李　亮，張建軍，馬淑芬，伍亞軍，巫光勝，郭　娜

(中國石化西北油田分公司，新疆烏魯木齊 830011)

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塔河油田高溫高鹽油藏氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)技術(shù)

李亮，張建軍，馬淑芬，伍亞軍，巫光勝，郭娜

(中國石化西北油田分公司，新疆烏魯木齊 830011)

為降低塔河油田邊底水高溫高鹽油藏的含水率，提高產(chǎn)油量，進(jìn)行了氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)技術(shù)研究。通過評價耐溫耐鹽發(fā)泡劑的性能，優(yōu)選出了適用于塔河油田高溫高鹽油藏的發(fā)泡劑，并通過室內(nèi)巖心驅(qū)替試驗，分析了泡沫注入時機(jī)、注入量、注入方式對氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)效果的影響。結(jié)果表明：發(fā)泡劑 GD-2 在130 ℃下，210 000 mg/L礦化度的情況下，老化10 d后的半衰期可以維持在850 s，耐溫耐鹽性能較好，適合在塔河油田使用；水驅(qū)至含水率為80%～90%時，注入氮?dú)馀菽墒章侍岣叻茸畲螅坏獨(dú)馀菽淖⑷肓繛?.5 倍孔隙體積時，采收率提高幅度最大；段塞方式注入氮?dú)馀菽牟墒章侍岣叻缺冗B續(xù)注入方式和氣液交替注入方式大。塔河油田TK202H井組的現(xiàn)場試驗表明：注入氮?dú)馀菽M(jìn)行調(diào)驅(qū)后，3口生產(chǎn)井的產(chǎn)油量得到提高，含水率得到降低。這表明，塔河油田邊底水高溫高鹽油藏采用氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)技術(shù)可以降低含水率，提高油井產(chǎn)量。

高溫高鹽油藏；氮?dú)馀菽?；調(diào)剖；提高采收率；發(fā)泡劑；含水率；塔河油田

塔河油田油藏埋深4 000.00 m，地層水礦化度為21.27×104mg/L，原始地層溫度為130 ℃，屬于高溫高鹽油藏，邊底水活躍，部分油井含水率達(dá)到90 %以上，常規(guī)聚合物驅(qū)等提高采收率技術(shù)不適用于該油田，采收率提高難度很大。泡沫在地層中具有較高的視黏度，遇油消泡、遇水穩(wěn)定[1]，在含水飽和度較高的部位具有較大的滲流阻力[2]，可以有效增加中低滲透部位的驅(qū)替強(qiáng)度，同時發(fā)泡劑一般都是性能優(yōu)良的表面活性劑，可在一定程度上降低油水界面張力[3]。因此，泡沫調(diào)驅(qū)既可以改善波及效率，也可以提高驅(qū)油效率[4-7]，但目前國內(nèi)外的發(fā)泡劑主要適用于常規(guī)地層，對適用于高溫高鹽油藏的耐溫耐鹽泡沫調(diào)驅(qū)體系的研究較少[8-10]。為此，筆者通過室內(nèi)試驗優(yōu)選了發(fā)泡劑，并通過泡沫驅(qū)替試驗，確定了泡沫注入量、注入時機(jī)以及注入方式，形成了適用于塔河油田高溫高鹽油藏的氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)技術(shù)。

1　發(fā)泡劑的優(yōu)選

將 GD-1 、DF-2 和 GD-2 等3種陰離子型耐溫耐鹽發(fā)泡劑用礦化度210 000 mg/L的塔河油田地層水配制成質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.3%，0.5%，1.0%，1.5%和2.0%的溶液。取 GD-1 、DF-2 和 GD-2 等3種發(fā)泡劑溶液各100 mL放入耐溫老化釜中，在130 ℃溫度下恒溫靜置0～10 d；每隔一定的時間測試一次發(fā)泡劑在氮?dú)庵械钠鹋蒹w積和半衰期，結(jié)果見圖1—圖6。

圖1　未老化時不同發(fā)泡劑的起泡體積Fig.1　Foaming volumes of different foaming agents without aging

圖2　未老化時不同發(fā)泡劑的半衰期Fig.2　Half-lives of different foaming agents without aging

由圖1、圖3和圖5可知：未老化時，當(dāng)發(fā)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)較低時(0.3%)，3種發(fā)泡劑的起泡體積相差不大；隨著發(fā)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)逐漸增大，發(fā)泡劑 GD-2 的起泡體積逐漸增大，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.5%時起泡體積達(dá)到最大；GD-1 和 DF-2 兩種發(fā)泡劑隨著質(zhì)量分?jǐn)?shù)增大，其起泡體積幾乎不變；這說明未老化時，3種發(fā)泡劑中 GD-2 的起泡性能最優(yōu)。當(dāng)老化5 d后，發(fā)泡劑 GD-1 的起泡性能明顯下降，質(zhì)量分?jǐn)?shù)低時起泡體積較低，但對于發(fā)泡劑 DF-2 和 GD-2，加量對起泡體積的影響不大，而且隨著老化時間延長，發(fā)泡劑 DF-2 和 GD-2 的起泡體積較未老化時有所增大。當(dāng)老化10 d后，發(fā)泡劑 GD-1 的起泡體積較低，不能滿足需要，但發(fā)泡劑 DF-2 和GD-2 的起泡體積幾乎不變，而且這2種發(fā)泡劑的起泡體積也相差不大，且加量對其影響不明顯。

圖3　老化5 d后不同發(fā)泡劑的起泡體積Fig.3　Foaming volumes of different foaming agents with aging for 5 days

圖4　老化5 d后不同發(fā)泡劑的半衰期Fig.4　Half-lives of different foaming agents with aging for 5 days

圖5　老化10 d后不同發(fā)泡劑的起泡體積Fig.5　Foaming volumes of different foaming agents with aging for 10 days

圖6　老化10 d后不同發(fā)泡劑的半衰期Fig.6　Half-lives of different foaming agents with aging for 10 days

由圖2、圖4和圖6可知：在未老化時，發(fā)泡劑 GD-1 的半衰期可以達(dá)到1 800 s，發(fā)泡劑 DF-2 和 GD-2 的半衰期均在1 000 s左右，而且加量對發(fā)泡劑 DF-2 和 GD-2 半衰期的影響較??；當(dāng)老化5 d后，質(zhì)量分?jǐn)?shù)小于1.0%時，發(fā)泡劑 GD-1 的半衰期幾乎為0，當(dāng)質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到1.0%時，其半衰期也僅有500 s，但發(fā)泡劑 DF-2 和 GD-2 的半衰期仍然可以維持在850 s左右；老化10 d后，發(fā)泡劑 GD-1 中的有效成分隨著老化時間的延長已經(jīng)失效，即使質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到2.0%時，其半衰期仍然小于200 s，發(fā)泡劑 DF-2 的半衰期約為800 s，而 GD-2 發(fā)泡劑的半衰期仍可以達(dá)到850 s。

由試驗結(jié)果可知：在未老化的情況下，發(fā)泡劑 GD-1 的起泡體積和半衰期均最優(yōu)，但是隨著老化時間增長，其有效成分逐漸失效，不適用于高溫高鹽油藏；老化時間對發(fā)泡劑 DF-2 和 GD-2 的起泡體積及半衰期的影響不是很大，且加量對這2種發(fā)泡劑的起泡體積和半衰期影響較小，適用于高溫高鹽油藏。由于發(fā)泡劑 GD-2 的半衰期比發(fā)泡劑 DF-2 稍長，因此選用發(fā)泡劑 GD-2 。

2　注入時機(jī)的確定

巖心驅(qū)替試驗裝置如圖7所示，試驗步驟為：

圖7　并聯(lián)巖心驅(qū)替裝置Fig.7　Parallel core displacement devices

1)模擬塔河油田高溫高壓儲層的條件，將石英砂按照一定配比填制填砂巖心模型；2)利用氣測滲透率儀測得填砂巖心模型的滲透率，并稱取干重；3)將填砂巖心模型抽真空4 h后飽和地層水，稱取濕重，計算孔隙度；4)將飽和地層水的填砂巖心模型置于恒溫箱內(nèi)，恒溫4 h；5)測飽和地層水填砂巖心模型的水相滲透率；6)用塔河油田高溫高壓油藏的原油驅(qū)替填砂巖心模型中的水直至驅(qū)替水量為0，計算含油飽和度；7)采用圖7所示的試驗裝置并聯(lián)2個飽和油、滲透率不同的填砂巖心模型，水驅(qū)至殘余油(綜合含水率80%)，記錄采收率情況及分流量變化；8)以2 mL/min的速度注入0.3倍孔隙體積的氮?dú)馀菽?)結(jié)束注氮?dú)馀菽^續(xù)水驅(qū)至含水率為98%，記錄采收率；10)改變填砂巖心模型的滲透率及注入氮?dú)馀菽瓡r的含水率進(jìn)行驅(qū)替試驗，記錄采收率。填砂巖心模型的主要參數(shù)見表1，試驗結(jié)果見圖8。

由圖8可知，在水驅(qū)至不同含水率時注入氮?dú)馀菽?，采收率均得到不同程度的提高，提高幅度?7.10%～24.75%。但是綜合來看，水驅(qū)至含水率為80%～90%時注入氮?dú)馀菽墒章侍岣叻茸罡撸湓蛟谟冢涸诰C合含水率較高時，高滲層形成了比較明顯的水流通道，注入氮?dú)馀菽?，氮?dú)馀菽刂魍ǖ肋M(jìn)入高滲層，對于高滲層的封堵作用更強(qiáng)；而且由于含水率較高時，高滲層中的油要比低含水率時要少，不容易消泡，有利于泡沫的穩(wěn)定性，對高滲層的封堵比較明顯，使后續(xù)水驅(qū)對低滲層波及體積更大；含水率太高(98%)時，試驗用巖心內(nèi)部剩余油很少，巖心的孔隙大部分已經(jīng)被水占據(jù)，水竄通道發(fā)育充分，注入氮?dú)馀菽?，氮?dú)馀菽谒Z通道內(nèi)的流動阻力較小，不能形成有效的封堵，波及體積沒有得到提高，無法驅(qū)替出未動用的原油，結(jié)果是采收率提高幅度降低。因此，塔河油田高溫高鹽油藏在應(yīng)用氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)技術(shù)時，泡沫注入時機(jī)選擇在水驅(qū)至含水率為80%～90%時。

表1　填砂巖心模型的主要參數(shù)

圖8　注泡沫時的含水率與采收率提高幅度的關(guān)系Fig.8　Correlation between the water cut and increased EOR during foam flooding

3　注入量及注入方式的優(yōu)選

3.1注入量的優(yōu)選

利用如圖7所示的試驗裝置，并聯(lián)符合塔河油田儲層條件的、不同滲透率的填砂巖心模型(主要參數(shù)見表2)，測試注入0.3，0.5，1.0，2.0和3.0倍孔隙體積氮?dú)馀菽?，繼續(xù)水驅(qū)至含水率98%時的采收率，結(jié)果見圖9。

表2泡沫注入量試驗用巖心模型主要參數(shù)

Table 2Key parameters of the core model used in determination of foam injection volume

巖心編號滲透率級差滲透率/mD孔隙度,%初始含油飽和度,%泡沫注入孔隙體積倍數(shù)11126.1604240.2880.2599238.9483.220.313145.8597639.5786.18102439.0488.260.515165.9610341.2584.65103539.2682.491.017186.2588640.6083.2094740.2280.382.019205.7608842.5683.26106440.1685.613.0

圖9　氮?dú)馀菽⑷肓颗c采收率提高幅度的關(guān)系Fig.9　Correlation between foam injection volume and increased EOR

從圖9可以看出，隨著氮?dú)馀菽⑷肓吭龃?，采收率提高幅度增大，但是高滲巖心采收率提高幅度的變化不明顯(8.13%～15.30%)，低滲巖心采收率提高幅度為15.40%～30.95%。原因在于隨著氮?dú)馀菽⑷肓吭龃?，氮?dú)馀菽瓕τ诟邼B層的封堵作用增強(qiáng)[11-12]，泡沫更穩(wěn)定，在后續(xù)水驅(qū)時，注入水大部分進(jìn)入低滲層，大大提高了水驅(qū)的波及體積。從圖9還可以看出：氮?dú)馀菽⑷肓繛?.5倍孔隙體積時，采收率提高幅度最大；氮?dú)馀菽⑷肓砍^0.5倍孔隙體積后，采收率提高幅度開始降低，增加幅度趨于平緩。這是因為，隨著氮?dú)馀菽⑷肓吭龃?，巖心內(nèi)部的泡沫濃度增大，由于存在賈敏效應(yīng)，泡沫的封堵能力增強(qiáng)，但是巖心內(nèi)的泡沫存在臨界濃度，當(dāng)泡沫達(dá)到臨界濃度后再增大注入量，泡沫的封堵作用不再明顯增強(qiáng)。因此，從采收率提高幅度和經(jīng)濟(jì)角度考慮，塔河油田高溫高鹽油藏進(jìn)行氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)時，氮?dú)馀菽⑷肓繎?yīng)控制在0.5倍孔隙體積。

3.2注入方式的優(yōu)選

泡沫的注入方式是影響泡沫調(diào)驅(qū)效果的一個重要因素[13]，利用如圖7所示的試驗裝置，采用模擬塔河油田儲層條件的、不同滲透率的填砂巖心模型(主要參數(shù)見表3)，進(jìn)行連續(xù)注入、段塞注入以及氣液交替注入方式下的驅(qū)替試驗，結(jié)果見圖10。

表3　注入方式優(yōu)選試驗用巖心模型的主要參數(shù)Table 3　Key parameters of the core model used in the identification of the optimal injection mode

圖10　注入方式與采收率提高幅度的關(guān)系Fig.10　Correlation between the injection mode and increased EOR

從圖10可以看出，采用段塞注入方式采收率提高幅度最大，而且在試驗過程中發(fā)現(xiàn)隨著氮?dú)馀菽淖⑷?，綜合含水率降低了10%～20%。分析認(rèn)為，這是因為采用段塞注入方式時，氮?dú)馀菽瓕Ω叩蜐B巖心的分流作用持續(xù)時間要長，形成的泡沫質(zhì)量較好，數(shù)量較多，調(diào)剖效果要優(yōu)于連續(xù)注入和氣液交替注入[14]。因此，塔河油田高溫高鹽油藏進(jìn)行氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)時，采用段塞注入方式注入氮?dú)馀菽?/p>

4　現(xiàn)場試驗

塔河油田TK202H井組主要開采塔河油田二區(qū)三疊系中油組，該油組分為3個韻律段，多為正韻律或箱狀砂體，巖性為中粗砂巖，極少發(fā)育夾層，儲層物性較好，平均孔隙度為23.0%，屬中孔、中高滲儲層。地層原油黏度為0.554 mPa·s，地層水礦化度為21.27×104mg/L，鈣鎂離子質(zhì)量濃度為12 156 mg/L，原始地層壓力為48.85 MPa，原始地層溫度為130 ℃。TK202H井組包括注入井TK202H井及生產(chǎn)井 TK202-1H 井、AN1-2 井和TK240H井，井距大于100.00 m，各井連通性好。該井組于1997年7月開始投入開發(fā)，泡沫調(diào)驅(qū)前生產(chǎn)井平均產(chǎn)液量為131 m3/d，含水率高達(dá)92.1%，采出程度為33.6%。

根據(jù)油藏溫度和壓力條件，設(shè)計注入0.1 倍孔隙體積的氮?dú)馀菽?個輪次注入，每個輪次均注入氮?dú)?0×104m3，發(fā)泡劑 GD-2 溶液500 m3。圖11—圖13為3口生產(chǎn)井氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)前后的生產(chǎn)情況。

圖11　TK240H井氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)前后的生產(chǎn)情況Fig.11　Changes in production performances before and after pilot tests for foam flooding in Well TK240H

由圖11可知：氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)開始后，TK240H井的產(chǎn)油量由1.05 t/d升至4.50 t/d，含水率從97.8%降至91.6%，且產(chǎn)油量持續(xù)20 d后開始降低，含水率開始上升；隨著后續(xù)泡沫的注入，產(chǎn)油量再次上升，含水率再次降低，說明注入氮?dú)馀菽?，TK240H井生產(chǎn)狀況得到了改善。由圖12可知，與TK240H井不同，TK202-1H 井在第1次注入氮?dú)馀菽螅a(chǎn)狀況沒有明顯改變，但是在后續(xù)注泡沫后(自第1次注入泡沫57 d后)，產(chǎn)油量明顯提高，由6.51 t/d增至22.84 t/d，含水率從84.9%降至47.0%，增油降水效果優(yōu)于TK240H井。由圖13可知，AN1-2 井在注入氮?dú)馀菽?，降水增油效果不如TK240H井和 TK202-1H 井明顯，含水率降低較少，但也有了一定的改善。

圖12　TK202-1H 井氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)前后的生產(chǎn)情況Fig.12　Changes in production before and after pilot tests for foam flooding in Well TK202-1H

圖13　AN1-2 井氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)前后的生產(chǎn)情況Fig.13　Changes in production before and after pilot tests for foam flooding in Well AN1-2

5　結(jié)　論

1) 發(fā)泡劑 GD-2 的發(fā)泡能力優(yōu)于發(fā)泡劑 DF-2 和 GD-1，具有良好的耐溫抗鹽性能，其加量對起泡體積和半衰期影響較小。

2) 室內(nèi)試驗表明：氮?dú)馀菽淖⑷肓靠刂圃?.5倍孔隙體積左右，采收率提高幅度最大；水驅(qū)至含水率80%～90%時注入氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)的效果最好；段塞注入方式下采收率提高幅度比連續(xù)注入方式和氣液交替注入方式高。

3) TK202H井組的現(xiàn)場試驗表明，塔河油田高溫高鹽油藏采用氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)技術(shù)能提高油井產(chǎn)油量、降低含水率。

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[編輯劉文臣]

Profile Control and Displacement Technique with N2Foam in High-Temperature and High-Salinity Reservoirs of the Tahe Oilfield

LI Liang,ZHANG Jianjun,MA Shufen,WU Yajun,WU Guangsheng,GUO Na

(SinopecNorthwestOilfieldCompany,Urumqi,Xinjiang,830011,China)

To reduce water cut and enhance the oil production of high-temperature and high-salinity (HTHS) reservoirs with edge or bottom water in the Tahe Oilfield,the applicability of profile control and displacement technique with N2foam was discussed.Through evaluation,HTHS-resistant foaming agents suitable for the HTHS reservoirs in the Tahe Oilfield were selected.Through core displacement tests in the laboratory,the impacts of timing,volume and mode of foam injection on the performance of the proposed technique were investigated.Results show that foaming agent GD-2 demonstrated satisfactory performance under 130 ℃ and a salinity of 210,000 mg/L with a half-life of 850 seconds after aging for 10 days.In addition,the highest increase in recovery could be achieved by foam flooding with a water cut of 80%-90% in water flooding.The highest increase in recovery was also observed by foam flooding with a volume of injected foam at 0.5 PV.Intermittent injection exhibited better performances than continuous injection and alternative injection of gas and liquid.Field application in TK202H cluster wells demonstrated that all three producers had a higher output and water cut reduction after profile control and displacement with N2foam.In conclusion,the proposed profile control and displacement technique with N2foam can effectively reduce water cut and enhance oil production in HTHS reservoirs with edge/bottom water in the Tahe Oilfield.

high-temperature and high-salinity reservoir; N2foam; profile control & displacement; enhanced oil recovery; foaming agent; water cut; Tahe Oilfield

2015-11-02；改回日期：2016-07-01。

李亮(1984—)，男，江蘇連云港人，2006年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院化學(xué)專業(yè)，2009年獲中國石油大學(xué)(北京)應(yīng)用化學(xué)專業(yè)碩士學(xué)位，工程師，主要從事調(diào)剖堵水及三次采油方面的研究工作。E-mail：liliang.xbsj@sinopec.com。

?油氣開發(fā)?doi:10.11911/syztjs.201605016

TE357.46+9

A

1001-0890(2016)05-0094-06