濮城油田沙一下油藏CO2泡沫封竄體系研究與應(yīng)用

楊昌華，鄧瑞健，牛保倫，周迅，楊衛(wèi)東

（1.中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東 青島 266555；2.中國(guó)石化中原油田分公司采油工程技術(shù)研究院，河南 濮陽(yáng) 457001；3.中國(guó)石化中原油田分公司，河南 濮陽(yáng) 457001）

濮城油田沙一下油藏CO2泡沫封竄體系研究與應(yīng)用

楊昌華1，2，鄧瑞健3，牛保倫2，周迅2，楊衛(wèi)東2

（1.中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東 青島 266555；2.中國(guó)石化中原油田分公司采油工程技術(shù)研究院，河南 濮陽(yáng) 457001；3.中國(guó)石化中原油田分公司，河南 濮陽(yáng) 457001）

針對(duì)濮城油田沙一下油藏高溫高鹽的特點(diǎn)，利用充氣法，評(píng)價(jià)了不同類(lèi)型發(fā)泡劑性能。利用高溫高壓泡沫評(píng)價(jià)法，對(duì)陰離子型和非離子型發(fā)泡劑進(jìn)行復(fù)配，得到了耐溫耐鹽的CO2驅(qū)泡沫封竄體系，高壓條件下發(fā)泡劑穩(wěn)定性大幅提升；分別從靜態(tài)和動(dòng)態(tài)角度評(píng)價(jià)了復(fù)配的耐溫耐鹽泡沫封竄體系，結(jié)果表明，該體系耐溫90℃，耐鹽20×104mg/L，最佳使用質(zhì)量濃度5 g/L，在滲透率為3 152×10-3μm2的巖心中，阻力因子超過(guò)50；對(duì)比了CO2在氣態(tài)、液態(tài)、超臨界3種相態(tài)下形成泡沫體系的封堵能力，結(jié)果表明，超臨界CO2下形成的封竄體系阻力因子最大?，F(xiàn)場(chǎng)開(kāi)展了濮1-1井組CO2泡沫封竄試驗(yàn)，采用預(yù)處理段塞、CO2段塞、水段塞及泡沫段塞的注入方式，結(jié)果表明，CO2泡沫體系可有效提高注入壓力，改善吸氣剖面。

CO2驅(qū)；泡沫；高溫高鹽油藏；相態(tài)

濮城油田沙一下為高滲整裝油藏，1980年投入開(kāi)發(fā)，地質(zhì)儲(chǔ)量1 135×104t，標(biāo)定采收率51.3%；油層埋深2 280～2 437 m，有效厚度5.3 m，孔隙度28.1%，滲透率690×10-3μm2；平均地層原油黏度1.82 mPa·s，地層溫度82.5℃，地層水礦化度24×104mg/L。經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期注水開(kāi)發(fā)，目前采出程度達(dá)50.89%，含水率97.74%。濮城沙一下油藏高溫、高鹽、高含水的特點(diǎn)，適于開(kāi)展CO2驅(qū)以進(jìn)一步提高采收率，而CO2泡沫封竄體系的研究對(duì)東部老油區(qū)推廣CO2驅(qū)具有重要意義。

1 CO2發(fā)泡劑篩選與復(fù)配

1.1 不同類(lèi)型表面活性劑CO2泡沫性能

利用充氣法實(shí)驗(yàn)［14］，對(duì)陰離子型、兩性離子型、非離子型等表面活性劑開(kāi)展CO2泡沫性能測(cè)試，結(jié)果見(jiàn)表1。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，不同類(lèi)型表面活性劑的CO2泡沫起泡體積及泡沫穩(wěn)定性差異較大。其中，兩性離子型表面活性劑相對(duì)較好，不同陰離子型表面活性劑之間差別較大，而非離子型總體較差。這是由于非離子型表面活性劑耐鹽、耐高價(jià)離子性能較好，但耐溫性能較差；陰離子型表面活性劑活性高，耐溫性能好，但抗鹽性差?？紤]將陰離子和非離子表面活性劑進(jìn)行復(fù)配，以適應(yīng)高溫高鹽油藏。

表1 不同類(lèi)型表面活性劑CO2泡沫性能

1.2 CO2發(fā)泡劑復(fù)配

在常溫常壓下（20℃、大氣壓），利用充氣法實(shí)驗(yàn)，測(cè)試了不同類(lèi)型發(fā)泡劑的復(fù)配性能，發(fā)現(xiàn)泡沫的泡沫體積及穩(wěn)定性均得到顯著提升（見(jiàn)表2）。復(fù)配1#樣品和HD1#泡沫穩(wěn)定性較好，半衰期明顯高于其他發(fā)泡劑，復(fù)配1#樣品的半衰期達(dá)到了47.1 min；復(fù)配2#樣品和sh2的起泡能力較好。陰非離子表面活性劑兼有抗溫抗鹽性能，可用于目標(biāo)油藏的CO2封竄。

表2 常溫常壓下復(fù)配CO2發(fā)泡劑性能評(píng)價(jià)結(jié)果

1.3 高溫高壓條件下CO2發(fā)泡劑篩選

利用高溫、高壓泡沫儀［14］，模擬高溫、高壓條件（90℃、5 MPa），對(duì)表2中穩(wěn)泡時(shí)間在30min以上的發(fā)泡劑進(jìn)行性能評(píng)價(jià)，以確定最終CO2泡沫封竄體系配方，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表3。由表3可知，CO2泡沫穩(wěn)定性均優(yōu)于常溫常壓條件下，其中復(fù)配1#樣品半衰期達(dá)到135.5 min，起泡體積155mL。

表3 高溫高壓下復(fù)配CO2發(fā)泡劑性能評(píng)價(jià)結(jié)果

2 CO2發(fā)泡劑靜態(tài)性能評(píng)價(jià)

2.1 耐鹽性

配制不同礦化度（10×104，15×104，20×104mg/L）的鹽水，其中鈣、鎂離子質(zhì)量濃度均分別為4 000，1 000 mg/L。在常溫常壓下，將復(fù)配1#樣品分別溶解在上述鹽水中，發(fā)現(xiàn)起泡劑在不同礦化度的鹽水中溶解后均呈現(xiàn)出清澈、透明的液體，說(shuō)明CO2驅(qū)泡沫封竄體系有較好的耐鹽性。

2.2 熱穩(wěn)定性

將CO2驅(qū)泡沫封竄體系置于高溫管中，密封后放入90℃恒溫箱中，定時(shí)測(cè)半衰期，同時(shí)觀察是否有沉淀、混濁、分相現(xiàn)象。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，復(fù)配1#樣品在90℃恒溫120 d后，溶液沒(méi)有發(fā)生沉淀、混濁、分相現(xiàn)象，其半衰期不變，說(shuō)明該發(fā)泡體系熱穩(wěn)定性較好。

2.3 半衰期

配制不同質(zhì)量濃度的復(fù)配1#樣品溶液，利用高溫高壓泡沫儀進(jìn)行半衰期測(cè)試（見(jiàn)圖1）。

由圖1可知：發(fā)泡劑質(zhì)量濃度小于5 g/L時(shí)，泡沫半衰期增加明顯；質(zhì)量濃度大于5 g/L以上時(shí)，半衰期隨質(zhì)量濃度的增大，變化較小。考慮成本因素，發(fā)泡劑質(zhì)量濃度取5 g/L。

圖1 發(fā)泡劑質(zhì)量濃度變化對(duì)阻力因子的影響

3 CO2泡沫封堵能力評(píng)價(jià)

3.1 不同滲透率巖心

不同滲透率巖心CO2泡沫封堵能力實(shí)驗(yàn)［6］結(jié)果如圖2所示，可見(jiàn)泡沫阻力因子隨著滲透率的增加，呈先增加后減小的趨勢(shì)［15］，在滲透率3 152×10-3μm2巖心中，CO2泡沫封堵能力最大，阻力因子超過(guò)50；隨著滲透率進(jìn)一步增加，CO2泡沫封堵能力開(kāi)始下降。

圖2 不同滲透率巖心CO2泡沫阻力因子對(duì)比

3.2 不同相態(tài)

實(shí)驗(yàn)條件：氣態(tài)CO2為25℃、3 MPa，液態(tài)CO2為25℃、9MPa，超臨界態(tài)CO2為82℃、9MPa。不同相態(tài)下的CO2泡沫封堵實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖3，由圖可以看出：氣態(tài)CO2泡沫封堵能力最差；液態(tài)CO2與發(fā)泡劑形成乳狀液，具有一定的封堵能力；超臨界態(tài)CO2形成的泡沫外觀介于乳狀液與氣相泡沫之間，致密性更強(qiáng)，并且該狀態(tài)下泡沫阻力因子最大，封堵能力最好。

圖3 不同相態(tài)下CO2泡沫封堵性能

4 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

中原油田濮城油田沙一下油藏投入開(kāi)發(fā)以來(lái)，采油速度較快，采收率達(dá)到53.88%，水驅(qū)形成的大孔道嚴(yán)重，易發(fā)生氣竄。濮檢4井取心測(cè)得目前滲透率是原始滲透率的4倍，示蹤劑監(jiān)測(cè)顯示，最快突破時(shí)間為3 d，油水井間有明顯的高滲層（大孔道）存在。

2008年3月21日在濮1-1井組開(kāi)展CO2驅(qū)，截至24日累計(jì)注入液態(tài)CO291.39 m3，濮1-67井檢測(cè)到較高質(zhì)量濃度的CO2。為了保證驅(qū)替效果，抑制氣竄，在濮1-1井注入泡沫體系進(jìn)行封竄，注入段塞依次為預(yù)處理段塞、CO2段塞、水段塞及泡沫段塞。泡沫段塞注入后，注氣壓力由5.0～5.5 MPa上升到6.5～8.0 MPa，吸水剖面得到有效改善。層間物性差的沙一下12小層吸水強(qiáng)度得到加強(qiáng)，13小層有所抑制；層內(nèi)13小層中，物性好的12小層有所抑制，物性差的13小層得到加強(qiáng)。

5 結(jié)論

1）篩選復(fù)配的CO2泡沫封竄體系耐溫90℃，耐鹽20×104mg/L，最佳應(yīng)用質(zhì)量濃度為5 g/L，在滲透率為3 152×10-3μm2的巖心中阻力因子超過(guò)50。

2）超臨界態(tài)CO2形成的泡沫體系封堵能力優(yōu)于液態(tài)CO2和氣態(tài)CO2形成的泡沫體系。

3）現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，泡沫封堵起到了較好的封竄作用，注氣壓力升高，層間吸水吸氣能力得到改善。

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（編輯 孫薇）

CO2foam sealing channeling system research and application in Pucheng Es1reservoir

Yang Changhua1，2,Deng Ruijian3,Niu Baolun2,Zhou Xun2,Yang W eidong2
(1.College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Qingdao 266580,China;2.Research Institute of Oil Production Engineering and Technology,Zhongyuan Oilfield Company,SINOPEC,Puyang 457001,China;3.Zhongyuan Oilfield Com pany, SINOPEC,Puyang 457001,China)

Air diffusion method was used to evaluate the performance of different types of foam agents according to the characteristics of high temperature and high salinity in Pucheng Es1reservoir.It shows that anion and non-ionic foams are good performance athigh temperature and high salinity conditions.Method of foam evaluation in high temperature and high pressurewas used to estimate the performance of compounds aboutanion and non-ionic foam and the CO2foam sealing channeling system with high temperature resistance and salt tolerance was gotten,which had a good stability property at higher pressure.From static and dynamic perspective,a series of evaluations about the compound foam system were conducted.Results show that the foam system achieves the follow indicators:high temperature resistance of90℃,salt tolerance of200,000mg/L,the bestmass concentration of5 g/L and the resistance factor of higher than 50 in the coreswith permeability of 3,152md.Labs of resistance factor of CO2foam in different phase of gaseous state,liquid state and supercritical state were carried out.The experiments show that the foam in supercriticalhas the highest resistance factor.CO2foam sealing channeling testwas conducted in Pu1-1 wellgroup and the injection method was pretreatmentslug,CO2slug,water slug and foam slug.Field testshows that the CO2foam system can effectively increase the injection pressure and improve the gas injection profile.

CO2flooding;foam;high temperature and high salinity reservoir;phase behavior

中國(guó)石化集團(tuán)公司科技攻關(guān)項(xiàng)目“水驅(qū)廢棄油藏CO2驅(qū)提高采收率技術(shù)研究”（P10070）、“CO2泡沫驅(qū)用表面活性劑的研究”（211014）

TE357.4

A

0 引言

楊昌華，鄧瑞健，牛保倫，等.濮城油田沙一下油藏CO2泡沫封竄體系研究與應(yīng)用［J］.斷塊油氣田，2014，21（1）：118-120，124.

Yang Changhua，Deng Ruijian，Niu Baolun，et al.CO2foam sealing channeling system research and application in Pucheng Es1reservoir［J］. Fault-Block Oil&Gas Field，2014，21（1）：118-120，124.制了常規(guī)泡沫體系在油田的應(yīng)用［11-13］。

10.6056/dkyqt201401029

2013-09-19；改回日期：2013-11-29。

楊昌華，男，1972年生，高級(jí)工程師，在讀博士研究生，現(xiàn)主要從事調(diào)剖堵水、注氣提高采收率等方面的研究工作。電話(huà)：（0393）4890925，E-mail：ych569@126.com。

國(guó)內(nèi)外大量研究結(jié)果和礦場(chǎng)試驗(yàn)表明，CO2驅(qū)可較大幅度地提高原油采收率［1-4］，但是CO2氣竄會(huì)減小CO2驅(qū)的波及體積，降低驅(qū)油效率，加速產(chǎn)出系統(tǒng)腐蝕。泡沫控制氣竄是國(guó)外控制氣竄的主要方法之一［5-10］，而中原油田高溫、高鹽，尤其是高鈣鎂的油藏現(xiàn)狀，限