泡沫调剖改善多元热流体开采效果技术研究与应用

许　建　军（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津　300452）

泡沫调剖改善多元热流体开采效果技术研究与应用

许建军
（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300452）

在海上高孔高渗油藏中实施热采，汽窜是必须面临和解决的问题，结合海上高速高效开发的要求，开展了高温调剂泡沫体系的研究。通过对高温起泡剂的静态性能和动态性能进行实验评价，优化最佳的起泡剂浓度，结合数值模拟方法进行参数优化。研究结果表明：优选后的高温起泡剂在190 ℃温度下起泡体积≥180 mL，半衰期≥420 s，阻力因子≥20；300 ℃恒温12 h后发泡体积、半衰期、阻力因子等指标均保持在原来的90%以上；优选后的起泡剂浓度为0.3%，可提高驱替效率14.49%；段塞注入方式可提高驱油效率18.25%。在现场使用该项工艺后，现场注入压力升高1.5 MPa左右，生产未受注热井影响。

泡沫调剖；多元热流体；高温起泡剂；工艺优化；稠油热采

近年来多元热流体热采技术在渤海油田开展应用［1-3］，并取得显著增产效果。该技术利用航天火箭发动机的燃烧喷射机理，其注入热介质为燃油燃烧产生的混合物，包括热水、氮气和二氧化碳，通过气体溶解降黏、气体增压、气体扩大加热范围等多种介质的协同作用开采稠油。但随着吞吐轮次的增加，由于隔层不发育、层间渗透率差异以及蒸汽超覆等因素影响［4-7］，导致注汽时高渗透层为强吸汽层，低渗透层为弱吸汽层甚至不吸汽，会进一步出现井间汽窜干扰现象从而影响邻井的正常生产，降低了吞吐效果，严重影响了稠油井的正常生产。泡沫调剖是治理汽窜的有效方式，而常规泡沫调剖在高温下很容易分解失效，通过对高温起泡剂的静态性能和动态性能进行实验评价，优化最佳的起泡剂浓度，结合数值模拟方法进行参数优化，从而优选出适用于多元热流体热采技术的高温泡沫体系。

1　泡沫调剖工艺的适应性分析

海上油田开发受到地质油藏与海洋环境等地下和地面双重因素影响， 开发所面临的问题与陆地有相当大的差异。海上油田井网密度小，单井产量较高，但工程建造、完井和生产操作费用很高， 开发建设海上油气田所需投资及经济效益， 受油田规模、油气品质、单井产能、井数、井深等诸多因素的制约。因此，相比较陆地，海上油气田的开采技术的有效性要求更高，要具备对油井生产造成的影响效果小、储层的伤害尽可能低、施工工艺简单、设备摆放面积小等条件。

考虑到以上的因素及调整油层吸汽剖面，充分发挥低渗透层潜力，从而达到提高热采吞吐效果的目的，提出了高温泡沫调剖改善技术，该技术具备以下优点：

（1）高强度泡沫膜使气相的渗流能力急剧降低，从而使注汽压力升高，迫使其后注入的蒸汽转向未驱替带，宏观上增大了驱替体积，提高了波及系数；

（2）起泡剂是一种活性很强的磺酸盐类阴离子表面活性剂，能大幅度降低油水界面张力，改善岩石表面的润湿性；

（3）泡沫液膜的高剪切力可使原附在岩石表面的油膜受剪切作用而成为可流动的原油；

（4）泡沫流动产生的高压力梯度能克服毛管力作用.把小孔隙中原来呈束缚状态的原油驱出。

2　高温起泡剂的优选及注入工艺优化

2.1高温起泡剂的优选

应用于多元热流体热采的起泡剂，必须满足以下条件：起泡性能好，发泡速度快；稳定性好，半衰期时间长；配伍性好，抗污染能力强；耐高温，不易分解；封堵能力要强。

2.1.1起泡剂静态性能评价

将起泡剂配置成0.3%的溶液，放置在高压釜中，实验温度300 ℃，实验压力12 MPa，温度维持时间72 h。利用泡沫扫描仪对比14种不同起泡剂体系发泡体积、半衰期、耐温能力等参数，筛选出耐温前后数据性能变化不大的3种起泡体系。表1为高温起泡剂静态性能参数。

表1　高温起泡剂耐温前后静态性能对比

2.1.2起泡剂动态性能评价

实验岩心渗透率3.31 D，流体注入速度热水3 mL/min，氮气0.163 L/min，二氧化碳0.031 L/min。利用单管模型对筛选出的不同起泡剂体系（质量分数0.3%）进行阻力因子测试，评价该高温起泡剂封堵性能。

表2　高温起泡剂阻力因子测定

实验结果表明，QPJ-2不同温度下阻力因子维持在40左右，满足多元热流体不同注入温度的使用要求。

2.2泡沫调剖工艺参数优化

2.2.1注入浓度优化

在150 ℃多元热流体条件下分别进行了质量分数0.1%、0.3%、0.5%、0.8%条件下的驱油伴注，在多元热流体驱替4 PV后进行不同浓度泡沫调剖，考察了起泡剂对驱替效率及驱替压差的影响，实验数据如图1所示。

图1　不同浓度起泡剂对驱替效率的影响

由图1可看出，在150 ℃多元热流体驱替4 PV后进行不同浓度起泡剂调剖都取得了一定的效果，0.1%起泡剂可提高驱替效率3.78%，0.3%起泡剂可提高驱替效率14.49%，0.5%起泡剂可提高驱替效率14.92%，0.8%起泡剂可提高驱替效率14.92%。从实验结果看，驱油剂质量分数达到0.3%以后提高驱替效率幅度基本一致，最经济适用质量分数为0.3%。

2.2.2注入方式优化

考察了不同注入方式下高温起泡剂对驱替效率的影响，高温起泡剂质量分数为0.3%，使用量为0.5 PV，注入方式分别前置注入、段塞注入和后置注入，实验结果见图2。

图2　不同注入方式对驱替效率和驱替压力的影响

由图2可以得出，从注入方式上看，后置注入和段塞注入相同浓度相同量的驱油剂体系对驱替效率的提高作用相当明显，而段塞注入的方式更为理想，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证驱替过程中维持较大的驱替压差。前置注入起泡剂效果不理想，仅仅提高了3.93%，其原因一是驱替初期尚未形成窜流通道，再加上泡沫在含油饱和度较高时驱油并不能充分发泡，调剖作用无法充分表现出来。综合考虑实验结果，现场采用段塞注入进行泡沫调剖。

2.3泡沫调剖工艺数值模拟研究

对多元热流体泡沫调剖工艺进行数值模拟研究，从而对泡沫调剖的工艺参数进一步优化，从而达到保证作业工艺设计最优的要求，数值模拟研究包括以下三个方面。

（1）新增组分和模型的建立。多元热流体数值模拟中增加了泡沫组分，定义组分和定义过程，采用CMG软件的STARS模块总量平衡泡沫模型。

（2）历史拟合及结果分析。通过数值模拟建立模型并进行历史拟合验证。

（3）多元热流体泡沫调剖工艺参数数值模拟优化。通过对注入时机、段塞数量、段塞间隔进行优化，得出最优方案及效果预测。

3　现场实验

目前多元热流体泡沫调剖技术已现场应用3井次，减缓了气窜的发生程度，保证了单井热采生产效果。以A-XX井为例，采用段塞伴注模式，现场起泡剂注入分为2个段塞（1 t+4 t），从图3看出注入泡沫段塞1时，较未注泡沫时多元热流体注入压力升高了大约1.5 MPa；泡沫段塞2，在后续注入压力保持上起到了明显的作用。注泡沫期间周围邻井生产未受到明显影响。截止2014年10月，高温泡沫调剖已在渤海油田应用6井次，并取得了较好的调剖效果，有效地控制了汽窜。

图3　A-XX井注泡沫前后压力曲线图

4　结论

（1）筛选出适合多元热流体热采技术的高温起泡剂，采用段塞注入的方式，驱油效率提高18.25%，生产未受注热井明显影响。

（2）本文筛选出的高温起泡剂已在渤海油田应用6井次，具有良好的应用效果。

（3）泡沫调剖改善多元热流体开采效果技术的顺利实施，为进一步加快海上稠油热采的高效开发提供了技术支持。

［1］陈明.海上稠油热采技术探索与实践［M］.北京：石油工业出版社，2012.

［2］唐晓旭，马跃，孙永涛.海上稠油多元热流体吞吐工艺研究及现场试验［J］.中国海上油气，2011，23（3）：185-188.

［3］林涛，孙永涛，马增华，等.多元热流体热采技术在海上探井测试中适应性研究［J］.海洋石油，2012，32（2），51-53.

［4］杨浩，岳湘安，赵仁保，等.泡沫封堵稠油井管外窜流模拟试验［J］.中国石油大学学报：自然科学版，2009，33（3）：103-107.

［5］郭东红，辛浩川，崔晓东，等.新型稠油开采高温防窜化学剂的性能与现场应用［J］.石油与天然气化工，2008，37（1）：52-55.

［6］杨刚.稠油热采井氮气泡沫封窜技术研究与应用［J］.石油化工应用，2011，30（7）：46-47.

［7］唐纪云.注水开发稠油油藏氮气泡沫调驱技术［J］.石油钻采工艺，2009，31（5）：93-96.

（修改稿收到日期2014-12-15）

〔编辑朱伟〕

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

许建军，1971年生。1994年毕业于西安石油学院电子仪器与测量技术专业，现从事海上油气田开采管理工作，高级工程师。E-mail： xujj@cnooc.com.cn。

引用格式：许建军.泡沫调剖改善多元热流体开采效果技术研究与应用［J］. 石油钻采工艺，2015，37（2）：114-116.