氮气泡沫热水驱提高稠油采收率技术研究(阅)

　[收稿日期]20050223

　[作者简介]吕广忠(1974),男,1997年大学毕业,副教授,博士,现主要从事油田开发研究和软件研制等工作。

氮气泡沫热水驱提高稠油采收率技术研究

吕广忠　

(胜利油田有限公司地质科学研究院,山东东营257015) 张建乔　(中国石油大学(华东)机电工程学院,山东东营257061)

[摘要]氮气泡沫热水驱是一种新的提高稠油采收率的方法。从室内实验和现场应用两个方面进行研究。

在室内实验研究的基础上,提出了氮气泡沫热水驱提高稠油采收率的主要机理。同时,氮气泡沫热水驱

和热水驱的对比试验显示,氮气泡沫热水驱不仅可以提高采收率,而且还可以提高采油速度。矿场应用

的数值模拟结果显示氮气泡沫热水驱能较大幅度降低油田含水,提高稠油油田的采收率。

[关键词]泡沫;热水驱;稠油;采收率

[中图分类号]TE35714[文献标识码]A [文章编号]10009752(2005)02038702

氮气泡沫热水驱开采稠油是利用氮气驱、泡沫驱和热水驱的优点而提出的一种复合驱油新方法。利用热水驱增加地层能量,降低原油粘度,改善水油流度比;利用泡沫的调剖作用使热水转向渗透率较小的、波及程度较低的区域,提高波及体积,同时改善热水和氮气的突破问题,另外,起泡剂本身就是一种表面活性剂,可提高洗油效率;氮气一方面起到维持地层压力的作用,另一方面为产生泡沫提供必要的气体。为此,笔者通过室内研究对该技术进行探讨。

1　室内试验研究

室内试验主要研究泡沫的驱油效果。利用物理模拟技术研究非均质油藏热水驱过程中出现指进和窜

流时,通过添加所选用的泡沫剂能否使热水发生转向,改善热水驱波及体积,提高原油采收率[1～5]。

表1　试验用岩心参数序号岩心号长度/mm 直径/mm 孔隙度/%水相渗透率/μm 2

115003037185162500303111111123500303619515945003031171102 1)试验装置　I D 管式模型装置,岩心长

50c m ,直径310c m ,岩心砂用石英砂,渗透率为516μm 2,双管水平放置于恒温烘箱内。2)岩心处理　岩心使用的为石英砂,为了模

拟油层的非均质性,将处理过的石英砂按不同粒径分为2种级别,然后制作成渗透率为高、低2个级别的岩心。试验用岩心参数见表1。

3)试验结果与分析　双管岩心提高采收率试验在85℃条件下进行,试验2次,结果见表2。

表2　双管岩心驱替试验结果(85℃)

驱替方式

岩 心含油饱和度/%剩余油饱和度/%驱油效率/%采收率/%纯热水驱

2(低渗透)68135819131832161(高渗透)381743134热水+N 2泡沫驱4(低渗透)

6818281758136318

3(高渗透)20186918由表2可见,氮气泡沫热水驱可以有效地使热水发生一定程度地转向,较大幅度提高低渗透率岩心的驱油效率(提高了4415%),降低低渗透率岩心的剩余油饱和度(降低了3012%);不仅改善了低渗透率岩心的驱替效果,还改善了高渗透率岩心的驱替效果(提高了1115%),降低了剩余油饱和度(降・

783・石油天然气学报(江汉石油学院学报)　2005年4月　

第27卷　第2期Journa l of O il and Ga s Technology (J 1JP I )　Ap r 12005　Vol 127　No 1

2

低1719%)。

2　氮气泡沫热水驱提高稠油采收率机理1)扩大油层加热带　泡沫具有“堵大不堵小”的功能,即优先进入高渗透大孔道,从而防止了热水的突进。因此,注热水的同时注入氮气泡沫,可扩大热水加热半径,增加热水的波及体积。

2)堵水不堵油　泡沫具有“遇油消泡、遇水稳定”的性能,消泡后其粘度降低,不消泡时其粘度不降,从而起到“堵水不堵油”作用,提高了驱油效率。

3)提高洗油效率　起泡剂本身是一种活性很强的阴离子型表面活性剂,能较大幅度降低油水界面张力,改善岩石表面润湿性,使原来呈束缚状的油通过油水乳化、液膜置换等方式成为可流动的油。

4)增加弹性能量　氮气的压缩系数(01291)是CO 2的3倍,也比烟道气的压缩系数大,较大的膨胀性有利于驱油。氮气的地层体积系数随着压力的增加而均匀地下降。在相同的温度条件下,氮气的体积系数要比CO 2和烟道气的体积系数大;注入相同体积的气体,氮气可驱替更多的油气,因而注氮气比较优越。

5)稀释降粘　在高压下,部分氮气可溶于油中,使稠油变稀,随压力的增加,油中溶解气量增大,粘度降低,并且原油越稠,氮气降粘效果越明显。

3　油田应用

以渤2127215井区为例进行了氮气泡沫热水驱先导试验。渤2127215井区位于渤21断块的西南部,

含油面积0172km 3,平均有效厚度15m ,地质储量20815×104t,采出程度21179%,原油粘度为1800～

2700mPa ・s 。

试验区包括2排老水井,1排老油井,4排热采井。有总井49口,其中老注水井8口,观察井1口,采油井40口(老采油井14口,热采井26口),井距100～150m ,排距150m 。试验区经历了天然能量开发、常规水驱、蒸汽吞吐3个开发阶段。至2001年12月,日产液43313t,日产油10614t,含水7514%,采出程度21179%。

通过对起泡剂的起泡特性和驱油试验研究,最终确定采用气液比为2∶1、起泡剂浓度为013%的方案进行现场施工。

为验证氮气泡沫热水驱的开发效果,利用数值模拟技术预测注氮气泡沫热水驱的开发效果。

根据国内外相关文献并结合油藏数值模拟优选了最佳热水温度(98℃),在该温度下从5种起泡剂注入量(210,280,350,420,490t )中优选了最佳注入量(350t );基于最优注入温度和最佳注入量对连续注入方式、热水泡沫交替注入2种注入方式进行优化,最终确定采用热水泡沫交替注入方式。

结果表明,随着热水泡沫注入量的增加,试验区开发形势逐渐变好,含水率大幅度下降,第2年产油量达到峰值235116t/d,以后产油量逐渐减少,第8年产油量达到105181t/d 。预测热水泡沫驱先导试验区8年累积注水481×104t,累积产油39194×104

t 。

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(2):179～1851[编辑]　苏开科

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