游晓伟 宫汝祥

(中海油田服务股份有限公司，天津 300459)

渤海稠油地质储量丰富。截至2014年底，共发现稠油三级储量23.18×108t，是渤海油田的主要非常规油气藏[1-2]。其中，原油黏度在350～10 000 mPa·s的稠油地质储量5.08×108t。目前采用常规注水开发，由于原油黏度高，采油速度低，预测其采收率低[3-4]。自2008年以来，水平井多元热流体吞吐技术在渤海南堡35-2稠油油田共实施22井次，取得了较好的开发效果。但是随着吞吐轮次的增加，后期发生了气窜现象，严重影响了油田的正常生产[5-6]。气窜的主要原因是多元热流体体系中气液比较高引起的(地面气液比300 ∶1)。由于海上平台空间小，注入设备无法控制气液比，因此需要找到一种有效控制气窜的方法。高温泡沫体系具有“遇油消泡、遇水稳定”和“堵大不堵小”的特性，在含油饱和度较低的高渗部位泡沫稳定性好，气相视黏度高，具有较高的渗流阻力，能够抑制气窜的发生，改善注入剖面，提高开发效果。另外，泡沫剂本身就是一种表面活性剂，在一定程度上降低了油水界面张力，从而提高驱油效率[7-9]。本次通过室内实验和数值模拟研究高温泡沫防气窜的可行性及提高采收率的机理，研究成果对现场多元热流体吞吐气窜的治理具有重要意义。

1 高温泡沫体系驱油实验分析

泡沫是一种动态稳定的体系。泡沫剂的优劣是决定泡沫性能及驱油效率的关键。通过室内实验对不同泡沫体系的静态性能、阻力因子、双管驱油效果进行评价，筛选出了适用于南堡35-2油田的高温泡沫剂体系。在此基础上通过双管驱油实验研究泡沫体系封堵性能。实验设计了双管非均质模型，2根岩心管的非均质系数为3，实验温度为150 ℃，水驱驱替速度为3 L/min，采用N2驱驱替速度为0.163 L/min，采用CO2驱驱替速度为0.031 L/min。双岩心驱替模型参数如表1所示。高、低渗管驱替效率曲线如图1所示。从双管驱替实验结果可以看出，极差为3时，低渗管驱油效率为50%左右，高渗管驱油效率达60%。

表1 双岩心驱替模型参数

图1 高、低渗管驱替效率曲线

2 数值模拟表征模型的建立

2.1 一维模型建立

泡沫辅助多元热流体吞吐涉及多个不同的物理化学现象，驱油机理比较复杂。CMG数值模拟软件的STARS模块不仅能够计算复杂的热采提高的采收率，而且能够通过多组分的化学反应，描述泡沫封堵和驱油机理。在CMG软件STARS模块中，表征泡沫作用机理的模型主要有2种，分别为阻力因子模型和化学反应模型。本次研究采用化学反应模型进行机理表征。化学反应模型通过不同组分间的化学反应来描述泡沫的生成、破灭机理。在组分模型中，泡沫被看成是一种高黏液膜组分与气体组分的混合物，并且液膜的生成和破灭是通过化学反应来描述的，同时模型可以设置泡沫的吸附作用参数。

根据泡沫辅助多元热流体驱油双管实验条件(见表1)，建立相应的数值模拟模型，模型长 30 cm，厚2.5 cm。

数值模拟动态过程与室内实验一致，在饱和油模型中首先进行多元热流体驱，在驱替4.0倍孔隙体积后，伴注起泡剂驱替。

2.2 三维模型建立

实际地质模型的不可控影响因素较多，会对泡沫驱封堵机理研究产生干扰。基于南堡35-2油田南区平均油藏参数，建立了水平井三维数值模拟概念模型(见图2)。模型的平面尺寸为1 400 m×760 m，垂向上共有4小层，每小层的有效厚度为2.5 m，模型顶深为900 m，平均渗透率为 4 000×10-3μm2，孔隙度为0.36。共有5口水平井进行吞吐生产，每口水平井的水平段长度均为 200 m。生产制度设置为：中心井注入多元热流体后，生产 60 d，周围4口邻井开始多元热流体吞吐，再生产 90 d后中心井开始第2轮吞吐，并与泡沫辅助多元热流体效果进行对比。中心井第2周期热水注入速度为140 m3/d，空气注入速度为55 000 m3/d，注入温度为240 ℃，注入时间为30 d，产液速度为100 m3/d。

图2 三维数值模拟概念模型

3 开发效果及机理分析

3.1 开发效果分析

注泡沫和未注泡沫的生产方式均以中心井注入多元热流体生产60 d后，邻井开始吞吐，然后再生产90 d后中心井开始第2轮吞吐。为获得泡沫辅助多元热流体吞吐开发的效果，分别对比了中心井第2轮吞吐开始时，多元热流体吞吐和泡沫辅助多元热流体吞吐2种开发方式下，焖井结束后开井生产1 a，中心井日产油和累产油曲线(见图3)。

图3 不同开发方式的生产预测曲线

通过对比分析可以看出：生产1 a后，多元热流体中心井累计产油23 650 m3，泡沫辅助多元热流体中心井累计产油24 966 m3，泡沫辅助多元热流体累增油1 316 m3。由开发效果来看，泡沫辅助多元热流体技术优于多元热流体技术，可以起到提高采收率的作用，所以泡沫辅助多元热流体技术具有一定的可行性。

3.2 提高采收率机理分析

为了分析泡沫辅助多元热流体技术提高采收率机理，分别对比了注泡沫和不注泡沫条件下多元热流体技术的含气饱和度、压力以及温度分布，泡沫辅助多元热流体吞吐提高采收率的机理主要有3方面。

(1) 抑制气体窜流机理。通过对比焖井结束时注泡沫和未注泡沫条件下注入井近井地带含气饱和度场分布(见图4)，可以看出：未注泡沫条件下，注入井气体波及面积大，气体沿地层突进，近井地带含气饱和度约为0.24；注泡沫条件下，注入井近井地带含气饱和度约为0.32，相对较高，气体波及半径小，这说明高温泡沫能够降低气体的流度，抑制注入气体的窜流。

图4 焖井结束时含气饱和度分布

(2) 减少热损失机理。通过对比焖井结束时注泡沫和未注泡沫条件下注入井近井地带温度场分布(见图5)，可以看出：未注泡沫条件下，气体向油藏深部扩散，引起热量损失，注入井近井地带温度较低约为200 ℃；注泡沫条件下，注入井近井地带温度约为230 ℃。这主要是因为注泡沫后注入流体波及半径小，降低了注入流体流向地层深部的热损失。

图5 焖井结束时温度分布

(3) 保持地层能量机理。通过对比焖井结束和生产1个月后注泡沫和未注泡沫条件下注入井近井地带压力场分布(见图6、图7)，可以看出：未注泡沫焖井结束时和生产1个月后，注入井压力波及面积大，但是近井地带注入压力低；注泡沫焖井结束时和生产1个月后，注入井近井地带注入压力高，这是因为注入泡沫后，增加了气相黏度、降低了吞吐井回采气率，使得地层能量增加的有效期更长所致。

图6 焖井结束时压力分布

4 现场应用效果分析

现场以临井产气量监测结果作为是否发生气窜的依据。未发生气窜时，通过色谱分析仪得到临井产出气大部分为CH4(体积分数约为85%～90%)和少量的N2(体积分数约为10%～15%)；若发生气窜，产出气中N2含量会大幅度增加。根据现场经验，当N2体积分数高于50%时则认定发生气窜。

以渤海南堡35-2油田B31H井为例探讨该技术的适应性。B31H井在第1轮次吞吐注热时，相距220 m的临井B30H发生气窜(监测N2体积分数约为62%)。第2轮次吞吐采用高温泡沫辅助多元热流体技术，利用数值模拟技术，通过正交试验优化B31H井最佳注入参数为：多元热流体注热量3 500 t，起泡剂用量为5 t，起泡剂注入方式为段塞注入，起泡剂段塞个数为3个，起泡剂质量分数为1%时效果最佳。现场按照此方式注入高温泡沫和多元热流体，在注入泡沫段塞过程中，注入压力增加约 2 MPa，临井B30H监测到N2的体积分数约为13%(见表2)，说明B31H井没有发生气窜，表明泡沫辅助多元热流体技术可以在一定程度上解决气窜问题。

表2 监测井B30H气体检测结果

5 结 语

(1) 通过物理模拟和数值模拟分析可以看出：

泡沫辅助多元热流体技术可进一步提高多元热流体多轮次吞吐开发效果，其提高采收率的机理有抑制注入气体窜流，减少注入热损失和保持注入井近井地带地层能量3个方面。

(2) 现场应用表明：高温泡沫辅助多元热流体技术在一定油藏条件下能解决多元热流体多轮次吞吐气窜问题，进一步提高多元热流体多轮次吞吐后期的开发效果，具有较好的应用前景。