摘要：稠油混相吞吐是通过气-汽注入高温发泡剂，利用泡沫的特性，部分封堵高渗带。由于高渗带采出程度较高，大量气-汽和泡沫占据高渗带的含水饱和度较高的无效空间，使…小编为您整理了《大庆黑帝庙油田葡浅-12区块稠油油藏混相吞吐试验|稠油油藏开采方法》，供您学习参考使用。
摘要：稠油混相吞吐是通过气-汽注入高温发泡剂，利用泡沫的特性，部分封堵高渗带。由于高渗带采出程度较高，大量气-汽和泡沫占据高渗带的含水饱和度较高的无效空间，使后期注入的高热焓值的蒸汽被迫进入低渗带，使蒸汽波及系数增加。同时进行了混相吞吐室内研究和混相吞吐现场试验，从各项试验中得出混相吞吐与注入压力、采出程度、相邻生产井、储层条件、吞吐轮次之间的关系。
关键词：黑帝庙油田；
稠油油藏；
混相吞吐
中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2012）20-0140-03
1 黑帝庙油田储层物性
黑帝庙油田葡浅-12区块位于大庆长垣南部葡萄花油田上，含油层位于嫩四段中的黑帝庙油层，原油性质为典型稠油油藏。黑帝庙油田已探明地质储量448万吨，控制含油面积3.0km2，主要采取蒸汽吞吐、蒸汽驱两种开采方式。平均有效孔隙度33.9%，渗透率1736×10-3um2；
平均含油饱和度65%，有效厚度8.2米，平均埋深270米。砂岩胶结松散，基本不成岩。黑帝庙油田地层原始温度14℃，压力2.8MPa，地层水总矿化度平均4938mg/L。原油密度0.9203g/cm3，凝固点19℃，地下原油粘度平均3306.2MPa·s，按稠油分类属于普通稠油I-2类。
2 混相吞吐增油机理
混相吞吐原理是通过气-汽注入高温发泡剂，利用泡沫的特性，部分封堵高渗带，由于高渗带采出程度较高，大量气-汽和泡沫占据高渗带的含水饱和度较高的无效空间，使后期注入的高热焓值的蒸汽被迫进入低渗带，使蒸汽波及系数增加。另外，高温发泡剂本身也是一种表面活性剂，也起到一定的增油作用。而前期注入的气-汽中含有大量的N2和CO2，而CO2与水结合也容易产生酸性物质，起到一定的解堵作用，尤其是N2和CO2在地层条件下很难变成液态；
随着生产过程中的生产压差作用，其本身蕴含着的大量弹性能得以释放，起到一个助排的作用。而在反排过程中，由于压力的下降，泡沫膨胀，高渗带中的孔道在贾敏效应的作用下部分被封堵，使渗透能力下降，这有利于过去动用程度差的地层流体反排，从而达到增油目的。
3 混相吞吐试验室内研究
通过筛选，我们选用适合黑帝庙油层的国产FCY型高温发泡剂（性能指标已经超过Chevorn公司的SD1080型），2005年与总公司热采所合作进行混相吞吐的注入方式、介质物性影响因素、高温发泡剂性能等室内试验研究。
3.1 注入方式
方式一：3PV蒸汽→2PV泡沫→3PV蒸汽；
方式二：2PV蒸汽→1PV泡沫＋2PV（气-汽）→2PV蒸汽→1PV泡沫＋2PV（气-汽）→2PV蒸汽；
方式三：2PV蒸汽→0.8PV泡沫＋2PV（气-汽）→1PV蒸汽→0.6PV泡沫＋2PV（气-汽）→1PV蒸汽 →0.6PV泡沫＋2PV（气-汽）→2PV蒸汽。
实验结果表明，泡沫剂用量相同时多段塞注入的波及效率和封堵压差比大段塞效果要好，建议现场主要采取伴蒸汽多段塞的方式注入。
3.2 采收率研究
方式一：8PV蒸汽；
方式二：5PV蒸汽→2.5PV泡沫FCY；
方式三：5PV蒸汽→2.5PV泡沫剂FCY＋5PV（N2、CO2）。
实验结果表明，单纯注入泡沫体系也可提高波及效率15%以上，说明泡沫体系FCY具有很高的界面活性。而泡沫体系＋（N2、CO2）同时注入后波及效率提高的幅度达到32.0%以上，说明调剖作用是其提高采收率的主要机理。
3.3 气液比泡沫体系影响因素研究
实验结果，当气液比在1～3之间时，泡沫体系阻力因子保持在较高数值，气液比低于0.5和高于3.5时阻力因子较低，无法在地层中对蒸汽进行有效封堵。结合注汽速度4～6.5t/h，注汽压力4.5～7.5MPa，范本注气-汽速度450～550Nm3/h。
3.4 油藏非均质性
表1 不同渗透率岩心参数
未饱和油时，注入泡沫后高、低渗岩心流量比为60∶1，低渗岩心渗流速度略有提高。高、低渗岩心饱和油后流量比大幅度降低到4∶1，即低渗岩心渗流速度大幅度提高。
对于高渗带，相对低渗带能形成有效地封堵，从而大幅度提高低渗透带的蒸汽波及率。
3.5 剩余油饱和度
实验结果表明，只有当剩余油饱和度低于22%时，泡沫体系才能形成有效地封堵，这也说明了泡沫体系的选择封堵性。这种特性对于解决汽窜矛盾尤为重要。泡沫体系在剩余油饱和度低的高渗透带形成有效封堵，迫使蒸汽到剩余油饱和度高的低渗透带，从而达到封堵高渗带、提高蒸汽波及系数的目的，适合高轮次吞吐井增油。
油相的比例增加，泡沫体系的发泡量明显下降，半衰期缩短，泡沫体系的稳定性下降。说明高温发泡剂在含油饱和度低的油层稳定性能好。
3.6 矿化度对泡沫体系影响因素
当总矿化度≤15000mg/L、Ca2＋＋Mg2＋ ≤ 350mg/L时，泡沫体系FCY阻力因子基本保持稳定，完全满足黑帝庙油田稠油油藏的要求。
3.7 温度对多孔介质条件下泡沫体系的影响
FCY泡沫体系存在一个最佳的温度作用范围， 过低的温度不利于分子在泡沫液膜上的规则分布，过高的温度使分子运动过于剧烈，泡沫液膜的稳定性降低。FCY泡沫体系在310℃时，阻力因子依然在21以上，完全可以满足现场应用的需要。
3.8 FCY高温发泡剂的主要性能指标
表 2 FCY高温泡沫体系主要性能指标
耐温性能 400℃ 12h后主要性能保持在90%以上
80℃界面张力 与葡浅－12区块原油
2.86×10-2m/Nm
抗盐性能 总矿化度 15000mg/L
+ ：350mg/L
310℃时的阻力因子 >21
高温发泡剂在目前注入温度、压力下保留其本身特性（不失效）。
4 混相吞吐现场试验
4.1 试验井新出
葡浅-20井，该井已经累计吞吐10个轮次，采出程度已达34%；
上轮最高注入压力5.4MPa，油气比0.12，采注比0.97，吞吐效果不理想。
葡浅12-7井，该井累计吞吐5个轮次，采出程度仅10%；
上轮最高注入压力7.0MPa，油气比0.13，采注比0.76，吞吐效果不理想。
4.2 注入方式和参数
蒸汽+气-汽采取连续同时注入方式，高温发泡剂段塞注入。
蒸汽注入速度4～6t/h，气-汽注入速度270～400Nm3/h。
高温发泡剂总计注入3吨，采取注气24小时后开始注入，每间隔一天注入1吨的方式。
4.3 混相吞吐实施效果
实行相应措施后，两口井注入压力上升明显，井口产液量都大大增加，前后两轮吞吐对比:
葡浅-20产液增加252m3，产油增加330t，综合含水由87.6%下降到69.1%，下降18.5个百分点；
葡浅12-7井产液增加984.3t，产油降低13.7t，含水由82.5%上升到91%，大大提高了回采水率。
5 混相吞吐现场试验的几点认识
（1）混相注入能快速补充地层能量，使注入井压力较快速上升，也说明高温发泡剂对高渗带封堵效果好。
（2）混相吞吐有良好的助排效果，能有效提高采出程度、回采水率。
（3）继续扩大试验范围，对该技术更深入认识。
（责任编辑：文 森）