許　建　軍（中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津　300452）

泡沫調(diào)剖改善多元熱流體開采效果技術(shù)研究與應(yīng)用

許建軍
（中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津300452）

在海上高孔高滲油藏中實(shí)施熱采，汽竄是必須面臨和解決的問(wèn)題，結(jié)合海上高速高效開發(fā)的要求，開展了高溫調(diào)劑泡沫體系的研究。通過(guò)對(duì)高溫起泡劑的靜態(tài)性能和動(dòng)態(tài)性能進(jìn)行實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，優(yōu)化最佳的起泡劑濃度，結(jié)合數(shù)值模擬方法進(jìn)行參數(shù)優(yōu)化。研究結(jié)果表明：優(yōu)選后的高溫起泡劑在190 ℃溫度下起泡體積≥180 mL，半衰期≥420 s，阻力因子≥20；300 ℃恒溫12 h后發(fā)泡體積、半衰期、阻力因子等指標(biāo)均保持在原來(lái)的90%以上；優(yōu)選后的起泡劑濃度為0.3%，可提高驅(qū)替效率14.49%；段塞注入方式可提高驅(qū)油效率18.25%。在現(xiàn)場(chǎng)使用該項(xiàng)工藝后，現(xiàn)場(chǎng)注入壓力升高1.5 MPa左右，生產(chǎn)未受注熱井影響。

泡沫調(diào)剖；多元熱流體；高溫起泡劑；工藝優(yōu)化；稠油熱采

近年來(lái)多元熱流體熱采技術(shù)在渤海油田開展應(yīng)用［1-3］，并取得顯著增產(chǎn)效果。該技術(shù)利用航天火箭發(fā)動(dòng)機(jī)的燃燒噴射機(jī)理，其注入熱介質(zhì)為燃油燃燒產(chǎn)生的混合物，包括熱水、氮?dú)夂投趸?，通過(guò)氣體溶解降黏、氣體增壓、氣體擴(kuò)大加熱范圍等多種介質(zhì)的協(xié)同作用開采稠油。但隨著吞吐輪次的增加，由于隔層不發(fā)育、層間滲透率差異以及蒸汽超覆等因素影響［4-7］，導(dǎo)致注汽時(shí)高滲透層為強(qiáng)吸汽層，低滲透層為弱吸汽層甚至不吸汽，會(huì)進(jìn)一步出現(xiàn)井間汽竄干擾現(xiàn)象從而影響鄰井的正常生產(chǎn)，降低了吞吐效果，嚴(yán)重影響了稠油井的正常生產(chǎn)。泡沫調(diào)剖是治理汽竄的有效方式，而常規(guī)泡沫調(diào)剖在高溫下很容易分解失效，通過(guò)對(duì)高溫起泡劑的靜態(tài)性能和動(dòng)態(tài)性能進(jìn)行實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，優(yōu)化最佳的起泡劑濃度，結(jié)合數(shù)值模擬方法進(jìn)行參數(shù)優(yōu)化，從而優(yōu)選出適用于多元熱流體熱采技術(shù)的高溫泡沫體系。

1　泡沫調(diào)剖工藝的適應(yīng)性分析

海上油田開發(fā)受到地質(zhì)油藏與海洋環(huán)境等地下和地面雙重因素影響， 開發(fā)所面臨的問(wèn)題與陸地有相當(dāng)大的差異。海上油田井網(wǎng)密度小，單井產(chǎn)量較高，但工程建造、完井和生產(chǎn)操作費(fèi)用很高， 開發(fā)建設(shè)海上油氣田所需投資及經(jīng)濟(jì)效益， 受油田規(guī)模、油氣品質(zhì)、單井產(chǎn)能、井?dāng)?shù)、井深等諸多因素的制約。因此，相比較陸地，海上油氣田的開采技術(shù)的有效性要求更高，要具備對(duì)油井生產(chǎn)造成的影響效果小、儲(chǔ)層的傷害盡可能低、施工工藝簡(jiǎn)單、設(shè)備擺放面積小等條件。

考慮到以上的因素及調(diào)整油層吸汽剖面，充分發(fā)揮低滲透層潛力，從而達(dá)到提高熱采吞吐效果的目的，提出了高溫泡沫調(diào)剖改善技術(shù)，該技術(shù)具備以下優(yōu)點(diǎn)：

（1）高強(qiáng)度泡沫膜使氣相的滲流能力急劇降低，從而使注汽壓力升高，迫使其后注入的蒸汽轉(zhuǎn)向未驅(qū)替帶，宏觀上增大了驅(qū)替體積，提高了波及系數(shù)；

（2）起泡劑是一種活性很強(qiáng)的磺酸鹽類陰離子表面活性劑，能大幅度降低油水界面張力，改善巖石表面的潤(rùn)濕性；

（3）泡沫液膜的高剪切力可使原附在巖石表面的油膜受剪切作用而成為可流動(dòng)的原油；

（4）泡沫流動(dòng)產(chǎn)生的高壓力梯度能克服毛管力作用.把小孔隙中原來(lái)呈束縛狀態(tài)的原油驅(qū)出。

2　高溫起泡劑的優(yōu)選及注入工藝優(yōu)化

2.1高溫起泡劑的優(yōu)選

應(yīng)用于多元熱流體熱采的起泡劑，必須滿足以下條件：起泡性能好，發(fā)泡速度快；穩(wěn)定性好，半衰期時(shí)間長(zhǎng)；配伍性好，抗污染能力強(qiáng)；耐高溫，不易分解；封堵能力要強(qiáng)。

2.1.1起泡劑靜態(tài)性能評(píng)價(jià)

將起泡劑配置成0.3%的溶液，放置在高壓釜中，實(shí)驗(yàn)溫度300 ℃，實(shí)驗(yàn)壓力12 MPa，溫度維持時(shí)間72 h。利用泡沫掃描儀對(duì)比14種不同起泡劑體系發(fā)泡體積、半衰期、耐溫能力等參數(shù)，篩選出耐溫前后數(shù)據(jù)性能變化不大的3種起泡體系。表1為高溫起泡劑靜態(tài)性能參數(shù)。

表1　高溫起泡劑耐溫前后靜態(tài)性能對(duì)比

2.1.2起泡劑動(dòng)態(tài)性能評(píng)價(jià)

實(shí)驗(yàn)巖心滲透率3.31 D，流體注入速度熱水3 mL/min，氮?dú)?.163 L/min，二氧化碳0.031 L/min。利用單管模型對(duì)篩選出的不同起泡劑體系（質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.3%）進(jìn)行阻力因子測(cè)試，評(píng)價(jià)該高溫起泡劑封堵性能。

表2　高溫起泡劑阻力因子測(cè)定

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，QPJ-2不同溫度下阻力因子維持在40左右，滿足多元熱流體不同注入溫度的使用要求。

2.2泡沫調(diào)剖工藝參數(shù)優(yōu)化

2.2.1注入濃度優(yōu)化

在150 ℃多元熱流體條件下分別進(jìn)行了質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.1%、0.3%、0.5%、0.8%條件下的驅(qū)油伴注，在多元熱流體驅(qū)替4 PV后進(jìn)行不同濃度泡沫調(diào)剖，考察了起泡劑對(duì)驅(qū)替效率及驅(qū)替壓差的影響，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)如圖1所示。

圖1　不同濃度起泡劑對(duì)驅(qū)替效率的影響

由圖1可看出，在150 ℃多元熱流體驅(qū)替4 PV后進(jìn)行不同濃度起泡劑調(diào)剖都取得了一定的效果，0.1%起泡劑可提高驅(qū)替效率3.78%，0.3%起泡劑可提高驅(qū)替效率14.49%，0.5%起泡劑可提高驅(qū)替效率14.92%，0.8%起泡劑可提高驅(qū)替效率14.92%。從實(shí)驗(yàn)結(jié)果看，驅(qū)油劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到0.3%以后提高驅(qū)替效率幅度基本一致，最經(jīng)濟(jì)適用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%。

2.2.2注入方式優(yōu)化

考察了不同注入方式下高溫起泡劑對(duì)驅(qū)替效率的影響，高溫起泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%，使用量為0.5 PV，注入方式分別前置注入、段塞注入和后置注入，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖2。

圖2　不同注入方式對(duì)驅(qū)替效率和驅(qū)替壓力的影響

由圖2可以得出，從注入方式上看，后置注入和段塞注入相同濃度相同量的驅(qū)油劑體系對(duì)驅(qū)替效率的提高作用相當(dāng)明顯，而段塞注入的方式更為理想，后置注入提高了14.05%、段塞注入提高了18.25%，主要原因是段塞注入可以保證驅(qū)替過(guò)程中維持較大的驅(qū)替壓差。前置注入起泡劑效果不理想，僅僅提高了3.93%，其原因一是驅(qū)替初期尚未形成竄流通道，再加上泡沫在含油飽和度較高時(shí)驅(qū)油并不能充分發(fā)泡，調(diào)剖作用無(wú)法充分表現(xiàn)出來(lái)。綜合考慮實(shí)驗(yàn)結(jié)果，現(xiàn)場(chǎng)采用段塞注入進(jìn)行泡沫調(diào)剖。

2.3泡沫調(diào)剖工藝數(shù)值模擬研究

對(duì)多元熱流體泡沫調(diào)剖工藝進(jìn)行數(shù)值模擬研究，從而對(duì)泡沫調(diào)剖的工藝參數(shù)進(jìn)一步優(yōu)化，從而達(dá)到保證作業(yè)工藝設(shè)計(jì)最優(yōu)的要求，數(shù)值模擬研究包括以下三個(gè)方面。

（1）新增組分和模型的建立。多元熱流體數(shù)值模擬中增加了泡沫組分，定義組分和定義過(guò)程，采用CMG軟件的STARS模塊總量平衡泡沫模型。

（2）歷史擬合及結(jié)果分析。通過(guò)數(shù)值模擬建立模型并進(jìn)行歷史擬合驗(yàn)證。

（3）多元熱流體泡沫調(diào)剖工藝參數(shù)數(shù)值模擬優(yōu)化。通過(guò)對(duì)注入時(shí)機(jī)、段塞數(shù)量、段塞間隔進(jìn)行優(yōu)化，得出最優(yōu)方案及效果預(yù)測(cè)。

3　現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)

目前多元熱流體泡沫調(diào)剖技術(shù)已現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用3井次，減緩了氣竄的發(fā)生程度，保證了單井熱采生產(chǎn)效果。以A-XX井為例，采用段塞伴注模式，現(xiàn)場(chǎng)起泡劑注入分為2個(gè)段塞（1 t+4 t），從圖3看出注入泡沫段塞1時(shí)，較未注泡沫時(shí)多元熱流體注入壓力升高了大約1.5 MPa；泡沫段塞2，在后續(xù)注入壓力保持上起到了明顯的作用。注泡沫期間周圍鄰井生產(chǎn)未受到明顯影響。截止2014年10月，高溫泡沫調(diào)剖已在渤海油田應(yīng)用6井次，并取得了較好的調(diào)剖效果，有效地控制了汽竄。

圖3　A-XX井注泡沫前后壓力曲線圖

4　結(jié)論

（1）篩選出適合多元熱流體熱采技術(shù)的高溫起泡劑，采用段塞注入的方式，驅(qū)油效率提高18.25%，生產(chǎn)未受注熱井明顯影響。

（2）本文篩選出的高溫起泡劑已在渤海油田應(yīng)用6井次，具有良好的應(yīng)用效果。

（3）泡沫調(diào)剖改善多元熱流體開采效果技術(shù)的順利實(shí)施，為進(jìn)一步加快海上稠油熱采的高效開發(fā)提供了技術(shù)支持。

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（修改稿收到日期2014-12-15）

〔編輯朱偉〕

Research and application of improving multiple thermal fluid recovery effect by profile control with foam

XU Jianjun
（Tianjin Branch of CNOOC China Ltd., Tianjin 300452, China）

During thermal recovery from marine oil reservoirs with high porosity and high permeability, steam channeling is a problem which must be confronted and addressed. In view of the reservoir development with high speed and high efficiency, it is objectively required that the technology should be stable and reliable. Through experiment and evaluation on static performance and dynamic performance of high temperature foaming agent, the concentration of forming agent was optimized, and the parameters were optimized by way of numerical simulation method. The research on optimized high-temperature foaming agent shows that the foaming volume at 190℃ was ≥180 mL, half-life period was ≥420 s, and resistance factor was ≥20. After 12 hours under constant 300℃, its forming volume, half-life period and resistance factor were all over 90% of its original values. The optimized forming agent concentration was 0.3%, which can improve the displacement efficiency by 14.49%. The slug injection method can improve the oil displacement efficiency by 18.25%. After this technology was used on site, the injection pressure increased by about 1.5 MPa, and the oil production was not affected by thermal injector.

profile control with foam; multiple thermal fluid; high-temperature forming agent; technology optimization; heavy oil thermal recovery

TE357.4

B

1000 – 7393（ 2015 ） 02 – 0114 – 03

10.13639/j.odpt.2015.02.030

許建軍，1971年生。1994年畢業(yè)于西安石油學(xué)院電子儀器與測(cè)量技術(shù)專業(yè)，現(xiàn)從事海上油氣田開采管理工作，高級(jí)工程師。E-mail： xujj@cnooc.com.cn。

引用格式：許建軍.泡沫調(diào)剖改善多元熱流體開采效果技術(shù)研究與應(yīng)用［J］. 石油鉆采工藝，2015，37（2）：114-116.