海上中轻质油藏氮气泡沫微球复合调驱研究与应用

王 龙，阳晓燕，温慧芸，吴晓慧，刘美佳

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

调驱是在调剖的基础上，通过注入驱替剂进一步驱出油层中的原油，以降低油井含水，改善注水开发效果，提高原油采收率[1-5]。调驱技术发展多年，在陆地油田和海上部分油田已经进行了一系列矿场应用，并取得了一定效果[6-9]。泡沫调驱是在水气交替注入的基础上加入表面活性剂，生成的泡沫可以有效降低驱替体系的流度，改善驱替相与被驱替相的流度比，泡沫的贾敏效应可以封堵大孔道，同时对油水具有选择性封堵作用。体系中的表面活性剂可以减小油水界面张力，提高洗油效率[10-11]。微球调驱的作用机理则是遇水膨胀、逐级封堵孔喉，最终实现深度调剖[12-13]。

此前海上SZ油田及QHD油田进行过矿场调驱，但不论是从流体性质还是从井网井型方面看，都与BZ29油田存在较大差异[14-16]。BZ29油田以水平井开发为主，目前综合含水率67%，动用探明原油地质储量采出程度14.4%，逐渐进入产量递减阶段。水平井见水后存在优势渗流通道，油水井治理难度大、治理手段有限。为了封堵高渗通道，扩大水平井注水波及体积，改善水平井开发效果，开展了中轻质油藏氮气泡沫微球复合调驱技术研究。

1 油田概况

1.1 油藏地质特征

BZ29油田是水平井开发的中高渗、中轻质复杂断块油田，位于明下段Ⅲ油组。A砂体是BZ29油田的主力砂体之一，如图1所示。A砂体平均有效厚度7.2 m，孔隙度32.6%，渗透率1 266×10-3μm2，地下原油粘度16.11 mPa·s。砂体采用2注(C11H、C17H)4采(C12H、C13H、C15H、C16H)水平井进行注水开发，注采井网完善。其中注水井C11H井对应的主要受效油井为C12H和C13H井。

图1 A砂体含油面积

1.2 目标井组分析

2016年3月，A砂体综合含水率57.2%，采出程度14.4%。其中注水井C11H日注水量805 m3，注水井C17H日注水量404 m3，对应4口采油井日产液1 117m3，日产油482 m3。其中C12H井日产液597 m3，日产油170 m3，含水率71.5%；C13H井日产液135 m3，日产油64 m3，含水率52.2%。分析油井生产动态，并结合油藏数值模拟结果及砂体属性分布规律，认为C11H与C12H井间存在明显注水优势通道，如图2所示。为了改善主力砂体注水开发效果，确定对该砂体C11H井实施氮气泡沫微球复合调驱。

图2 A砂体数值模拟流场分布

2 方案设计与研究

2.1 调驱整体思路

调驱的整体思路是：①注入微球前置段塞封堵高渗通道；②注入多个泡沫调驱主段塞，实现液流转向，并根据实施过程中注入情况进行调驱注入参数调整；③调驱结束后恢复注水，扩大水驱平面波及体积。

2.2 微球注入参数设计

为了确保微球能够有效注入油层、起到良好的封堵效果，根据微球初始粒径、遇水完全膨胀粒径及完全膨胀时间等确定注入微球体系。一般原则为微球初始粒径小于1/7油层孔隙直径，微球膨胀后粒径大于1/3油层孔隙直径。A砂体实际渗透率为1 266×10-3μm2，平均孔隙直径0.8～10 μm。根据以上原则确定微球体系为核壳球2100(初始尺寸400～800 μm，膨胀尺寸数十微米)。考虑阻力因子与注入微球浓度关系及最大注入压力限制，确定注入微球浓度为0.2%。

2.3 泡沫体系筛选

前期通过室内物理模拟实验对起泡剂进行优选，见表1和表2。从表中可以看出，起泡剂HX-SD和HX-Foam-I具有良好的稳定性，泡沫半衰期相对较长，但后者在岩心实验中没有起到有效的封堵作用，故选择起泡剂为HX-SD。同时，随着起泡剂浓度的增加，泡沫体积和半衰期都逐渐增加，但起泡剂浓度增加到0.5%时，泡沫体积和半衰期趋于稳定。因此，优化起泡剂浓度为0.5%～0.7%，见表3。

表1 不同起泡剂特征参数对比

表2 不同起泡剂阻力因子及残余阻力因子结果

表3 起泡剂HX-SD浓度优选

2.4 注入参数及方式研究

建立BZ29油田A砂体油藏数值模拟模型，对砂体及单井的含水率、产油量、油层压力等进行历史拟合，使模型能够较好地符合油层的实际情况。历史拟合曲线与实际生产变化动态非常接近，历史拟合达到预期目的。在历史拟合的基础上，使用CMG化学驱数值模拟软件对影响泡沫调驱效果的气液比、段塞体积、注入方式等关键参数进行研究与优选。

2.4.1 气液比研究

选择气液比为0.5、1.0、2.0、3.0和4.0的5个模型的模拟结果进行对比分析，如图3所示。研究结果表明，随着气液比的增加，采收率逐渐增加，最大采收率达到50.3%。气液比大于3后，采收率开始下降。这主要是因为气液比较小时，生成的气泡量也较少，驱替剂封堵效果相对较弱，随着气液比的增加，驱替剂发泡能力增强，产生的大量泡沫导致泡沫的视粘度增大，降低了驱替相与被驱替相的流度比，改善了驱替效果。当气液比过大时，气体发生气窜现象，提高采收率幅度有所下降。因此气液比在1～3之间时，可以有效地发挥泡沫的驱替作用。同时，研究表明随着气液比的增加，渗流阻力增大，注入压力会大幅增加。考虑到海上平台施工空间对设备和注气量的限制以及单井最大注入压力9.7 MPa限制，推荐气液比在1以上，结合实际情况进行优化。

图3 采收率、最大注入压力与气液比关系

2.4.2 段塞体积研究

选择段塞体积为0.5×104m3、1.0×104m3、1.5×104m3、2.0×104m3的4个模型的模拟结果进行对比分析，研究结果表明，注入量较小时，含水率与采出程度曲线没有明显的变化。主要原因是注入量较小，无法有效地封堵大孔道。当注入量超过1.0×104m3以后，含水率出现了明显的下降，如图4所示。说明此时泡沫体系封堵了大孔道，封堵有效。为保证调驱的实施效果，选择调驱段塞体积为2.0×104m3。

图4 含水率与采出程度关系

2.4.3 注入方式研究

选取连续注入泡沫、注入两个段塞泡沫和注入三个段塞泡沫的3个模型的模拟结果进行对比分析，研究结果表明，注入方式对调驱效果也有较大的影响，段塞式注入方式明显优于连续注入方式，三个段塞注入方式相比连续注入方式，采收率增加10%以上，如图5所示。分析原因主要是交替注入方式可以使驱替体系更好地发挥协同作用，故选择段塞式注入。

图5 不同注入方式预测效果

2.4.4 方案效果预测

综合以上参数优选结果，设计总调驱方案：注入前置段塞体积1.15×104m3，微球浓度0.2%，注气量86.4×104Nm3，注液量1.35×104m3，注入地下体积2.16×104m3。预测结果表明，与水驱相比，调驱见效后含水率最大下降14.1%，实现净增油0.95×104m3，有效期355天，如图6所示。

图6 调驱方案效果预测

3 实施效果

2016年3月，C11H井实施了复合调驱作业，采用微球+泡沫复合调驱工艺，共计注入微球20.4 t，起泡剂46.6 t，注入氮气91.6×104Nm3，稳定剂6.5 t，累计注入量4.03×104m3，实际注入气液比1.1:1，2016年7月调驱作业结束。相比设计方案，注入泡沫及段塞用量超过方案设计要求，并增补了稳定剂2.72×104m3。

调驱结束后，C11H井组9月初含水率由80.5%下降至68.9%，含水率下降明显，井组日产油量由163 m3增加至273 m3，其中C12H井最大日增油量92 m3，含水率下降12.9%，降水增油效果突出，如图7所示。调驱后砂体递减率得到有效控制，调驱前砂体月自然递减率为2.9%，调驱后实现“负递减”，有效期达到一年以上，实现当年累增油量3.53×104m3。A砂体含水率与采出程度曲线明显右偏，水驱效果得到显著改善，如图8所示。

图7 C11H井组调驱后开采曲线

图8 A砂体含水率与采出程度曲线

4 结论

(1)生产动态表明，BZ29油田调驱后注水优势通道得到一定程度的抑制，降水增油效果明显，在渤海中轻质油田水平井中，首次实施氮气泡沫微球复合调驱并获成功，说明该技术能够有效扩大中轻质油藏注水波及体积，改善水驱开发效果，成为油田后续稳油控水的重要技术手段。

(2)利用油藏数值模拟方法对调驱参数进行敏感性分析，结合油田实际情况对调驱参数进行优选。研究结果表明，微球浓度0.2%，气液比为1、注入段塞体积为2.0×104m3、采用段塞式注入的方式开发效果较好，方案预计含水率最大下降14.1%，实现净增油0.95×104m3，有效期355天。

(3)从实际效果看，调驱后砂体自然递减率得到明显控制，受效单井最大日增油量92 m3，最大含水率下降12.9%，砂体实际增油量超过方案设计2.58×104m3。分析原因主要是调驱实施过程中对注入参数进行及时调整，注入泡沫及段塞用量达到并超过方案设计，同时增补稳定剂确保了整体方案的效果。