CN102061906B

CN102061906B - 油田采油用空气泡沫段塞驱油工艺

Info

Publication number: CN102061906B
Application number: CN 201010581394
Authority: CN
Inventors: 李星红; 翁高富
Original assignee: Yanchang Oil Field Co Ltd
Current assignee: Yanchang Oil Field Co Ltd
Priority date: 2010-12-09
Filing date: 2010-12-09
Publication date: 2013-03-27
Anticipated expiration: 2030-12-09
Also published as: CN102061906A

Abstract

本发明公开了一种油田采油用空气泡沫段塞驱油工艺，包括以下步骤：一、通过室内试验确定空气泡沫段塞驱油过程中所用泡沫液的类型与配比、所用空气与泡沫液的段塞体积比以及现场注入方式；二、现场进行空气泡沫液段塞驱油，其驱油过程如下：驱油前准备工作；前置液段塞；空气泡沫段塞：分多次将空气与泡沫液段塞交替从专门制作的装置中注入目标井内；空气泡沫段塞注完后，根据目标井的动态变化情况且按照常规驱油方法，采用注水或注空气法对目标井继续进行驱油。本发明设计合理、施工步骤简便、实现方便且使用效果好，能有效解决特低渗储层注水驱油过程中存在的注水效果较差、注水能力提高较困难、驱油效率较低等多种实际问题。

Description

油田采油用空气泡沫段塞驱油工艺

技术领域

本发明涉及一种油田采油用驱油工艺，尤其是涉及一种油田采油用空气泡沫段塞驱油工艺。

背景技术

甘谷驿油田属于典型的低孔、超低渗、低产能的岩性油藏。长期以来，如何提高油井产量，提高油田的原油采收率，一直是油田开发面临的主要课题。由于储层性质极差，自然能量衰竭式开采一直是油田主要的开发方式。然而随着地层能量的衰竭，这种开发方式既难以保证单井产量的稳定，也难以提高油田的原油采收率，现有的注水开发方式又面临缺乏水、水处理要求高、难以注入、水窜水淹严重等尖锐矛盾，致使地下原油资源利用率很难提高。况且仅在延长油田中，像甘谷驿油田这样的长6超低渗储量占整个储量的60%以上，因而面临的问题非常严峻。

现如今，注水开发主要面临以下主要问题：

1）水源紧张问题：

水源单一是其主要原因。目前注水区域水源只有张皮沟延河取水点一处，由于延河流量有限，并容易受季节影响水量，同时还要为厂内其他生产单位提供工程用水，而地下又没有充足的水源，因此带来水源紧张问题。在面对注水区域不断扩大、注入水量需求加大的整体形势下，水源缺乏必然是影响和制约注水工程顺利进行的瓶颈之一。

2）水处理工艺较为困难：

由于储层渗透率普遍小于2.0×10^-3μm²，所以水处理要求高，加之现在的生产方式造成含油污水成分非常复杂，因而处理难度非常大，成本很高。

3）水注入困难问题：

储层吸水能力太差，注水压力高，因而注水较为困难。

4）部分井注水后存在见效快、见水快、水淹快等特点：

实际生产显示，东北—西南方向是注水区域地层裂缝的主裂缝方向，一般注水开始生产后20～80天暴性水淹，水线推进速度快（1.2～1.4m/d），含水稳定时间短，含水率直线上升，直至暴性水淹关井，具有见效快、见水快、水淹快等特点。虽然周期注水可以缓解综合含水高的问题，但如果保证不了充足的注入量与稳定的注采比，地层能量就无法保持，供液能力不断下降，降低整体注水效果。

综上，由于甘谷驿油田注水区在注水开发过程中出现部分井东西向裂缝水窜，含水上升快，个别井因水淹而关井，南北向井注水难以见效；采油速度低，累积注采比低，地层能量持续下降，注水井井口压力持续升高，注水压力接近裂缝延伸压力，使得提高注水能力较困难。加上陕北地区干旱缺水，使得油田大规模全面注水开发困难。

发明内容

本发明所要解决的技术问题在于针对上述现有技术中的不足，提供一种油田采油用空气泡沫段塞驱油工艺，其设计合理、施工步骤简便、实现方便且使用效果好，能有效解决特低渗储层注水驱油过程中存在的注水效果较差、注水能力提高较困难、驱油效率较低等多种实际问题。

为解决上述技术问题，本发明采用的技术方案是：一种油田采油用空气泡沫段塞驱油工艺，其特征在于该工艺包括以下步骤：

步骤一、现场驱油前准备工作：在目标井周侧修建用于配制泡沫液的配泡沫液间和用于注入空气的配气间；驱油之前，先按照预先设计的配比在配泡沫液间内配制泡沫液，同时利用空气压缩机将预先注入目标井内的空气压缩为压缩空气；同时将自配泡沫液间内引出的泡沫液注入管道和自配气间引出的空气注入管道分别与目标井中所安装的油管相接，所述泡沫液注入管道和空气注入管道上均安装有驱动泵；所配制成的泡沫液由起泡剂和稳泡剂配制而成，且所配制成的泡沫液中，起泡剂的质量浓度为0.1%～1.0%，且所添加稳泡剂的质量浓度为0.01%～0.1%；

步骤二、前置液段塞：启动安装在所述泡沫液注入管道中的驱动泵，且通过所述油管将步骤一中所配制成的泡沫液注入所述目标井内，且所注入泡沫液的体积为100m³±5m³；

步骤三、空气泡沫段塞驱油：分多次将空气与泡沫液段塞交替从所述油管注入所述目标井内，每一次注入空气的时间为24h±2h，每一次注入泡沫液的时间为N×（24h±2h）且注气压力为10MPa～17MPa，单井注泡沫液的速度为10m³/d±1m³/d，单井注空气的速度为10m³/d±1m³/d且所注入空气的体积为所注入空气折算后的地下体积；本步骤中，所注入空气的总体积与所注入泡沫液的总体积之间的比值为N︰1，其中N=1～5；

步骤三所述的空气泡沫段塞驱油过程结束后，根据所述目标井内的动态变化情况且按照常规驱油方法，采用注水法或注空气法对所述目标井继续进行驱油。

上述油田采油用空气泡沫段塞驱油工艺，其特征是：步骤一中所述现场驱油前准备工作开始之前，先通过室内试验确定空气泡沫段塞驱油过程中所用泡沫液的类型与配比、所用空气与泡沫液的段塞体积比和现场注入方式，其室内试验确定过程如下：

101、确定空气泡沫段塞驱油过程中所用泡沫液的类型与配比，其确定过程包括以下步骤：

1011、根据常规的泡沫驱油方法，判断并收集适宜目标井泡沫驱油的多种表面活性剂；

1012、按照常规发泡试验方法对步骤1011中所收集的多种表面活性剂分别进行发泡试验，以对各表面活性剂的起泡沫能力即发泡高度进行测试且并对测试结果进行记录；同时，在发泡试验过程中向被试验表面活性剂中添加稳泡剂并按照常规稳泡试验方法对多种表面活性剂分别进行稳泡试验，以对各表面活性剂的泡沫稳定性即泡沫半衰期进行测试并对测试结果进行记录；发泡试验和稳泡试验结束后，对所记录的测试结果进行对比分析，相应在被测试的多种表面活性剂中初步筛选出两种以上起泡沫能力相对强且泡沫稳定性相对好的表面活性剂；

1013、在质量浓度为0.1%～1.0%范围内的多个不同质量浓度条件下，对步骤1012中选择出的两种以上表面活性剂分别进行发泡试验和稳泡试验，并对测试得出的各表面活性剂在不同质量浓度下的起泡沫能力和泡沫稳定性数据进行记录；同时，在各表面活性剂中分别添加多种稳泡剂后进行稳泡试验，并对添加不同稳泡剂条件下各表面活性剂的泡沫稳定性数据进行记录；试验结束后，对所记录的测试数据进行对比分析，相应在被测试的两种以上表面活性剂中筛选出在不同质量浓度下起泡沫能力和泡沫稳定性均相对好且价格相对低的多种表面活性剂；本步骤中，所述质量浓度为表面活性剂占所配制泡沫液的质量百分比；

1014、按照常规油水界面张力实验方法对步骤1013中筛选出的多种表面活性剂分别进行油水界面张力实验，并对加入各表面活性剂后油水界面的张力数据进行记录；实验结束后，对所记录的油水界面张力数据进行对比分析，相应在被测试的多种表面活性剂中筛选出在油水界面张力最低的一种表面活性剂，此时所筛选出的表面活性剂即为步骤一中配制泡沫液时所用的起泡剂；

1015、对步骤1013中所记录的在添加不同稳泡剂条件下各表面活性剂的泡沫稳定性数据进行对比分析，选择泡沫稳定性最好的一种稳泡剂作为步骤1014中所筛选出的表面活性剂的稳泡剂；结合步骤1013中对步骤1014中所筛选出的表面活性剂在不同质量浓度下的起泡沫能力和泡沫稳定性测试数据，确定步骤1014中所筛选出表面活性剂的质量浓度和所添加稳泡剂的质量浓度，所述表面活性剂的质量浓度为0.1%～1.0%，且所添加稳泡剂的质量浓度为0.01%～0.1%；

102、确定空气泡沫段塞驱油过程中所用空气与泡沫液的段塞体积比以及现场注入方式，其确定过程如下：

1021、水驱油模拟试验：按照常规水驱油模拟实验方法，采用现场驱油过程中所用的地面注入水分别对被测试岩芯进行水驱油模拟实验，且水驱油模拟实验后对驱出油量数据进行记录；

1022、采用空气与泡沫液段塞交替驱油方法，且在空气与泡沫液之间的体积比即气液比为1︰1～5︰1范围内的多个不同气液比条件下，对步骤1021中水驱油模拟实验后的多块被测试岩芯分别进行空气泡沫液段塞驱油模拟实验，并对测试得出的不同气液比条件下各被测试岩芯的驱出油量数据进行记录；空气泡沫液段塞驱油模拟实验结束后，对不同气液比条件下各被测试岩芯的驱出油量数据进行对比，相应在多个气液比中挑选出驱出油量相对大且价格相对低的一个气液比作为现场空气泡沫液段塞驱油的段塞体积比，本步骤中所确定的段塞体积比为N︰1，其中N=1～5；

同时，相应确定空气泡沫液段塞驱油的现场注入方式为空气与泡沫液交替注入且进行地下发泡的注入方式；所述段塞体积比为空气泡沫液段塞驱油过程中所注入空气与所注入泡沫液之间的体积比，其中所注入空气的体积为所注入空气折算后的地下体积；

步骤一中配制泡沫液时，按照步骤1015中所确定的表面活性剂和稳泡剂的质量浓度进行泡沫液配制。

上述油田采油用空气泡沫段塞驱油工艺，其特征是：步骤1012中选择出的两种以上表面活性剂的数量为五种或六种。

上述油田采油用空气泡沫段塞驱油工艺，其特征是：步骤1013中所筛选出的表面活性剂为5种起泡剂，且5种起泡剂分别KDQP-2、BK-5、BK-6、BK-7和BK-8起泡剂；步骤1014中所筛选出的表面活性剂为BK-6起泡剂；步骤1015中所选取的稳泡剂为BK-51稳泡剂，且BK-6起泡剂的质量浓度为0.5%，所添加稳泡剂的质量浓度为0.05%。

上述油田采油用空气泡沫段塞驱油工艺，其特征是：步骤1022中所确定的段塞体积比为3︰1。

上述油田采油用空气泡沫段塞驱油工艺，其特征是：步骤三中每一次注入泡沫液的时间为3×（24h±2h）。

上述油田采油用空气泡沫段塞驱油工艺，其特征是：步骤三中每一次注入空气的时间为24h且注气压力为16MPa，每一次注入泡沫液的时间为72h，单井注泡沫液的速度为10m³/d，单井注空气的速度为10m³/d。

上述油田采油用空气泡沫段塞驱油工艺，其特征是：步骤三中所配制泡沫液的体积为800m³,所压缩空气的体积为10.5×10⁴Nm³且折算地下体积2100m³，步骤三中所注入泡沫液的体积为100m³，步骤三中单井注入泡沫液的总体积为700m³，且步骤三中单井注入空气的总体积2100m³。

本发明与现有技术相比具有以下优点：

1、施工步骤简单、施工方便且投入成本低，能有效适用至储层渗透率小于1.0×10^-3μm²的特低渗储层的驱油过程。

2、驱油效果好，本发明一方面可以解决注水开发方式中水源不足，注入困难，综合含水率高的问题，起到有效的封窜、增液、降水、增油效果，另一方面还能通过分段注入的办法来显著降低注入压力，加上泡沫液本身的表面活性剂去有能力以及泡沫的广域调驱封堵能力，与注水开发相比，具有以下明显优势，具体体现在以下五个方面：

1）可降低60%以上的水需求量；

2）可有效解决水驱的三大矛盾（层间、层内与平面）尤其是平面矛盾，显著提高波及效率；

3）与水驱相比可提高驱油效率19～30个百分点；

4）泡沫封堵调驱的范围宽而且是动态封堵（即堵而不死），因而调驱性能优秀而且破坏油水井的风险非常低；

5）可降低油井含水率10～30个百分点，显著提高注采开发效果，降低油田污水量与水处理强度。

3、设计合理，实用价值高且推广应用前景广泛，空气泡沫驱油综合了泡沫驱与空气驱的优点，其主要驱油机理包括：①空气与油藏中原油发生低温氧化产生烟道气，烟道气溶解于原油后，原油体积膨胀，使得部分残余油从其滞留的空间“溢出”而形成可采出油，并通过驱替/萃取作用提高采收率；②起泡剂本身是一种活性很强的阴离子表面活性剂，具有改变岩石表面润湿性和较大幅度降低油水界面张力，使原来呈束缚状的油通过油水乳化、液膜置换等方式成为可流动的油；③泡沫既能在微观也能在宏观上扩大波及体积和提高驱油效率。现场进行驱油时，注入的空气泡沫未出现窜进现象；各井见效时间基本相同，见效后各井含水率差距缩少，均有增液、降水、增油效果；原高含水井含水下降幅度大，原低含水井含水下降幅度小；见效后各井含水率差别较水驱各井含水差异程度大幅度降低。

综上所述，本发明设计合理、施工步骤简便、实现方便且使用效果好，能有效解决特低渗储层注水驱油过程中存在的注水效果较差、注水能力提高较困难、驱油效率较低等多种实际问题。

下面通过附图和实施例，对本发明的技术方案做进一步的详细描述。

附图说明

图1为本发明的工艺流程框图。

具体实施方式

如图1所示的一种油田采油用空气泡沫段塞驱油工艺，包括以下步骤：

步骤一、通过室内试验确定空气泡沫段塞驱油过程中所用泡沫液的类型与配比、空气泡沫段塞驱油过程中所用空气与泡沫液的段塞体积比以及现场注入方式，其室内试验确定过程如下：

101、确定空气泡沫段塞驱油所用泡沫液的类型与配比，其确定过程包括以下步骤：

1011、根据常规的泡沫驱油方法，判断并收集适宜目标井泡沫驱油的多种表面活性剂。

1012、按照常规发泡试验方法对步骤1011中所收集的多种表面活性剂分别进行发泡试验，以对各表面活性剂的起泡沫能力即发泡高度进行测试且并对测试结果进行记录；同时，在发泡试验过程中向被试验表面活性剂中添加稳泡剂并按照常规稳泡试验方法对多种表面活性剂分别进行稳泡试验，以对各表面活性剂的泡沫稳定性即泡沫半衰期进行测试并对测试结果进行记录；发泡试验和稳泡试验结束后，对所记录的测试结果进行对比分析，相应在被测试的多种表面活性剂中初步筛选出两种以上起泡沫能力相对强且泡沫稳定性相对好的表面活性剂。

1013、在质量浓度为0.1%～1.0%范围内的多个不同质量浓度条件下，对步骤1012中选择出的两种以上表面活性剂分别进行发泡试验和稳泡试验，并对测试得出的各表面活性剂在不同质量浓度下的起泡沫能力和泡沫稳定性数据进行记录；同时，在各表面活性剂中分别添加多种稳泡剂后进行稳泡试验，并对添加不同稳泡剂条件下各表面活性剂的泡沫稳定性数据进行记录；试验结束后，对所记录的测试数据进行对比分析，相应在被测试的两种以上表面活性剂中筛选出在不同质量浓度下起泡沫能力和泡沫稳定性均相对好且价格相对低的多种表面活性剂；本步骤中，所述质量浓度为表面活性剂占所配制泡沫液的质量百分比。

1014、按照常规油水界面张力实验方法对步骤1013中筛选出的多种表面活性剂分别进行油水界面张力实验，并对加入各表面活性剂后油水界面的张力数据进行记录；实验结束后，对所记录的油水界面张力数据进行对比分析，相应在被测试的多种表面活性剂中筛选出在油水界面张力最低的一种表面活性剂，此时所筛选出的表面活性剂即为步骤一中配制泡沫液时所用的起泡剂。

1015、对步骤1013中所记录的在添加不同稳泡剂条件下各表面活性剂的泡沫稳定性数据进行对比分析，选择泡沫稳定性最好的一种稳泡剂作为步骤1014中所筛选出的表面活性剂的稳泡剂；结合步骤1013中对步骤1014中所筛选出的表面活性剂在不同质量浓度下的起泡沫能力和泡沫稳定性测试数据，确定步骤1014中所筛选出表面活性剂对的质量浓度和所添加稳泡剂的质量浓度，所述表面活性剂的质量浓度为0.1%～1.0%，且所添加稳泡剂的质量浓度为0.01%～0.1%。

综上，步骤101中实际上是对泡沫液配方进行综合室内评价，而泡沫液配方的室内评价主要是对发泡剂的起泡能力、泡沫体系与原油形成超低界面张力的能力和泡沫体系提高采收率能力进行评价。

其中，泡沫液体系性能的评价一般用起泡沫能力（即发泡高度）和泡沫的稳定性（即泡沫半衰期）来表征。本实施例中，步骤1011中所收集的多种表面活性剂为AOS、ABS、AES等28种常用的表面活性剂。实际驱油过程中，还可以根据实际需要对步骤1011中所收集表面活性剂的种类和数量进行相应调整。步骤1012中具体是通过对AOS、ABS、AES等28种不同表面活性剂的起泡性和稳泡性进行了地面注入水的发泡试验与稳泡试验，并对AOS、ABS、AES等27种不同表面活性剂的起泡性和稳泡性进行了模拟地层水的发泡试验与稳泡试验，以对所收集的多种表面活性剂进行初选，实际进行初选时，步骤1012中选择出的两种以上表面活性剂的数量为五种或六种。本实施例中，通过初选发现KDQP-2、BK-5、BK-6、BK-7和BK-8等5种起泡剂在0.5%浓度下的发泡沫量大，均大于420ml，半衰期相对较长且均大于180min，同时与地面注入水、模拟地层水的配伍性好，不产生沉淀。针对上述筛选出的5种发泡性、稳泡性较好的表面活性剂，为了了解其在0.1%低浓度下在地层水中的起泡性和稳泡性，又进行了进一步的筛选实验，发现较高浓度泡沫性能较好的起泡剂在较低浓度下也有较好的发泡和稳泡性能。其中BK-6起泡剂的发泡量最大、稳泡时间最长。因而，本实施例中，步骤1013中所筛选出的表面活性剂为5种起泡剂，且5种起泡剂分别KDQP-2、BK-5、BK-6、BK-7和BK-8起泡剂，并确定5种起泡剂中BK-6起泡剂的发泡量最大且稳泡时间最长。

步骤1014中通过泡沫液体系与原油界面之间的张力实验，步骤1013中筛选出的5种发泡性和稳泡性较好的泡沫液体系进行了油水界面张力实验，试验测试得出加入BK-6起泡剂后的油水界面张力最低，为0.14363mN/m，只有地层水与原油界面张力的0.636%。因而本实施例中，步骤1014中所筛选出的表面活性剂为BK-6起泡剂。

步骤1015中通过对泡沫液体系的发泡和稳泡性实验以及泡沫液体系与原油界面张力实验的实验结果进行综合优选研究，最终确定采用配方为0.5%BK-6+0.05%BK-51的复合泡沫液。也就是说，步骤1015中所选取的稳泡剂为BK-51稳泡剂，且BK-6起泡剂的质量浓度为0.5%，所添加稳泡剂的质量浓度为0.05%。

1021、水驱油模拟试验：按照常规水驱油模拟实验方法，采用现场驱油过程中所用的地面注入水分别对被测试岩芯进行水驱油模拟实验，且水驱油模拟实验后对驱出油量数据进行记录。

1022、采用空气与泡沫液段塞交替驱油方法，且在空气与泡沫液之间的体积比即气液比为1︰1～5︰1范围内的多个不同气液比条件下，对步骤2021中水驱油模拟实验后的多块被测试岩芯分别进行空气泡沫液段塞驱油模拟实验，并对测试得出的不同气液比条件下各被测试岩芯的驱出油量数据进行记录；空气泡沫液段塞驱油模拟实验结束后，对不同气液比条件下各被测试岩芯的驱出油量数据进行对比，相应在多个气液比中挑选出驱出油量相对大且价格相对低的一个气液比作为现场空气泡沫液段塞驱油的段塞体积比，本步骤中所确定的段塞体积比为N︰1，其中N=1～5。

同时，相应确定空气泡沫液段塞驱油的现场注入方式为空气与泡沫液交替注入且进行地下发泡的注入方式；所述段塞体积比为空气泡沫液段塞驱油过程中所注入空气与所注入泡沫液之间的体积比，其中所注入空气的体积为所注入空气折算后的地下体积。

本实施例中，步骤102中室内对8块岩芯分别进行了水驱油后的空气泡沫驱油实验和直接泡沫驱油实验，并且水驱油后进行空气泡沫驱油时，分别采用气液比为1︰1的小段塞空气与泡沫液段塞交替驱、不同气液比与不同驱替量的泡沫液与空气段塞驱、气液比为6︰1和3︰1的大段段塞空气泡沫驱和气液比为1︰1的空气泡沫驱四个驱替实验。从实验结果看，采用气液比为1︰1的小段塞空气与泡沫液交替驱和气液比为1︰1的空气泡沫驱两个实验中，驱油效率提高的幅度相当，均为30%，其它几种驱替方式提高的幅度要低一些。

对岩芯直接进行空气泡沫驱实验测得，最终的驱油效率均比较高，为87.5%～88.04%，比水驱后再进行空气泡沫驱的最终效率要略高一些。同时在实验中也发现，采用直接注泡沫的方式，注入压力太高，注入困难，而改为空气与泡沫液段塞驱替后，将可以解决此问题。

从气液比来看，气液比为3︰1和1︰1的最终驱替效率基本相同。

小段塞空气与泡沫液交替注入驱油效率最高，且容易注入。从产生的泡沫品质看，气液比在2︰1～4︰1之间，生成的泡沫非常细腻，且在气液比大于5︰1之后容易气窜。在驱替实验中气液比为1︰1和3︰1的最终驱油效率相当，但从经济上考虑，推荐气液比为3︰1。本实施例中，步骤1022中所确定的段塞体积比为3︰1。

实验结果表明，进行空气泡沫驱油后，其驱油效率从水驱的50%-58.14%提高到74.34%～88.02%，驱油效率平均提高30个百分点左右（详见室内岩芯的实验结果）。

另外，现场进行空气泡沫液段塞驱油之前，还需结合现场实际情况对注空气过程的安全性进行论证。实际进行论证时，具体是根据低温氧化动力学研究理论进行分析，原油氧化是一个化学反应动力学的控制过程，可以用简单的Arrhenius方程来描述反应速度随着氧的分压和温度而变化，即空气中的氧与地下原油氧化反应速度与地层温度呈现指数曲线关系，温度越高、氧化速度越快。通过对国内外低温氧化室内实验成果分析评价和国内外注空气、空气泡沫现场试验低温氧化评价分析研究，将唐80井区油藏特征与已经注空气的油藏特征对比分析后进行低温氧化时间预测，测算出唐80井区低温氧化后达到安全氧含量所需时间约为90-100天，这与现场试验结果基本一致。说明在地层温度低于30℃时，注空气同样能够发生低温氧化反应。总之，通过在唐80井区注空气现场采取套管气通过架高放空管等安全防范措施后，注空气的安全是有保障的。

另外，还需对泡沫（空气）驱注入压力的可行性进行论证，设计合理的现场注入方式，通过空气注入压力室内驱替实验研究，发现唐80井区储层渗透率从单相气测和水测渗透率来看，岩心空气渗透率为水渗透率2-4倍，注空气比注水容易；从室内岩心驱实验看，单纯注气比注水压力要低一些，但形成泡沫后，注入压力有所上升，而且注入压力有规律变化；交替注入空气-泡沫液的驱替压力比注纯泡沫的压力要低。通过国内外现场注气-注水压力对比研究发现吸气能力为吸水能力的1.7-3.4倍，与单相气/水绝对渗透率之比相当。以平均吸气指数为吸水指数的2倍左右来测算，预测唐80井区注空气泡沫井组注空气压力为：当注气速度为10m³/d（地下体积）时，注气压力在10-17MPa之间。测算表明在16MPa下可以有效注入空气，而且通过空气、泡沫液交替注入，在地下发泡的方式可以进行现场注入施工。综上，通过注气压力的论证和空气注入速度的论证研究，选择的空气压缩机参数为额定参数：压力25MPa、排量3.5m³/min。

步骤二、现场进行空气泡沫液段塞驱油，其驱油过程如下：

201、驱油前准备工作：在目标井周侧修建用于配制预注入泡沫液的配泡沫液间和用于注入空气的配气间；驱油之前，先按照步骤1015中所确定的表面活性剂和稳泡剂的质量浓度，在配泡沫液间内配制泡沫液，同时利用空气压缩机且按照常规注空气法将预注入目标井内的空气压缩为压缩空气；同时将自配泡沫液间内引出的泡沫液注入管道和自配气间引出的空气注入管道分别与目标井中所安装的油管相接，所述泡沫液注入管道和空气注入管道上均安装有驱动泵。

202、前置液段塞：启动安装在所述泡沫液注入管道上的驱动泵，且通过所述油管向所述目标井内注入体积为100m³±5m³的泡沫液。本步骤中，所注入的泡沫液也为步骤201中所配制的泡沫液、

203、空气泡沫段塞驱油：分多次将空气与泡沫液段塞交替从所述油管注入所述目标井内，每一次注入空气的时间为24h±2h，每一次注入泡沫液的时间为N×（24h±2h）且注气压力为10MPa～17MPa，单井注泡沫液的速度为10m³/d±1m³/d，单井注空气的速度为10m³/d±1m³/d且所注入空气的体积为所注入空气折算后的地下体积；本步骤中所注入空气的总体积与泡沫液的总体积之间的比值为N︰1。实际操作时，每一次注入空气的时间为24h±2h，每一次注入泡沫液的时间为3×（24h±2h）。实际驱油过程中，可以根据实际需要，对泡沫液与空气的注入时间、注入压力、注入速度、注入体积等进行相应调整。本步骤中，所注入的泡沫液也为步骤201中所配制的泡沫液。

本实施例中，步骤203中每一次注入空气的时间为24h且注气压力为16MPa，每一次注入泡沫液的时间为72h，单井注泡沫液的速度为10m³/d，单井注空气的速度为10m³/d且所注入空气的体积为所注入空气折算后的地下体积。

204、空气泡沫段塞注完后，根据所述目标井的动态变化情况且按照常规驱油方法，采用注水或注空气法对所述目标井继续进行驱油。

本实施例中，步骤201中所配制泡沫液的体积为800m³,所压缩空气的体积为10.5×10⁴Nm³且折算地下体积2100m³，步骤202中所注入泡沫液的体积为100m³，步骤203中单井注入泡沫液的总体积为700m³，且步骤203中单井注入空气的总体积2100m³。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例，并非对本发明作任何限制，凡是根据本发明技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、变更以及等效结构变化，均仍属于本发明技术方案的保护范围内。

Claims

1.一种油田采油用空气泡沫段塞驱油工艺，其特征在于该工艺包括以下步骤：

步骤一、现场驱油前准备工作：在目标井周侧修建用于配制泡沫液的配泡沫液间和用于注入空气的配气间；驱油之前，先按照预先设计的配比在配泡沫液间内配制泡沫液，同时利用空气压缩机将预先注入目标井内的空气压缩为压缩空气；同时将自配泡沫液间内引出的泡沫液注入管道和自配气间引出的空气注入管道分别与目标井中所安装的油管相接，所述泡沫液注入管道和空气注入管道上均安装有驱动泵；所配制成的泡沫液由起泡剂和稳泡剂配制而成，且所配制成的泡沫液中，起泡剂的质量浓度为0.1%～1.0%，且所添加稳泡剂的质量浓度为0.01%～0.1%；所述现场驱油前准备工作开始之前，先通过室内试验确定空气泡沫段塞驱油过程中所用泡沫液的类型与配比、所用空气与泡沫液的段塞体积比和现场注入方式，其室内试验确定过程如下：

步骤一中配制泡沫液时，按照步骤1015中所确定的表面活性剂和稳泡剂的质量浓度进行泡沫液配制；

2.按照权利要求1所述的油田采油用空气泡沫段塞驱油工艺，其特征在于：步骤1012中选择出的两种以上表面活性剂的数量为五种或六种。

3.按照权利要求2所述的油田采油用空气泡沫段塞驱油工艺，其特征在于：步骤1013中所筛选出的表面活性剂为5种起泡剂，且5种起泡剂分别KDQP-2、BK-5、BK-6、BK-7和BK-8起泡剂；步骤1014中所筛选出的表面活性剂为BK-6起泡剂；步骤1015中所选取的稳泡剂为BK-51稳泡剂，且BK-6起泡剂的质量浓度为0.5%，所添加稳泡剂的质量浓度为0.05%。

4.按照权利要求3所述的油田采油用空气泡沫段塞驱油工艺，其特征在于：步骤1022中所确定的段塞体积比为3︰1。

5.按照权利要求4所述的油田采油用空气泡沫段塞驱油工艺，其特征在于：步骤三中每一次注入泡沫液的时间为3×（24h±2h）。

6.按照权利要求5所述的油田采油用空气泡沫段塞驱油工艺，其特征在于：步骤三中每一次注入空气的时间为24h且注气压力为16MPa，每一次注入泡沫液的时间为72h，单井注泡沫液的速度为10m³/d，单井注空气的速度为10m³/d。

7.按照权利要求6所述的油田采油用空气泡沫段塞驱油工艺，其特征在于：步骤三中所配制泡沫液的体积为800m³,所压缩空气的体积为10.5×10⁴Nm³且折算地下体积2100m³，步骤三中所注入泡沫液的体积为100m³，步骤三中单井注入泡沫液的总体积为700m³，且步骤三中单井注入空气的总体积2100m³。