潘　婷，金澤寧，廖　旋，劉荊成（長(zhǎng)江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北武漢　430100）

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X區(qū)塊氮?dú)馀菽?qū)油室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究

潘婷，金澤寧，廖旋，劉荊成
（長(zhǎng)江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北武漢430100）

摘要：針對(duì)X區(qū)塊地層能量不足、含水率過(guò)高以及注采對(duì)應(yīng)關(guān)系差導(dǎo)致的驅(qū)油效果差的開發(fā)現(xiàn)狀，選取TM15井組作為代表，對(duì)氮?dú)馀菽?qū)的開發(fā)方案的起泡劑濃度、氣液比進(jìn)行優(yōu)選。通過(guò)實(shí)驗(yàn)，在綜合考慮采出程度、阻力因子以及施工方便等因素的條件下，優(yōu)選出溫度為97℃下，起泡劑濃度為0.5 %，氣液比2：1，注氣速度為0.5 mL/min作為最佳注入?yún)?shù)。

關(guān)鍵詞：氮?dú)馀菽?；起泡劑；濃度；氣液?/p>

泡沫驅(qū)提高采收率是20世紀(jì)50年代以來(lái)發(fā)展起來(lái)的一種比較有前途的三次采油方法。泡沫是指在起泡劑作用下氣體（空氣、氮?dú)狻O2等）在液相中形成的一種分散體系。泡沫可以有效改善流度比，提高洗油效率，增加驅(qū)油的彈性能量，因而泡沫驅(qū)油能力強(qiáng)[1]。在一般情況下可提高采收率10 %～25 %。由于泡沫驅(qū)工藝相對(duì)簡(jiǎn)單，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施成本較低，提高采收率效果較為明顯。本文針對(duì)X區(qū)塊油藏的開發(fā)特征，對(duì)該油藏的泡沫氮?dú)怛?qū)相關(guān)參數(shù)進(jìn)行實(shí)驗(yàn)優(yōu)選分析。

1　油藏基本情況

1.1油藏地質(zhì)類型

X區(qū)塊是位于新疆維吾爾自治區(qū)輪臺(tái)境內(nèi)的三疊系油藏，X區(qū)塊由于受到背斜和斷裂雙重控制的復(fù)合型圈閉，軸向南北。三疊系上游為一套下粗上細(xì)的正旋回沉積，可分為砂巖段和泥巖段，局部夾泥礫泥巖夾層，平行層理塊狀層理發(fā)育，為辮狀河三角洲和濱湖相沉積體系，縱向呈明顯的正旋回特征，說(shuō)明整個(gè)三疊系為一個(gè)水進(jìn)的沉積過(guò)程。H1-1層含油面積為4.98 km2，飽和壓力為8.4 MPa，地層溫度為97℃，原始體積系數(shù)1.085，地面原油密度為0.884 g/cm3，原油飽和度為0.56，黏度為2.78 mPa·s，平均滲透率為95×10-3μm2。油藏類型為受到構(gòu)造控制的具底水的塊狀砂巖孔隙未飽和型油藏，屬于超深、高產(chǎn)、低豐度的小型油氣田。

1.2油藏開發(fā)狀況

該油藏自2008年開始大規(guī)模的投入生產(chǎn)，投產(chǎn)初期使用天然能量進(jìn)行開發(fā)，經(jīng)過(guò)一段時(shí)間后地層壓力不斷下降，到2010年開始對(duì)該油藏進(jìn)行注水開發(fā)，地層壓力開始趨于穩(wěn)定。該區(qū)塊部署生產(chǎn)井34口，水井6口，平均單井日產(chǎn)液30.8 t，單井日產(chǎn)油7 t，綜合含水率為88 %，且采油速度僅為0.3 %。說(shuō)明水驅(qū)起到了一定能量的補(bǔ)充作用，但是驅(qū)油效果不明顯。又由于井網(wǎng)不完善，注采對(duì)應(yīng)關(guān)系差，以及縱向和平面上的非均質(zhì)性較嚴(yán)重，導(dǎo)致了油井見(jiàn)水快，水竄嚴(yán)重，水驅(qū)效果差，采油速度低。

1.3研究現(xiàn)狀

氮?dú)馀菽?qū)油技術(shù)是一種以氮?dú)庾鳛轵?qū)替介質(zhì)的驅(qū)油方法。我國(guó)大慶、遼河和勝利等陸地油田已開展了大量的泡沫調(diào)驅(qū)室內(nèi)研究和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)[2]。

調(diào)研國(guó)內(nèi)外相關(guān)資料，熱水氮?dú)馀菽?qū)驅(qū)油機(jī)理如下[3-5]：

（1）泡沫優(yōu)先進(jìn)入高滲透大孔道，逐步形成堵塞，阻止泡沫流入大孔道，迫使其他泡沫進(jìn)入低滲透小孔道進(jìn)行驅(qū)油；（2）泡沫具有“遇油消泡、遇水穩(wěn)定”的性能，可以起到堵水不堵油的作用，達(dá)到提高驅(qū)油效率的目的；（3）原油中溶解氮?dú)夂?，原油的體積膨脹，黏度降低；（4）泡沫降低原油的界面張力，從而可以提高波及系數(shù)。

針對(duì)X油藏地層能量不足、含水率過(guò)高以及注采對(duì)應(yīng)關(guān)系差導(dǎo)致的驅(qū)油效果差的開發(fā)現(xiàn)狀，選取TM15井組作為代表，對(duì)氮?dú)馀菽?qū)的開發(fā)方案的參數(shù)進(jìn)行優(yōu)選。

2　實(shí)驗(yàn)條件

（1）模型：人工填砂，將120目～160目石英砂填入25 mm×300 mm的模型中，壓制而成；（2）地層水：飽和模型用水為人工合成鹽水，礦化度為19.7 mL/L，驅(qū)替和配制起泡劑溶液全采用該模擬地層水；（3）原油：模擬原油的黏度為2.88 mPa·s（97℃條件下）；（4）氮?dú)猓旱獨(dú)馀菽脷怏w為商品氮?dú)鈁6]；（5）起泡劑：WZJ013-H；（6）實(shí)驗(yàn)溫度：實(shí)驗(yàn)在恒溫箱里進(jìn)行，恒溫為97℃。

3　起泡劑濃度優(yōu)選

起泡劑溶液中起泡劑的濃度大小關(guān)系著驅(qū)油效果及投入成本，直接影響著現(xiàn)場(chǎng)的經(jīng)濟(jì)收益，該參數(shù)的優(yōu)化尤為重要，本實(shí)驗(yàn)分別對(duì)濃度為0.3 %、0.4 %、0.5 %、0.6 %、0.7 %和1 %六種情況進(jìn)行了評(píng)價(jià)。

3.1實(shí)驗(yàn)流程

（1）根據(jù)該油藏滲透率范圍，選用120目～160目石英砂制作單管模型；（2）對(duì)單管模型抽真空4 h后，飽和實(shí)驗(yàn)用的地層水，根據(jù)吸水量，計(jì)算單管模型的孔隙體積和孔隙度；（3）將單管模型放置在恒溫箱內(nèi)，恒溫箱溫度97℃，并保持12 h；（4）測(cè)水相滲透率，并記錄下壓差P1；（5）用3～5倍孔隙體積的原油驅(qū)替單管模型中的飽和水，建立束縛水飽和度；（6）開展驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，水驅(qū)油，含水率達(dá)到98 %時(shí)結(jié)束實(shí)驗(yàn)；（7）將氮?dú)夂团溆胁煌瑵舛绕鹋輨┑淖⑷胨?：1的比例注入單管模型中，注入速度為0.5 mL/min，待壓差穩(wěn)定時(shí)，記錄單管模型兩端的壓差P2，同時(shí)計(jì)量產(chǎn)出油量；（8）計(jì)算泡沫的阻力因子RF。

表1　不同起泡劑濃度下的RF值與采出程度Tab.1 Different concentration of foaming agent of RF value and recovery degree

3.2實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

通過(guò)圖1可以看出，在實(shí)驗(yàn)過(guò)程中，單管模型兩端的壓差隨注入起泡劑濃度的變化而變化（見(jiàn)表1）。在注入過(guò)程中，當(dāng)起泡劑的濃度小于0.5 %時(shí)，阻力因子迅速升高，采出程度則呈較快上升趨勢(shì)，當(dāng)起泡劑濃度大于0.5 %時(shí)，阻力因子變化趨勢(shì)趨于平緩，呈穩(wěn)定狀態(tài)，采出程度上升趨勢(shì)也趨于穩(wěn)定。

圖1　不同起泡劑濃度下的RF值與采出程度Fig.1 Different concentration of foaming agent of RF value and recovery degree

針對(duì)該實(shí)驗(yàn)的結(jié)果分析可知，出現(xiàn)這種現(xiàn)象的根本原因可能是起泡劑濃度的增加，當(dāng)起泡劑水溶液中的表面活性劑濃度增加時(shí)，表面張力下降且原油黏度降低，泡沫液膜表面變厚，排液速度降低，泡沫穩(wěn)定性增強(qiáng)，因此阻力因子上升速度加快，采出程度增加。當(dāng)濃度接近臨界膠束濃度時(shí)，表面張力的變化程度很小，原油黏度降低，阻力因子變化趨于穩(wěn)定，采出程度增加幅度減小。由此可知，過(guò)高的起泡劑濃度對(duì)氮?dú)馀菽?qū)的封堵效果不明顯，提高采收率的效果較好，由此后續(xù)的實(shí)驗(yàn)研究中最佳的起泡劑濃度在0.5 %左右。

4　氣液比優(yōu)選

含氣量對(duì)生成泡沫的質(zhì)量有直接的影響，進(jìn)而影響泡沫的表觀黏度。大量實(shí)驗(yàn)表明：氣液比的變化與泡沫的屈服應(yīng)力和表觀黏度的變化以及泡沫封堵能力成正比，而氣液比過(guò)大時(shí)，泡沫生成效果較差，穩(wěn)定性也較差，泡沫破裂后產(chǎn)生的氣體也多，容易形成氣竄。本實(shí)驗(yàn)分別對(duì)氣液比為1:2.5、1:2、1:1、2:1、2.5:1五種情況進(jìn)行了評(píng)價(jià)。

4.1實(shí)驗(yàn)流程

實(shí)驗(yàn)流程與起泡劑濃度優(yōu)選的流程類似，先制作好單管模型，飽和水后用原油進(jìn)行驅(qū)替，得到束縛水飽和度，再用地層水驅(qū)油，當(dāng)含水率達(dá)到98 %時(shí)停止注水。較為不同的地方在于，在進(jìn)行氮?dú)馀菽?qū)時(shí)，將氮?dú)夂团溆胁煌瑵舛绕鹋輨┑淖⑷胨?，分別按1:2.5、1:2、1:1、2:1、2.5:1的比例注入單管模型中，注入速度為0.5 mL/min，待壓差穩(wěn)定時(shí)，記錄單管模型兩端的壓差P2，同時(shí)計(jì)量產(chǎn)出油量。最后，根據(jù)壓差的比值計(jì)算出泡沫的阻力因子RF。

4.2實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

圖2　不同氣液比下的RF和采出程度Fig.2 Different gas-liquid ratio of RF and recovery level

通過(guò)圖2可以看出，在實(shí)驗(yàn)過(guò)程中，單管模型兩端的壓差隨注入起泡劑濃度的變化而變化（見(jiàn)表2）。觀察阻力因子隨氣液比的變化趨勢(shì)可以看出，阻力因子隨著氣液比的增加變化呈拋物線狀，其值先增大后減小，當(dāng)氣液比小于2時(shí)，采出程度隨氣液比的增加而增大，這是由于隨著氣液比的增加，生成的泡沫中的含氣量增加，泡沫的質(zhì)量也會(huì)增強(qiáng)，表觀黏度也增加。當(dāng)氣液比大于2時(shí)，采出程度趨于平穩(wěn)，這是由于氣液比較大時(shí)，泡沫的質(zhì)量下降，泡沫容易破裂，破裂后產(chǎn)生的氣體體積變多，容易發(fā)生氣竄。

表2　不同氣液比下的RF和采出程度Tab.2 Different gas-liquid ratio of RF and recovery level

由實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析可知，在不同的氣液比條件下，綜

合考慮阻力因子和采出程度，得到最佳氣液比為2：1。

5　結(jié)論

氮?dú)馀菽?qū)油滲透過(guò)程中產(chǎn)生的阻力因子和采出程度均與注入泡沫劑濃度的變化成正比，與注氣速度的變化成反比。而隨著氣液比的不斷增大，其阻力因子成拋物線狀變化，存在一個(gè)最大值，采出程度則隨氣液比的變化成反比。綜合考慮采出程度、阻力因子以及施工方便等因素，優(yōu)選在溫度為97℃下，起泡劑濃度為0.5 %，氣液比2：1，注氣速度為0.5 mL/min作為最佳注入?yún)?shù)。

在進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)先導(dǎo)性試驗(yàn)時(shí)，可適當(dāng)增加泡沫劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)，待生產(chǎn)壓差建立后，再降低泡沫劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)，以達(dá)到最佳經(jīng)濟(jì)效益。氮?dú)馀菽?qū)油能夠同時(shí)提高驅(qū)油效率和改善油藏注入水波及狀況，從而大幅度提高原油采收率。因此，對(duì)于X油藏使用氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)技術(shù)，對(duì)于改善注水開發(fā)效果，提高原油采收率有重要幫助。

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Experimental study of nitrogen foam flooding in X block

PAN Ting，JIN Zening，LIAO Xuan，LIU Jingcheng
（College of Petroleum Engineering，Yangtze University，Wuhan Hubei 430100，China）

Abstract:In view of the development status of the X block,the development status of the poor oil displacement effect caused by poor water content and injection production,the TM15 well group is selected as the representative,and the concentration of foaming agent and the gas/liquid ratio are optimized.Through the experiment,the optimum temperature is 97℃,the concentration of foaming agent is 0.5 %,the gas liquid ratio 2:1,the injection rate is 0.5 mL/min, and the injection rate is the optimum injection parameters.

Key words：nitrogen foam；foaming agent；concentration；gas/liquid ratio

作者簡(jiǎn)介：潘婷，女（1991-），在讀碩士，研究方向?yàn)槭团c天然氣工程，郵箱：2715881519@qq.com。

*收稿日期：2016-01-04

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.03.035

中圖分類號(hào)：TE357.45

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

文章編號(hào)：1673-5285（2016）03-0133-04