泡沫堵水技术在高含水油田研究应用.pdf

-93-CHINA SCIENCE AND TECHNOLOGY INFORMATION May.2024中国科技信息 2024 年第 10 期三星推荐目前，海上油田多采用大段防砂和强注强采的开发模式以满足“少井高产”技术需求，但经过长期强注强采，加之储层非均质性强、油水流度比大等因素，导致部分生产井防砂段内层间矛盾突出、层间干扰严重，含水率上升快、产量递减迅速。以渤海油田为例，目前含水率高于 80%的井占生产井总量的比例高达39.9%，改善注水开发效果迫在眉睫。现有油井堵控水方法主要分为机械堵水和化学堵水，但机械堵水只能解决层间矛盾，且作业难度大、施工成本高，因此一般以化学堵水手段为主。常见化学堵水手段包括无机化学沉淀堵剂、无机凝胶堵剂、聚合物堵剂、泡沫类堵剂以及多种复合手段，技术的核心问题在于堵剂能够顺利注入产水通道并形成强度足够的封堵结构。目前常规化学手段还存在选择性差、注入困难、施工复杂、难以破胶等问题，导致堵水成功概率不高，因此研究新型化学堵水体系十分必要。泡沫流体由于具有独特的结构，具有“堵水不堵油、堵高不堵低”的自控选择特性，具有良好的自选择性，向地层笼统挤入泡沫流体后，因为泡沫结构含气体、低阻力、膜层结构等物理特征，可优先进入大孔道；伴随温度升高、气泡膨胀、堆积结构强度快速升高，实现“二次强化”；泡沫体系中的有机高分子和聚合物进入地层后吸附在岩石表面，可以调整岩石润湿性，相对降低水相流动能力，从而提高油（气）相流动能力，与此同时，泡沫流体还具有封堵强度可调、可注入性好、对地层伤害小等特点受到了研究人员的高度重视。本文针对 SX 油田 A 井进行了泡沫堵水技术的研究工作，并成功进行了现场实施，增油降水效果明显，为解决此类层内水窜问题提供了技术保障。油田地质特征SX 油田发现于 1987 年 9 月，位于辽中凹陷中段的凹中反转带上，被辽中1号断层分为东西两个构造带，西陡东缓，纵向上构造具一定的继承性，主要发育断背斜、断块、断鼻等圈闭。西块主要含油层位为东营组，东块主要含油层位为东营和沙河街组。物源主要来自东部的复州水系。以构造层状油藏为主，东块发育地层油藏，部分单元受岩性、构造双重作用，部分单元具气顶。储层为高孔中高渗储层，地面原油密度达 0.975g/cm3，地层原油黏度约 262mPas，属重质稠油。地质构造陡，呈窄条状分布，油层厚度大，隔夹层发育，层间非均质性强，原油黏度大，层间干扰严重，导致含水上升过快。行业曲线开放度创新度生态度互交度持续度可替代度影响力可实现度行业关联度真实度泡沫堵水技术在高含水油田研究应用李立冬 梁 拓李立冬1 梁 拓21.中海油田服务股份有限公司上海分公司2.西安石油大学石油工程学院李立冬（1970），河北武邑，硕士研究生，采油工艺工程师，研究方向：油气田开发。中国科技信息 2024 年第 10 期CHINA SCIENCE AND TECHNOLOGY INFORMATION May.2024-94-三星推荐泡沫封堵体系优选起泡剂体系优选本文选择了 3 种起泡剂体系，分别评价了其静态性能和动态性能，最终优选出最佳起泡剂体系。起泡剂静态性能评价将 3 种起泡剂体系编为 13 号，分别配制 0.3%、0.5%和 1.0%三种浓度，采用 Waring Blender 法测试 3 种起泡剂体系的起泡体积、泡沫半衰期和析液半衰期，具体实验结果见表 1。表 1 起泡剂静态性能评价结果起泡剂类型起泡剂浓度/%起泡体积/ml泡沫半衰期/min析液半衰期/min10.355516180.558617891593182920.3410455150.54424792314604902830.3509179100.55711681016121199如表 1 所示，随着起泡剂浓度增大，3 种起泡剂体系的起泡体积都逐渐增加，并且 2 号体系较 1 号和 3 号体系的起泡体积略小，但 2 号体系的泡沫半衰期和析液半衰期显著优于 1 号和 3 号体系，表明 2 号体系生成的泡沫体系性能最为稳定。起泡剂动态性能评价选择 3 种起泡剂体系，设置浓度为 0.5%，气液比为 3：1/2：1/1：1/1：2/1：3，采用岩心驱替实验考察起泡剂体系的阻力因子，具体实验结果见表 2。表 2 起泡剂动态性能评价结果气液比阻力因子1 号起泡剂2 号起泡剂3 号起泡剂3：18598872：17281741：15666621：24858511：3424536如表 2 所示，3 种起泡剂体系的阻力因子都随着气液比减小而减小，并且在相同气液比条件下 2 号起泡剂体系的阻力因子最大，表明 2 号体系的封堵能力最强。综合起泡剂体系的静态和动态性能评价结果，选择 2 号起泡剂体系为施工用起泡剂。稳泡剂筛选根据 SX 油田 A 井的地质油藏特点，需采用增强型泡沫体系以增加其在储层条件下的封堵强度，保障措施效果。为进一步增加泡沫体系强度，筛选了 3 种稳泡剂体系开展性能评价，具体实验结果见表 3 和表 4。表 3 不同浓度条件下稳泡剂性能测试结果类型浓度（mg/L）1 0002 0003 0004 0005 000稳泡剂 16.925.760.8139.4233.5稳泡剂 24.410.924.748.892.1稳泡剂 33.914.836.974.3191.0表 4 不同温度条件下稳泡剂性能测试结果类型温度（）温度损失率（%）506070稳泡剂 161.560.956.216.91稳泡剂 224.424.820.723.54稳泡剂 343.836.529.831.76由表 3 和表 4 可知，3 种稳泡剂体系中稳泡剂 1 的增粘能力最佳，并且其温度损失率最小，因此优选 1 号稳泡剂为本次施工用稳泡剂。体系复配评价在上述实验基础上，将优选出的 2 号起泡剂与 1 号稳泡剂进行复配后评价其封堵能力，并与单一泡沫体系的封堵能力进行对比，具体实验结果如表 5 所示。表 5 泡沫堵水实验测试结果不同体系渗透率/10-3m2封堵压差/MPa后续水驱压力/MPa阻力因子残余阻力因子普通泡沫2 2180.690.28179.545.3强化泡沫2 3951.210.62266.3150.1由表 5 可知，可见通过起泡剂与稳泡剂的复配，配方的幅度强度明显增强：阻力因子增加到 1.6 倍，残余阻力因子增加到 3.1 倍。可见加入稳泡剂后，明显地提高了泡沫的封堵强度和残余封堵能力，保证现场施工中有效建立封堵压差，封堵出水层位，并延长作用有效期。气液比优选泡沫体系的气液比对其强度和稳定性具有显著影响，因此实验通过评价不同气液比条件下的泡沫性能，对泡沫体系的气液比进行了优化。实验参考目标井渗透率采用高中低渗3 种不同渗透率的模型，进行并联驱油实验，首先水驱至含水率为 98%，然后注入气液比为 1：2/1：1/2：1/3：1 的泡图 1 不同气液比下驱替效率对比-95-CHINA SCIENCE AND TECHNOLOGY INFORMATION May.2024中国科技信息 2024 年第 10 期三星推荐表 6 施工参数设计表（气液混注）序号 注入段塞注入液量/m3氮气量/Nm3注液排量 m3/h氮气排量 Nm3/h起泡剂浓度/%稳泡剂浓度/%增效剂浓度/%压力/MPa1前置液5001801.50.20 142泡沫 110025 000650010.20 183泡沫 29830 00065001.50.150 184泡沫 35520 00065001.50.20 185泡沫 4405 500650010.150 186隔离液20025000.10 147增效液2002500020 148顶替液100250000 14沫体系 3PV，最后进行后续水驱。如图 1 所示，泡沫体系的去提效率随着气液比增大呈先增大后减小趋势，气液比为 1：1 时驱体效率最高，因此推荐现场施工时气液比为 1：1，具体数值可以根据实际情况进行调整。堵水设计及施工A 井生产情况A 井位于 SX 油田 5 井区北块，距离断层及边水较近，生产管柱为Y分管柱，电潜泵生产，分五段防砂，其中一、三、四防砂段为油层。该井初期产量每天 110m3/d，一直未见油，关闭第二、第五防砂段对应滑套，电泵频率 35Hz，油嘴11.2mm，油压 2.0MPa，套压 0.9MPa，产液量 126.6m3/d，产油量 0m3/d，含水 100%，产气量 0m3/d。关闭第一、四防砂段对应滑套卡水，只生产第三防砂段即 Ed3 上油组电泵频率47Hz，油嘴11.2mm，油压1.4MPa，套压0.5MPa，产液量 54.2m3/d，产油量 47.8m3/d，含水 12.2%，产气量 0.4204m3/d，气油比 88m3/m3。随后该井含水不断下降，产液量不断下降直至无产出，现场判断泵机组正常、管柱及安全阀正常，对第三防砂段进行酸化，酸化后含水 100%。油藏分析认为存在水窜层，且地层原油黏度较大、流动困难，进一步导致原油无法产出。工艺设计为有效缩短施工周期，降低作业成本，不动管柱作业。在原生产管柱基础上，捞出“Y堵”，打开过电缆封隔器放气阀，气液在地面混合，通过油管注入地层。由于泡沫中气体会通过生产管柱上的带孔管进入油套环空并上浮，因此注入过程中密切检测套压，保证套压不超过井口采油树电缆穿越出耐压（810MPa）。主要由以下两部分组成。（1）氮气系统：氮气的产生、计量、增压、注入都由氮气设备完成。（2）井口流程：在泥浆池配制起泡剂与稳泡剂溶液，由酸化泵或注碱泵注入并与氮气混合注入井筒内。主要施工程序如下所示：（1）捞出“Y 堵”；（2）设备就位，连接流程；（3）对管线及井口阀门试压；（4）试注平台污水，确定注入压力；（5）环空补满液；（6）注入工作液；（7）投入“Y 堵”，关井 12 天；（8）放喷，排出井筒附近游离气体；（9）控制生产排量，逐步提频恢复生产。注入液的段塞组合工艺设计如表 6 所示。现场施工按工艺设计方案注入工作液与氮气。首先按照 6m3/h、10m3/h、15m3/h、20m3/h 和 30m3/h 的注入排量在低于最高施工泵压 14MPa 的情况下各注入 30min，观察井口压力的变化情况，如压力无漏失情况则正式开展作业。正式作业前先从油井环空补满液体，然后按照表 6 设计注入工作液。注液时的泵注压力不超过 14.0MPa，注泡沫时的泵注压力不超过 18.0MPa。在注入过程要派专人观察套管压力，套管压力不超过 7MPa。施工中发现套压上升迅速（分析认为是气体在油套环空内积聚造成），因此施工及时调整工艺方案，采用套管放气以降低套压，保证注入压力不超过设计限压。注入氮气泡膜堵剂完成后，建立地层封堵压差为 4.3MPa。注入过程结束后，关采油树主阀，从泵上的泄压阀缓慢放掉管线压力，待压力落零后再拆除地面流程管线，清理作业场地，关井 12 天。作业过程如图 2 所示，施工于 2014 年 1 月 13 日 15：30 开始至 1 月 21 日 10：30 施工完成，历时 7.8 天。在气液比稍微调整的情况下，基本按照设计参数实施，完成了设计泡沫注入量。表 7 现场注入量统计设计量方案设计实际完成注液量/m3722741注气量/Nm365 00067 000泡沫量/m31 0901 180气液比1：11.2：11：1措施效果措施完成后，投入“Y 堵”，启泵恢复生产，先以电泵的最低排量、小油嘴启泵恢复生产，逐步排除井底附近气体直至生产稳定，之后视含水情况调整泵排量。如生产过程中出现电泵欠载现象，进行环空补液生产。该井恢复生产 1 天后井口取样有少量泡沫产出，4 天后见到油花，6天后产油量明显增加，达到 13.8m3，目前产液量措施前产液量为 90100m3/d，措施后产量控制在 50m3/d 左右；含水率由措施前 100%逐步降低至当前 19.3%，下降幅度中国科技信息 2024 年第 10 期CHINA SCIENCE AND TECHNOLOGY INFORMATION May.2024-96-三星推荐达到 80.7%；产油量由 0 逐步上升至 4050m3/d。截至目前该井已稳定生产 7 个月，累增油超过 4 000m3，取得了明显的降水增油效果。结语针对渤海油田的地质特点及开发方式造成层间矛盾突出，含水上升快的问题，开展了泡沫堵水体系优化，并在SX 油田 A 井成功应用。实验结果表明优选的泡沫堵水体系稳定性好、封堵强度大，措施后油井含水下降达到 80%，累增油量达到 4 000m3。此外，本次作业利用原生产管柱，不需动管柱作业，实现在防砂段内笼统堵水，从而缩短了作业周期，降低了作业成本。此次施工遇到的困难主要在于注入的气体通过油管上的带孔管上返至油套环空顶部，导致套压快速升高。为保护采油树处电缆穿越设备，套压按照设计要控制在 810MPa。因本井地层亏空，无法使环空补满液体，故施工中套压上升速度较快。施工前期通过套管放气的方式降低套压，维持了施工进行。但到后期随着地层的升压，套压上升速度过快，不能满足施工要求。故在施工过程中及时调整注入方案以应对套压升高的问题，确保作业的顺利完成，作业经验值得今后借鉴。图 3 措施后生产曲线图 2 现场施工曲线