超低渗透油藏空气泡沫驱油效率研究

赵金省 李 攀 杜剑平

1.西安石油大学石油工程学院 2.中国石油长庆油田第三采气厂 3.中国石油长庆油田第六采油厂

超低渗透油藏空气泡沫驱油效率研究

赵金省1李 攀2杜剑平3

1.西安石油大学石油工程学院 2.中国石油长庆油田第三采气厂 3.中国石油长庆油田第六采油厂

针对超低渗透非均质油藏开发过程中单井产量低、含水上升快、水驱动用程度低的特点，提出进行空气泡沫驱油，对空气泡沫驱油的影响因素进行研究。采用室内实验方法研究了储层非均质性、气液比、泡沫注入体积、泡沫注入段塞组合以及注入时机对空气泡沫驱油效率的影响。结果表明，对于非均质储层，空气泡沫驱可以有效地动用低渗透储层中的剩余油，最优的注入气液比为1∶1，最优的注入体积为0.2 PV，最优的段塞大小是0.05 PV，最优的注入时机为含水率达80%以上时进行泡沫注入。研究结论对于非均质超低渗透油藏进行空气泡沫驱油具有借鉴和指导价值。

非均质 超低渗透油藏 空气泡沫 驱油效率

华庆油田主力生产层位长63，油层厚度平均14.4 m。2009年7月，全面投入注水开发。经过初期开发阶段，矛盾逐渐凸显，主要表现为：初期单井产量较高，但递减较大，压力保持水平低；由于储层非均质性较强，局部水淹矛盾突出，导致区块含水上升快；纵向吸水差异大，吸水不均比例高，水驱动用程度低。因此，有必要探索新的注入介质以提高驱油效率，实现对超低渗透油藏的高效开发和持续稳产[1]。空气泡沫驱提高采收率技术综合了泡沫驱与空气驱的优点,成本很低,增油效果明显,尤其适用于高含水、非均质严重油藏。泡沫在非均质油层的驱油过程中，由于泡沫的堵大不堵小、堵水不堵油的特性，可以对高渗透层进行有效的封堵，从而调整后续注入水在高低渗透层中的流度差异，减少注入的流体在高渗透层中的窜流[1-4]。关于空气泡沫驱油效率的影响因素，国内已有学者进行过相关研究[5-7]，但多是针对中高渗透储层，关于0.3 ×103μm2级别的超低渗透油藏空气泡沫驱过程中驱油效率的影响未见有报道。针对此，以华庆油田长6储层为例，对空气泡沫驱油效率的影响因素(注入体积、渗透率级差、气液比、注入段塞组合、注入时机)进行了研究。

1 实验部分

本实验模拟油田长期注水后的典型地层条件，通过并联岩心驱替实验，研究渗透率级差、气液比、泡沫注入体积、注入段塞组合、注入时机对空气泡沫驱油效率的影响。

1.1 实验材料和实验条件

(1) 实验用油：由脱水原油与煤油配制，70 ℃时密度为0.75 g/cm3，黏度为1.05 mPa·s。

(2) 实验用水：华庆油田元284区注入水，用作室内注入水和配制起泡溶液；华庆油田元284区地层水，用来饱和岩心建立束缚水。

(3) 化学试剂：HPAM；起泡剂。

(4) 温度和压力：70 ℃，10 MPa。

(5) 模型：填砂岩心和人工胶结岩心。

1.2 实验步骤

(1) 将石英砂按照不同配比填置填砂岩心模型，气测渗透率，称取干重；将填砂岩心模型抽真空6 h后，饱和地层水，称取湿重，计算孔隙度。

(2) 将饱和好地层水的岩心模型放置到恒温箱内，在70 ℃条件下，恒温4 h。

(3) 两根岩心模型分别饱和油：在相同条件下，油相驱替水相至模型出口不出油为止，计算初始含油饱和度。

(4) 水驱：利用注入水作驱替液，以1.0 cm3/min的流量水驱油至方案设定含水率，计算两个岩心管的水驱采收率和残余油饱和度，并记录岩心模型的产液量和产油量。

(5) 泡沫驱：为了防止气窜，首先注入0.01 PV起泡剂溶液作为前置液，然后注入不同孔隙体积的泡沫，泡沫用0.7%(w)的起泡剂溶液(起泡液中添加浓度为0.2%(w)的稳泡剂)和空气按照方案设定的比例注入产生，最后进行后续水驱，并记录岩心模型的产液量和产油量。

2 实验结果与分析

2.1 渗透率级差对空气泡沫驱油效率的影响

非均质储层水驱后进行泡沫驱进一步提高采收率的机理就是利用泡沫在高渗透储层中的封堵作用，从而使后续注入水大幅度驱出低渗透储层中剩余油。根据研究区储层的实际情况，采用四组渗透率级差(1.6、2.0、3.3和6.6)对渗透率级差的空气泡沫驱油效果进行了研究，其中低渗透岩心渗透率均为0.3 ×103μm2，高渗透岩心的渗透率为(0.8～2)×103μm2。不同渗透率级差下的驱油效果见图1。

由图1可看出，由于渗透率级差的原因，水驱阶段采出的多是高渗透岩心中的油，且随着渗透率级差的增大，高渗透岩心和低渗透岩心水驱阶段采出程度的差异越大，水驱阶段的综合驱油效率越小。泡沫驱和后续水驱阶段，由于泡沫在高渗透岩心中的封堵作用，使得低渗透岩心中剩余油被大量驱出，且渗透率级差越大，低渗透岩心中驱出的油越多，低渗透岩心的驱油效率相对于水驱阶段提高幅度越大。对应于渗透率级差为1.6、2.0、3.3和6.6的4组岩心，泡沫驱和后续水驱阶段低渗透岩心驱油效率分别提高了7.0%、12.5%、18.9%、29.6%，综合驱油效率分别提高了5.37%、9.07%、13.06%、24.12%。可见，对于非均质储层，空气泡沫驱可以有效地动用低渗透储层中的剩余油，且非均质性越强，这种效果越明显，对应的驱油效率越高。

2.2 气液比对空气泡沫驱油效率的影响

气液比对泡沫生成、破灭速度的影响很大，直接影响着生成泡沫的泡沫质量，进而影响泡沫在多孔介质中的渗流阻力。针对不同的多孔介质，存在一个最佳的泡沫质量。在该泡沫质量下，流动阻力最大且驱油效率最高[8]。实验利用双管模型模拟地层层间非均质性，分析5种气液体积比(1∶3、1∶2、1∶1、2∶1、3∶1)对空气泡沫驱油效率的影响。本实验采用填砂管模型，模型尺寸均为Φ3.8 cm×30 cm，每组岩心的渗透率级差均为3。

图2为不同气液比下空气泡沫驱阶段相对于水驱阶段采出程度的提高幅度。由图2可看出，在气液体积比从(3∶1)～(1∶3)的变化过程中，泡沫驱驱油效率先增大后减小，在气液体积比为1∶1时，驱油效率最高。这是因为，在气液体积比较小时，泡沫结构表现为分散在液相中的不相互接触的球形气泡，不容易生成泡沫；而当气液体积比较大时，泡沫很容易聚并和破裂，且发生气窜，从而使驱油效率提高幅度减小。

2.3 注入体积对空气泡沫驱油效率的影响

注入泡沫体积会影响到泡沫在非均质储层中的封堵效果，进而影响泡沫调驱的效果。泡沫注入太少，封堵效果差，泡沫注入过多会大大提高成本[8]。为此，考虑到元284区的实际储层非均质情况，采用渗透率级差为3的五组并联岩心，分别注入0.02 PV、0.06 PV、0.1 PV、0.2 PV和0.3 PV进行驱油效果分析，结果见图3。

由图3可看出，在渗透率级差不变的情况下，随着注入泡沫体积的增大，泡沫驱的驱油效率的提高幅度逐渐增大，在注入体积为0.2 PV时，泡沫驱后的采出程度达到峰值，为57.79%，相对于水驱采出程度提高了19.53%。当注入体积大于0.2 PV时，泡沫驱后的采出程度开始降低。当泡沫注入体积大于0.2 PV时，泡沫易发生窜流，无法形成较好的封堵。因此，最优的注入泡沫体积是0.1～0.2 PV。

2.4 注入段塞组合对空气泡沫驱油效率的影响

在泡沫注入总量0.2 PV的情况下，改变注入段塞的大小，分别设计4种注入方案，分别是：①0.2 PV泡沫驱+水驱；②(0.1 PV泡沫驱+0.1 PV水驱)×2；③(0.067 PV泡沫驱+0.067 PV水驱)×3；④(0.05 PV泡沫驱+0.05 PV水驱)×4，考察段塞大小对空气泡沫驱油效率的影响，结果见图4。

从图4可看出，随段塞数增多，对应的驱油效率缓慢升高。综合考虑选取方案④的段塞组合：(0.05 PV泡沫驱+0.05 PV水驱)×4。

2.5 注入时机对空气泡沫驱油效率的影响

由于泡沫具有遇油消泡的特性，非均质储层水驱后高低渗透储层中的剩余油分布将会影响到泡沫的封堵能力，进而影响泡沫驱油效果。非均质性不同的储层，水驱后高低渗透储层中的剩余油分布是不同的。因此，针对元284区的实际储层非均质性，考察了不同注入时机对泡沫驱油效率的影响。采用渗透率级差均为3的4组并联岩心模拟储层非均质性，分别在水驱后出口含水率40%、60%、80%、98%左右进行泡沫驱油，注入泡沫体积0.2 PV，然后进行后续水驱，结果见图5。

图5表明，当出口含水率为80%时，进行泡沫驱油采收率最高。泡沫驱时含水率不宜过低，因为含水率太低，有些大孔隙中的原油还未被前期水驱完全驱替，使后续的泡沫在高渗透层中无法形成较高的封堵压力。

3 结 论

(1) 对于非均质储层，空气泡沫驱可以有效地动用低渗透储层中的剩余油，且非均质性越强，效果越明显，对应的驱油效率越高。

(2) 最优的注入气液体积比为1∶1。

(3) 随着注入泡沫体积的增大，泡沫驱后的采出程度的提高幅度逐渐增大，室内实验条件下最优的注入体积为0.2 PV，采出程度达到 57.79%，相对于水驱采出程度提高了19.53%。

(4) 最优的段塞组合是(0.05 PV泡沫驱+0.05 PV水驱)×4。

(5) 最优的注入时机为含水率80%以上时进行泡沫驱油。

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Experimental study on displacement efficiency of air foam flooding in ultra-low permeability reservoir

Zhao Jinsheng1， Li Pan2， Du Jianping3

1．InstituteofPetroleumEngineering，Xi’anShiyouUniversity，Xi’an，Shannxi,China2．No. 3GasProductionPlantofChangqingOilfieldCompany，PetroChina，Xi’an，Shannxi,China3.No. 6OilProductionPlantofChangqingOilfieldCompany,PetroChina,Xi’an，Shannxi,China

Aiming at the characteristics of low producing rate, water cut rising fast, low degree of water drive in ultra-low permeability heterogeneity reservoir, the air foam flooding is put forward, and it is necessary to study the influence factors of air foam flooding. In this paper, the influence of reservoir heterogeneity, gas liquid ratio, foam injection volume foam injection slug combination and injection time on the air foam flooding efficiency were studied experimentally. The results showed that air foam flooding could effectively produce the remaining oil in low permeability reservoir for the heterogeneous reservoir, the optimal gas and liquid ratio was 1∶1, the optimal injection volume was 0.2 PV, the optimal slug size was 0.05 PV, and the optimal injection time for forming injection was when the water cut was greater than 80%. The research conclusion has a reference and guidance value for air foam flooding of heterogeneous ultra-low permeability reservoir.

heterogeneous, ultra-low permeability reservoir, air foam, displacement efficiency

国家自然科学基金“火烧油层过程中稠油氧化反应的启动机理及干预机制”(51404199)；陕西省自然科学基金项目“低渗透砂岩油藏氮气泡沫辅助CO2驱提高采收率机理研究”(2013JQ7019)；陕西省教育厅科研计划项目“低渗透裂缝性油藏三相泡沫体系调驱机理研究”(14JK1564)。

赵金省(1979-) ，男，博士，副教授，主要从事油气田开发、采油工程理论与技术方面的研究工作。E-mail:jinsheng79317@163.co m

TE357.7

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.01.012

2016-07-03；编辑：冯学军