低渗透非均质油藏空气泡沫驱替注入参数优化实验

黄 炜，温 柔，庞 进，孙亚君，杨文军

(1.中国石油长庆油田分公司，陕西 西安 710200；2.重庆科技学院，重庆 401331)

0 引 言

低渗透油藏经过多年注水开发，高渗区驱替效率高，剩余油饱和度低，而低渗区和低渗薄互层内剩余油富集[1]。空气泡沫驱作为一种高效的驱替方式，已在百色、长庆、延长、吉林、中原等地开展过现场试验[2-7]，取得了较好的效果。空气泡沫驱注入参数的优化主要通过室内驱替实验和数值模拟完成[8]。前人分别对长庆、延长、吉林地区的低渗透油藏进行了空气泡沫驱注入参数室内实验评价[9-14]，主要以填砂管和人工胶结岩心作为驱替岩心进行实验，而人工岩心与天然岩心在矿物组成、黏土含量、胶结程度方面差异较大，难以反映低渗透储层的实际情况，实验所得的注入参数难以反映实际驱替效果。此外，实验只针对某一特定渗透率的岩心进行参数优化，而缺乏针对渗透率差异较大的非均质性储层进行分类优化[15]，优化结果对于非均质性强的储层过于笼统，不利于空气泡沫分区、分层精细化注入。

安塞油田王窑中西部地区长6段储层非均质性强，各井组采用同一套注入参数导致各井区间驱替效果存在较大差异。针对上述问题，开展该地区不同渗透率储层的注入参数优化，明确不同储层注入参数的变化规律，有效指导空气泡沫驱的实施。

1 实验设备及流程

采用高温高压一维岩心驱替实验装置进行空气泡沫驱提高采收率注入参数优化实验。该实验装置主要由长度可变(100～500 mm)的一维高压岩心夹持器、恒速恒压驱替泵、中间容器(分别装有原油、地层水、泡沫液、空气)、岩心夹持器、入口压力监测表、出口压力监测表、围压监测表、回压阀、回压表、回压泵、恒温箱和油气水三相分离器组成。实验流程分为注入系统、岩心流动系统、采出流体监测系统和温度控制系统。

2 实验材料

实验材料包括：驱替实验所使用岩心由若干块Φ25 mm×70 cm的井下岩心柱拼接而成，根据渗透率不同分为3组，调和平均渗透率分别为0.05、1.52、8.97 mD，具体参数见表1；现场用注入泡沫、脱气原油、地层水各500 mL，均取自长6段王39-10井；注入气体为20 MPa高压干燥空气。

表1 实验岩心参数Table 1 The experimental core parameters

3 实验步骤

实验步骤如下：①连接各实验系统装置，恒温箱加热至地层温度80 ℃；②将预先钻切好的岩心按照设计顺序装入橡胶筒，各岩心之间用滤纸隔开，装入岩心夹持器中，置于恒温箱内；③向驱替系统中通入约20 MPa的高压空气，并检查气密性是否良好；④使用真空泵对岩心流动系统抽真空30 min，直到真空泵压力接近0 MPa时停抽；⑤从实验装置前端对夹持器进行吸水，待吸水量不变时，利用平流泵在一定流量下向岩心注水，直到岩心饱和水，记录岩心中的总饱和水体积；⑥利用平流泵向岩心驱替原油，驱替过程中维持地层压力为20 MPa，直至采出端不再出水而全是油为止，计算岩心的含油饱和度和原始含水饱和度；⑦使用平流泵以设定的压力向岩心注水驱替岩心中的油，并随时记录岩心两端的压力变化及采出端产油、产水体积，待达到注泡沫前的含水饱和度时，停止水驱；⑧按照实验设计参数进行空气泡沫驱油，并随时记录夹持器两端的压差、产油量、产水量；⑨空气泡沫驱结束后，再进行一段时间的水驱，至含水率达到98%或者累计驱替20倍孔隙体积时，实验结束。

实验对照组多，完全按照上述流程进行实验所需的周期过长。因此，在不改变注入参数优化结果的前提下，在进行注空气泡沫的气液比、空气泡沫体积、注入压力、注入速度4项测试时省去了步骤⑦，仅在注入时机优化时保留了该过程。

4 实验结果分析

4.1 气液比

利用第1组岩心开展不同气液比下的岩心驱替实验，气液比分别为0.5∶1.0、1.0∶1.0、2.0∶1.0、3.0∶1.0和4.0∶1.0。在20 MPa恒定驱替压力下注入0.20倍泡沫孔隙体积，再注入地层水，根据实验过程记录不同注入体积下的流量、出入口端压力，计算阶段采出程度。

开始注入泡沫阶段(注入0.00～0.20倍孔隙体积)采出程度增加较慢，此时泡沫刚进入岩心，驱替前缘的含油饱和度较高，泡沫液中的表面活性剂浓度低，表面张力低，空气泡沫驱替前缘部位只能形成小范围泡沫带且非常不稳定，该阶段泡沫开始对大孔隙进行封堵，采出程度曲线上升较慢。随着泡沫液不断注入，注入液持续推动泡沫使得泡沫液中的表面活性剂浓度不再下降，形成的泡沫可以稳定存在，泡沫对大孔道的封堵逐步完成，此阶段采出程度开始逐步提高，是空气泡沫驱替低渗透区原油的主要阶段。随着注入液继续注入，空气泡沫驱替进入后期，岩心中主要残留水和空气，部分空气泡沫被驱替出来，部分泡沫衰竭破裂，驱替模式以水驱为主，在注入液达到0.70倍孔隙体积后采出程度上升较慢，最终采出程度为22%～28%(图1)。由于初期未进行水驱，而是直接注入空气泡沫封堵了大孔道，该采出程度主要代表低渗透孔隙中的原油采出程度。

图1 不同气液比的泡沫驱油采出程度Fig.1 The recovery percent in foam flooding with different gas-liquid ratios

由图1可知，随着气液比增加，最终采出程度先增加后减少，当气液比达到3.0∶1.0时，最终采出程度最高。实验结果表明，1～3组岩心最佳的气液比分别为3.0∶1.0、2.0∶1.0、1.0∶1.0。

4.2 泡沫段塞体积

利用第1组岩心开展泡沫段塞体积优化研究，气液比为3.0∶1.0，注入压力为20 MPa，注入量分别为0.25、0.30、0.35、0.40、0.45倍孔隙体积，注入段塞后进行水驱。实验结果表明，随着注入量的增大，采出程度不断增加，当注入量增至0.35倍孔隙体积时，采出程度增幅明显减小，之后增加注入量对提高采出程度的效果有限。考虑注入成本等因素，确定该组岩心最佳注入量为0.35倍孔隙体积。同样的方法得到第2、3组岩心最佳泡沫段塞注入量分别为0.30、0.25倍孔隙体积(图2)。

图2 不同注入量的泡沫驱油采出程度Fig.2 The recovery percent in foam flooding with different injection amounts

4.3 注入压力优化

利用第1组岩心开展注入压力优化研究，气液比为3.0∶1.0，泡沫段塞注入量为0.35倍孔隙体积，注入压力分别为10、15、20、25、30、35 MPa。实验结果表明，随着注入压力的增加，采出程度不断增加，当注入压力增至25 MPa时，采出程度增幅明显减缓(图3)，因此，最佳注入体积为25 MPa。同样的方法得到第2、3组岩心最佳的注入压力分别为20、15 MPa。

图3 不同注入压力的泡沫驱油采出程度

4.4 注入速率优化

利用第1组岩心开展不同注入速率优化研究，气液比为3.0∶1.0，泡沫段塞注入量为0.35倍孔隙体积，注入速率分别为0.15、0.20、0.25、0.30、0.35 mL/min。实验结果表明，随着注入速率的增加，采出程度不断增加，当注入速率增至0.30 mL/min时，采出程度增幅明显减缓(图4)，考虑注入压力的限制，确定最佳注入速度为0.30 mL/min。同样的方法得到第2、3组岩心最佳的注入速率为0.25、0.20 mL/min。

图4 不同注入速度的泡沫驱油采出程度Fig.4 The recovery percent in foam flooding at different injection rates

4.5 注入时机优化

注入时机通常采用油藏水驱转空气泡沫驱时所对应的含水率[16-21]进行表征，利用第1组岩心开展注入时机优化研究，气液比为3.0∶1.0，泡沫段塞注入量为0.35倍孔隙体积，注入压力25 MPa。首先对饱和原油的岩心进行水驱，待含水率分别达到43%、72%、83%、95%后进行空气泡沫驱，泡沫注入完成后再进行水驱，驱替液总注入量达到2.00倍孔隙体积时实验结束。结果表明：不同含水率下水驱转泡沫驱时的采出程度分别为8.3%、12.0%、12.5%、14.0%，最终采出程度分别为39.4%、33.0%、28.1%、25.4%，泡沫段塞注入越早，采出程度增幅越大(图5)。

图5 不同注入时机的泡沫驱油采出程度变化Fig.5 The changes in recovery percent in foam flooding at different injection times

由含水率变化曲线(图6)可知：注入泡沫段塞后，含水率明显降低，降幅分别为19.0%、26.0%、27.8%、31.7%，注入越晚含水率降低幅度越大。这是因为泡沫段塞对大孔隙进行了有效封堵，降低了大孔隙中的水窜程度和流速，封堵越晚，含水率降低越明显。后续水驱过程中，含水率出现再次上升，泡沫段塞注入越早，后续水驱阶段含水率上升越慢，一方面是泡沫开始逐渐破裂和衰竭，封堵效果逐渐变差，另一方面是泡沫被不断驱替出岩心，小孔隙中也开始逐渐形成了水驱通道。由于实验岩心较短，原因以后者为主。随着后续水驱时间延长，含水率几乎不再发生变化。

图6 不同注入时机下泡沫驱油含水率变化Fig.6 The changes in water cut in foam flooding at different injection times

第2、3组岩心最佳注入时机结论与第1组岩心一致，即更低含水率时转空气泡沫驱能够得到最高采出程度，但在现场实施中，还应考虑注入成本等因素。

5 最优注入参数评价

将3组岩心的最优注入参数进行回归分析，发现渗透率与最优注入参数均具有较好的指数递减关系，其中，最优气液比为：

GLR=2.11947eK/2.74727+0.91875

(1)

最优泡沫段塞体积为：

PV=0.10597eK/2.74727+0.24594

(2)

最优注入压力为：

pinj=10.59737eK/2.74727+14.59376

(3)

最优注入速度为：

νinj=0.10597eK/2.74727+0.19594

(4)

式中：GLR为气液比，mL/mL；PV为注入段塞体积倍数；pinj为注入压力，MPa；νinj为注入速度，mL/min；K为渗透率，mD。

由式(1)～(4)可知，不同渗透率储层均对应一组最优注入参数组合，根据这一规律，结合低含水期尽早注入原则，可以确定非均质油藏最佳注入参数。

现场应用过程中，可根据渗透率与最优注入参数之间的拟合关系确定不同储层的最佳注入参数，以注采井组为渗透率的划分单元，来确定最佳的气液比、注入泡沫段塞体积、注入压力和注入速率。以王窑中西部地区王14-81、王14-092、王14-101井组为例(表2)，3个相邻井组渗透率为0.82～3.18 mD，气液比、注入压力、日注气量3个最优注入参数相差较大，而注入泡沫段塞体积基本相同。3个井组注入参数优化1a后效果显著，自然递减率由11.6%降至0.8%，7口生产井见效且含水率均有所下降，见效率达到41.2%，与相邻老区注水井组相比优势明显。

表2 王窑中西部地区注入参数优化Table 2 The optimization of injection parameters in the the central-western Wangyao area

6 结 论

(1) 同一渗透率岩心的采出程度随着气液比、泡沫段塞体积、注入压力和注入速率的增加而不断增加，但注入参数达到一定程度后，采出程度增幅减小或降低，注入参数均存在最优值。渗透率较低的岩心，注入参数对采出程度的影响更加敏感。

(2) 岩心渗透率与最优注入参数均具有较好的指数递减的关系，可利用该关系预测非均质储层的最佳注入参数。

(3) 现场实施表明，王窑中西部地区王14-81、王14-092、王14-101井组自然递减率由11.6%降至0.8%，7口生产井见效且含水率均有所下降，见效率达到41.2%。