塔河油田高温高盐油藏氮气泡沫调驱技术
李亮, 张建军, 马淑芬, 伍亚军, 巫光胜, 郭娜     
中国石化西北油田分公司, 新疆乌鲁木齐 830011
摘要: 为降低塔河油田边底水高温高盐油藏的含水率,提高产油量,进行了氮气泡沫调驱技术研究。通过评价耐温耐盐发泡剂的性能,优选出了适用于塔河油田高温高盐油藏的发泡剂,并通过室内岩心驱替试验,分析了泡沫注入时机、注入量、注入方式对氮气泡沫调驱效果的影响。结果表明:发泡剂GD-2在130℃下,210 000 mg/L矿化度的情况下,老化10 d后的半衰期可以维持在850 s,耐温耐盐性能较好,适合在塔河油田使用;水驱至含水率为80%~90%时,注入氮气泡沫采收率提高幅度最大;氮气泡沫的注入量为0.5倍孔隙体积时,采收率提高幅度最大;段塞方式注入氮气泡沫的采收率提高幅度比连续注入方式和气液交替注入方式大。塔河油田TK202H井组的现场试验表明:注入氮气泡沫进行调驱后,3口生产井的产油量得到提高,含水率得到降低。这表明,塔河油田边底水高温高盐油藏采用氮气泡沫调驱技术可以降低含水率,提高油井产量。
关键词: 高温高盐油藏     氮气泡沫     调剖     提高采收率     发泡剂     含水率     塔河油田    
Profile Control and Displacement Technique with N2 Foam in High-Temperature and High-Salinity Reservoirs of the Tahe Oilfield
LI Liang, ZHANG Jianjun, MA Shufen, WU Yajun, WU Guangsheng, GUO Na     
Sinopec Northwest Oilfield Company, Urumqi, Xinjiang, 830011, China
Abstract: 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 N2 foam 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 N2 foam. In conclusion, the proposed profile control and displacement technique with N2 foam can effectively reduce water cut and enhance oil production in HTHS reservoirs with edge/bottom water in the Tahe Oilfield.
Key words: high-temperature and high-salinity reservoir     N2 foam     profile control & displacement     enhanced oil recovery     foaming agent     water cut     Tahe Oilfield    

塔河油田油藏埋深4 000.00 m,地层水矿化度为21.27×104 mg/L,原始地层温度为130 ℃,属于高温高盐油藏,边底水活跃,部分油井含水率达到90 %以上,常规聚合物驱等提高采收率技术不适用于该油田,采收率提高难度很大。泡沫在地层中具有较高的视黏度,遇油消泡、遇水稳定[1],在含水饱和度较高的部位具有较大的渗流阻力[2],可以有效增加中低渗透部位的驱替强度,同时发泡剂一般都是性能优良的表面活性剂,可在一定程度上降低油水界面张力[3]。因此,泡沫调驱既可以改善波及效率,也可以提高驱油效率[4-7],但目前国内外的发泡剂主要适用于常规地层,对适用于高温高盐油藏的耐温耐盐泡沫调驱体系的研究较少[8-10]。为此,笔者通过室内试验优选了发泡剂,并通过泡沫驱替试验,确定了泡沫注入量、注入时机以及注入方式,形成了适用于塔河油田高温高盐油藏的氮气泡沫调驱技术。

1 发泡剂的优选

将GD-1、DF-2和GD-2等3种阴离子型耐温耐盐发泡剂用矿化度210 000 mg/L的塔河油田地层水配制成质量分数0.3%,0.5%,1.0%,1.5%和2.0%的溶液。取GD-1、DF-2和GD-2等3种发泡剂溶液各100 mL放入耐温老化釜中,在130 ℃温度下恒温静置0~10 d;每隔一定的时间测试一次发泡剂在氮气中的起泡体积和半衰期,结果见图 1图 6

图 1 未老化时不同发泡剂的起泡体积 Fig.1 Foaming volumes of different foaming agents without aging
图 2 未老化时不同发泡剂的半衰期 Fig.2 Half-lives of different foaming agents without aging
图 3 老化5 d后不同发泡剂的起泡体积 Fig.3 Foaming volumes of different foaming agents with aging for 5 days
图 4 老化5 d后不同发泡剂的半衰期 Fig.4 Half-lives of different foaming agents with aging for 5 days
图 5 老化10 d后不同发泡剂的起泡体积 Fig.5 Foaming volumes of different foaming agents with aging for 10 days
图 6 老化10 d后不同发泡剂的半衰期 Fig.6 Half-lives of different foaming agents with aging for 10 days

图 1图 3图 5可知:未老化时,当发泡剂质量分数较低时(0.3%),3种发泡剂的起泡体积相差不大;随着发泡剂质量分数逐渐增大,发泡剂GD-2的起泡体积逐渐增大,质量分数为1.5%时起泡体积达到最大;GD-1和DF-2两种发泡剂随着质量分数增大,其起泡体积几乎不变;这说明未老化时,3种发泡剂中GD-2的起泡性能最优。当老化5 d后,发泡剂GD-1的起泡性能明显下降,质量分数低时起泡体积较低,但对于发泡剂DF-2和GD-2,加量对起泡体积的影响不大,而且随着老化时间延长,发泡剂DF-2和GD-2的起泡体积较未老化时有所增大。当老化10 d后,发泡剂GD-1的起泡体积较低,不能满足需要,但发泡剂DF-2和GD-2的起泡体积几乎不变,而且这2种发泡剂的起泡体积也相差不大,且加量对其影响不明显。

图 2图 4图 6可知:在未老化时,发泡剂GD-1的半衰期可以达到1 800 s,发泡剂DF-2和GD-2的半衰期均在1 000 s左右,而且加量对发泡剂DF-2和GD-2半衰期的影响较小;当老化5 d后,质量分数小于1.0%时,发泡剂GD-1的半衰期几乎为0,当质量分数达到1.0%时,其半衰期也仅有500 s,但发泡剂DF-2和GD-2的半衰期仍然可以维持在850 s左右;老化10 d后,发泡剂GD-1中的有效成分随着老化时间的延长已经失效,即使质量分数达到2.0%时,其半衰期仍然小于200 s,发泡剂DF-2的半衰期约为800 s,而GD-2发泡剂的半衰期仍可以达到850 s。

由试验结果可知:在未老化的情况下,发泡剂GD-1的起泡体积和半衰期均最优,但是随着老化时间增长,其有效成分逐渐失效,不适用于高温高盐油藏;老化时间对发泡剂DF-2和GD-2的起泡体积及半衰期的影响不是很大,且加量对这2种发泡剂的起泡体积和半衰期影响较小,适用于高温高盐油藏。由于发泡剂GD-2的半衰期比发泡剂DF-2稍长,因此选用发泡剂GD-2。

2 注入时机的确定

岩心驱替试验装置如图 7所示,试验步骤为:

图 7 并联岩心驱替装置 Fig.7 Parallel core displacement devices

1)  模拟塔河油田高温高压储层的条件,将石英砂按照一定配比填制填砂岩心模型;2)  利用气测渗透率仪测得填砂岩心模型的渗透率,并称取干重;3)  将填砂岩心模型抽真空4 h后饱和地层水,称取湿重,计算孔隙度;4)  将饱和地层水的填砂岩心模型置于恒温箱内,恒温4 h;5)  测饱和地层水填砂岩心模型的水相渗透率;6)  用塔河油田高温高压油藏的原油驱替填砂岩心模型中的水直至驱替水量为0,计算含油饱和度;7)  采用图 7所示的试验装置并联2个饱和油、渗透率不同的填砂岩心模型,水驱至残余油(综合含水率80%),记录采收率情况及分流量变化;8)  以2 mL/min的速度注入0.3倍孔隙体积的氮气泡沫;9)  结束注氮气泡沫继续水驱至含水率为98%,记录采收率;10)改变填砂岩心模型的渗透率及注入氮气泡沫时的含水率进行驱替试验,记录采收率。填砂岩心模型的主要参数见表 1,试验结果见图 8

表 1 填砂岩心模型的主要参数 Table 1 Key parameters in the sand-filled core model
岩心编号 渗透率级差 渗透率/ mD 孔隙度,% 初始含油饱和度,% 注泡沫时含水率,%
1 5.7 5 780 39.42 85.24 60
2 1 021 39.56 88.36
3 6.0 5 864 41.24 80.35 70
4 1 103 39.02 83.26
5 6.0 6 019 42.36 85.69 80
6 1 106 39.26 81.36
7 6.2 6 084 41.28 88.87 90
8 985 40.95 90.63
9 6.1 5 892 41.35 85.35 98
10 965 39.27 91.24
图 8 注泡沫时的含水率与采收率提高幅度的关系 Fig.8 Correlation between the water cut and increased EOR during foam flooding

图 8可知,在水驱至不同含水率时注入氮气泡沫,采收率均得到不同程度的提高,提高幅度为17.10%~24.75%。但是综合来看,水驱至含水率为80%~90%时注入氮气泡沫采收率提高幅度最高,其原因在于:在综合含水率较高时,高渗层形成了比较明显的水流通道,注入氮气泡沫后,氮气泡沫沿着水流通道进入高渗层,对于高渗层的封堵作用更强;而且由于含水率较高时,高渗层中的油要比低含水率时要少,不容易消泡,有利于泡沫的稳定性,对高渗层的封堵比较明显,使后续水驱对低渗层波及体积更大;含水率太高(98%)时,试验用岩心内部剩余油很少,岩心的孔隙大部分已经被水占据,水窜通道发育充分,注入氮气泡沫之后,氮气泡沫在水窜通道内的流动阻力较小,不能形成有效的封堵,波及体积没有得到提高,无法驱替出未动用的原油,结果是采收率提高幅度降低。因此,塔河油田高温高盐油藏在应用氮气泡沫调驱技术时,泡沫注入时机选择在水驱至含水率为80%~90%时。

3 注入量及注入方式的优选 3.1 注入量的优选

利用如图 7所示的试验装置,并联符合塔河油田储层条件的、不同渗透率的填砂岩心模型(主要参数见表 2),测试注入0.3,0.5,1.0,2.0和3.0倍孔隙体积氮气泡沫后,继续水驱至含水率98%时的采收率,结果见图 9

表 2 泡沫注入量试验用岩心模型主要参数 Table 2 Key parameters of the core model used in determination of foam injection volume
岩心编号 渗透率级差 渗透率/ mD 孔隙度,% 初始含油饱和度,%泡沫注入孔隙体积倍数
11 6.1 6 042 40.28 80.25 0.3
12 992 38.94 83.22
13 5.8 5 976 39.57 86.18 0.5
14 1 024 39.04 88.26
15 5.9 6 103 41.25 84.65 1.0
16 1 035 39.26 82.49
17 6.2 5 886 40.60 83.20 2.0
18 947 40.22 80.38
19 5.7 6 088 42.56 83.26 3.0
20 1 064 40.16 85.61
图 9 氮气泡沫注入量与采收率提高幅度的关系 Fig.9 Correlation between foam injection volume and increased EOR

图 9可以看出,随着氮气泡沫注入量增大,采收率提高幅度增大,但是高渗岩心采收率提高幅度的变化不明显(8.13%~15.30%),低渗岩心采收率提高幅度为15.40%~30.95%。原因在于随着氮气泡沫注入量增大,氮气泡沫对于高渗层的封堵作用增强[11-12],泡沫更稳定,在后续水驱时,注入水大部分进入低渗层,大大提高了水驱的波及体积。从图 9还可以看出:氮气泡沫注入量为0.5倍孔隙体积时,采收率提高幅度最大;氮气泡沫注入量超过0.5倍孔隙体积后,采收率提高幅度开始降低,增加幅度趋于平缓。这是因为,随着氮气泡沫注入量增大,岩心内部的泡沫浓度增大,由于存在贾敏效应,泡沫的封堵能力增强,但是岩心内的泡沫存在临界浓度,当泡沫达到临界浓度后再增大注入量,泡沫的封堵作用不再明显增强。因此,从采收率提高幅度和经济角度考虑,塔河油田高温高盐油藏进行氮气泡沫调驱时,氮气泡沫注入量应控制在0.5倍孔隙体积。

3.2 注入方式的优选

泡沫的注入方式是影响泡沫调驱效果的一个重要因素[13],利用如图 7所示的试验装置,采用模拟塔河油田储层条件的、不同渗透率的填砂岩心模型(主要参数见表 3),进行连续注入、段塞注入以及气液交替注入方式下的驱替试验,结果见图 10

表 3 注入方式优选试验用岩心模型的主要参数 Table 3 Key parameters of the core model used in the identification of the optimal injection mode
岩心编号 渗透率级差 渗透率/ mD 孔隙度,% 初始含油饱和度,% 注入方式
21 5.7 2 141 40.28 87.24 连续
22 376 38.94 83.22
23 5.9 1 956 39.58 85.02 段塞
24 332 38.04 83.80
25 5.8 2 021 40.28 86.54 气液交替
26 350 38.56 87.25
图 10 注入方式与采收率提高幅度的关系 Fig.10 Correlation between the injection mode and increased EOR

图 10可以看出,采用段塞注入方式采收率提高幅度最大,而且在试验过程中发现随着氮气泡沫的注入,综合含水率降低了10%~20%。分析认为,这是因为采用段塞注入方式时,氮气泡沫对高低渗岩心的分流作用持续时间要长,形成的泡沫质量较好,数量较多,调剖效果要优于连续注入和气液交替注入[14]。因此,塔河油田高温高盐油藏进行氮气泡沫调驱时,采用段塞注入方式注入氮气泡沫。

4 现场试验

塔河油田TK202H井组主要开采塔河油田二区三叠系中油组,该油组分为3个韵律段,多为正韵律或箱状砂体,岩性为中粗砂岩,极少发育夹层,储层物性较好,平均孔隙度为23.0%,属中孔、中高渗储层。地层原油黏度为0.554 mPa·s,地层水矿化度为21.27×104 mg/L,钙镁离子质量浓度为12 156 mg/L,原始地层压力为48.85 MPa,原始地层温度为130 ℃。TK202H井组包括注入井TK202H井及生产井TK202-1H井、AN1-2井和TK240H井,井距大于100.00 m,各井连通性好。该井组于1997年7月开始投入开发,泡沫调驱前生产井平均产液量为131 m3/d,含水率高达92.1%,采出程度为33.6%。

根据油藏温度和压力条件,设计注入0.1倍孔隙体积的氮气泡沫,分6个轮次注入,每个轮次均注入氮气50×104m3,发泡剂GD-2溶液500 m3图 11图 13为3口生产井氮气泡沫调驱前后的生产情况。

图 11 TK240H井氮气泡沫调驱前后的生产情况 Fig.11 Changes in production performances before and after pilot tests for foam flooding in Well TK240H
图 12 TK202-1H井氮气泡沫调驱前后的生产情况 Fig.12 Changes in production before and after pilot tests for foam flooding in Well TK202-1H
图 13 AN1-2井氮气泡沫调驱前后的生产情况 Fig.13 Changes in production before and after pilot tests for foam flooding in Well AN1-2

图 11可知:氮气泡沫调驱开始后,TK240H井的产油量由1.05 t/d升至4.50 t/d,含水率从97.8%降至91.6%,且产油量持续20 d后开始降低,含水率开始上升;随着后续泡沫的注入,产油量再次上升,含水率再次降低,说明注入氮气泡沫后,TK240H井生产状况得到了改善。由图 12可知,与TK240H井不同,TK202-1H井在第1次注入氮气泡沫后,生产状况没有明显改变,但是在后续注泡沫后(自第1次注入泡沫57 d后),产油量明显提高,由6.51 t/d增至22.84 t/d,含水率从84.9%降至47.0%,增油降水效果优于TK240H井。由图 13可知,AN1-2井在注入氮气泡沫之后,降水增油效果不如TK240H井和TK202-1H井明显,含水率降低较少,但也有了一定的改善。

5 结论

1)  发泡剂GD-2的发泡能力优于发泡剂DF-2和GD-1,具有良好的耐温抗盐性能,其加量对起泡体积和半衰期影响较小。

2)  室内试验表明:氮气泡沫的注入量控制在0.5倍孔隙体积左右,采收率提高幅度最大;水驱至含水率80%~90%时注入氮气泡沫调驱的效果最好;段塞注入方式下采收率提高幅度比连续注入方式和气液交替注入方式高。

3)  TK202H井组的现场试验表明,塔河油田高温高盐油藏采用氮气泡沫调驱技术能提高油井产油量、降低含水率。

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李亮, 张建军, 马淑芬, 伍亚军, 巫光胜, 郭娜
LI Liang, ZHANG Jianjun, MA Shufen, WU Yajun, WU Guangsheng, GUO Na
塔河油田高温高盐油藏氮气泡沫调驱技术
Profile Control and Displacement Technique with N2 Foam in High-Temperature and High-Salinity Reservoirs of the Tahe Oilfield
石油钻探技术, 2016, 44(5): 94-99.
Petroleum Drilling Techniques, 2016, 44(5): 94-99.
http://dx.doi.org/10.11911/syztjs.201605016

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收稿日期: 2015-11-02
改回日期: 2016-07-01

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