海上油田氮?dú)馀菽瓑哄F堵水技術(shù)應(yīng)用

石海磊，王彥春

（1中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（北京）地球物理與信息技術(shù)學(xué)院，北京100083；2中海油田服務(wù)股份有限公司，河北 廊坊065201）

氮?dú)馀菽瓑哄F堵水技術(shù)已經(jīng)在國(guó)內(nèi)外陸地油田應(yīng)用了很長(zhǎng)時(shí)間，由于考慮到安全風(fēng)險(xiǎn)和環(huán)保問題，在海上油田一直沒有進(jìn)行有效的實(shí)施，隨著近幾年海上油田在安全生產(chǎn)和環(huán)境保護(hù)進(jìn)行了大力的改進(jìn)，氮?dú)馀菽鳛榉€(wěn)油控水技術(shù)又再一次地進(jìn)行了嘗試，選擇該海上油田投產(chǎn)初期含水就高達(dá)50%。截止到2010年12月底，共有生產(chǎn)井?dāng)?shù)26口，年平均采油速度0.93%，目前采出程度6.52%，氣油比18，平均單井日產(chǎn)油20m3／d，階段末綜合含水高達(dá)88.8%，其中已有13口井的含水超過90%，它們?cè)谏a(chǎn)過程中含水的上升表現(xiàn)出明顯的底水錐進(jìn)特征。

1 氮?dú)馀菽瓑哄F堵水實(shí)驗(yàn)

1.1 起泡劑靜態(tài)性能評(píng)價(jià)

為了能夠優(yōu)選適合該油田氮?dú)馀菽瓑哄F堵水的起泡劑，按照SY－T6465—2000泡沫排水采氣用起泡劑評(píng)價(jià)方法開展泡沫劑靜態(tài)性能評(píng)價(jià)。

表1 不同類型起泡劑靜態(tài)性能評(píng)價(jià)對(duì)比表

圖1 BHT起泡劑靜態(tài)性能評(píng)價(jià)對(duì)比

通過對(duì)比3種不同起泡劑在室溫下和油藏溫度下的發(fā)泡體積、泡沫半衰期、界面張力參數(shù)，優(yōu)選適合該油田地質(zhì)流體屬性的最佳起泡劑，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表1所示，可見BHT的綜合性能較突出，能夠滿足該油田油藏溫度條件下的使用要求。

通過對(duì)比BHT起泡劑不同濃度下的發(fā)泡量和半衰期，如圖1所示。當(dāng)起泡劑BHT的質(zhì)量分?jǐn)?shù)控制在0.5%左右，吸附前后的發(fā)泡量差別較小，而且發(fā)泡量也比較大；BHT的質(zhì)量分?jǐn)?shù)在0.4%以上時(shí)，吸附前后泡沫的半衰期差別較小。綜合考慮，優(yōu)選BHT起泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)在0.5%為最佳適宜濃度。

1.2 起泡劑動(dòng)態(tài)性能評(píng)價(jià)

選取該油田目的層巖芯進(jìn)行起泡劑動(dòng)態(tài)性能評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，測(cè)試在地層溫度下0.5%的BHT起泡劑在不同注入PV數(shù)（注入地下的聚合物溶液體積占地下總孔隙體積的倍數(shù)）下的壓差，如圖2所示。隨著注入PV數(shù)的增加，封堵壓差呈上升趨勢(shì)，說明在地層溫度下BHT起泡劑在巖芯中具有較高的封堵壓差，在油層深部具有很強(qiáng)的封堵調(diào)剖能力。

2 注采參數(shù)優(yōu)化及效果預(yù)測(cè)

圖2 BHT起泡劑動(dòng)態(tài)性能評(píng)價(jià)對(duì)比

為了能夠反映選取的0.5%BHT起泡劑適合于該油田的氮?dú)馀菽瓑哄F堵水技術(shù)，利用主流的化學(xué)驅(qū)數(shù)值模擬軟件Stars進(jìn)行數(shù)值模擬研究，建立兩口井的實(shí)際地質(zhì)模型，輸入實(shí)驗(yàn)所得的起泡劑性能參數(shù)，進(jìn)行氮?dú)馀菽瓟?shù)值模擬注采參數(shù)優(yōu)化和效果預(yù)測(cè)研究。

2.1 注入時(shí)間優(yōu)化

通過對(duì)比注入氮?dú)?0天、15天、20天和30天下的增產(chǎn)幅度可以看出，隨著時(shí)間的增加，增產(chǎn)幅度開始降低，相對(duì)來說20～30天的注氮時(shí)間從增產(chǎn)幅度初期比較高，可以優(yōu)選20～30天作為注入的最佳時(shí)間范圍。如圖3所示。

2.2 氣液比優(yōu)化

通過對(duì)比不同氣液比下的增產(chǎn)幅度可以看出，在氣液比為1∶（1～2）時(shí)，增產(chǎn)幅度在每個(gè)周期都保持一個(gè)較高的值，優(yōu)選施工氣液比為1∶（1～2），如圖4所示。

圖3 不同注氮時(shí)間下的增產(chǎn)幅度比較

圖4 不同氣液比下的增產(chǎn)幅度比較

2.3 效果預(yù)測(cè)

在優(yōu)選注采參數(shù)的基礎(chǔ)上，通過數(shù)值模擬結(jié)果計(jì)算得出兩口高含水注入氮?dú)馀菽胧┖蟮纳a(chǎn)效果，如圖5、圖6所示。可以看出，注入氮?dú)馀菽螅?周期內(nèi)增油幅度最大，單井產(chǎn)能提高到3倍以上，氮?dú)馀菽瓕?duì)提高單井產(chǎn)量，控制底水有著明顯的效果。

利用數(shù)值模擬技術(shù)對(duì)兩口井措施前后的底水錐進(jìn)剖面也進(jìn)行了可視化分析，從圖7可以看出，注入氮?dú)馀菽螅F有著明顯的下降。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

兩口井單井氮?dú)馀菽瓑哄F堵水的作業(yè)措施，注入時(shí)間30天，分10個(gè)段塞注入，注入氮?dú)饬?88000m3，起泡劑16t，質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.5%，注入后開井生產(chǎn)，含水最高降低至70%，單井產(chǎn)能最高至40m3／d。由此可見，井實(shí)施氮?dú)馀菽瓑哄F后，既實(shí)現(xiàn)了增油，同時(shí)又降低了產(chǎn)水量，達(dá)到了控水增油的預(yù)期目的，氮?dú)馀菽瓑哄F堵水的效果得到了很好的體現(xiàn)。

圖5 氮?dú)馀菽瓑哄F井1效果與無措施生產(chǎn)累產(chǎn)油和日產(chǎn)油比較

圖6 氮?dú)馀菽瓑哄F井2效果與無措施生產(chǎn)累產(chǎn)油和日產(chǎn)油比較

圖7 1＃井和2＃井氮?dú)馀菽瓑哄F前后水錐剖面對(duì)比

4 結(jié) 論

（1）氮?dú)馀菽鳛榛瘜W(xué)驅(qū)的一種增產(chǎn)措施，海上油田在生產(chǎn)安全和環(huán)境保護(hù)方面都具備了條件，能夠首次在海上油田實(shí)施具有重要意義。

（2）通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究，優(yōu)選了適合于目的油田的起泡劑BHT及起泡劑最佳質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.5%，通過動(dòng)態(tài)性能評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，0.5%的BHT起泡劑對(duì)目的層有著很高的封堵調(diào)剖性。

（3）通過數(shù)值模擬優(yōu)選氮?dú)馀菽罴炎⑷霑r(shí)間20～30天，最佳氣液比1∶（1～2），預(yù)測(cè)實(shí)施氮?dú)馀菽胧┖螅芴岣邌尉a(chǎn)能3倍以上，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)也證明了氮?dú)馀菽诜€(wěn)油控水有著比較好的效果。

［1］ 彭昱強(qiáng)，徐紹誠(chéng)，沈德煌，等.渤海稠油油田氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究［J］.中國(guó)海上油氣，2008，20（5）：50－52.

［2］ 王波，王鑫，劉向斌，等.高含水后期厚油層注氮?dú)馀菽厮鲇图夹g(shù)研究［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2006，25（2）：59－60.

［3］ 袁士義，劉尚奇，張義堂，等.熱水添加氮?dú)馀菽?qū)提高稠油采收率研究［J］.石油學(xué)報(bào)，2004，25（1）：57－61.

［4］ 龐占喜，程林松，陳月飛，等.常規(guī)稠油底水油藏氮?dú)馀菽刂扑F技術(shù)研究［J］.石油學(xué)報(bào)，2007，28（5）：99－103.

［5］ 朱維耀，程杰成，吳軍政.多元泡沫化學(xué)劑復(fù)合驅(qū)油數(shù)值模擬研究［J］.石油學(xué)報(bào)，2006，27（3）：65－69.

［6］ 李兆敏.泡沫流體在油氣開采中的應(yīng)用［J］.北京：石油工業(yè)出版社，2010：210－211.