氮气泡沫驱

氮气泡沫驱（精选七篇）

氮气泡沫驱 篇1

1 试验区地质情况

九区南部齐古组油藏位于克拉玛依市东北约45km处, 为九区齐古组油藏九5区向东南延伸的一部分。九区南部齐古组油藏探明含油面积5.9km3, 石油地质储量658.33×104t, 可采储量289.04×104t, 目前油藏储量已全部动用。注汽水平3493t/d (汽驱440t/d) , 产油水平707t/d (汽驱50t/d) , 含水84% (汽驱92%) , 油汽比0.2 (汽驱0.11) , 采油速度3.9% (汽驱2.8%) 。

2 室内研究

泡沫剂是影响泡沫驱替效果的核心因素之一。在油田应用泡沫技术目的不同, 对起泡剂性能要求也有所不同。起泡剂性能通常包括起泡剂的溶解性和起泡能力、泡沫性能 (泡沫的大小、寿命、稳定性等) 、起泡剂或泡沫对环境的适应能力 (耐温及耐盐性、与其它药剂的配伍性等) 。

2.1 泡沫剂静态性能评价

(1) 发泡性及高温稳定性评价

本实验主要对收集到的10种不同种类的泡沫剂高温老化前后的性能进行对比分析, 测定其在250℃下的界面张力和泡沫性能。再从实验结果中优选出四种性能较好的泡沫剂进行进一步评价。试验结果表明:Q-4泡沫剂综合性能指标好于其它起泡剂, 所以筛选出Q-4起泡剂作为本项目所使用的起泡剂。

(2) 泡沫剂注入浓度评价

室内试验对起泡剂的四个浓度 (0.1、0.3%、0.5%、0.8%) 进行了筛选, 实验主要是考察优选出的泡沫剂在四个不同浓度下阻力系数大小。实验表明:随着浓度增加, 阻力系数增大, 呈上升趋势, 0.8%与0.5%相比上升斜率变缓, 从经济因素考虑, 选择0.5%这个浓度性价比较好。

2.2 动态性能评价

(1) 最佳气液比筛选

在模拟现场试验的蒸汽与氮气配比进行实验, 进行了气液比的优选, 试验结果表明:气液比大于1:1比较好, 气液比越大阻力系数越大, 在实验中, 气液比大于3:1时, 初始阻力系数很大, 但是也很快突破, 气量太小, 不足以形成连续的泡沫, 只是单一的气泡, 所以气液比建议1:1到3:1之间比较好。

(2) 驱替方式筛选

进行了两组驱替方式的一维线性物理模拟试验, 第一组:在同一岩心上进行了纯蒸汽驱接着进行1PV (纯蒸汽+氮气) 最后进行3PV (纯蒸汽+氮气+起泡剂) ;第二组:1PV纯蒸汽驱, 接着进行1PV (纯蒸汽+起泡剂) , 最后进行3PV (蒸汽+起泡剂+氮气) 的驱替效率对比, 实验证明:单一的氮气或单一的泡沫剂与蒸汽混注都不能产生好的阻力因子, 只有蒸汽+氮气+泡沫剂同时注入才能产生较高的阻力因子, 因此注入方式选择蒸汽+氮气+泡沫剂同时注入的方式。

3 现场应用

3.1 选井依据

根据泡沫驱及蒸汽吞吐试验特点进行本次试验的选井, 主要依据:井组之间连通性好, 且气窜不严重。 (2) 生产轮次越低越好。 (3) 采出水率 (回采水) 高。 (4) 油藏厚度较大、剩余油比较丰富。

3.2 实例分析

该技术在九五区应用四口井, 施工成功率100%。效果最好的1口井增油达988吨。效果显著。

95XX井为九五区的一口汽驱井, 采用三个蒸汽泡沫段塞进行注入, 完成泡沫剂注入量20t, 氮气30000 m3。在实施段塞注入之前先对试验井进行强调剖施工, 对大孔道实施封堵。施工过程中根据压力情况及时调整调剖剂用量及浓度。在间歇式段塞注入泡沫过程中, 采取蒸汽伴注氮气和泡沫20d, 后续单注蒸汽10d。泡沫剂注入浓度为0.5%。施工后该井含水率由之前的92.91%降到最低82.1%, 降低10个百分点。单井平均增油量为123.5t。现场实验表明, 氮气泡沫调驱技术能有效降低含水率, 提高稠油产量。

4 结语

(1) 室内试验和现场应用表明, 氮气泡沫调驱技术能显著提高稠油油田开发效果。

(2) 筛选发泡性能好、半衰期长、阻力因子大, 耐温耐盐性好的泡沫剂是泡沫调驱的关键因素。

氮气泡沫驱 篇2

井楼油田三区LZ27井区位于河南油区高庄南鼻状构造南部,油层平均有效厚度为5.6 m,油层平均深度为220 m,平均孔隙度为34.82%,平均渗透率为2.25 μm2,平面上和纵向上非均质性较严重,平均渗透率级差达到5.0以上,油层平均温度为45℃;地层水为NaHCO3型,平均矿化度为4 735 mg/L;油层温度下脱气原油黏度为18 749.0 mPa·s,属特稠油油藏。2004年正式投入蒸汽吞吐开发,截止2008年12月底,共投产油井47口,累积注汽27.65×104 m3,累积产油9.65×104 t,累积产水19.15×104 m3,综合含水66.5%。进入蒸汽吞吐后期开采阶段,存在采出程度高、自然递减率逐年加大、地层压力下降幅度大、汽窜干扰严重等问题,吞吐开发效果变差,热利用率低。依据稠油油藏地质条件及蒸汽吞吐开采状况,在井楼油田三区楼资27井区Ⅲ6层选择了4个蒸汽驱试验井组,为了防止蒸汽过早沿高渗层窜流及粘性指进,拟采用蒸汽-氮气泡沫调驱技术,抑制蒸汽窜流,扩大蒸汽波及体积,从而提高蒸汽驱采油效率。本文在国内外发泡剂(泡沫剂)性能评价研究[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10]的基础上,为了筛选出适合蒸汽-氮气泡沫调驱的高温发泡剂,进行静态和动态性能评价实验,为该项技术在现场的成功应用提供必要的保证。

1 实验准备

1.1 实验设备及仪器

静态性能评价实验仪器主要包括:烧杯、量筒、塑胶棒、秒表、表面张力仪、高温高压反应釜、高速搅拌仪等。

动态性能评价实验设备主要包括:平流泵、恒速恒压泵、恒温箱、加热带、填砂管、中间容器、回压阀、数据采集装置等。

1.2 实验用品

对河南油区井楼油田三区LZ27井区蒸汽-氮气泡沫调驱拟采用的5种高温发泡剂从1~5进行编号。实验用油为L31413井的地面脱气原油,密度为0.959 8 g/cm3(25℃),黏度为18 749.0 mPa·s(25℃);实验用水为根据油田水样分析资料配制而成的地层水;实验用气由高纯度工业用氮气瓶提供。

2 静态性能评价实验

2.1 表面张力测定实验

发泡剂表面张力测定实验过程如下:(1)取五种发泡剂用地层水配制成质量浓度为1kg/m3、2kg/m3、3kg/m3、4kg/m3、5kg/m3、6kg/m3、10 kg/m3的发泡剂溶液;(2)取少量配制好的发泡剂溶液,用表面张力仪测量其表面张力值。实验结果如图1所示。

结果表明,就单一发泡剂而言,表面张力随质量浓度增加不断减小,当质量浓度为5 kg/m3左右时,表面张力达到一个较小值,高于该浓度值之后,表面张力缓慢增加并逐渐趋于平缓。研究表明,表面活性剂溶液存在一个临界胶束浓度,处于该浓度下,溶液发泡性能和稳定性最佳[11]。就不同发泡剂类型而言,2#、4#发泡剂表面张力较大,3#、5#较小,1#居中。研究表明,表面活性剂溶液表面张力越小,稳定性能越好[12]。

2.2 发泡体积与半衰期测定实验

测定发泡剂发泡体积和半衰期的方法有很多,如搅拌法、气流法和Ross-Miles方法等[13]。实验采用搅拌法测定发泡体积和半衰期,这种方法的特点是:使用的药品少、实验周期短、可重复性强。实验在带玻璃观察窗和磁力搅拌转子的不锈钢高温高压反应釜内进行。实验过程如下:(1)用模拟地层水配制质量浓度为5 kg/m3的发泡剂溶液,取150 mL倒入高温高压反应釜中;(2)仪器温度分布设置在25℃、45℃、80℃、150℃、250℃,恒温3 h以上使其达到热平衡,均匀注入150 mL氮气,测量最大发泡体积和半衰期。实验结果如图2和图3所示。

结果表明,就单一发泡剂而言,3#、5#发泡剂随着温度的升高,发泡体积逐渐减小,半衰期也逐渐减小;2#、4#发泡剂随着温度的升高,发泡体积逐渐增大,半衰期逐渐减小;1#发泡剂当温度为100℃~150℃时,发泡体积达到较大值,随后急剧减小,半衰期随温度升高也是急剧减小。实验表明1#发泡剂耐高温性能很差,2#和4#发泡剂虽然在高温条件下由于溶解性变好,发泡性能有所改善,但就最终效果而言,3#和5#发泡剂发泡性能和稳定性能较好。

2.3 抗油性能实验

抗油性能实验采用搅拌法,将配制好的质量浓度为5 kg/m3的发泡剂溶液150 mL和1 mLL31413井原油与煤油稀释的油品(原油 ∶煤油=1 ∶2)加入1 000 mL量筒中,利用高速搅拌仪高速搅拌60 s,然后停止搅拌,读取最大发泡体积和半衰期。从而判断发泡剂抗油能力的好坏。实验结果如表1所示。

结果表明,5#发泡剂体积和半衰期均大于其它4种发泡剂。这说明在有油存在的情况下,5#发泡剂发泡性能和稳定性较好。

3 动态性能评价实验

采用动态评价方法,在一维单管填砂模型上进行阻力因子的测定,实验装置流程如图4所示。填砂管长100 cm,直径3.8 cm,内填玻璃微砂,单管水平放置于恒温烘箱内。首先饱和模拟地层水,测填砂管的孔隙度和水相渗透率,然后在一定的温度下按一定的气液比同时向填砂管注入模拟地层水和氮气,记录填砂管两端的压差作为基础压差,然后在相同气液比条件下,注入氮气和发泡剂溶液,记录填砂管两端的压差为工作压差。阻力因子定义为工作压差与基础压差之比。

3.1 温度对泡沫封堵能力影响实验

温度是影响高温发泡剂泡沫封堵能力的重要因素之一[14,15]。为了研究温度对5种发泡剂泡沫封堵能力的影响,分别研究了25℃、45℃、80℃、150℃、250℃时泡沫的阻力因子。填砂管内装填160目玻璃微砂,每做一种发泡剂重新进行填砂,对5种不同填砂管与发泡剂编号相对应从1~5进行编号。各管的孔隙度和水测渗透率及实验结果如表2所示。

结果表明,就单一发泡剂而言,1#发泡剂当温度为80℃~150℃时,封堵性能达到较好水平,低温和高温条件下封堵性能均较差;2#、4#发泡剂由于温度升高时溶解性增强,所以随着温度的升高泡沫封堵性能变好;3#、5#发泡剂随着温度的升高泡沫封堵性能变差。但从封堵效果来看,5种不同实验温度条件下,5#发泡剂泡沫封堵性能均较好。

3.2 发泡剂质量浓度对泡沫封堵能力影响实验

在以上实验的基础上,选取5#发泡剂进行常温下发泡剂浓度影响实验。用模拟地层水分别配制成质量浓度为2 kg/m3、3 kg/m3、4 kg/m3、5 kg/m3、6 kg/m3、10 kg/m3的发泡剂溶液。填砂管内填160目玻璃微砂,填砂管孔隙度为38.46%,水测渗透率为1 032.19×10-3 μm2。实验结果如图5所示。

结果表明,泡沫阻力因子随着发泡剂质量浓度增大而增大;当浓度大于5 kg/m3后阻力因子增加的速度变缓,说明过量的发泡剂对封堵产生影响不大,所以从经济角度和注入损耗方面考虑,蒸汽氮气泡沫调驱过程中发泡剂最佳发泡剂质量浓度应选择在5 kg/m3~6 kg/m3。

3.3 气液比对泡沫封堵能力影响实验

泡沫体系的气液比是泡沫驱的重要指标,通过气液比对泡沫封堵能力的研究,可以优化出最佳的气液比,使泡沫体系的封堵能力最强[16]。选取质量浓度为5 kg/m3的5#发泡剂溶液进行常温下气液比影响实验。填砂管内填160目玻璃微砂,填砂管孔隙度为39.62%,水测渗透率为1 176.70×10-3 μm2。实验选择液相的注入流量恒定为2.0 mL/min,气液比分别取1 ∶4、1 ∶2、1 ∶1、2 ∶1、4 ∶1。实验结果如表3所示。

结果表明,随着气液比增大阻力因子增大,当气液比大于1 ∶1后,阻力因子变化不大,综合各方面因素考虑,蒸汽氮气泡沫调驱过程中发泡剂注入时最佳气液比应选择在1 ∶1左右。

3.4 渗透率对泡沫封堵能力影响实验

选取质量浓度为5 kg/m3的5#发泡剂溶液进行气相流量影响实验。实验选择液相的注入流量恒定为2.0 mL/min,气相标况流量恒定为100 mL/min。用(80~160)目的玻璃微砂填砂,填出5种不同渗透率的填砂管,对5种不同填砂管从1~5进行编号。各管的孔隙度和水测渗透率及实验结果如表4所示。

结果表明,随着填砂管渗透率增大基础压差减小、阻力因子增大。说明发泡剂生成的泡沫在高渗透率的大孔道中阻力较大,而在渗透率较小的小孔道中阻力较小,所以实验证明氮气泡沫能够对高渗透层有更好的封堵能力,起到防止蒸汽过早沿高渗层窜流及粘性指进的作用。

4 结论

(1)常温下,当质量浓度为5 kg/m3时,5种蒸汽-氮气泡沫调驱拟采用的高温发泡剂溶液表面张力均达到一个较小值。在该浓度值下,5种发泡剂中5#发泡剂的发泡体积和半衰期值在5种不同实验温度条件(25℃~250℃)下均为最大,而且抗油性能实验表明,5#发泡剂抗油性能最好。所以静态性能评价实验中,优先选择5#发泡剂。

(2)动态性能评价实验中,在5种不同实验温度条件(25℃~250℃)下,5#发泡剂泡沫封堵性能要明显优于其它4种发泡剂。结合质量浓度和气液比影响实验结果,实验建议蒸汽-氮气泡沫调驱现场施工中使用质量浓度为5 kg/m3~6 kg/m3的5#发泡剂溶液,最佳气液比选择在1 ∶1左右。

(3)渗透率影响实验表明,氮气泡沫能够对高渗透层有更好的封堵能力,起到防止蒸汽过早沿高渗层窜流及黏性指进的作用。

氮气泡沫酸化工艺技术研究与应用 篇3

1 氮气泡沫酸的特点

与常规酸相比, 泡沫酸是一种全新的酸液, 具有液柱压力低、返排能力强、粘度高、滤失小、裂缝长、对地层损害小、酸液有效作用距离长、施工简便、综合成本较低、经济效益高等特点。

(1) 气相比例高, 液相比例低。一般气相占60%~80%, 因此密度较低。

(2) 黏度较高, 一般在10 mPa·s~100mPa·s之间, 有利于降低酸液滤失和酸岩反应速度。

(3) 滤失低。在低渗透储层中, 比一般液体滤失系数低两个数量级;在高渗透储层中, 与胶凝酸滤失系数相近。

(4) 管内流动摩阻小。

(5) 排液速度快。一般只需10h即可排出90%左右的液体。

(6) 携带酸不溶物能力强。

(7) 缓速效果好。

(8) 对储层损害小。

(9) 施工工艺相对复杂, 需增加氮气产生设备和泡沫发生器等。

2 氮气泡沫酸酸化原理

泡沫酸是用起泡剂稳定的气体在酸液中的分散体系。气相为制氮设备供给的氮气, 液相是根据油井情况, 采用各种不同的酸液, 将起泡液泵入渗透率较高的含水层, 使流体流动阻力逐渐提高, 进而在吼道中产生气阻效应。在叠加的气阻效应下, 再使用起泡酸液进入低渗透地层与岩石反应, 形成更多的溶蚀通道, 以解除低渗层污染、堵塞, 改善油井产液剖面。最后注入泡沫排酸液, 助排诱喷, 排出残酸。

3 泡沫酸酸化工艺技术

泡沫酸酸化工艺是将加入了起泡剂、稳泡剂等添加剂的酸液与氮气在地面泡沫发生器中充分混合, 形成稳定泡沫随即注入井内, 以高压水力作用和酸液的化学溶蚀作用于储层, 达到改造储层的目的。因泡沫酸中的气体有助排作用, 泡沫酸酸化特别适用于低压低渗排液困难的储层改造, 老井挖潜和低压井的增产措施, 也能有效解决排液难、水敏性储层等特殊矛盾井的作业。由于泡沫具有良好的控滤失性能, 对于低渗储层, 施工时不需加降滤剂就能达到较好的降滤效果。泡沫酸含液量低, 助排性能好, 对于水敏性储层, 采用泡沫酸酸化还可减轻储层损害。另外, 泡沫酸中的泡沫可阻止H+向岩石表面的传递, 降低酸岩反应速度, 泡沫酸酸化可获得较大的酸液有效作用距离。

3.1 泡沫酸酸化工艺特点

3.1.1 对储层的损害较小

因为泡沫酸的主要成分是气体, 液体仅占总体积的15%~40%, 同时泡沫酸亦具有较强的降滤失性能, 所以泡沫酸不易对储层产生损害。

3.1.2 助排能力强

由于泡沫酸中含有大量气体, 因此在施工结束开井排液时, 井口压力下降, 聚集大量能量的气体迅速膨胀, 使井筒与地层间形成较大压差, 加之泡沫液产生的液柱回压低, 所以泡沫酸的排液效果相当好。同时泡沫液的携带能力较强, 使酸不溶物和其它微粒大多被带出地面, 保证了酸化效果。

3.1.3 反应速度较一般酸液慢

酸岩反应速度取决于氢离子向岩石表面的传质速度, 泡沫酸属表面乳化体系, 粘度较高, 滤失小, 大大减缓了氢离子向岩石表面的传质速度, 因此泡沫酸的作用距离比一般酸液更远。

3.2 基本现场施工工艺

起出井下生产管柱→下光油管至油层底界→挤入前置泡沫段→正挤前置泡沫酸→正挤主体泡沫酸→正挤后置泡沫顶替液, 关井反应0.5h~1h, 放喷, 排出残酸。

3.3 选井原则

(1) 泡沫酸有深穿透能力, 可用于大段碳酸岩和砂岩储层的酸化施工。

(2) 适用于滤失难以控制的储层。

(3) 低压、低渗或水敏性储层。

(4) 储层含油饱和度较高的储层 (大于50%) 。

4 青海油田氮气泡沫酸酸化施工典例

2008年底青海油田引进CPU1200m3/h型制氮设备和HY-35/66型泡沫发生器重点在中浅层油藏开展泡沫酸化研究和应用, 这类油藏多为油藏压力系数低 (小于1.0) 井漏较严重, 常规酸化返排较困难, 且易造成油层二次污染。通过论证在这类油藏开展泡沫酸化研究和现场应用。通过现场应用证明泡沫酸化具有良好的助排效果和增产效果。

典例井例:跃4331井地层压力系数较低 (0.85) 洗井不返出洗井液, 井漏较严重, 油层埋深在1550m~1700m。泡沫酸配方:盐酸+起泡剂+稳泡剂+缓蚀剂+铁离子稳定剂+其它液体添加剂+N2。施工规模:泡沫酸量45m3, 泡沫密度在0.6~0.8, 最高施工压力17.4MPa。施工一次成功。关井反应0.5h后, 自喷返排出残酸18m3。该井措施前日产油9t, 含水10%, 措施后日产油25.97t, 含水6%~10%。生产一个月仍稳产在22t~25t, 月增产油473t, 取得了明显的增产效果。同时由于泡沫酸密度低, 滤失低, 作用距离长, 与常规酸化对比可节约酸液量1/3, 仅该油井可节约酸液20m3, 直接酸液费用节约2万元。开采曲线如图1。

5 结语

(1) 与常规酸相比, 泡沫酸是一种全新的酸液, 具有液柱压力低、返排能力强、黏度高、滤失小、裂缝长、对地层损害小、酸液有效作用距离长、施工简便、综合成本较低、经济效益高等特点。

吞吐井氮气泡沫抑制边底水实验研究 篇4

1 实验条件与实验仪器

1.1 实验条件

实验用水:室内配置NB35—2油田注入水, 矿化度为3 200 mg/L, 经0.45μm微孔滤膜过滤。

氮气:纯度99.9%。

起泡剂名称及厂家:AOS、HON—1103、ABS、NK630、SON—1230、ON—209、SON—1123、HON—1104、AS, 均属于阴离子型起泡剂, 发泡剂由天津市雄冠科技发展有限公司提供。

实验用油:NB35—2油田原油, 油藏温度条件下 (50℃) 黏度为284.1 m Pa.s。

1.2 实验仪器

Waring搅拌器, 美国威力牌搅拌器;

泡沫发生器, 扬州华宝石油仪器有限公司;

高压恒压恒速泵, 美国原装进口Qiuzix品牌QX5210—HC—A—AH—S型号泵;

岩心夹持器 (Φ25 mm×300 mm) , 江苏海安发达石油仪器有限公司;

气体测量计, 德国Ritter公司TG05—3。

1.3 实验流程设计

实验装置由泡沫发生系统、恒温控制系统、岩心模型、保温系统、压力控制系统、边水能量系统、采出液收集系统、控制及测量系统等组成, 实验流程如图1。

2 泡沫剂性能评价

2.1 泡沫稳定性评价

研究中用半析水期表征泡沫稳定性, Waring搅拌器测定了油田泡沫剂的半衰期。准确量取200m L起泡剂溶液, 在7 500 r/min高速搅拌3 min, 将生成的泡沫置于量筒中, 然后纪录从泡沫中析出100 m L液体所需的时间, 即为泡沫的半析水期[5], 起泡剂质量浓度0.5%, 性能见表1。

由表可知, 质量分数为0.5%的起泡剂, 起泡高度610 m L, 半衰期5.9 min, 具有较好的起泡性能和稳泡性能。

2.2 泡沫封堵性能评价

用填砂模型模拟地层, 分别测定泡沫剂在常温和高温条件下的阻力因子[6], 评价其封堵性能。实验过程中用80目石英砂装填填砂管, 依次抽真空、饱和水, 填砂管水测渗透率3 000 m D和2 800 m D, 分别在常温和温度200℃条件下测定基础压差。其中, 起泡剂与氮气按1∶1比例混注, 注入速度1 m L/min, 记录注入体积孔隙体积倍数及其对应的填砂管两端压差, 计算阻力因子。

由图2、图3可知, 随着泡沫注入孔隙体积倍数的增加, 阻力因子迅速增加, 泡沫注入量为2.9 PV时阻力因子达到最大, 然后逐渐趋于平稳, 常温下起泡剂的阻力因子高达130, 高温下起泡剂的阻力因子可达50以上, 由此可见, 不管是在常温还是在高温条件下, 该起泡剂都有较好的封堵性能。

3 氮气泡沫抑制边底水稠油油藏吞吐实验

3.1 主要实验步骤

露头岩心物性参数见表2。

(1) 测量露头岩心长度、直径和测干重, 安装岩心, 岩心夹持器注环压3.0 MPa, 按照图1流程图连接实验装置, 检查密闭性。

(2) 岩心抽真空、饱和水, 分别测岩心孔隙体积、水相渗透率并饱和油, 接着老化24 h。

(3) 调节回压阀至实验压力, 待压力表稳定后半小时开始实验。

(4) 在岩心顶端模拟边水能量, 打开蒸汽发生器进行蒸气驱替实验, 闷井4 h后打开出口阀门进行采油, 此阶段为一个采油周期。

(5) 按照以上步骤进行其他周期的采油实验, 实验过程中计算产水量、产油量、原油采收率和周期综合含水率;

(6) 当周期综合含水达到98%时, 在蒸汽驱替实验的基础上, 打开泡沫发生器, 往模型中注入氮气和起泡剂体系, 进行采油 (实验数据见表3) 。

3.2 实验结果分析

整个实验过程分为蒸汽驱替实验和氮气泡沫驱替两部分, 由表3可知, 蒸汽驱替实验过程原油采收率由4.2%降到0.6%, 综合含水上升很快, 至第四轮次发现后期只出水不出油, 通过对实验流程及蒸汽驱替过程分析, 原油采收率下降, 综合含水上升主要是在蒸汽驱替过程中, 水渗入到岩心孔隙后沿着孔隙壁爬行[7], 由于岩心孔隙半径不同造成了水在岩心孔隙中流动距离不同, 同时还受岩石润湿性的影响, 油水前缘通过岩心孔隙时, 大孔隙中的油被驱出岩心, 而小孔隙中的原油由于受到毛管阻力的影响无法被驱出岩心, 这样在蒸汽驱替过程中很容易形成严重的边水水窜。因此, 第五轮次和第六轮次进行氮气泡沫驱替控制边水水窜问题。

由实验 (图4) 可以看出, 蒸汽吞吐能较好地开采稠油油藏, 六个轮次的总原油采收率可达12.6%。同时可以看出边水水窜后注入氮气泡沫能一定程度地封堵边水, 降低周期综合含水, 提高原油采出程度。对蒸汽驱过程中注氮气及起泡剂提高驱油效率原因进行分析, 主要是由于蒸汽驱中加入氮气时, 氮气优先占据多孔介质中的油孔道, 将原本呈束缚油状态的原油驱赶出孔道成为可流动的油, 从而提高了驱油效率, 降低了残余油饱和度;氮气在水中能够形成微气泡, 油气水三相形成似乳状液液体, 降低了原油黏度;在实验中, 可观察到驱替中期采集的油水样呈棕色, 放置一段时间后气体放出, 油水分离, 原油呈黑色, 说明在驱替过程中确实产生似乳状液微气泡, 降低了原油黏度, 提高了驱油效率;添加起泡剂使微气泡的产生更为容易, 更为稳定, 同时起泡剂也是一种表面活性剂, 能大幅度降低油水界面张力, 改善岩石表面的润湿性, 从而使驱油效率进一步提高。

4 结束语

(1) 氮气泡沫体系静态评价实验结果表明:质量分数为0.5%的起泡剂, 起泡高度大, 半衰期长, 具有较好的起泡性能和稳泡性能。

(2) 氮气泡沫驱动态实验研究结果表明:不管是在常温还是在高温条件下, 该起泡剂都有较好的封堵性能。

(3) 蒸汽吞吐能较好地开采稠油油藏, 边底水水窜后注入氮气泡沫能一定程度地封堵边底水, 降低周期综合含水, 提高原油采出程度。

摘要：氮气在多孔介质中与起泡剂形成氮气泡沫, 能够堵塞大孔道, 控制水锥, 调整产液剖面。针对底水活跃的油藏, 注入氮气可以抑制底水锥进, 降低油井综合含水。本文以NB35—2油田为参考对象, 考虑油藏的流体特性以及边底水条件, 开展吞吐井氮气泡沫抑制边底水实验研究, 结合室内现有条件对吞吐井氮气泡沫抑制边底水进行系统地分析与探讨。

关键词：氮气泡沫,边底水,抑制,边底水模型,底水锥进,岩心驱替

参考文献

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氮气泡沫驱 篇5

1 油藏概况

1.1 地质特征

海外河油田开发目的层为下第三系东营组, 含油面积13.3km2, 地质储量4439×104t, 可采储量1128×104t, 油藏埋深-1400m~-2350m, 渗透率858×10-3μm2, 有效孔隙度28.7%, 原始地层压力17.4MPa, 饱和压力13.5MPa。

1.2 存在问题

海外河油田蒸汽吞吐过程中存在的主要问题一是油品性质差, 原油粘度差别大。二是油井多轮注汽后普遍高含水, 产油量低, 综合含水上升较快。

为改善目前生产状况, 结合海外河油田油品性质, 开展油井低产油高含水蒸汽吞吐增产技术研究, 对保持海外河油田产量稳定具有重要现实意义。

2 氮气辅助蒸汽吞吐机理

氮气泡沫采油技术是近年来发展起来的一种新型的采油技术, 该技术主要利用专用的调堵剂, 封堵注水过程中形成大的窜流通道, 实现液流转向, 进入残余油丰度高的层段;利用氮气泡沫在地层水窜通道产生泡沫流, 增加水的流动阻力, 实现微观调剖, 改善后续注入流体开发效果;利用氮气具有良好的弹性膨胀性能, 补充地层亏空, 提高地层能量。几种物质共同作用, 最终实现降水增油、提高油藏的开发效果。

3 氮气辅助蒸汽吞吐技术参数优选

3.1 混溶比的优选

结合物模实验成果, 以单井模型为基础, 计算了蒸汽与氮气摩尔比 (称混溶比) 分别为:1:0.2、1:0.45、1:0.5、1:0.55、1:0.7、1:1以及单纯注蒸汽气七种情况。结果显示, 随着汽氮混溶比的增加, 累产油、油汽比是增加的, 但当混溶比大于1:0.5时, 增加幅度呈减缓趋势。因此, 汽氮混溶比应在1:0.5左右。

3.2 注氮时机的选择

氮气辅助蒸汽吞吐注氮时机的选择一共有11个方案, 分别为:1、单注蒸汽;2、第一周期开始混注氮气;3、第二周期开始混注氮气;4、第三周期开始混注氮气;5、第四周期开始混注氮气;6、第五周期开始混注氮气;7、第六周期开始混注氮气;8、二、四、六周期混注氮气;9、一、三、五周期混注氮气;10、四、六周期混注氮气;11、三、五周期混注氮气;

3.3 氮气+泡沫辅助蒸汽吞吐研究

为研究加入泡沫剂对氮气辅助蒸汽吞吐的作用, 设计了起泡剂浓度为0.1% (wt) 、0.2%、0.5%、0.8%、1.0%的几种情况。结合现场实践应用效果, 并考虑起泡剂在地层中的吸附及经济效益, 起泡剂的最佳使用浓度应在0.5%wt左右。

4 氮气辅助蒸汽吞吐技术油井实例

海13-28井氮气辅助蒸汽吞吐采油

4.1 基本情况

海13-28井位于海26块边部, 于2011年9月开始蒸汽吞吐, 生产井段d1, 油层厚度10.9m/3层。截至到2014年7月份, 已实施三轮蒸汽吞吐。多轮注汽后, 周期产油量逐轮下降, 平均含水逐轮升高。为提高油井产量, 挖潜剩余油, 研究决定进行氮气泡沫采油。

4.2 方案设计

由于海13-28井高含水, 方案设计3个段塞。第一个段塞为氮气段塞, 目的是补充地层能量, 降低油层水淹影响。第二个段塞为耐温固相颗粒堵水剂 (木质素) , 目的是调整吸汽剖面, 改善后续蒸汽吸汽效果, 同时提高前期氮气在油层中的封存效果, 延长氮气回采时间, 最终实现控水增油的目的。第三个段塞是蒸汽段塞, 目的是加热油层, 降低原油粘度, 提高原油流动性。

4.3 生产情况

海13-28井于2011年9月开始蒸汽吞吐, 截至2015年5月, 已实施了三轮蒸汽吞吐。2011年9月第一轮注汽生产, 日产液19.4m3, 日产油3.5t, 含水70%。截至到2015年5月, 日产液18.1m3, 日产油1.5t, 含水92.5%。2015年7月开始氮气辅助蒸汽吞吐技术实施, 累计注入泡沫280m3, 氮气21×104t。注汽1500.2m3后进行下泵生产, 油井产量迅速上升, 最高日产油达到7.3t, 开井81d, 产油量达到365.3t, 阶段油汽比0.24, 取得了较好的控水增油的效果。

5 经济效益

预计增油1149.9t, 措施成本40.7万元, 实现经济效益121万元。

6 结语

(1) 氮气辅助蒸汽吞吐主要增产机理是高温蒸汽加热地层原油、提高原油流动性, 氮气配合泡沫起到封堵作用, 提高了动用程度, 保持地层压力, 延长了吞吐周期。

(2) 注氮混溶比为1:0.5左右比较合适, 地层条件较好的井可在第二周期混注氮气, 条件较差的井在第三周期开始混注氮气。

(3) 加入泡沫剂可以较好地改善吞吐效果, 起泡剂的最佳使用浓度应0.5%wt左右。

一区氮气泡沫调剖治理边水效果分析 篇6

1.1 井楼油田一区构造特征

构造为一北西~南东走向、西南翼被断层切割的长轴鞍型复式背斜。背斜有两个高点, 鞍部在楼1517井东北约150米处。北东翼地层倾角约11°, 南西翼地层倾角约17°。在复式背斜上, 发育着五条断层, 断层倾向225-315度, 倾角30-60度, 断距10-300米。

1.2 储层特征

油层胶结疏松, 物性较好, 孔隙度为28.6-33.8%, 平均32%, 渗透率0.1-11.2μm2, 平均1.67μm2, 原始含油饱和度达65-75%左右。

1.3 沉积特征

该区主力层Ⅲ5-6、Ⅲ8-9层物源主要来自于东南方向, 非主力层物源大多也来自于东南方向。

1.4 油层分布特征

该区油层埋深102~401.4m, 主要含油层为Ⅲ5-6、Ⅲ8-9、Ⅳ1-3和Ⅳ11等, 有效厚度一般在10m左右, 其中部分井区有效厚度达20m以上。与井楼油田0区、三区、五区、七区等区块 (油层厚度一般5-8m) 比较, 油层属于中厚层。

根据井楼油田一、二区钻遇油层情况, 在44个油砂体中, 含油面积大于0.5Km2的只有Ⅲ5、6和Ⅲ8-9三个油砂体, 含油面积小于0.2Km2的油砂体占油砂体总数的72.7%。尽管各含油层面积相差悬殊, 但在构造高部位纵向上叠合较好。

1.5 储量

井楼油田一、二区是河南油田稠油资源最为富集的区块, 含油面积为2.34Km2, 储量1112.9×104t, 其中探明储量674.18×104t。特、超稠油占储量的86.4%。目前动用含油面积1.83km2, 地质储量830.18×104t, 其中主力层动用553.77×104t。目前未动用储量中主力层为163.17×104t;非主力层动用276.41×104t。目前未动用储量中非主力层为119.55×104t。

1.6 分布特征

特超稠油储量占落实储量的64.2%, 其次为超稠油, 占落实储量的22.2%

2 井楼油田一区水淹现状

井楼油田一区是河南油田稠油资源最为富集的区块, 随着蒸汽吞吐开采进入后期, 油藏压力大幅度下降, 边水浸入现象日益加剧, 主力层Ⅲ5-6、Ⅲ8-9及非主力层Ⅳ11、Ⅳ1-3、Ⅴ7等层边水都已侵。井楼一区Ⅲ5.6层水淹45井次, 水淹面积0.4Km2。井楼一区Ⅳ1-3层水淹26井次, 水淹面积0.25Km2。井楼一区水淹面积为1.22Km2, 水淹储量324×104t。

3 目前治理边水的主要做法

为抑制边水推进, 充分发掘一区水淹区剩余油潜力, 目前采用:氮气泡沫调剖治理边水

4 氮气泡沫调剖效果分析

截至目前, 针对不同油层和水淹区, 一区共进行氮气泡沫调剖治理边水7井次。

4.1 见效井

4.1.1 楼10121目前生产状况:

液量:15.2吨, 油量:0.3吨, 含水:98%, 温度:98℃.楼10121井是井楼油田一区2009年6月投产的一口采油井, 原生产Ⅴ3层, 因边水淹2010年3月30上返Ⅳ11层生产, 射孔砂厚8.0米, 有效厚度8.0米, 采出程度3.1%。5月11日, 含水由58%上升至90%, 分析认为是边水推进所致。

分析: (1) 该井采出程度低, 层间非均质性比较强, 泡沫调剖有效封堵了高渗透井段, 该井刚见边水, 属于弱水淹。 (2) 泡沫氮气调剖适用的周期性短, 只在本周期效果好。

4.1.2 楼10011, 目前生产状况:

产液:18.6吨, 油量:7.4吨, 含水:60%, 温度:82℃。楼10011井是2009年5月投产的一口采油井, 生产Ⅴ3层, 有效厚度8.0米;注氮前该井累计吞吐了3个周期, 综合含水64%, 采注比1.66, 油汽比0.6, 采出程度15%。

分析:该井上周期刚见边水, 属于弱水淹, 泡沫调剖效果较好。

4.2 一般井

4.2.1 楼10012, 目前生产状况:

产液:3.7吨, 产油:0.4吨, 含水:90%, 温度:56℃。楼10012井2009年投产的一口井, 生产Ⅳ5层, 砂层厚度7.4米, 有效厚度6.6米;注氮前, 累计吞吐5周期, 综合含水89%, 采注比1.0, 油汽比0.11, 采出程度3.9%。

分析: (1) 从生产曲线上看, 调剖后产液量下降, 发泡剂对高渗透层起到了一定的封堵作用; (2) 即使封堵住高渗透油层, 该井生产效果也不理想, 该井的低渗透井段为差油层, 效果不理想。

4.2.2 楼10021目前生产状况:

产液:21.6吨, 产油:2.2吨, 含水:90%, 温度:90℃。楼10021井是2009年4月投产的一口新井, 生产Ⅳ11层, 有效厚度13.0米;注氮前, 该井累计吞吐了4个周期, 综合含水56%, 采注比2.4, 油汽比1.04, 采出程度17.5%, 调剖效果好。

原因: (1) 该井采出程度低; (2) 该井处于弱水淹区; (3) 该井有效厚度大且渗透性低。

4.5 分析认为选井条件

4.5.1 优选油井采出程度≤30%。

4.5.2 优选弱水淹的油井, 注氮前综合含水≤95%。

4.5.3 优选有隔夹层的非均质厚油层、局部高渗透层段边水淹、中弱水淹层段潜力较大的油井。

5 存在问题

5.1 氮气泡沫调剖适用的周期性短, 只在本周期效果好;注氮有效井继续实施注氮措施后注氮参数、注汽参数等要重新优化。

5.2 针对有效厚度大的油井, 提高注汽量和发泡剂用量。

6 下步工作思路

6.1 措施有效期一般为一个周期, 建议对效果好的井连续实施调剖措施。

6.2 建议进一步优化调剖工艺, 有效封堵高渗透强水淹层段。

6.3 建议生产过程中控制产液量, 延长堵水的有效期。

6.4 注氮有效井继续实施注氮措施后注氮参数、注汽参数等要重新优化。

6.5 针对有效厚度大的油井, 提高注汽量和发泡剂用量。

摘要：井楼油田一、二区是河南油田稠油资源最为富集的区块, 油藏压力低, 边水浸入严重。目前地层压力已下降到0.47MPa, 下降幅度达82.8%, 其中Ⅲ5-6层地层压力下降到原始地层压力的四分之一左右, Ⅲ8-9层地层压力下降到原始地层压力的五分之一左右。随着蒸汽吞吐开采进入后期, 油藏压力大幅度下降, 导致边水浸入日益加剧。

氮气泡沫驱 篇7

1 氮气泡沫筛选评价

泡沫一般是指不溶性或微溶性的气体分散于液体中所形成的分散体系, 这种结果使泡沫具有独特的优点。泡沫体系主要有起泡剂和稳泡剂, 其中起泡剂是表面活性剂, 是多元热流体中产生泡沫的关键药剂。四种实验药品均为阴离子磺酸盐表面活性剂, 稳泡剂为聚丙烯酰胺。

1.1 配伍性实验

降粘剂与模拟地层水的配伍性:按照0.5%的质量分数将JG-1、JG-2、JG-3、JG-4四种降粘剂配制成溶液, 静置24h后用显微镜观察, JG-3有少量沉淀生成, 其余三种无沉淀, 说明降粘剂与地层水配伍性良好。 (如表1所示) 。

1.2 起泡剂静态性能评价

浓度分别为0.2%、0.5%、1.0%的1~4号起泡剂在室温条件下进行了静态性能评价。实验采用Waring Blender方法, 根据实验设计浓度配制成100 m L起泡剂溶液, 搅拌后倒入量筒中, 观测其发泡体积, 泡沫半衰期及排液半衰期。综合考虑表面张力、发泡量和半衰期等因素, JG-1和JG-3的性能较好, 并且考虑到经济性, 0.5%的质量浓度较为合适 (如表2所示) 。

1.3 耐温实验

针对目标储层条件, 配制模拟地层水, 对4种起泡剂样品在150℃连续处理48h, 状态未发生明显变化, 冷却后测量其性能, 未发生明显改变, 说明起泡剂具有较好的耐温性能 (如表3所示) 。

1.4 起泡剂动态性能评价

阻力因子是衡量泡沫封堵效果的重要指标, 其定义为注泡沫时物理模型两端的工作压差与水驱时的基础压差的比值。动态性能实验测试了浓度为0.5%的4种起泡剂溶液在气液比为3∶4~1∶4情况下的阻力因子, JG-1性能较好。

2 三维物理模拟实验

2.1 实验装置

实验用模型为河砂烧结模型, 尺寸30×30×10c m, 渗透率为1400m D, 润湿性为中性, 底部与水槽连通, 水槽在实验过程中保持恒压状态。实验温度80℃, 用油为配制模拟油, 实验温度条件下粘度为50m Pas;水为Kcl盐水, 矿化度3000mg/L。

平面上采用5点法布井, 四口注水井中心一口油井, 井射开纵向1/3的深度。水槽设定恒定压力等于模型纵向厚度水柱的压力。

2.2 实验步骤

起泡剂J G-1在150℃条件下连续处理48h;

物理模型抽真空, 饱和盐水;然后油驱水建立初始油水饱和度场;

模型恒温80℃后, 水槽和水井保持相同的恒定压力;;

油井生产至含水98%时, 水井改注泡沫剂, 累积注入量为0.3PV后改注盐水;

继续驱替至10PV结束。

2.3 实验结果

从实验结果 (图3) 看泡沫剂注入式采出程度有了大幅度的提高, 含水率有一定幅度的降低, 并保持了相对较长的时间。说明泡沫剂JG-1在150℃高温条件下连续处理48h后仍然保持了较好的性能:一方面泡沫用于封堵大孔道, 抑制驱替流体的窜流以提高波及效率, 调整吸液及产出剖面;另一方面, 表面活性剂降低表面张力, 改善岩石的润湿性, 降低残余油饱和度, 提高油的相对渗透率, 大大增强水的洗油效率。更重要的是泡沫剂相对较小的密度起到了重力分异的作用, 在模型的上部形成了气顶, 延缓了底水的锥进[4]。

3 结论与认识

三维物理模拟实验可以用来评价底水锥进, 阴离子磺酸盐体系在150℃条件下, 能够形成泡沫, 并且具备抑制底水锥进的作用, 降低产出液的含水, 大幅度的提高了采出程度。该体系可以有效的扩大波及体积, 为底水稠油油藏的开发提供了重要的指导。

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