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稠油热采井氮气泡沫应用技术研究摘要：针对稠油油藏多轮次蒸汽吞吐开采，油藏压力大幅度下降，边底水推进，周期油汽比低以及吞吐效果逐渐变差等问题，开展了蒸汽吞吐加氮气泡沫调剖的试验研究，从而改善稠油油藏开发效果。
根据研究结果对胜坨油田胜二区东二段的两口井进行了注蒸汽吞吐泡沫调剖现场试验，试验过程中，注汽压力明显升高，发挥了预期的增压调剖效果，通过实施泡沫调剖，试验井均从根本上改变了高含水、产量低的状况。
关键字：稠油油藏蒸汽吞吐高温氮气泡沫调剖引言胜坨油田胜二区位于区位于胜利村构造西南翼，北面与坨21断块相邻以七号断层为界，东面与坨11断块相邻以九号断层为界，构造简单，它是受北、东两条断层夹持，为一扇形单斜断块构造油藏，油层主要分布在扇形断块的高部位上，油藏类型为构造、岩性控制的层状稠油油藏。
一、胜坨油田目前开发形势胜二区东二段含油面积为3.5 km2，有效厚度8.6 m，石油地质储量527×104t。
总井41口，开井36口，区块日产油水平99.1t/d，综合含水88.34%，目前蒸汽吞吐5年，累积注汽3.5×104t，累积热力产油5.75×104t，平均油汽比1.62，总累产油37×104t，有力的弥补了产量递减，热采稠油储量的动用已成为胜二区接替稳产的主战场。
目前开发中存在的问题有：1、原油性质差，平面上，原油顶稀边稠，纵向上，原油性质随深度增加逐渐变差；2、平面层间矛盾大；3、边底水能量充足，水淹程度高，高含水井注汽波及范围有限。
二、氮气泡沫调剖的机理蒸汽吞吐采油的特点是采油速度快，油汽比较高，但蒸汽波及范围有限。
胜坨油田地层非均质性强，边底水比较活跃，在注蒸汽开采过程中，热量易向高含水区扩散，同时出现蒸汽超覆和汽窜，导致蒸汽沿高渗透带突进，大大降低蒸汽有效波及面积，从而影响了蒸汽吞吐开采效益。
三、氮气泡沫驱可行性研究蒸汽吞吐过程使用的泡沫剂需要较强的耐高温性能，经过筛选对比，选用地质院研制的新型高温泡沫剂DHF-2，经评价该剂起泡能力强，稳定性好，经过300℃，72h耐温性试验，化学性能稳定，250℃封堵调剖能力良好，在残余油条件下，仍然能够起到封堵调剖作用。
氮气泡沫调剖技术研究与应用作者：唐永江来源：《中国化工贸易·中旬刊》2018年第05期摘要：在注氮气提高原油采收率的实施过程中，易出现重力超覆及粘性指进现象，造成气体过早从油井中突破，室内实验研究表明，在注氮气过程中加入发泡剂及稳泡剂可以减少重力超覆、降低气体的指进（或突进速度），调整注采剖面。
关键词：氮气泡沫调剖；室内实验研究；现场应用；增油降水1 油田概况油田某块构造位置位于辽河断陷盆地中央凸起南部倾没带的南端，含油面积5.6km2，石油地质储量2067×104t。
储集层为三角洲前缘相沉积体系，区块内小断块较多，砂体多呈透镜本分布，储层连通性差，连通系数为0.59～0.61。
开发目的层为下第三系东营组马圈子油层，油层埋深-1500m～2700m，平均有效厚度19.4m，平均有效孔隙度29.11%，渗透率780×10-3µm2，层间渗透率变化范围为116～1202×10-3µm2，非均质系数在1.07～2.36之间，级差在1.2～20.2倍之间，变异系数在0.06～0.96之间。
油藏类型属于构造控制的边水油藏，边底水油藏及岩性构造油藏，油层薄且多，油水关系复杂，具有多套油水组合，油水界面参差不齐。
原始地层压力17.95MPa，饱和压力13.7MPa。
注水开发中存在的主要问题是油井普遍高含水，水驱效果差。
目前该块综合含水已达89.86%，有117口油井含水高达90%以上，低液高含水是该断块开发中的突出问题。
主要是由于油水粘度比大，导致单层突进、层内舌进、指进严重，水驱波及程度低，水驱波及体积系数仅为49.7%。
层间非均质性严重，导致注水井层间吸水不均匀，对应油井层间剩余油饱和度差异较大，纵向上储量动用不均，d2层系采出程度为24.27%，d3层系采出程度为26.44%。
2 氮气泡沫提高采收率的机理注氮气提高采收率的原理主要有四个方面。
第一，氮气的封堵作用。
26一、概况曙一区超稠油油藏杜84块构造上位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡中段，主要开采兴隆台油层。
截止到2019年底，区块共有吞吐水平井110口，年产量15.2×104t，是区块稳产的重要组成部分。
二、主要开发矛盾1.水平段动用不均在开发过程中，水平井水平段长，受油层非均质性及周边采出程度的影响，井间汽窜矛盾突出，油层难以有效动用。
通过大量的水平井井温监测资料分析发现，80%的水平井水平段都存在动用不均的情况，30%的水平段基本未动用，20%的水平段弱动用（超稠油油藏可流动温度70-80℃）。
究其原因，主要是油藏非均质性和水平井间剩余油分布不规律，造成注入的蒸汽沿水平渗透率较高或沿周边采出程度较高的通道突破，而渗透率低或采出程度低的部位吸汽强度弱，甚至不吸汽而得不到有效动用。
2.井间汽窜严重区块水平井主要为直井间的加密水平井，由于超稠油储层非均质性严重，加之储层发育好、原油粘度高、井距近等因素都易导致汽窜。
水平井汽窜具有周期低、距离远、强度高、方向多、规模大等特点。
近年统计水平井汽窜比例高达70%以上，年汽窜影响产量超过1.5万吨。
水平井汽窜一方面影响注汽井生产效果，造成能量外溢，蒸汽利用率降低，降低油井开发效果；因汽窜发生周期普遍较低，油藏动用程度低，而汽窜易在高渗层中形成通道，使油藏动用不均的矛盾加剧，不利于油藏开发效果的改善和采出程度的提高。
另一方面影响受窜井生产效果，导致受窜井有效生产时率下降，影响产量，严重受窜井出砂、出水、套坏，导致报废关井。
3.传统封窜方法的局限性目前所采用的封窜方法在实施过程中也发现了一些问题。
主要表现为：一、颗粒堵剂封堵半径小，蒸汽易绕过封堵带后沿原有汽窜通道继续汽窜。
二、普通凝胶型堵剂流动性好，但耐温性差，有效时间短。
三、泡沫型调剖剂流动性好，作用距离远，但封堵强度弱，蒸汽易突破。
针对造成汽窜的主力吸汽层同时也是该井主要的生产层的油井，要做到“堵而不死”即注汽时封堵高吸汽层，改善油层吸汽剖面，生产时释放高渗透层增加产油能力。
稠油热采井强化泡沫体系研究及应用发布时间：2022-06-13T06:37:38.348Z 来源：《科学与技术》2022年2月第4期作者：何海峰[导读] 孤东采油厂稠油吞吐井多轮次吞吐后，地层能量下降快，采收率低，现场采用氮气泡沫调剖等工艺见到了良好效果，但随着注入轮次增多，增油效果和效益明显变差，研制以泡沫剂、钠土、粉煤灰颗粒为配方的强化泡沫体系，其封堵能力是普通泡沫体系的2-4倍，现场试验应用5井次，平均单井增油377.5吨，创造经济效益356.6万元。
何海峰中国石化胜利油田孤东采油厂，山东东营 257237）摘要：孤东采油厂稠油吞吐井多轮次吞吐后，地层能量下降快，采收率低，现场采用氮气泡沫调剖等工艺见到了良好效果，但随着注入轮次增多，增油效果和效益明显变差，研制以泡沫剂、钠土、粉煤灰颗粒为配方的强化泡沫体系，其封堵能力是普通泡沫体系的2-4倍，现场试验应用5井次，平均单井增油377.5吨，创造经济效益356.6万元。
关键词：热采；调剖；封堵；强化泡沫前言孤东油田稠油多发育边底水，以热采吞吐开发为主[1]。
经过多轮次的吞吐后，地层能量下降快，边底水快速侵入，吞吐周期递减大，含水高，采收率低[2, 3]。
泡沫流体具有“堵水不堵油、堵大不堵小”的特点，通过叠加的贾敏效应能够封堵边底水[9]。
现场采用氮气泡沫调剖等工艺见到了良好效果，但随着注入轮次增多，常规氮气泡沫体系控制边水能力较差，无法有效抑制边水指进，导致汽窜及水侵现象加剧，在仅增加氮气泡沫注入量的情况下，增油效果和效益明显变差，现场矛盾呈现多元化，单纯的氮气泡沫已无法解决，需要研发强化泡沫体系，以改善蒸汽吞吐井多轮次调剖后期泡沫控制边水能力，进一步扩大蒸汽波及体积，提高单井产能。
1 强化泡沫体系配方研制及性能评价1.1配方研制1.1.1 配方筛选随着纳米颗粒等新兴材料在油气田开发领域的应用，颗粒强化泡沫体系因其良好的稳定性和持久性，逐渐用于调剖封堵[4-9]。
孤东油田九区蒸汽驱开采效果分析2008-10-30：数字油田一、地质概况孤东油田稠油区块为岩性-构造油藏，油层薄、埋藏深、生产中易出砂、边底水活跃、净总比低，属于高孔、高渗油藏（表1-1）。
九区位于孤东油田的南部，为岩性－构造层状油藏。
其主力含油层Ng4-6为稠油层，含油面积1.2km2，地质储量375×104t，可采储量103×104t。
主力层为42、52+3、55+61，构造高点位于GD6-1井附近，由此向南倾没。
油藏埋深为1320～1400m左右，50℃时地面原油黏度一般在1153～4660 mPa·s。
其中42层原油物性较好，一般在1600～2200 mPa·s，平均为1982 mPa·s。
九区馆上段为河流相沉积，砂体自下而上表现为由细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩及泥岩构成的正韵律组合，岩石颗粒分选中等，粒度平均分选系数1.6，粒度中值0.12mm，泥质含量6.5％，平均孔隙度33～35％，平均渗透率为1000～3000×10-3μm2。
岩石润湿性属中性，储层为弱速敏性、中等偏弱水敏性、中等偏弱碱敏性、弱温敏性。
从各层的小层平面图上可以看出，各层的边水主要位于油层的东部和西南部，纵向上愈向下水体体积愈大。
Ng52水体体积约为油体体积的1.2倍，油水体积约占总孔隙体积的一半，表明Ng52水体较小。
Ng55水体体积约为油体体积的1.5倍，油水体积约占总孔隙体积的2/5，水体积约占总孔隙体积的3/5，表明该层边底水不活跃。
Ng61水体体积为油体体积的1.4倍，油水体积约占总孔隙体积的2/5，水体积约占总孔隙体积的3/5，表明该层边底水不活跃。
孤东九区馆上4～6油层除受时间单元-岩性控制外，主要受构造控制，其油藏类型为岩性-构造层状油藏（表1、图1）。
原油组分中，烷烃占37.30％，芳烃占23.15％，非烃占25.84％，沥青质占4.72％，总烃占60.45％。
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好）:直接将配制好的泡沫基液（水+起泡剂）经水泥车泵注注入泡沫发生器，同时将制氮机组来氮气经增压后注入泡沫发生器，基液与氮气在泡沫发生器中混合并形成均匀泡沫液，然后经管柱到井底。
技术与检测Һ㊀试析应用强化泡沫体系提高边底水稠油油藏采收率蔡峰科摘㊀要：对于存在边底水的稠油热采油田来说，由于边底水的侵入，导致油井含水大幅度上升，利用强化氮气泡沫来有效控制流动度，提高油田采收率，现场应用效果良好，改善了开发效果，对其他同类油田的开发具有借鉴意义㊂关键词：强化泡沫体系；控制流动度；提高采收率一㊁基本情况孤东８２７块隶属于孤东油田稠油，含油面积３．６８ｋｍ３，地质储量５６３．７９ˑ１０４ｔ㊂含油层系为Ｎｇ４２㊁Ｎｇ５２㊁Ｎｇ５３，主力小层为Ｎｇ５２＋３㊂该区块经过老区建立，老区加密，扩边减产３个阶段，已进入高轮次吞吐后期，吞吐措施效果下降，峰值期短，措施阶段增油量减少㊂但区块开发呈现低采出程度㊁低采油速度，剩余油富集㊂为进一步提高提高单井效果，利用油田现场提供的起泡剂和原油㊁氮气稳泡工艺等技术和材料，从室内实验和现场应用两个方面，研究了强化氮气泡沫调剖在稠油热采中提高采收率的机理，并通过实验对泡沫剂和纳米级固体稳泡颗粒进行优选和评价㊂驱替实验表明，最终驱油效率可达８２．４４％，比常规氮气泡沫调剖提高了２１．２％㊂现场应用表明，强化氮气泡沫调剖能较大幅度降低油田含水，提高采收率㊂二㊁堵水技术的研究及现场应用效果评价（一）技术原理由于常规氮气泡沫体系控制边水能力较差，无法有效抑制边水指进，导致气窜及水侵现象加剧㊂而在仅增加氮气泡沫注入量的情况下，增油效果和效益明显变差㊂因此现场开展了固体氮气稳泡工艺技术试验，固体泡沫体系主要由发泡体系，固体粉末，ＶＡＥ乳液三种材料组成㊂其中发泡体系主要是由表面活性剂以及表面活性剂的复配体系组成，其功能在于使体系产生大量的泡沫空穴，以实现用少量的固体成分来获得较大的体积㊂固体粉末主要成分为碳酸钙㊁二氧化硅㊁水泥等，其主要作用为固结成型，在发泡后形成具有高度空腔结构的高强度封堵体系㊂ＶＡＥ乳液主要作用为稳定泡沫㊁吸附固体粉末㊁调节体系的流动性等㊂通过筛选低成本纳米级固体稳泡颗粒，包裹泡沫液膜形成纳米 盔甲 ，起到减缓气泡聚并㊁液膜排液，防止气泡破裂的稳泡效果，同时通过强化液膜达到提高调堵及驱油性能的目的，实现多轮次吞吐后期蒸汽剖面调剖与边底水压制的双重效果㊂现场筛选纳米级膨润土颗粒，室内试验证明，泡沫半衰期达到１８０ｓ，体泡体系提高１倍，达到３７０ｍｌ，稳定泡沫性能最强其阻力因子较普通泡沫体系提高一倍㊂（二）现场实施方案１．注气参数设计注汽量（ｔ）设计注汽半径（ｍ）注汽强度（ｔ／ｍ）速度（ｔ／ｈ）时间（ｄ）干度（％）压力（ＭＰａ）温度（ħ）２２００１４．４１９６６－８１３＞７０＜１９．５＞３００㊀㊀２．氮气调剖设计注入方式：蒸汽从隔热管连续注入，氮气㊁泡沫剂㊁稳泡剂用柱塞泵从隔热管段塞注入㊂段塞设计及注入总量８ｔ，配置成５％的溶液；稳泡剂设计：设计总量１．６ｔ，浓度１％ ２％；蒸汽㊁泡沫剂稳泡剂和氮气分３个段塞注入㊂首先，注汽前注入氮气２００００Ｎｍ３，作为前置排水段塞㊂接着，从注汽第一天开始分别注入３个氮气泡沫段塞，第一个段塞注入溶液６０方，需泡沫剂量为３．０ｔ，浓度为５％，需稳泡剂０．６ｔ，浓度为１％，伴注氮气３００００Ｎｍ３；第二个段塞注入溶液６０方，需泡沫剂量为３．０ｔ，浓度为５％，需稳泡剂０．６ｔ，浓度为１％，伴注氮气３００００Ｎｍ３；第三个段塞注入溶液４０方，需泡沫剂量为２．０ｔ，浓度为５％，需泡沫剂０．４ｔ，浓度为１％，伴注氮气２００００Ｎｍ３；段塞之间间隔时间４８ｈ㊂最后，完成剩余注汽量作为顶替段塞，达到设计的２２００ｔ注汽量㊂（三）应用效果评价孤东８２７－１井于２０１９．２．１９日完成强化氮气泡沫调剖，峰值产量液量３５．１ｔ／ｄ，油量１１．９ｔ／ｄ，含水６６．８％，生产稳定，有效期２５６天㊂ＧＤ８２７－１受边底水及气窜影响，常规吞吐４轮次，氮气调剖１轮次，多轮次吞吐后期受边水推进影响，效果越来越差㊂２０１９年１月实施强化氮气泡沫体系，上轮应用Ｎ２调剖日增油５．２ｔ／ｄ，本轮通过优化氮气调剖工艺设计，加注泡沫剂㊁稳泡剂，提高调剖效果，实施后峰值日增油１１．６吨，含水下降２６．７％，稳定生产２５６天，累增油１２８３ｔ㊂（四）经济效益分析受边底水影响的稠油井第二轮氮气调剖增油效果较差，在注入氮气量不变的情况下阶段增油量的递减率是２５％㊂经济效益＝原油产量ˑ原油不含税单位价格－作业主材－作业劳务－注汽量ˑ注汽单价－用电量ˑ电量单价－产液量ˑ液量处理费单价价格－氮气用量ˑ氮气单价－泡沫剂用量ˑ泡沫剂单价－稳泡颗粒费用未增加稳泡颗粒的经济效益测算为１１８．９６万元，增加稳泡颗粒的经济效益测算为１９３．７５万元，同比增加７４．７９万元㊂三㊁结论与认识①该固体泡沫堵水效率高，有效期长；②该固体泡沫体系胶结前具有较好的流动性，适合开展大剂量地层深部堵水；③该固体泡沫封堵强度较大，膨胀体积大，注得进，留得住，后续堵水措施难度的逐次减小；④该固体泡沫堵剂在注汽情况下自然固化，不需要候凝，大大加快了施工进度，对于高含水㊁边底水能量充足的生产井具有非常好的堵水效果，有效驱替低渗层中的残余油，尤其对裂缝发育㊁底水大孔道㊁近井地带亏空严重的高渗透层更为适宜㊂参考文献：［１］ＲｏｇｅｒＺｕｒｂｒｉｇｇｅｎ，张量．ＥＬＯＴＥＸ可分散胶粉对瓷砖黏结砂浆性能的影响．新型建筑材料，２００３（８）：２４－２７．［２］付继彤，张莉，尹德江，等．强化泡的封堵调剖性能及矿场试验［Ｊ］．油气地质与采收率，２００５，１２（５）：４７－４９．作者简介：蔡峰科，胜利油田孤东采油厂㊂１６１。
