。阶段注入总体积为0.3PV.

2.2.3 开发指标预测

第一年连续注入，第二年到第四年进行三年的泡沫段塞式注入，采出程度10%以上，平均采油速度1%。阶段总采收率52.4%。

（1）降低转驱井组综合含水5-8%；（2）提高转驱井组油井产能2倍；（3）提高转驱井组控制区域内原油采收率7%以上，增加可采储量9.13万吨；（4）操作成本控制在800元/吨以下。

3 方案实施及效果评价

试验区于2011年6月试注，7月开始平稳连续注入，2012年4月实施段塞注入。

井组于2011年8月开始见到效果，表现初期日产液上升，日产油下降，3个月后增液增油明显，试验取得预期效果（见图3）。

图3 锦2-8-118井区转氮气泡沫驱产量预测曲线

目前试验区总井10口，开井10口，日产液776t/d，日产油45t/d，综合含水94.2%，累产油50.49×104t，累产水285.19×104m3，采油速度1.26%，采出程度38.7%，截止到2012年10月累计增油4073t。

4 结束语

4.1 试验井区的初步成功说明特高含水期砂岩稀油油藏实施泡沫驱是可行的[2]；

4.2 选择条件适合的油藏及开展注采参数优化研究是泡沫驱成功的先决条件；

4.3 目前还需要进一步探索在不同阶段提高泡沫驱效果的调控方法。

参考文献

[1]李兆敏，李宾飞，徐永辉，等.泡沫酸分流特性研究及应用[J].西安石油大学学报，2007，22（2）：100-102，106.

[2]胡永乐，等.注水油田高含水后期开发技术方针的调整[J].石油学报，2004，25（5）.