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氮气泡沫堵调技术在热采水平井开发中的应用——以LF油田馆陶组为例韩红旭;郝爱刚;冀延民;张浩【摘要】LF油田馆陶组为边水活跃的稠油油藏,2010年以来采用水平井热采开发,随着吞吐轮次的增加,油藏内部压降大、油井水平段动用程度不均、边水侵入快,导致含水上升快、产量递减大、周期油汽比降低、开发效果变差.2014年开展水平井氮气泡沫堵调工艺试验,分别采用氮气泡沫增能、氮气泡沫调剖和氮气泡沫加栲胶复合堵调技术,共实施堵调20井次,区块日产油增加60 t,油汽比提高0.6,地层压力上升0.5 MPa,较好地改善了区块开发效果.【期刊名称】《石油地质与工程》【年(卷),期】2017(031)005【总页数】3页(P122-124)【关键词】LF油田;稠油热采;氮气泡沫驱;堵水调剖【作者】韩红旭;郝爱刚;冀延民;张浩【作者单位】中国石化胜利油田分公司,山东东营257000;中国石化胜利油田分公司,山东东营257000;中国石化胜利油田分公司,山东东营257000;中国石化胜利油田分公司,山东东营257000【正文语种】中文【中图分类】TE357.42LF油田位于山东省滨州市与惠民县城之间，是一个上第三系馆陶组、东营组大型披覆构造，主力含油层系为馆陶组，油藏埋深950~1 020 m，油层厚度4.6 m，含油面积6.0 km2，地质储量648×104 t。
区块构造简单，地层平缓，地层倾角1°~2°。
储层岩性主要为细砂岩、粉细砂岩和粉砂岩，平均孔隙度37%，渗透率3.446 μm2，为高孔高渗储层。
50oC时地面原油密度0.97 g/cm3，地面原油黏度2 464 mPa·s。
地层温度49oC，原始地层压力9.6 MPa，为常温常压系统。
该区块边底水活跃，水油体积比10∶1，油气富集于构造高部位，油藏类型为层状岩性–构造油藏。
2001年5月，该区块投入开发，前期采用定向井冷采，由于层薄、油稠、敏感性强、出砂严重，平均单井日产油水平仅1.1 t/d，单井产能较低；2010年采用水平井蒸汽吞吐热采开发，完钻投产水平井34口，投产初期平均单井日产油16.8 t/d，该区块日产油水平达到228 t/d，综合含水54.2%，产能取得突破。
克拉玛依油田稠油油藏氮气泡沫驱应用向湘兴;陈静;侯军伟;乔琦;杨子岳;刘鸿飞【摘要】克拉玛依油田九区J230井区上侏罗统齐古组稠油油藏储集层非均质性强、油层薄,天然能量低.随着蒸汽吞吐油井生产轮次增高,油田开采步入中—后期,储集层含油饱和度大幅度降低,剩余油分布复杂,地层压力低,高含水井逐年增多,开发难度增大,油田采油速度和经济效益大幅度下降.1995年开始开展了注氮气辅助吞吐的矿场试验,应用实践表明:注氮气后可以有效补充地层能量,延长吞吐生产时间,提高稠油热采开发效果.然而,多轮次注氮气辅助吞吐开采后,注气井汽窜矛盾突出,为此开展了氮气泡沫辅助吞吐及调驱试验研究.研究结果表明,高温泡沫剂发泡性和稳定性好,用在非均质性强的普通稠油油藏,可显著提高采收率.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2017(038)001【总页数】5页(P76-80)【关键词】克拉玛依油田;J230井区;上侏罗统;齐古组;稠油油藏;泡沫;氮气【作者】向湘兴;陈静;侯军伟;乔琦;杨子岳;刘鸿飞【作者单位】中国石油新疆油田分公司实验检测研究院,新疆克拉玛依834000;中国石油新疆油田分公司实验检测研究院,新疆克拉玛依834000;中国石油大学文理学院,北京102249;中国石油新疆油田分公司实验检测研究院,新疆克拉玛依834000;新疆华隆科技股份有限公司,新疆克拉玛依834000;中国石油大学文理学院,北京102249【正文语种】中文【中图分类】TE357.435克拉玛依油田稠油产量的90%以上是借助于蒸汽吞吐和蒸汽驱开采的[1-4]，水平井及SGAD（蒸汽辅助重力泄油）等技术也是借助蒸汽吞吐或蒸汽驱开采技术进行稠油开采，然而，蒸汽吞吐或蒸汽驱开采引起的蒸汽超覆、汽窜等问题在蒸汽吞吐井及蒸汽驱井中普遍存在，热损失严重，开采效果逐年变差，急需一种新技术保障现场开发效果[5-7]。
新疆油田公司于2003年7月开始，在克拉玛依油田九区J230井区进行了蒸汽驱先导试验，至2012年5月，九区齐古组油藏油气井累计油汽比0.26，其中蒸汽驱井油汽比0.12；采出程度41.9%，蒸汽驱先导试验区采出程度48.4%，几个轮次之后，汽窜加剧。
55超低渗油藏氮气泡沫驱通常采用氮气和泡沫液交替注入的方式，交替周期及段塞组合方式对氮气泡沫驱效果有重要的影响。
如果交替周期过于频繁，由于超低渗油藏渗透率低，往往造成井筒附近多相流严重，注入压力增加，引起注入困难；如果交替周期过长，长时间注泡沫液或者注气，在毛管力的作用下，单一注入某种流体都将沿着大孔隙运移并最终造成窜流，这种水窜或气窜现象也会造成开发效果变差[1-3]。
1 实验设备空气-泡沫岩心驱替实验用到的主要设备及参数包括：100DX型双缸控制泵；GCS10空气压缩机；TY-4型岩心夹持器，承压50MPa，岩心规格φ25×25—100mm；2XZ-2型旋片真空泵，极限压力6×10-2Pa，抽速2L/s，转速1400r/min；ZR-Ⅲ型中间容器3个，容积1000ml，压力小于70MPa；JB-50型高压手动计量泵，容积210mL，工作压力80MPa；D07系列质量流量计，流量规格5SCCM；精密压力表2个，量程为25MPa；WH-30L电子天平；计量管等；在保证实验可行性的基础上为了尽可能地接近实际储层条件，根据延长七里村采油厂某油藏储层物性，制作人造低渗岩心若干，具体参数见表1。
实验用油由煤油与实际原油配制而成，使其尽可能在物性及组分上接近实际油藏，模拟油密度为0.79g/cm 3，黏度为4.3mPa·s。
泡沫液体系起泡剂浓度为0.8%，稳泡剂浓度为0.1%，实验用水为模拟地层水。
岩心参数见表1。
超低渗油藏氮气泡沫驱合理交替周期研究郝杰1 代晓旭1 霍萍萍1 武金卫1 涂彬2 1.延长油田股份有限公司七里村采油厂 陕西 延安 7160002.中国石油大学（北京） 北京 100000摘要：通过开展岩心驱替实验，对超低渗油藏氮气泡沫驱合理气液比和段塞尺寸进行了优选研究，以确定合理交替周期。
结果表明，气液比1∶5和5∶1时提采幅度最高，在现场应用中，根据流体资源情况，可以选择注入较长的水段塞、较短的注气段塞或者较长的注气段塞、较短的注液段塞；优选了最佳段塞尺寸为0.2 PV，即井间注入量达到1PV时的合理交替周期数为5个。
蒸汽氮气泡沫调驱实验研究周根荣【摘要】针对蒸汽驱驱油过程中存在的蒸汽超覆、汽窜等问题,进行了渗透率及含油饱和度对平面调剖效果影响的室内实验研究.不同渗透率对平面调剖效果的影响实验表明,注蒸汽同时注入N2泡沫体系,可以增大低渗透岩心的波及体积,从而提高原油采收率.不同含油饱和度对平面调剖效果的影响实验表明,蒸汽伴注N2泡沫对次生水体和平面高渗透层具有良好的封堵能力.%Aiming at inhibition of negative effects caused by steam override and steam channeling in the process of steamflood, an experimental study was conducted for profile control effects exerted by permeability and oil saturation, respectively. Results show that injection of steam and N2-foam could improve the swept volume in low permeability cores which led to enhanced oil recovery. Different oil saturation experiment led to a result that the system of steam and N2 - foam could inhibit secondary water body and plug high permeability zones.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2012(012)006【总页数】4页(P1393-1396)【关键词】稠油;蒸汽驱;泡沫;驱油【作者】周根荣【作者单位】中国石油辽河油田辽兴油气开发公司采油作业三区,盘锦124010【正文语种】中文【中图分类】TE345目前国内开采稠油的方法主要是蒸汽吞吐和蒸汽驱。
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。
氮气泡沫调驱技术在注水井的应用刘应学,赵力强,钱 勇(中国石化胜利油田有限公司清河采油厂,山东寿光262714)[摘 要] 八面河油田在开发过程中,含水上升快,产量自然递减加快,部分井水淹严重,为稳油控水,利用氮气的特性,促使油藏压力场重新分布,改变驱油剖面,提高油藏的采收率,实现老区稳产。
[关键词] 高含水;氮气;泡沫;效果[中图分类号] TE357.7 [文献标识码] A [文章编号] 1009—301X (2007)02—0056—05 在油田开发后期,由于储层的非均质性及不利的油水流度比,水驱后地层中仍然存在大量的残余油。
八面河油田是一个复杂断块稠油油藏,经过十几年的注水开发,采出程度仅有13.6%,而综合含水已达90.1%,油田的自然递减率为18.8%,南区截止2004年底,油井开井306口,产液8260m 3/d ,产油水平716t/d ,综合含水已达91.3%,经过多年的注水开发,地层连通性较好,注入水突进,水驱效率低,含水上升。
面1、面2、面4和面12等区块由于渗透率极差大,在重力作用下,注入的水首先进入油层下部的高渗透层,发生水窜,油井过早水淹,使上部的低渗透层水的波及程度降低。
在新增储量有限的条件下,原油稳产难度加大。
为此清河采油厂近年来开展了三次采油提高采收率技术的研究工作,并进行了注氮气驱提高采收率矿场试验,部分区块见到了较好的增产效果,使稳油控水工作上一个新台阶。
1 注氮气泡沫提高采收率工艺技术1.1 注氮气提高采收率的机理注氮气开发油气田主要有混相驱、非混相驱、重力驱和保持地层压力等开采机理,一般氮气混相驱要求具有较低的混相压力,在八面河油田这种原油粘度、密度较高的稠油油藏难以实现氮气混相驱。
所以,只能开展注氮气非混相驱提高采收率工作。
注氮气提高采收率的机理可归纳为:1)注氮气有利于保持地层压力,注入地层后具有一定的弹性势能,其能量释放可起到良好的气举、助排作用;2)注入油藏的氮气会优先占据多孔介质中的油孔道,将原来呈束缚状态的原油驱出孔道成为可流动的原油,从而提高驱油效率;3)非混相驱替作用:氮气、油、水三相形成乳状液,降低了原油的粘度,从而提高了驱油效率。
CEA耐温耐盐发泡剂--泡沫改善水驱效果深部调驱技术东营广贸化工科技有限公司CEA发泡剂--泡沫改善水驱效果深部调驱技术一、前言目前,我国东部大部分油田都已进入开发后期,随着注水开发,油藏纵向及横向非均质进一步强化,生产井产出液含水高,能耗高,生产效率低,平均采收率仅为30%左右,稠油油藏采收率不到20%,大量地残余油滞留在地下,造成石油这种不可再生地珍贵资源地浪费.目前,各大油田采用地三次采油方法主要是稠油热采及聚合物驱,虽然聚合物驱能够提高采收率8%左右,一方面,聚合物驱综合采收率为40-45%左右,仍然有大量原油不能采出,聚合物驱后如何进一步提高采收率是急待解决地问题；另一方面聚合物驱对于油藏条件要求比较严格,聚合物受诸如温度、矿化度、二价离子、机械剪切、溶解氧地影响,仅能适用部分油藏,而且聚合物驱对设备要求严格,投资大,因此,聚合物驱仅能够使用于一定采油阶段,一定范围地油藏.强化泡沫驱（也称复合泡沫驱）是近几年发展起来地新型提高采收率地方法,具有提高采收率程度高,使用油藏范围广,在油藏运移能力强,堵水不堵油、选择性封度地特性,受到三次采油工作者高度重视并且在大庆、胜利地现场实验中取得了良好地效果,目前已进入扩大实验阶段.但是强化泡沫驱也存在着一些缺点,强化泡沫驱由于在体系中加入聚合物,因此聚合物驱存在地问题,强化泡沫驱都存在,特别是由于注入气体中残余氧对聚合物有非常大地伤害,造成聚合物效果地损失,而且强化泡沫驱,设备要求高,投资大,无论现场实验,还是推广应用都受到一定程度地限制,近期较难投入使用,并且对于油藏条件差、区块小地井更难适用.泡沫改善水驱效果深部调剖技术是一种利用泡沫地高封堵及对油水层地高选择性,改善水驱吸水剖面,提高水驱效果地实用新技术方法.它吸取了泡沫地优点,改善其缺点,结合现场条件,采用灵活地注入方式,有效地提高水驱效果,虽然其提高采收率地幅度低于强化泡沫驱,但是其投资小,使用范围广泛,能够提高综合经济效益,具有较高技术含量和较强地实用性.适用领域1.注水压力低,吸水能力强地油藏地层提高注入压力2.地层非均质严重地油藏,改善吸水剖面3.高含水油田降水增油4.改善聚合物驱效果5.聚合物驱后进一步提高水驱效果6.油井堵水、降水二、CEA发泡剂地特点及驱油机理CEA发泡剂地特点CEA耐温耐盐发泡剂是一种由多种表面活性物质组成地化学产品；主要用于三次采油中地高温高盐油藏泡沫驱油,也可应用于油田地泡沫酸化、泡沫钻井、调剖堵水、泡沫排水采气等众多领域；与空气、氮气、二氧化碳皆能形成良好地泡沫,起泡能力强,耐温性好,与高矿化度高钙镁含量地硬水复配,泡沫稳定性高,性能优于同类型产品,与其它化学添加剂具有良好地配伍性.可以明显地提高采油速度和驱油效率,本产品即可单独使用,也可与聚合物或其他物质复合使用,复配使用效果更理想,可最大限度地发挥协同效应,是一种在油田生产中具有巨大潜力地新型产品及采油技术.性能指标：使用浓度：按质量浓度0.5%使用（或按设计要求使用）使用方法：将泡沫剂与水按比例混合（或同时加入其它物质）,与气体按一定比例同时注入或间歇式注入即可.CEA发泡剂地表观粘度远远大于组成它地气体及液体地粘度,泡沫在油藏运移时在高渗层地流动阻力系数大于低渗层阻力系数；CEA发泡剂对于油、水具有选择性,遇水稳定,遇油破灭,堵水而不堵.CEA发泡剂地驱油机理1.提高了波及系数泡沫视粘度较高,可改善流度比,在非均质多孔介质运移时,首先进入渗透率大地孔道,根据贾敏效应地叠加原理,随着注入量增多,流动阻力逐步增大,迫使泡沫进入更多低渗透地小孔道中驱油,直到泡沫进入整个岩石孔隙,最终导致泡沫波及效率扩大.泡沫驱相对水驱,大大改善了油层非均质地影响,可克服注水易舌进、指进地问题,使驱动趋于均匀,从而提高了波及系数.2. 提高了洗油效率泡沫含有表面活性物质,它具有降低油水界面张力,增大原油与岩石表面润湿角q地作用,因此注入泡沫后,粘附功将大大降低,油易被驱走,洗油效率提高.CEA发泡剂改善水驱效果特点以水驱为主,利用泡沫地高表观粘度及对于油水层地选择性, 封堵大通道改善水驱吸水剖面,提高水驱波及面积,泡沫在油藏不断流动,起到动态深部调剖地作用,泡沫剂地活性剂成分降低油水界面张力,增加洗油效果,从而提高水驱采收率.三、CEA发泡剂室内实验研究成果及认识1、无论是强化泡沫驱、泡沫驱还是泡沫改善水驱效果技术,核心地问题是要有性能良好地泡沫剂,众所周至,泡沫是一种非常不稳定地物质,因此,具有良好泡沫性能地化学剂在此过程中显得尤为重要.泡沫剂地性能是决定泡沫改善水驱效果及成败地关键,其主要指标有以下几种1、起泡能力,2、稳定性3、配伍性,4、阻力系数,5油藏运移特性,6、泡沫良好地封堵性能2、CEA发泡剂泡沫性能研究2.1泡沫流体与渗透率地关系CEA发泡剂阻力因子与渗透率地关系是泡沫所独有地特点,泡沫地封堵能力随渗透率地增大而增大,在油藏中表现为对高渗层封堵地选择性].2.2CEA发泡剂堵水不堵油地特性油藏中经过多年地注水开发,残余油饱和度分布很不均匀,相差很大,室内实验无法真实地模拟现场条件,模拟了油藏驱油地极限条件,分别制作了两根渗透率不等地模型,将低渗管饱和模拟油,高渗管饱和模拟水,并联水驱后注入泡沫体系.实验证明,双管模型注水后,水主要从高渗管产出,高渗管产液占总液量地98％。
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。
摘 要：本文探讨了氮气泡沫调剖机理，采用氮气泡沫调剖改善吸气剖面及压水锥作用，起到了控水稳油的作用。
在草4沙2+3段采取了蒸汽吞吐伴注氮气的注入方式，同时提高注汽量、上调参数，含水由调前的88.7%降至76.1%，日增油2.2t/d.可看出再采用先进工艺技术，合理调整采液速度，可以延缓含水上升，延长调剖有效期，提高开发效果。
关键词：高温泡沫；氮气调剖；吸气剖面；开发效果一、氮气泡沫调剖机理研究高温泡沫和氮气注入油层，在地层孔道处形成泡沫，泡沫使气相的渗流能力急剧降低，封堵高渗层或大孔道，有效的抑制蒸汽在高渗层、高渗带、大孔道内窜流以及边底水的推进，转向周围未驱替带，从而提高蒸汽的波及体积，改善油藏的开发效果。
具体的讲，氮气泡沫调剖的机理主要有：（1）扩大油层加热带；（2）增加弹性气驱能量；（3）稀释降粘；（4）强化助排作用；（5）优先进入水体，降低油水界面；（6）提高驱油效率；（7）减少热损失。
二、草4沙2+3段N2泡沫调剖分析草4沙2+3段以三角洲相沉积为主要特点，每个旋回都呈正韵律分布。
开发过程中油藏发生如下变化：（1）泡沫调驱在蒸汽驱后的作用。
注入蒸汽后，随着稠油加热降粘被采出，地层能量降低，有着充足的水动力能量的边水会向压力低的部位推进，因此在底部高渗透层逐渐形成了油水带，使得含水上升，产油量下降。
后续注汽虽然部分补充了地层能量，加热了一部分顶部剩余油，但是水的比热容比油大，在焖井阶段底部的油水带会吸收更多的热量，造成注汽量的浪费。
开抽后，随地层能量降低，边水继续推进，快速进入高含水期，开发效果变差。
N2泡沫调剖后油藏示意图如图示：图1N2泡沫调剖后油藏示意图泡沫调驱在注入井近井地带以及高渗层等含油饱和度较低的地层中形成较为稳定的泡沫，主要是以泡沫渗流为主，泡沫能够有效地减小气体的指进，并能起到很好的调剖作用；在油层深部，含油饱和度较高，泡沫往往不能以稳定的形式存在，在这一区域既有稳定的泡沫，也包含了一些泡沫破裂产生的气柱和水包油乳状液，所以这一地带同时存在泡沫驱油渗流、混气水驱油渗流和与表面活性剂驱油相似的乳状液渗流。
氮气泡沫酸化技术在虎狼峁油田解堵中的应用随着石油勘探领域的不断深入，越来越多的油田出现了堵塞现象。
针对这种情况，氮气泡沫酸化技术成为了一种有效的解堵方法。
在虎狼峁油田，该技术也被成功应用于解决油藏堵塞问题，具有较大的实用价值。
一、氮气泡沫酸化技术的基本原理氮气泡沫酸化技术是一种通过将酸液与氮气混合，使其形成泡沫后注入井口并进入油藏，利用它的酸性和泡沫性质来溶解水泥石灰等物质，将堵塞物质迅速分解并清除掉的技术。
其中，氮气泡沫能够有效地增强酸液的渗透性和流动性，提高清除堵塞物的效率。
二、虎狼峁油田的堵塞问题虎狼峁油田的油层中长期存在着一些缓慢堵塞油井的现象。
由于沉积物随着时间的累积逐渐形成，这些物质很难被排除。
此外，在注采过程中，泥沙和化学物质也会不断地沉积到井眼和产量管道中，导致油藏出现堵塞，从而影响油井的正常产出。
三、应用氮气泡沫酸化技术的解堵过程在虎狼峁油田的解堵过程中，首先需要对油井进行调查，并了解堵塞物的成分和性质。
在此基础上，制定合理的解决方案，决定氮气泡沫酸化技术的详细实施方案。
整个过程包括以下步骤：1.准备酸液：根据实际情况选择不同类型的酸液，并按照配比要求混合。
2.制备氮气泡沫：通过将酸液与氮气混合，形成黏稠泡沫。
3.注入井口：将酸液泡沫注入井口，通过多次注入和排泄，逐渐扩大清除范围。
4.清除堵塞物：酸液泡沫在沉积物表面形成微小的起伏，然后逐渐侵蚀和溶解附着物质。
通过以上解堵过程，虎狼峁油田的油井堵塞问题得到有效解决，实现了油井正常产出，提高了油田的开采效率。
四、技术的优越性和应用前景氮气泡沫酸化技术具有许多优点，如高效、低成本、环保等。
相比传统的解堵方法，它具有更精细的清除效果和更好的流动性能。
最重要的是，它不会对环境造成污染，可以很好地保护自然资源。
总之，氮气泡沫酸化技术在虎狼峁油田解堵中的应用，为解决油藏堵塞等问题提供了有力的支持。
未来，该技术还会不断完善和升级，成为推动石油行业持续发展的重要工具。
低渗透油藏氮气泡沫驱应用研究发布时间：2022-08-19T05:45:18.366Z 来源：《科技新时代》2022年第1期作者：郭斌[导读] 氮气泡沫驱技术在低渗透油藏生产中发挥着重要作用郭斌新疆油田勘探开发研究院，新疆克拉玛依，834000摘要：氮气泡沫驱技术在低渗透油藏生产中发挥着重要作用，可改善油田的注水效果。
而起泡剂的性能影响着技术作用的发挥，因此需要利用双管岩心试验或模拟地层条件试验等方式分析起泡剂的性能。
同时，也需要分析起泡剂体系的黏度、起泡体系的吸附性能、压力、原油等因素对泡沫稳定性的影响，之后优化注入参数。
关键词：低渗透油藏；氮气泡沫驱；起泡剂前言：在不断开发的过程中，大多数油田都进入到了高含水阶段甚至特高含水阶段，产出液的含水量过高，严重影响到了油田的正常开发。
只有降水增油才能够提升油田开发的质量与效益，而氮气泡沫驱技术具有压缩系数高、稳定性强等特点，可以提高油藏采收率，因此本文将对低渗透油藏氮气泡沫驱进行简要分析。
1.氮气泡沫驱技术的优势氮气泡沫驱技术的优点十分明显，不仅可以进行泡沫封堵，也可以实现氮气驱油。
在氮气泡沫驱技术中，氮气发挥着重要作用，不仅可以维持地层压力，也可以产生大量的泡沫。
而泡沫驱也具有多重优势，例如其中的泡沫体系可以降低油水界面的张力，提升油田开采的驱油效率；泡沫体系具有良好的封堵调剖能力与视黏度，可以解决氮气注入后油藏出现气体指进这一问题；泡沫体系可以降低水油的流度比，提升波及系数【1】。
总之，将氮气与泡沫驱结合起来具有重要意义，可以提高油田采收率。
2.油田情况新疆油田是我国比较大的油田之一，其中某区块油藏含油层系是三叠系中统克拉玛依组，油藏的埋深是1678-2730m，主要是由克上组与克下组共同构成的。
其中克上组储层孔喉半径与渗透率的分布范围较广，平均孔隙度是12.2%，平均渗透率是0.85%，且微观孔隙结构具有较强的非均质性。
而克下组储层孔喉半径与渗透率相对较好，平均孔隙度是12%，平均渗透率是0.93%。
注氮气泡沫调驱技术李淑红1 吴玉杰2(大庆油田有限责任公司第三采油厂)萨北开发区油层是非均质性油层，不同油层渗透性级差大，层间、层内和平面矛盾都很突出，油田开发进入高含水后期开采阶段，特别是经过长期注水和聚合物驱油，主力厚油层有大孔道形成，注入水无效循环严重。
为探索控制高渗透层段水窜，提高厚油层动用程度和最终采收率的有效途径，在萨北开发区的一个水驱井组和一个聚合物驱后水驱井组开展注氮气泡沫调驱技术的研究与现场试验。
通过注氮气泡沫调驱试验，验证萨北开发区油层对氮气泡沫调驱技术的适应性，掌握不同井组的驱替规律，对水驱和聚合物驱后水驱井组采用氮气泡沫调驱的效果进行评价。
一、泡沫封堵和提高采收率机理氮气泡沫调驱技术就是将发泡剂、稳泡剂和各种添加剂组成的泡沫体系在地面用清水或含油污水稀释后，通过地面设备注入井下，注入同时在井口加注氮气，使泡沫剂与氮气在井口和井筒中充分混合形成稳定的泡沫流进入地层实施封堵和驱油。
2.泡沫封堵机理 （1）贾敏效应泡沫是一种气泡的聚集物，是不溶或微溶气体分散于液体中所形成的分散体系，其中气体是分散相（不连续相），液体是分散介质（连续相）。
当单个气泡在变径的毛细管中流动时，遇到孔喉半径小于气泡的半径时，如欲通过孔喉需克服遇阻使气泡变形后所带来的附加阻力，这就是贾敏效应。
当气泡前后压差小于使气泡通过孔喉时的最小压差时，气泡通不过孔喉，将会造成气泡对孔道的堵塞。
对于一个气泡来说，其阻力不大，但当压力逐渐降低，气泡不断的增大和增多时，产生叠加效应，引起的阻力是十分可观的。
注泡沫控制水窜就是利用这个原理。
（2）选择性封堵高渗透带根据贾敏效应的原理，孔喉半径越小，其产生的附加阻力越大，所以泡沫会优先进入孔径较大的高渗透带。
泡沫进入高渗透带后，在继续向前运移的过程中，气泡所受的地层压力下降，气泡变大；而且由于气泡间存在气体扩散效应，会发生气泡的合并现象，气泡也变大。
气泡的直径变大，高渗透层的孔径就相对减小，产生的附加阻力就增大，直至大到阻碍气泡流动，就产生了对高渗透带的堵塞。
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界发泡浓度。
