鄂尔多斯盆地致密油藏氮气泡沫吞吐开采潜力研究

2022-04-08王迪东欧阳华劲栾贝贝焦卫华

能源与环保 2022年2期

王迪东，欧阳华劲，栾贝贝，焦卫华，冯杰

(1.延长油田股份有限公司开发部，陕西延安 716000； 2.延长油田股份有限公司定边采油厂，陕西榆林 718600)

鄂尔多斯盆地储层致密，有效厚度低，单层分布广。油气田开发过程中，单井产量低，含水量高，无法快速、有效地补充能量，在开采时难度较大。氮气是不可压缩的气体，尽管其溶解度较低，但能在地层中形成微泡，在注入后油气水形成乳状液，降低原油黏度，提高驱油效率。同时，加入表面活性剂可降低油水界面张力，进一步提高驱油效率，向水驱中加入氮后，氮气优先占据多孔介质中的油道，使原来受束缚的原油变为可动油，从而降低了剩余油饱和度。氮气泡沫还具有堵漏调剖功能，可提高波及效率，剩余油饱和度较高、岩心孔隙中较易发生稳定的泡沫流。泡沫塑料的形成增大了渗透阻力，导致注入压力增大、注入生产压力增大，迫使注入流体进入物性差、排量低的储层。相对于CO2和天然气，氮气无腐蚀、资源丰富、适应性强。泡沫剂作为提高油藏采收率的流度控制剂，国内外进行了大量的室内和室外试验，并对油藏岩石中的吸附剂类型、起泡性质、热稳定性和降解性等进行了研究。由于化学药剂成本的降低和制氮机设备的改进，泡沫剂在石油工业中的应用日益广泛，但泡沫驱在稠油油藏蒸汽吞吐后期的应用还不多见，还不能为相关领域提供一定的帮助。为此，对氮气泡沫吞吐开采方法开采潜力研究，以期为实际开采提供帮助。

1 开采机理

1.1 泡沫剂最大吸附量计算

泡沫剂为表面活性剂[1]，泡沫剂和泡沫的主要物性包含岩石表面吸附性和泡沫阻力因子大小[2]，将泡沫剂在岩石表面最大吸附量计算公式表示为：

Zy=a+b/T

(1)

式中，Zy为氮气泡沫的最大吸附量；a、b分别为常数；T为温度。

将起泡剂的热降解参数[3]表示为：

(2)

式中，kth为热降解速度常数，φ为活化能参数，Sn为起泡剂质量百分比浓度参数，ρu为参考温度参数，Cs为气泡生成速度常数，M为气相真实速度参数。

基于上述计算能够测定泡沫发泡体积，以对含油饱和度生成聚并的影响进行分析。

1.2 化学剂注入浓度确定

化学剂浓度在开采中也是非常重要的，化学剂在油层中能否发挥所期望的作用取决于化学剂的浓度[4]，直接影响到生产效果。在连续注入化学剂时[5]，优选化学剂的浓度值，在分析对比时，将净产油概念[6]应用到其中，将计算公式表示为：

Q=x-(q*i+s*w)

(3)

式中，x为累积产油量；q为化学剂的用量；i为化学剂的价格；s为氮气量；w为氮气的价格。

不同化学剂浓度下累积产油[7]与净产油的变化曲线如图1所示。基于图1可知，在化学剂浓度增加后，累计产油量也随之增加，但是化学剂注入量[8]的增加，净产油会逐渐减少，为此化学剂浓度最优值选择为0.5%。

图1 化学剂浓度与产油量关系曲线Fig.1 Relationship curve between chemicalconcentration and oil production

1.3 化学剂注入方式选择

氮气泡沫的封堵作用不是永久性的，为此需要不断补充起泡剂。采用段塞注入方式[9]，以节省化学剂用量、降低开采成本，考虑形成泡沫的稳定性，采用小段塞方式添加化学剂[10]。

2 氮气泡沫吞吐开采参数设置

2.1 注入气液比

在实际吞吐开发时，氮气泡沫的气液比非常重要，为选择最佳气液比[11]，设置1∶1、2∶1、3∶1、4∶1、5∶1的气液比，进行吞吐，吞吐一个周期。每个周期内采用的注、焖、采的时间都相同，其中氮气泡沫注射为15 d，焖井为5 d，开发90 d，在吞吐结束后，对比不同气液比的结果，吞吐过程中不同气液比对累计产油量的影响结果如图2所示：

图2 不同气液比对累积产油量的影响Fig.2 Effect of different gas-liquid ratioon cumulative oil production

基于上述模拟结果可知，在气液比为4∶1时，累积产油量是几个气液比中产油量最大的，为此将氮气泡沫气液比设置为4∶1。

2.2 注氮气泡沫时间

为确定最优的注氮气泡沫时间[12]，在一个吞吐周期内保持满井时间、起泡剂浓度等参数不变。对氮气泡沫时间改变，分别设置为5、10、15、20、25、30 d，在吞吐结束后，不同注氮气泡沫时间下的累计产油量对比如图3所示。

图3 不同注氮气泡沫时间对累计产油量的影响Fig.3 Effect of different nitrogen injection time on cumulative oil production

基于上述结果可知，在注氮气泡沫小于15 d时，随着注入泡沫时间的增加，累积产油量变化幅度较小。原因是注入时间长的情况下，注入的泡沫量也越多，从而增加地层中的含水量，对产油量产生影响。但是当注入的氮气泡沫超过15 d后，累积的产油量也有所下降，原因可能是，泡沫量注入过多，地层还具有吸附作用，残留的泡沫对地层裂缝以及孔隙产生了封堵作用，降低了地下流体的流动能力，从而对产油速率造成了影响。

基于上述分析，将注入氮气泡沫的时间确定为15 d。

2.3 焖井时间

在此部分确定焖井时间[13]，分别设置为5、10、15、20、25、30 d，在吞吐结束后，分析不同焖井时间对产油量的影响，如图4所示。

图4 不同焖井时间下对产油量的影响Fig.4 Effect of different soaking time on oil production

分析焖井时间对产油量的影响可知，焖井时间为5 d时，产油量最高。考虑到经济效益，将焖井时间设置为5 d。

2.4 吞吐轮次

在吞吐轮次确定上，保证气液比为1∶1，每个轮次的注、采、焖的时间都相同[14]，在吞吐结束后，不同吞吐轮次的累积产油量对比结果如图5所示。由图5可知，前2个吞吐轮次为10次时，累积增油量出现上升，吞吐轮次超过10次后，累积增油量再次出现递减趋势，故10轮次左右为宜。

图5 不同吞吐轮次的累积产油量变化Fig.5 Change of cumulative oil production indifferent huff and puff rounds

2.5 起泡剂浓度

起泡剂浓度也会对原油增产造成一定的影响，为了使氮气泡沫吞吐方法具有更高的开采潜力，对起泡剂浓度选择[15]。分别在0.1%、0.2%、0.3%、0.4%、0.5%的浓度下模拟，吞吐一个周期，不同起泡剂浓度下累积产油量变化结果如图6所示。

图6 不同起泡剂浓度下的累积产油量变化情况Fig.6 Changes of cumulative oil production under different foaming agent concentrations

基于上述结果可知，当起泡剂浓度超过0.3%时，累积产油量增幅变小，出于成本问题的考虑，将起泡剂浓度选择为0.3%。通过上述分析，设置如下参数。气液比4∶1；注氮气泡沫时间15；焖井时间为5；吞吐轮次10；产液速率60 m3/d；起泡剂浓度0.3%。基于上述参数完成氮气泡沫开采参数的确定，为验证其开采潜力，后续将作进一步的分析。

3 实验概况

基于上述过程对氮气泡沫吞吐开采参数进行了设置[16-20]，为验证该方法的开采潜力，将该开采方法与蒸汽方法对比。现场应用图如图7所示。

图7 现场应用Fig.7 Field application diagram

3.1 双管岩心模拟实验

为验证氮气泡沫在致密油藏中的调剖能力，在高温岩心试验模型上进行驱替实验。其中一组试验注入蒸汽，另一组注入上述研究后的氮气泡沫体系，对比结果如图8所示。

图8 采油率对比Fig.8 Comparison of oil recovery rate

上述为氮气泡沫吞吐开采方法与注入蒸汽方法的对比结果，分析2个方法的采油率可知，通过氮气泡沫吞吐开采方法开采后的采油率明显高于注入蒸汽方法开采后的采油率。2种开采方法的驱油效率对比结果如图9所示。

图9 驱油效率对比Fig.9 Comparison of oil displacement efficiency

由图9可知，注入蒸汽的开采方式的驱油效率明显低于氮气泡沫吞吐开采方法的驱油效率。

2种开采方法开采后的含油饱和度对比结果如图10所示。

图10 含油饱和度对比Fig.10 Oil saturation comparison

基于上述结果可知，氮气泡沫吞吐开采方法开采后的含油饱和度高。氮气泡沫调剖效果好，不仅改善了高渗透率岩心的驱替效果，还提高了驱油效率与含油饱和度。

3.2 矿场实验

在现场实验过程中，选择周期产油量下降幅度大、含水率低于95%的油井，分别对比采用注入蒸汽方式和氮气泡沫方式下增油量，对比结果如图11所示。

图11 增油量对比Fig.11 Comparison of oil increase

基于图11可知，氮气泡沫吞吐开采潜力较强，较注入蒸汽方式开采下的增油量多。

3.3 地层压力变化曲线对比

两种开采方法开采中底层压力变化曲线对比结果如图12所示。基于图12可知，氮气泡沫吞吐开采方法开采时地层平均压力有所下降，但是较注入蒸汽下降慢。原因是在氮气泡沫注入后，其中的表面活性剂能够降低油水界面的张力，使底层油更容易开采出来。同时，由于实际地下裂缝情况更为复杂，气窜问题更加严重，为此在实际的开发过程中，氮气泡沫较注入蒸汽更具有优势。而注入蒸汽后，底层压力变化较大，下降趋势明显，开采效果较氮气泡沫开采效果差。