潘　婷，金泽宁，廖　旋，刘荆成（长江大学石油工程学院，湖北武汉　430100）



X区块氮气泡沫驱油室内实验研究

潘婷，金泽宁，廖旋，刘荆成
（长江大学石油工程学院，湖北武汉430100）

摘要：针对X区块地层能量不足、含水率过高以及注采对应关系差导致的驱油效果差的开发现状，选取TM15井组作为代表，对氮气泡沫驱的开发方案的起泡剂浓度、气液比进行优选。通过实验，在综合考虑采出程度、阻力因子以及施工方便等因素的条件下，优选出温度为97℃下，起泡剂浓度为0.5 %，气液比2：1，注气速度为0.5 mL/min作为最佳注入参数。

关键词：氮气泡沫；起泡剂；浓度；气液比

泡沫驱提高采收率是20世纪50年代以来发展起来的一种比较有前途的三次采油方法。泡沫是指在起泡剂作用下气体（空气、氮气、CO2等）在液相中形成的一种分散体系。泡沫可以有效改善流度比，提高洗油效率，增加驱油的弹性能量，因而泡沫驱油能力强[1]。在一般情况下可提高采收率10 %～25 %。由于泡沫驱工艺相对简单，现场实施成本较低，提高采收率效果较为明显。本文针对X区块油藏的开发特征，对该油藏的泡沫氮气驱相关参数进行实验优选分析。

1　油藏基本情况

1.1油藏地质类型

X区块是位于新疆维吾尔自治区轮台境内的三叠系油藏，X区块由于受到背斜和断裂双重控制的复合型圈闭，轴向南北。三叠系上游为一套下粗上细的正旋回沉积，可分为砂岩段和泥岩段，局部夹泥砾泥岩夹层，平行层理块状层理发育，为辫状河三角洲和滨湖相沉积体系，纵向呈明显的正旋回特征，说明整个三叠系为一个水进的沉积过程。H1-1层含油面积为4.98 km2，饱和压力为8.4 MPa，地层温度为97℃，原始体积系数1.085，地面原油密度为0.884 g/cm3，原油饱和度为0.56，黏度为2.78 mPa·s，平均渗透率为95×10-3μm2。油藏类型为受到构造控制的具底水的块状砂岩孔隙未饱和型油藏，属于超深、高产、低丰度的小型油气田。

1.2油藏开发状况

该油藏自2008年开始大规模的投入生产，投产初期使用天然能量进行开发，经过一段时间后地层压力不断下降，到2010年开始对该油藏进行注水开发，地层压力开始趋于稳定。该区块部署生产井34口，水井6口，平均单井日产液30.8 t，单井日产油7 t，综合含水率为88 %，且采油速度仅为0.3 %。说明水驱起到了一定能量的补充作用，但是驱油效果不明显。又由于井网不完善，注采对应关系差，以及纵向和平面上的非均质性较严重，导致了油井见水快，水窜严重，水驱效果差，采油速度低。

1.3研究现状

氮气泡沫驱油技术是一种以氮气作为驱替介质的驱油方法。我国大庆、辽河和胜利等陆地油田已开展了大量的泡沫调驱室内研究和现场试验[2]。

调研国内外相关资料，热水氮气泡沫驱驱油机理如下[3-5]：

（1）泡沫优先进入高渗透大孔道，逐步形成堵塞，阻止泡沫流入大孔道，迫使其他泡沫进入低渗透小孔道进行驱油；（2）泡沫具有“遇油消泡、遇水稳定”的性能，可以起到堵水不堵油的作用，达到提高驱油效率的目的；（3）原油中溶解氮气后，原油的体积膨胀，黏度降低；（4）泡沫降低原油的界面张力，从而可以提高波及系数。

针对X油藏地层能量不足、含水率过高以及注采对应关系差导致的驱油效果差的开发现状，选取TM15井组作为代表，对氮气泡沫驱的开发方案的参数进行优选。

2　实验条件

（1）模型：人工填砂，将120目～160目石英砂填入25 mm×300 mm的模型中，压制而成；（2）地层水：饱和模型用水为人工合成盐水，矿化度为19.7 mL/L，驱替和配制起泡剂溶液全采用该模拟地层水；（3）原油：模拟原油的黏度为2.88 mPa·s（97℃条件下）；（4）氮气：氮气泡沫用气体为商品氮气[6]；（5）起泡剂：WZJ013-H；（6）实验温度：实验在恒温箱里进行，恒温为97℃。

3　起泡剂浓度优选

起泡剂溶液中起泡剂的浓度大小关系着驱油效果及投入成本，直接影响着现场的经济收益，该参数的优化尤为重要，本实验分别对浓度为0.3 %、0.4 %、0.5 %、0.6 %、0.7 %和1 %六种情况进行了评价。

3.1实验流程

（1）根据该油藏渗透率范围，选用120目～160目石英砂制作单管模型；（2）对单管模型抽真空4 h后，饱和实验用的地层水，根据吸水量，计算单管模型的孔隙体积和孔隙度；（3）将单管模型放置在恒温箱内，恒温箱温度97℃，并保持12 h；（4）测水相渗透率，并记录下压差P1；（5）用3～5倍孔隙体积的原油驱替单管模型中的饱和水，建立束缚水饱和度；（6）开展驱替实验，水驱油，含水率达到98 %时结束实验；（7）将氮气和配有不同浓度起泡剂的注入水，按1：1的比例注入单管模型中，注入速度为0.5 mL/min，待压差稳定时，记录单管模型两端的压差P2，同时计量产出油量；（8）计算泡沫的阻力因子RF。

表1　不同起泡剂浓度下的RF值与采出程度Tab.1 Different concentration of foaming agent of RF value and recovery degree

3.2实验结果及分析

通过图1可以看出，在实验过程中，单管模型两端的压差随注入起泡剂浓度的变化而变化（见表1）。在注入过程中，当起泡剂的浓度小于0.5 %时，阻力因子迅速升高，采出程度则呈较快上升趋势，当起泡剂浓度大于0.5 %时，阻力因子变化趋势趋于平缓，呈稳定状态，采出程度上升趋势也趋于稳定。

图1　不同起泡剂浓度下的RF值与采出程度Fig.1 Different concentration of foaming agent of RF value and recovery degree

针对该实验的结果分析可知，出现这种现象的根本原因可能是起泡剂浓度的增加，当起泡剂水溶液中的表面活性剂浓度增加时，表面张力下降且原油黏度降低，泡沫液膜表面变厚，排液速度降低，泡沫稳定性增强，因此阻力因子上升速度加快，采出程度增加。当浓度接近临界胶束浓度时，表面张力的变化程度很小，原油黏度降低，阻力因子变化趋于稳定，采出程度增加幅度减小。由此可知，过高的起泡剂浓度对氮气泡沫驱的封堵效果不明显，提高采收率的效果较好，由此后续的实验研究中最佳的起泡剂浓度在0.5 %左右。

4　气液比优选

含气量对生成泡沫的质量有直接的影响，进而影响泡沫的表观黏度。大量实验表明：气液比的变化与泡沫的屈服应力和表观黏度的变化以及泡沫封堵能力成正比，而气液比过大时，泡沫生成效果较差，稳定性也较差，泡沫破裂后产生的气体也多，容易形成气窜。本实验分别对气液比为1:2.5、1:2、1:1、2:1、2.5:1五种情况进行了评价。

4.1实验流程

实验流程与起泡剂浓度优选的流程类似，先制作好单管模型，饱和水后用原油进行驱替，得到束缚水饱和度，再用地层水驱油，当含水率达到98 %时停止注水。较为不同的地方在于，在进行氮气泡沫驱时，将氮气和配有不同浓度起泡剂的注入水，分别按1:2.5、1:2、1:1、2:1、2.5:1的比例注入单管模型中，注入速度为0.5 mL/min，待压差稳定时，记录单管模型两端的压差P2，同时计量产出油量。最后，根据压差的比值计算出泡沫的阻力因子RF。

4.2实验结果分析

图2　不同气液比下的RF和采出程度Fig.2 Different gas-liquid ratio of RF and recovery level

通过图2可以看出，在实验过程中，单管模型两端的压差随注入起泡剂浓度的变化而变化（见表2）。观察阻力因子随气液比的变化趋势可以看出，阻力因子随着气液比的增加变化呈抛物线状，其值先增大后减小，当气液比小于2时，采出程度随气液比的增加而增大，这是由于随着气液比的增加，生成的泡沫中的含气量增加，泡沫的质量也会增强，表观黏度也增加。当气液比大于2时，采出程度趋于平稳，这是由于气液比较大时，泡沫的质量下降，泡沫容易破裂，破裂后产生的气体体积变多，容易发生气窜。

表2　不同气液比下的RF和采出程度Tab.2 Different gas-liquid ratio of RF and recovery level

由实验结果分析可知，在不同的气液比条件下，综

合考虑阻力因子和采出程度，得到最佳气液比为2：1。

5　结论

氮气泡沫驱油渗透过程中产生的阻力因子和采出程度均与注入泡沫剂浓度的变化成正比，与注气速度的变化成反比。而随着气液比的不断增大，其阻力因子成抛物线状变化，存在一个最大值，采出程度则随气液比的变化成反比。综合考虑采出程度、阻力因子以及施工方便等因素，优选在温度为97℃下，起泡剂浓度为0.5 %，气液比2：1，注气速度为0.5 mL/min作为最佳注入参数。

在进行现场先导性试验时，可适当增加泡沫剂的质量分数，待生产压差建立后，再降低泡沫剂的质量分数，以达到最佳经济效益。氮气泡沫驱油能够同时提高驱油效率和改善油藏注入水波及状况，从而大幅度提高原油采收率。因此，对于X油藏使用氮气泡沫调驱技术，对于改善注水开发效果，提高原油采收率有重要帮助。

参考文献：

［1］王莉莎，等.泡沫驱提高采收率的研究进展［J］.内蒙古石油化工，2012，（12）：4-6.

［2］彭昱强，徐绍诚，莫成孝，等.渤海稠油油田氮气泡沫调驱室内实验研究［J］.中国海上油气，2008，20（5）：26-29.

［3］吕广忠，等.氮气泡沫热水驱油室内实验研究［J］.石油大学学报（自然科学版），2003，27（5）：50-53.

［4］杜建芬，刘建仪，郭平，等.马36区块氮气泡沫水交替驱室内评价研究［J］.西南石油学院学报，2004，26（3）：51-53.

［5］贾忠盛，等.泡沫及泡沫驱油室内实验研究［J］.油田化学，1986，（4）：279-283.

［6］付美龙，易发新，张振华，等.冷43块稠油油藏氮气泡沫调剖实验研究［J］.油田化学，2004，21（1）：64-67.

Experimental study of nitrogen foam flooding in X block

PAN Ting，JIN Zening，LIAO Xuan，LIU Jingcheng
（College of Petroleum Engineering，Yangtze University，Wuhan Hubei 430100，China）

Abstract:In view of the development status of the X block,the development status of the poor oil displacement effect caused by poor water content and injection production,the TM15 well group is selected as the representative,and the concentration of foaming agent and the gas/liquid ratio are optimized.Through the experiment,the optimum temperature is 97℃,the concentration of foaming agent is 0.5 %,the gas liquid ratio 2:1,the injection rate is 0.5 mL/min, and the injection rate is the optimum injection parameters.

Key words：nitrogen foam；foaming agent；concentration；gas/liquid ratio

作者简介：潘婷，女（1991-），在读硕士，研究方向为石油与天然气工程，邮箱：2715881519@qq.com。

*收稿日期：2016-01-04

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.03.035

中图分类号：TE357.45

文献标识码：A

文章编号：1673-5285（2016）03-0133-04