勝坨油田二區(qū)沙二段3砂組高溫高鹽油藏低張力氮?dú)馀菽?qū)單井試驗(yàn)

元福卿，趙方劍，夏晞冉，姬奧林，魏翠華

（1.中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島266580；2.中國(guó)石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東東營(yíng)257015）

勝坨油田二區(qū)沙二段3砂組高溫高鹽油藏低張力氮?dú)馀菽?qū)單井試驗(yàn)

元福卿1，2，趙方劍2，夏晞冉2，姬奧林2，魏翠華2

（1.中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島266580；2.中國(guó)石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東東營(yíng)257015）

針對(duì)高溫高鹽油藏的特點(diǎn)，采用分子模擬和室內(nèi)實(shí)驗(yàn)等手段，研制了低張力氮?dú)馀菽w系。室內(nèi)評(píng)價(jià)結(jié)果表明，當(dāng)溫度為80℃時(shí)，不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的氮?dú)馀菽w系在吸附前后發(fā)泡體積均保持在200 mL左右，半衰期大于5 000 s，表明其具有良好的起泡性能和泡沫穩(wěn)定性能。為了驗(yàn)證該體系在高溫高鹽油藏中的起泡性能、泡沫穩(wěn)定性能及對(duì)高滲透條帶的封堵性能，優(yōu)選合理的注入方式和氣液比，于2011年8月30日在勝坨油田二區(qū)沙二段3砂組高溫高鹽油藏開展了為期1個(gè)月的低張力氮?dú)馀菽?qū)單井試驗(yàn)，30 d累積注入泡沫劑溶液2 087 m3，3口受效油井平均綜合含水率由試驗(yàn)前的98.5%降至試驗(yàn)結(jié)束后的97.8%，平均單井產(chǎn)液量保持穩(wěn)定，產(chǎn)油量由6.3 t/d上升到9.2 t/d。油水井動(dòng)態(tài)變化及吸水剖面變化結(jié)果表明：低張力氮?dú)馀菽w系在高溫高鹽油藏條件下能夠形成穩(wěn)定的泡沫，且封堵高滲透條帶性能好；氣液混合注入滲流阻力大，封堵效果好；試驗(yàn)條件下最佳氣液比為1∶1。

高溫高鹽油藏泡沫驅(qū)氣液交替氣液混注氣液比井口壓力吸水剖面

近年來(lái)，中國(guó)東部主力油區(qū)相繼進(jìn)入特高含水開發(fā)階段，三次采油技術(shù)已成為老油區(qū)大幅度提高采收率的主要手段，在大慶、勝利、河南等油區(qū)聚合物驅(qū)和復(fù)合驅(qū)技術(shù)得到廣泛應(yīng)用，并取得了較好效果［1-4］。受油藏高溫高鹽的限制，很大一部分油藏難以實(shí)施化學(xué)驅(qū)。由于泡沫具有超低的界面張力、較強(qiáng)的耐溫抗鹽能力且阻力系數(shù)較高，不但能夠擴(kuò)大波及體積，還可提高驅(qū)油效率，因此泡沫驅(qū)成為一種很有前途的提高采收率方式［5-12］。目前，中外學(xué)者開展了大量低張力泡沫驅(qū)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究，研制了具有超低界面張力的配方［13-20］，評(píng)價(jià)了泡沫體系的性能，優(yōu)化了注入方式，但由于室內(nèi)實(shí)驗(yàn)所用模型的局限性，實(shí)驗(yàn)結(jié)果難以反映驅(qū)油體系在實(shí)際油藏中的性能［21-22］。為研究新型低張力泡沫體系在高溫高鹽油藏中的起泡性能、泡沫穩(wěn)定性能及對(duì)高滲透條帶的封堵性能，優(yōu)選合理的注入方式和氣液比，在勝坨油田二區(qū)沙二段3砂組高溫高鹽油藏開展了為期1個(gè)月的低張力氮?dú)馀菽?qū)單井試驗(yàn)，以期為低張力泡沫體系的研制和方案優(yōu)化設(shè)計(jì)提供依據(jù)。

1 低張力氮?dú)馀菽w系的研制

通過(guò)分子模擬和室內(nèi)實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，烷基苯磺酸鹽、帶有陰離子磺酸根的陰-非兩性表面活性劑和磺基甜菜堿型的陰陽(yáng)兩性表面活性劑均具有耐溫抗鹽、泡沫性能好及超低界面張力的特點(diǎn)?；腔鸩藟A分子結(jié)構(gòu)中具有強(qiáng)酸根基團(tuán)，是集典型的陰離子型和陽(yáng)離子型于一體的季銨內(nèi)鹽型兩性表面活性劑。通過(guò)原料及合成條件的優(yōu)化，合成了磺基甜菜堿泡沫劑，對(duì)其相關(guān)性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)。

將研制的磺基甜菜堿泡沫劑與洗凈烘干的油砂以質(zhì)量比為3∶1的比例混合，在80℃的水浴中振蕩24 h，取出后進(jìn)行離心處理，測(cè)定質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%的磺基甜菜堿泡沫劑吸附前后與原油的界面張力。結(jié)果（圖1）表明，無(wú)論是吸附前還是吸附后，在20 min內(nèi)磺基甜菜堿泡沫劑與原油的界面張力均能達(dá)到超低，且與吸附前相比，吸附后兩者的界面張力變化不大。

圖1 磺基甜菜堿泡沫劑吸附前后與原油的界面張力

配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.05%，0.10%，0.20%和0.30%的磺基甜菜堿泡沫劑，再分別充入純度為99.9%的氮?dú)?，利用羅氏泡沫儀測(cè)試氮?dú)馀菽w系吸附前后的泡沫性能。評(píng)價(jià)結(jié)果（表1）表明，當(dāng)溫度為80℃時(shí)，不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的氮?dú)馀菽w系在吸附前后發(fā)泡體積均保持在200 mL左右，半衰期大于5 000 s，表明均具有良好的起泡性能和穩(wěn)定性能。

表1 氮?dú)馀菽w系性能評(píng)價(jià)結(jié)果

2 試驗(yàn)井組概況

試驗(yàn)井組位于勝坨油田二區(qū)沙二段3砂組，為單斜構(gòu)造油藏，油層自東北向西南方向傾斜，構(gòu)造簡(jiǎn)單，地層平緩，傾角為2°～5°。油藏分為6個(gè)含油小層，其中34和35小層為主力層，儲(chǔ)層物性較好，平均孔隙度為28%，平均空氣滲透率為1 780×10-3μm2，地層原油粘度為11 mPa·s，地層水礦化度為17 435 mg/L，鈣鎂離子質(zhì)量濃度為475 mg/L，原始地層壓力為22.07 MPa，原油飽和壓力為11.9 MPa，原始地層溫度為80℃。試驗(yàn)井組包括注入井ST2-0-206，生產(chǎn)井ST2-0-139，ST2-1-173和ST2-0X305，井距為350 m，主要層位為32，33和34共3個(gè)小層，井組內(nèi)連通性好。試驗(yàn)井組于1966年投入開發(fā)，試驗(yàn)前ST2-0-206井注水量為120 m3/d，井口注入壓力為12 MPa，3口受效油井的平均產(chǎn)液量為140 m3/d，含水率高達(dá)98.5%，采出程度為49.9%，水驅(qū)提高采收率難度很大。

3 單井試驗(yàn)方案設(shè)計(jì)

根據(jù)試驗(yàn)?zāi)康暮褪覂?nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，單井試驗(yàn)用泡沫劑為質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%的磺基甜菜堿泡沫劑，其與目的層的油水界面張力為5.6×10-3mN/m，注入氣體為純度為99.5%的氮?dú)?；注入時(shí)間為30 d，保持ST2-0-206井的注入量不變，泡沫劑溶液累積注入量為2 087 m3，氮?dú)庾⑷肓繛?23 000 Sm3。采用3種注入方式分3個(gè)階段進(jìn)行注入：第1階段為氣液交替注入，時(shí)間為14 d，該階段分3個(gè)周期注入，第1周期為6 d，前4 d注泡沫劑溶液，后2 d注氮?dú)?，?個(gè)周期均為4 d，前2 d注泡沫劑溶液，后2 d注氮?dú)猓坏?階段為氣液井口混合注入，時(shí)間為8 d，為確定最佳氣液比，前4 d氣液比為0.5∶1，后4 d氣液比為0.75∶1；第3階段為氣液井底混合注入，時(shí)間為8 d，前4 d氣液比為0.75∶1，后4 d氣液比為1∶1，試驗(yàn)結(jié)束后轉(zhuǎn)入水驅(qū)。

4 單井試驗(yàn)結(jié)果分析

4.1 注入壓力變化

在氣液交替注入階段，注入壓力波動(dòng)較大。當(dāng)注入泡沫劑溶液時(shí)，注入壓力在12 MPa左右。第1周期第1 d注氣時(shí)，壓力上升至18.9 MPa，第2 d即恢復(fù)至12 MPa；第2周期結(jié)束時(shí)注入壓力仍為13.1 MPa，上升幅度不大，表明在氣液交替階段的前2個(gè)周期，在地層中沒(méi)有形成穩(wěn)定的氮?dú)馀菽?；隨著第3周期氮?dú)獾淖⑷?，注入壓力穩(wěn)步上升，到氣液交替注入階段末期，注入壓力上升至17 MPa（圖2），表明低張力氮?dú)馀菽w系此時(shí)在地層中形成了氮?dú)馀菽瑢?dǎo)致地層滲流阻力增大。

圖2 注入井ST2-0-206泡沫驅(qū)注入壓力變化

在氣液井口混合注入階段，當(dāng)氣液比為0.5∶1時(shí)，注入壓力由氣液交替注入階段末期的17 MPa上升到18.5 MPa；當(dāng)氣液比升至0.75∶1時(shí)，注入壓力逐漸升至20.3 MPa。

在氣液井底混合注入階段，當(dāng)氣液比為0.75∶1時(shí)，1 d后注入壓力由氣液井口混合注入階段末期的20.3 MPa上升到22.9 MPa；當(dāng)氣液比升至1∶1，注入壓力進(jìn)一步升至25 MPa。

分析可知，注入壓力越高，表明低張力氮?dú)馀菽w系的滲流阻力越大，封堵能力越強(qiáng)。注入壓力變化結(jié)果表明，低張力氮?dú)馀菽w系在高溫高鹽油藏條件下形成了穩(wěn)定的泡沫，其調(diào)整油藏非均質(zhì)能力強(qiáng)。氣液交替注入方式時(shí)的注入壓力為17 MPa，而當(dāng)氣液比為1∶1時(shí)，氣液混合注入方式時(shí)的注入壓力上升到25 MPa，說(shuō)明氣液混合注入的調(diào)驅(qū)效果明顯好于氣液交替注入，且隨著氣液比的升高，注入壓力上升，表明低張力氮?dú)馀菽w系的調(diào)驅(qū)能力更強(qiáng)。

4.2 吸水剖面變化

在注入井生產(chǎn)制度保持不變的條件下，對(duì)比注入井ST2-0-206泡沫驅(qū)試驗(yàn)前后的吸水剖面（圖3）發(fā)現(xiàn)，吸水厚度由試驗(yàn)前的5.1 m增至7.2 m，而且層內(nèi)吸水剖面得到較大改善。結(jié)果表明，低張力氮?dú)馀菽w系在地層內(nèi)形成了穩(wěn)定的泡沫，且泡沫調(diào)驅(qū)能力較強(qiáng)，從而擴(kuò)大了水驅(qū)波及體積。

圖3 注入井ST2-0-206泡沫驅(qū)試驗(yàn)前后吸水剖面

4.3 壓降曲線變化

由注入井ST2-0-206泡沫驅(qū)試驗(yàn)前后的壓降曲線可見：試驗(yàn)前，關(guān)井后井口壓力迅速下降，60 min后壓力由初期的11 MPa降為0，說(shuō)明該井儲(chǔ)層高滲透條帶發(fā)育；注入氮?dú)馀菽w系后，壓力下降程度變緩，75 min后壓力由關(guān)井初期的12.5 MPa降為8 MPa（圖4），也說(shuō)明該氮?dú)馀菽w系在地層中形成了穩(wěn)定的泡沫，對(duì)高滲透條帶起到了有效封堵。

圖4 注入井ST2-0-206泡沫驅(qū)試驗(yàn)前后壓降曲線

4.4 指示曲線變化

由注入井ST2-0-206泡沫驅(qū)試驗(yàn)前后的指示曲線可見，ST2-0-206井的啟動(dòng)壓力由試驗(yàn)前的9.1 MPa升至試驗(yàn)后的9.5 MPa（圖5），說(shuō)明低張力氮?dú)馀菽w系在油藏條件下形成了穩(wěn)定的泡沫，對(duì)高滲透條帶起到了有效的封堵作用。

圖5 注入井ST2-0-206泡沫驅(qū)試驗(yàn)前后指示曲線

4.5 受效油井動(dòng)態(tài)變化

于2011年8月30日對(duì)ST2-0-206井進(jìn)行泡沫驅(qū)單井試驗(yàn)，9月29日結(jié)束，共30 d，累積注入泡沫劑溶液2 087 m3，3口受效油井平均綜合含水率由試驗(yàn)前的98.5%降至試驗(yàn)結(jié)束后的97.8%，平均單井產(chǎn)液量保持穩(wěn)定，產(chǎn)油量由6.3 t/d上升到9.2 t/d，動(dòng)液面由691 m上升到670 m。連續(xù)60 d監(jiān)測(cè)ST2-2-206井500 m內(nèi)16口油井的產(chǎn)出液，所有油井產(chǎn)出液中均未檢測(cè)到泡沫劑，產(chǎn)出氣中氮?dú)夂恳参匆娒黠@增加。

5 結(jié)論

室內(nèi)性能評(píng)價(jià)結(jié)果表明：研制的低張力氮?dú)馀菽w系具有較強(qiáng)的耐溫抗鹽能力、良好的泡沫性能和超低界面張力。

高溫高鹽油藏單井試驗(yàn)結(jié)果表明，研制的低張力氮?dú)馀菽w系耐溫抗鹽能力強(qiáng)，在油藏條件下能夠形成穩(wěn)定的泡沫，起到了較好的封堵效果。

當(dāng)泡沫劑和氮?dú)饣旌献⑷霑r(shí)的滲流阻力較大，封堵效果好，且氣液比越高，注入壓力和滲流阻力均越大，因此試驗(yàn)條件下最佳氣液比為1∶1。同時(shí)氣液混合注入時(shí)注入壓力相對(duì)穩(wěn)定，對(duì)油管和套管影響小，因此易于現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施。

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編輯常迎梅

TE357.42

A

：1009-9603（2014）01-0070-04

2013-11-18。

元福卿，男，高級(jí)工程師，在讀博士研究生，從事化學(xué)驅(qū)提高采收率技術(shù)攻關(guān)和推廣工作。聯(lián)系電話：13589976531，E-mail：yu?anfuqing.slyt@sinopec.com。

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“勝利油田特高含水期提高采收率技術(shù)”（2011ZX05011）。