氮气泡沫堵调技术在热采水平井开发中的应用—以LF油田馆陶组为例

2017-11-01韩红旭郝爱刚冀延民

石油地质与工程 2017年5期

韩红旭，郝爱刚，冀延民，张浩

韩红旭，郝爱刚，冀延民，张浩

（中国石化胜利油田分公司，山东东营 257000）

LF油田馆陶组为边水活跃的稠油油藏，2010年以来采用水平井热采开发，随着吞吐轮次的增加，油藏内部压降大、油井水平段动用程度不均、边水侵入快，导致含水上升快、产量递减大、周期油汽比降低、开发效果变差。2014年开展水平井氮气泡沫堵调工艺试验，分别采用氮气泡沫增能、氮气泡沫调剖和氮气泡沫加栲胶复合堵调技术，共实施堵调20井次，区块日产油增加60 t，油汽比提高0.6，地层压力上升0.5 MPa，较好地改善了区块开发效果。

LF油田；稠油热采；氮气泡沫驱；堵水调剖

1 油藏概况

LF油田位于山东省滨州市与惠民县城之间，是一个上第三系馆陶组、东营组大型披覆构造，主力含油层系为馆陶组，油藏埋深950~1 020 m，油层厚度4.6 m，含油面积6.0 km2，地质储量648×104t。区块构造简单，地层平缓，地层倾角1°~2°。储层岩性主要为细砂岩、粉细砂岩和粉砂岩，平均孔隙度37%，渗透率3.446 μm2，为高孔高渗储层。50oC时地面原油密度0.97 g/cm3，地面原油黏度2 464 mPa·s。地层温度49oC，原始地层压力9.6 MPa，为常温常压系统。该区块边底水活跃，水油体积比10∶1，油气富集于构造高部位，油藏类型为层状岩性–构造油藏。

2 开发状况及主要问题

2001年5月，该区块投入开发，前期采用定向井冷采，由于层薄、油稠、敏感性强、出砂严重，平均单井日产油水平仅1.1 t/d，单井产能较低；2010年采用水平井蒸汽吞吐热采开发，完钻投产水平井34口，投产初期平均单井日产油16.8 t/d，该区块日产油水平达到228 t/d，综合含水54.2%，产能取得突破。随着吞吐轮次的增加，开发矛盾日益突出：一是地层压力下降较快，由2010年的9.6 MPa下降至2015年的4.4 MPa，油井注汽后峰值产量、周期采油量下降，油汽比降低，与第一周期相比，第三周期平均单井峰值产量由12.5 t/d下降至6.8 t/d，油汽比由1.32下降至0.75；二是边水推进速度加快，一线井区水淹严重，距离边水较近的7口一线井出现不同程度水淹，综合含水由66.2%上升至90.5%；三是由于水平段物性差异大，吸汽和动用状况不均匀，根据15口水平井温压剖面资料显示，吸汽程度高，动用状况好的水平段长度仅占总水平段长度55.2%，影响了水平井注汽开发效果。

3 氮气泡沫封堵及增能机理

3.1 泡沫封堵机理

利用泡沫流体在储层中叠加产生的气液阻效应（贾敏效应）和岩石孔隙中气泡膨胀产生的封堵能力，使液流在孔隙中流动阻力大大增加，从而提高对高渗层的封堵效果，迫使后续液流转向原注入水或边水波及不到的区域[1]。泡沫对地层渗透率有选择性，堵大不堵小，即泡沫对高渗层具有较强的封堵作用，对低渗层的封堵作用较弱。从泡沫在不同岩心中的分流量曲线（图1）可以看出，随着时间的延长，高渗岩心分流量下降，而低渗岩心分流量明显上升，证明泡沫对高渗岩心的分流效果要明显好于低渗岩心。泡沫同时具有遇油消泡、遇水稳定、堵水层不堵油层的特点，能够更好地应用于封堵高渗层出水层位或水平井段[3]。

图1 泡沫在不同岩心中的分流量曲线

3.2 氮气隔热增能机理

氮气属于非冷凝气体，压缩系数为 0.291，具有良好的可压缩性和膨胀性，在能量释放时具有良好的助排作用[4]。实验研究，相同条件下氮气提供的弹性能量为二氧化碳气体的1.25～1.5倍。注入氮气可以增加地层压力0.5～0.8 MPa，且氮气导热系数低，可以减少热损失，提高热能利用率，因此选择氮气作为增能气体。

注入过程中，氮气进入油层，膨胀驱水，同时和蒸汽进入油层，复合降低原油黏度；氮气分布在油层中上部，降低蒸汽超覆的热损失。焖井过程中，氮气形成“隔热被”聚集在油层顶部，阻止向上部岩石逸散造成的热损失，促使蒸汽进一步加热油层。当注汽结束转抽时，随着地层压力降低，经过压缩储存在地层中的氮气体积迅速膨胀，产生较大的附加力，加速驱动地层中的原油及冷凝水迅速返排, 起到强化助排油和水的作用。氮气具有黏滞性，高压条件下与水或其它物质作用，产生一定数量的泡沫，并作为热载体缓慢扫过油层，使热能得到充分利用，从而提高油井产液量[5]。

3.3 氮气泡沫加改性栲胶复合堵调

栲胶是从富含单宁植物的植物原料中提取的浓缩产品，其单体成分为多聚原花青素，其分子结构如多聚原花青素在酸、醇作用下生成花青素，组成单元的A环为间苯二酚型，B环为邻苯二酚型。A、B环在一定条件下可与醛类发生缩合反应而树脂化，形成具有一定弹性的凝胶。对落叶松栲胶进行改性，增加分子的活动性与亲水性，减小分子量，度，可使栲胶与醛类物质的交联能力显著提高，凝降低黏胶质量得到改善[6]。

氮气泡沫体系在一定程度上能封堵高渗层，使后续注入蒸汽流向其它低渗含油部位加热原油提高蒸汽波及体积；受半衰期和其自身泡沫强度的影响，对于水体大、能量足的水侵问题，泡沫堵调有效期较短，多周期连续调堵后效果变差。通过在泡沫中添加改性栲胶，能够增加泡沫体系液相黏度、泡沫的膜厚度及膜弹性，从而增加泡沫的稳定性，提高泡沫体系残余阻力因子，增强泡沫封堵强度[7]。

在100，150，200，250，300 ℃等温度下，分别将常规氮气体系与栲胶复合氮气体系放入恒温箱中，在常压下测定这两种体系的半衰期。由表1可以看出，温度达到300℃时，起泡剂完全失去起泡能力，故半衰期都为0 min；在低于300℃高温下，栲胶复合氮气泡沫体系的半衰期均远远大于氮气泡沫体系，说明复合体系比常规氮气体系具有更好的稳泡性能。

表1 高温下两种泡沫体系半衰期对比

在 250℃条件下，采用一维单管模型（60 cm×2.54 cm）对栲胶复合氮气泡沫体系和常规氮气泡沫体系进行了封堵能力实验，结果如表2所示。两种泡沫体系封堵性能对比显示，在250℃条件下，栲胶复合氮气泡沫体系的封堵率达到 98.63%，封堵能力明显好于常规氮气泡沫体系。

表2 两种泡沫体系封堵性能对比

4 工艺优化与实施效果

根据该块馆陶组的开发效果，边水较为活跃，多轮次吞吐后，邻近边水的一线井区已形成大孔道，水淹严重；与一线区相比二线区含水较低，但因水平段动用程度不均匀，也出现含水上升加快的趋势，构造高部位油井多轮次吞吐后，地层压降较大，吞吐效果变差。针对这种现象，制定“一堵二调内补充”的治理对策，对靠近边水且已形成水窜通道的一线区，采用氮气泡沫加栲胶复合堵调，封堵水窜通道，降低一线区含水；对二线区油井采用加大泡沫用量，提升氮气泡沫强度，增强对高渗水平段堵调，改善油层水平段动用状况；内部区油井地层压降较大，通过增加氮气用量，对油层进行提压增能，提高地层压力及油井产液能力。

根据以上原则及优化结果，制定了馆陶组堵水调剖方案，在该块共实施堵水调剖井20口，如表3所示。2014－2015年共在LF油田馆陶组实施实施氮气泡沫调剖、复合调剖20井次，累计注蒸汽3.5×104t，氮气214×104m3，栲胶23 t，取得了良好的增产效果，具体数据见表4。2015年在该区块实施氮气泡沫堵调工艺技术以来，区块日油水平由100 t/d上升至160 t/d，单井日油能力由2.9 t/d上升至5.0 t/d，含水由81.4%下降至73.1%，区块综合递减由10.1%下降至–25.1%。