楊紅斌，吳飛鵬，李 淼，蒲春生，馬 波，楊 濤，于浩然，石端勝

（1．中國石油大學(xué)（北京）提高采收率研究院，北京 102249； 2．中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島266580； 3．勝利油田森諾勝利工程有限公司，山東東營 257000； 4．長慶油田分公司第七采油廠，陜西西安710200； 5．中海油能源發(fā)展股份有限公司采油技術(shù)服務(wù)分公司，天津 300452）

低滲透油藏自適應(yīng)弱凝膠輔助氮?dú)馀菽瓘?fù)合調(diào)驅(qū)體系

楊紅斌1，吳飛鵬2，李 淼3，蒲春生2，馬 波4，楊 濤2，于浩然2，石端勝5

（1．中國石油大學(xué)（北京）提高采收率研究院，北京 102249； 2．中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島266580； 3．勝利油田森諾勝利工程有限公司，山東東營 257000； 4．長慶油田分公司第七采油廠，陜西西安710200； 5．中海油能源發(fā)展股份有限公司采油技術(shù)服務(wù)分公司，天津 300452）

針對(duì)陜北裂縫性低滲透油藏物性差、非均質(zhì)性嚴(yán)重及傳統(tǒng)調(diào)剖效果差問題，研究自適應(yīng)弱凝膠輔助氮?dú)馀菽瓘?fù)合調(diào)驅(qū)技術(shù)中弱凝膠和氮?dú)馀菽呐湮樾裕瑑?yōu)化復(fù)合調(diào)驅(qū)體系的注入?yún)?shù)，評(píng)價(jià)復(fù)合調(diào)驅(qū)體系的驅(qū)油性能．結(jié)果表明：復(fù)合體系具較好復(fù)配性，室內(nèi)優(yōu)化凝膠段塞大小最優(yōu)注入體積為0．3PV，泡沫最優(yōu)注入體積為0．6PV，在設(shè)備允許的條件下盡量用小段塞、多輪次注入泡沫液；水驅(qū)高含水率后，優(yōu)先注入凝膠段塞，再注入泡沫，調(diào)堵效果最好，復(fù)合調(diào)驅(qū)體系雙管巖心驅(qū)替相對(duì)提高采收率幅度達(dá)43．69%；礦場(chǎng)試驗(yàn)井組含水率由80%下降至62%，單井日產(chǎn)油量由0．27m3增至0．70m3．復(fù)合調(diào)驅(qū)技術(shù)在GY油田具有較強(qiáng)適應(yīng)性，大幅度提高油田采收率，可為同類油藏增油控水提供借鑒．

弱凝膠；氮?dú)馀菽欢稳?；注入?yún)?shù)；提高采收率；低滲透油藏；自適應(yīng)

0 引言

由于儲(chǔ)層物性差，天然能量弱，彈性開發(fā)遞減速度快，采收率低，陜北裂縫性低滲透油藏注水開發(fā)已成為必由之路．在注水開發(fā)中，由于微裂縫的存在導(dǎo)致水竄現(xiàn)象嚴(yán)重，常規(guī)調(diào)剖措施適應(yīng)性較差，難以整體控制水竄通道，有效期短，急需研發(fā)一種既可穩(wěn)定注入又可有效封堵的新技術(shù)．自適應(yīng)弱凝膠輔助氮?dú)馀菽瓘?fù)合調(diào)驅(qū)技術(shù)是一項(xiàng)富有創(chuàng)造性的提高采收率的新方法，綜合弱凝膠和氮?dú)馀菽碾p重優(yōu)勢(shì)，能封堵裂縫性大孔道，防止水竄，調(diào)整吸水剖面．凝膠體系交聯(lián)后黏度上升，可封堵裂縫等大孔道，降低水竄能力，調(diào)整吸水剖面．空氣泡沫體系可控制流度，主要表現(xiàn)是降低注入流體流度，改善不利流度比，降低流體相對(duì)滲透率，延緩注入流體突破時(shí)間，封堵高滲層大孔道，改變液流方向；同時(shí)，泡沫驅(qū)還能提高驅(qū)油效率［1—5］．人們分別從弱凝膠和氮?dú)馀菽氖覂?nèi)優(yōu)選、注入?yún)?shù)實(shí)驗(yàn)優(yōu)化、數(shù)值模擬優(yōu)化等方面取得成果［6—15］，弱凝膠調(diào)剖和氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)2個(gè)單項(xiàng)技術(shù)在勝利油田、大慶油田、遼河油田、江漢油田、中海油等中高滲及稠油油藏應(yīng)用廣泛［16—23］，但在低滲裂縫性油藏應(yīng)用較少，且2種調(diào)驅(qū)技術(shù)的復(fù)合作用方面研究也較少．

筆者基于陜北裂縫性低滲透油藏特點(diǎn)，對(duì)自適應(yīng)弱凝膠輔助氮?dú)馀菽瓘?fù)合調(diào)驅(qū)技術(shù)進(jìn)行研究，對(duì)段塞注入大小和注入順序進(jìn)行優(yōu)化，進(jìn)行雙管巖心驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)，并結(jié)合礦場(chǎng)應(yīng)用，驗(yàn)證復(fù)合調(diào)驅(qū)體系在提高采收率方面的應(yīng)用前景．

1 實(shí)驗(yàn)

1．1 材料與儀器

1．1．1 材料

新配制自適應(yīng)弱凝膠代號(hào)KY—1，實(shí)驗(yàn)室自制；泡沫劑體系，代號(hào)BK6A（0．5%，體積分?jǐn)?shù)，下同）+ BK6B（0．15%），廣西百色科特石油科技服務(wù)有限公司生產(chǎn)．

地層水為GY油田T114油區(qū)地層水，礦化度為41 811．5mg·L—1，離子質(zhì)量濃度分別為ρ（K++ Na+）＝5 970．3mg·L—1，ρ（Ca2+）＝9 468．9mg·L—1，ρ（Mg2+）＝30．4mg·L—1，ρ（Cl—）＝25 967．1mg· L—1，ρ（SO24—）＝120．1mg·L—1，ρ（HCO3—）＝189．2mg·L—1，水型為CaCl2，pH為6．8；實(shí)驗(yàn)用油為GY油田T114油區(qū)脫水脫氣原油．

實(shí)驗(yàn)用巖心為方形裂縫性巖心，部分實(shí)驗(yàn)用填砂管模型．

1．1．2 儀器

MDSW—1型波場(chǎng)采油多功能動(dòng)態(tài)模擬系統(tǒng)，南通華興石油儀器有限公司生產(chǎn)；BH—1型巖心抽空加壓飽和裝置，海安石油科研儀器有限公司生產(chǎn)；AB204—S電子天平；DC—2010節(jié)能型智能恒溫槽；NDJ—5S旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)，上海羽通儀器儀表廠生產(chǎn)．

1．2 方法

1．2．1 弱凝膠與泡沫液復(fù)配性

泡沫液體系的性能評(píng)價(jià)采用Waring Blender法，弱凝膠的成膠能力采用觀察法．

1．2．2 復(fù)合調(diào)驅(qū)注入?yún)?shù)優(yōu)化

對(duì)復(fù)合調(diào)驅(qū)體系的各段塞總注入量、交替段塞大小及注入順序進(jìn)行優(yōu)化，實(shí)驗(yàn)方案見表1～4．

表1 不同凝膠注入量下封堵實(shí)驗(yàn)方案Table 1 The plugging experiment scheme of different gel injection volume

表2 優(yōu)化泡沫段塞大小注入方案Table 2 The optimization of foam slug volume injection scheme

表3 交替段塞大小注入方案Table 3 The alternating slug volume injection scheme

表4 優(yōu)化注入順序?qū)嶒?yàn)方案Table 4 The optimization of injection sequence experiment scheme

1．2．3 提高采收率評(píng)價(jià)

將2個(gè)滲透率不同的巖心并聯(lián)驅(qū)替，分別用裂縫性巖心和填砂模型模擬高滲層、低滲層及油藏非均質(zhì)特征．實(shí)驗(yàn)所用藥品和儀器與封堵實(shí)驗(yàn)相同．

用巖心分流實(shí)驗(yàn)?zāi)M油藏非均質(zhì)性，實(shí)驗(yàn)方案按照優(yōu)選出的凝膠和泡沫注入?yún)?shù)進(jìn)行，記錄驅(qū)替壓力、產(chǎn)液量、產(chǎn)油量等參數(shù)，見表5．

表5 雙管巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)方案Table 5 The double tube core flooding experiment scheme

2 結(jié)果與討論

2．1 自適應(yīng)弱凝膠與泡沫液的復(fù)配性

2．1．1 弱凝膠對(duì)泡沫液起泡能力的影響

不同轉(zhuǎn)速下泡沫體系在弱凝膠及地層水中性能數(shù)據(jù)見表6，不同轉(zhuǎn)速下泡沫體系在弱凝膠及地層水中性能數(shù)據(jù)見圖1．由表6和圖1可知，用弱凝膠溶液配制的泡沫體系，起泡體積與半衰期在低轉(zhuǎn)速和高轉(zhuǎn)速下均有所提高，高轉(zhuǎn)速下弱凝膠溶液配制的泡沫液體系的泡沫特征值提高幅度達(dá)62．06%．這是因?yàn)榕菽钠屏阎饕Q于液體的流失及氣體透過液膜的擴(kuò)散速度，未成膠的弱凝膠溶液吸附在液膜的表面，可增加液膜黏度和穩(wěn)定性，減緩氣體透過液膜擴(kuò)散，因此，減緩泡沫的破裂，增加穩(wěn)定性，導(dǎo)致起泡體積增大，半衰期延長．

表6 不同轉(zhuǎn)速下泡沫體系在弱凝膠及地層水中性能數(shù)據(jù)Table 6 The performance data table of foam system in weak gel and formation water under the different speed

2．1．2 泡沫液對(duì)成膠后弱凝膠強(qiáng)度的影響

由于泡沫液中的起泡劑是一種表面活性劑，當(dāng)表面活性劑與新配制弱凝膠混合時(shí)，影響弱凝膠體系性能的發(fā)揮，成膠時(shí)間延長，成膠強(qiáng)度有較大程度的減弱．因此，在復(fù)合調(diào)驅(qū)提高采收率的過程中，應(yīng)選用弱凝膠體系與泡沫液體系單獨(dú)注入，避免兩者混合注入［4—5］．

實(shí)驗(yàn)過程中，利用新配制的弱凝膠溶液成膠后，與泡沫液按體積比1∶2混合，不攪拌．混合后弱凝膠與泡沫液界面明顯，倒出泡沫液后，弱凝膠在燒杯中膠體整體性好，24h后有互溶現(xiàn)象，有細(xì)長很弱的膠體隨泡沫液倒出，但分離后的弱凝膠在5h后又有成膠變好的趨勢(shì)．經(jīng)過10d后，泡沫液中的弱凝膠中有部分膠體分散，但保持較好的整體性，在強(qiáng)度上能滿足礦場(chǎng)施工的需要．

圖1 不同轉(zhuǎn)速下泡沫體系在弱凝膠及地層水中性能數(shù)據(jù)Fig．1 The collation map of foam system in weak gel and formation water under the different speed

2．2 復(fù)合調(diào)驅(qū)體系注入?yún)?shù)優(yōu)化

2．2．1 自適應(yīng)弱凝膠注入段塞大小優(yōu)化

弱凝膠注入量與后續(xù)水驅(qū)阻力因子關(guān)系曲線見圖2．由圖2可知，隨著弱凝膠注入量增大，阻力因子逐漸增大，當(dāng)凝膠注入量大于0．3PV時(shí)，阻力因子升高明顯，說明弱凝膠注入量在0．3PV以上才能有效封堵裂縫，提高后續(xù)水驅(qū)波及范圍．因此，推薦裂縫性地層注入0．3PV凝膠．

2．2．2 泡沫段塞注入大小優(yōu)化

泡沫段塞大小與后續(xù)水驅(qū)阻力因子變化曲線見圖3．由圖3可知，在注入泡沫0．6PV后，后續(xù)水驅(qū)阻力最大，阻力因子最高，封堵效果明顯．在注入泡沫0．3PV后，起泡量較少，水驅(qū)阻力較小；在注入泡沫0．9PV后，后續(xù)水驅(qū)阻力沒有注入泡沫0．6PV后續(xù)水驅(qū)阻力大，主要原因是泡沫中表面活性劑成分吸附在巖石表面，形成潤滑通道，造成后續(xù)水驅(qū)阻力減小．優(yōu)化室內(nèi)最佳注入泡沫體積為0．6PV，礦場(chǎng)實(shí)施過程中考慮到壓力狀態(tài)、地層封閉性、竄流通道方向性，應(yīng)相應(yīng)向下調(diào)整注入量．

圖2 弱凝膠注入量與后續(xù)水驅(qū)阻力因子關(guān)系曲線Fig．2 The curve of weak gel injection volume and resistance factor

圖3 泡沫段塞大小與后續(xù)水驅(qū)阻力因子變化曲線Fig．3 The curve of foam slug volume and resistance factor

2．2．3 泡沫液交替段塞大小優(yōu)化

泡沫液交替段塞注入阻力因子變化曲線見圖4．由圖4可知，段塞交替次數(shù)對(duì)阻力因子影響明顯．在相同泡沫液注入量0．6PV下，段塞交替次數(shù)越大，泡沫體系起泡效果越好，阻力因子越大，后續(xù)水驅(qū)驅(qū)替壓力越高．交替段塞較大，主要表現(xiàn)為氣驅(qū)和表面活性劑驅(qū)單獨(dú)作用，氣液接觸面小，難以形成真正泡沫，故后續(xù)水驅(qū)壓力不再升高．小段塞、多輪次交替可使氣液充分接觸，產(chǎn)生泡沫較多，對(duì)巖心大孔道的封堵能力明顯增強(qiáng)，后續(xù)水驅(qū)壓力提高，采收率增加．因此，在現(xiàn)場(chǎng)注入時(shí)，在設(shè)備與地層允許條件下，盡量用小段塞、多輪次快速交替注入泡沫液，充分發(fā)揮泡沫調(diào)驅(qū)作用．

2．2．4 段塞注入順序優(yōu)化

圖4 泡沫液交替段塞注入阻力因子變化Fig．4 The curve of foam fluid alternating slug volume and resistance factor

圖5 不同注入順序的阻力因子曲線Fig．5 The curve of different injection sequence and resistance factor

不同注入順序的阻力因子曲線變化見圖5．由圖5可知，方案A水驅(qū)至高含水后，注凝膠使水驅(qū)壓力迅速升高，達(dá)230倍水驅(qū)阻力，說明注入凝膠后可迅速有效封堵大裂縫等高滲通道．方案B水驅(qū)至高含水后，注入泡沫液段塞再注入凝膠段塞，候凝后水驅(qū)壓力升至280倍水驅(qū)阻力，說明先注入泡沫液可提高凝膠后水驅(qū)壓力，有利于封堵高滲層．方案C水驅(qū)至高含水后，注凝膠后立即注入泡沫液，候凝后水驅(qū)壓力亦迅速上升，為水驅(qū)阻力375倍，明顯高于A方案、B方案凝膠后水驅(qū)壓力．說明高含水后巖心先注入凝膠封堵住大孔道，再注入泡沫液能進(jìn)一步改善封堵效果，使后續(xù)水驅(qū)壓力達(dá)到最優(yōu)值．因此，在裂縫發(fā)育較好、水竄嚴(yán)重的地層，優(yōu)先注入凝膠段塞，再多輪次交替注入泡沫液，能更加有效地封堵住裂縫，提高注入壓力，擴(kuò)大水驅(qū)波及范圍．

2．3 復(fù)合調(diào)驅(qū)體系提高采收率評(píng)價(jià)

自適應(yīng)弱凝膠輔助氮?dú)馀菽瓘?fù)合調(diào)驅(qū)體系提高采收率變化曲線見圖6和表7．由圖6和表7可知，實(shí)驗(yàn)中雙管巖心驅(qū)替最終采收率達(dá)55．01%，相對(duì)提高采收率幅度達(dá)43．69%．說明注入凝膠、小段塞泡沫能夠封堵高滲層，使注水剖面趨于均勻，后續(xù)水驅(qū)可采出低滲層的大量原油，提高原油采收率．

表7 自適應(yīng)弱凝膠輔助氮?dú)馀菽瓘?fù)合調(diào)驅(qū)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 7 The oil displacement experiment results of composite profile control of self—adaption weak gel assisted nitrogen foam

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

GY油田唐114井區(qū)位于延安市寶塔區(qū)與延長縣的交界處，屬于典型的裂縫性低滲透油藏．B—2井組是GY油田唐114井區(qū)的一個(gè)注水井組，共有1口注水井（B—2井）和3口生產(chǎn)井（B—1井、B—5井和B—3井）．通過連通性和現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)資料分析，注水井B—2井與生產(chǎn)井B—5之間存在高滲通道，與另外2口生產(chǎn)井也具一定連通性．2012年5月，對(duì)該注水井組開展自適應(yīng)弱凝膠輔助氮?dú)馀菽瓘?fù)合調(diào)驅(qū)，截至2012年7月，共注入弱凝膠段塞117m3，泡沫液段塞920m3（691m3N2+229m3泡沫液），累計(jì)氣液比為3．02∶1，之后轉(zhuǎn)為穩(wěn)定水驅(qū)，調(diào)驅(qū)取得良好效果，增油降水效果明顯（見圖7和表8）．

圖6 自適應(yīng)弱凝膠輔助氮?dú)馀菽瓘?fù)合調(diào)驅(qū)體系提高采收率變化曲線Fig．6 The enhanced oil recovery curve of composite profile control of self—adaption weak gel assis—ted nitrogen foam

圖7 2012年B—2井組自適應(yīng)弱凝膠輔助氮?dú)馀菽瓘?fù)合調(diào)驅(qū)前后生產(chǎn)曲線Fig．7 The production dynamic curve before and after com—posite profile control of self—adaption weak gel assis—ted nitrogen foam flooding of B—2well group in 2012

表8 B—2井對(duì)應(yīng)生產(chǎn)井調(diào)驅(qū)前后生產(chǎn)數(shù)據(jù)Table 8 The production comparision before and after flooding of corresponding production wells of B—2well

由圖7可知，井組含水率由調(diào)驅(qū)前的80%下降至62%，平均單井產(chǎn)油量由0．27m3增至0．70m3，平均單井日產(chǎn)液量基本維持不變，略有上升，說明復(fù)合調(diào)驅(qū)體系能有效封堵高滲層，擴(kuò)大注入流體的波及體積，注入壓力由調(diào)驅(qū)前的5．7MPa調(diào)整為8．8MPa．由表8可知，3口生產(chǎn)井含水率有所下降，其中B—5井含水率下降21%，單井日產(chǎn)油量增加明顯．根據(jù)試驗(yàn)結(jié)果統(tǒng)計(jì)，截至2012年11月，井組累計(jì)增油137．58t，隨著時(shí)間延長，在復(fù)合調(diào)驅(qū)的總有效期內(nèi)，試驗(yàn)井組的增油降水效果將更加明顯．

4 結(jié)論

（1）自適應(yīng)弱凝膠與泡沫液具良好配伍性，泡沫液在弱凝膠體系中起泡體積、半衰期及泡沫特征值有所增加，成膠后的弱凝膠在泡沫液中成膠強(qiáng)度略有下降，但保持較好整體性，在強(qiáng)度上能滿足礦場(chǎng)施工的需要．

（2）在實(shí)驗(yàn)中，優(yōu)化凝膠段塞大小最優(yōu)注入體積為0．3PV，泡沫最優(yōu)注入體積為0．6PV，在設(shè)備允許條件下，盡量用小段塞、多輪次注入泡沫液；在礦場(chǎng)實(shí)施過程中，應(yīng)考慮壓力狀態(tài)、地層封閉性、竄流通道方向性，相應(yīng)向下調(diào)整注入量；水驅(qū)高含水后，優(yōu)先注入凝膠段塞，再注入泡沫，調(diào)堵效果最好．復(fù)合調(diào)驅(qū)體系雙管巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)最終采收率達(dá)55．01%，相對(duì)提高采收率幅度達(dá)43．69%，能大幅度提高原油采收率．

（3）礦場(chǎng)試驗(yàn)井組增油控水效果明顯，井組含水率由80%下降至62%，平均單井日產(chǎn)油量由0．27m3增至0．70m3，注入井注入壓力由5．7MPa調(diào)整為8．8MPa，井組累計(jì)增油137．58t．

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TE357．46

A

2095—4107（2013）05—0078—07

DOI 10．3969／j．issn．2095—4107．2013．05．011

2013—12—04；編輯：關(guān)開澄

國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目（51104173）

楊紅斌（1987—），男，博士研究生，主要從事油田化學(xué)及提高采收率方面的研究．