塔河油田碎屑岩油藏氮气泡沫吞吐提高采收率可行性研究_陈叔阳

第43卷第4期 辽 宁 化 工 Vol.43，No. 4 2014年4月 Liaoning Chemical Industry April，2014

塔河油田碎屑岩油藏氮气泡沫吞吐

提高采收率可行性研究

陈叔阳1，郭秀东2，何 龙3，邵光玉1

（1. 中石化西北油田分公司勘探开发研究院油开二所， 新疆 乌鲁木齐 830011；

2. 中石化西北油田分公司采油气工程管理处， 新疆 乌鲁木齐 830011；

3. 中石化西北油田分公司工程技术研究院采油工艺研究院， 新疆 乌鲁木齐 8300111）

摘 要：针对塔河油田1、9区为代表的碎屑岩油藏开发难题，开展系统调研论证，明确碎屑岩油藏先由单井吞吐储备技术基础，逐渐放大规模，进行井间气驱的发展思路，开展氮气泡沫吞吐。氮气密度低、不混相，擅长处理垂向矛盾；泡沫能提高吞吐效果。通过国内外文献调研及油田现场调研，对塔河油田1、9区碎屑岩油藏氮气泡沫吞吐进行了适应性研究分析。 关 键 词：氮气泡沫吞吐；超覆置换；垂向矛盾；剩余油

中图分类号：TE 357 文献标识码： A 文章编号： 1004-0935（2014）04-0391-04

塔河油田1、9区产量贡献大，油田碎屑岩油气藏日产油量2 324 t/d，1、9区碎屑岩油藏产量735 t/d，占分公司碎屑岩产量的31.62%，是分公司碎屑岩主要产量贡献区块。分公司碎屑岩高含水（80%以上）油井数131口，1、9区高含水油井为54口，占碎屑岩油藏高含水油井的比例高达41.22%，是碎屑岩主要治理对象。1、9区开发矛盾突出，主要是垂向矛盾，受水平段储层非均质性的影响，底水沿高渗段快速突破，导致高含水低产，造成高部位剩余油动用程度低；平面矛盾，底水水驱波及范围不均匀，造成平面剩余油较丰富。通过国内外文献调研及油田现场调研，对塔河油田1、9区碎屑岩油藏氮气泡沫驱进行了适应性研究分析。

注气吞吐主要问题是平面上易沿潜力较小的高渗通道窜进，垂向上易向构造低部位逸散，导致注气低效波及，降低措施效果。对策是泡沫化控制流

[6-8]

动剖面。

1.2 泡沫可以显著提高注气吞吐措施效果

与单纯注气相比泡沫具有3大流动特性，特性1“驱油不驱水”：微观流动实验表明泡沫在水中不断破坏重生，通过贾敏效应产生调剖作用，在油中起泡剂趋向于运移至油水界面导致泡沫破坏，释放出驱油气体与起泡剂（图1微观机理图）。

[9-14]

1 氮气泡沫吞吐的技术概况

1.1 技术优势

边底水油藏开发过程中由于边底水侵入导致垂向矛盾与平面矛盾。垂向矛盾：侵入边底水的水体能量压制高部位潜力，尤其是直井上部和水平井轨迹上部未射开段。平面矛盾：由于渗透率和油水流

[1-2]

度差异，水侵导致的平面死油、死通道。

氮气吞吐治理垂向矛盾的主要机理是气体补充

[3]

近井能量，压迫水锥下行。低密度超覆置换高部位潜力。治理平面矛盾的主要机理是气体流度大波及启动死油、死孔隙。如达到混相压力，可与原油混相后通过降粘、膨胀、低界张驱替等机理实现高

[4-5]

效驱替。

图1 泡沫水中稳定-油中破坏微观驱替图像

驱替实验表明高含水饱和度时流动阻力大，高含油饱和度时阻力显著降低，比水的阻力更低（图2）。

特性2“调大不调小”：泡沫在高渗大孔道流动时具有更强的贾敏效应对高渗大孔道的调剖能力显著高于低渗小孔道（图3）。

特性3“活性剂洗油”：起泡剂具有界面活性，

-1-1

可将油水界面张力由几十个mN·m降低到10～

收稿日期：2013-09-16 作者简介：陈叔阳（1976-），男，工程师，硕士，新疆伊犁人，2007年毕业于中国石油大学（北京），研究方向：油气藏开发。

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10mN·m，具有洗油能力。在上述特性作用下，氮气泡沫提高采收率能力显著高于氮气（表1）。

表1 氮气泡沫与氮气提高采收率能力对比

注入方式 原始含油饱和度,% 注入倍数（PV） 驱油效率增幅,% 残余油饱和度,% 总驱油效率,% 注入方式

水驱 81.55 3.64 / 40.09 50.84 水驱

氮气驱 88.55 3.11 24.25 36.86 58.31 氮气驱

-3-1

沫吞吐适应性分析

2.1 油藏适应性分析

2.1.1 1、9区两大开发矛盾治理潜力大

采出程度低：1区采出程度26.01%，9区采出程度18.95%。治理时机有利：调研显示过晚实施，油井完全被底水突破造成措施无效，东部油田治理井平均含水92%以上实施，而塔河1、9区油藏综合含水分别为79.6%、84.3%左右，措施潜力更明确。 2.1.2 1、9区油藏条件满足氮气吞吐要求

符合氮气吞吐理论筛选要求，与文献调研的有

效油藏具有明显相似性。

图2 不同含油饱和度下泡沫阻力因子（相对于水）变化

2 塔河油田1、9区碎屑岩油藏氮气泡

项目 油品性质 组成 储层类型 有效厚度 孔隙度 渗透率 深度/m 温度

N2或烟道气理论标准 相对密度

轻烃含量高 无裂缝的砂岩和碳酸盐岩 相对薄(除非构造陡)

无限制 >1 828 m 无临界值

3

图3 不同渗透率下泡沫阻力因子（相对于水）变化

表2 1、9区油藏条件与理论标准对比

1区油藏特征 地层密度0.759 3 g/cm

轻烃含量高

底水、低幅断背斜、中孔、高渗砂岩油藏

6.5～10.2 20.40% 618.2 mD 4 580.5 110 ℃

3

9区油藏特征 地层密度0.757 6 g/cm

轻烃含量高

底水、低幅断背斜、中孔、中-高渗砂岩油藏

3.7～11.37 20.8 733.3 mD 4 608 110 ℃

3

2.2 技术适应性分析 2.2.1 泡沫体系积累

泡沫耐温抗盐性能明显突破：目前中原油田实

4

现了高温（≥100 ℃）、高盐（≥25×10mg/L）的稳定泡沫体系配方研究，该体系对强水淹层具有较强的封堵作用，满足深部调驱工艺技术要求。西南石油大学也对耐高温，高盐的泡沫体系也进行过研究，筛选出的起泡剂能在高温（120 ℃），高盐（20

4

×10mg/L），高压（15 MPa）条件下产生稳定的泡沫体系。在常规泡沫基础上通过添加纳米颗粒、聚合物及交联剂等可形成稳定性更强、调剖能力更强的强化泡沫。

2.2.2 设备气源积累

（1）采用成本低廉的制氮车

直接利用塔河油田相对成熟的注氮技术。1、9区条件氮气难以混相，油藏条件密度低（0.3 g/mL），擅长治理垂向矛盾。

（2）设备

耐压70 MPa，气密封，注气机抽一体化井口、管柱。高性能氮气车组：变压吸附制氮车、70 MPa撬装压缩机。

2.2.3 典型井经济预测

3

文献调研显示地下体积氮气换油量1.28 t/m，

33

预计注起泡液1 000 m、氮气3 000 m（地下），增

第43卷第4期 陈叔阳，等：塔河油田碎屑岩油藏氮气泡沫吞吐提高采收率可行性研究 393

油按2 500 t计算，投入产出比1∶1.84。

表3 各类气体性质对比表

类型 空气 CO2 N2 烃气

总体特点 成本低 风险大

混相能力强擅长平面矛盾 置换能力强擅长垂向矛盾 混相能力强擅长平面矛盾

压缩性 大 易液化 大 易液化

膨胀性 高 低 高 低

混相 非混相 混相26～27 MPa 非混相>50 MPa 混相近混相

腐蚀性 强 强 无 无

其它 易燃爆 固相沉积 无 易燃爆

表4 试验井费用测算

序号 1 2

项目 药剂费用

段塞性质

段塞用 药剂用 单价/ 总价/

3

量/m 量/t 万元 万元

10 / /

/ /

2 / 40 10

3 000 / / /

0.064 192

10 40 10

备注

起泡段塞 1 000 氮气

20 1%起泡剂清水

地下体积

/ / /

3 泵注费 4 施工费用 修井费 5 封隔器 6

合计

药剂212万元，施工60万元，总额272万元，

增油2 000元/t，产出500万元。

区块 QHD32-6 辽河油田 火烧山 太平油田 中原油田 江苏油田 其他 合计

岩性 砂岩 砂岩 砂岩 砂岩 砂岩 砂岩 — —

类型 底水 边底水 边底水 边底水 边底水 底水 — —

孔隙度,% 25～45 29.7 9.6 30 20.9 20.1 — —

渗透率/mD 1 000～4 000

1.065 5.15 1 600～3 640

151.7 144.4 — —

2.3 国内外应用现状

总结分析国内外Oseberg油田、Siggin 油田、Yates油田、胜利、大庆、南海及渤海等20个区块43井次氮气泡沫吞吐井例形成以下几点认识。

（1）适用油藏：与塔河1、9区相似 明显见效油藏：边底水油藏，孔隙度9%～45%，渗透率0.1～2 000 mD，厚度8～36 m。统计单位地

33

下体积换油量接近1.28 t/m（53 119 t:41 202 m）。。

[15-19]

表5 应用明显见效油藏简况

厚度/m 33.4 16-36 8 18 16.8 12 — —

密度/（g·cm）粘度/mPa·s 氮气地下体积/m

0.943 0.96 0.88 0.98 0.764 0.792 — —

229 稠油 5 400 4 000 稀油 稀油 — —

2 880 19 320 0.9 16 20 2 250 16 715 41 202

-3

3

增油/t 3 500 21 400 1 209 2 220 1 897 1 357 9 619 53 119

（2）单井特征：构造高部位相对封闭

同等工艺条件下构造高部位，相对封闭的油井氮气泡沫吞吐效果更好。以胜利油田S3P1、S1P1

井为例，S3P1位于局部构造高部位，断层遮挡，S1P1位于相邻区块构造斜坡。

表6 构造位置影响对比典型井例

井名 S3P1 S1P1

储层位 沙二91 沙一32

厚度/m 74 75

构造位置 高部位 不处于构造高部位

断层遮挡明显 不明显

渗透率/μm0.6192 2.008

2

段塞设计

地下氮气600方+发泡液30方 地下氮气600方+发泡液20方

单位体积换油量/（t·m）

1.25 0

-3

（3）作业时机：在含水完全突破前尽早实施 调研累计43个井例，明显见效井例38口，平均含水92.0%。无效井例5口平均含水97.9%。作业时机应在水完全突破，形成连续通道前。以胜利

油田桩113-19井和桩17-4为例，同区块同批次、油藏地质和工艺条件相似，含水98.8%的桩17-4井完全无效。

表7 同一区块不同时机效果对比典型井例

井名 桩113-19 桩17-4

氮气地下体积/m

1 600 1 400

3

泡沫/t 5 4.5

泵压/MPa 16～17 15～16

措施前

日液/t 15.6 362

日油/t 1.6 4.3

含水,%90 98.8

日液/t 26.3 127.8

措施后 日油/t 9.3 3.8

含水,% 64.6 97

累增油/t 2 220 无效

（4）实施模式：地下发泡、小剂量多段塞、措

施前后生产稳定。

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受制于注入压力和注入设备，现阶段以地下发泡为主，43个井例中40个井例地下发泡，有效率92.5%，3个井例地面发泡，有效率66.7%，由于地面发泡井例较少，未发现发泡方式与效果之间的必然联系。

3

注氮排量500～600 m/h，地下气液比2∶1～6∶1，采用小剂量多段塞组合，通常采用强-弱-强模式：强化泡沫-高-低浓度泡沫-强化或高浓度泡

33

沫。典型的段塞：（50～200 m泡沫液+200～300 m地下体积氮气）×n。施工后焖井2～5 d。措施前后应生产稳定，井例中30口井（69.8%井）放大压差方能维持产量稳定。

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3 总结分析

（1）1、9区是分公司碎屑岩提高采收率主战

场，表现出明显的垂向与平面矛盾，氮气泡沫吞吐措施潜力巨大。

（2）1、9区油藏条件满足氮气泡沫吞吐筛选理论标准，并与文献调研的有效油藏具有显著相似性。

（3）高温高盐泡沫体系、注气机抽井口与管柱、高性能氮气车组等配套工艺较为成熟，满足先导试验要求。

（4）经济性预测表明该技术具有良好的投入/产出比。

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Feasibility Study on Enhancing Oil Recovery of Clastic Rock Reservoirs

in Tahe Oilfield by Nitrogen Foam Huff and Puff Technology

CHEN Shu-yang 1, GUO Xiu-dong 2, HE Long3, SHAO Guang-yu1

（1. Sinopec Northwest Oil Filed Company Oil Exploration and Production Research Institute No.2 Branch , Xinjiang Urumqi

830011, China;

2. Sinopec Northwest Oil Filed Company Oil and Gas Recovery Project Management , Xinjiang Urumqi 830011, China;

3. Sinopec Northwest Oil Filed Company Engineering and Technology Research Institute Production Technology Branch, Xinjiang

Urumqi 830011, China） Abstract: Aiming at problems in development of clastic rock reservoirs in No.1 and No.9 blocks of Tahe oilfield, systematic research and demonstration were carried out. It’s pointed out that, at first single well stimulation in the clastic rock reservoir should be carried out to reserve technology foundation, then development scale should be gradually enlarged to realize gas flooding between the wells, at last nitrogen foam huff and puff should be carried out. Nitrogen has low density, is not miscible, so it is good at treating vertical contradictions, the foam can improve the stimulation effect. In this paper, through research on correlative literatures and oilfields at home and abroad, adaptability of the nitrogen foam huff and puff technology for clastic rock reservoirs in No.1 and No.9 blocks of Tahe oilfield was studied and analyzed.

Key words: nitrogen foam huff and puff；overlap replacement；vertical conflicts；residual oil