泡沫調剖改善多元熱流體開采效果技術研究與應用

許　建　軍（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津　300452）

泡沫調剖改善多元熱流體開采效果技術研究與應用

許建軍
（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津300452）

在海上高孔高滲油藏中實施熱采，汽竄是必須面臨和解決的問題，結合海上高速高效開發的要求，開展了高溫調劑泡沫體系的研究。通過對高溫起泡劑的靜態性能和動態性能進行實驗評價，優化最佳的起泡劑濃度，結合數值模擬方法進行參數優化。研究結果表明：優選后的高溫起泡劑在190 ℃溫度下起泡體積≥180 mL，半衰期≥420 s，阻力因子≥20；300 ℃恒溫12 h后發泡體積、半衰期、阻力因子等指標均保持在原來的90%以上；優選后的起泡劑濃度為0.3%，可提高驅替效率14.49%；段塞注入方式可提高驅油效率18.25%。在現場使用該項工藝后，現場注入壓力升高1.5 MPa左右，生產未受注熱井影響。

泡沫調剖；多元熱流體；高溫起泡劑；工藝優化；稠油熱采

近年來多元熱流體熱采技術在渤海油田開展應用［1-3］，并取得顯著增產效果。該技術利用航天火箭發動機的燃燒噴射機理，其注入熱介質為燃油燃燒產生的混合物，包括熱水、氮氣和二氧化碳，通過氣體溶解降黏、氣體增壓、氣體擴大加熱范圍等多種介質的協同作用開采稠油。但隨著吞吐輪次的增加，由于隔層不發育、層間滲透率差異以及蒸汽超覆等因素影響［4-7］，導致注汽時高滲透層為強吸汽層，低滲透層為弱吸汽層甚至不吸汽，會進一步出現井間汽竄干擾現象從而影響鄰井的正常生產，降低了吞吐效果，嚴重影響了稠油井的正常生產。泡沫調剖是治理汽竄的有效方式，而常規泡沫調剖在高溫下很容易分解失效，通過對高溫起泡劑的靜態性能和動態性能進行實驗評價，優化最佳的起泡劑濃度，結合數值模擬方法進行參數優化，從而優選出適用于多元熱流體熱采技術的高溫泡沫體系。

1　泡沫調剖工藝的適應性分析

海上油田開發受到地質油藏與海洋環境等地下和地面雙重因素影響， 開發所面臨的問題與陸地有相當大的差異。海上油田井網密度小，單井產量較高，但工程建造、完井和生產操作費用很高， 開發建設海上油氣田所需投資及經濟效益， 受油田規模、油氣品質、單井產能、井數、井深等諸多因素的制約。因此，相比較陸地，海上油氣田的開采技術的有效性要求更高，要具備對油井生產造成的影響效果小、儲層的傷害盡可能低、施工工藝簡單、設備擺放面積小等條件。

考慮到以上的因素及調整油層吸汽剖面，充分發揮低滲透層潛力，從而達到提高熱采吞吐效果的目的，提出了高溫泡沫調剖改善技術，該技術具備以下優點：

（1）高強度泡沫膜使氣相的滲流能力急劇降低，從而使注汽壓力升高，迫使其后注入的蒸汽轉向未驅替帶，宏觀上增大了驅替體積，提高了波及系數；

（2）起泡劑是一種活性很強的磺酸鹽類陰離子表面活性劑，能大幅度降低油水界面張力，改善巖石表面的潤濕性；

（3）泡沫液膜的高剪切力可使原附在巖石表面的油膜受剪切作用而成為可流動的原油；

（4）泡沫流動產生的高壓力梯度能克服毛管力作用.把小孔隙中原來呈束縛狀態的原油驅出。

2　高溫起泡劑的優選及注入工藝優化

2.1高溫起泡劑的優選

應用于多元熱流體熱采的起泡劑，必須滿足以下條件：起泡性能好，發泡速度快；穩定性好，半衰期時間長；配伍性好，抗污染能力強；耐高溫，不易分解；封堵能力要強。

2.1.1起泡劑靜態性能評價

將起泡劑配置成0.3%的溶液，放置在高壓釜中，實驗溫度300 ℃，實驗壓力12 MPa，溫度維持時間72 h。利用泡沫掃描儀對比14種不同起泡劑體系發泡體積、半衰期、耐溫能力等參數，篩選出耐溫前后數據性能變化不大的3種起泡體系。表1為高溫起泡劑靜態性能參數。

表1　高溫起泡劑耐溫前后靜態性能對比

2.1.2起泡劑動態性能評價

實驗巖心滲透率3.31 D，流體注入速度熱水3 mL/min，氮氣0.163 L/min，二氧化碳0.031 L/min。利用單管模型對篩選出的不同起泡劑體系（質量分數0.3%）進行阻力因子測試，評價該高溫起泡劑封堵性能。

表2　高溫起泡劑阻力因子測定

實驗結果表明，QPJ-2不同溫度下阻力因子維持在40左右，滿足多元熱流體不同注入溫度的使用要求。

2.2泡沫調剖工藝參數優化

2.2.1注入濃度優化

在150 ℃多元熱流體條件下分別進行了質量分數0.1%、0.3%、0.5%、0.8%條件下的驅油伴注，在多元熱流體驅替4 PV后進行不同濃度泡沫調剖，考察了起泡劑對驅替效率及驅替壓差的影響，實驗數據如圖1所示。

圖1　不同濃度起泡劑對驅替效率的影響

由圖1可看出，在150 ℃多元熱流體驅替4 PV后進行不同濃度起泡劑調剖都取得了一定的效果，0.1%起泡劑可提高驅替效率3.78%，0.3%起泡劑可提高驅替效率14.49%，0.5%起泡劑可提高驅替效率14.92%，0.8%起泡劑可提高驅替效率14.92%。從實驗結果看，驅油劑質量分數達到0.3%以后提高驅替效率幅度基本一致，最經濟適用質量分數為0.3%。

2.2.2注入方式優化

考察了不同注入方式下高溫起泡劑對驅替效率的影響，高溫起泡劑質量分數為0.3%，使用量為0.5 PV，注入方式分別前置注入、段塞注入和后置注入，實驗結果見圖2。

圖2　不同注入方式對驅替效率和驅替壓力的影響

由圖2可以得出，從注入方式上看，后置注入和段塞注入相同濃度相同量的驅油劑體系對驅替效率的提高作用相當明顯，而段塞注入的方式更為理想，后置注入提高了14.05%、段塞注入提高了18.25%，主要原因是段塞注入可以保證驅替過程中維持較大的驅替壓差。前置注入起泡劑效果不理想，僅僅提高了3.93%，其原因一是驅替初期尚未形成竄流通道，再加上泡沫在含油飽和度較高時驅油并不能充分發泡，調剖作用無法充分表現出來。綜合考慮實驗結果，現場采用段塞注入進行泡沫調剖。

2.3泡沫調剖工藝數值模擬研究

對多元熱流體泡沫調剖工藝進行數值模擬研究，從而對泡沫調剖的工藝參數進一步優化，從而達到保證作業工藝設計最優的要求，數值模擬研究包括以下三個方面。

（1）新增組分和模型的建立。多元熱流體數值模擬中增加了泡沫組分，定義組分和定義過程，采用CMG軟件的STARS模塊總量平衡泡沫模型。

（2）歷史擬合及結果分析。通過數值模擬建立模型并進行歷史擬合驗證。

（3）多元熱流體泡沫調剖工藝參數數值模擬優化。通過對注入時機、段塞數量、段塞間隔進行優化，得出最優方案及效果預測。

3　現場實驗

目前多元熱流體泡沫調剖技術已現場應用3井次，減緩了氣竄的發生程度，保證了單井熱采生產效果。以A-XX井為例，采用段塞伴注模式，現場起泡劑注入分為2個段塞（1 t+4 t），從圖3看出注入泡沫段塞1時，較未注泡沫時多元熱流體注入壓力升高了大約1.5 MPa；泡沫段塞2，在后續注入壓力保持上起到了明顯的作用。注泡沫期間周圍鄰井生產未受到明顯影響。截止2014年10月，高溫泡沫調剖已在渤海油田應用6井次，并取得了較好的調剖效果，有效地控制了汽竄。

圖3　A-XX井注泡沫前后壓力曲線圖

4　結論

（1）篩選出適合多元熱流體熱采技術的高溫起泡劑，采用段塞注入的方式，驅油效率提高18.25%，生產未受注熱井明顯影響。

（2）本文篩選出的高溫起泡劑已在渤海油田應用6井次，具有良好的應用效果。

（3）泡沫調剖改善多元熱流體開采效果技術的順利實施，為進一步加快海上稠油熱采的高效開發提供了技術支持。

［1］陳明.海上稠油熱采技術探索與實踐［M］.北京：石油工業出版社，2012.

［2］唐曉旭，馬躍，孫永濤.海上稠油多元熱流體吞吐工藝研究及現場試驗［J］.中國海上油氣，2011，23（3）：185-188.

［3］林濤，孫永濤，馬增華，等.多元熱流體熱采技術在海上探井測試中適應性研究［J］.海洋石油，2012，32（2），51-53.

［4］楊浩，岳湘安，趙仁保，等.泡沫封堵稠油井管外竄流模擬試驗［J］.中國石油大學學報：自然科學版，2009，33（3）：103-107.

［5］郭東紅，辛浩川，崔曉東，等.新型稠油開采高溫防竄化學劑的性能與現場應用［J］.石油與天然氣化工，2008，37（1）：52-55.

［6］楊剛.稠油熱采井氮氣泡沫封竄技術研究與應用［J］.石油化工應用，2011，30（7）：46-47.

［7］唐紀云.注水開發稠油油藏氮氣泡沫調驅技術［J］.石油鉆采工藝，2009，31（5）：93-96.

（修改稿收到日期2014-12-15）

〔編輯朱偉〕

Research and application of improving multiple thermal fluid recovery effect by profile control with foam

XU Jianjun
（Tianjin Branch of CNOOC China Ltd., Tianjin 300452, China）

During thermal recovery from marine oil reservoirs with high porosity and high permeability, steam channeling is a problem which must be confronted and addressed. In view of the reservoir development with high speed and high efficiency, it is objectively required that the technology should be stable and reliable. Through experiment and evaluation on static performance and dynamic performance of high temperature foaming agent, the concentration of forming agent was optimized, and the parameters were optimized by way of numerical simulation method. The research on optimized high-temperature foaming agent shows that the foaming volume at 190℃ was ≥180 mL, half-life period was ≥420 s, and resistance factor was ≥20. After 12 hours under constant 300℃, its forming volume, half-life period and resistance factor were all over 90% of its original values. The optimized forming agent concentration was 0.3%, which can improve the displacement efficiency by 14.49%. The slug injection method can improve the oil displacement efficiency by 18.25%. After this technology was used on site, the injection pressure increased by about 1.5 MPa, and the oil production was not affected by thermal injector.

profile control with foam; multiple thermal fluid; high-temperature forming agent; technology optimization; heavy oil thermal recovery

TE357.4

B

1000 – 7393（ 2015 ） 02 – 0114 – 03

10.13639/j.odpt.2015.02.030

許建軍，1971年生。1994年畢業于西安石油學院電子儀器與測量技術專業，現從事海上油氣田開采管理工作，高級工程師。E-mail： xujj@cnooc.com.cn。

引用格式：許建軍.泡沫調剖改善多元熱流體開采效果技術研究與應用［J］. 石油鉆采工藝，2015，37（2）：114-116.