吐哈油田鲁克沁地区稠油氮气泡沫驱认识与实践

张永，裴玉彬，杜华君

（1.山东瑞恒兴域石油技术开发有限公司，山东 青岛 266000；2.山东达维石油技术有限公司，山东 东营 257200）

鲁克沁油田的多数区块都属于稠油油藏，埋藏深度为中深层或深层。在多年的开发中，形成了配套的注水开发工艺，主要以注水、分层系和调剖为手段。但是在开发过程中存在2个突出问题：一是普通水驱开发采收率低；二是储层非均质性强，稠油油藏含水上升速度快，区块整体开发采收率偏低，只有13%～16%。

氮气泡沫驱将气驱和泡沫驱2个增产技术结合起来，既具有氮气驱油的特点，降低稠油开发的油流度比、改善水驱黏性指进现象，又具有泡沫驱的优势，实现调驱作用。氮气泡沫驱具有调剖和驱油的双重功能，实现“边调边驱”的效果。经过国内油田的应用，已经验证了其是一种具有提高采收率的高效技术，有着很强的推广价值。针对于鲁克沁地区中部油藏的目前情况，在现有注水、分层系和调剖开发方式下，采收率提高的效果不明显。通过开展氮气泡沫驱技术的研究及应用，可帮助鲁克沁区块提高深层稠油开发的采收率，对油田稳产上产起到重要的作用。

1 地质油藏情况

鲁克沁采油厂的稠油区块主要有玉北-连木沁构造带和鲁克沁构造带，面积约900 km2，主要的产油油层为二叠系梧桐沟组和三叠系克拉玛依组。构造上分为4个区块，其中中西区块有2 套含油储层叠置分布，北东区含油储层主要在二叠。本次研究的氮气泡沫驱先导试验区就位于中区。

研究区域在鲁克沁油田玉东203井区，试验区区域构造图见图1。

图1 吐哈油田鲁克沁地区区域构造图

本区共部署4口注入井和19口采油井，总含油面积为0.54 km2，油层厚度约60 m，地质储量为4.543×106t，平均孔隙度为23.5%，平均渗透率为0.23 μm2。储层埋藏深度为2 600～3 200 m，地层温度约为80℃，地下原油黏度283～584 mPa·s，原油密度0.962 9 g·cm-3，原始气油体积比12.99，地层水矿化度100 252～174 925 mg·L-1，断块构造发育，水体主要位于油层下部与边部，属于中孔中渗、厚层、断块型边底水普通稠油砂砾岩深层油藏（图2）。

图2 鲁克沁中区203井组油层剖面图

2 注水开发主要问题

鲁克沁油田中部区块开发多年以后，处于高含水开发阶段，水驱矛盾严重，具体表现为：①油水黏度比大，油层垂向非均质性强，进而导致平面和剖面上矛盾严重，水驱波及体积很小，含水上升率增长快；②水驱开发虽然使得三叠系的动用效率得到提升，但是采收率要远低于预测的数值，采收率为5.22%，综合含水为68%。

先导试验区井组203井组2008年3月开始注水开发，自注水开发后，液量上升迅速，但由于含水也增长迅速，产量没有较大提升，水驱效果日益衰退，提高采收率效果差，水淹情况严重，导致井区含水居高不下，见图3。为了更好地提高鲁克沁中区稠油的采收率，对该井组开展氮气泡沫驱试验，力求扩大波及体积，提高驱油效率。

图3 玉东203区前期注水开发特征

3 氮气泡沫驱效果分析

3.1 稠油油藏氮气泡沫驱机理

泡沫驱技术是近几年开始应用的提高采收率的新技术，泡沫作为调剖剂和驱油剂，将泡沫驱和气驱有机地结合起来，实现了“边调边驱”的效果，可以解决油水流度比大、储层非均质严重引起的水驱指进、波及体积小等问题，作为单纯水驱技术基础上发展起来的一种新的技术，具有很好的发展前景，并且是已经被证明的一种提高采收率新技术，优于单纯的氮气驱和泡沫驱。

3.1.1 宏观驱油机理

泡沫提高纵向波及效率：泡沫流体进入地层后，会优先进入渗流阻力小的储层，流入高渗流通道，泡沫本身具有较高的视黏度，可以对高导流通道起到封堵作用，迫使后面进入储层的流体进入导流能力较差的储层，从而起到调剖的目的，改善层间或层内之间的干扰关系，提高油层的波及体积，解决注水开发出现的剖面突进严重的问题。

提高油层波及体积：泡沫的运移过程是在多孔介质中不断的起泡—消泡—起泡的过程，特别是当应用气液交替的注入方式时，在泡沫破灭或泡沫较少的情况下，气体的渗透能力远大于液体注入的渗流能力，迫使气体进入低渗透通道，可以将水驱波及不到的低渗透储层，尤其是在不同沉积环境下搭接连通的储层，把难开发、未动用的剩余油驱替出来，从而提高储层的波及体积。

降低油水流度比：稠油在常规水驱开发的过程中，由于油水黏度比差异较大，使得油水产生过大的流度比，注水开发容易形成黏性指进的现象，出现水驱效果不均衡、波及体积小的情况。目前鲁克沁油田中部区块含水率在73%，油水流度比为200～300，原油采出程度低于5%。增加驱替液的黏度可以改善流度比，较高视黏度的泡沫在岩心中流动时的泡沫流动的有效黏度远高于原油黏度，有利于控制油水流度，改善水驱矛盾突出的问题，进一步提高驱油效率。

3.1.2 微观驱油机理

乳化携带机理：由于表面活性剂的加入，油滴可以溶解到胶束中，产生乳化现象，形成水包油型乳化液，在压差的作用下，乳化液携带溶解的油滴沿压降方向运移（图4）。在水驱程度较高的孔隙中，可明显见到这种乳化和携带油珠渗流的现象。

图4 泡沫对稠油乳化和携带作用

剥离油膜作用：孔隙表面润湿性的非均质性和原油中的重组分的作用，导致了有部分油滴或油段残留在孔隙壁上。如图5所示，在表面活性剂的降低油水界面张力和改变原油的流变性的作用下，大量的油滴和油段被剥离成呈分散的细粉状或丝状，随水流动，被驱出孔隙。

图5 泡沫对稠油剥离油膜作用

降低界面张力：起泡剂多为表面活性剂，能降低油水界面张力，使束缚油变成可流动油。当泡沫体系被注入储层后，该泡沫体系先进入高渗透层段，由于该层段内已经过强水冲洗，含水饱和度达到很高，含油饱和度比较低，该层段内容易生成稳定的泡沫流体，大幅度地降低了流体的流度，增大了流动阻力，从而调整了整个油层的注入剖面。同时，后续驱替液在泡沫与孔壁间的缝隙中流动，剥落岩壁上的油膜，驱出小孔隙中的剩余油，提高了该层段的驱油效率。

3.2 玉东203井组氮气泡沫驱效果分析

玉东203井组于2015年4月开始注气，采用“气液交替”注入的方式，开注后两个月开始见效，液量维持平稳下降，含水下降显著且稳定，产量提高显著，截至2018年7月25 日，累计注泡沫液40 403 m3，累计注氮气584.73万m3，周围受效井共计6口，累增油达3.1万t，平均有效期916 天。

3.3 玉东203井组单井效果分析

玉东2-121井为玉东203区典型见效井特征（图7），前期表现为“高含水、高液量、低油量”，受氮气泡沫驱影响，含水降幅大且波动大（90%→30%），油量提升大且较为波动（2.14→12.89 t），液量呈平稳下降趋势（24.6→13.67 m3），受邻井玉东3-3 注水影响含水呈波动模式，该井位于主应力/裂缝方向，见效时间较砂体展布方向快，见效期54 d，有效期长达1 164 d，累增油8 208.17 t。

图6 玉东203区203井组注入与生产曲线

玉东3-121井也为玉东203区典型引效见效井特征（图7），前期表现为“高含水、高液量、低油量”，开注后并未有明显效果，而采取吞吐作业后，引效后呈现出该区明显见效特征“降液降水提油”，因此对长期不见效井可及时采取引效措施：封堵水、补改层与吞吐，这对于以后长期不见效井有指导借鉴意义。

图7 玉东203区203井组典型单井见效特征生产曲线

表1 玉东203井组单井见效数据表

4 结束语

鲁克沁油田中部区块经多年开发后己进入中高含水开发阶段，水驱矛盾日益突出，水驱波及体积小，含水上升快，动用储量有限，采收率低。为改变鲁克沁稠油水驱开发含水上升快、采收率低的问题，开展了氮气泡沫驱提高采收率技术的研究和试验，目前已覆盖13个井组38口油井，见效井31口，见效率71%，见效井初期增油128.2 t·d-1，目前增油82.7 t·d-1，含水由78%下降至40%，直接累增油8.6万t，氮气泡沫驱提高采收率技术在稠油开发中实现突破，创新效果明显。

鲁克沁油田氮气泡沫驱试验区，增油降水效果显著，预测提高采收率7.1%，证明了氮气泡沫驱技术适合鲁克沁油田深层稠油的开发，提高了油田开发的采出程度，是现阶段改善稠油水驱开发效果的重要研究方向，对长期不见效井可及时采取引效措施（封堵水、补改层与吞吐），对深层稠油的有效开发具有重要指导意义。