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摘 要： 针对注水油田层间矛盾大，注水效果差的问题，利用氮气泡沫调剖技术，调整吸水剖面，达到改善断块水驱效果的目的。
关键词： 氮气；调剖
【中图分类号】 TE357 【文献标识码】 A【文章编号】 2236-1879（2018）05-0254-01
1.前言
氮气在油田开发中的应用是20世纪70年代发展起来的新技术。美国和加拿大已开发出多种氮气应用技术，并达到相应的应用规模，其技术处于世界领先地位。我国在20世纪80年代开始进行了一系列的室内实验研究，90年代初开始现场试验。通过优化研究，金海采油厂进行了氮气泡沫调剖技术现场试验，取得了较好的增油降水效果。
2.氮气泡沫调剖技术
海26块注水开发早期主要采取的是笼统注水，由于储层纵向上非均质性，造成相对吸水较少的低渗透层所对应的油井收效甚微，而吸水量较大的高渗透层所对应的油井水淹严重，层间矛盾十分突出。氮气泡沫调剖技术主要是针对海26块生产中出现的问题提出的，通过调整油层吸水剖面，降低水相渗透率、界面张力、原油粘度及重力分异驱替原理，提高水泾效果。
2.1发泡剂的筛选。
实验在带玻璃观察窗和磁力搅拌转子的不锈钢高温高压反应釜内进行。实验过程如下：将复配的5种发泡剂，用蒸馏水配制发泡剂含量为0.5%的发泡剂溶液，取150ml倒入高温高压反应釜中，均匀注入氮气，使得反应釜内压力为1MPa；仪器温度分布设置在30℃、100℃、150℃、200℃、250℃和300℃，测量发泡体积和半衰期。通过实验筛选出一种耐温280℃，100℃时半衰期>240min的发泡剂。
2.2发泡剂使用浓度优化。
为了确定发泡剂在多孔介质中产生泡沫所需的最低浓度，配置了不同浓度的发泡剂，先把填砂管饱和水、水测渗透率，然后注入0.1PV发泡剂溶液，在氮气注入压差为0.8MPa下发泡（气体体积固定为0.8PV，大气压下），考察后续注水时阻力因子随浓度的變化。
用不同浓度的表面活性剂水溶液进行水气交替注入实验时，发现当发泡剂浓度为0.3%时，发泡后的后续水驱出口端有时看不到泡沫的产生，发泡前后阻力因子变化较小，而且气液比例对发泡前后水驱阻力因子的影响也不敏感；当发泡剂浓度达到0.5%时，阻力因子呈跳跃性增大，这是由于此时达到了发泡剂的临界发泡浓度。因此，从应用的角度看，其最低使用浓度不低于0.5%。
2.3气液比的确定。
实验利用填砂管，模拟不同渗透率的储层，固定液体量为10mL（约0.1PV），改变不同的气体注入量，考察气体在多孔介质中的分散及阻力特性，优化最佳气液比。
实验结果：随着气液比的增大，阻力因子增大，泡沫的封堵性能增大。当气液比为2.4时，阻力因子开始不稳定，出现波动，即虽然泡沫具有较强的封堵性能，但由于驻留能力降低，在多孔介质中分散的气体变得不稳定，开始聚并；进一步增大气液比（达4.8时），其稳定性急剧下降：此时阻力的有效保留时间为10min，而气液比在0.6～2.4之间的阻力有效保留时间为15min以上。因此，当气体注入压差为1MPa（或注入速度为0.45m3/h）时，较合理的气液比范围为0.6～2.4之间。根据实验结果确定现场应用的气液比为1：1。
2.4氮气泡沫调剖体系的封堵特性研究。
选择高低两种不同渗透率的填砂管进行并联，水测渗透率分别为3.53μm2、6.81μm2进行实验分析，其发泡后水驱时低渗管中地层水的残余阻力变化不大，基本稳定在1左右；而高渗管地层水的残余阻力残余阻力变化较大，5min后的平均残余阻力为10以上，实验说明了泡沫具有的选择性封堵性能。
3.应用情况
氮气泡沫调剖技术是采用车载制氮增压车，在空气中分离出氮气后直接从水井油管中注入，同时将发泡剂配制成0.5%的水溶液，从水井套管中注入，通过气液注入排量控制，使其气液比为1：1。气、液在井底相遇，形成泡沫进入油层中，施工结束后恢复注水。
氮气泡沫调剖技术在海外河油田累计实施11井次，累计增油5770t，累计降水7839m3。其中海173-26井氮气泡沫调剖注入氮气200553m3；发泡剂6t配制1200 m3，措施后井组阶段增油732t，降水10709m3。
4 结论
⑴筛选出发泡性能优良的发泡剂，确定了适宜油藏条件的发泡剂使用浓度为0.5%，氮气泡沫调剖剂最佳气液比为1：1；
⑵在注水井上采用氮气泡沫调剖、在对应低效油井上采用注二氧化碳吞吐提高稠油水驱效果的技术，为注水区块稳产指明了方向。
参考文献
[1] 黄淑娥等.制氮注氮技术在辽河油田的应用.见：刘喜林.工程技术交流会文集.沈阳：东北大学出版社， 2002.6：40～45.
[2] 周江等.氮气泡沫调剖在石油开采中的应用.新疆石油科技.2008 年第4 期（第18 卷）：25～26。
关键词： 氮气；调剖
【中图分类号】 TE357 【文献标识码】 A【文章编号】 2236-1879（2018）05-0254-01
1.前言
氮气在油田开发中的应用是20世纪70年代发展起来的新技术。美国和加拿大已开发出多种氮气应用技术，并达到相应的应用规模，其技术处于世界领先地位。我国在20世纪80年代开始进行了一系列的室内实验研究，90年代初开始现场试验。通过优化研究，金海采油厂进行了氮气泡沫调剖技术现场试验，取得了较好的增油降水效果。
2.氮气泡沫调剖技术
海26块注水开发早期主要采取的是笼统注水，由于储层纵向上非均质性，造成相对吸水较少的低渗透层所对应的油井收效甚微，而吸水量较大的高渗透层所对应的油井水淹严重，层间矛盾十分突出。氮气泡沫调剖技术主要是针对海26块生产中出现的问题提出的，通过调整油层吸水剖面，降低水相渗透率、界面张力、原油粘度及重力分异驱替原理，提高水泾效果。
2.1发泡剂的筛选。
实验在带玻璃观察窗和磁力搅拌转子的不锈钢高温高压反应釜内进行。实验过程如下：将复配的5种发泡剂，用蒸馏水配制发泡剂含量为0.5%的发泡剂溶液，取150ml倒入高温高压反应釜中，均匀注入氮气，使得反应釜内压力为1MPa；仪器温度分布设置在30℃、100℃、150℃、200℃、250℃和300℃，测量发泡体积和半衰期。通过实验筛选出一种耐温280℃，100℃时半衰期>240min的发泡剂。
2.2发泡剂使用浓度优化。
为了确定发泡剂在多孔介质中产生泡沫所需的最低浓度，配置了不同浓度的发泡剂，先把填砂管饱和水、水测渗透率，然后注入0.1PV发泡剂溶液，在氮气注入压差为0.8MPa下发泡（气体体积固定为0.8PV，大气压下），考察后续注水时阻力因子随浓度的變化。
用不同浓度的表面活性剂水溶液进行水气交替注入实验时，发现当发泡剂浓度为0.3%时，发泡后的后续水驱出口端有时看不到泡沫的产生，发泡前后阻力因子变化较小，而且气液比例对发泡前后水驱阻力因子的影响也不敏感；当发泡剂浓度达到0.5%时，阻力因子呈跳跃性增大，这是由于此时达到了发泡剂的临界发泡浓度。因此，从应用的角度看，其最低使用浓度不低于0.5%。
2.3气液比的确定。
实验利用填砂管，模拟不同渗透率的储层，固定液体量为10mL（约0.1PV），改变不同的气体注入量，考察气体在多孔介质中的分散及阻力特性，优化最佳气液比。
实验结果：随着气液比的增大，阻力因子增大，泡沫的封堵性能增大。当气液比为2.4时，阻力因子开始不稳定，出现波动，即虽然泡沫具有较强的封堵性能，但由于驻留能力降低，在多孔介质中分散的气体变得不稳定，开始聚并；进一步增大气液比（达4.8时），其稳定性急剧下降：此时阻力的有效保留时间为10min，而气液比在0.6～2.4之间的阻力有效保留时间为15min以上。因此，当气体注入压差为1MPa（或注入速度为0.45m3/h）时，较合理的气液比范围为0.6～2.4之间。根据实验结果确定现场应用的气液比为1：1。
2.4氮气泡沫调剖体系的封堵特性研究。
选择高低两种不同渗透率的填砂管进行并联，水测渗透率分别为3.53μm2、6.81μm2进行实验分析，其发泡后水驱时低渗管中地层水的残余阻力变化不大，基本稳定在1左右；而高渗管地层水的残余阻力残余阻力变化较大，5min后的平均残余阻力为10以上，实验说明了泡沫具有的选择性封堵性能。
3.应用情况
氮气泡沫调剖技术是采用车载制氮增压车，在空气中分离出氮气后直接从水井油管中注入，同时将发泡剂配制成0.5%的水溶液，从水井套管中注入，通过气液注入排量控制，使其气液比为1：1。气、液在井底相遇，形成泡沫进入油层中，施工结束后恢复注水。
氮气泡沫调剖技术在海外河油田累计实施11井次，累计增油5770t，累计降水7839m3。其中海173-26井氮气泡沫调剖注入氮气200553m3；发泡剂6t配制1200 m3，措施后井组阶段增油732t，降水10709m3。
4 结论
⑴筛选出发泡性能优良的发泡剂，确定了适宜油藏条件的发泡剂使用浓度为0.5%，氮气泡沫调剖剂最佳气液比为1：1；
⑵在注水井上采用氮气泡沫调剖、在对应低效油井上采用注二氧化碳吞吐提高稠油水驱效果的技术，为注水区块稳产指明了方向。
参考文献
[1] 黄淑娥等.制氮注氮技术在辽河油田的应用.见：刘喜林.工程技术交流会文集.沈阳：东北大学出版社， 2002.6：40～45.
[2] 周江等.氮气泡沫调剖在石油开采中的应用.新疆石油科技.2008 年第4 期（第18 卷）：25～26。