锦16块兴隆台油层氮气泡沫驱试验研究

刘贵满，张世民，张 威 （中石油辽河油田分公司锦州采油厂，辽宁 凌海121209）

1 氮气泡沫驱技术概述

1.1 氮气泡沫驱采油机理

氮气泡沫驱是通过向油藏注入一定比例的水、氮气、磺酸盐助排剂，产生大量的氮气泡沫液，形成一个氮气泡沫带进入油藏与原油接触，利用氮气泡沫液“气阻效应”发挥其选择封堵、“视黏度增大”提高流度比及表活剂洗油、氮气弹性能等综合作用，实现提高采油速度与采收率的双重目的。

1.2 氮气泡沫驱生产特点

在氮气泡沫驱生产过程中，从驱替开始到结束，注入井压力一般经历压力快速上升、缓慢下降和上升、趋于稳定、逐渐下降4个阶段。生产井一般经历产液量大幅上升 （含水稳定或上升）、产液量稳定或微降 （含水下降）、产液量下降 （含水上升）3个阶段。

2 锦16兴隆台油层组氮气泡沫驱优势

2.1 具有丰富的理论与实践经验

氮气泡沫驱采油技术已在锦州油田锦90块成功试验、推广，现场试验积累了丰富的理论与实践经验，形成4点利于其推广应用优势：①泡沫驱增储增产机理清楚，作用突出，适应性强；②注采工艺技术完善配套，已逐步国产化，大大降低投资和维护费；③发泡剂性能与稳定性，经不断优化复配有了质的改善和提高；④形成了较为可靠的动态监测与动态跟踪调控技术。

2.2 室内研究为现场试验提供了可靠的技术保障

室内试验研究表明，氮气泡沫驱技术在稀油上应用效果要好于普通稠油 （见表1）。

表1 不同油品试验模型物性参数及驱替结果

2.3 能最大限度发挥泡沫封堵作用

锦16块兴隆台油层目前已进入特高含水开发期，采出程度高，含油饱和度低。在无油或者剩余油饱和度低于10%以下时，起泡剂能够很好的发泡封堵高渗透层，而含油饱和度高于10%以上，发泡剂就明显地受到原油消泡作用的限制，因此可以看出，氮气泡沫驱主要封堵含油较低的高渗透层。

3 转驱前试验区面临主要开发矛盾

3.1 注采井网欠完善、注入水利用率低

试验区属于已开发30多年的稀油油藏，已进入高含水开发阶段后期，持续的实施堵水措施，使单井产液层厚度降低，试验区共有2口注水井、10口生产井，对应目的层射开率为28.4%。

2.2 井间与层间吸水不均衡，反映出层间和平面矛盾突出

试验区内层间和平面矛盾突出，其中注入井锦2－8－08侧井不吸水层厚度达到总厚度的53%。

2.3 继续水驱开发很难达到设计指标

试验前试验区累产油48.1921×104t，采出程度为36.9%，综合含水93%，采油速度0.42%，石油地质储量130.5×104t，达到水驱标定采收率51%开采时间需33年。目前试验区剩余油高度零散，继续水驱开发潜力较小，调整难度大，应通过氮气泡沫驱油技术进一步提高采收率。

4 锦16块Ⅰ类稀油氮气泡沫驱试验情况分析4.1 试验区基本情况

1）地质概况 试验区位于构造较为完整的锦16块中西部，目的层为兴隆台油层Ⅱ油组，含油面积为0.32km2，地质储量130.5×104t。兴Ⅱ油组纵向划分4个砂岩组8个小层，试验区目的层兴Ⅱ油组1～4小层，平均有效厚度23.8m，层数连通系数83.4%，厚度连通系数82.9%。油藏埋深1350～1450m，沉积微相以河口砂坝微相为主，主要岩性为含泥不等粒砂岩、细－中砂岩为主。有效孔隙度28%，有效渗透率750×10－3μm2。地面原油密度 （20℃）0.933g／cm3，黏度 （50℃）72.8mPa·s，地下原油黏度14.3mPa·s，体积系数1.098。原始地层压力13.9MPa，饱和压力12.71MPa，地饱压差1.27MPa，压力系数1.0，地层温度50℃。

2）试验区开发历程 试验区自投产到目前经历3个开发阶段4次重大综合调整。试验前试验区共有油井10口，开井8口，井口日产液361t，日产油26t，含水93%，平均动液面316m，采油速度0.42%，采出程度为36.9%。2011年6月，试验区2个井组全部转入氮气泡沫驱开发，目前试验达到初步工作目标。

4.2 油藏工程设计

1）井网规划 根据现场实际生产井布局，采用不规则调驱井网，设计注入井2口，对应采油井10口，观察井1口。

2）注入参数选择 根据石油勘探开发研究院热采所的研究成果，借鉴欢17块大凌河油藏氮气泡沫驱优化设计研究成果，结合锦16块油藏实际情况，注入参数选择如下：阶段注入总体积为0.3PV，连续注入泡沫液1年后转为段塞式注入，4年后转为后续水驱。初期段药剂有效浓度0.5%，段塞阶段药剂有效浓度0.4%；气液比取1∶1；注采比1.05∶1；2个井组日配注总量472m3，具体情况视现场实际进行调整。

3）开发指标预测 试验区通过实施氮气泡沫驱的开发方式，可比水驱开发方式提高原油采收率5.48%，增加可采储量7.16×104t，5年可创净现值1916.1万元 （油价4949.64元／t），经济效益较为显著 （见表2）。

表2 开发效果预测

4.3 试验实施情况

试验区2个井组2011年6月中旬转注，至8月部分油井驱替作用凸显，井组产液持续上升至700t／d，日产油稳定在20t／d，2011年10月至2012年2月期间先后有5口井实现驱替向封堵作用转化，日产油开始持续上升至45t／d，日产液进一步升至900t／d，综合含水由96%下降94%。2012年4月转段塞式注入，除2012年8～9月受台风、钻井和注入井作业影响一直无法正常注入，产油量出现较大波动外，日产液稳定在750t／d，日产油稳在40t／d，试验达到初步工作目标。

4.4 初步效果分析

1）驱替和封堵作用明显 泡沫液优先进入主渗层发挥泡沫液驱替作用的共有5口井，主要表现液量升，含水升 （或稳），日产油稳，地层压力升，平均单井采液提升40t。泡沫液进入主渗层并发挥封堵作用的共有5口井，主要表现为液降、含水降、油升，含水平均下降14%，最高下降23%。

2）注入井油、套压升高，区块地层压力明显恢复 丙7－238井油压由1MPa上升至10MPa，套压由0.8MPa上升至17MPa；8－08侧井油压由8MPa上升至10MPa，套压由8MPa上升至10MPa。生产井平均单井动液面上升了80m。一方面说明地层压力提高，供液能力充足；另一方面说明目前油井的排液能力还有提升空间，工作制度还需调整，努力实现注采平衡。

3）试验时间尚短，整体效益不如瞬时效益理想 氮气泡沫驱试验有效运行15个月，增量投入运行费用2756.1万元，其中注入费用2630.5万元，地面建设费用141.2万元，监测费用86.7万元。期间累产油1.61×104t，增油7308t，创效897.9万元。

4.5 试验取得的初步认识

1）初步试验证实泡沫驱在稀油上有很好的适应性 现场试验动态表明，试验日产油和增量效益均有提升空间。首先，有5井尚未进入封堵状态，日产油有进一步提升的可能。其次，转入段塞后，增量操作成本大幅下降，同时改进泡沫质量和注入工艺，仍有较大降成本空间。

2）吸入剖面和采出剖面均有不同程度改善 通过锦2－8－08侧井泡沫液驱前后注入剖面对比，剖面改善明显，上部原吸水好层得到有效抑制，下部原不吸水层能够较好吸水，封堵调驱作用得到较好发挥。

3）从采出气组份分析资料表明大量氮气滞留地下发挥驱替和封堵作用 试验区内取样24井次，平均氮气含量14.93%，试验区外取样3井次，平均氮气含量14.29%。比较可见，注入氮气并没有被采出。

［1］刘应学，赵力强，钱勇 .氮气泡沫调驱技术在注水井的应用 ［J］.江汉石油职工大学学报，2007，20（2）：56－60.