海上大底水油田氮气泡沫稳油控水技术的研究与应用
氮气泡沫驱机理
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
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。
火山岩油藏氮气泡沫驱的研究与试验
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℃，
稠油氮气泡沫调驱效果分析——【油气田开发技术新进展】
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
冷43块稠油油藏氮气泡沫驱油试验研究
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。
稳油控水技术在大庆油田中的应用
稳油控水技术在大庆油田中的应用 摘要：大庆油田目前已经进入高含水后期开发阶段。在油田综合含水率高、采出程度高和剩余可采储量采油速度高的情况下，油田开发稳产难度明显加大。针对这种状况，大庆油田在开发的实践中开创了“稳油控水”的采油模式。“稳油控水”是高含水后期控制油气生产成本，提高油田开发效益的必由之路。实现“稳油控水”的关键是深化油藏认识，明确调整挖潜方向，精细搞好油田开发调整。通过开展精细的地质研究，综合各种动态监测资料，提高了对油藏地质和开采特点的认识，有效地进行了油田精细开发调整，控制了产量递减的速度。 关键字：高含水；稳油控水；结构调整；水驱 0 前言 大庆油田进入高含水后期开采以后，随着含水升高、采出液体的液油比将迅速增大，要保持稳产就必须采取科学有效的调整措施，控制好含水上升速度，控制好液油比的增长，这就是提出“稳油控水”开发调整方案的基本思路。 1 大庆油田现在的状况 大庆油田多油层，油藏严重非均质性，不同油层的储量动用状况差异大；油田分区、分层系、分井开采不平衡；仅靠单一老井提液措施难以实现油田稳产；油田多次井网调整后单砂层的注采关系复杂化，形成新的剩余油分布；认识深化所挖潜的过渡带潜力，都是油田继续稳产的有利条件。因此，为了提高油层储量动用程度，改善油田水驱开发效果，实现油田高含水后期稳油控水目标，必须全面进行油田开发结构调整，通过注采结构的调整，协调油层的注采关系。 2 搞好油田注水结构调整，提高注入水利用率 注够水，注好水是改善油层水驱开发效果，控制油气生产成本上升的一项重要基础工作。由于油层非均质性的存在，油层水淹的不均匀性也始终存在。大庆油田稳油控水的实践表明，搞好油田注水，根据不同油层的水淹状况合理配置注水量，对稳油控水具有十分重要的作用。 2.1 笼统注水井改分层注水 油田开发初期，对注水井均采用笼统注水的方法。但为了解决主力油层与中、低渗透油层之间的矛盾，发展了主要以砂岩组或油层组来划分分层注水层段的分层注水技术。进入高含水期，为了适应油井提高液量的需要，部分注水井又由分层注水改为笼统注水。油田进入高含水后期以后，层间矛盾在新的压力系统条件下重新出现，因此，部分笼统注水井又重新开始进行分层注水。这一阶段的分层注水更加细化。对于特高含水层实行控制注水或平面调整；对于潜力层实行加强注水，以提高油井液量来实现油井产量的稳定。
高含水后期油田“稳油控水”技术初探
高含水后期油田“稳油控水”技术初探 目前，我国东部油气田的开发普遍进入了高含水、特高含水开发阶段，稳油控水作为一项关键技术，主要通过细分层系开发和聚驱等三次采油技术得以实现。本文结合油田生产实际情况，对两项技术进行了分析和阐述。 标签：稳油控水；分层开采；聚合物驱油 1 分层注采技术 “注好水、注够水”是搞好油气动态开发的关键环节。搞好注水与搞好分层注水，协调好注、堵、采的关系是实现“稳油控水”方针的关键。在高含水后期要全面控制含水上升速度，必须把分层注水、油井分层堵水，分层采油综合分析，协调研究注、堵、采的相互关系，使它的综合效应反映在实现稳油控水的各项指标上来。 1.1 特高含水油层测试技术 堵水首先需要解决的问题就是高含水层的准确判断。这几年，通过测试、模拟和综合分析水平的提升，对于高含水层位有了更充分的认识。 对于日产液在100方以下的机采井，采用常规泵与环空测试井口配套直接进行测试找水，对于日产量在100-250方左右的机采井应用长冲程抽油机与与大泵相结合的方式解决环空测试空间问题，基本上能够满足日常对机采井的环空测试需要。 1.2 机械堵水工艺技术 通过高含水层位测试，明确了高含水层位，利用分层系、桥塞隔离等方式对多层开采过程中已经高含水层位进行处理。在实践中，针对常规机械堵水无法调整层位的问题，研制了可调节堵水孔径的装置，保证随时可以对出水层位采液量的控制调整，使得机械堵水具有了更为灵活的特性，机械堵水工艺向经济、实用、多功能方向发展。对井下更层位通过开关随意调节的方法，大大增强了机采的灵活性，降低了成本，实现了一次下入找水、堵水全部解决，同时降低了作业次数，降低了劳动强度。 1.3 化学剂堵水技术 化学法堵水，说到底就是利用已经得知的高含水层位情况，通过对地层的配伍性认识后，利用化学封堵剂等材料，对高含水层位进行必要的堵水施工作业，这当中分为完全堵死封堵剂还有就是堵水疏油堵剂。完全堵死封堵剂就是利用堵剂对高含水层位进行完全性的封堵，后期不采取其他措施的话，这个层位将不再产生任何的地层液。而堵水疏油堵剂并不是完全封堵地层，而是利用了油水的不
QHD32-6油田氮气泡沫驱高温高压可视化实验研究—郑继龙
QHD32-6油田氮气泡沫驱高温高压可视化实验研究 陈平，宋志学，郑继龙，张相春，赵军,吴晓燕 （中海油能源发展股份有限公司钻采工程研究院，天津塘沽 300452） 摘要：利用高温高压可视化填砂管，研究了静态和动态条件下N2泡沫驱油过程中原油与泡沫的流动规律及其驱油机理，并对QHD32-6油田N2泡沫驱泡沫体系进行优化。实验结果表明：压力的增大有利于更多N2溶入原油中，使原油黏度下降，有利于原油的采出；随温度升高，N2泡沫在填沙管模型中的封堵作用逐渐减弱。在90℃下，N2泡沫体系仍具有较高的阻力系数，说明该体系具有良好的耐高温性能。随注入速度的增加，泡沫产生的阻力因子增大；但压力过大容易形成气窜影响采收率，因此，应将注入速度控制在合理范围以内（1～2mL/min）。 关键词：高温高压；可视化物理模型；氮气泡沫；驱油实验 Visualization studies on nitrogen-foam flooding experiment under high temperature and high pressure of QHD32-6 oilfield Chen ping, Song zhixue, Zheng jilong, Zhang xiangchun, Zhao jun, Wu xiaoyan (CNOOC Energy Technology & Oilfield Engineering Research Institute, Tanggu Tianjin, 300452) Abstract: The high temperature and high pressure visualized sand pack was applied to study the flowing laws and microscopic mechanism of oil displacement for crude oil and foam under static and dynamic situations during the process of N2 foam flooding. The experiment results showed that increasing of pressure could be beneficial to dissolve more nitrogen in crude oil, which due to reducing of viscosity of crude oil and being good for oil recovery. With the increasing of temperature, the plugging effect became worse, however, high resistance coefficient for N2 foam system at 90℃, which indicated that the N2 foam system had a high-temperature resistance. With the increasing of injection rate, the resistance factor also increased. However, high injection rate would cause gas channeling, therefore, the injection rate should be controlled within a reasonable range, such as 1-2mL/min. Keywords: high temperature and high pressure; visualized physical model; nitrogen-foam flooding; oil displacement experiment 前言 海上油田开发难度大、投资风险高，渤海油田采油工艺技术难度达到标定采收率指标，需尽快采用新技术，以提高油田采收率。近几年来，N2泡沫驱提高采收率技术发展迅速。一方面，泡沫有较高的视粘度，且具有“遇油消泡、遇水稳定”的特性[1]；另一方面，泡沫具有“堵大不堵小、堵水不堵油”的特性[2]。 QHD32-6油田低幅度构造，边底水合采，油田含水上升快，产量递减大。为进一步挖掘剩余油潜力，解决储层非均质性强、注入水突进现象，为此在QHD32-6油田条件下进行了N2泡沫驱试验研究。 1 N2泡沫驱增油机理 一般认为，N2泡沫驱油增油的主要机理有以下4个方面[3]：（1）泡沫体系中表面活性剂降低油水界面张力，提高驱油效率。（2）泡沫液视粘度较大，可有效降低油水流度比、扩大波及体积。（3）泡沫具有“遇油消泡、遇水稳定”、“堵大不堵小、堵水不堵油”的特性，可有效封堵含油饱和度较低的高渗孔道，从而提高中、低渗透层的驱油效率。（4）泡沫破裂后，N2上升到油层顶部，聚集到一定程度，形成N2驱。
氮气泡沫调驱技术研究与实践
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)
油田高含水期稳油控水采油工程技术分析
油田高含水期稳油控水采油工程技术分析 随着时间的发展，我国有一部分油田已经开始出现特高含水期下引发的一系列采储失衡、设备老化等问题，影响着石油开采的质量与产量。这些问题也迫使我们在极力的解决。本次就油田在高含水期稳油控水技术方面进行研究。尤其是针对现有的传统大型油田技术方面的探讨，使其在维持水期油田质量和产量方面做出改善，降低能源的损耗，节约成本。 标签：含水期；控水；采油工程；技术研究 1 采油工程必不可少 油田的开发一般由采油工程、地面工程还有油藏工程几个部分组成。其中采油工程是最重要的一环，也是最终油田采到油的终极目标。因此，采油工程在油田的开发利用中至关重要的。采油工程技术着眼于油田开采的整体，目的是为了增加地质的储量和采油的储量。她将保护、开发、改造油层进行三位一体的统筹发展。采油工程主要有三个方面的发展要求：第一，是对老油田区进行注水，通过增注的办法使得油田的分层达到更精细，油田产量得到发展。第二，完善油田的工艺并提高和适时调整采油措施，将开发技术与采油能力有机的结合起来三次采油与三次控油相结合，在采油的过程中治理，使得产量持续增长。第三，针对的是开发难度大的油田而采取的技术方面的攻克。根据油田的储存地质环境，选择与之相适应的开发技术，采用大规模的压裂、水平井等先进的主流技术进行攻克。这个技术的发展将有助于控制成本，降低能耗，实现油田的可持续性开采。 2 高含水期中油田开发存在的问题 2.1 油田各层的品质差别较大，开采难度增加 油田是地底下天然存在的碳化氢在地表以下呈现的是液体，然而另一方面在地表以下以气体来呈现的是天然气。由于地质环境的不同各个油田层之间的差别也较大，这就给开采造成一定的压力。开采的难度大，导致单位时间内开采率增加，同时也影响对油田开采的战略储备。 2.2 水油比上升，控水难度增大 当水油比的比例发生不协调关系或者油井中含水层过大，没办法实施一些策略进行堵剂，使得吸水的剖面增大，则会导致油的质量下滑，影响油的产能。当面临油水比重失调的情况下，应采取合理的注采关系及机械等方式进行弥补，防止一系列问题的发生。 2.3 设备老化和产能下降导致其能耗上升，产油成本增加 能耗的增加带来一些资源的浪费，迫使采油成本上升。我国的众多油田都存
氮气泡沫注入调节装置使用技术要求
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。
氮气泡沫热水驱提高稠油采收率技术研究(阅)
[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
SZ36-1油田氮气泡沫驱油体系的筛选及性能评价
精细石油化{．进多第14卷第4期 A D V A N C ES I N nN E P E TR O C H EM I C A L S SZ36—1油田氮气泡沫驱油体系的 筛选及性能评价 郑继龙1，宋志学1，陈平1，张相春1，胡雪1，王啸远2，赵军1 (1．中海油能源发展股份有限公司钻采工程研究院；2。中海油gt服务股份有限公司钻井事业部：天津300452) [摘要】利用W a r i ng B l ende r法，采用复配增效原理，确定了油田N：泡沫驱油体系FP一1最佳配方：500m g／L稳泡剂W P一1+0．3％起泡剂B z一5。对该泡沫驱油体系进行了性能评价，结 果表明，该体系具有较好的耐温抗盐性和耐油性，物理模拟试验表明，该体系能提高采收率 21．1％。 【关键词】SZ36一l油田泡沫驱物模实验配伍性性能评价 绥中36—1油田位于辽西低凸起中段，面积43．3km2，原油地质储量2．5×108t以上，油田分布范围广，埋藏浅，层系多，油层厚，黏度平均为1478．4m Pa s，油层厚50．0—248．5m，孔隙度28％一35％，渗透率变化较大(30—5000)×10～斗m2。原油性质具有高密度、高黏度、高胶质和高沥青质含量，以及低凝固点、低含硫量、低含蜡量等特点。油田全面开发时，可通过分层采油和注水工艺减少层间矛盾，提高油田水驱油效率。 泡沫驱封堵调剖能力强、表观黏度高、可降低油水相对渗透率、对油水的封堵具有选择性，能有效降低N：流度并改善N：在非均质油层内的流动状况，控制气体指进、降低气液产量比、推迟气体的突破时间，从而大幅提高采收率…。泡沫进入地层后，首先进入高渗透率层，由于泡沫有较高的表观黏度，且具有遇油消泡、遇水稳定、堵大不堵小、堵水不堵油的特性旧J。为此，笔者利用W axi ng B l ender法，采用复配增效原理∞。1，研制成一种海上油田N：泡沫驱油体系，并对其性能进行评价。 1实验 1．1原料 油：Sz36—1油田原油，油藏温度下黏度为1478。4m Pa s；水：室内配制Sz36—1油田模拟地层水和注入水，地层水总矿化度9907．98 m g／L，注入水矿化度6556m g／L，经0．45g,m微孔滤膜过滤；气：N2，纯度99．9％。 起泡剂A O S，H O N一1103，A B S，N K630，SO N一1230，O N一209，SO N一1123，H O N一1104，SO N一1238，A S，均属于阴离子型表面活性剂，天津市雄冠科技发展有限公司；稳泡剂W P一1，W P一2，W P一3，W P一4，均属于阴离子表面活性剂，法国爱森絮凝剂有限公司。 1．2仪器 高压恒压恒速泵，型号Q X5210—H C—A—A H—S，美国Q i uzi x；岩心驱替试验装置，扬州华宝石油仪器有限公司；填砂管模型，犯5nl l n×300m m，江苏海安发达石油仪器有限公司；泡沫发生器，扬州华宝石油仪器有限公司；W a r i ng搅拌器，美国威力；布氏黏度计，Brook_fi el d D V一Ⅱ，转子S00。 1．3起泡能力和半衰期测定方法 向量杯中加入200m L，质量分数(下同) 0．3％的泡沫体系溶液，高速搅拌3m i n；关闭W ari ng B l ender搅拌器，读取泡沫体积，表征泡沫体系的起泡能力；纪录从泡沫中析出100m L液体所需的时间，即为泡沫的半析水期，表征其稳定性；W ar i ng B l e nder搅拌器转速7500r／rai n，实验温度25℃。 1．4静态吸附实验方法 配制400m L0．5％的泡沫体系溶液；分别取100g油砂，按油砂与泡沫剂质量比为1：4混合；放人恒温水浴中恒温96h，过滤，测定泡沫体系的起泡高度和稳泡时间。 收稿日期：2013-04—27。 作者简介：郑继龙，工程师，从事提高采收率研究工作。 基金项目：海上大井距多层合采稠油油藏聚合物驱剩余油分布机理研究(2011ZX05024—002—001)。
葡北三断块高含水期稳油控水技术研究
石油地质与工程 2011年3月P ETROLEUM GEOLOGY AND ENGI NEERING第25卷第2期 文章编号:1673-8217(2011)02-0052-04 葡北三断块高含水期稳油控水技术研究 张福玲 (中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江大庆163712) 摘要:葡北三断块油田位于大庆长垣沉积体南部,由于砂体窄小、分布零散、层间、层内、平面非均质性严重,稳油控水难度很大。在储层精细描述和剩余油研究的基础上,组合实施油水井双向调剖、长胶筒细分调整以及注水井酸化等多项措施,使得开发指标得以好转,改善了油田开发效果。该套技术对水下窄小砂体油田高含水后期的开发具有一定借鉴意义。 关键词:葡北三断块;剩余油;稳产;降低含水率;措施 中图分类号:TE313.3文献标识码:A 葡北三断块位于大庆长垣大型河流-三角洲沉积体系南部,开发储层是白恶系姚家组一段葡I组油层,以水下窄小砂体沉积为主,砂体窄而薄,呈条带状分布,油层埋藏深度为800~1000m,砂体宽度一般在50~200m,其含油面积55.3km2,地质储量4113104t,原始地层压力11.26MPa,饱和压力6.28MPa[1-2]。葡北三断块年产油量占葡萄花油田年产油的五分之一左右,其开发历程可代表葡萄花油田,因此研究其稳油控水对葡萄花油田的开发具有指导意义。 1油田开发历程及现状 葡北三断块于1979年投人开发,基础井网采用600m600m反九点面积注水井网。1983年以前主要以自喷方式开采,到1984年地层压力下降开始全面转抽。1987至1994年实施井网一次加密调整,调整后为反九点法和四点法相结合的注采井网,井网加密到300m300m。1997至1998年进行井网非均匀二次加密调整,局部井网加密到210m 井距。综合治理前葡北三断块共有油井342口,正常开井321口,注水井182口,正常开井166口。累计生产原油1328.21104t,累计产水2014.92 104m3,累计注水4703.96104m3,累积注采比1. 31,年注采比1.40,采油速度0.9%,采出程度32. 29%,综合含水86.42%。 油田开发中存在的主要问题 产量递减速度及含水上升速度快 葡北三断块以窄薄砂体沉积为主,油层物性差异大,层内、层间、平面矛盾突出,油层水淹不均匀。随着储采不平衡的状况日益加剧,老井措施潜力、补产能力不足,使得油田递减速度加快。平面调整难度大,纵向上由于低含水或不含水的薄差层吸水差造成层间接替能力差,导致产量递减及含水上升速度较快,控制难度大。 2.2水驱控制程度低 受砂体沉积条件及注采井网完善程度影响,葡北三断块水驱控制程度仅为77.6%,其中单向连通所占比例为30.1%,二向连通比例为28.9%,三向连通比例为18.5%,单向连通比例高,尤其是以内前缘水下分流河道沉积为主的葡I1-5砂岩组,单向连通比例高达36.0%,制约了剩余油的动用程度。 2.3局部注采关系不够完善 葡北三断块目前共有油水井数为524口,其中正常生产井数为486口,油水井数比为1.93,虽然经历了两次加密调整,但受沉积环境及注采井网局限性的影响,造成局部井区整个条带上仍然存在有注无采(如图1)、有采无注(如图2)或由于条带状砂体的一边靠近砂体变差部位,只有一个来水方向,造成油层动用不好或根本未动用等注采关系不完善的情况,影响了区块的整体开发水平。 2.4欠注井较多 葡北三断块有40口欠注井、57个欠注层段,日配注1205m3,日实注仅为316m3,日欠注水量889 收稿日期;改回日期 作者简介张福玲,助理工程师,年生,6年毕业于大庆石油学院石油工程专业,现从事油田地质开发研究工作。 2 2.1:2010-10-04:2010-12-07 :1974200
氮气泡沫调剖技术研究与应用
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