耐高温耐盐氮气泡沫调驱实验研究及应用

孙同成，李　亮，周　珺

（1.中国石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐　830011；2.中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院，北京　100101）

耐高温耐盐氮气泡沫调驱实验研究及应用

孙同成1，李亮1，周珺2

（1.中国石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐830011；2.中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院，北京100101）

塔河油田碎屑岩水平井在长期生产后，底水抬升不均匀，导致平面低渗段和垂向上高部位潜力难以动用。氮气泡沫调驱技术可以有效地降低含水率，调整注入剖面，扩大波及体积和水平井顶部油层的动用程度，提高底水油藏采收率。针对塔河油田高温（120℃）、高矿化度（21×104mg/L）的地层条件，筛选出耐高温耐盐的HTS-1起泡剂。通过填砂管实验测试了泡沫体系的封堵性能，实验结果表明，氮气泡沫对高渗透率的地层具有较好的封堵性能，对低渗透率地层的封堵效果较差。利用数值模拟技术，优化了氮气泡沫的注入方式和工艺参数。现场的施工应用结果表明，注入氮气泡沫调驱后对应采油井组的采油量增加明显，有效地提高了油藏的采收率。

高温高盐；氮气泡沫；底水油藏；注入方式；气液比

塔河油田碎屑岩水平井高含水经多轮次堵水治理后，油藏近井剩余油分布逐渐减少，油藏顶部和井间剩余油相对富集［1］。常规的堵水工艺难以进一步挖潜剩余油，需要进行治水接替技术研究，氮气泡沫调驱技术是一种有效压制底水和释放平面、垂向剩余油最有效的手段［2，3］。氮气泡沫井间驱替是在水气交替注入的基础上加入表面活性剂并加大整体注入量，在注水井近井地带以及高渗层等含油饱和度较低的地层中形成较为稳定的泡沫，以泡沫渗流为主。泡沫能够有效地减小气体的指进，并能起到很好的调剖作用［4-6］。陈叔阳等［7］针对塔河油田碎屑岩油藏的储层特征，开展了氮气泡沫驱适应性分析的论证，通过对比分析认为，相比其他气源，氮气泡沫更适合塔河油田的油藏条件。

氮气泡沫技术能够高效实现驱油的关键是泡沫的稳定性。稳定泡沫的形成，一方面需要具有良好起泡性能的起泡剂；另一方面可以通过提高泡沫的表观黏度来提高泡沫的稳定性。特别是针对高温、高盐、高钙镁离子的油藏条件，泡沫的稳定性尤为重要［8，9］。目前，国内外氮气泡沫调驱主要应用于中低温储层，并且地层水矿化度都不太高［10，11］。于清艳、戴彩丽等针对塔里木地区高温（110℃）、高矿化度（11.52×104mg/L）的储层条件，研制出耐高温耐盐的强化泡沫体系，应用效果较好［12-14］。本文针对塔河油田高温（120℃）、高矿化度（21×104mg/L）的储层特征，筛选出耐高温耐盐的泡沫体系，通过数值模拟优化了氮气泡沫的注入方式。现场的施工应用结果表明，注入氮气泡沫调驱后对应采油井组采油量增加，有效地提高了油藏的采收率。

1　实验部分

1.1起泡剂的优选

采用搅拌法对起泡剂性能进行评价，采用矿化度为21×104mg/L的地层水，分别配制质量浓度为0.05%、0.10%、0.15%、0.20%、0.25%、0.30%、0.40%的起泡液。在120℃下恒温24 h，恒速搅拌器的搅拌速度设定为3 500 r/min，搅拌时间60 s，将配置好的起泡液（100 mL）倒入到搅拌器量杯中搅拌，搅拌60 s后立即将泡沫倒入1 000 mL量筒，室温条件下记录泡沫的起泡体积和析液半衰期（析液体积达50 mL）（见图1～图3）。

图1　起泡体积随起泡剂浓度的变化Fig.1 The relation between foaming volume and foaming agent concentration

图2　泡沫析液半衰期随起泡剂浓度的变化Fig.2 The relation between foam half-life and foaming agent concentration

由图1可知，在0.05%～0.4%的较宽浓度范围内，起泡剂的起泡体积随浓度增加呈现一个上升再到略有下降的平缓趋势，这是由于在低于临界胶束浓度时，随着浓度的增加，注入一定氮气后，表面活性剂分子在氮气/水界面上的吸附量增大，界面张力降低，产生的泡沫体系自由能降低，能形成更多的气液界面，生成更多的气泡，增大泡沫的体积。当起泡剂浓度达到临界胶束浓度时，由于溶液的表面张力不再减小，无法再生成更多的泡沫，起泡性能不再提高。

图3　泡沫综合值随起泡剂浓度的变化Fig.3 The relation between foam comprehensive value and foaming agent concentration

综合分析起泡剂的起泡体积、半衰期和泡沫综合值随起泡剂浓度的变化，优选HTS-1作为耐高温耐盐的起泡剂。在浓度大于0.2%以后，HTS-1的半衰期和泡沫综合值上升幅度平稳。当浓度达到0.4%时，HTS-1的半衰期和泡沫综合值都呈现不同程度的下降。因此，综合泡沫各方面的性能，HTS-1起泡剂的最佳浓度为0.2%～0.3%。

1.2性能评价

泡沫流体的阻力系数是指水的流度对泡沫流体流度的比值，表征泡沫注入多孔介质的难易程度，阻力系数越大越难注入。泡沫流体的残余阻力系数是指泡沫流体通过岩心前后盐水渗透率比值，表征泡沫流体降低孔隙介质渗透率的能力，即对多孔介质的封堵能力，残余阻力系数越大，泡沫流体对高渗层的封堵性越好。将填砂管岩心饱和地层模拟水，记录孔隙体积，测其渗透率。然后在95℃恒温条件下按气液比1∶1、气液混注方式、0.7 mL/min的注气速度向填砂管岩心注入氮气泡沫3倍孔隙体系，记录稳定时注入压力，计算氮气泡沫的阻力系数。然后以0.5 mL/min的注入速度水驱至压力稳定，记录水驱注入压力，计算残余阻力系数（见表1）。

表1　不同渗透率下氮气泡沫的阻力系数和残余阻力系数Tab.1 Nitrogen foam resistance factor and residual resistance coefficient under different permeability

在不同渗透率的地层注入氮气泡沫体系，渗透率越低，注入压力越高，封堵率越低，氮气泡沫的封堵性能越差（见表2）。氮气泡沫对高渗透率的地层具有较好的封堵性能，对低渗透率的地层的封堵效果较差，并且地层渗透率越高封堵效果越明显。这主要是因为泡沫在低渗透地层中较难注入，并且低渗透地层对氮气泡沫有较强的剪切作用，对氮气泡沫的稳定性有不利影响。氮气泡沫的这种选择性封堵能力有利于在注入过程流入优势通道，并且能够有效封堵优势通道，从而有效扩大地层水驱波及体积，提高采收率。

表2　氮气泡沫对不同渗透率岩心的封堵性能Tab.2 Nitrogen foam sealing characteristics for different permeability cores

2　氮气泡沫驱工艺参数优化

在泡沫性能实验的基础上，考虑到起泡体积的大小、半衰期和泡沫质量等因素影响泡沫的稳定性，利用油藏参数建立概念模型来优选体系浓度，其余参数采用经验法进行优选。根据储层剩余油分布特征，选取塔河油田9区的TK907井作为研究对象，利用建立的氮气泡沫井间驱数值模拟模型，针对TK907H井组开展氮气泡沫井间驱数值模拟。通过单因素分析方法，分析注入方式、气液比、注入速度及用量对井组增效的影响，最终形成氮气泡沫驱替工艺参数。

2.1注入方式

泡沫的封堵作用不是永久性的，需要不断补充起泡剂。化学剂的注入方式有连续注入和周期段塞注入。分别模拟了连续注入氮气泡沫、氮气+起泡剂溶液交替注入、氮气泡沫+氮气混合段塞注入这三种注入方式的调驱效果。实验结果表明，氮气泡沫的注入方式对产油量增加效果影响较小，其中氮气泡沫混合注入的起泡效果较好，但氮气泡沫+氮气混合段塞注入防气窜效果较好（见图4）。

图4　TK907H井组氮气泡沫注入方式模拟Fig.4 Nitrogen foam injection mode simulation in TK907H

2.2气液比

气液比是影响氮气泡沫驱的一个重要因素，它对氮气泡沫的质量以及封堵强度都有较强的影响（见图5）。当气液比较小时，起泡剂的利用率较低，气泡的数量有限，封堵效果较差。当气液比过大时，液膜较薄，容易破灭，驱油效果较差。从图5中看出，数值模拟优化气液比3∶1，室内实验优化气液比为3∶1～5∶1，综合分析确定气液比为3∶1。

图5　TK907H井组氮气泡沫气液比模拟Fig.5 Nitrogen foam gas-liquid ratio simulation in TK907H

2.3注入速度

采用相同注入量、气液比及注入方式，模拟对比6种不同注入速度（见图6），模拟结果表明注入速度对井组采出程度影响不大，现场可根据压力及设备注入能力等综合因素选择合适的排量。

图6　TK907H井组氮气泡沫注入速度模拟Fig.6 Nitrogen foam injection rate simulation in TK907H

2.4氮气泡沫用量

氮气泡沫用量越大，降水增油效果较好，但超过一定值后，增油逐渐趋缓。从图7中可以看出，TK907H井组在注入氮气泡沫超过48×104m3后产油量增加幅度趋缓，因此综合注入效果及经济效益因素考虑注入用量至少为48×104m3。

图7　TK907H井组氮气泡沫用量对产量的影响Fig.7 The influence of nitrogen foam amount on oil production

3　现场施工应用

TK907H井组位于构造高部位，单井控制地质储量56.13×104t，目前累产14.49×104t，剩余油41.63× 104t，采出程度仅为25.83%。水平段油层厚度23.8 m，避水高度12.7 m，水平井轨迹与砂顶距离8 m，井眼之上约4.36×104t储量难以动用。根据TK907H水平井剩余油分布特征，利用氮气泡沫不易气窜、形成次生气顶压制水锥、高部位动用、选择性封堵高渗出水通道等特性，开展氮气泡沫控水增效先导试验，充分发挥氮气泡沫“油中驱替水中封堵”、“对大孔道封堵强于小孔道”以及氮气重力置换压水锥特性，释放高部位与平面低渗段潜力，从而提高低水油藏采收率。

TK907H井组于2014年3月23～28日正式施工，累计注入氮气378 000 m3，泡沫液566 m3。注气最高排量4 000 m3/h，注泡沫液最高排量7 m3/h，最高油压40.5 MPa，氮气泡沫注完后停泵压力38.0 MPa，30 min内压力降至30.0 MPa，压降8.0 MPa。TK907H井组实施氮气泡沫增效现场试验后，4口临井产油量增加明显（见表3），其中TK906H、TK941H、TK934产油量大幅增加，含水量下降，邻井累计增油2 725.7 t。

表3　TK907H井组邻井注气前后生产情况Tab.3 Production situation of adjacent wells around TK907H

4　结论

（1）通过实验优选了适合塔河油田碎屑岩的耐高温耐盐的发泡剂，优选出的氮气泡沫体系性能良好，可以有效的封堵高渗地层并降低含水率。

（2）通过室内实验及数值模拟方法的结合，分析注入方式、气液比、注入速度及用量对井组增效的影响，最终形成氮气泡沫驱替工艺参数。

（3）对于塔河油田超深、高温、高盐的特殊油藏条件，注氮气泡沫驱技术可以有效地提高塔河油田的采收率。

［1］ 郑小杰，梁宏刚，娄大娜，等.塔河低幅大底水油藏高含水期剩余油分布［J］.科学技术与工程，2015，15（5）：86-90.

［2］ 高建，等.底水油藏注氮气泡沫驱数值模拟研究［J］.辽宁化工，2015，44（12）：1505-1507.

［3］ 阳磊.氮气泡沫调剖优化设计方法研究与应用［D］.武汉：长江大学，2014.

［4］ 陈振亚，张帆，刘印华，等.中高渗油藏空气泡沫封堵与流度控制实验研究［J］.科学技术与工程，2015，15（17）：51-55.

［5］ 李海波，侯吉瑞，李巍，等.碳酸盐岩缝洞型油藏氮气泡沫驱提高采收率机理可视化研究［J］.油气地质与采收率，2014，21（4）：93-96.

［6］ 吴永彬，张运军，段文标.致密油油藏空气泡沫调驱机理实验［J］.现代地质，2014，28（6）：1315-1321.

［7］ 陈叔阳，郭秀东，何龙，等.塔河油田碎屑岩油藏氮气泡沫吞吐提高采收率可行性研究［J］.辽宁化工，2014，43（4）：391-394.

［8］ 元福卿，等.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［J］.油气地质与采收率，2014，21 （1）：70-73.

［9］ 刘丽杰.胜二区沙二段3砂层组氮气泡沫驱提高采收率技术研究［J］.石油天然气学报，2014，36（4）：143-147.

［10］ 姬奥林.高温高盐油藏低张力氮气泡沫驱油方案设计［J］.石油化工应用，2015，34（3）：47-50.

［11］ 万单静，万单梁，黄威.实验设计方法在氮气泡沫调剖优化设计中的应用［J］.石油化工应用，2015，34（1）：58-61.

［12］ 赵冀，方吉超，周代余，等.塔中402CⅢ高温高盐油藏表面活性剂驱［J］.油田化学，2014，31（3）：405-409.

［13］ 方吉超，戴彩丽，由庆，等.塔中402CⅢ高温高盐油藏泡沫驱实验研究［J］.油气地质与采收率，2014，21（4）：84-88.

［14］ 于清艳，张烈辉，王鑫杰.高温高盐底水油藏强化泡沫体系试验研究［J］.石油钻探技术，2015，43（2）：97-103.

Experiment research and application of high temperature and high salt nitrogen foam profile control and flooding

SUN Tongcheng1，LI Liang1，ZHOU Jun2
（1.Sinopec Northwest Oilfield Branch Company，Urumqi Xinjiang 830011，China；2.Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering，Beijing 100101，China）

When horizontal well producing for a long time in Tahe oilfield，bottom water would be lift uneven，which lead to the oil in low permeability plane area and structural high part are difficult to use.Nitrogen foam flooding technology can effectively reduce the moisture content，modify injection profile，expand swept volume and increase the bottom water reservoir recovery efficiency.For the high temperature（120℃）and high salinity（21×104mg/L）reservoir in Tahe oilfield，the foaming agent HTS-1 has been screen out.Sealing performance of the foam system has been test through the sand filling tube experiment.The experimental results show that the nitrogen foam has good sealing performance in high permeability formation and poor sealing effect in low permeability formation.Nitrogen foam injection mode and technological parameters have been optimized by using numerical simulation.Field applica－tion results show that after the injection of nitrogen foam，oil production of corresponding production well group are significantly increased and reservoir recovery efficiency is effectively improved.

high temperature and high salinity；nitrogen foam；bottom water reservoir；injection mode；gas-liquid ratio

TE357.45

A

1673-5285（2016）05-0009-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.05.003

2016－03-29

国家科技重大专项，项目编号：2011ZX05005-006；国家自然科学基金，项目编号：51304032。

孙同成，男（1984-），工程师，2006年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，主要从事采油气工程管理、储层改造方面的研究与工作，邮箱：suntc.xbsj@sinopec.com。