胜坨油田二区沙二段3砂组高温高盐油藏低张力氮气泡沫驱单井试验

元福卿，赵方剑，夏晞冉，姬奥林，魏翠华

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580；2.中国石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营257015）

胜坨油田二区沙二段3砂组高温高盐油藏低张力氮气泡沫驱单井试验

元福卿1，2，赵方剑2，夏晞冉2，姬奥林2，魏翠华2

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580；2.中国石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营257015）

针对高温高盐油藏的特点，采用分子模拟和室内实验等手段，研制了低张力氮气泡沫体系。室内评价结果表明，当温度为80℃时，不同质量分数的氮气泡沫体系在吸附前后发泡体积均保持在200 mL左右，半衰期大于5 000 s，表明其具有良好的起泡性能和泡沫稳定性能。为了验证该体系在高温高盐油藏中的起泡性能、泡沫稳定性能及对高渗透条带的封堵性能，优选合理的注入方式和气液比，于2011年8月30日在胜坨油田二区沙二段3砂组高温高盐油藏开展了为期1个月的低张力氮气泡沫驱单井试验，30 d累积注入泡沫剂溶液2 087 m3，3口受效油井平均综合含水率由试验前的98.5%降至试验结束后的97.8%，平均单井产液量保持稳定，产油量由6.3 t/d上升到9.2 t/d。油水井动态变化及吸水剖面变化结果表明：低张力氮气泡沫体系在高温高盐油藏条件下能够形成稳定的泡沫，且封堵高渗透条带性能好；气液混合注入渗流阻力大，封堵效果好；试验条件下最佳气液比为1∶1。

高温高盐油藏泡沫驱气液交替气液混注气液比井口压力吸水剖面

近年来，中国东部主力油区相继进入特高含水开发阶段，三次采油技术已成为老油区大幅度提高采收率的主要手段，在大庆、胜利、河南等油区聚合物驱和复合驱技术得到广泛应用，并取得了较好效果［1-4］。受油藏高温高盐的限制，很大一部分油藏难以实施化学驱。由于泡沫具有超低的界面张力、较强的耐温抗盐能力且阻力系数较高，不但能够扩大波及体积，还可提高驱油效率，因此泡沫驱成为一种很有前途的提高采收率方式［5-12］。目前，中外学者开展了大量低张力泡沫驱室内实验研究，研制了具有超低界面张力的配方［13-20］，评价了泡沫体系的性能，优化了注入方式，但由于室内实验所用模型的局限性，实验结果难以反映驱油体系在实际油藏中的性能［21-22］。为研究新型低张力泡沫体系在高温高盐油藏中的起泡性能、泡沫稳定性能及对高渗透条带的封堵性能，优选合理的注入方式和气液比，在胜坨油田二区沙二段3砂组高温高盐油藏开展了为期1个月的低张力氮气泡沫驱单井试验，以期为低张力泡沫体系的研制和方案优化设计提供依据。

1 低张力氮气泡沫体系的研制

通过分子模拟和室内实验发现，烷基苯磺酸盐、带有阴离子磺酸根的阴-非两性表面活性剂和磺基甜菜碱型的阴阳两性表面活性剂均具有耐温抗盐、泡沫性能好及超低界面张力的特点。磺基甜菜碱分子结构中具有强酸根基团，是集典型的阴离子型和阳离子型于一体的季铵内盐型两性表面活性剂。通过原料及合成条件的优化，合成了磺基甜菜碱泡沫剂，对其相关性能进行了评价。

将研制的磺基甜菜碱泡沫剂与洗净烘干的油砂以质量比为3∶1的比例混合，在80℃的水浴中振荡24 h，取出后进行离心处理，测定质量分数为0.5%的磺基甜菜碱泡沫剂吸附前后与原油的界面张力。结果（图1）表明，无论是吸附前还是吸附后，在20 min内磺基甜菜碱泡沫剂与原油的界面张力均能达到超低，且与吸附前相比，吸附后两者的界面张力变化不大。

图1 磺基甜菜碱泡沫剂吸附前后与原油的界面张力

配制质量分数为0.05%，0.10%，0.20%和0.30%的磺基甜菜碱泡沫剂，再分别充入纯度为99.9%的氮气，利用罗氏泡沫仪测试氮气泡沫体系吸附前后的泡沫性能。评价结果（表1）表明，当温度为80℃时，不同质量分数的氮气泡沫体系在吸附前后发泡体积均保持在200 mL左右，半衰期大于5 000 s，表明均具有良好的起泡性能和稳定性能。

表1 氮气泡沫体系性能评价结果

2 试验井组概况

试验井组位于胜坨油田二区沙二段3砂组，为单斜构造油藏，油层自东北向西南方向倾斜，构造简单，地层平缓，倾角为2°～5°。油藏分为6个含油小层，其中34和35小层为主力层，储层物性较好，平均孔隙度为28%，平均空气渗透率为1 780×10-3μm2，地层原油粘度为11 mPa·s，地层水矿化度为17 435 mg/L，钙镁离子质量浓度为475 mg/L，原始地层压力为22.07 MPa，原油饱和压力为11.9 MPa，原始地层温度为80℃。试验井组包括注入井ST2-0-206，生产井ST2-0-139，ST2-1-173和ST2-0X305，井距为350 m，主要层位为32，33和34共3个小层，井组内连通性好。试验井组于1966年投入开发，试验前ST2-0-206井注水量为120 m3/d，井口注入压力为12 MPa，3口受效油井的平均产液量为140 m3/d，含水率高达98.5%，采出程度为49.9%，水驱提高采收率难度很大。

3 单井试验方案设计

根据试验目的和室内实验结果，单井试验用泡沫剂为质量分数为0.5%的磺基甜菜碱泡沫剂，其与目的层的油水界面张力为5.6×10-3mN/m，注入气体为纯度为99.5%的氮气；注入时间为30 d，保持ST2-0-206井的注入量不变，泡沫剂溶液累积注入量为2 087 m3，氮气注入量为223 000 Sm3。采用3种注入方式分3个阶段进行注入：第1阶段为气液交替注入，时间为14 d，该阶段分3个周期注入，第1周期为6 d，前4 d注泡沫剂溶液，后2 d注氮气，后2个周期均为4 d，前2 d注泡沫剂溶液，后2 d注氮气；第2阶段为气液井口混合注入，时间为8 d，为确定最佳气液比，前4 d气液比为0.5∶1，后4 d气液比为0.75∶1；第3阶段为气液井底混合注入，时间为8 d，前4 d气液比为0.75∶1，后4 d气液比为1∶1，试验结束后转入水驱。

4 单井试验结果分析

4.1 注入压力变化

在气液交替注入阶段，注入压力波动较大。当注入泡沫剂溶液时，注入压力在12 MPa左右。第1周期第1 d注气时，压力上升至18.9 MPa，第2 d即恢复至12 MPa；第2周期结束时注入压力仍为13.1 MPa，上升幅度不大，表明在气液交替阶段的前2个周期，在地层中没有形成稳定的氮气泡沫；随着第3周期氮气的注入，注入压力稳步上升，到气液交替注入阶段末期，注入压力上升至17 MPa（图2），表明低张力氮气泡沫体系此时在地层中形成了氮气泡沫，导致地层渗流阻力增大。

图2 注入井ST2-0-206泡沫驱注入压力变化

在气液井口混合注入阶段，当气液比为0.5∶1时，注入压力由气液交替注入阶段末期的17 MPa上升到18.5 MPa；当气液比升至0.75∶1时，注入压力逐渐升至20.3 MPa。

在气液井底混合注入阶段，当气液比为0.75∶1时，1 d后注入压力由气液井口混合注入阶段末期的20.3 MPa上升到22.9 MPa；当气液比升至1∶1，注入压力进一步升至25 MPa。

分析可知，注入压力越高，表明低张力氮气泡沫体系的渗流阻力越大，封堵能力越强。注入压力变化结果表明，低张力氮气泡沫体系在高温高盐油藏条件下形成了稳定的泡沫，其调整油藏非均质能力强。气液交替注入方式时的注入压力为17 MPa，而当气液比为1∶1时，气液混合注入方式时的注入压力上升到25 MPa，说明气液混合注入的调驱效果明显好于气液交替注入，且随着气液比的升高，注入压力上升，表明低张力氮气泡沫体系的调驱能力更强。

4.2 吸水剖面变化

在注入井生产制度保持不变的条件下，对比注入井ST2-0-206泡沫驱试验前后的吸水剖面（图3）发现，吸水厚度由试验前的5.1 m增至7.2 m，而且层内吸水剖面得到较大改善。结果表明，低张力氮气泡沫体系在地层内形成了稳定的泡沫，且泡沫调驱能力较强，从而扩大了水驱波及体积。

图3 注入井ST2-0-206泡沫驱试验前后吸水剖面

4.3 压降曲线变化

由注入井ST2-0-206泡沫驱试验前后的压降曲线可见：试验前，关井后井口压力迅速下降，60 min后压力由初期的11 MPa降为0，说明该井储层高渗透条带发育；注入氮气泡沫体系后，压力下降程度变缓，75 min后压力由关井初期的12.5 MPa降为8 MPa（图4），也说明该氮气泡沫体系在地层中形成了稳定的泡沫，对高渗透条带起到了有效封堵。

图4 注入井ST2-0-206泡沫驱试验前后压降曲线

4.4 指示曲线变化

由注入井ST2-0-206泡沫驱试验前后的指示曲线可见，ST2-0-206井的启动压力由试验前的9.1 MPa升至试验后的9.5 MPa（图5），说明低张力氮气泡沫体系在油藏条件下形成了稳定的泡沫，对高渗透条带起到了有效的封堵作用。

图5 注入井ST2-0-206泡沫驱试验前后指示曲线

4.5 受效油井动态变化

于2011年8月30日对ST2-0-206井进行泡沫驱单井试验，9月29日结束，共30 d，累积注入泡沫剂溶液2 087 m3，3口受效油井平均综合含水率由试验前的98.5%降至试验结束后的97.8%，平均单井产液量保持稳定，产油量由6.3 t/d上升到9.2 t/d，动液面由691 m上升到670 m。连续60 d监测ST2-2-206井500 m内16口油井的产出液，所有油井产出液中均未检测到泡沫剂，产出气中氮气含量也未见明显增加。

5 结论

室内性能评价结果表明：研制的低张力氮气泡沫体系具有较强的耐温抗盐能力、良好的泡沫性能和超低界面张力。

高温高盐油藏单井试验结果表明，研制的低张力氮气泡沫体系耐温抗盐能力强，在油藏条件下能够形成稳定的泡沫，起到了较好的封堵效果。

当泡沫剂和氮气混合注入时的渗流阻力较大，封堵效果好，且气液比越高，注入压力和渗流阻力均越大，因此试验条件下最佳气液比为1∶1。同时气液混合注入时注入压力相对稳定，对油管和套管影响小，因此易于现场实施。

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编辑常迎梅

TE357.42

A

：1009-9603（2014）01-0070-04

2013-11-18。

元福卿，男，高级工程师，在读博士研究生，从事化学驱提高采收率技术攻关和推广工作。联系电话：13589976531，E-mail：yu⁃anfuqing.slyt@sinopec.com。

国家科技重大专项“胜利油田特高含水期提高采收率技术”（2011ZX05011）。