高孔高渗强边水油藏氮气泡沫驱提高采收率研究

2021-11-19李雨桓凌晓杰成煜航

石油化工应用 2021年10期

李雨桓，凌晓杰，彭秋，成煜航

（成都理工大学能源学院，四川成都 610059）

春光油田常采单元稀油小砂体有着高孔渗、胶结差、层数少、厚度薄、面积小、边水强等特点[1]。经过十几年天然能量开发及井网的完善，整体已逐渐进入了高含水阶段，而小砂体油藏采油速度高，含水上升速度快。持续利用天然水驱能量开采，边水会沿着优势通道侵入，使得高部位井提早见水，甚至导致井水淹。为了将顶部无法有效动用的剩余油采出，同时对水侵通道起封堵作用，可采用氮气泡沫驱方法。泡沫流体既能起到膨胀作用，维持储层的压力，又能对高渗透层封堵阻止边水入侵，有效的改善非均质油藏的驱替状况，对高含水油藏水淹井起到调剖堵水的效果[2]。为此，本文针对高孔高渗强边水排8-40 区块开展了剩余油分布规律研究，结合氮气泡沫驱室内实验及数值模拟结果，优选出氮气泡沫驱技术对策参数，设计出优化提高采收率方案并预测开采效果。

1 油藏概况

排8-40 区块顶面构造形态简单，是倾角约为3°的单斜构造油藏。产油层系位于沙湾组二段Ⅶ砂组，油层海拔深度-708～-716 m，含油面积0.44 km2，平均有效厚度3.12 m，有效孔隙度30.91%，平均渗透率1 123.03 mD，原始地层压力10.11 MPa，在40 ℃油藏温度下原油黏度为3.79 mPa·s，密度为0.833 g/cm3，为高孔渗、层数少、厚度薄、面积小、强边水稀油小砂体油藏。

排8-40 油藏于2006 年底投入生产，至2020 年底共有6 口油井，目前综合含水率达到84.2%，处于高含水阶段，采油速度0.81%，目前采出程度37.39%，剩余可采储量达到13.08×104t。目前区块含水率上升快，多口井已发生水淹。

2 氮气泡沫驱机理实验

2.1 实验仪器与材料

实验仪器：驱替用双柱塞计量泵100DX、中间容器、压力变送器、天平、填砂管（规格φ38 mm×400 mm，最高压力32 MPa，材质1Cr18Ni9Ti）等；为保证油藏倾斜条件，模拟在3°左右的地层倾角。

实验材料：实验用油为煤油；地层水样、地层岩石碎样均取自现场；起泡剂为LH-XIII 重烷基苯磺酸盐高效起泡剂。

2.2 实验方法

整个实验流程（见图1），填砂管左端为注入端，右端为出口端。利用填砂管模型分别进行了三项对比实验（见表1），实验一：对比高渗、低渗岩心的分流情况；实验二：对比泡沫在不同含油饱和度岩心中的封堵情况；实验三：对比不同泡沫注入量提高采收率幅度。

表1 填砂管实验基础参数表

图1 氮气泡沫驱实验流程示意图

实验一步骤如下：（1）将地层岩石碎样填入两根填砂岩心模型，标记为1、2 号并对其进行气测渗透率测定，使气测渗透率分别为2 200 mD 及1 100 mD 左右，称取干重；（2）将填砂岩心模型抽真空4 h 后，饱和水，称取湿重，计算其孔隙度和液相渗透率；（3）并联两根填砂管模型，以2 mL/min 速度进行水驱，记录两根填砂岩心模型的分流情况；（4）水驱稳定后，向填砂管模型中以2 mL/min 速度注入0.2 PV 的泡沫，注完泡沫后再进行水驱，记录两根填砂岩心模型的分流情况。

实验二中两根填砂管模型气测渗透率均保持在2 200 mD 左右，并且一根用于水驱，另一根用煤油进行驱替直至出口端全为煤油，其余步骤类似于实验一。

实验三中分别做三组渗透率级差为3 的并联填砂管模型，重复注入0.1 PV、0.2 PV、0.3 PV 体积的氮气泡沫，其余步骤类似于实验一。

2.3 实验结果

通过实验一中分流量、压力变化图（见图2、图3）得出，注入泡沫后高渗管分流量增大，低渗管分流量降低，而压差逐渐增加。泡沫具有流动剪切性，对高渗管具有一定的封堵作用。当高渗管的分流量降低后，低渗管的分流量升高，体现了氮气泡沫具有“堵高不堵低”的选择性封堵性质。而高渗管出现封堵后，整体的综合渗透率是下降的，导致两端压差一定幅度的增加。

图2 分流量随PV 数变化图

图3 压力随PV 数变化图

通过实验二中不同含油饱和度下填砂管模型分流量图（见图4）得出，当注入泡沫时，饱和水的填砂管模型的分流量降低，高含油饱和度填砂管模型的分流量升高，可见泡沫对水具有封堵作用，而对油的分流量却没有影响，体现了氮气泡沫具有“堵水不堵油”的选择性封堵特性。

图4 含油饱和度分流量随时间变化图

通过实验三中不同泡沫注入量采收率对比（见图5）综合分析得出，并联填砂管与低渗管采收率增加幅度都随着氮气泡沫的注入量增加而增大，分析出向并联填砂管中注氮气泡沫后驱替出的油为低渗管中残余油，证明了注氮气泡沫驱能驱替出高渗储层中低渗部分的残余油。

图5 不同注入泡沫体积提高采收率对比图

3 剩余油分布规律及潜力研究

利用CMG 数值模拟软件建立数值模型，参考排8-40 强边水油藏实际地质与生产情况。根据数值模型剩余油分布图（见图6、图7）分析，油藏中处于构造低部位生产井已经见水，油藏中部的边水推进的快过油藏边部[3]。剩余油平面分布主要在油藏构造高部位边缘处。区块纵向上各层采收率差别不大，剩余油在两层均有分布。而排8-40 横纵比>5，属于窄条状油藏。油藏中低部储量丰度变化较大，说明油藏前期的水驱动用效果较好，但由于强边水侵的原因，部分井水淹后，水驱效果会变差，导致油藏高构造边部剩余油无法有效波及到。生产15 年后区块剩余油11.78×104t（见表2），按剩余油分布将其分为顶部富集油、侧翼富集油、井间富集油及其他剩余油，顶部富集油大约为2.65×104t，侧翼富集油大约为1.20×104t，井间剩余油大约为0.62×104t，顶部、侧翼、井间富集油比例分别为22.57%，10.22%，5.25%。从区块分布剩余油富集比例来看，顶部富集剩余油占比最多，侧翼其次。因此针对顶部及侧翼边缘井，进行人工气顶驱及氮气泡沫驱，能将顶部及侧翼剩余油有效驱替，从而提高区块的采收率。

图6 排8-40 区块原始含油饱和度分布图

图7 排8-40 区块目前含油饱和度分布图

表2 排8-40 井区油藏储量动用及潜力统计

4 氮气泡沫驱提高采收率对策研究

根据排8-40 区块的剩余油分布特征，排8-43H井根端剩余油富集，趾端边水点状水淹，具备氮气泡沫驱的条件，适合氮气泡沫压水锥[4]。

由于在现场施工过程中，地面起泡需要配备多种发生储存设备，若选择同时注入，气液比达到设计要求会相当困难。注入泡沫在孔径较小的孔眼以及小的孔隙时，井内的压力会迅速升高导致后续注入的泡沫没能持续进入井中，实际注入氮气泡沫驱体系时气液比难以控制[5]；地下发泡所需的设备为配液罐，实施的过程方便。而且该储层目前含水率高，气液交替注入不仅能在气举、助排上发挥作用，还能对含水高渗层有效封堵。综合以上因素排8-40 区块选择“地下发泡、气液交替注入”的方式进行氮气泡沫驱其他技术对策的优化[6]。针对春光油田排8-43H 的氮气泡沫驱，分别注入纯氮气和一定摩尔分数的泡沫体系。考虑到气液交替周期对起泡剂的起泡能力等参数影响，选择交替周期为6 d（注气天数:注液天数=4:2）进行为期一年半的氮气泡沫驱的数值模拟计算。

4.1 注入时机及注入速度优化

因泡沫不耐油遇油即消的性质，所以地层含油饱和度是影响氮气泡沫驱效果的关键因素[7]。设置三个不同注入时机方案，含水率分别为89.1%、89.7%、90%，预测2 年后各氮气泡沫驱方案结果。结果（见图8）表明通过对比不同注入时机方案得出在含水率89.1%时注入驱替效果最好，采收率提高了1.21%。

图8 不同注入时机下氮气泡沫驱效果对比图

氮气泡沫体系的注入速度不仅会影响驱替地层中原油的效果，还会影响井的整体花费。在注入氮气泡沫体系时，需要在不大于地层破裂压力下尽量的快速注入，不仅增加原油收益，还能增加泡沫驱的封堵性能，减少气窜的发生[8]。在保持其他参数不变的情况下，气体注入速度分别为1 500 m3/d、2 000 m3/d、3 000 m3/d、4 000 m3/d 进行模拟计算。结果（见图9）表明注气速度为3 000 m3/d 时采收率斜率变化最大，因此选择以注气速度3 000 m3/d 注入氮气泡沫驱体系来驱油提高采收率。

图9 不同注入速度下氮气泡沫驱效果对比图

4.2 段塞数量及焖井时间优化

泡沫体系总段塞大小可以影响氮气泡沫驱对提高采收率效率。保持地下气液比为1:1，液体的摩尔分数为1%的情况下，交替周期为6 d（注气天数:注液天数=4:2），进行了5 组氮气泡沫驱的数值模拟。结果表明（见图10），注入段塞数量为5 次时采收率变化的斜率最大，再增加段塞数量采收率增加幅度会变小，在考虑注入经济效益及成本下，选择注入段塞数量为5 次时效果最好。

图10 不同段塞数下氮气泡沫驱效果对比图

本研究区块选择了“地下发泡、气液交替注入”的方式进行氮气泡沫驱模拟，需要焖井一段时间目的是使表面活性剂和氮气在油层充分接触形成有效泡沫，提高氮气泡沫驱替效果。为研究不同焖井时间对氮气泡沫驱替的影响，保持其他条件不变，设置2～14 d 不同焖井时间进行氮气泡沫驱模拟计算。结果表明随着焖井时间的增加，累产油量呈现先增加后减小的变化趋势。结果（见图11）表明焖井4 d 累计产油量达到峰值，因此最佳焖井时间为4 d。

图11 不同焖井时间下氮气泡沫驱效果对比图

4.3 表面活性剂浓度及气液比优化设计[9]

在段塞数量为5 次、发泡剂的摩尔浓度为1%的条件下，注入的气液比分别为100:1、200:1 和300:1 的数值模拟工作，分析气液比对排8-40 区块氮气泡沫驱油效果的影响。结果（见图12）表明随着注入气液比的增加，比值呈先增加后减小的变化趋势，因此在考虑经济效益以及可行性分析下，采用气液比200∶1（3 000 m3/d注气4 d+30 m3/d 注表面活性剂2 d）注入效果较好。

图12 不同气液比氮气泡沫驱效果对比图

其他条件相同情况下，设置表面活性剂浓度分别为0.1%、0.3%、0.5%、0.7%、0.9%进行氮气泡沫驱数值模拟。模拟结果与累产油相比较，分析最佳浓度[10，11]。结果（见图13）表明表面活性剂浓度为0.5%时，累产油增加幅度达到最大值。表面活性剂浓度0.5%之后，再增加表面活性剂浓度累产油增加明显变缓，考虑经济效益以及注入成本的情况，采用表面活性剂浓度0.5%效果最佳。

图13 不同表面活性剂浓度下氮气泡沫驱效果对比图

5 氮气泡沫驱优化方案设计及效果预测

根据对排8-40 区块氮气泡沫驱对策研究得到最优方案（见表3），按照优化方案对排8-40 区块进行氮气泡沫驱模拟2 年。对比原方案，在注气后的短时间（20 d）内含水率会一定幅度下降，日产油量会大幅度上升，然后稳定在6 m3/d 左右。氮气泡沫驱预测的采收率比原方案增油了2 116 t，采收率提高了1.51%（见表4、图14）。