海上油田泡沫堵水體系優(yōu)選及適應(yīng)性評價

李翔 徐國瑞 賈永康 李曉偉 楊勁舟

摘? ? ? 要：油井出水是油田開發(fā)過程中不可避免的問題，影響油井產(chǎn)量，控水穩(wěn)油是改善油田開發(fā)效果的關(guān)鍵。通過室內(nèi)評價實驗，對渤海油田現(xiàn)場使用的SD型起泡劑進行了評價，優(yōu)選出最佳使用濃度為1.0%;為了增強泡沫穩(wěn)定性，對常用的兩種聚合物進行對比分析，得到濃度為0.1%的HK海水速溶型聚合物穩(wěn)泡性能較好，泡沫堵劑體系為1.0%SD型起泡劑+0.1%HK海水速溶型聚合物;通過三層非均質(zhì)巖心模型，對泡沫堵劑體系的適用性進行研究，結(jié)果表明：當油藏低滲基礎(chǔ)滲透率為500×10-3 ?m2，滲透率級差為5～10倍，原油黏度低于100 mPa·s時，實驗所得泡沫堵劑具有較好的適用性，能夠有效降低含水率、提高原油采出程度。

關(guān)? 鍵? 詞：泡沫;堵水劑;滲透率級差;原油黏度

中圖分類號：TE357.46? ? ? ?文獻標識碼： A? ? ? 文章編號： 1671-0460（2019）09-1949-06

Abstract： Water channeling is an unavoidable problem in the process of oilfield development， which affects the production of oil well. Water plugging is a key method for improving oilfield development effect. SD type foaming agent used in Bohai oilfield was evaluated through experimental method. The optimized concentration of the foaming agent was 1.0%. In order to enhance the foam stability， two polymers were evaluated. The HK type polymer foam with concentration of 0.1% was better. The formula of foam plugging agent was determined as 1.0% SD foaming agent and 0.1% HK polymer. The applicability of the foam plugging agent was evaluated through the three-layer heterogeneous core. The results showed that when the permeability contrast was from 5 to 10， the crude oil viscosity was less than 100 mPas，the foam plugging agent had good applicability reducing the water cut effectively， and improving the oil recovery.

Key words： Foam;Water plugging agent;Permeability ratio;Crude oil viscosity

渤海SZ36-1油田具有原油黏度大[1-5]、地層非均質(zhì)嚴重[6，7]、油水流度差大等特點[8]，長期采取大段籠統(tǒng)注水開發(fā)[9，10]，使儲層的非均性進一步加劇，注入水突進現(xiàn)象嚴重，隨著油田的開采，油井生產(chǎn)進入高含水階段。目前針對海上油田穩(wěn)油控水的有效措施不多，而堵水是油井控水穩(wěn)油、改善開發(fā)效果的一項基本措施[11-14]，研究海上油田穩(wěn)油控水技術(shù)意義重大。為此，研究優(yōu)選了適合海上油田使用的泡沫堵劑體系，并針對地層滲透率、原油黏度等地質(zhì)類因素，研究了堵劑體系的適用性，結(jié)果表明該體系能夠有效封堵產(chǎn)水層，降低油井含水，提高油井產(chǎn)量。

1? 實驗部分

1.1? 實驗材料

主要實驗材料：地層水（礦化度9 047.6 mg/L，其中Ca2+含量569 mg/L、Mg2+含量229 mg/L）、實際區(qū)塊原油（20 ℃時黏度為412.4 mPa·s，由中海油田服務(wù)股份有限公司提供）、SD型起泡劑（由中海油田服務(wù)股份有限公司提供）、氮氣（純度99.9%）、穩(wěn)泡劑（HS聚丙烯酰胺、HK海水速溶型聚合物）。

主要實驗設(shè)備：三層非均質(zhì)并聯(lián)巖心驅(qū)替裝置、ISCO雙柱塞計量泵、電子天平、氣體流量計、回壓泵、壓力容器、回壓閥等。

1.2? 實驗方法

1.2.1? 泡沫堵劑體系優(yōu)選實驗

（1）實驗方法

配制不同濃度的起泡劑溶液100 mL，采用室內(nèi)常用的Waring Blender方法。在8 000 r/min的轉(zhuǎn)速下攪拌3 min，記錄起泡體積V0 （mL）以及析出50 mL液體所需的時間，即半衰期t0.5（s）。

（2）實驗設(shè)備

GJ-3S型高速攪拌器，燒杯，量筒，玻璃棒等。

1.2.2? 泡沫堵劑體系優(yōu)選實驗

（1）實驗裝置

泡沫堵劑體系適用性評價三維模擬實驗裝置主要由油藏參數(shù)模擬系統(tǒng)、泡沫堵劑體系注入系統(tǒng)、三維巖心物理模型、計量系統(tǒng)組成，實驗流程如圖1所示。

（2）實驗方法

①將三層巖心模型放入巖心夾持器中，抽真空，飽和水，測量孔隙體積;

②對三層巖心模型進行飽和油，流量設(shè)定為0.2 mL/min，測量初始原油飽和度;

③進行水驅(qū)油，采用對角注采、合注分采的方式，流量為2 mL/min，水驅(qū)至產(chǎn)液含水98%;

④注泡沫：反向從生產(chǎn)井注入0.3 PV泡沫堵劑體系，流量為2 mL/min，注入氮氣和溶液以1∶1的氣液比經(jīng)過泡沫發(fā)生器形成泡沫后再注入模型;關(guān)井（燜井）3 h;

⑤正向從注水井水驅(qū)至產(chǎn)液含水98%，流量為2 mL/min，記錄實驗壓力，分析整個過程的采收率等參數(shù)變化情況;

⑥改變地質(zhì)類參數(shù)，重復(fù)以上實驗。

2? 實驗結(jié)果及討論

2.1? 堵劑體系優(yōu)選

實驗對SD型起泡劑進行了評價，如圖2所示。

通過分析起泡體積、析液半衰期與SD型起泡劑濃度的關(guān)系可知，SD型起泡劑的濃度對起泡劑影響不大，不同起泡劑濃度的條件下，起泡體積變化較小，在濃度為1.0%時達到最大起泡體積383 mL;SD型起泡劑的濃度對析液半衰期的影響較大，析液半衰期的時間隨著濃度的增加先增加后趨于穩(wěn)定，在濃度為1.0%時達到最大析液半衰期916 s。

油田現(xiàn)場為增強泡沫堵劑性能，加入穩(wěn)泡劑提高泡沫強度，實驗研究了現(xiàn)場常用的兩種穩(wěn)泡劑HS聚丙烯酰胺，以及HK海水速溶型聚合物，對SD型起泡劑性能的影響，兩種穩(wěn)泡劑使用濃度均為0.1%，如圖3、圖4所示。

綜合考慮現(xiàn)場經(jīng)濟情況，可以優(yōu)選在加入濃度為0.1%HK海水速溶型聚合物之后，SD型起泡劑最優(yōu)使用濃度為1.0%，此時的起泡體積、析液半衰期相對較理想，能滿足實驗以及現(xiàn)場要求。

2.2? 泡沫堵劑體系適用性研究

2.2.1? 地層滲透率級差的影響

地層非均質(zhì)性是影響油田驅(qū)油生產(chǎn)的重要因素，為確定泡沫體系堵水效果適用的地層條件，模擬油田區(qū)塊特征，選擇了低滲層500×10-3? ?m2，滲透率級差為3倍、5倍以及10倍進行室內(nèi)實驗，通過對注入壓力、增油效果變化及分流量的分析，研究堵劑體系的適用性。三層非均質(zhì)壓制巖心參數(shù)如表1所示，實驗溫度65 ℃，回壓2 MPa。

由圖5至圖7可以發(fā)現(xiàn)，注入泡沫后，隨著滲透率級差的增加，采收率提高幅度呈現(xiàn)出先增加后降低的趨勢，當滲透率級差為5倍時，采出率提高幅度最大。

分析原因，當滲透率級差為3倍時，一方面巖心均質(zhì)性較強，注入泡沫沒有體現(xiàn)出“堵大不堵小”特性，進入高、低滲透層的泡沫含量差別較小，表現(xiàn)為驅(qū)替壓差較低，各層分流率改變不明顯，因此泡沫對于高滲層的封堵作用較小，后續(xù)注入水對于低滲層的波及降低，不能動用低滲透層原油，影響采收率的提高;

另一方面，低滲層基礎(chǔ)滲透率一定，級差較小時，說明高滲層的滲透率與其他非均質(zhì)巖心相比也相對較小，氣泡更容易破裂，降低了泡沫的穩(wěn)定性。當級差為5倍時，采收率提高幅度逐漸增加，體現(xiàn)出泡沫的“堵大不堵小”特性，注入的泡沫體系優(yōu)先進入高滲層，對高滲層水竄通道產(chǎn)生封堵，后續(xù)水驅(qū)過程中，注入水進入低滲層，驅(qū)替低滲層未動用的原油，提高了波及體積，增加了采出程度，表現(xiàn)為后續(xù)水驅(qū)壓差增加明顯，較高的壓差增加了低滲層的分流率，各層分流率變化明顯。當滲透率級差為10倍時，各層采出程度提高幅度又降低說明此時泡沫堵水效果變差。主要是由于巖心非均質(zhì)性太強，水驅(qū)階段形成的水竄通道尺寸較大，進入高滲層形成封堵的泡沫尺寸也相對較大，液膜變薄，在一定程度上降低了泡沫的穩(wěn)定性，隨著后續(xù)水驅(qū)的進行，進入高滲層的地層水逐漸增多，加快了泡沫的破裂，高滲層容易再次發(fā)生水竄，降低了泡沫的封堵作用，減小了驅(qū)替壓差，泡沫對于各層分流率的改變變?nèi)?。此外，滲透率級差較低，各層滲透率差異較小，水驅(qū)油效果好，水驅(qū)結(jié)束時采出程度相對較高;滲透率級差較高，則不利于水驅(qū)的進行，水驅(qū)結(jié)束時的采出程度較低，因此剩余油含量較大，后續(xù)提高采收率的潛力較大，有利于采收率的提高。

（1）滲透率級差為3。

（2）滲透率級差為5。

（3）滲透率級差為10。

針對三層非均質(zhì)巖心實驗結(jié)果，當油藏低滲基礎(chǔ)滲透率為500×10-3 ?m2，地層滲透率級差在5～10倍范圍內(nèi)，注入泡沫體系進行堵水，可以提高采收率22%～25%左右;當?shù)貙訚B透率級差太大時，容易出現(xiàn)水竄，泡沫堵水效果降低。由此說明，在油田區(qū)塊內(nèi)，當滲透率級差為5～10倍時，實驗所得泡沫堵劑具有一定的適用性，可以有效封堵高含水層，提高油田產(chǎn)量。

2.2.2? 原油黏度的影響

泡沫與油的相互作用，是影響泡沫穩(wěn)定性的重要因素，為得到適宜使用泡沫堵劑的原油黏度，獲得更好的流度控制，研究了四種原油黏度對泡沫堵劑堵水效果的影響。三層非均質(zhì)壓制巖心參數(shù)如表2所示，實驗溫度65 ℃，回壓2 MPa。

由圖8-圖11分析可知， 對于不同黏度的原油，水驅(qū)結(jié)束時的采出程度有差別，黏度越大，水驅(qū)采出程度越低。主要是因為原油的黏度越大，流動性越差，水驅(qū)過程中的壓力越大，隨著水驅(qū)的進行，高滲層容易出現(xiàn)水竄通道，采出程度較低。

通過對比可以發(fā)現(xiàn)，隨著原油黏度的升高，采出程度提高幅度整體呈先上升后下降的趨勢，當原油黏度為100 mPa·s左右時，采收率的提高幅度最大，說明此時泡沫對于水竄通道的封堵作用最強。分析原因，一方面，原油黏度較高，其水驅(qū)結(jié)束時采收率較低，剩余油含量相對充足，后續(xù)水驅(qū)提高采收率的潛力較大，有利于采出程度的提高。

另一方面是隨著原油黏度的增加，油滴易聚集在泡沫的Plateau邊界上，使得液相的流通面積減小，液膜的排液作用受到抑制，泡沫的穩(wěn)定性增強，進入高滲層的泡沫封堵作用時間增長，后續(xù)的注入水進入低滲層，擴大了低滲層的波及體積，增加了低滲層的流量， 采收率增加。 但是原油黏度繼續(xù)增加，較高黏度的原油流動性變得更差，注入泡沫后的封堵壓差小于注入水動用“死油區(qū)”所需要的壓差，泡沫不能形成疊加封堵，隨著后續(xù)水驅(qū)的進行，泡沫沿著水竄通道流出，采收率提高幅度降低。比較原油黏度為65 mPa·s和100 mPa·s的實驗結(jié)果，分析得出當原油黏度較小時，具有較好的流動性，但容易乳化成小的油珠，進入并充滿于泡沫液膜上，滲入到氣液界面的油珠在液膜的表面迅速鋪展，導(dǎo)致泡沫破裂，在一定程度上降低了泡沫的穩(wěn)定性，導(dǎo)致最終采收率降低。

通過對比不同原油黏度下的分流率情況，也可以看出，隨著原油黏度的增加，不同滲透層的分流作用減弱。

隨著原油黏度的增加，驅(qū)替過程中的壓差逐漸上升，增加了設(shè)備的使用負擔(dān)，注入設(shè)備的額定壓力要增加。因此建議使用泡沫堵水體系的原油黏度應(yīng)低于100 mPa·s，當原油黏度過大時，可以采用其他方式對原油進行降黏，再進行泡沫堵水工藝。

3? 結(jié) 論

（1） 室內(nèi)評價實驗優(yōu)選出HK海水速溶型聚合物作為穩(wěn)泡劑，顯著提高了起泡劑的起泡體積以及析液半衰期，可以有效增加泡沫堵劑體系的封堵強度。

（2） 選取不同滲透率級差對泡沫堵水體系的適用性進行了研究，實驗結(jié)果表明當油藏低滲基礎(chǔ)滲透率為500×10-3 ?m2，滲透率級差為5～10倍時，實驗所得泡沫堵劑具有較好的適用性，適宜目標區(qū)塊使用，能夠控油增產(chǎn)。

（3） 建議使用泡沫堵水體系的原油黏度應(yīng)低于100 mPa·s，當原油黏度過大時，可以采用其他方式對原油進行降黏，再進行泡沫堵水工藝。

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