论文部分内容阅读
底水油藏在国内外分布广泛且储量丰富,底水锥进一直严重影响油藏的有效开采时间和生产效率,尤其是高温高盐底水油藏的控水是近年来油气田开发前沿领域的一个难题。实例证明,氮气泡沫对常规油藏控水压锥有一定的效果,本文对高温高盐(110℃-115℃、22.38×10~4mg/L)底水油藏氮气泡沫体系控水进行研究。论文采用Waring Blender方法,从阴-非离子、两性离子表面活性剂优选出浓度为0.3%的主剂PJ,其起泡体积为为319mL,析液半衰期为389s;与不同稳泡剂复配确定了高温高盐氮气泡沫体系:“PJ+N20(2:1)”,其起泡体积为335mL,析液半衰期为2277s;并深入分析了高温、高矿化度、长期热盐性、吸附性对泡沫体系的影响。通过研究“PJ+N20(2:1)”氮气泡沫体系在实验条件(115℃)下,高温长岩心(单根岩心、并联岩心)流动实验来探明氮气泡沫体系封堵能力和驱油效率,通过封堵实验得到泡沫流度控制优化参数:气液比1:1、注入速度3.8m/D,注入量0.5PV,评价了渗透率、原油对封堵能力的影响以及隔层夹层、非均质性对驱油效果的影响。利用模拟油藏条件控水压锥的可视化装置,实验拍照可看到底水锥进的产生、泡沫(亮蓝)的形状、密度分布以及随着油井模拟生产泡沫的运移,并得到不同阶段采收率,通过物理模拟实验研究直观评价氮气泡沫控水压锥效果,得到优化注采参数:转注时机95%、注入位置水锥中间、焖井时间3天、开井制度2.5m/D。运用CMG数值模拟软件的STARS模块建立模型,将控水压锥参数进行正交设计,以产出投入比作为评价指标,得到优化注采参数组合(气液比1:1、注入量35万m/D、注入方式为泡沫段塞、转注时机98%、焖井时间23天、注入速度800m/D、开井制度600m/D),参数影响顺序,显著程度顺序。模拟历经30年时间,对泡沫形态密度以及各阶段含水率分布进行了动态分析,有效时间长达5年9个月,从数值模拟角度再次验证了氮气泡沫对于高温高盐底水油藏控水有良好的效果,为现场试验奠定了基础。