高溫高鹽油藏低張力氮氣泡沫驅油方案設計

姬奧林

（中國石化勝利油田分公司地質科學研究院，山東東營257015）

高溫高鹽油藏低張力氮氣泡沫驅油方案設計

姬奧林

（中國石化勝利油田分公司地質科學研究院，山東東營257015）

針對高溫高鹽油藏特點，采用分子模擬和室內實驗等手段，研制了低張力氮氣泡沫體系，并評價了其性能：該體系在低濃度條件下仍有較低的界面張力，并具有良好的起泡性和穩定性。采用油藏數值模擬、正交設計與經濟評價結合的方式對勝二區沙二3先導試驗區的井網井距及泡沫驅的注采參數進行了優化，結果表明采用300 m×500 m交錯行列井網效果最佳；采用兩段塞式注入方式，第一段塞為0.04 PV濃度為1.0%的泡沫劑，第二段塞為0.4 PV濃度為0.5%的泡沫劑溶液和氮氣混合注入的方式。預計可提高采收率6.1%，增產原油17.9×104t。

高溫高鹽油藏；泡沫驅；方案優化

勝坨油田有III類高溫高鹽油藏2.57億t，占勝利油區Ⅲ類高溫高鹽油藏的一半以上，目前實施化學驅面臨以下幾個問題：一是油藏高溫高鹽，常規驅油劑不能滿足該類油藏需要，急需開發一種能夠適應高溫高鹽條件的驅油體系。二是油藏非均質嚴重。統計勝坨油田主力開發單元非均質狀況，滲透率級差大于12，滲透率變異系數在0.75以上，而且各區塊已進入特高含水開發期，累積注水在2倍孔隙體積以上，注入水水竄嚴重。因此需要針對勝坨油田油藏高溫高鹽、非均質嚴重等特點，研制具有強封堵能力和洗油能力的耐溫抗鹽驅油體系。經過長期攻關，研制了低張力泡沫驅體系，該體系耐溫抗鹽抗鈣鎂性能較強，能夠滿足高溫高鹽油藏需要；同時該體系具有封堵能力強，堵大孔道不堵小，堵水不堵油的特點，可以進一步擴大波及體積，另一方面本身具有低張力特點可以降低油水界面張力，具有提高洗油效率的作用，在這雙重作用下，有望實現高溫高鹽油藏的大幅度提高采收率，具有重要意義［1-5］。

1　試驗區概況

低張力氮氣泡沫驅先導試驗區位于勝坨油田二區沙二3砂層組構造高部位，東北兩面被斷層夾持。區內油層自東北向西南方向傾斜，傾角2°～5°?？v向上發育有6個含油小層，其中34、35層為主力層，地質儲量293×104t，油砂體全區大面積分布，個別部位砂體尖滅，砂體連續性較好。該層系是一套正韻律沉積，由于處于構造的頂部，儲層物性好，平均孔隙度30.1%，空氣滲透率1 780×10-3μm2，原始含油飽和度76%，平均地下原油粘度11 mPa·s，地面平均原油粘度671 mPa·s，地層水礦化度17 435 mg/L，二價離子475 mg/L，原始地層溫度80℃。

勝坨油田二區沙二3單元于1966年6月投產，采用行列式井網，1975年8月開始注水開發。目前已進入特高含水開發后期，綜合含水高達97.8%，采出程度45.3%，累積注水倍數為2.0，采油速度為0.27%，面臨“三高一低”的狀況，水驅提高采收率難度非常大，迫切需要采用新技術進一步提高原油采收率。

2　低張力氮氣泡沫體系設計

低張力泡沫體系相對于常規的化學驅體系，非常復雜，涉及油氣水三種相態，氣-水、油-水、油-氣三個界面。氣液界面要形成穩定的泡沫，需要合理表面張力；油水界面要增強洗油能力，需要超低界面張力。因此，這個體系既要解決氣液界面的問題，又要解決液液界面的問題，來實現起泡性能和降張力性能的有機統一。通過分子模擬和室內實驗方法對泡沫劑的構效關系進行了研究，對泡沫劑的疏水基、親水基和連接基進行優化，在此基礎上設計了低張力泡沫劑的分子結構：陰非兩性聚氧乙烯醚羧酸鹽同系混合物。疏水基是同系物復配所得，通過調整疏水基的個數和長度，能實現良好的泡沫和界面性能；連接基EO可以提高泡沫劑的溶解性和抗鈣鎂能力，親水基離子頭可以實現耐溫抗鹽與環境友好。

在勝坨油田二區沙二3砂層組的油藏條件下，評價了低張力泡沫體系的界面性能和起泡性能：質量分數為0.02%的泡沫劑體系界面張力可迅速達到超低（見圖1）；發泡體積均保持在200 mL，半衰期均大于80 min。具有很好的泡沫性能，并且在低濃度的時候仍然具有較高的發泡體積，說明體系泡沫具有很強的再生能力（見圖2）。

圖1　低張力泡沫體系界面張力測試

圖2　低張力泡沫體系泡沫性能測試

3　試驗區數值模擬研究

3.1低張力泡沫驅物化參數的獲取

低張力泡沫驅涉及的物化參數眾多，主要分為三類：（1）實現降低界面張力的參數；（2）反應泡沫封堵的參數；（3）吸附損耗參數。對于可以通過室內評價實驗獲取的參數，通過室內實驗獲取，對于室內實驗無法獲取的參數，通過擬合物模實驗方式獲取。

根據CMG低張力泡沫驅數值模擬的需求，進行了如下室內實驗：相滲測定、泡沫劑濃度－界面張力實驗、泡沫劑濃度－粘度實驗、泡沫劑吸附實驗、泡沫劑最大封堵系數、產生泡沫最大含油飽和度測定、泡沫劑濃度-封堵能力影響實驗、殘余阻力因子測定。根據雙管長巖心驅替實驗建立與模型同等尺寸和相同實驗條件的低張力泡沫驅數值模擬模型，對物模實驗進行了擬合（見圖3，圖4），確定了待求的物化參數。

圖3　低張力泡沫復合驅含水擬合曲線

圖4　低張力泡沫復合驅采收率擬合曲線

3.2地質模型的建立

采用目前應用廣泛的Petrel軟件建立試驗區精細三維地質模型。依據試驗區沙二3主要滲流方向，設置網格方向沿主河道方向；根據各小層儲層厚度、隔夾層發育、數值模擬合理運算速度及剩余油描述精度等，設置平面網格步長30 m×30 m；不同小層模擬層個數（即縱向網格厚度）：沙二31模擬層2個；32模擬層3個；33模擬層3個；34模擬層9個；35模擬層6個；36模擬層3個。各小層之間隔夾層均分別作為一個模擬層，其網格最小厚度與井點隔夾層識別的最小厚度一致，能夠精確刻畫夾層。試驗區模型網格規模為24.9萬。

3.3井網井距的優化

采用數值模擬的方法，根據試驗區的地質參數和流體性質，建立了試驗區地質參數粗化（地層傾角、主河道方向）的概念模型并部署了3套形式不同的井網，各方案水驅含水至98%后，進行低張力氮氣泡沫驅，對比優化了平行于構造線的正對行列式、垂直于構造線的正對行列式、交錯行列式井網的開發效果，交錯行列式井網的開發效果優于垂直于構造線的正對行列式井網和平行于構造線的正對行列式井網。此外，設計了不同井網形式、不同井排距組合的開發方案，通過正交設計選出9套方案進行對比［6-7］，設計參數及方案效果（見表1）。

表1　不同井網形式、井排距下的方案設計表

通過數模優化，采用交錯行列式井網、300 m排距、500 m井距較為合理。部署井網時根據低張力氮氣泡沫驅的要求，在充分保證注入井井況的前提下充分利用老井。最終設計了排距270 m，井距500 m的交錯行列式井網。井網完善后，注采對應率100%，且均為兩向及兩向以上注采對應。設計注入井8口，生產井12口。

3.4泡沫驅參數優化

在水驅歷史擬合和井網優選的基礎上，進行低張力泡沫驅注采參數和注入方式的優化研究，設計了19個方案，優化泡沫劑濃度、氣液比、段塞大小、注入速度、注入方式，在優化過程中，主要應用技術和經濟評價方法對數模結果進行篩選。

3.4.1注入濃度優化固定注入段塞0.4 PV，氣液比1：1，采用氣液混注方式，注入速度0.08 PV/a，計算了注入濃度為0.3%、0.4%、0.5%、0.6%共4個方案。從計算結果可以看出（見圖5），隨著注入濃度增加，提高采收率值和財務凈現值逐漸增加，當濃度大于0.5%后，提高采收率值上升速度減緩，此時財務凈現值最大，因此最佳注入濃度為0.5%。

圖5　泡沫劑濃度對采收率的影響

3.4.2注入段塞優化固定注入濃度為0.5%，氣液比1：1，采用氣液混注方式，注入速度0.08 PV/a，分別計算了注入段塞為0.25 PV、0.30 PV、0.35 PV、0.40 PV、0.45 PV共5個方案。從計算結果可以看出（見圖6），隨著注入段塞的增加，提高采收率值逐漸增加，0.40 PV時凈現值最大，因此確定最佳注入段塞為0.40 PV。

圖6　段塞尺寸對采收率的影響

3.4.3氣液比優化固定注入濃度為0.5%，注入段塞0.4 PV，采用氣液混注方式，注入速度0.08 PV/a，分別計算了氣液比為0.5：1、0.75：1、1：1、2：1共4個方案。從計算結果可以看出（見圖7），隨著氣液比的增加，提高采收率值逐漸增加，1：1時凈現值最大，因此確定最佳氣液比為1：1。

圖7　氣液比對采收率的影響

3.4.4注入方式優化固定注入濃度為0.5%，注入段塞0.4 PV，氣液比為1：1，注入速度0.08 PV/a，分別計算混合注入和交替注入兩種注入方式，從計算結果可以看出（見圖8），氣液混合注入提高采收率大幅度高于氣液交替注入，因此選擇氣液混合注入方式。

圖8　注入方式對采收率的影響

3.4.5注入速度優化固定泡沫劑濃度、段塞大小、氣液比和注入方式，分別對0.06 PV/a、0.07 PV/a、0.08 PV/a、0.09 PV/a四個注入速度進行優選。結果表明，注入速度對低張力泡沫驅提高采收率效果影響不大（見圖9）?？紤]到現場的實際注入能力并借鑒埕東西區泡沫復合驅的經驗，推薦注入速度為0.08 PV/a。

圖9　注入速度對采收率的影響

3.4.6小結根據室內試驗和數值模擬研究結果，確定了試驗區礦場實施方案：前置段塞：低張力泡沫劑質量濃度1%，段塞大小0.04 PV；主段塞：低張力泡沫劑質量濃度0.5%，段塞大小0.4 PV，采用氣液混合注入方式，氣液比為1：1。注入速度為0.08 PV/a。

數模預測低張力氮氣泡沫驅實施后全區含水最低可降到87.4%，累積增油17.9×104t，提高采收率6.1%。

4　結論

針對高溫高鹽油藏勝坨油田沙二3單元設計了低張力氮氣泡沫驅油體系，具有較強的界面性能、起泡性能、封堵性能及驅油性能。利用數值模擬手段，設計并優化了試驗區井網井距、注入濃度、注入速度、注入段塞、注入方式及氣液比，確定了適宜試驗區的注入方案，數模預測最終可提高采收率6.1%。研究表明，低張力氮氣泡沫驅在高溫、高鹽、強非均質油藏應用，能夠取得較好的提高原油采收率效果。

［1］趙瑞東，吳曉東，熊春明，等.泡沫油國內外研究進展［J］.特種油氣藏，2012，19（1）：17-22.［2］刁素.高溫高鹽泡沫體系及其性能研究［D］.成都：西南石油大學，2006.

［3］張廣卿，劉偉，李敬，等.泡沫封堵能力影響因素實驗研究［J］.油氣地質與采收率，2012，19（2）：44-46.

［4］康萬利，董喜貴.三次采油化學原理［M］.北京：化學工業出版社，1997：167-168.

［5］元福卿，等.勝坨油田二區沙二段3砂組高溫高鹽油藏低張力氮氣泡沫驅單井試驗［J］.油氣地質與采收率，2014，21（1）：70-73.

［6］《正交試驗設計方法》編寫組.正交試驗設計方法［M］.上海：上?？茖W技術出版社，1979.

［7］汪誠義.模糊數學引論［M］.北京：北京工業學院出版社，1988.

High temperature and high salt reservoir low tension of nitrogen foam flooding

JI Aolin
（Geological Sciences Institute of Sinopec Shengli Oilfield Company，Dongying Shandong 257015，China）

According to the characteristics of high temperature and high salt reservoir using molecular simulation and laboratory experiments，low tension of nitrogen foam system is developed，and its performance evaluation，the system under the condition of low concentration is still low interfacial tension，and have good foamability and stability.Using similar development research，reservoir numerical simulation and orthogonal design with the combination of economic evaluation of two wins and two area sand 3 foam flooding pilot test area of well pattern well spacing and the injection-production parameters are optimized，the mine the staggered pattern，row distance is about 300 m，well spacing is about 500 m.First slug injection foaming agent 0.04 PV concentration was 1.0%，the second slug injection 0.4 PV，take 0.5% of foaming agent solution and mixed nitrogen injection.Forecasts predicting recovery efficiency can be improved by 6.1%，17.9×104t of crude oil to increase production.

high temperature and high salt reservoir；foam flooding；scheme optimization

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.03.012

TE357.46

A

1673-5285（2015）03-0047-05

2014－12-08