海上稠油边底水油田氮气泡沫驱技术试验研究与应用

黄荣贵，黄晓东，唐晓旭

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300452）

海上稠油边底水油田氮气泡沫驱技术试验研究与应用

黄荣贵，黄晓东，唐晓旭

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300452）

目前渤海海上稠油边底水油田经过长期注水开发，指进现象严重，窜流通道导致注入水低效循环的现状，油田的主要矛盾及对策：由于地层非均质性、油水黏度差异导致主力层注水水窜，波及体积小，油藏采出程度低，注水调驱（扩大水驱波及体积）势在必行。本文通过对秦皇岛32-6油田的油藏研究，结合氮气泡沫调驱筛选原则，通过针对性的研究，建立了适合秦皇岛32-6油田氮气泡沫调驱的氮气泡沫体系，同时应用物理模拟和数值模拟结果，结合秦皇岛32-6油田油藏地质特点，进行氮气泡沫调驱工艺方案研究与优化，开展了氮气泡沫控水技术的室内研究和矿场先导试验。结果表明：氮气泡沫控水技术能够有效封堵稠油边底水油田开发中后期疏松砂岩形成的大孔道，改变液流方向，提高注入水利用率，扩大注入水波及体积，达到稳油控水的目的，能够显著改善水驱开发效果。

稠油；非均质性；调剖；氮气泡沫；波及体积；采收率

氮气泡沫驱油控水是一种利用氮气与泡沫剂混合形成泡沫作为驱油介质的驱油控水方法。如果在同时注入聚合物、碱等化学剂时可形成泡沫复合驱。泡沫在地层中有较高的视黏度，且具有“遇油消泡、遇水稳定”的特性，它在含水饱和度较高的部位具有较高的渗流阻力，迫使注入流体驱动水驱时未波及或弱波及区域的原油，从而扩大波及体积；同时，泡沫剂本身为表面活性剂，可在一定程度上降低油水界面张力，也可提高驱油效率。因此，泡沫驱油技术能够有效地提高原油采收率，它有可能成为我国继聚合物驱油技术之后的又一主力提高原油采收率技术之一［1，2］。

氮气泡沫改善水驱提高采收率技术，在陆地油田已经取得良好的应用效果，但针对海上油田的系统深入研究与应用才刚起步［3-5］。海上油田的油藏环境和生产条件独特，如海上平台生产作业空间受限，绕丝筛管砾石充填防砂完井，大井距，长井段，一套井网多层开采，强注强采措施既不利于水驱，又加剧了油藏非均质及水指进程度等［10］。鉴于海上油田的上述特点，陆地油田成功的氮气泡沫驱技术及经验不能满足海上油田作业要求，需深入开展适合海上油田特点的改善水驱技术研究及应用，提高海上油田采收率［11］。

本文通过对秦皇岛32-6油田的油藏研究，结合氮气泡沫调驱筛选原则，确定了D5井组作为目标井组，通过针对性的研究，建立了适合秦皇岛32-6油田氮气泡沫调驱的氮气泡沫体系，同时应用物理模拟和数值模拟结果，结合秦皇岛32-6油田油藏地质特点，进行氮气泡沫调驱工艺方案研究与优化，为海上油田提高采收率提供新的技术手段，以提高油田最终采收率。

1　聚合物微球室内性能评价实验研究

泡沫体系是氮气泡沫驱的主要工作液，它是氮气泡沫驱主要影响因素之一。氮气泡沫驱的泡沫体系应同时具有良好的起泡和稳泡能力。单一的起泡剂具有较好的起泡能力，但稳泡能力较差，因此，在现场施工过程中需要加入稳泡剂来提高泡沫的稳定性，提高泡沫体系的综合性能。本章主要从起泡剂的起泡与稳泡性能和稳泡剂稳泡性能两个方面进行研究。

不同类型的起泡剂和稳泡剂的适应性有较大的差别，一般来说，油田用起泡剂和稳泡剂主要有以下要求：（1）起泡剂起泡性能好，即泡沫基液与气体接触后，泡沫体积膨胀倍数高；（2）稳泡剂稳泡性能好，半析水期时间长；（3）与其他流体配伍性良好，抗盐能力强，且具有一定的抗油能力；（4）用量少，成本低。

本文通过一系列室内实验，评价筛选出合适的起泡剂和稳泡剂，形成适合秦皇岛32-6油田油藏条件的强化泡沫体系。

1.1氮气泡沫体系静态实验研究

静态实验主要是通过Waring Blender法评价起泡剂和稳泡剂的综合性能，优选出合适的起泡剂和稳泡剂。起泡剂实验中选择了矿场应用或厂家推荐的6种综合能力高的起泡剂，分别命名为QP-1、QP-2、QP-3、QP-4、QP-5和QP-6，通过对6种起泡剂筛选评价，选择和推荐适用于秦皇岛32-6油田用的起泡剂。稳泡剂实验通过对现场用WP-1、WP-2、WP-3、WP-4四种系列聚合物的筛选评价，优选适合秦皇岛32-6油田的稳泡剂。

实验仪器包括：Waring搅拌器、布氏黏度计、Texas500型悬滴界面张力仪、Haake RS-600流变仪、恒温水浴、秒表、玻璃棒、1 000 mL量筒等。

起泡剂实验内容包括：配伍性实验、起泡能力实验、稳泡能力实验、热稳定性实验、静态吸附实验、耐油性能实验、耐盐性能实验、界面张力实验和浓度确定实验等。

稳泡剂实验内容包括：溶解时间实验、水不溶物实验、黏浓关系实验、黏盐关系实验、黏温关系实验、流变性实验、泡沫综合性能实验和浓度确定实验等。

经过多组实验，得到了四种泡沫溶液体系，每种配方如下：

泡沫体系PM-1：（700～1 000）mg/L稳泡剂WP-1 +0.3%起泡剂QP-5；

泡沫体系PM-2：（1 200～1 500）mg/L稳泡剂WP-2+0.3%起泡剂QP-5；

泡沫体系PM-3：（700～1 000）mg/L稳泡剂WP-1 +0.3%起泡剂QP-4；

泡沫体系PM-4：（1 200～1 500）mg/L稳泡剂WP-2+0.3%起泡剂QP-4。

综合上面的一系列实验，在氮气泡沫驱动态实验中，选择泡沫体系PM-1作为驱替体系（见表1）。

表1　PM-1体系主要性能表

2　氮气泡沫体系动态实验研究

2.1实验用品

2.1.1模拟地层水的配制配制秦皇岛32-6油田D16井模拟地层水，矿化度为2 497 mg/L。

2.1.2模拟原油的配制秦皇岛32-6油田产出的原油经电脱水后，用脱水原油与煤油按5∶1的比例稀释，63℃下的黏度为70 mPa·s，此黏度与秦皇岛32-6油田地层条件下原油的黏度相当。

2.1.3配制泡沫剂PM-1体系用0.3%起泡剂QP-5、700 mg/L的稳泡剂WP-1和模拟地层水配成PM-1体系。

2.1.4准备填砂管岩心

（1）单岩心实验用40目～60目石英砂填充，双岩心高渗岩心管用40目～60目石英砂填充，低渗岩心管用200目和40目～60目的石英砂按照5∶1的比例混合后填充。

（2）测定岩心长度及直径，填砂后称重，然后放入烘箱中老化12 h，同时连接流动实验装置。

（3）在1 mL/min的流速下用地层水饱和岩心，记录压差，直至压差稳定。

（4）计量饱和后岩样的湿重，根据已测得的岩样的干重，计算饱和岩样的孔隙体积和孔隙度，计算渗透率。

（5）需要饱和油时，将饱和水后的岩心继续饱和油。驱替流速0.5 mL/min，当岩心末端见有连续油滴，且压力稳定时，停泵，记录压差，称量饱和油后的填砂管质量，测量饱和油密度，计算饱和岩心的含油饱和度。

2.1.5气体的选择气源选择高压气瓶氮气。

2.1.6实验温度设定本次实验温度设定为63℃。

2.1.7注入方式氮气泡沫交替注入和氮气泡沫混合注入。

2.2实验设备

动态实验主要使用的实验仪器和设备包括高功能化学驱物理模拟系统、恒速泵、中间容器、压力表、空气压缩机、泡沫发生器、沉降罐、氮气气瓶等。实验流程（见图1）。

由实验结果看出，水驱后转聚合物驱、氮气泡沫驱和强化氮气泡沫驱均会提高原油的采收率。水驱后转聚合物驱，驱油效率从43.6%提高到56.5%，提高了12.9%；水驱后转单一氮气泡沫驱，驱油效率从43.6%提高到58.1%，提高了14.5%；水驱后转强化氮气泡沫驱，驱油效率从43.6%提高到65.2%，提高了21.6%，试验结果（见表2），由表2可以看出，强化氮气泡沫驱提高采收率最大，其次分别是单一氮气泡沫驱和聚合物驱。

分析原因主要是：氮气泡沫驱中生产的泡沫能进入更多的孔隙空间，波及体积更大，所以采收率的增加值要大于聚合物驱，而强化泡沫驱含有聚合物，相当于是聚合物驱和氮气泡沫驱的复合驱，采收率增加值最大。

（1）通过氮气泡沫体系的动态实验表明：由静态评价优选出的PM-1泡沫体系，在秦皇岛32-6油藏条件下，具有良好的封堵能力及耐冲刷性能，同时具有一定程度的耐油性能。

图1　泡沫驱油并联岩心实验流程图

表2　不同驱油方式的对比实验数据表

（2）氮气泡沫调驱注入参数实验表明：在气液比1∶1，注入速度为2 mL/min，注入段塞0.3 PV，注入方式混合注入条件下，氮气泡沫体系具有最优增油能力。

（3）氮气泡沫驱油性能实验表明：氮气泡沫体系具有优先封堵高渗层，启动低渗层性能，强化泡沫驱的驱油效果高于单一泡沫驱和聚合物驱。具体的实验结果（见表3）。

表3　氮气泡沫动态实验结果汇总表

2.3数值模拟及方案设计优化研究

氮气泡沫驱数值模拟研究以公司研究院所建立的油田南区Eclipse黑油模型为基础，采用CMG-Stars模拟器进行模拟研究。通过数模对不同的驱替体系、注入方式、段塞大小、气液比、注入速度、注入浓度和转注时机等进行了优化。

秦皇岛32-6油田南区数值模拟研究，得出以下结论：

（1）从驱油效果和经济效益上来说，秦皇岛32-6油田南区D5、D11、D16井区具备进行强化氮气泡沫调驱的油藏条件。

（2）数值模拟研究推荐体系注入方案为：前置段塞［700 mg/L聚合物＋0.5%起泡剂］注入20 d，注液速度1 200 m3/d，主段塞为氮气和［700 mg/L聚合物＋0.3%起泡剂］混合注入，注入时间1 a，气液比1：1，注气速度600 m3/d，注液速度600 m3/d（见表4）。

表4　单井注入强化体系结算结果统计表

2.4施工工艺参数设计

（1）施工井组：D5、D11、D16井组。

（2）注入层位：Nml-3油组注入。

（3）注入方式：①混合注入，油管注气，环空注液，连续注入；②交替注入，油管注气，环空注液，气液交替周期10 d。

（4）注入压力：根据初期注水情况以及注泡沫配注量考虑，注液最高注入压力＜12 MPa，注气最高注入压力＜20 MPa，注入过程中根据压力变化情况以及油藏要求调整注入量。

（5）注入时间：1 a。

（6）段塞浓度设计：①前置段塞：注入水（700 mg/L聚合物WP-1＋0.5%泡沫剂QP-5）；②主段塞：注入水（700 mg/L聚合物WP-1＋0.3%泡沫剂QP-5），氮气。

（7）注入速度及注入量设计：D5、D11、D16井组段塞注入量及注入速度（见表5）、药剂用量（见表6）。

表5　注入速度及用量设计表

表6　注入药剂用量表

3　聚合物微球在海上稠油油田的矿场实践

聚合物微球在线深度调剖技术先后在中海油南海油田和渤海油田等矿场多个井组进行试验，现场试验表明，采取注聚合物微球深度调剖后，微球可以调节（降低）高渗条带的渗透率，可以连续膨胀及并逐级运移到地层深部，对高渗条带的注入水不断改向扩大波及体积，现场注采井组取得了比较明显的效果，是一项有效的深部调驱技术（见图2）。

图2　海上油田聚合物微球调驱作业施工简图

3.1注入氮气泡沫后注水井动态/压力变化情况

注水井D16的压力变化（见图3）显示了典型的见效特征，注入微球后压力逐渐上升1.2 MPa左右，说明注入氮气泡沫后具有一定的封堵作用。措施之前该井注入量稳定在740 m3/d，2011年11月初调整了注入量，由740 m3/d调整为705 m3/d，注入压力在6.8 MPa左右。由于配注量的调整，对于曲线图的见效特征有一定的影响。

图3　D16井注入情况曲线图

措施过程中由于前期设备维修压力有小幅波动，恢复正常后注入压力稳步提升并稳定在7.9 MPa。措施期间注水井视吸水指数得到改善，注入压力明显提升，由措施前注入压力6 MPa升高到8 MPa（见图4）。

图4　D16视吸水指数

措施结束后注入压力最低下降到5 MPa左右后稳步提升，目前该井注入压力正在逐步回升中（见图5）。

图5　D16井措施期间及结束之后注入情况曲线图

3.2受益井分析

井组内D12、D13、D15、C17和D07五口生产井受效明显，并在二线井中发现D07井受效明显。

D16井组中D18、D19、C9、C24井受效情况不明显，其中D18受边水影响，C9、C24小层不对应，D19井由于之前供液量不足现在在增油量上还没有很好的体现（见表7）。

表7　D16井组注入氮气泡沫后增油量统计

从表7可以看出，注入氮气泡沫后，井组内不同的油井见效时间和见效期长短有较大差异。尤其是D07井，注入氮气泡沫后有效期长达将近7个月，含水仍在持续下降，增油降水效果显著。井组内原主要水窜方向上都有明显的降水或降液效果。从见效速度和累计见效时间看，小规模下氮气泡沫注入，主要作用于优势渗流条带，为局部调驱的效果。

4　氮气泡沫驱在海上稠油油田的矿场实践总结

氮气泡沫驱技术是提高采收率的一项新技术，从室内研究及现场矿场实验结果看，该项技术能在水驱、聚驱基础上，有效的提高原油采收率。通过对秦皇岛32-6油田油藏、氮气泡沫体系、注入参数、泡沫驱数值模拟、设备及工艺方案等内容的优化研究，建立了适合秦皇岛32-6油田目标井组的氮气泡沫驱工艺技术，为矿场实施取得良好效果提供了技术保障。

该项目通过研究和先导性试验，主要取得如下结论及认识：

（1）秦皇岛32-6油田油藏及氮气泡沫驱选井选层研究表明：D5、D11、D16井注采井网较为完善，注采对应关系明确，注入压力较低，主力油组剩余油饱和度高，具体氮气泡沫驱挖掘潜力，因此确定D16井组为先导实验井组，待取得一定效果后再扩大至C区，以达到区域综合调整的目的。

（2）氮气泡沫体系静态评价实验结果表明：由起泡剂QP-4、QP-5、稳泡剂WP-1、WP-2组成的泡沫体系，具备良好的起泡、稳泡能力，在油藏温度、矿化度条件下，其稳定性、吸附量，均能满足现场施工要求。

（3）氮气泡沫驱动态实验研究结果表明：由静态实验优选的泡沫体系在地层条件下具有良好的选择封堵性、耐冲刷性；从水驱，聚合物驱、单一泡沫驱和强化泡沫驱的对比实验看，强化氮气泡沫驱提高采收率最大，在气液比1：1、混合注入条件下，强化泡沫驱比水驱提高采收率21.6%，比单一泡沫驱提高7.1%，比聚合物驱高8.7%；从强化泡沫不同注入方式对比实验看，混合注入效果优于交替注入。

（4）数值模拟研究结果表明：从驱油效果和经济效益上来说，秦皇岛32-6油田南区D16井区具备进行强化氮气泡沫调驱的可能，经济性指标较好。

（5）配套设备筛选及工艺方案设计结果表明：现有的平台空间、水电气、油料、吊车等条件，可满足一套柴驱、一套全电驱、一套配聚设备的现场应用，现有注入能力可达到三个井组的氮气泡沫驱注入要求。

（6）从D16井氮气泡沫驱矿场先导性试验结果来看，投入产出比能达到1：6，充分说明氮气泡沫驱技术能够起到有效封堵稠油边底水油田开发中后期疏松砂岩形成的大孔道，改变液流方向，提高注入水利用率，扩大注入水波及体积，达到稳油控水的目的，能够显著改善水驱开发效果。

［1］王佩华.泡沫堵水调剖技术综述［J］.钻采工艺，2010，23（2）：60-61+68.

［2］姜维东，张健，何宏，等.渤海油田深部调驱体系研制及调驱参数优化［J］.东北石油大学学报，2013，（3）：74-79+128.

［3］唐孝芬.海上油田深部调剖改善水驱技术与机理研究［D］.北京：中国地质大学（北京），2006.

［4］王涛，肖建洪.聚合物微球的粒径影响因素及封堵特性［J］.油气地质与采收率，2006，（4）：80-82.

［5］陈月明.水驱油田高含水期稳产措施宏观决策方法［M］.东营：中国石油大学出版社，2006：134-135.

［6］冈秦麟.高含水期油田改善水驱效果新技术（上）［M］.北京：石油工业出版社，1999：87-93.

［7］黄波，熊开昱，陈平，等.绥中36-1油田弱凝胶调驱实验研究［J］.中国海上油气，2008，20（4）：239-242.

［8］涂伟霞，王崇刚.新型孔喉尺度无机-有机聚合物复合微球调剖驱油剂研制［J］.中国海上油气，2011，23（4）：243-246.

［9］刘英，周凤军，张迎春，等.渤海油田中高含水期聚合物驱实践-以锦州X油田西区为例［J］.中国海上油气，2012，24（增刊）：93-96.

［10］郭太现，苏彦春.渤海油田稠油油藏开发现状和技术发展方向［J］.中国海上油气，2013，25（4）：26-30+35.

［11］柴世超，杨庆红，葛丽珍，等.秦皇岛32-6稠油油田注水效果分析［J］.中国海上油气，2006，18（4）：251-253.

［12］张健康，等.微支化疏水缔合聚合物驱油技术研究［J］.中国海上油气，2013，25（6）：65-69.

The Bohai offshore heavy oil and bottom water oilfield indoor experimental research and application of nitrogen foam flooding technology

HUANG Ronggui，HUANG Xiaodong，TANG Xiaoxu
（CNOOC China Limited Tianjin Branch，Tianjin 300452，China）

The Bohai offshore heavy oilfield after a long period of water injection development，edge-bottom water fingering phenomenon is serious，channeling circulation way lead to the present situation of the injected water inefficient circulation，oilfield the main contradictions and countermeasures，because the formation heterogeneity，oil/water viscosity differences lead to main layer water injection water channeling，swept volume is small，low degree of reservoir，water flooding displacement（enlarge sweep volume water drive）is imperative.This article through to research of Qinhuangdao 32-6 oilfield reservoir，and combining with nitrogen foam displacement selection principle，through targeted research，Qinhuangdao 32-6 oilfield has been established nitrogen foam flooding of nitrogen foam system，application of physical simulation and numerical simulation results at the same time，the combination of Qinhuangdao 32-6 oilfield reservoir geological characteristics，for nitrogen foam flooding process research and optimization，a technique of nitrogen foam water control indoor research and field pilot test.Results show that the nitrogen bubble water control technology can effectively block edge of heavy oil development of loose sand formation in the second half of the bottom water oilfield development macroscopic throats，change flow direction，to improve the utilization rate of injected water，sweep volume expansion of injected water，and achieve the goal of stabilizing oil water control，can significantly improve water flooding development effect.

heavy oil；heterogeneity；profile modification；nitrogen foam；sweep volume；recovery

TE357.46

A

1673-5285（2016）09-0034-07

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.09.008

2016－07-18

中国海洋石油总公司“十二五”重大科技专项“海上在生产油气田挖潜增效技术研究”部分成果，项目编号：CNOOCKJ125ZDXM06LTD。

黄荣贵（1981-），工程师，2005年毕业于重庆科技学院石油工程专业，现主要从事海上油气田采油工艺和油气水处理技术的研究和应用工作，邮箱：huangrg@cnooc.com.cn。