第21卷第1期油田化学Vol.21No.1 2004年3月25日Oilfield Chemistry25M ar ch,2004
文章编号:1000-4092(2004)01-0064-04
冷43块稠油油藏氮气泡沫调剖实验研究X
付美龙1,易发新2,张振华2,刘尧文3
(1.长江大学石油工程学院,湖北荆州434023; 2.辽河石油勘探局工程技术研究院,辽宁盘锦124010;
3.中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院,湖北潜江433124)
摘要:在模拟辽河冷43块稠油油藏的烧结模型上进行了氮气泡沫调剖实验研究。起泡剂LH-1溶液与氮气质量比为1B1,驱替流量按相似条件求出,驱替程序包括:饱和地层水,水驱,氮气泡沫驱,后续水驱。常压下在均质模型中注入起泡剂溶液和氮气时,阻力因子随L H-1浓度增大而增大,随温度升高而略减小,在30、60、80e下,0.5%LH-1浓度时分别为5.81,5.78,5.67;后续注水时残余阻力因子随温度升高略有减小,在以上3个温度下分别为1.83,
1.78,1.68。在非均质模型上,在围压高于内压2M Pa条件下,高渗低渗层流量比在水驱时为3.00~ 3.17,注入
1.0%LH-1溶液和氮气时下降至1.44~1.67,后续水驱时回升至
2.08~2.23;常压(0.1M Pa)、60e或80e下该组
流量比值相差不大;60e、压力0.1、10、20M Pa下的该流量比,注剂时分别为1.44,1.63,1.67,后续水驱时分别为
2.08,2.08,2.13。两组实验结果表明:LH-1的浓度宜选择0.5%~0.6%;同时注入起泡剂溶液和氮气可在岩心中
产生泡沫,泡沫先进入高渗层,起调剖和使后续泡沫流和水流转向的作用;在高压下泡沫仍具有这种调剖和使流体流转向能力,只是略有减弱。表2参4。
关键词:泡沫;氮气泡沫;剖面调整;流体转向;岩心驱替;泡沫驱油;辽河冷43块
中图分类号:T E357.46:O648.2+4文献标识码:A
注氮开发油气田主要有混相驱、非混相驱、重力驱、保持地层压力和气水脉冲、气水交替等开采方式。根据辽河冷家堡油田冷43块S32稠油油藏的地质特点及开发现状,为提高原油采收率,改善经济效益,提出了采用/热水加驱油助剂及氮气泡沫段塞驱提高采收率技术0这一新的开发方式。这项技术的主要设计思路是:1既注入驱替能量,补充油层压力,又注入足够的热能,提高波及体积系数和驱油效率;o在注氮气的同时注入耐温的起泡剂,在水驱指进带中形成稳定的泡沫流,增加流动阻力,迫使注入水向纵向及平面上吸水差的区域和未驱替层位扩展,扩大波及体积。热水与氮气混合后,密度变小,向上超覆,扩大油层上部的动用程度,这对块状巨厚油藏尤为重要。本论文报道针对热水氮气泡沫的调剖、提高波及系数、提高稠油油藏采收率的机理等问题开展的三维模型实验研究的一部分结果。
1冷43块油藏地质及开发概况1.1油藏地质概况
辽河冷家堡油田冷43断块的主要开发层位之一是新生界下第三系沙三段S32油藏,该油藏的特点是巨厚块状、中孔中渗、深层、普通稠油。岩性以细砾砂岩为主,沉积体为近岸陡坡水下扇亚相沉积体,地层倾角6~24b,层内平面非均质性较强,层间隔层不连续分布。该油藏含油面积4.4km2,油藏埋深1650~1940m,油层厚度80~120m,孔隙度16.5%,平均渗透率478@10-3L m2,50e时脱气油粘度327~4500mPa#s;20e时原油密度0.9289~ 0.9625g/cm3,原始地层压力17.5M Pa,地层温度58~63e。
1.2油藏开发概况
冷43块S32油藏于1992~1993年试采,1993 ~1995年为产能建设阶段,1995年投入全面开发,投产总井数287口,以天然能量降压开采,初期产量高达1860t/d,单井产油达15~30t/d。到1999年
X收稿日期:2003-05-16。
作者简介:付美龙(1967-),男,副教授,硕士(1993),现从事油田化学和提高采收率方面的教学和科研工作,通讯地址:434023湖北省潜江市长江大学石油工程学院。
底,共投产油井287口,开井率73%,产油695t/d,平均单井产油量3.3t/d,产量已急剧下降,采油速度0.77%。5个井组的注水开发先导试验区的生产动态表明,水驱起到了一定的能量补充作用,但是驱油效果不明显。总体来看,注水试验以来,试验区地层压力有所恢复,达到9~10M Pa(区块其他井区地层压力平均为7.0M Pa),但平均单井产量只略有增加,平均为3t/d,增产不显著。更值得注意的是纵向及平面上的非均质性较严重,油水粘度比高,导致油井见水快,水窜严重,水驱效果差。
2实验模型制作
(1)人造岩心制作包括四大步骤;胶结剂配制,砂子拌和与压制,模型烧结,加工成型,每一步骤都严格按照操作规程进行,以达到要求的结果。
(2)高压三维模型制作本次实验研究在耐压50M Pa的高压实验容器中进行,所用三维模型最大尺寸为250m m@150mm@30mm,系采用不同目数的刚玉砂按配比高压(27M Pa)压制、高温(90e)烧结而成,整个模型用环氧树脂浇铸密封,并装入特制的模型高压容器中,以模拟油层的上覆压力等环境。从三维模型取小岩心样测定的渗透率,应与要求的渗透率值基本一致,高渗层为0.908L m2,低渗层为0.426L m2。
3实验条件和方法
3.1实验模型
实验研究中采用的三维模型有以下两种:均质模型,平面非均质的单层模型。制作好的三维模型可耐压40MPa,耐温200e。
3.2实验流体和驱替介质
(1)地层水冷43块的地层水矿化度为3000 mg/L,水型为NaH CO3型,注入水矿化度为1275.7 mg/L。本次实验采用按水分析结果人工配制的模拟地层水,60e粘度为0.4903m Pas,饱和岩心、驱替和配制起泡剂溶液全采用该模拟地层水。
(2)氮气氮气泡沫调剖用气体为商品氮气。
(3)起泡剂起泡剂为辽河油田工程院提供的起泡剂LH-1。
3.3实验装置
实验流程主要由注入泵系统、高压岩心夹持器、回压调节器、压差表、控温系统、计量系统等组成,其中高压岩心夹持器是驱替装置中的关键部分。
3.4相似条件
为了克服模型内水驱过程中出现的末端效应,达到稳定水驱条件,根据驱动力与毛管力的标配系数L V L\1确定最小驱替速度V
min
。按模型长度L=25cm、地层温度60e下模拟地层水粘度为0.4903mPa#s计算,V min=0.08cm/m in,换算为驱替流量Q min= 1.96cm3/min。其他温度下的V min值(Q min值)可同样照此计算。
4氮气泡沫调剖实验研究
4.1实验程序
实验程序如下:1在一定压力下用氮气进行密封性测试,确认模型密封性良好,渗透性良好;o饱和地层水(12小时以上),测模型孔隙体积、孔隙度;?将饱和地层水的模型装入高压岩心夹持器中,保持围压大于内压2MPa,恒温12小时以上;?用地层水驱替,记录基础压力,测模型水相渗透率;对于平面非均质模型,先后分别测高渗层、低渗层及整个模型的水相渗透率;?对于均质模型,按1B1水气比同时注入LH-1起泡剂溶液和氮气,连续记录压力变化,直至压力稳定,测定阻力因子;?对于平面非均质模型,按1B1水气比同时注入1.0%LH-1起泡剂溶液和氮气,连续记录压力变化和高低渗层出口流量变化,直至压力稳定;?用地层水继续驱替,不断记录压力变化和高低渗层出口流量变化,直至压力稳定。
4.2均质模型氮气泡沫调剖能力
模型长23.4cm,宽6.5cm,厚1.8cm,孔隙度31.1%~34.8%,实验温度30e、60e和80e,泡沫剂LH-1浓度分别为0.2%、0.5%、0.75%、1.0%,气液比1B1,起泡剂溶液和氮气同时注入,注入流量为2.0cm3/min。3块模型的氮气泡沫调剖能力测试结果见表1。
在同时注入起泡剂溶液和氮气后,注入压力上升,说明岩心中确实产生了泡沫,流动阻力增大,这种能力可产生调剖作用。从阻力因子的测定结果分析,当起泡剂的浓度大于0.5%时,阻力因子均大于4,而阻力因子大于4被认为具有了一定的调剖能力。起泡剂的浓度较低时,随着浓度增加,流动阻力增加迅速,阻力因子迅速增大,浓度超过0.5%后阻力因子的上升变得相对缓慢。这种现象表明,起泡
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第21卷第1期付美龙,易发新,张振华等:冷43块稠油油藏氮气泡沫调剖实验研究
表1均质模型氮气泡沫调剖能力测试结果
温度/e LH-1
/%
压差
/M Pa
阻力
因子
残余阻力
因子
3000.096 1.00
0.200.241 2.51
0.500.558 5.81
0.750.595 6.20
1.000.609 6.34 1.83
6000.064 1.00
0.200.148 2.31
0.500.369 5.78
0.750.385 6.02
1.000.394 6.16 1.78
8000.045 1.00
0.200.093 2.07
0.500.255 5.67
0.750.264 5.87
1.000.267 5.93 1.68
剂的浓度达到0.5%时,产生的泡沫已足够稳定,浓度再增加对泡沫稳定的作用不大。因此,起泡剂的浓度宜选择0.5%~0.6%。残余阻力因子在1.68 ~1.83之间,表明经过泡沫流甚至经过后续水驱的岩心中仍然保持一定的流动阻力,仍有一定的使流动介质转向的能力。但随着温度上升,残余阻力因子减小,说明温度上升时泡沫稳定性有所下降。4.3平面非均质模型氮气泡沫调剖
模型长25.2cm,宽14.3cm,厚1.8cm,高、低渗层等宽等厚,沿长度方向分布,孔隙度30.9%~ 31.4%,实验温度60e和80e,系统压力(回压)分别为0.1、10、20M Pa。考虑到吸附损失,起泡剂浓度选为1.0%,气液比采用1B1,起泡剂溶液和氮气同时注入,注入流量为2.0cm3/min,氮气泡沫调剖实验结果见表2。
常压下的实验结果表明,在单一水驱情况下,高低渗层的出口流量有明显差别;随着起泡剂和氮气的注入,高低渗层出口流量的差别逐渐变小,从最初相差3倍逐步缩小到相差1.44~1.67倍;后续水驱后高低渗层出口流量的差别又逐渐变大,但最后的差别仍然比最初的差别小。起泡剂溶液的注入产生了泡沫流,首先优先进入高渗层,随着泡沫流的不断注入,流动阻力增加,迫使后续流体转向低渗层,使高低渗层出口流量的差别逐渐变小,产生了调剖作用。经过泡沫流调剖后再进行水驱,泡沫在模型中仍然占据一部分孔道,加上贾敏效应,仍会产生一定的调剖作用和使部分流体转向的效果。
高压下的实验结果表明,0.1、10、20MPa下泡沫驱时高低渗层的流量比值分别为1.44、1.63、1.67,随压力上升调剖能力呈下降趋势,说明系统压力升高时泡沫调节高低渗层流量的能力有所下降,高压下泡沫的产生和稳定相对于常压下要困难些,但调剖能力依然具备。
5实验结论
(1)起泡剂和氮气同时注入岩心可产生泡沫,这种泡沫流有较好的调剖能力,可使高渗层的流动阻力增大。
(2)起泡剂的浓度达到0.5%时,生成的泡沫已足够稳定,浓度再增加对泡沫的产生和稳定作用不大,从起泡能力和经济效益综合考虑,起泡剂的浓度宜选择0.5%~0.6%。
表2平面非均质模型氮气泡沫调剖实验结果
温度/e LH-1
/%
压差
/M Pa
高渗层流量
/cm3min-1
低渗层流量
/cm3mi n-1
高低渗层
流量比
驱替方式
回压
/M Pa
60 1.00.071 1.510.49 3.08水驱0.1
1.00.437 1.180.82 1.44LH-1泡沫驱0.1
1.00.131 1.350.65
2.08后续水驱0.1
80 1.00.056 1.500.50 3.00水驱0.1
1.00.338 1.220.78 1.56LH-1泡沫驱0.1
1.00.095 1.380.62
2.23后续水驱0.1
60 1.00.750 1.520.48 3.17水驱10
1.00.458 1.240.76 1.63LH-泡沫驱10
1.00.137 1.350.65
2.08后续水驱10
60 1.00.070 1.510.49 3.08水驱20
1.00.427 1.250.75 1.67LH-1泡沫驱20
1.00.126 1.360.64
2.13后续水驱20
66油田化学2004年
(3)气液比过大或过小都不利于泡沫最大量地稳定产生;气液比过小时产生的泡沫不够多,流动阻力增加不够大,调剖能力有限;气液比过大时产生的泡沫中气泡过大,甚至不能起泡而出现接近连续的气体驱替现象;气液比1B 1为最佳配比,这时产生稳定的微小泡沫,使流动阻力迅速增加,可最大限度地使后续驱替流体转向,起明显的调剖作用,从而提高波及体积、有效地提高原油采收率。
(4)高压下起泡剂溶液与氮气同时注入仍然能充
分产生泡沫,但泡沫的产生和稳定较常压下相对困难,调剖能力有所下降,但不会丧失。
参考文献:
[1]赵文章.稠油注蒸汽热采工程[M ].北京:石油工业出版社,1997:458)470.
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(4):279)283.[3]颜五和,谢尚贤,韩培慧,等.泡沫与泡沫驱油[J].油田化学,
1990,7(4):380)385.[4]廖广志.常规泡沫驱油技术[M ].北京:石油工业出版社,1999:
239)256.
An Experimental Study on Core Profiling
by Nitrogen Foam Aimed at Heavy Oil Reservoir L -43in Liaohe
FU M e-i Long 1,YI Fa -Xin 2,ZHANG Zhen -Hua 2,LIU Yao -Wen 3
(1.College of Petroleum Engine er ing ,Yangz i River Univ ersity ,Jingz hou ,H ubei 434023,P R of China ;2.Research I nstitu te of E ngineering
and Technologies ,L iaohe Petroleum Exploration Bur e au ,Pa nj ing ,L iaoning 124010,P R o f China;3.R esearch Institute of Exploration a nd Dev elop ment ,Jianghan Oilf ield B ranch,Sinopec ,Qianj iang ,H ubei 434124,P R o f China)
Abstract:O n the artificial sintered cor es simulating heavy oil r eservo ir L -43in Liaohe,an ex perimental study of injectivity pr ofile modification by N 2foam is conducted.T he mass ratio of foaming ag ent LH -1solution to N 2is of 1B 1,the injecting flow rate is determined on the basi s of similar ity pr inciples and the cor e flooding is perfo rmed after being saturated by formation w ater in order:formation water y foamer so lution +N 2y formation w ater.When injecting foamer solut ion+N 2into the homo geneous models at atmospheric pr essure (0.1M Pa),the resistance factor measured increases w ith increasing LH -1co ncentration and slightly decreases w ith raising temperature,being of 5.81, 5.78,and 5.67for LH -1concentration=0.5%at 30,60,and 80e ,respectively;the r esidual resistance factor measured in successive water flooding decreaaes slightly w ith raising temperatur e,being of 1.83, 1.78,and 1.68at 30,60,and 80e ,respectively.For the heterogeneous models under confined pressur e 2M Pa higher than that in the system,the ratio of flow rate in hig her and low er zones is in range 3.00) 3.17in water flooding phase,decrease to 1.44) 1.67in 1.0%LH -1solution+N 2injection phase and increases to 2.08) 2.23in successive water flooding phase;the flo w rate ratio values show little differences at 60e or 80e at 0.1M Pa;the flow rate r at io values at 60e and 0.1,10,and 20M Pa ar e of 1.44, 1.63,and 1.67in foaming fluid injection phase and of 2.08, 2.08,and 2.13,in successiv e water flooding phase,respect ively.T hese ex perimental data show that the proper LH -1concentration is in rang e 0.5)0.6%,that the foamer solution and N 2simultaneously injected cr eate in cores foam which preferentially enters into the hig h permeable zone,adjusting the core per meability and div ert ing t he followed fluids to other zones and t hat this profiling/diver ting ability of foams,being weakened in some ex tent,maintains at hig her pressures.
Keywords: f oam ;nitrogen f oam ;inj ectiv ity p r of ile modif ication;f luid diver ting ;core f looding ;f oam f lood;block L -43in
Liaohe
(上接第55页。continued on p.55)
permeabilities curves.T he interfacial tension for SDBS aqueous solution is determined to be 0.035mN/m and that for CT AB aqueous solution ) 1.25mN/m w hen solutio n concentration being of 700mg/L.In solution o f increasing concentration SDBS reduces the w etting contact angle on lipophilic capillary surfaces moderately and CT AB )significantely w ith a minimum contact ang le observed at t he concentr atio n corresponding to the max imum adsorption o n oily sand.T he oil displacement by imbibition o f aqueous CT AB solution into the oil w et limestone core proceeds faster than that of aqueous SDBS solution.T he relative per meabilities curves obtained show that the r elative per meability for oil phase is hig her and fo r aqueous phase is low er in the system oil wet core/CT AB solution t han t hat in the system oil wet core/SDBS solution.It is consider ed that t he cationic surfactants such as CT Ab might be used in development of the r eservo irs mentioned.T he mechanicsms involv ed ar e discussed.
Keywords : imbibition ;low p er meable limestone reser voir s ;oil w et matr ix r ock ;w ettability alter ation;surf actants;oil
disp lacement
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第21卷第1期付美龙,易发新,张振华等:冷43块稠油油藏氮气泡沫调剖实验研究
一、氮气泡沫驱简介 我国现已发现的油田大部分属于陆相沉积储层，受地层非均质性及不利水油流度比的影响，水驱效果往往不是很理想。而对于低渗、超低渗油藏，注水压力高，开采难度大，该类油藏普遍采取压裂措施，压裂后产量快速上升，但有效生产周期较短，表现为含水率快速上升，产油量快速降低。 与CO2和空气相比，氮气具有较高的压缩系数和弹性能量，且为惰性气体，无生产安全隐患。氮气密度小，在地层中可向油藏高部位运移，在高部位形成次生气顶，增加了油藏的弹性能。另外，氮气分子比水分子小很多，可以进入原来水驱不能进入的油藏基质，将基质的原油挤压、驱替出油藏，从而提高了采收率。但受油藏非均质性的影响，氮气更易沿高渗透层窜进，造成生产井产气量高，氮气含量高。不仅造成了资源的浪费，而且对生产井气体正常使用造成一系列影响。 氮气泡沫驱是近年来国比较成熟的技术，泡沫在地层中具有较高的视黏度，遇油消泡、遇水稳定，在含水饱和度较高的部位具有较高的渗流阻力，封堵能力随着渗透率的增加而增加，可以有效增加中低渗透部位的驱替强度，同时发泡剂一般都是性能优良的表面活性剂，可在一定程度上降低油水界面力。因此，泡沫调驱既可以改善波及效率，也可以提高驱油效率。 二、氮气泡沫微观渗流阻力分析 泡沫在多孔介质中产生的渗流阻力本质上是泡沫在孔道中产生的毛细管效应附加阻力。根据气泡在多孔介质中的存在状态，主要可以分为以下3种情况。 （1）液体近壁边界层引起的附加阻力 由于固体表面与水分子之间的相互作用，使得靠近固体表面的水层具有不同于自由水的性质，这一水层称为静水边界层。 考虑固体表面的微观结构和水分子的结构与性质，可以清楚地知道润湿实际上是水分子（偶极子）时固体表面的吸附形成的水化作用。水分子是极性分子，固体表面的不饱和键也具有不同程度的极性，水分子受到固体表面的作用并在固体表面形成紧贴于表面的水层，即静水边界层。静水边界层中，水分子是有秩序排列的，它们与普通自由水分子的随机稀疏排列不同。最靠近固体表面的第一层水分子，受表面键能吸引最强，排列得最为整齐严密。随着键能和表面势能影响的减弱，离表面较远的各层水分子的排列秩序逐渐渴乱。表面键能作用不能达到的距离处，水分子已为普通水分子那样的无秩序状态。所以静水边界层实际是固体边界与普通水间的过渡区域。图2-1所示的静水边界层结构充分地表示出固体表面附近水分子的排列状况。
氮气泡沫驱体系的筛选与注入性能评价 针对火山岩裂缝性油藏的特点，使用Waring Blender法评价了几种氮气泡沫体系起泡剂的起泡性能，优选出HZ-1是最适合该类型油藏的氮气泡沫起泡剂：该起泡剂的的耐盐性较好，在高矿化度下任可保持较高的起泡体积与较长的半析水期，最佳浓度为0.8%，最优气液比为2：1。驱油实验表明，现场应用选择注入量为0.6PV时效果最优。 标签：氮气泡沫体系；注入性能；驱油实验 引言 氮气泡沫是近些年来应用较广泛的一种三次采油新技术。氮气泡沫具有很高的视粘度，具有“堵大不堵小，堵水不堵油”的特性，可以有选择地封堵高渗层，大量注入的氮气还可以保持地层压力，减缓底水锥进，降低油井含水率。HST 油田是大型块状火山岩裂缝型油藏，储层具有裂缝性与孔隙性双重特征，非均质性强，受到储层裂缝发育与边底水影响。该油田2005年注水开发，注水波及情况不均。注水突破后形成无效注水通道循环，而常规堵水措施由于受高温高井深的影响，一直未取得实质性突破，开发这类油藏成为世界级技术难题。作者针对火山岩裂缝性油藏的非均质性，研究了浓度、温度、矿化度等因素对起泡剂性能的影响，优选出一种适合该类型油藏的氮气泡沫体系，优化注入参数，评价体系驱油能力，为现场应用提供依据[1-4]。 1 实验部分 1.1 实验试剂 起泡剂五种：PCS、HZ-1、ABS、PZ-2、DF-1。HST油田地层采出水、去离子水、稳定剂：分子量为2000万的聚丙烯酰胺（北京恒聚）。 1.2 实验仪器 Waring Blender搅拌器；电磁搅拌器；电子天平；秒表；恒温干燥箱。 1.3 实验方法 使用Waring Blender法评价氮气泡沫的性能，筛选出合适的体系。将起泡剂用地层水配制成相同浓度的溶液100mL，设定搅拌器转速6000r/min，搅拌2min 后读取泡沫体积，随后记录泡沫液中析出50mL液体所需的时间。改变起泡剂的浓度可以考察浓度对起泡性能的影响；改变溶剂的矿化度可以评价起泡剂的耐盐性；改变实验温度可以评价温度对起泡剂性能的影响，使用填充砂管实验研究起泡剂浓度、注入量与气液比对注入性能的影响。
稠油氮气泡沫调驱效果分析 1. 稠油基本概况 （1）稠油及分类标准①稠油：在油层条件下，粘度（不脱气）大于50mPa?s的原油或脱气粘度大于100mPa?s 的原油。常称的重油（Heavy Oil），沥青砂（Tar Sand，Bitumen）都属于稠油范围。②分类 2. 稠油热采开发方式 原油粘度（mPa?s）：50~100：水驱。100~500：水驱、非混相、泡沫。500~10000：蒸汽吞吐（蒸汽驱、火烧油层）。10000~100000：SAGD。 3. 国内稠油生产发展趋势 （1）资源动用：扩大特稠油/超稠油储量的动用程度(2）提高稠油采收率蒸汽吞吐转蒸汽驱方式，且呈现热力复合（化学驱、气体、溶剂等）驱替方式。热力采油和蒸汽吞吐是稠油开采的主要途径。稠油油藏历经注蒸汽开采后的特征：（1）剩余油的流动性越来越差——稠油流体的非均相特征；（2）储层强非均质出现汽窜（负效应）——热连通逐渐加强汽窜造成热效率低，油气比低；（3）油层热效率越来越低——油层回采水率越来越低，后续注热效率低，加热范围小。薄油层的加热效率较低，直井开采效率低。 4. 稠油注蒸汽窜流状况：蒸汽吞吐和蒸汽驱均有汽窜现象。解决蒸汽吞吐汽窜方法：组合吞吐、调剖、改变受干扰井的工作制度或关井。当蒸汽吞吐转蒸汽驱后，一旦出现汽窜，只能依靠调流和调驱方式。汽窜程度、井底结构及稠油开发阶段的差异都将影响注蒸汽井调剖方法的选择。稠油油藏提采技术：（1）热力采油改善开发效果方法；（2）热力复合驱替技术；（3）复杂结构井型热力采油技术。 一、氮气泡沫辅助蒸汽驱调驱机理与适应性：泡沫驱机理（1）泡沫体系调剖→提高波及效率（2）表活剂洗油→提高洗油效率。泡沫发泡方式：（1）地面起泡方式（相对较 1
空气泡沫驱理论： 泡沫流体应用于油田, 在国内外已有 4 0 多年的历史。最初的泡沫驱为了防止因注气的气体粘度过低而导致发生过早气窜的现象, 只是简单的加活性剂水溶液进行处理。但在实践中由于常规泡沫稳定性较差, 阻碍了它的推广应用。空气泡沫驱油技术是在常规泡沫驱和注空气驱基础上发展起来的一项三次采油新技术, 其主要原理是注空气时空气与原油发生低温氧化反应, 产生烟道气形成烟道气驱。空气泡沫驱技术除具有常规泡沫的驱油机理外, 还有空气驱时的低温氧化效果。 空气泡沫驱时, 原油在油藏温度下自发发生氧化反应消耗空气中氧气, 生成烟道气实现烟道气驱,利用泡沫降低气体流度, 提高波及系数, 从而达到提高采收率目的。 (1) 空气注入油藏以后, 氧气和原油发生低温氧化反应, 氧气被消耗, 生成碳的氧化物, 并且反应产生热量使油层温度有所升高, 促使原油粘度降低, 膨胀产生驱动效应。 (2) 对陡峭或倾斜油藏来说, 顶部注空气还可产生重力驱替作用; 在油藏温度下通过原油低温氧化把空气中的氧气消耗掉, 实现氮气驱或间接烟道气驱; 烟道气有85% 的N 2 , 15% 的CO 2 , 在注入压力下,易溶解于原油中, 发展为混相驱。 (3) 泡沫能够堵大不堵小, 堵水不堵油; 封堵高渗夹层, 泡沫与空气交替有效防止气窜, 达到调驱目的, 可较好驱扫残余油, 实现注水未波及驱油的效果, 提高原油驱替和波及效率。 (4) 泡沫能减低水和气的相对渗透率, 增加裂缝油藏及高渗夹层不均质油藏的水驱和气驱采收率,同时起泡剂本身是活性强的阴离子表面活性剂, 能较大幅度地降低油水界面张力, 改善岩石表面润湿性, 提高注入剂洗油效率, 从而提高油藏产油量和采收率。 (5) 空气泡沫驱综合了注气、泡沫两种驱替作用, 充分发挥泡沫驱和空气驱两种技术的优点, 能更大幅度提高波及系数和洗油效率
doi:10 3969/j issn 1006 6896 2010 07 011 氮气泡沫调驱技术研究与实践 由艳群 大庆油田采油工程研究院 摘要:针对大庆油田老区注入水无效循 环问题,开展了氮气泡沫调驱技术研究。首 先进行氮气泡沫层内封堵机理研究,针对不 同渗透率储层,筛选了3套配方体系,讨论 了影响氮气泡沫质量的因素;并利用H QY -3型多功能物理模拟装置测定了氮气泡沫 调剖的各参数。非均质岩心实验表明,氮气 泡沫驱能提高油田采收率,在改善大庆油田 聚驱后油藏的开发效果方面效果明显。 关键词:泡沫;控制水窜;稳定性;阻 力因子 大庆油田老区已进入到特高含水期开采阶段, 注入水窜流严重。依靠化学深、浅调剖改善注水井 吸水剖面,提高采收率的效果逐年变差。为控制产 水,降低含水上升速度,提高油井产油量,开展了 注泡沫控制水窜技术研究[1-2]。泡沫不仅具有显著 的选择性封堵的特点,而且具有明显的提高驱油效 率的作用,能明显控制水窜。 1 泡沫剂体系及封堵机理 氮气泡沫驱替液主要由发泡剂、稳泡剂和水组 成,本文研制了3种氮气泡沫驱替液。从表1中可 以看出,氮气泡沫驱替液的表界面张力要比纯水低 得多,这主要是因为氮气泡沫驱替液含有大量的表 面活性剂分子[3]。根据Gibbs原理,系统总是趋向 较低表面能的状态,低表面张力可使泡沫系统能量 降低,有利于泡沫的稳定。 表1 泡沫驱替液的组成和性质 名称发泡剂 浓度/ % 稳泡剂 浓度/ m g L-1 发泡 体积/ mL 半衰期/ h 表面 张力/ m N m-1 界面 张力/ mN m-1 SW-10 33048028 625 30 27 SW-20 370047551 725 60 30 SW-30 5150047515925 70 32 泡沫剂注入地层后,在氮气驱替作用下形成泡沫,该泡沫体系能有效封堵高渗透层,迫使后续液体转向含油饱和度高的部位驱替原油,从而提高波及系数[4]。 泡沫剂是一种表面活性剂,能降低油水界面张力,提高驱油效率;在含油饱和度高的油层部位,泡沫剂易溶于油,不起泡,也不堵塞孔隙孔道,能提高洗油效率。 2 物理模拟实验 评价泡沫在岩心中的封堵能力实验装置采用一维单管模型,实验时单管模型水平置于恒温箱内,单管模型长30cm,直径2 5cm。 (1)最佳气液比优选。气液比对氮气泡沫的质量影响明显,从气液比对封堵性能影响实验表明, 3种泡沫剂体系的最佳气液比都在11~21之间(见表2)。 表2 不同体系的最佳气液比优选 气液比 阻力因子 WT-1W T-2W T-3 实验条件1266 672 2109 6 11100 0123 4154 8 32100 8128 6151 3 2199 6123 2146 4 3172 886 189 6 T=45! P=1 0M Pa K=1 05 m2 V=4m L/min (2)注入方式确定。氮气泡沫调剖的注入方式有两种,一是气和泡沫剂交替注入,二是气和泡沫剂同时注入。室内实验表明,气液混注效果明显好于气液交替注入,在气液交替注入中,交替的频率越高,交替段塞越小,阻力因子越大,泡沫封堵效果越好(见表3)。 表3 注入方式筛选实验 注入方式 基础 压差/ M Pa 工作 压差/ M Pa 阻力 因子 实验条件气、液混注0 066 42107 气、液交 替注入 0 5PV液1PV气0 064 7579 16 1PV液2PV气 0 064 2270 33 气液比21,加 1M Pa回压,注入速 度2mL/min (3)注入速度确定。从不同注入速度产生的阻力因子看,在低注入速度下,随注入速度的增加,泡沫产生的阻力因子增大(见表4)。在现场应用时,为扩大油层纵向波及体积,应在低于地层破裂压力下,尽量提高注入速度。 表4 氮气泡沫调剖注入速度对封堵效果的影响注入速度/ mL min-1 基础压差/ M Pa 工作压差/ M Pa 阻力 因子 实验条件 0 50 02251 54668 7 1 00 026 2 2787 3 1 50 0295 2 90898 6 3 00 0403 9498 5 4 00 0424 18299 6 浓度:0 5% T=45! P=1 0M Pa 气液比=11 K=1 02 m2 21 油气田地面工程第29卷第7期(2010 7)
火山岩油藏氮气泡沫驱的研究与试验 黄沙坨油田为裂缝-孔隙双重介质特征、正韵律沉积的火山岩油藏，注水开发产量递减大，控制高含水期水窜需要，采油速度低，转变开发方式十分必要。氮气驱先导试验的成功开展，拓展了氮气驱的应用领域，注氮气泡沫驱替液可以显著降低出水比率，并且更有效的封堵高渗透地层，有效的抑制注入水沿高渗透部位的突进。氮气泡沫驱技术在黄沙坨的使用，进一步提高了在高含水时期的采收率，达到了增产的目的，效益显著，具有很好的应用前景。 标签：氮气泡沫驱技术；气水混注；高含水；泡沫驱；火山岩油藏；黄沙坨油田 黄沙坨油田位于辽河盆地东部凹陷中段黄沙坨构造带，开发目的层为古近系沙三中段火山粗面岩，是典型裂缝-孔隙型储层，物性差异大、非均质性强。油藏埋深-2650～-3320m，油藏类型为块状边底水稀油油藏，地面原油密度0.8399g/cm3，粘度5.37MPa·s。2000年采用一套层系、300m井距正方形井网投入开发，投产初期油井以自喷为主，产能高，但受裂缝性油藏固有因素影响，经过多年的注水开发，油田储层的综合含水率已经进入高含水開采阶段，具有差异较大的层内纵向水淹状况，并沿高渗透部位突进，水窜严重。 1 氮气泡沫驱驱油机理 在重力驱替作用下，实现氮气泡沫驱。泡沫能够堵大不堵小，提高原油驱替和波及效率，并且可以提高注入剂洗油效率，改善流度比，扩大波及体积，调整注入剖面，从而提高油藏产油量和采收率。泡沫遇油消泡，遇水稳定，具有较好的堵水封堵效应。注入的气体因重力作用产生上浮，可有效动用油层顶部的剩余油来提高洗油效率，并且增加弹性能量。氮气泡沫驱综合了注气、泡沫两种驱替作用，充分发挥泡沫驱和空气驱两种技术的优点，能更大幅度提高波及系数和洗油效率。氮气泡沫驱替液配方的室内优选。 1.1 发泡剂的筛选 通过实验，对SAS、ABS、SDS、AES4种发泡济进行了筛选。经过200℃温度下的处理后对发泡剂进行了室内评价实验，检测发泡剂在不同浓度下的发泡体积与半析水周期。实验结果表明，SDS具有良好的发泡性、耐高温性与泡沫稳定性，因此，优选SDS作为黄沙坨油田氮气驱先导试验的发泡剂。此外，通过实验还确定了发泡剂合理使用浓度为0.5%。 1.2 气液比实验研究 模拟黄沙坨油田油藏储层物性，基质渗透率取值为0.9×10-3μm2，裂缝渗透率为12.0×10-3μm2，孔隙度为7.9%，实验用油取自黄沙坨油田，原油密度为0.83g/cm3，黏度为5.42MPa·s。利用长岩心模型驱替实验装置，在温度为96℃，
冷43块稠油油藏氮气泡沫驱油试验研究 付美龙 (长江大学石油工程学院,湖北荆州434023) 易发新,张振华 (辽河石油勘探局工程技术研究院,辽宁盘锦124010) 刘尧文 (江汉油田分公司勘探开发研究院,湖北潜江433124) 熊艳军 (中原石油化工有限责任公司,河南濮阳457001) [摘要]根据冷43块油藏实际情况,压制了平面非均质性单层模型、纵向非均质性三层模型,研究了不 同气液比、不同起泡剂浓度、不同温度和回压下氮气泡沫在模型中的驱油能力,为该油藏开展氮气泡沫 驱油矿场试验提供了理论指导。 [关键词]稠油油藏;氮气;泡沫;驱动(油气藏);单层模型;多层模型;驱替试验 [中图分类号]T E345;T E357146 [文献标识码]A [文章编号]10009752(2004)01008602 根据冷家堡油田冷43块Es 23稠油油藏的地质特点及开发现状,为提高原油采收率,改善经济效益和开发方式及工艺技术,笔者提出了采用/热水加驱油助剂及氮气泡沫段塞驱提高采收率技术0这一新的开发方式。该技术的主要设计思路是:1既注入驱替能量补充油层压力,又注入足够的热能以提高波及体积系数和驱油效率。o由于注氮气的同时加入耐温的起泡剂,在水驱指进带中形成稳定的泡沫流,增加流动阻力,迫使注入水向纵向及平面上吸水差的区域和未驱替层位扩展,扩大波及体积;而且热水与氮气混合后,密度变小,向上超覆,扩大油层上部的动用程度,对块状巨厚油藏尤为重要 [1~4]。为 此,针对热水氮气泡沫驱提高波及系数和稠油油藏采收率的机理等开展三维模型试验研究。1 试验准备 1)人造岩心制作 主要包括4大部分:胶结剂的配制,砂子拌和与压制,模型烧结,加工成型。整个过程必须严格按照操作规程进行,否则难以达到理想的结果。 2)高压三维模型制作 本次试验在高压容器中进行,要求高压试验容器最大耐压50MPa,模型最大尺寸250mm @150mm @30mm 。本次试验研究用的三维模型采用不同目数的刚玉砂按配比高压(27MPa)压制、高温烧结而成,整个模型用环氧树脂浇铸密封,并装入特制的模型高压容器中,以模拟油层的上覆压力等环境。对压制的三维模型取小岩心样测其渗透率,保证与要求的渗透率值基本一致,其中高渗层为908@10-3L m 2,低渗层为426@10-3L m 2。浇铸用环氧树脂为90e 热固化树脂,耐温极限200e 。 3)试验用模型 试验研究中采用的三维模型有以下两种:平面非均质性模型、纵向非均质性三层模型,单层模型基本规格为250mm @150mm @20mm,多层模型基本规格为250mm @150mm @30mm,制作好的三维模型可耐压40MPa,耐温200e 。 4)试验流体和驱替介质 1原油。冷43块的原油为稠油,50e 时原油粘度平均3570mPa #s,密度平均019405,凝固点215e ,含蜡量414%,胶质沥青含量44116%。本次试验油样为冷43-32-562井脱气原油,对其粘温关系测定表明,原油粘度高,粘度对温度敏感。o地层水。冷43块的地层水总矿化度3000mg/L,水型为NaHCO 3型,注入水总矿化度127517mg/L 。本次试验采用按水分析结果人工配置模拟地层水,模拟地层水60e 粘度为014903mPa #s 。饱和岩心用水、驱替水和配置起泡剂溶液全部采用该模拟地层水。?氮气。氮气泡沫调剖用气体为商品氮气。?起泡剂。起泡剂采用辽河油田工程院提供的起泡剂LH-1。 5)试验装置 试验流程主要由注入泵系统、高压岩心夹持器、回压调节器、压差表、控温系统、计量系统等组成。其中高压岩心夹持器是驱替装置中的关键部分。 #86#江汉石油学院学报 2004年3月 第26卷 第1期 Journal of Jianghan Petroleum Institute M ar 12004 Vol 126 No 11 [收稿日期]20031210 [作者简介]付美龙(1967),男,1990年大学毕业,硕士,副教授,现从事油田化学和提高采收率方面的教科研工作。
氮气泡沫注入调节装置使用技术要求
目录 1、总则 (3) 2、卖方的责任 (3) 3、标准与规范 (4) 4、使用条件 (5) 5、设计与制造 (5) 6、检验 (13) 7、技术文件及交付进度 (13) 8、供货范围 (14) 9、供货期 (14) 10、质量保证 (14) 11、附图 (15)
1、总则 1.1本技术要求仅限于氮气泡沫注入调节装置的技术要求，内容包括调节装置的设计、选材、制造、检查和试验的基本要求，本要求与相关法规、标准、数据表、图纸等之间的任何矛盾应在工程实施阶段由卖方负责澄清。 1.2本规定并未对一切技术细节作出规定，并未充分引述相关规范和标准的条文，故在具体工程实施阶段，应要求卖方根据工程的实际情况及国家最新标准、规范提供优质产品。 1.3本规定所列标准、规范如与卖方所执行的不一致时，应按较高标准执行，且卖方应充分描述本技术规定与相关法规的不同点。 1.4卖方应提供买方要求的全部资料和数据，不应用假设条件及未经试验的数据来掩盖产品参数的缺陷。 1.5应按照相关的标准，包括：国家标准以及行业标准进行制造、检验、试验、包装运输、安装和运行。 1.6为确保调节装置正确的安装、操作及维修，卖方应提供所有必需的设备、工具和附件及其清单，即使这些设备和工具在相关资料中没有列出。 1.7调节装置应是经过检验合格的并经过运行实践的、性能优良、技术先进、价格合理的成熟的产品，而不应是试制品或不成熟的产品。 1.8本技术要求为本项目氮气泡沫注入调节装置的设计、生产、检验、测试以及供货方面的基本原则和最低要求。 1.9本技术要求经供需双方确认为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等法律效力。 1.10本技术要求未尽事宜，由供需双方友好协商确定。 2、卖方的责任 1.11本技术要求与相关法规、标准、数据表、图纸等之间的任何矛盾应由卖方负责澄清。 1.12无论买方提供的技术文件是否有误，均不能免除卖方的责任，由技术文件错误引起的纠纷，由卖方承担责任。
收稿日期:2004-10-25;改回日期:2005-04-19 作者简介:沈光林(1958-),男,副研究员,硕士研究生,毕业于大连理工大学化学工程专业,现从事气体膜分离的应用研究和技术开发,完成国家级课题3 项,已发表学术论文60余篇、申请专利10多项。 文章编号:1006-6535(2005)04-0100-03 氮气在油田生产中的应用 沈光林 (中国科学院大连化学物理研究所膜技术国家工程研究中心,辽宁 大连 116023) 摘要:膜法富氮在油田中应用广泛,可用于包括稠油和低渗透油藏在内的各种油田提高采收率、钻井、完井等,一般均具有明显的综合效益。特别是移动式制氮系统的诞生,极大地增强了膜法富氮的市场竞争力。 关键词:膜法富氮;移动式制氮系统;采收率;钻井;完井;油田中图分类号:TE357 文献标识码:A 前 言 由于氮气与油、水互不相溶,而且来源广,是气体非混相驱提高采收率的重要气源。所以氮气在油田系统中的应用非常广泛[1～15],可用于二、三次采油,油气井保护,保持压力和储存气体,钻井平台的惰气保护,管路及设备的吹扫,易燃、易爆物品运输时的保护气等。随着膜法制氮技术的日趋成熟,特别是移动式制氮系统的诞生,更加适应灵活多变的应用现场,而且具有投资少、流程简单、膜组件寿命长且免维护、能耗低、体积小、露点低、可靠性强、操作弹性大、能适应各种恶劣环境、开启迅速、浓度和流量可在线监控等特点。同时,所用原料是取之不尽、用之不竭的空气,所以采用膜法可以得到价廉、洁净、质量稳定、易于控制的富氮空气。氮气浓度一般在9310%～9919%范围内,如果和其它技术集成可满足任意所需的浓度,极大地增强了膜法富氮的市场竞争力。 1 提高采收率 随着油田的不断开发,油田利用天然和人工能量开采的阶段完成后,将进入提高油田采收率的三 采阶段。三采的方法主要有热力驱、气驱和化学驱等。就多数油田而言,气驱应用较多,是国内、外采收率研究的发展趋势。气驱提高采收率方法的发展趋势是非烃气替代烃类气,其中应用最多、效果最好的是二氧化碳。但由于二氧化碳来源有限,容易产生腐蚀等问题,故氮气的应用越来越受到重视。 111 稠油蒸汽吞吐井注氮 蒸汽吞吐是增加稠油产量经济而有效的一种方法,然而由于油稠、生产压差小、排液难度大、蒸 汽与稠油之间存在密度差、随周期增加而增加的地层水、系统热损失加大等诸多不利的客观因素,造成注汽效果差,同时采收率相对低。稠油蒸汽吞吐井注氮,即在注汽的同时,往油套环空注入氮,既保护套管,降低井筒热损失,提高井底蒸汽干度,提高油井的回采水率,简化生产程序和管柱,降低费用,又减少作业对地层的污染和注汽量,还增产并延长有效期等。辽河油田[1]做过效益对比,每周期增加10×104m 3氮气,产生费用超过8×104元;可减少井下隔热管、封隔器、伸缩管和一次小修作业费用,合计4×104元;减少注汽量700t ,节约费用5×104多元;平均增油227t ,创效益2113×104元,提高阶段采收率3%～5%,投入产出比高达1∶315。新疆克拉玛依油田[2]现场试验表明,油井生 产时率由注氮前的3213%提高到注氮后的7818%;平均单井产油量比上个周期提高218t ,生产天数延长51d ,油汽比提高0105～0137,回采水率提高12%～141%。此外,与同时注汽的井相比较,注氮气井平均周期产油量达到1026t ,周期生产天数293d ,单井日产油为35t ,油汽比0145,回采水率104%,而只注蒸汽井平均周期产油238t ,周期生产天数81d ,单井日产油29t ,油汽比0111,回采水率只有4714%,各项生产指标远远低于注氮井;油层吸汽剖面得到明显改善;经济效益显著,实施注氮试 第12卷第4期2005年8月 特种油气藏S pecial Oil and G as Reserv oirs V ol 112N o 14 Aug 12005
氮气泡沫调剖技术研究与应用 针对注水油田层间矛盾大，注水效果差的问题，利用氮气泡沫调剖技术，调整吸水剖面，达到改善断块水驱效果的目的。 标签：氮气；调剖 1.前言 氮气在油田开发中的应用是20世纪70年代发展起来的新技术。美国和加拿大已开发出多种氮气应用技术，并达到相应的应用规模，其技术处于世界领先地位。我国在20世纪80年代开始进行了一系列的室内实验研究，90年代初开始现场试验。通过优化研究，金海采油厂进行了氮气泡沫调剖技术现场试验，取得了较好的增油降水效果。 2.氮气泡沫调剖技术 海26块注水开发早期主要采取的是笼统注水，由于储层纵向上非均质性，造成相对吸水较少的低渗透层所对应的油井收效甚微，而吸水量较大的高渗透层所对应的油井水淹严重，层间矛盾十分突出。氮气泡沫调剖技术主要是针对海26块生产中出现的问题提出的，通过调整油层吸水剖面，降低水相渗透率、界面张力、原油粘度及重力分异驱替原理，提高水泾效果。 2.1发泡剂的筛选。 实验在带玻璃观察窗和磁力搅拌转子的不锈钢高温高压反应釜内进行。实验过程如下：将复配的5种发泡剂，用蒸馏水配制发泡剂含量为0.5%的发泡剂溶液，取150ml倒入高温高压反应釜中，均匀注入氮气，使得反应釜内压力为1MPa；仪器温度分布设置在30℃、100℃、150℃、200℃、250℃和300℃，测量发泡体积和半衰期。通过实验筛选出一种耐温280℃，100℃时半衰期>240min的发泡剂。 2.2发泡剂使用浓度优化。 为了确定发泡剂在多孔介质中产生泡沫所需的最低浓度，配置了不同浓度的发泡剂，先把填砂管饱和水、水测渗透率，然后注入0.1PV发泡剂溶液，在氮气注入压差为0.8MPa下发泡（气体体积固定为0.8PV，大气压下），考察后续注水时阻力因子随浓度的變化。 用不同浓度的表面活性剂水溶液进行水气交替注入实验时，发现当发泡剂浓度为0.3%时，发泡后的后续水驱出口端有时看不到泡沫的产生，发泡前后阻力因子变化较小，而且气液比例对发泡前后水驱阻力因子的影响也不敏感；当发泡剂浓度达到0.5%时，阻力因子呈跳跃性增大，这是由于此时达到了发泡剂的临
[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