海上中輕質油藏氮氣泡沫微球復合調驅研究與應用

王 龍，陽曉燕，溫慧蕓，吳曉慧，劉美佳

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

調驅是在調剖的基礎上，通過注入驅替劑進一步驅出油層中的原油，以降低油井含水，改善注水開發效果，提高原油采收率[1-5]。調驅技術發展多年，在陸地油田和海上部分油田已經進行了一系列礦場應用，并取得了一定效果[6-9]。泡沫調驅是在水氣交替注入的基礎上加入表面活性劑，生成的泡沫可以有效降低驅替體系的流度，改善驅替相與被驅替相的流度比，泡沫的賈敏效應可以封堵大孔道，同時對油水具有選擇性封堵作用。體系中的表面活性劑可以減小油水界面張力，提高洗油效率[10-11]。微球調驅的作用機理則是遇水膨脹、逐級封堵孔喉，最終實現深度調剖[12-13]。

此前海上SZ油田及QHD油田進行過礦場調驅，但不論是從流體性質還是從井網井型方面看，都與BZ29油田存在較大差異[14-16]。BZ29油田以水平井開發為主，目前綜合含水率67%，動用探明原油地質儲量采出程度14.4%，逐漸進入產量遞減階段。水平井見水后存在優勢滲流通道，油水井治理難度大、治理手段有限。為了封堵高滲通道，擴大水平井注水波及體積，改善水平井開發效果，開展了中輕質油藏氮氣泡沫微球復合調驅技術研究。

1 油田概況

1.1 油藏地質特征

BZ29油田是水平井開發的中高滲、中輕質復雜斷塊油田，位于明下段Ⅲ油組。A砂體是BZ29油田的主力砂體之一，如圖1所示。A砂體平均有效厚度7.2 m，孔隙度32.6%，滲透率1 266×10-3μm2，地下原油粘度16.11 mPa·s。砂體采用2注(C11H、C17H)4采(C12H、C13H、C15H、C16H)水平井進行注水開發，注采井網完善。其中注水井C11H井對應的主要受效油井為C12H和C13H井。

圖1 A砂體含油面積

1.2 目標井組分析

2016年3月，A砂體綜合含水率57.2%，采出程度14.4%。其中注水井C11H日注水量805 m3，注水井C17H日注水量404 m3，對應4口采油井日產液1 117m3，日產油482 m3。其中C12H井日產液597 m3，日產油170 m3，含水率71.5%；C13H井日產液135 m3，日產油64 m3，含水率52.2%。分析油井生產動態，并結合油藏數值模擬結果及砂體屬性分布規律，認為C11H與C12H井間存在明顯注水優勢通道，如圖2所示。為了改善主力砂體注水開發效果，確定對該砂體C11H井實施氮氣泡沫微球復合調驅。

圖2 A砂體數值模擬流場分布

2 方案設計與研究

2.1 調驅整體思路

調驅的整體思路是：①注入微球前置段塞封堵高滲通道；②注入多個泡沫調驅主段塞，實現液流轉向，并根據實施過程中注入情況進行調驅注入參數調整；③調驅結束后恢復注水，擴大水驅平面波及體積。

2.2 微球注入參數設計

為了確保微球能夠有效注入油層、起到良好的封堵效果，根據微球初始粒徑、遇水完全膨脹粒徑及完全膨脹時間等確定注入微球體系。一般原則為微球初始粒徑小于1/7油層孔隙直徑，微球膨脹后粒徑大于1/3油層孔隙直徑。A砂體實際滲透率為1 266×10-3μm2，平均孔隙直徑0.8～10 μm。根據以上原則確定微球體系為核殼球2100(初始尺寸400～800 μm，膨脹尺寸數十微米)。考慮阻力因子與注入微球濃度關系及最大注入壓力限制，確定注入微球濃度為0.2%。

2.3 泡沫體系篩選

前期通過室內物理模擬實驗對起泡劑進行優選，見表1和表2。從表中可以看出，起泡劑HX-SD和HX-Foam-I具有良好的穩定性，泡沫半衰期相對較長，但后者在巖心實驗中沒有起到有效的封堵作用，故選擇起泡劑為HX-SD。同時，隨著起泡劑濃度的增加，泡沫體積和半衰期都逐漸增加，但起泡劑濃度增加到0.5%時，泡沫體積和半衰期趨于穩定。因此，優化起泡劑濃度為0.5%～0.7%，見表3。

表1 不同起泡劑特征參數對比

表2 不同起泡劑阻力因子及殘余阻力因子結果

表3 起泡劑HX-SD濃度優選

2.4 注入參數及方式研究

建立BZ29油田A砂體油藏數值模擬模型，對砂體及單井的含水率、產油量、油層壓力等進行歷史擬合，使模型能夠較好地符合油層的實際情況。歷史擬合曲線與實際生產變化動態非常接近，歷史擬合達到預期目的。在歷史擬合的基礎上，使用CMG化學驅數值模擬軟件對影響泡沫調驅效果的氣液比、段塞體積、注入方式等關鍵參數進行研究與優選。

2.4.1 氣液比研究

選擇氣液比為0.5、1.0、2.0、3.0和4.0的5個模型的模擬結果進行對比分析，如圖3所示。研究結果表明，隨著氣液比的增加，采收率逐漸增加，最大采收率達到50.3%。氣液比大于3后，采收率開始下降。這主要是因為氣液比較小時，生成的氣泡量也較少，驅替劑封堵效果相對較弱，隨著氣液比的增加，驅替劑發泡能力增強，產生的大量泡沫導致泡沫的視粘度增大，降低了驅替相與被驅替相的流度比，改善了驅替效果。當氣液比過大時，氣體發生氣竄現象，提高采收率幅度有所下降。因此氣液比在1～3之間時，可以有效地發揮泡沫的驅替作用。同時，研究表明隨著氣液比的增加，滲流阻力增大，注入壓力會大幅增加。考慮到海上平臺施工空間對設備和注氣量的限制以及單井最大注入壓力9.7 MPa限制，推薦氣液比在1以上，結合實際情況進行優化。

圖3 采收率、最大注入壓力與氣液比關系

2.4.2 段塞體積研究

選擇段塞體積為0.5×104m3、1.0×104m3、1.5×104m3、2.0×104m3的4個模型的模擬結果進行對比分析，研究結果表明，注入量較小時，含水率與采出程度曲線沒有明顯的變化。主要原因是注入量較小，無法有效地封堵大孔道。當注入量超過1.0×104m3以后，含水率出現了明顯的下降，如圖4所示。說明此時泡沫體系封堵了大孔道，封堵有效。為保證調驅的實施效果，選擇調驅段塞體積為2.0×104m3。

圖4 含水率與采出程度關系

2.4.3 注入方式研究

選取連續注入泡沫、注入兩個段塞泡沫和注入三個段塞泡沫的3個模型的模擬結果進行對比分析，研究結果表明，注入方式對調驅效果也有較大的影響，段塞式注入方式明顯優于連續注入方式，三個段塞注入方式相比連續注入方式，采收率增加10%以上，如圖5所示。分析原因主要是交替注入方式可以使驅替體系更好地發揮協同作用，故選擇段塞式注入。

圖5 不同注入方式預測效果

2.4.4 方案效果預測

綜合以上參數優選結果，設計總調驅方案：注入前置段塞體積1.15×104m3，微球濃度0.2%，注氣量86.4×104Nm3，注液量1.35×104m3，注入地下體積2.16×104m3。預測結果表明，與水驅相比，調驅見效后含水率最大下降14.1%，實現凈增油0.95×104m3，有效期355天，如圖6所示。

圖6 調驅方案效果預測

3 實施效果

2016年3月，C11H井實施了復合調驅作業，采用微球+泡沫復合調驅工藝，共計注入微球20.4 t，起泡劑46.6 t，注入氮氣91.6×104Nm3，穩定劑6.5 t，累計注入量4.03×104m3，實際注入氣液比1.1:1，2016年7月調驅作業結束。相比設計方案，注入泡沫及段塞用量超過方案設計要求，并增補了穩定劑2.72×104m3。

調驅結束后，C11H井組9月初含水率由80.5%下降至68.9%，含水率下降明顯，井組日產油量由163 m3增加至273 m3，其中C12H井最大日增油量92 m3，含水率下降12.9%，降水增油效果突出，如圖7所示。調驅后砂體遞減率得到有效控制，調驅前砂體月自然遞減率為2.9%，調驅后實現“負遞減”，有效期達到一年以上，實現當年累增油量3.53×104m3。A砂體含水率與采出程度曲線明顯右偏，水驅效果得到顯著改善，如圖8所示。

圖7 C11H井組調驅后開采曲線

圖8 A砂體含水率與采出程度曲線

4 結論

(1)生產動態表明，BZ29油田調驅后注水優勢通道得到一定程度的抑制，降水增油效果明顯，在渤海中輕質油田水平井中，首次實施氮氣泡沫微球復合調驅并獲成功，說明該技術能夠有效擴大中輕質油藏注水波及體積，改善水驅開發效果，成為油田后續穩油控水的重要技術手段。

(2)利用油藏數值模擬方法對調驅參數進行敏感性分析，結合油田實際情況對調驅參數進行優選。研究結果表明，微球濃度0.2%，氣液比為1、注入段塞體積為2.0×104m3、采用段塞式注入的方式開發效果較好，方案預計含水率最大下降14.1%，實現凈增油0.95×104m3，有效期355天。

(3)從實際效果看，調驅后砂體自然遞減率得到明顯控制，受效單井最大日增油量92 m3，最大含水率下降12.9%，砂體實際增油量超過方案設計2.58×104m3。分析原因主要是調驅實施過程中對注入參數進行及時調整，注入泡沫及段塞用量達到并超過方案設計，同時增補穩定劑確保了整體方案的效果。