王偉偉.

(中國石油遼河油田分公司，遼寧盤錦 124010)

遼河曙光油田杜229斷塊為邊底水互層狀超稠油油藏，油藏共規(guī)劃有蒸汽驅(qū)井組20個(gè)，動(dòng)用層位為興Ⅲ3+Ⅳ+Ⅴ組，含油面積0.76 km2，油藏埋深900～1 020 m,有效厚度23m，地質(zhì)儲(chǔ)量342×104t，蒸汽驅(qū)開發(fā)于2007年進(jìn)入現(xiàn)場(chǎng)，先后經(jīng)歷了先導(dǎo)試驗(yàn)、擴(kuò)大試驗(yàn)和規(guī)模實(shí)施階段，目前共有總井?dāng)?shù)141口，其中注汽井20口，生產(chǎn)井121口，年采油量保持在10×104t以上。而先期轉(zhuǎn)驅(qū)的12個(gè)井組，屬于70m井距正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)，有生產(chǎn)井53口，按照預(yù)先設(shè)計(jì)開發(fā)年限，先后經(jīng)歷了“蒸汽吞吐預(yù)熱”“蒸汽驅(qū)替”階段以后，目前依據(jù)地下油藏溫度場(chǎng)擴(kuò)展情況及蒸汽突破井比例，判定已經(jīng)進(jìn)入蒸汽驅(qū)后期開發(fā)的“蒸汽突破”階段，先后發(fā)生過蒸汽突破井有21口，占39.6%，平均含水93%，井口平均溫度96 ℃，采出程度高達(dá)65%以上。在“蒸汽突破”階段，由于油藏采出程度高，蒸汽驅(qū)替效率降低，油井平面上受效程度差異大，油層縱向上動(dòng)用不均勻，使部分油井溫度高，回采液含水高，產(chǎn)油量低[1-7]。因此，針對(duì)蒸汽驅(qū)后期開發(fā)顯示出的生產(chǎn)問題，開展蒸汽驅(qū)CO2地面混相泡沫增效技術(shù)研究試驗(yàn)，為蒸汽驅(qū)后期開發(fā)提高采收率提供一條有效的技術(shù)途徑。

1 CO2地面混相泡沫增效技術(shù)

1.1 技術(shù)概述

CO2地面混相泡沫增效技術(shù)，是人為操控利用地面混相泡沫發(fā)生器裝置，在地面直接將CO2與耐高溫發(fā)泡劑充分?jǐn)嚢杌旌习l(fā)泡，形成泡沫體系后，將泡沫直接注入地下油層深部，利用泡沫在油層中的“賈敏效應(yīng)”，封堵油層大孔隙而不堵小孔隙、遇油消泡遇水穩(wěn)定、阻水流動(dòng)而不阻油流動(dòng)的特性，對(duì)蒸汽驅(qū)替前緣動(dòng)態(tài)調(diào)剖，使蒸汽和熱水均勻驅(qū)替推進(jìn)，有效控制或預(yù)防蒸汽竄流突破，擴(kuò)大蒸汽均勻波及油層范圍，提高蒸汽驅(qū)替效率和熱利用率，進(jìn)而提高汽驅(qū)開發(fā)油井回采效果。改變過去以往采用傳統(tǒng)注入方式，將耐高溫發(fā)泡劑與CO2先后分別單獨(dú)注入油層深部后，讓二者在油層內(nèi)混合發(fā)泡，存在的氣體與藥劑混合不充分、不均勻、發(fā)泡不穩(wěn)定，且發(fā)泡情況未知的弊端，能夠提高泡沫豐富穩(wěn)定程度[8-16]。

1.2 關(guān)鍵技術(shù)研究

1.2.1 伴生氣分離CO2回收處理

杜229塊超稠油井每天產(chǎn)出伴生氣約13.5×104m3，主要成分為CO2和甲烷，其中甲烷含量占32%，CO2含量占66%。油井生產(chǎn)過程中，一方面，油井伴生氣從套管的井口閥門排出，通過輸氣管線集中回收進(jìn)入密閉緩沖罐；另一方面，油井產(chǎn)出液攜帶伴生氣從油管的井口閥門共同排出，進(jìn)入密閉緩沖罐。在密閉緩沖罐內(nèi)的氣液混合物，靠重力作用使氣液分離，分離出的產(chǎn)出液進(jìn)入外輸管線送往油水聯(lián)合處理站，而分離出的伴生氣由獨(dú)立管線排輸，經(jīng)過空冷器、分離器、脫硫塔和壓縮機(jī)后，再經(jīng)脫硫塔、脫重?zé)N后進(jìn)入變壓吸附凈化塔裝置，利用改性硅膠吸附劑對(duì)CO2選擇性吸附后，實(shí)現(xiàn)甲烷與CO2分離，其中甲烷及其他雜質(zhì)氣體由燃料氣管線進(jìn)入鍋爐燃燒利用，而CO2經(jīng)壓縮機(jī)升壓后回注油藏再利用[17-20]。經(jīng)吸附凈化塔分離后的CO2純度可達(dá)到94%以上，分離系統(tǒng)可日產(chǎn)CO2約9.0萬標(biāo)方左右。

1.2.2 地面混相泡沫發(fā)生器研制

地面混相泡沫發(fā)生器工作原理：泡沫發(fā)生器內(nèi)主要由進(jìn)氣管、進(jìn)液管、母管(氣液混合腔)、螺旋攪拌塊、泡沫排出口組成(見圖1)。CO2從進(jìn)氣管直接進(jìn)入，液體從進(jìn)液管直接進(jìn)入，初步混合的發(fā)泡劑經(jīng)過固定式螺旋攪拌塊旋轉(zhuǎn)充分?jǐn)嚢韬蠡煜?，并多次改變方向，產(chǎn)生豐富穩(wěn)定均勻的泡沫體系，從泡沫排出口流出。經(jīng)過該設(shè)備形成的泡沫，具有發(fā)泡均勻，產(chǎn)生氣泡穩(wěn)定，強(qiáng)度大的優(yōu)點(diǎn)。設(shè)計(jì)參數(shù):設(shè)計(jì)壓力：35 M～105 MPa；操作壓力：30 M～95 MPa；工作溫度：0～100 ℃；適用環(huán)境溫度: -20～45 ℃；泡沫密度：0.2～0.9 g/cm3；基液流量：0～66 m3/h；氣體流量：0～8 000 m3/h。

圖1 泡沫發(fā)生器剖面結(jié)構(gòu)示意圖Fig.1 Schematic diagram of foam generator profile structure

1.2.3 耐高溫發(fā)泡劑室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)

杜229塊超稠油蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)目前地場(chǎng)溫度大約在225 ℃左右，通常注入油層的濕蒸汽溫度在入井前高達(dá)300 ℃以上，常規(guī)發(fā)泡劑形成的泡沫在高溫環(huán)境下不穩(wěn)定，易破滅，無法對(duì)油層形成封堵，因此有針對(duì)性地研發(fā)了特殊的耐高溫發(fā)泡劑，以適應(yīng)生產(chǎn)需求。

1.2.3.1 耐高溫穩(wěn)定性評(píng)價(jià)

用100ml質(zhì)量濃度為0.5%的耐高溫發(fā)泡劑溶液進(jìn)行耐溫穩(wěn)定性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，放入封閉容器中，分別在室溫25 ℃，160 ℃，260 ℃，300 ℃，325 ℃下老化60 h(攪拌器轉(zhuǎn)速3 000 r/min，攪拌3 min)，在室溫測(cè)定泡沫體積和半衰期變化情況。結(jié)果顯示：在溫度小于150 ℃范圍內(nèi)，泡沫體積和半衰期變化不明顯；溫度超過150 ℃以后，隨溫度上升，泡沫體積和半衰期趨于下降走勢(shì)，半衰期下降幅度更大；溫度250 ℃時(shí)，泡沫體積仍高達(dá)350 mL，半衰期為110 min。因此，發(fā)泡劑耐溫性能穩(wěn)定，完全適應(yīng)地場(chǎng)溫度225 ℃左右的高溫環(huán)境(見圖2)。

圖2 耐高溫發(fā)泡劑溶液發(fā)泡體積及半衰期隨溫度變化Fig.2 The change of foaming volume and half-life of high temperature resistant foaming agent solution with temperature

1.2.3.2 封堵性能評(píng)價(jià)

室內(nèi)組裝內(nèi)徑3 cm、長度35 cm、滲透率3.3 mD的物理模具，人為填砂充滿，建立不同溫度下的剩余油狀況，測(cè)試模具左右兩端點(diǎn)壓力差作為基礎(chǔ)壓力差；注入質(zhì)量濃度0.5%的發(fā)泡劑溶液，當(dāng)出口產(chǎn)生穩(wěn)定泡沫，測(cè)試模具兩頭壓力差，注泡沫液后的壓力差和基礎(chǔ)壓力差相比的值即是泡沫阻力因子。將果表明：耐高溫發(fā)泡劑溫度在190℃時(shí)阻力因子最大，為350，隨溫度繼續(xù)升高，阻力因子呈現(xiàn)拋物線式降低，當(dāng)溫度大于260 ℃后，阻力因子變化不大，但始終大于20，說明耐高溫發(fā)泡劑在高溫環(huán)境下封堵性能很好(見圖3)。

圖3 剩余油條件下耐高溫 發(fā)泡劑溶液阻力因子隨溫度變化Fig.3 Change of Resistance Factor of High Temperature Resistant Foaming Agent Solution with Temperature under Residual Oil Conditions

2 技術(shù)應(yīng)用現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

2.1 試驗(yàn)井情況介紹

優(yōu)選杜229區(qū)塊杜32-42-45為典型井組舉例，進(jìn)行試驗(yàn)應(yīng)用分析。井組為70 m井距正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)，中心井杜32-42-45為注汽井,周圍8口生產(chǎn)井,其中2口套管壞關(guān)井，開發(fā)目的層為興Ⅲ+Ⅳ組,油層埋深965 m,有效厚度9.6 m, 有效孔隙度31.4%，滲透率2719.4 μm2，含油面積0.021 km2。自轉(zhuǎn)驅(qū)開始，由于油水流動(dòng)能力的差異、儲(chǔ)層物性不同，以及蒸汽超覆等因素影響，蒸汽突進(jìn)現(xiàn)象嚴(yán)重，使蒸汽波及效率較低，井組注汽井與各采油井之間連通程度差異大，受效程度不同，其中1口角井和3口邊井受效程度好，平均溫度85.3 ℃，含水83.6%；2口角井受效不明顯，平均溫度63.9 ℃，含水76.9%；監(jiān)測(cè)中心井油層注汽剖面顯示，油層縱向上吸汽不均勻，處于下部興Ⅴ組油層不吸汽(見圖2所示)，未動(dòng)用。通過實(shí)施CO2地面混相泡沫增效技術(shù)，人為操控封堵上部大孔隙、高滲透層位，防止蒸汽竄流突進(jìn)，逼迫蒸汽轉(zhuǎn)向注入下部小孔隙未動(dòng)用油層，增大蒸汽波及體積，調(diào)整油層平面及縱向動(dòng)用程度，改善井組回采效果。

2.2 施工設(shè)計(jì)方案及施工操作工序

2.2.1 施工設(shè)計(jì)方案

根據(jù)區(qū)塊地質(zhì)特征、儲(chǔ)層物性參數(shù)、各井段油層厚度，及流體特性，進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)工藝參數(shù)，并采用軟件計(jì)算及修正，靈活設(shè)計(jì)發(fā)泡劑和CO2用量配比，制定如下設(shè)計(jì)方案：在生產(chǎn)條件允許的情況下，盡量增加交替周期數(shù)，減小周期注入量，采取發(fā)泡劑+CO2+蒸汽(15天)段塞式周期交替注入方式進(jìn)行注入。依據(jù)實(shí)際生產(chǎn)運(yùn)行及施工安全允許的要求，為防止氣體快速竄流突破生產(chǎn)井，需要慢注少注，使用單臺(tái)壓縮機(jī)白天8小時(shí)工作期間注入。油層有效厚度為9.6 m，按照每米油層厚度設(shè)計(jì)發(fā)泡劑50 m3，單個(gè)段塞注入發(fā)泡劑480 m3，注入速度60 m3/h；注入CO2量15 000 m3，注入速度1 875 m3/h，總共設(shè)計(jì)兩個(gè)段塞，合計(jì)注入發(fā)泡劑960 m3，CO2量30 000 m3。注入壓力的確定遵循以下原則：低于注入設(shè)備的承壓能力；低于井口設(shè)備的承壓能力；低于管線的承壓能力。因此，綜合注入設(shè)備、井口設(shè)備及管線的承壓能力，設(shè)定最高注入壓力為15 MPa。

2.2.2 施工操作工序

首先，施工連接地面及井口注入管線流程，正擠管線硬連接，接好單流閥，泵車試壓15 MPa以上，穩(wěn)壓10分鐘，其壓降不超過0.7 MPa不刺不漏為合格；打開油管閥門，正注熱污水30 m3給井筒降溫，同時(shí)測(cè)試油層吸入能力，壓力控制在6～8 MPa。打開泡沫發(fā)生器，注發(fā)泡劑480 m3，注入速度60 m3/h，同時(shí)注入CO2量15 000 m3，注入速度1 875 m3/h，根據(jù)壓力升高變化情況，調(diào)整注入發(fā)泡劑和CO2的注入排量速度。然后，正注熱污水30 m3清洗井筒，并將發(fā)泡劑頂替至油層深處。施工結(jié)束后，觀察壓力變化，燜井24小時(shí)后，按照油藏地質(zhì)配注要求，正常配注高溫蒸汽排量120 m3/d，連續(xù)注蒸汽15天，視受效情況可以進(jìn)行調(diào)整蒸汽用量。根據(jù)井組生產(chǎn)效果變化情況，靈活調(diào)整下個(gè)段塞注入間隔期限。井組中注入井對(duì)應(yīng)周圍8口一線生產(chǎn)井和7口二線生產(chǎn)井，施工注入過程中取樣密切觀察這15口井的套管氣中CO2含量變化、井口壓力變化，以及井口部位其他異常變化情況。為了防止氣體過早竄進(jìn)突破生產(chǎn)井，要盡量延長氣體注入時(shí)間，控制CO2出口閥門，放慢注入速度，密切關(guān)注生產(chǎn)井被竄跡象，一旦發(fā)現(xiàn)生產(chǎn)井有氣體竄進(jìn)突破跡象，根據(jù)突破程度合理調(diào)整高溫起泡劑與CO2的注入量及注入速度，并且對(duì)氣體突破井執(zhí)行關(guān)井避竄，待壓力恢復(fù)到正常時(shí)再開井生產(chǎn)。按照第一段塞工藝參數(shù)，間隔15天后再注入第二個(gè)段塞。

2.3 應(yīng)用效果分析

2.3.1 調(diào)整儲(chǔ)層縱向吸汽剖面，提高回采效果

在中心井杜32-42-45實(shí)施該CO2地面混相泡沫增效技術(shù)，對(duì)上方大孔道層進(jìn)行優(yōu)先封堵，與措施前對(duì)比，注汽油壓從4.6 MPa提高到5.4 MPa，提高了0.8 MPa，增加啟動(dòng)了下部26號(hào)和27號(hào)原來未動(dòng)用的油層(見圖4、5所示)，油層吸汽量增加顯著，由原來的不吸汽，變成了吸汽百分比為37.15%和15.23%，吸汽量變成了5.94 t/hr和2.44 t/hr，吸汽強(qiáng)度變成了0.70 t/hr/m和1.74 t/hr/m。26號(hào)層溫度由127.5℃提高到262.5 ℃，提高了135 ℃；壓力從3.75 MPa提高到4.9 MPa，提高了1.15 MPa。27號(hào)層溫度由60.6℃提高到262.5 ℃，提高了201.9 ℃；壓力從3.8 MPa提高到4.9 MPa，提高了1.1 MPa。而23號(hào)油層吸汽量明顯減少，吸汽百分比為由原來的93.27%降低到47.62%；吸汽量由原來的13.058 t/hr減少到7.62 t/hr；吸汽強(qiáng)度由原來的1.536 t/hr/m降低到0.9 t/hr/m；溫度由244.8 ℃提高到262.5 ℃，提高了17.7 ℃；壓力從3.6 MPa提高到4.9 MPa，提高了1.3 MPa。有效改善了井組油層縱向動(dòng)用剖面，提高了蒸汽波及系數(shù)，擴(kuò)大了蒸汽波及范圍，有效提高了蒸汽驅(qū)替效率，措施有效階段生產(chǎn)84天，使整個(gè)井組，平均日增油11.5 t ，階段累計(jì)增油969 t，采注比達(dá)到1.34，階段油汽比提高0.11。

圖4 杜32-42-45井措施前吸汽剖面圖Fig.4 Steam absorption profile before well Du32-42-45 measures

圖5 杜32-42-45井措施后吸汽剖面圖Fig.5 Steam absorption profile after well Du32-42-45 measures

2.3.2 抑制注采井間蒸汽突破，促進(jìn)熱連通

通過有選擇性地封堵大孔隙、高滲透油層帶，有效調(diào)整了注采井之間的連通性，對(duì)井組中6口正常生產(chǎn)井有效地發(fā)揮了控水穩(wěn)油的作用, 改善了生產(chǎn)井受效不均勻的狀況，緩解了蒸汽竄流突進(jìn)的矛盾。使井組中原來受效較好的4口井，井溫由原來的85.3 ℃下降到74.7 ℃，平均降低了10.6 ℃；平均含水由原來的83.6%下降到78.2%，下降了5.4%。受效較差的2口井，平均溫度由原來的63.9 ℃升高到81.3 ℃，升高了17.4 ℃；平均含水由原來的76.9%升高到83.2%，升高了6.3%。雖然階段日產(chǎn)液由措施前的173.2 t降低到171.1 t，降低了2.0 t，但階段平均日產(chǎn)油由措施前的35.7 t 提高到47.2 t，提高了11.5 t，生產(chǎn)效果提高顯著(見圖6所示)。

3 結(jié)論

(1)CO2地面混相泡沫增效技術(shù)，泡沫發(fā)生器結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)科學(xué)，藥劑搭配合理，工藝參數(shù)優(yōu)化得當(dāng)、增產(chǎn)機(jī)理明確，能夠有效解決蒸汽驅(qū)開發(fā)后期，“蒸汽突破”階段的生產(chǎn)難題，是進(jìn)一步提高采收率技術(shù)的有力補(bǔ)充。

圖6 杜32-42-45井組措施前后日產(chǎn)情況對(duì)比曲線Fig.6 Contrast curve of daily production before and after well group measures in Du32-42-45

(2)利用CO2作為氣源與高溫發(fā)泡劑協(xié)同作用發(fā)泡，集調(diào)剖、降黏、助排于一體，能夠有效改善試驗(yàn)井組油井平面受效差異，調(diào)整油層縱向動(dòng)用程度達(dá)到50%，具有明顯地抑制蒸汽突破的效果，達(dá)到控水、穩(wěn)油的目的，使井組含水降低7%，增油969 t。

(3)CO2以盡量少注、慢注，控制流速為原則，能夠滿足發(fā)泡劑發(fā)泡條件即可,注入速度不超過2 000 m3/h為宜，形成的發(fā)泡劑注入速度以不超過60 m3/h為宜，防止過快注入，造成生產(chǎn)井氣體快速竄進(jìn)突破，降低開井時(shí)率而影響產(chǎn)量。

(4)CO2地面混相泡沫增效技術(shù)，需要進(jìn)一步擴(kuò)大試驗(yàn)規(guī)模，不斷完善優(yōu)化技術(shù)參數(shù)，總結(jié)經(jīng)驗(yàn)，為超稠油蒸汽驅(qū)開發(fā)后期提高蒸汽驅(qū)替效率，延緩產(chǎn)量遞減，提供一條有效的技術(shù)途徑，具有廣闊的應(yīng)用前景。