1、第52 卷第2 期 当 代 化 工 Vol.52，No.2 2023年2月 Contemporary Chemical Industry February，2023 基金项目基金项目：中海石油（中国）有限公司重大科技项目，渤海典型稠油油藏热采提高采收率及关键工艺技术研究（项目编号：YXKY-2021-TJ-01）。收稿日期收稿日期：2021-12-31 作者简介作者简介：王大为（1982-），男，吉林省辽源市人，高级工程师，博士，2012 年毕业于西南石油大学油气田开发工程专业，研究方向：海上稠油热采技术。氮气泡沫辅助蒸汽吞吐提高采收率机理研究 王大为，廖辉，葛涛涛，杜春晓，崔政（中海石油（中
2、国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）摘 要：边底水稠油油藏注蒸汽热采开发中，水体和蒸汽容易沿大孔道发生窜流，引起含水上升，热采开发效果变差。通过开展注蒸汽后氮气泡沫封堵实验，研究泡沫封堵机理，分析氮气泡沫的增产效果。结果表明：注入氮气泡沫后，改变了底水水侵流动方向，促使底水向水平段两端运移，扩大了水驱波及范围，有效抑制了水淹。注入氮气泡沫能够实现增压、降水、增油的效果，实验生产压差从 350 kPa 增至 390 kPa，含水率从 90%降至 80%，产油量从 0.02 mLmin-1增至 0.05 mLmin-1，最终采出程度接近 60.0%，比单纯蒸汽驱提高 11.5
3、%。此研究成果对于边底水热采稠油油藏水平井开发过程中实现抑水增油，具有参考价值和指导意义。关 键 词：稠油；蒸汽吞吐；氮气；泡沫；封堵 中图分类号：TE345 文献标识码：A 文章编号：1671-0460（2023）02-0346-04 Mechanism of Enhanced Oil Recovery by Nitrogen Foam Assisted Steam Huff and Puff WANG Da-wei,LIAO Hui,GE Tao-tao,DU Chun-xiao,CUI Zheng（Bohai Petroleum Institute,Tianjin Branch of C
4、NOOC,Tianjin 300459,China）Abstract:During the thermal recovery of heavy oil reservoir with edge-bottom water by steam injection,water and steam flow easily along the large channels,resulting in the increase of water cut and poor thermal recovery effect.Through the experiment of nitrogen foam pluggin
5、g after steam injection,the foam plugging mechanism was studied,and the effect of nitrogen foam production was analyzed.The experimental results showed that after injecting nitrogen foam,the flow direction of bottom water was changed,and the bottom water moved to both ends of the horizontal section,
6、which expanded the range of water flooding and effectively suppressed the water flooding.The injection of nitrogen foam could achieve the effect of increasing the pressure difference,reducing water cut and increasing oil production.The experimental production pressure difference increased from 350 k
7、Pa to 390 kPa,the water cut decreased from 90%to 80%,the oil production increased from 0.02 mLmin-1to 0.05 mLmin-1,and the final recovery degree was close to 60%,which was 11.5%higher than that of pure steam flooding.This research result has reference value and guiding significance for the realizati
8、on of water suppression and oil increase in the development of horizontal wells in the thermal recovery of heavy oil reservoirs with edge-bottom water.Key words:Heavy oil;Steam huff and puff;Nitrogen;Foam;Plugging 蒸汽吞吐是稠油油田开发的主要手段之一，由于边底水的存在，随着吞吐轮次的增加，发生边水侵入、底水锥进，高渗层前缘突破井比例逐渐增加，导致油井含水大幅度上升，热采效果变差，影响
9、整体开发效果1-3。为解决边底水对稠油热采的影响，开展了氮气泡沫辅助蒸汽吞吐提高采收率机理实验研究。对于采用水平井蒸汽吞吐开发的边底水稠油油藏，利用可视化机理模型，研究了吞吐后向地层中注入氮气泡沫改善开发效果的机理4-5。通过可视化实验，直观清晰地观察地层中各种流体的运动形态和规律，分析了水平井底水脊进规律，探讨了泡沫堵水增油的机理6-8。1 泡沫封堵实验研究 1.1 实验设备 按照实验流程图 1 连接设备进行实验。其基本实验参数为：最高注入温度 300，最高压力 1 MPa，注入流量 0.10.5 mLmin-1，模型尺寸 20 cm20 cm，颗粒直径 20 目（0.83 mm），高清相机
10、和微距镜头。将球形玻璃珠粘贴于石英玻璃板的内侧，然后将两块石英玻璃板黏合后再利用不锈钢加持外壳进行固定。模型顶部布置一口水平井，一方面用于注入蒸汽和氮气泡沫，另一方面用于生产；底部开一个通槽用于模拟底水，用恒压泵向水DOI:10.13840/21-1457/tq.2023.02.040 第 52 卷第 2 期 王大为，等：氮气泡沫辅助蒸汽吞吐提高采收率机理研究 347 槽内连续注入 50 蒸馏水模拟底水。图 1 可视化实验流程图 Fig.1 Flow chart of visual experiment 1.2 实验流程 1）模型采用耐温密封胶粘接并安装到位，将电加热带缠绕在底水注入端，保温带
11、缠绕在蒸汽注入端。2）打开恒温箱和电加热带，恒温至 85，向模型内低速注入原油达到饱和。3）恒温箱恒温至 50，水平井以 0.2 mLmin-1向模型内注入 2 mL 冷水当量蒸汽，焖井 1 min 后开井生产。4）生产至含水率 90%时，以 0.1 mLmin-1向模型内注入发泡剂，并以 2 mLmin-1注入氮气，共注入 5 min，焖井 1 min 后开井生产。5）实验中不断记录入口端压力和出口端产油及产液量，直至不出油时实验结束。1.3 实验结果 1.3.1 驱油可视化分析 注蒸汽及泡沫后的生产过程宏观可视图像如图 2 所示。由图 2 可知，从宏观图片上看不出注蒸汽的过程对驱油的影响，
12、但可通过微距照片加以分析。整个生产过程中的水侵规律较为明显，早期呈现明显的水平段中心点优先见水的特征，随着生产的进行底水呈现整体抬升趋势，水平段逐步水淹；水平井注泡沫后（140 min 时），水平段中心段水淹区逐渐变得明亮，通过微距照片分析可知，氮气泡沫进入了水窜区域并稳定存在，有利于抑制水淹；再开井生产后，水平段的跟端和指端动用程度增加，颜色逐渐变得明亮，说明底水逐渐向两端运移；水平井未见水时，底水在水平段中心部位优选突进，从中心点向两端油水界面逐渐下降，边缘处油水界面逐渐变得平缓，如图 2（a）所示；水平段中间部位先见水，其他部位也存在单点突进，边缘处油水界面逐步提高，已达到油层中部，说明
13、水侵进一步加剧，如图 2（b）所示；水平井含水率达到 90%时，水淹段范围继续增大，水平段中间 1/3 完全水淹，边缘处油水界面也有所提升，但增幅不明显，如 图 2（c）所示；图 2（d）为实验结束时的水脊分布图，由图可知，水平段已完全水淹，底水基本占据了整个区域，但油藏温度下水的驱油效率较低，仍有部分黑色剩余原油；但泡沫的注入有利于改善底水的水侵流动方向，使水的波及范围进一步增加。（a）（b）（c）（d）（红色线为水平井，蓝色线为底水驱井）图 2 不同水淹程度水脊形状图 Fig.2 Line drawing of water ridge shape in different flooding
14、 stages of horizontal well(the red line is horizontal well and the blue line is bottom water drive well)1.3.2 生产动态特征 图 3 为边底水稠油油藏从投产至注泡沫生产过程中生产压差随时间的变化曲线。图 3 生产压差随时间变化曲线 Fig.3 Variation curve of production differential pressure with time 348 当 代 化 工 2023 年 2 月 由图 3 可以看出，从投产至注泡沫期间（0 140 min），注蒸汽阶段的平均
15、生产压差为 350 kPa；140 min 后注入氮气泡沫，生产压差逐渐增大，并稳定在 390 kPa。图 4 和图 5 为边底水稠油油藏水平井瞬时产量和采出程度随时间的变化。由图 4 和图 5 可知，前15 min 为无水采油期，对应采出程度 12.8%，此时产油量达到最大值 0.2 mLmin-1；随后产油量呈现大幅度降低趋势，含水率快速增加；至 140 min 时，含水率超过 90%，产油量降至 0.02 mLmin-1，采出程度 48.5%；之后以 0.5 mLmin-1的速度注入发泡剂和 10 mL 氮气，注入压力增加，含水率降至 80%，产油量增至 0.05 mLmin-1；至 1
16、75 min 时，含水率逐渐上升，并维持在 90%左右；至 245 min 实验结束时，含水率达到92.3%，产油量低至0.02 mLmin-1，最终采出程度接近 60.0%，比单纯蒸汽驱提高11.5%。图 4 瞬时产量及含水率随时间变化曲线 Fig.4 Variation curve of instantaneous yield and water content with time 图 5 采出程度及含水率随时间变化曲线 Fig.5 Variation curve of recovery degree and water cut with time 2 结果分析与讨论 2.1 增油机理分析 图 6 为注蒸汽过程局部微观图像，照片中黄色区域是被注入蒸汽和热水所驱替的范围，黑色区域是被原油占据的空间，透明的圆球状物体及明亮的圆点是构成多孔介质的球形玻璃珠。由图 6 可以看出，波及区剩余油类型可分为绕流残余油和角隅滞留油两类9-10。（a）（b）图 6 注蒸汽过程局部微观图像 Fig.6 Local microscopic image of steam injection process
