聚合物驱后油藏强化泡沫驱参数优化设计

为进一步提高聚合物驱后特高含水开发后期油藏采收率,根据强化泡沫驱先导试验区的油藏特点及开发现状,利用CMG数值模拟软件,对双河油田强化泡沫驱的注入段塞大小、注入浓度、注入方式等参数进行了优化设计,并依此制定了开发方案。优化结果表明:强化泡沫体系为2 000 mg/L稳泡剂+0.3%发泡剂,合理气液比为1∶1,最佳注入量为0.5 PV,并且采用气液混注方式驱油效果最佳;预测矿场实施后,可提高采收率10%,对聚合物驱后油藏采用强化泡沫驱技术进一步提高采收率是可行的。     

QHD32-6油田氮气泡沫调驱数值模拟研究

为改善QHD32-6稠油油田的水驱开发效果,开展了氮气泡沫调驱提高采收率数值模拟研究.根据该油田A9井组的地质油藏条件,建立三维地质模型.在历史拟合的基础上.对氮气泡沫调驱注采参数进行了优化设计,并进行指标预测和经济评价.研究结果表明,氮气泡沫调驱最佳注采参数为:气液比为1:2,井组合理注液速度为800 m3/d左右,最佳泡沫刺浓度为0.3%～0.5%(质量分数),最佳驱替体积为0.15 PV左右,最佳氮气泡沫段塞为60 d左右.经济评价表明,采用氮气泡沫调驱方案,其投入产出比为1:5.该井组采用氮气泡沫调驱技术可以较好地改善注水开发效果,达到降水增油和提高原油采收率的目的.     

稠油热采井氮气泡沫调剖技术研究与应用

针对河南稠油热采井的汽窜问题,开展了氮气泡沫调剖技术体系的室内实验及参数优化研究,通过发泡剂的静态性能评价和单双管连续驱替实验,确定了最佳发泡剂质量分数和最佳气液比,优选发泡剂质量分数为0.5%,推导出最佳气液比在地面条件下注氮气量与蒸汽量之比约为40:1左右,单井汽窜的泡沫调剖段塞注入量为0.1 PV左右。2007年,经过现场7口井的氮气泡沫调剖试验,措施有效率85.7%,取得了较好的增油效果,措施后平均单井注汽压力与措施前相比上升0.6 MPa,有效封堵了热采井的汽窜通道。     

泡沫驱油技术室内实验及参数优化研究

通过起泡剂评价,优选出质量浓度为0.5%的QP-2为目标油藏用起泡剂。泡沫驱用起泡体系最佳气液比为1:1,最佳注入量为0.8PV,最佳注入速度为0.5mL/min,最佳注入方式为交替注入。     

α-烯烃磺酸钠与聚合物二元泡沫复合驱实验研究

为考察二元泡沫复合驱在大庆油田应用的可行性,利用泡沫扫描仪和泡沫驱油装置,在大庆油田油水条件下,考察了α-烯烃磺酸钠(AOS)浓度、聚合物(HPAM)浓度、发泡剂体系注入量及气液比对泡沫复合驱的影响。实验结果表明:二元体系泡沫稳定性随着AOS或HPAM浓度的增加出现极大值,而后降低;二元泡沫复合驱采收率随着AOS或HPAM浓度的增加而增加;在相同浓度和用量的条件下,二元泡沫复合驱效果好于单纯AOS泡沫驱或单纯聚合物驱的效果;增加泡沫注入量有利于提高二元泡沫复合驱的效果,注入量大于0.3 PV时,二元泡沫复合驱采收率趋于缓和;增加气液比有利于提高二元泡沫复合驱的效果,但气液比过大会出现气窜,在气液比为2∶1时,二元泡沫复合驱的采收率达到最佳。     

渤海稠油油田氮气泡沫调驱室内实验研究

为了拓宽海上油田提高采收率技术的选择范围,有效开发海上稠油油田,选取满足泡沫调驱技术油藏筛选条件的QHD32-6油田北区开展了氮气泡沫调驱室内实验研究。在考虑海上平台空间有限的情况下,评价和研究了较低气液比(1∶2)氮气泡沫在岩心中的流动特点。实验结果表明:海上稠油油田氮气泡沫驱的合理气液比为1∶2~2∶1,最佳泡沫剂质量分数为0.3%~0.5%;气液比为1∶2时,氮气泡沫调驱能够较好地改善水驱效果,提高原油采收率幅度在26%左右。     

高温蒸汽氮气泡沫复合驱实验研究（） 摘要: 关键词: 中图分类号:TE357

为了研究不同因素对泡沫封堵特性和高温蒸汽氮气驱提高采收率效果的影响,开展了发泡剂浓度、温度、气液比、渗透率和含油饱和度对3种发泡剂生成泡沫封堵能力影响规律、发泡剂浓度和蒸汽氮气混注比对蒸汽泡沫复合体系封堵特性影响以及不同发泡剂单管和双管驱油实验。研究结果表明,泡沫阻力因子随发泡剂浓度、气液比、渗透率增加而增大,后期增加速度较缓,最佳质量分数和气液比为0.5%和1∶1;阻力因子随含油饱和度增加而减小,含油饱和度大于0.2时,泡沫基本失去封堵能力;1#、2#发泡剂生成泡沫的阻力因子随温度增加而降低,3#随温度增加而升高;蒸汽氮气泡沫混注时,最佳质量分数和蒸汽氮气混注比为0.6%和3∶2;注2#和3#发泡剂的蒸汽氮气泡沫复合驱提高采收率20.82%和17.05%;2#发泡剂提高波及系数和洗油效率为13%和24.6%,3#发泡剂提高波及系数和洗油效率为9.05%和21.9%,2#发泡剂性能优于3#发泡剂。     

渤海稠油油藏N2泡沫复合驱室内评价

针对注水开发海上稠油油藏存在油井含水上升快,油井原油产量下降快,采出程度低等问题,研究了采用N_2泡沫复合驱提高采收率技术的可行性。通过室内试验优选出复合泡沫剂配方,即2 000 mg/L XM-3C+1 800 mg/L HAPAM;考察了N_2泡沫注入量和气液比对原油采收率的影响。驱油试验结果表明,采收率随着N_2泡沫注入量的增加而增大,当注入量增加到0.4 PV时,采收率的增幅趋于平缓;采收率随气液比的增加而先增大后减小,当气液体积比为3∶1时,采收率达到最大值37.12%。     

稠油油藏吞吐后转氮气泡沫驱

氮气泡沫驱能有效改善稠油油藏蒸汽吞吐和水驱后期的开发效果.以辽河油田某区块莲花油层稠油油藏为对象,开展氮气泡沫驱研究.通过岩心驱替实验,确定了氮气泡沫驱的最佳气液比;利用油藏数值模拟技术,建立了三维地质模型,进行了目标区块历史拟合.在此基础上,优化了氮气泡沫驱注采设计方案,预测对比了方案实施后的效果.研究结果表明:目标区块宜采用注泡沫2个月后开井生产4个月的周期氮气泡沫驱开发方式,注入最佳气液比为1.3∶1,发泡剂最佳使用质量分数为0.45％,单井注入速度为45 m3/d;与同期注水开发预测结果相比,周期氮气泡沫驱的预测阶段采收率可提高6.09％.氮气泡沫驱技术可显著提高该区块稠油油藏采收率.     

浅薄层稠油油藏氮气泡沫调驱适应性研究

针对河南油田某区块稠油粘度大、油层厚度薄、蒸汽吞吐后期汽窜超覆现象严重,急需转变热采开发方式,利用室内物理模拟实验和数值模拟方法,进行了氮气泡沫调驱的适应性研究。实验结果表明,发泡剂静态性能综合评价指数有利于发泡剂的统一筛选;在蒸汽和发泡剂基本注入参数相同的条件下,热泡沫(蒸汽伴随)的发泡剂利用率较高,单位质量发泡剂产油量比冷泡沫(蒸汽不伴随)高24.4%;多层合注合采时各层启动压差受泡沫注入方式和渗透率级差的双重影响,冷泡沫注入时各级启动压差随渗透率级差呈线性增长,热泡沫注入时则呈对数式增长;此外,不同渗透率层对采出程度贡献度差异较大,泡沫对中、低渗透层动用率相近。在实验基础上,利用数值模拟得到的氮气泡沫调驱最优方案为:采用氮气泡沫段塞式注入,在蒸汽注入速度为4.5t/(d·m),发泡剂质量分数为0.5%的条件下,泡沫段塞最佳注入量为0.01倍孔隙体积,最佳地面气汽比为20∶1,最佳采注比为1.3∶1,最佳泡沫段塞停注时间为90d。     

吉木萨尔页岩油藏泡沫辅助注气吞吐试验研究

吉木萨尔页岩油藏储层渗透率极低,改造后存在大量人工裂缝和天然裂缝,采用注氮气吞吐方式开采易发生气窜,造成氮气波及范围小,页岩油采收率低.为了增大氮气波及范围、提高吉木萨尔页岩油藏的采收率,在评价泡沫封堵页岩裂缝能力的基础上,利用吉木萨尔页岩岩样进行了泡沫辅助注气吞吐试验,分析了泡沫辅助注气吞吐提高采收率的机理,研究了吞...     

CO2响应性增强泡沫体系室内试验研究

为解决低渗透油藏CO₂驱气体窜流影响开发效果的问题,以泡沫综合值为评价指标,通过搅拌法优选发泡剂,建立了CO₂响应性增强泡沫体系,配方为0.1%发泡剂AOS+4.0％小分子胺+水。该体系在接触CO₂前黏度与水接近,与CO₂作用后黏度可升高18倍以上。性能评价结果显示:CO₂响应性增强泡沫体系的泡沫综合值可达到常规泡沫体系的11倍以上;具有明显的剪切稀释特性,流变方程符合幂律流体流变模式;比常规泡沫体系具有更强的黏弹性,可以封堵优势渗流通道,抑制非均质低渗透油藏CO₂驱气体窜流,提高低渗透油藏CO₂驱的采收率。研究结果表明,CO₂响应性增强泡沫体系可以解决低渗透油藏CO₂气体窜流问题,提高CO₂驱的开发效果。      

凝胶发泡体系室内实验研究

针对纯发泡剂半衰期较短、对已形成注入水窜流通道的高渗透储层封堵效果较差的实际问题．开展了凝胶泡沫体系的研究。该泡沫体系成胶时间在3～10d之间,发泡体积在500mL以上,半衰期在20h以上。该堵剂具有交联时间可控、成胶后强度高、不易破胶及对人造岩心封堵率大的特点,用于注水井调剖时,能达到扩大注入水的波及体积和提高水驱采收率的目的。     

裂缝性致密油藏超临界CO2泡沫驱规律实验研究

超临界CO2泡沫可以有效降低CO2流度,提高封堵强度,抑制CO2在裂缝性致密油藏岩心中的窜流。在接近油藏条件下对8种起泡剂进行评价,优选出稳定性最好的起泡剂;研究不同气液比、裂缝开度及注入方式下超临界CO2泡沫的岩心渗流特征,分析水驱和气驱后超临界CO2泡沫驱油规律。结果表明:质量分数为0.5%时,起泡剂HY-2稳定性最好;气液比为1.0时对裂缝性致密岩心封堵效果最好,对裂缝开度在39.80~82.67μm时有较好的适应性,气液同时注入更有利于提高超临界CO2泡沫封堵效果,在水驱或气驱基础上,超临界CO2泡沫驱可使采收率提高20%以上。因此,一定条件下的超临界CO2泡沫驱对裂缝性致密油藏提高采收率有显著效果。     

泡沫改善间歇蒸汽驱开发效果

间歇蒸汽驱是提高稠油热采区块采收率的有效方式,伴随着汽驱轮次的增加,注汽井同生产井之间出现严重汽窜,导致生产效果急剧变差,为此,进行了高温泡沫封堵蒸汽汽窜提高蒸汽驱采出程度研究。利用蒸汽驱物理模拟装置、高温界面张力仪对适用于不同温度的泡沫剂驱替性能、界面张力进行评价,确定不同泡沫剂最佳作用温度;对现场注入气液比、注入方式进行优化研究,确定现场施工方式。研究表明,FCYL和FCYH组合注入效果优于单注一种泡沫剂,伴蒸汽注入氮气泡沫剂后驱替效率提高30个百分点。2004年在胜利油田单56-10-X8间歇蒸汽驱井组实施高温泡沫改善开发效果现场试验,现场应用表明,高温复合泡沫体系可大幅度改善间歇蒸汽驱热采稠油油藏开发效果,是进一步提高稠油热采油藏采收率的有效手段。     

注入段塞对空气泡沫驱油效果的影响

泡沫驱特有的高粘度及在油层孔隙介质中渗流时不停消泡与起泡特点,使其即具有聚合物改善流度比、提高波及效率的作用,也能够抗高温高盐.通过室内驱替实验和数值模拟技术,依托高温高盐稠油的鲁克沁油田地质情况,研究泡沫注入段塞对驱油效果的影响.结果表明空气泡沫驱最佳注入段塞为：以改善水驱为主的深部调驱段塞（0.15 PV）和以段塞驱油为主的大段塞（0.45 PV）.泡沫段塞0.15 PV时,提高的采收率为8.59 ％OOIP,吨起泡剂增油量187.47t/t,综合指数16.10;泡沫段塞0.45 PV时其提高的采收率为14.65％OOIP,吨起泡剂增油量106.60t/t,综合指数15.62.     

CO2泡沫体系性能评价及驱油实验研究

随着CO2捕集技术的成熟,可利用CO2回注地层达到提高原油采收率的目的。应用分子模拟设计思想,筛选能与CO2形成稳定泡沫的表面活性剂,并对泡沫体系的静态物性和封堵能力进行评价,对比不同注入方式对驱油效率的影响。复配的阴非型表面活性剂体系S6-1作为起泡剂,其起泡体积为213 mL,半衰期为1 112 s,均优于其他表面活性剂。CO2泡沫体系具有耐温抗盐、吸附损耗小、封堵性能优的特点。合理气液比为1∶1、起泡剂溶液质量分数为0.5%时,CO2泡沫体系阻力因子较稳定。CO2泡沫体系与水交替注入提高原油采收率最大,最终采收率达到60%。CO2泡沫体系具有良好的封堵性能,后续水驱仍具有良好的残余阻力。     

N2泡沫/CO2复合吞吐提高采收率三维物理模拟试验研究

经CO₂多轮吞吐后,华北某稠油油藏增油效果逐年变差,为进一步改善开发效果,采用N₂泡沫/CO₂复合吞吐提高原油采收率。为明确N₂泡沫/CO₂复合吞吐提高原油采收率机理,通过泡沫体系动、静态性能评价试验,评价了N₂泡沫体系的封堵性能;采用自主研制的三维非均质物理模型开展了N₂泡沫/CO₂复合吞吐室内物理模拟试验,分析了N₂泡沫与CO₂复合提高采收率的效果及其相关机理。试验结果表明,质量分数0.3%的α-烯烃磺酸钠(AOS)和质量分数0.3%的聚丙烯酰胺(HPAM)可形成稳定的泡沫体系,其封堵率达到99.57%,可实现对高渗层的有效封堵。三维试验结果表明,N₂泡沫/CO₂复合吞吐可使采收率提高22.74百分点,吞吐过程中含水率最低可降至2.07%,有效作用期是纯CO₂吞吐的2.5～3.0倍。N₂     

Experiments on Blocking Ability of Nitrogen Foam and Its Application in Anti-Water-Coning

Abstract

Foams have been used successfully in oilfields as a diverting agent to decrease mobility of the gas phase and to control channeling of the water phase in heterogeneous porous media. A series of experiments and numerical simulations focused on foam blocking ability and anti-water-coning technology. The experiments were carried out to measure foaming ability in order to optimize foaming agents. This article discusses the results from several experiments in which factors such as foaming agent concentration, permeability, oil saturation, and gas–liquid ratio were varied systematically to evaluate foam blocking ability. The mechanics of nitrogen foam anti-water-coning are analyzed according to the results of experiments. In order to quantitatively evaluate the production performance by nitrogen foam anti-water-coning, a numerical simulation method was employed to determine the optimal nitrogen injection time, shutting-in time, daily fluid production, nitrogen foam injection method, and nitrogen foam injection occasion. The results of numerical simulations show that nitrogen foam can effectively repress water-coning and allow incremental oil production in a bottom water reservoir.