低滲透非均質油藏空氣泡沫驅替注入參數優化實驗

黃 煒，溫 柔，龐 進，孫亞君，楊文軍

(1.中國石油長慶油田分公司，陜西 西安 710200；2.重慶科技學院，重慶 401331)

0 引 言

低滲透油藏經過多年注水開發，高滲區驅替效率高，剩余油飽和度低，而低滲區和低滲薄互層內剩余油富集[1]?？諝馀菽屪鳛橐环N高效的驅替方式，已在百色、長慶、延長、吉林、中原等地開展過現場試驗[2-7]，取得了較好的效果。空氣泡沫驅注入參數的優化主要通過室內驅替實驗和數值模擬完成[8]。前人分別對長慶、延長、吉林地區的低滲透油藏進行了空氣泡沫驅注入參數室內實驗評價[9-14]，主要以填砂管和人工膠結巖心作為驅替巖心進行實驗，而人工巖心與天然巖心在礦物組成、黏土含量、膠結程度方面差異較大，難以反映低滲透儲層的實際情況，實驗所得的注入參數難以反映實際驅替效果。此外，實驗只針對某一特定滲透率的巖心進行參數優化，而缺乏針對滲透率差異較大的非均質性儲層進行分類優化[15]，優化結果對于非均質性強的儲層過于籠統，不利于空氣泡沫分區、分層精細化注入。

安塞油田王窯中西部地區長6段儲層非均質性強，各井組采用同一套注入參數導致各井區間驅替效果存在較大差異。針對上述問題，開展該地區不同滲透率儲層的注入參數優化，明確不同儲層注入參數的變化規律，有效指導空氣泡沫驅的實施。

1 實驗設備及流程

采用高溫高壓一維巖心驅替實驗裝置進行空氣泡沫驅提高采收率注入參數優化實驗。該實驗裝置主要由長度可變(100～500 mm)的一維高壓巖心夾持器、恒速恒壓驅替泵、中間容器(分別裝有原油、地層水、泡沫液、空氣)、巖心夾持器、入口壓力監測表、出口壓力監測表、圍壓監測表、回壓閥、回壓表、回壓泵、恒溫箱和油氣水三相分離器組成。實驗流程分為注入系統、巖心流動系統、采出流體監測系統和溫度控制系統。

2 實驗材料

實驗材料包括：驅替實驗所使用巖心由若干塊Φ25 mm×70 cm的井下巖心柱拼接而成，根據滲透率不同分為3組，調和平均滲透率分別為0.05、1.52、8.97 mD，具體參數見表1；現場用注入泡沫、脫氣原油、地層水各500 mL，均取自長6段王39-10井；注入氣體為20 MPa高壓干燥空氣。

表1 實驗巖心參數Table 1 The experimental core parameters

3 實驗步驟

實驗步驟如下：①連接各實驗系統裝置，恒溫箱加熱至地層溫度80 ℃；②將預先鉆切好的巖心按照設計順序裝入橡膠筒，各巖心之間用濾紙隔開，裝入巖心夾持器中，置于恒溫箱內；③向驅替系統中通入約20 MPa的高壓空氣，并檢查氣密性是否良好；④使用真空泵對巖心流動系統抽真空30 min，直到真空泵壓力接近0 MPa時停抽；⑤從實驗裝置前端對夾持器進行吸水，待吸水量不變時，利用平流泵在一定流量下向巖心注水，直到巖心飽和水，記錄巖心中的總飽和水體積；⑥利用平流泵向巖心驅替原油，驅替過程中維持地層壓力為20 MPa，直至采出端不再出水而全是油為止，計算巖心的含油飽和度和原始含水飽和度；⑦使用平流泵以設定的壓力向巖心注水驅替巖心中的油，并隨時記錄巖心兩端的壓力變化及采出端產油、產水體積，待達到注泡沫前的含水飽和度時，停止水驅；⑧按照實驗設計參數進行空氣泡沫驅油，并隨時記錄夾持器兩端的壓差、產油量、產水量；⑨空氣泡沫驅結束后，再進行一段時間的水驅，至含水率達到98%或者累計驅替20倍孔隙體積時，實驗結束。

實驗對照組多，完全按照上述流程進行實驗所需的周期過長。因此，在不改變注入參數優化結果的前提下，在進行注空氣泡沫的氣液比、空氣泡沫體積、注入壓力、注入速度4項測試時省去了步驟⑦，僅在注入時機優化時保留了該過程。

4 實驗結果分析

4.1 氣液比

利用第1組巖心開展不同氣液比下的巖心驅替實驗，氣液比分別為0.5∶1.0、1.0∶1.0、2.0∶1.0、3.0∶1.0和4.0∶1.0。在20 MPa恒定驅替壓力下注入0.20倍泡沫孔隙體積，再注入地層水，根據實驗過程記錄不同注入體積下的流量、出入口端壓力，計算階段采出程度。

開始注入泡沫階段(注入0.00～0.20倍孔隙體積)采出程度增加較慢，此時泡沫剛進入巖心，驅替前緣的含油飽和度較高，泡沫液中的表面活性劑濃度低，表面張力低，空氣泡沫驅替前緣部位只能形成小范圍泡沫帶且非常不穩定，該階段泡沫開始對大孔隙進行封堵，采出程度曲線上升較慢。隨著泡沫液不斷注入，注入液持續推動泡沫使得泡沫液中的表面活性劑濃度不再下降，形成的泡沫可以穩定存在，泡沫對大孔道的封堵逐步完成，此階段采出程度開始逐步提高，是空氣泡沫驅替低滲透區原油的主要階段。隨著注入液繼續注入，空氣泡沫驅替進入后期，巖心中主要殘留水和空氣，部分空氣泡沫被驅替出來，部分泡沫衰竭破裂，驅替模式以水驅為主，在注入液達到0.70倍孔隙體積后采出程度上升較慢，最終采出程度為22%～28%(圖1)。由于初期未進行水驅，而是直接注入空氣泡沫封堵了大孔道，該采出程度主要代表低滲透孔隙中的原油采出程度。

圖1 不同氣液比的泡沫驅油采出程度Fig.1 The recovery percent in foam flooding with different gas-liquid ratios

由圖1可知，隨著氣液比增加，最終采出程度先增加后減少，當氣液比達到3.0∶1.0時，最終采出程度最高。實驗結果表明，1～3組巖心最佳的氣液比分別為3.0∶1.0、2.0∶1.0、1.0∶1.0。

4.2 泡沫段塞體積

利用第1組巖心開展泡沫段塞體積優化研究，氣液比為3.0∶1.0，注入壓力為20 MPa，注入量分別為0.25、0.30、0.35、0.40、0.45倍孔隙體積，注入段塞后進行水驅。實驗結果表明，隨著注入量的增大，采出程度不斷增加，當注入量增至0.35倍孔隙體積時，采出程度增幅明顯減小，之后增加注入量對提高采出程度的效果有限?？紤]注入成本等因素，確定該組巖心最佳注入量為0.35倍孔隙體積。同樣的方法得到第2、3組巖心最佳泡沫段塞注入量分別為0.30、0.25倍孔隙體積(圖2)。

圖2 不同注入量的泡沫驅油采出程度Fig.2 The recovery percent in foam flooding with different injection amounts

4.3 注入壓力優化

利用第1組巖心開展注入壓力優化研究，氣液比為3.0∶1.0，泡沫段塞注入量為0.35倍孔隙體積，注入壓力分別為10、15、20、25、30、35 MPa。實驗結果表明，隨著注入壓力的增加，采出程度不斷增加，當注入壓力增至25 MPa時，采出程度增幅明顯減緩(圖3)，因此，最佳注入體積為25 MPa。同樣的方法得到第2、3組巖心最佳的注入壓力分別為20、15 MPa。

圖3 不同注入壓力的泡沫驅油采出程度

4.4 注入速率優化

利用第1組巖心開展不同注入速率優化研究，氣液比為3.0∶1.0，泡沫段塞注入量為0.35倍孔隙體積，注入速率分別為0.15、0.20、0.25、0.30、0.35 mL/min。實驗結果表明，隨著注入速率的增加，采出程度不斷增加，當注入速率增至0.30 mL/min時，采出程度增幅明顯減緩(圖4)，考慮注入壓力的限制，確定最佳注入速度為0.30 mL/min。同樣的方法得到第2、3組巖心最佳的注入速率為0.25、0.20 mL/min。

圖4 不同注入速度的泡沫驅油采出程度Fig.4 The recovery percent in foam flooding at different injection rates

4.5 注入時機優化

注入時機通常采用油藏水驅轉空氣泡沫驅時所對應的含水率[16-21]進行表征，利用第1組巖心開展注入時機優化研究，氣液比為3.0∶1.0，泡沫段塞注入量為0.35倍孔隙體積，注入壓力25 MPa。首先對飽和原油的巖心進行水驅，待含水率分別達到43%、72%、83%、95%后進行空氣泡沫驅，泡沫注入完成后再進行水驅，驅替液總注入量達到2.00倍孔隙體積時實驗結束。結果表明：不同含水率下水驅轉泡沫驅時的采出程度分別為8.3%、12.0%、12.5%、14.0%，最終采出程度分別為39.4%、33.0%、28.1%、25.4%，泡沫段塞注入越早，采出程度增幅越大(圖5)。

圖5 不同注入時機的泡沫驅油采出程度變化Fig.5 The changes in recovery percent in foam flooding at different injection times

由含水率變化曲線(圖6)可知：注入泡沫段塞后，含水率明顯降低，降幅分別為19.0%、26.0%、27.8%、31.7%，注入越晚含水率降低幅度越大。這是因為泡沫段塞對大孔隙進行了有效封堵，降低了大孔隙中的水竄程度和流速，封堵越晚，含水率降低越明顯。后續水驅過程中，含水率出現再次上升，泡沫段塞注入越早，后續水驅階段含水率上升越慢，一方面是泡沫開始逐漸破裂和衰竭，封堵效果逐漸變差，另一方面是泡沫被不斷驅替出巖心，小孔隙中也開始逐漸形成了水驅通道。由于實驗巖心較短，原因以后者為主。隨著后續水驅時間延長，含水率幾乎不再發生變化。

圖6 不同注入時機下泡沫驅油含水率變化Fig.6 The changes in water cut in foam flooding at different injection times

第2、3組巖心最佳注入時機結論與第1組巖心一致，即更低含水率時轉空氣泡沫驅能夠得到最高采出程度，但在現場實施中，還應考慮注入成本等因素。

5 最優注入參數評價

將3組巖心的最優注入參數進行回歸分析，發現滲透率與最優注入參數均具有較好的指數遞減關系，其中，最優氣液比為：

GLR=2.11947eK/2.74727+0.91875

(1)

最優泡沫段塞體積為：

PV=0.10597eK/2.74727+0.24594

(2)

最優注入壓力為：

pinj=10.59737eK/2.74727+14.59376

(3)

最優注入速度為：

νinj=0.10597eK/2.74727+0.19594

(4)

式中：GLR為氣液比，mL/mL；PV為注入段塞體積倍數；pinj為注入壓力，MPa；νinj為注入速度，mL/min；K為滲透率，mD。

由式(1)～(4)可知，不同滲透率儲層均對應一組最優注入參數組合，根據這一規律，結合低含水期盡早注入原則，可以確定非均質油藏最佳注入參數。

現場應用過程中，可根據滲透率與最優注入參數之間的擬合關系確定不同儲層的最佳注入參數，以注采井組為滲透率的劃分單元，來確定最佳的氣液比、注入泡沫段塞體積、注入壓力和注入速率。以王窯中西部地區王14-81、王14-092、王14-101井組為例(表2)，3個相鄰井組滲透率為0.82～3.18 mD，氣液比、注入壓力、日注氣量3個最優注入參數相差較大，而注入泡沫段塞體積基本相同。3個井組注入參數優化1a后效果顯著，自然遞減率由11.6%降至0.8%，7口生產井見效且含水率均有所下降，見效率達到41.2%，與相鄰老區注水井組相比優勢明顯。

表2 王窯中西部地區注入參數優化Table 2 The optimization of injection parameters in the the central-western Wangyao area

6 結 論

(1) 同一滲透率巖心的采出程度隨著氣液比、泡沫段塞體積、注入壓力和注入速率的增加而不斷增加，但注入參數達到一定程度后，采出程度增幅減小或降低，注入參數均存在最優值。滲透率較低的巖心，注入參數對采出程度的影響更加敏感。

(2) 巖心滲透率與最優注入參數均具有較好的指數遞減的關系，可利用該關系預測非均質儲層的最佳注入參數。

(3) 現場實施表明，王窯中西部地區王14-81、王14-092、王14-101井組自然遞減率由11.6%降至0.8%，7口生產井見效且含水率均有所下降，見效率達到41.2%。