河南油田分公司第二采油厂稠油热采氮气泡沫调驱技术应用研究

《稠油热采氮气泡沫调驱技术应用研究》河南油田分公司第二采油厂2010年11月汇报人：毕长会汇报提纲一、计划任务执行情况二、项目进展情况及取得的主要阶段成果三、下步工作安排四、结论（一）简要介绍项目总体目标通过开展高温发泡剂的性能评价和优选，蒸汽氮气泡沫的封堵能力、参数优化和驱油效率物模实验研究以及蒸汽驱泡沫调驱数值模拟研究，优选出最佳的泡沫调驱注入工艺及注入参数，形成一套适合于河南稠油油藏的蒸汽氮气泡沫调驱工艺技术。⑴高温发泡剂的优选；⑵蒸汽氮气热力泡沫驱物理模拟研究；⑶蒸汽氮气热力泡沫驱数值模拟研究；⑷稠油油藏蒸汽氮气泡沫驱注入工艺及经济评价研究；⑸不同注入方式的注入工艺优化研究；⑹氮气泡沫调驱现场试验及效果评价。1.项目主要研究内容（二）计划任务执行情况2.项目主要技术经济指标（二）计划任务执行情况计划指标实际完成（1）工艺成功率≥90%100%（2）措施有效率≥70%

100%（3）施工井数8-10井组8井组（4）措施增油≥2000t2652.9t3.项目主要工作完成情况年份计划内容实际完成2009年上半年1.完成高温发泡剂的优选完成2.开展蒸汽氮气热力泡沫驱物理模拟和数值模拟研究完成3.挤注设备的配套完成下半年4.完成物模、数模研究完成5.现场试验2-4井组完成1井组6.跟踪效果和分析，完成项目阶段总结完成2010年上半年1.完成注蒸汽井组泡沫调驱注入方式优化研究完成2.蒸汽氮气泡沫调驱注入参数优化及经济评价研究完成3.现场试验4-5井组完成3井组下半年4.扩大现场试验3-4井组完成4井组5.跟踪效果和分析，完成项目总结预计完成（二）计划任务执行情况汇报提纲一、计划任务执行情况二、项目进展情况及取得的主要阶段成果三、下步工作安排四、结论（一）2009年项目进展情况及取得的主要阶段成果序号2009年项目完成内容主要成果1完成技术调研.资料收集，分析研究蒸汽氮气泡沫调驱封堵机理及驱油机理调驱机理：⑴改善流度比，调整注入剖面，扩大波及体积；⑵泡沫具有“遇油消泡，遇水生泡”的特点；⑶表面活性剂降低油水界面张力，提高洗油效率；⑷提高注入热能的利用率。2调研并采集5种高温发泡剂的样品，完成了高温发泡剂性能评价实验研究高温发泡剂的室内优选结果为：5号、3号和4号3通过调研，对挤注设备进行了选型和配套挤注计量泵型号：pj25-400/25b压力25mpa流量400l/h4开展完成了蒸汽氮气热力泡沫调驱物理模拟研究泡沫封堵能力实验：温度、浓度、气液比、渗透率和含油饱和度对泡沫封堵性能的影响；单管蒸汽驱、蒸汽氮气泡沫复合驱驱油效率对比实验；双管蒸汽驱、蒸汽氮气泡沫驱驱油效率对比实验5开展完成lz27井区蒸汽氮气泡沫调驱数值模拟研究完成模型建立及参数选取；历史拟合及结果分析6开展完成了楼31717井氮气泡沫调驱试验从试验效果看，氮气泡沫调驱对汽窜通道起到了一定的封堵作用，对应汽窜井汽窜减弱，邻井汽窜干扰得到有效控制，增油380.3t（二）对前阶段问题的整改情况1.从五种高温发泡剂中选取一种发泡剂实验评价其泡沫封堵性能随温度先升高后下降的变化特征。

发泡剂选择4#和5#填砂管物性参数表填砂管(#)玻璃砂(目数)孔隙体积(ml)孔隙度(%)渗透率(×10-3μm2)4#发泡剂16022432.9432665#发泡剂16024035.293071升温-降温实验从实验结果可以看出：两种发泡剂均表现出从低温到高温阻力因子在各个实验温度点比从高温到低温阻力因子大，说明发泡剂溶液在高温热处理后泡沫封堵能力变差。

（二）对前阶段问题的整改情况4#5#（二）对前阶段问题的整改情况2.蒸汽驱过程中进行氮气泡沫调驱双管实验实验装置为双管填砂模型，实验用油采用采油二厂高浅3区l958井地面脱气原油，原油粘度为6785.0mpa·s(25℃)。发泡剂选用5#，浓度为0.5%。实验所用填砂管参数填砂管玻璃砂(目数)孔隙体积(ml)孔隙度(%)渗透率(×10-3μm2)1#(高渗管)2041536.638960.212#(低渗管)16041136.28930.88（二）对前阶段问题的整改情况(1)先进行1.8pv

蒸汽驱，再转0.1pv

蒸汽氮气泡沫驱，然后蒸汽驱驱到最后。(2)转泡沫驱后，压差急剧上升，从200kpa

升到1400kpa,认为泡沫有效封堵高渗管。(3)当压差降到最初蒸汽驱压差水平时，认为泡沫失效，在泡沫有效期内，低渗管驱油效率提高6个百分点，两管平均驱油效率提高5个百分点。在参数敏感分析基础上，选取粘度、渗透率、胶结程度和注汽强度不同水平下，共设计了192个计算方案，计算出热侵体积。

粘度为4000mpa·s时的热侵体积回归模型：1.开展完成了蒸汽驱热侵体积回归模型研究（三）2010年项目进展情况及取得的主要阶段成果粘度(mpa·s)胶结程度mn40000.0112.5130-0.100640000.0312.3734-0.090740000.0512.2611-0.080640000.0712.1657-0.0744粘度为9000mpa·s时的热侵体积回归模型：粘度为20000mpa·s时的热侵体积回归模型：（三）2010年项目进展情况及取得的主要阶段成果粘度(mpa·s)胶结程度mn90000.0110.6212-0.152590000.0310.4242-0.134090000.0510.3205-0.126690000.0710.1528-0.1116粘度(mpa·s)胶结程度mn200000.0110.3648-0.2100200000.0310.1400-0.1929200000.059.9438-0.1660200000.079.7456-0.1526将不同粘度下回归公式的系数归纳后，通过数学分析及拟合，最终得到热侵体积与原油粘度(μ，单位mpa·s)、油藏渗透率(k，10-3μm2)、胶结程度(λ)、注汽强度(q，t/(m·d·ha))之间的关系式为：（三）2010年项目进展情况及取得的主要阶段成果（三）2010年项目进展情况及取得的主要阶段成果2.开展完成了lz27井区注蒸汽井组泡沫调驱注入工艺优化研究。在楼资27井区4个蒸汽氮气泡沫调驱试验井组前期注蒸汽开发历史拟合模拟计算误差达到了数值模拟精度要求(5%)的基础上，对注蒸汽井组泡沫调驱注入工艺及参数进行数值模拟优化研究。（三）2010年项目进展情况及取得的主要阶段成果根据蒸汽驱热侵体积回归模型模拟计算出注蒸汽井组的热侵体积：lz27蒸汽驱注汽井组热侵体积井组l31513井组l31713井组l31717井组l31917井组热侵体积(m3)21436.8222579.3520730.7415592.80（1）注汽井组热侵体积的计算（2）泡沫调驱注入参数优化a.气液比优化模型中气液比分别设定为1：4、1：2、1：1、2：1；单级段塞大小为0.1倍的汽窜通道孔隙体积；发泡剂浓度0.5%；根据段塞蒸汽氮气泡沫注入方式设计不同气液比下的注入参数。（三）2010年项目进展情况及取得的主要阶段成果不同气液比的模型均模拟到泡沫段塞的有效期结束为止不同气液比模拟结果统计表结果表明：随着气液比的增大，有效期延长，累产油增加。当气液比为2:1时效果最好，在有效期内，累积增油880.3t，当气液比继续增大到4:1时，累积增油减少；因此选择气液比2:1较为合适。（三）2010年项目进展情况及取得的主要阶段成果气液比1：41：21：12：14：1起始时间2010.5.112010.5.112010.5.112010.5.112010.5.11结束时间2010.7.62010.7.82010.7.162010.7.302010.7.12累积增油(t)48.896.1262.8880.3178b.段塞大小优化模型中蒸汽氮气泡沫段塞大小设定为0.05、0.1、0.15、0.2、0.25倍的热侵体积，气液比2：1，发泡剂浓度0.5%；根据段塞蒸汽氮气泡沫注入方式设计不同段塞大小下的注入参数。（三）2010年项目进展情况及取得的主要阶段成果（2）泡沫调驱注入参数优化不同段塞大小的模型均模拟到泡沫段塞的有效期结束不同段塞大小模拟结果统计表结果表明：随着氮气泡沫注入量的增加，累积增油量逐渐上升，但当注入量超过0.1pv时，增油幅度明显减小，因此选择0.1pv段塞较为合适。（三）2010年项目进展情况及取得的主要阶段成果段塞大小0.05pv0.1pv0.15pv0.2pv0.25pv起始时间2010.5.112010.5.112010.5.112010.5.112010.5.11结束时间2010.7.202010.7.312010.8.62010.8.182010.8.30累积增油(t)398.4900.211351292.31387不同段塞大小累产油对比曲线c.注入方式对比（三）2010年项目进展情况及取得的主要阶段成果（2）泡沫调驱注入参数优化连续注入：将一个大的氮气泡沫段塞连续注入地层；段塞注入：将一个大的氮气泡沫段塞分成4-5个小的段塞注入地层。两种注入方式均模拟到氮气泡沫有效期结束为止不同段塞分级模拟结果统计表

由模拟结果可以看出，将一个大的氮气泡沫段塞分成4-5个小的段塞注入地层会有更好的增油效果，所以注入的时候采用段塞注入。（三）2010年项目进展情况及取得的主要阶段成果注入方式连续注入段塞注入起始时间2010.5.112010.5.11结束时间2010.7.312010.7.31累积增油(t)742.2900.2c.发泡方式对比（三）2010年项目进展情况及取得的主要阶段成果（2）泡沫调驱注入参数优化地面发泡-伴随注入方式：即氮气和发泡剂在地面上发泡再和蒸汽一起注入地层；地面发泡-分段注入：即氮气和发泡剂在地面发泡，并且注入泡沫段塞时暂停注入蒸汽，将泡沫段塞注完后接着注入蒸汽；地下发泡-伴随注入：即将氮气、发泡剂和蒸汽一起注入地层，在地下发泡；地下发泡-分段注入：即先将氮气和发泡剂一起注入地层，接着再往里面注入蒸汽。不同发泡方式模拟结果统计表

从模拟结果可以看出，采用地面发泡-伴随注入方式，其累积增油量最多，因此选择地面发泡-伴随注入方式。（三）2010年项目进展情况及取得的主要阶段成果发泡方式地上发泡—伴随注地上发泡—分段注地下发泡—伴随注地下发泡—分段注起始时间2010.5.112010.5.112010.5.112010.5.11结束时间2010.7.312010.7.312010.7.312010.7.31累积增油(t)900.2726354383.7（1）蒸汽氮气泡沫调驱优化方案预测结合物模和数模实验结果，对楼资27井区4个蒸汽驱试验井组进行蒸汽氮气泡沫调驱优化方案的设计；选取4#发泡剂，浓度0.5％，泡沫段塞大小为0.1倍汽窜体积，气液比2：1，采用地面发泡混合注入的方式进行注入。（三）2010年项目进展情况及取得的主要阶段成果3.开展完成了蒸汽氮气泡沫调驱注入工艺及经济评价研究。注汽井组最优方案注入参数设计表

（三）2010年项目进展情况及取得的主要阶段成果l31513井组l31713井组l31717井组l31917井组注汽速度(t/d)60606060注氮速度(地下，m3/d)120120120120注氮速度(地上，m3/d)6000600060006000注氮天数5554发泡剂总量(t)6664.8注发泡剂速度(t/d)1.21.21.21.2注发泡剂天数5554由模拟结果可知，在最优注入条件下，四个井组可累积净增油900.2吨。（2）泡沫调驱优化方案经济评价经济评价方法：首先确定生产周期（有效期）累积净增油量；根据油价计算产出收入，再计算调驱措施发生的直接作业费用，即可求出实施蒸汽氮气泡沫调驱措施的净现值和投入产出比。（三）2010年项目进展情况及取得的主要阶段成果根据蒸汽驱试验井组实施蒸汽氮气泡沫调驱措施的生产成本，利用数值模拟的结果和技术经济评价手段，对优化的方案进行经济评价。净现值的计算公式为：式中：npv——净现值，104元；ci——现金流入，104元；co——现金流出，104元；（三）2010年项目进展情况及取得的主要阶段成果经济评价时，利用一个调驱周期内的净增产油量所取得的收入减去所投入的总成本进行评价。增产油量指的是实施蒸汽氮气泡沫调驱增油措施后的累积产油量与连续蒸汽驱采油方式的累积产油量的差。

ci-co

相关参数表（三）2010年项目进展情况及取得的主要阶段成果参数名称参数值原油销售价格（元/吨）4410原油商品率（%）89.8操作费（元/吨）1320管理费（元/吨）118发泡剂费用（元/吨）12000氮气车及泵租赁费（元/天）12000900.2×89.8%×4410-900.2×(1320+118)-12000×22.8-12000×19=3564954-1294487-273600-228000=176.9(万元)计算结果表明：lz27蒸汽驱试验井组实施一次蒸汽氮气泡沫调驱措施后的净收益能够达到176万元。4.开展完成蒸汽驱7个注汽井组泡沫调驱现场试验（三）2010年项目进展情况及取得的主要阶段成果调驱井号施工日期调剖剂类型调剖剂用量(t)氮气量(nm3)注入方式l31513（1）2010.1.203#发泡剂12.5727500地下发泡-分段注入l31513（2）2010.7.7-124#发泡剂5.430000地面发泡-伴随注入l317132010.7.12-174#发泡剂5.630000地面发泡-伴随注入l31917（1）2010.7.242010.7.31-8.3颗粒+3#发泡剂14.37+419200段塞+地面发泡-伴随注入l31717（1）2010.7.252010.8.6-8.9颗粒+4#发泡剂13.72+624000段塞+地面发泡-伴随注入l31917（2）2010.10.22-275#发泡剂5.533000地面发泡-伴随注入l31717（2）2010.10.28-11.33#发泡剂6.333600地面发泡-伴随注入2010年氮气泡沫调驱施工参数统计表2010年共进行氮气泡沫调驱7井次，目前可评价5井次，工艺成功率和措施有效率均为100%；至10月底，措施井累计增油2272.6吨。调驱井号施工日期井组增油（吨）调驱前后注汽压力提高值（mpa）备注l31513（1）2010.1.20245.40.13l31513（2）2010.7.7-12844.10.6继续有效l317132010.7.12-17930.10.9继续有效l31917（1）2010.7.242010.7.31-8.3134.30.55l31717（1）2010.7.252010.8.6-8.9118.70.49l31917（2）2010.10.22-27/0.9待评价l31717（2）20