高温高盐底水油藏氮气泡沫压锥实验研究Experimental study on nitrogen foam cone pressing in high temperature and high salinity bottom water reservoir.pdf

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1、图书分类号：学校代码：—丨—■论Master、论文题巨高温高盐底水油藏氮气泡沬压锥实验研究研究生姓名王兵导师姓名学科专业油气田开发工程研究方向提高采收率理论与工艺技术二〇一五年六月西南石油大学研究生学位论文知识产权声明书及学位论文版权使用授权书本人完全了解学校有关保护知识产权的规定，即：研宄生在校攻读学位期间论文工作的知识产权单位属于西南石油大学。学校有权保留并向国家有关部门或机构送交论文的复印件和电子版。本人允许论文被查阅和借阅。学校可以将本学位论文的全部或部分内容编入有关数据库进行检索，可以采用影印、缩印或扫描等复制

2、手段保存和汇编本学位论文。同时，本人保证，毕业后结合学位论文研宄课题再撰写的文章一律注明作者单位为西南石油大学。本学位论文属于、保密（），在年解密后适用本授权书。、不保密（请在以上相应括号内打“”）学位论文作者签名：指导教师签名：《小」部月曰年《月（曰西南石油大学研究生学位论文独创性声明本人声明：所呈交的研宄生学位论文是本人在导师指导下进行的研究工作及取得的研宄成果。据我所知，除了文中特别加以标注和致谢的地方外，本论文不包含其他人己经发表或撰写过的研究成果，也不包含其他人为获得西南石油大学或其它教育机构的学位或证书而使用

3、过的材料。与我一同工作的同志对本研究所做的任何贡献均已在论文中作了明确的说明并表示谢意。年月曰摘要底水油藏幵发过程中的底水锥进问题一直阻碍着采收率的提高，严重时会出现暴性水淹，影响油井寿命。目前，氮气泡沫在国内外油田的压锥工作中取得了较好的效果，但大多应用于常规油藏。为进一步拓展氮气泡沫压锥的应用范围，本论文针对塔河某高温高盐底水油藏（温度为°，地层水矿化度为，系统研宄了氮气泡沫的泡沬性能、流度控制能力、在多孔介质中的稳定性以及压锥效果。本论文采用方法，在°、现场注入水的条件下，通过将非离子型起泡剂与两性离子型起泡剂复配

4、，形成了耐温抗盐泡沬体系一“在此基础上添加稳泡剂，形成了耐温抗盐强化泡沫体系—在：在°、注入水条件下的起泡体积分别为和，析液半衰期分别为和前者在°老化，后者在°老化，后两者的起泡体积分别为和，析液半衰期均为较拥有更好的泡沬稳定性。通过对性能进行系统评价发现：（适当提高起泡剂浓度（，有利于增加起泡体积，延长半衰期；（优选出的泡沬体系具有盐增效效应，随着矿化度增加，半衰期不断延长；（随温度增加，泡沫体系的起泡体积呈指数型递增，半衰期呈多项式递减，泡沫综合指数呈多项式递减；（随压力增加，泡沫体系的起泡体积呈对数递增，半衰期呈多

5、项式递增；（随原油加入量的增加，低浓度的起泡体积和半衰期不断下降，提高其浓度可在一定程度上增强其耐油性；（优选出的能降低原始油水界面张力，但降低幅度有限。在°，现场注入水，回压条件下，通过研究不同条件下耐温抗盐普通氮气泡沫的流度控制能力发现，气液比为，注入速度为时，其流度控制能力最强，并且岩心渗透率越大，流度控制能力越强。通过研宄氮气泡沫在多孔介质中的稳定性发现，随老化时间延长，氮气泡沫的稳定性逐渐下降；原油对氮气泡沬的稳定性影响较大，相同条件下老化，含油状态下残余阻力因子的降低幅度较无油状态下增加；高温对强化泡沫稳定性

6、较明显，相同条件下老化，其残余阻力因子降低幅度较耐温抗盐泡沫增加。制备了底水油藏氮气泡沫压锥模型，并利用其对氮气泡沫的应用条件进行优化，结果表明，氮气泡沫的注入时机越早、避水高度越高，氮气泡沫压锥的效果越好；在生产井位置注入纯泡沫段塞并焖井，氮气泡沫压锥的效果越好；同时在底水推进速度的范围内，氮气泡沫都能发挥较好的压锥效果。本文的研究为有助于深化对氮气泡沫的理论认识，为塔河油田开展氮气泡沫压锥现场试验奠定了工作基础。关键词：高温高盐；底水油藏；氮气泡沫；压锥AbstractWaterconingintheexploita

7、tionprocessofbottomwaterreservoirhinderstheincreaseofoilrecovery,evenitcouldtriggerthevocalicallywaterflooding,shorteningtheproductionduration.Atpresent,nitrogenfoamhasbeenusedintheanti-waterconinginplentyofoilfields,whichwereconditionreservoir.Inordertobroadenit

8、sappliedrange,underthehightemperatureandhighsalinityreservoirconditionofTaheoilfieldwhichreservoirtemperatureis106?117oCandtheformationwatersalinityis21.2X104m