蒸汽驱CO2地面混相泡沫增效技术研究与试验

王伟伟.

(中国石油辽河油田分公司，辽宁盘锦 124010)

辽河曙光油田杜229断块为边底水互层状超稠油油藏，油藏共规划有蒸汽驱井组20个，动用层位为兴Ⅲ3+Ⅳ+Ⅴ组，含油面积0.76 km2，油藏埋深900～1 020 m,有效厚度23m，地质储量342×104t，蒸汽驱开发于2007年进入现场，先后经历了先导试验、扩大试验和规模实施阶段，目前共有总井数141口，其中注汽井20口，生产井121口，年采油量保持在10×104t以上。而先期转驱的12个井组，属于70m井距正方形反九点井网，有生产井53口，按照预先设计开发年限，先后经历了“蒸汽吞吐预热”“蒸汽驱替”阶段以后，目前依据地下油藏温度场扩展情况及蒸汽突破井比例，判定已经进入蒸汽驱后期开发的“蒸汽突破”阶段，先后发生过蒸汽突破井有21口，占39.6%，平均含水93%，井口平均温度96 ℃，采出程度高达65%以上。在“蒸汽突破”阶段，由于油藏采出程度高，蒸汽驱替效率降低，油井平面上受效程度差异大，油层纵向上动用不均匀，使部分油井温度高，回采液含水高，产油量低[1-7]。因此，针对蒸汽驱后期开发显示出的生产问题，开展蒸汽驱CO2地面混相泡沫增效技术研究试验，为蒸汽驱后期开发提高采收率提供一条有效的技术途径。

1 CO2地面混相泡沫增效技术

1.1 技术概述

CO2地面混相泡沫增效技术，是人为操控利用地面混相泡沫发生器装置，在地面直接将CO2与耐高温发泡剂充分搅拌混合发泡，形成泡沫体系后，将泡沫直接注入地下油层深部，利用泡沫在油层中的“贾敏效应”，封堵油层大孔隙而不堵小孔隙、遇油消泡遇水稳定、阻水流动而不阻油流动的特性，对蒸汽驱替前缘动态调剖，使蒸汽和热水均匀驱替推进，有效控制或预防蒸汽窜流突破，扩大蒸汽均匀波及油层范围，提高蒸汽驱替效率和热利用率，进而提高汽驱开发油井回采效果。改变过去以往采用传统注入方式，将耐高温发泡剂与CO2先后分别单独注入油层深部后，让二者在油层内混合发泡，存在的气体与药剂混合不充分、不均匀、发泡不稳定，且发泡情况未知的弊端，能够提高泡沫丰富稳定程度[8-16]。

1.2 关键技术研究

1.2.1 伴生气分离CO2回收处理

杜229块超稠油井每天产出伴生气约13.5×104m3，主要成分为CO2和甲烷，其中甲烷含量占32%，CO2含量占66%。油井生产过程中，一方面，油井伴生气从套管的井口阀门排出，通过输气管线集中回收进入密闭缓冲罐；另一方面，油井产出液携带伴生气从油管的井口阀门共同排出，进入密闭缓冲罐。在密闭缓冲罐内的气液混合物，靠重力作用使气液分离，分离出的产出液进入外输管线送往油水联合处理站，而分离出的伴生气由独立管线排输，经过空冷器、分离器、脱硫塔和压缩机后，再经脱硫塔、脱重烃后进入变压吸附净化塔装置，利用改性硅胶吸附剂对CO2选择性吸附后，实现甲烷与CO2分离，其中甲烷及其他杂质气体由燃料气管线进入锅炉燃烧利用，而CO2经压缩机升压后回注油藏再利用[17-20]。经吸附净化塔分离后的CO2纯度可达到94%以上，分离系统可日产CO2约9.0万标方左右。

1.2.2 地面混相泡沫发生器研制

地面混相泡沫发生器工作原理：泡沫发生器内主要由进气管、进液管、母管(气液混合腔)、螺旋搅拌块、泡沫排出口组成(见图1)。CO2从进气管直接进入，液体从进液管直接进入，初步混合的发泡剂经过固定式螺旋搅拌块旋转充分搅拌后混相，并多次改变方向，产生丰富稳定均匀的泡沫体系，从泡沫排出口流出。经过该设备形成的泡沫，具有发泡均匀，产生气泡稳定，强度大的优点。设计参数:设计压力：35 M～105 MPa；操作压力：30 M～95 MPa；工作温度：0～100 ℃；适用环境温度: -20～45 ℃；泡沫密度：0.2～0.9 g/cm3；基液流量：0～66 m3/h；气体流量：0～8 000 m3/h。

图1 泡沫发生器剖面结构示意图Fig.1 Schematic diagram of foam generator profile structure

1.2.3 耐高温发泡剂室内实验评价

杜229块超稠油蒸汽驱先导试验区目前地场温度大约在225 ℃左右，通常注入油层的湿蒸汽温度在入井前高达300 ℃以上，常规发泡剂形成的泡沫在高温环境下不稳定，易破灭，无法对油层形成封堵，因此有针对性地研发了特殊的耐高温发泡剂，以适应生产需求。

1.2.3.1 耐高温稳定性评价

用100ml质量浓度为0.5%的耐高温发泡剂溶液进行耐温稳定性评价实验，放入封闭容器中，分别在室温25 ℃，160 ℃，260 ℃，300 ℃，325 ℃下老化60 h(搅拌器转速3 000 r/min，搅拌3 min)，在室温测定泡沫体积和半衰期变化情况。结果显示：在温度小于150 ℃范围内，泡沫体积和半衰期变化不明显；温度超过150 ℃以后，随温度上升，泡沫体积和半衰期趋于下降走势，半衰期下降幅度更大；温度250 ℃时，泡沫体积仍高达350 mL，半衰期为110 min。因此，发泡剂耐温性能稳定，完全适应地场温度225 ℃左右的高温环境(见图2)。

图2 耐高温发泡剂溶液发泡体积及半衰期随温度变化Fig.2 The change of foaming volume and half-life of high temperature resistant foaming agent solution with temperature

1.2.3.2 封堵性能评价

室内组装内径3 cm、长度35 cm、渗透率3.3 mD的物理模具，人为填砂充满，建立不同温度下的剩余油状况，测试模具左右两端点压力差作为基础压力差；注入质量浓度0.5%的发泡剂溶液，当出口产生稳定泡沫，测试模具两头压力差，注泡沫液后的压力差和基础压力差相比的值即是泡沫阻力因子。将果表明：耐高温发泡剂温度在190℃时阻力因子最大，为350，随温度继续升高，阻力因子呈现抛物线式降低，当温度大于260 ℃后，阻力因子变化不大，但始终大于20，说明耐高温发泡剂在高温环境下封堵性能很好(见图3)。

图3 剩余油条件下耐高温 发泡剂溶液阻力因子随温度变化Fig.3 Change of Resistance Factor of High Temperature Resistant Foaming Agent Solution with Temperature under Residual Oil Conditions

2 技术应用现场试验

2.1 试验井情况介绍

优选杜229区块杜32-42-45为典型井组举例，进行试验应用分析。井组为70 m井距正方形反九点井网，中心井杜32-42-45为注汽井,周围8口生产井,其中2口套管坏关井，开发目的层为兴Ⅲ+Ⅳ组,油层埋深965 m,有效厚度9.6 m, 有效孔隙度31.4%，渗透率2719.4 μm2，含油面积0.021 km2。自转驱开始，由于油水流动能力的差异、储层物性不同，以及蒸汽超覆等因素影响，蒸汽突进现象严重，使蒸汽波及效率较低，井组注汽井与各采油井之间连通程度差异大，受效程度不同，其中1口角井和3口边井受效程度好，平均温度85.3 ℃，含水83.6%；2口角井受效不明显，平均温度63.9 ℃，含水76.9%；监测中心井油层注汽剖面显示，油层纵向上吸汽不均匀，处于下部兴Ⅴ组油层不吸汽(见图2所示)，未动用。通过实施CO2地面混相泡沫增效技术，人为操控封堵上部大孔隙、高渗透层位，防止蒸汽窜流突进，逼迫蒸汽转向注入下部小孔隙未动用油层，增大蒸汽波及体积，调整油层平面及纵向动用程度，改善井组回采效果。

2.2 施工设计方案及施工操作工序

2.2.1 施工设计方案

根据区块地质特征、储层物性参数、各井段油层厚度，及流体特性，进行优化设计工艺参数，并采用软件计算及修正，灵活设计发泡剂和CO2用量配比，制定如下设计方案：在生产条件允许的情况下，尽量增加交替周期数，减小周期注入量，采取发泡剂+CO2+蒸汽(15天)段塞式周期交替注入方式进行注入。依据实际生产运行及施工安全允许的要求，为防止气体快速窜流突破生产井，需要慢注少注，使用单台压缩机白天8小时工作期间注入。油层有效厚度为9.6 m，按照每米油层厚度设计发泡剂50 m3，单个段塞注入发泡剂480 m3，注入速度60 m3/h；注入CO2量15 000 m3，注入速度1 875 m3/h，总共设计两个段塞，合计注入发泡剂960 m3，CO2量30 000 m3。注入压力的确定遵循以下原则：低于注入设备的承压能力；低于井口设备的承压能力；低于管线的承压能力。因此，综合注入设备、井口设备及管线的承压能力，设定最高注入压力为15 MPa。

2.2.2 施工操作工序

首先，施工连接地面及井口注入管线流程，正挤管线硬连接，接好单流阀，泵车试压15 MPa以上，稳压10分钟，其压降不超过0.7 MPa不刺不漏为合格；打开油管阀门，正注热污水30 m3给井筒降温，同时测试油层吸入能力，压力控制在6～8 MPa。打开泡沫发生器，注发泡剂480 m3，注入速度60 m3/h，同时注入CO2量15 000 m3，注入速度1 875 m3/h，根据压力升高变化情况，调整注入发泡剂和CO2的注入排量速度。然后，正注热污水30 m3清洗井筒，并将发泡剂顶替至油层深处。施工结束后，观察压力变化，焖井24小时后，按照油藏地质配注要求，正常配注高温蒸汽排量120 m3/d，连续注蒸汽15天，视受效情况可以进行调整蒸汽用量。根据井组生产效果变化情况，灵活调整下个段塞注入间隔期限。井组中注入井对应周围8口一线生产井和7口二线生产井，施工注入过程中取样密切观察这15口井的套管气中CO2含量变化、井口压力变化，以及井口部位其他异常变化情况。为了防止气体过早窜进突破生产井，要尽量延长气体注入时间，控制CO2出口阀门，放慢注入速度，密切关注生产井被窜迹象，一旦发现生产井有气体窜进突破迹象，根据突破程度合理调整高温起泡剂与CO2的注入量及注入速度，并且对气体突破井执行关井避窜，待压力恢复到正常时再开井生产。按照第一段塞工艺参数，间隔15天后再注入第二个段塞。

2.3 应用效果分析

2.3.1 调整储层纵向吸汽剖面，提高回采效果

在中心井杜32-42-45实施该CO2地面混相泡沫增效技术，对上方大孔道层进行优先封堵，与措施前对比，注汽油压从4.6 MPa提高到5.4 MPa，提高了0.8 MPa，增加启动了下部26号和27号原来未动用的油层(见图4、5所示)，油层吸汽量增加显著，由原来的不吸汽，变成了吸汽百分比为37.15%和15.23%，吸汽量变成了5.94 t/hr和2.44 t/hr，吸汽强度变成了0.70 t/hr/m和1.74 t/hr/m。26号层温度由127.5℃提高到262.5 ℃，提高了135 ℃；压力从3.75 MPa提高到4.9 MPa，提高了1.15 MPa。27号层温度由60.6℃提高到262.5 ℃，提高了201.9 ℃；压力从3.8 MPa提高到4.9 MPa，提高了1.1 MPa。而23号油层吸汽量明显减少，吸汽百分比为由原来的93.27%降低到47.62%；吸汽量由原来的13.058 t/hr减少到7.62 t/hr；吸汽强度由原来的1.536 t/hr/m降低到0.9 t/hr/m；温度由244.8 ℃提高到262.5 ℃，提高了17.7 ℃；压力从3.6 MPa提高到4.9 MPa，提高了1.3 MPa。有效改善了井组油层纵向动用剖面，提高了蒸汽波及系数，扩大了蒸汽波及范围，有效提高了蒸汽驱替效率，措施有效阶段生产84天，使整个井组，平均日增油11.5 t ，阶段累计增油969 t，采注比达到1.34，阶段油汽比提高0.11。

图4 杜32-42-45井措施前吸汽剖面图Fig.4 Steam absorption profile before well Du32-42-45 measures

图5 杜32-42-45井措施后吸汽剖面图Fig.5 Steam absorption profile after well Du32-42-45 measures

2.3.2 抑制注采井间蒸汽突破，促进热连通

通过有选择性地封堵大孔隙、高渗透油层带，有效调整了注采井之间的连通性，对井组中6口正常生产井有效地发挥了控水稳油的作用, 改善了生产井受效不均匀的状况，缓解了蒸汽窜流突进的矛盾。使井组中原来受效较好的4口井，井温由原来的85.3 ℃下降到74.7 ℃，平均降低了10.6 ℃；平均含水由原来的83.6%下降到78.2%，下降了5.4%。受效较差的2口井，平均温度由原来的63.9 ℃升高到81.3 ℃，升高了17.4 ℃；平均含水由原来的76.9%升高到83.2%，升高了6.3%。虽然阶段日产液由措施前的173.2 t降低到171.1 t，降低了2.0 t，但阶段平均日产油由措施前的35.7 t 提高到47.2 t，提高了11.5 t，生产效果提高显著(见图6所示)。

3 结论

(1)CO2地面混相泡沫增效技术，泡沫发生器结构设计科学，药剂搭配合理，工艺参数优化得当、增产机理明确，能够有效解决蒸汽驱开发后期，“蒸汽突破”阶段的生产难题，是进一步提高采收率技术的有力补充。

图6 杜32-42-45井组措施前后日产情况对比曲线Fig.6 Contrast curve of daily production before and after well group measures in Du32-42-45

(2)利用CO2作为气源与高温发泡剂协同作用发泡，集调剖、降黏、助排于一体，能够有效改善试验井组油井平面受效差异，调整油层纵向动用程度达到50%，具有明显地抑制蒸汽突破的效果，达到控水、稳油的目的，使井组含水降低7%，增油969 t。

(3)CO2以尽量少注、慢注，控制流速为原则，能够满足发泡剂发泡条件即可,注入速度不超过2 000 m3/h为宜，形成的发泡剂注入速度以不超过60 m3/h为宜，防止过快注入，造成生产井气体快速窜进突破，降低开井时率而影响产量。

(4)CO2地面混相泡沫增效技术，需要进一步扩大试验规模，不断完善优化技术参数，总结经验，为超稠油蒸汽驱开发后期提高蒸汽驱替效率，延缓产量递减，提供一条有效的技术途径，具有广阔的应用前景。