多段塞泡沫凝胶调驱工艺参数优化研究

刘军龙，吴汉宁，石亮亮，王 磊，张 娟

(1.西北大学地质学系/大陆动力学国家重点实验室，陕西 西安 710069；2.中石油长庆油田第六采油厂，陕西

多段塞泡沫凝胶调驱工艺参数优化研究

刘军龙1，吴汉宁1，石亮亮2，王 磊2，张 娟2

(1.西北大学地质学系/大陆动力学国家重点实验室，陕西 西安 710069；2.中石油长庆油田第六采油厂，陕西

榆林 710032)

针对渤海绥中36-1油田注水过程中注入水沿高渗透条带、大孔道突进的问题，以驱油用聚合物为主剂，室内研发出适合SZ36-1油田油藏条件的泡沫凝胶体系；模拟绥中36-1油田油藏条件，对所研制的泡沫凝胶体系调驱工艺参数，即注入量、注入浓度、注入速度、注入方式以及段塞组合方式等参数进行室内实验优化，实验结果表明：最佳注入量为0.2倍孔隙体积，注入量为900 mg/L·PV，注入速度必须低于10 ml/h，在上述工艺参数下采用多段塞组合方式注入，段塞组合方式应为低浓度前置段塞、中浓度主体段塞、高浓度保护段塞。

绥中36-1油田；多段塞；泡沫凝胶；工艺参数；实验优化

绥中36-1油田位于渤海海域，该油田油层多且厚度大，储层孔隙度为29%～35%，渗透率为100～10 000 mD。目前主要以注水/聚开发为主。注水/聚过程中水/聚合物溶液沿着高渗透条带、大孔道突进，导致注水/聚受效井含水上升较快，影响了水/聚合物驱效效果[1]。泡沫凝胶调驱是近几年发展起来的一项三次采油新技术[2]，利用泡沫和凝胶的双重特性，达到油田稳油控水的目的。针对绥中36-1油田注水/聚合物驱存在的问题，室内研发出了泡沫凝胶调驱剂。模拟绥中36-1油田油藏条件，对所研制的泡沫凝胶调驱剂现场注入工艺参数进行了实验优化研究。

1 多段塞泡沫凝胶调驱实验

1.1 实验条件[3]

(1) 实验用水：F17井现场注入水，矿化度91 526.47 mg/L

(2) 实验用油：模拟油，65℃下表观粘度69 mPa·s

(3) 泡沫凝胶体系配方：聚合物2 000 mg/L+交联剂300 mg/L+稳定剂1 000 mg/L+起泡剂0.2%+自生气体系5%

(4) 实验温度： 65℃

(5) 实验用岩心：Φ25×2 000 mm，孔隙度32.5%，渗透率3 200×10-3μm2

1.2 实验仪器和方法

(1) 实验设备：长岩心驱替物理模拟实验装置。

(2) 实验方法：选用长度为200 cm、直径为25 mm的填砂管，带多个测压点。为了模拟油藏条件，采用现场取回疏松砂岩填制。物理模拟首先使用模拟地层水饱和，饱和油，然后用模拟注入水进行水驱油至含水达到98%，然后注人泡沫凝胶体系，并连续水驱至不出油为止，通过压力和渗透率的变化，计算相应的封堵效率，并计量在水驱基础上的增油量，计算提高驱油效率幅度[4-5](见图1)。

图1 长岩心物理模拟实验装置

1.3 实验方案

针对工艺参数优化研究内容，确定如下研究方案[6](见表1)。

表1 研究方案内容

2 结果与分析

2.1 注入量实验优化结果

首先使用模拟地层水进行水驱油，在水驱油基础上，分别注人0.01、0.05、0.1、0.2、0.3、0.4、0.5PV的泡沫凝胶，然后连续水驱至不出油止，计算封堵率和驱油效率[7]，实验结果见表2。

由表2验结果可见，当注入体系的总量低于0.15 PV时，随着体系注入总量的增加，提高原油采收率的幅度明显增加；当注入体系的总量大于0.2 PV时，随着体系注入总量的增加，提高原油采收率的幅度开始降低。考虑投入产出比以及油藏中的水体对体系的稀释作用，优选的泡体系注入总量为0.15～0.3 PV，最佳体系注入总量为0.2 PV。

2.2 注入浓度实验优化结果

注入浓度的优化给予注入总量的基础上，实验步骤为抽真空饱和水、饱和油、水驱油，在水驱油到瞬时达含水98%以上时，设计泡沫凝胶体系的注人量分别为15、50、100、300、500、700、900、1 200、1 500 mg/L·PV，并连续水驱至不出油为止，计量在水驱基础上的增油量和提高采出程度的幅度[8]，实验结果见表3。

由表3可见，当泡沫凝胶浓度低于700 mg/L·PV时，随着泡沫凝胶注入量的增加，驱油效率的幅度明显增加；当泡沫凝胶浓度高于700 mg/L·PV时，随着泡沫凝胶浓度的增加，驱油效率增加幅度减小，因此在油藏条件下，适合的泡沫凝胶注入量为700～1 000 mg/L·PV，最佳注入量为900 mg/L·PV。

表2 段塞尺寸对驱油效率的影响

表3 体系浓度对驱油效率的影响

2.3 注入速度实验优化结果

图2 注入排量对驱油效率的影响

在水驱基础上，选择注入速度分别为5、10、15、20、25、30、35、40 ml/h，注入泡沫凝胶体系，计量增油量和提高采出程度幅度[9]，实验结果见图2。

由图2可见，在油藏条件下，注入速度越高，驱油效率越低，当注入速度在15 ml/h以上时，驱油效率明显下降，因此，现场施工时注入速度应尽量采用低速的注入方式。

2.4 注入方式优化实验结果

在SZ36-1油田油藏条件下，使用并联长岩芯调驱，设计的注人方式有三种：

(1) 一次性注人0.3 PV泡沫凝胶。

(2) 将总段塞为0.30 PV泡沫凝胶等分为2个0.15 PV的小段塞与少量的水交替注人。

(3) 将总段塞为0.30 PV泡沫凝胶等分为3～5个0.1 PV的小段塞首先使用模拟地层水水驱油至不出油，然后用设计注人方式下的泡沫凝胶驱替，并连续水驱至不出油为止，计量在水驱基础上的增油量和提高采出程度幅度[10]，实验结果见表4。

表4 注入方式对驱油效率和封堵率的影响

由实验结果可见，并联岩芯中注入泡沫凝胶体系后，高渗透层提高的采出程度明显高于低渗透层，说明泡沫凝胶具有较好的选择性，可以优先进行高渗透层，封堵高渗透。同时采用分段注人方式下的增油幅度比一次性注人方式下的高2%～6%，因此现场施工时建议采用多段塞式注人方式施工。

2.5 段塞组合方式优化实验结果

在油藏条件下将总段塞尺寸为0.3 PV的泡沫凝胶体系分为前置段塞+主体段塞+后续段塞。实验中使用的泡沫凝胶配方同上，只是改变凝胶的强度，实验结果见图3和图4。

图3 段塞组合方式对封堵率和驱油效率的影响

由实验结果可见，当组合段塞小于4时，随着组合段塞的不断增加，驱油效率和封堵率增加幅度明显，当段塞组合数大于4时，驱油效率和封堵率增加幅度减小，因此在油藏条件下，建议使用组合段塞数3～5，最佳组合数4。同时对浓度段塞进行了优化(由低到高、由高到低)，由低到高的驱油效率和封堵率高于由高到低体系组合。

图4 段塞组合顺序对封堵率和驱油效率影响

3 结语

通过室内物理模拟实验，对泡沫凝胶体系注入量、注人浓度、注人速度、注人方式、段塞组合方式等工艺参数进行优化研究，得出以下结论：

(1) 多段塞泡沫凝胶调驱体系的注入量范围在0.15～0.3 PV之间，建议注入量为0.2 PV。

(2) 多段塞泡沫凝胶调驱体系的注入浓度为700～1 000 mg/L·PV，建议注入浓度为900 mg/L·PV。

(3) 针对目标油藏的实际情况，建议现场施工时注人速度应尽量采用低速的注人方式。

(4) 段塞组合方式比笼统注入提高采收率幅度高出2%～6%，现场施工时建议采用多段塞组合的施工方式。

(5) 段塞组合方式为低浓度前置段塞+中浓度主体段塞+高浓度后续段塞。

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[10]刘丰钢,铁磊磊,李翔,等.聚合物微球调驱工艺优化设计[J].石油化工高等学校学报.2015,28(5):24-30.

Process parameter optimization research of flooding control by multi slug foam gel

LIU Jun-long1，WU Han-ning1，SHI Liang-liang2，WANG Lei2，ZHANG Juan2

(1.Department of Geology/State Key Laboratory of Continental Dynamics,Northwest University,Xi’an 710069,China；2.No.6 Recovery Plant,Changqing Oilfield Company,PetroChina,Yulin 710018,China)

For the problem in Bohai SZ36-1 oilfield of the injected water dashing along the high permeability zone and large hole,the laboratory foam gel system was developed suitable for reservoir conditions in SZ36-1 oilfield by using polymer as the main reagent in the field of oil displacement; To optimize the parameter(injection volume, injection concentration, injection rate, injection way and slug combination)in lab experiments by simulating reservoir conditions in Suizhong 36-1 oilfield.The experimental results show that: the optimal injection volume is 900mg / L·PV twice as much as pore volume. injection rate must be less than 10mL/h. Under the process parameter,we inject using multi slug combination. slug combination should be prepositive with low concentration, main slug with medium concentration and protect slug in high concentration.

SZ36-1 oilfield；multi slug；foam gel；process parameter；experiment optimization

2016-08-14

国家科技重大专项(编号：2011ZX05044)

刘军龙(1979-)，男，陕西合阳人，博士研究生、工程师，主要从事油气田地质与开发研究。

P618.13

A

1004-1184(2017)01-0133-03