一種耐高溫泡沫體系的驅(qū)油效率影響因素分析

汪 成，王少華，孫永濤，吳春洲，肖 灑

（中海油田服務股份有限公司油田生產(chǎn)研究院，天津 塘沽 300450）

近年來多元熱流體吞吐是海上稠油油田熱力采油的一個重要技術，該技術實施過程中燃燒產(chǎn)生高溫高壓的水蒸汽、氮氣、二氧化碳等混合氣體［1,2］，具有氣體混相驅(qū)（氮氣、二氧化碳驅(qū)）和熱力采油（蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)）的特點［3］。但是多元熱流體技術與蒸汽驅(qū)等其他熱力采油技術一樣，都面臨著多輪次開采后蒸汽和熱水的竄進的問題。

國內(nèi)外研究表明，高溫泡沫體系隨著蒸汽一起注入地層，泡沫可有效封堵高滲層或大孔道，降低油水界面張力，提高蒸汽的波及體積和驅(qū)油效率，從而提高油藏的動用程度和采收率［4］。本文針對海上稠油油田的高孔高滲的地層特點，并結合海上多元熱流體熱采的技術特點與注入氣體組成，對一種耐高溫起泡劑(COL-3)進行了室內(nèi)實驗研究，分析了其耐溫性、并在多元熱流體注入的條件下分別考察起泡劑質(zhì)量濃度、注入方式、巖心滲透率極差對泡沫驅(qū)油效率的影響,為現(xiàn)場應用提供了理論指導。

1 實驗部分

1.1 實驗條件

藥品：表面活性劑COL-3、氮氣(純度99.95%)、二氧化碳(純度99.90%)等；

實驗用水：根據(jù)渤海油田地層水實際組成配制的模擬鹽水，礦化度為7 402 mg/L，水型為質(zhì)量濃度為 2 210 mg/L，mg/L，Mg2+為 281 mg/L，Cl-為 3 226 mg/L，HCO-3為1 159 mg/L，SO42-為 384 mg/L。

實驗用油：渤海油田原油，50 ℃地下原油黏度為 753 mPa?s。

儀器：高溫高壓泡沫掃描儀，法國I.T.C.公司；擴張壓縮界面張力儀，法國I.T.C.公司；熱力驅(qū)替線性模型；恒溫箱、高溫高壓老化罐、天平等。

熱力驅(qū)替線性模型：由蒸汽發(fā)生器、預熱盤管、恒壓計量泵、手動計量泵、巖心模型（25mm×150 mm的人工填砂巖心）、冷凝器、氣液分離器、濕式氣體流量計、回壓閥、以及壓力傳感器和中間容器、恒溫箱等組成。

1.2 實驗方法

1.2.1 起泡劑耐溫性能測試

將裝有起泡劑的耐高溫高壓的密閉容器（老化罐）放入300 ℃烘箱中老化24 h，然后用界面張力儀在常溫下測試起泡劑的界面張力。

用高溫高壓泡沫掃描儀測定泡沫的半衰期［5］。避免了Waring Blende法泡沫液膜蒸發(fā)、泡沫的穩(wěn)定性下降的缺點［6］，使實驗條件更加貼近現(xiàn)場條件，實驗結果更加真實可靠。由于整個腔室體積為 300 mL，故設定當泡沫起泡體積達到 200 mL，系統(tǒng)停止注氣發(fā)泡；泡沫衰減至100 mL時的時間為泡沫半衰期。實驗溫度常溫或150 ℃，實驗壓力2 MPa。

1.2.2 單管驅(qū)油實驗

根據(jù)目標油藏特性制作滲透率為 3.31達西填砂巖心管，在室溫條件下將模型抽真空，在 56 ℃（目標油田地層溫度）恒溫下飽和人工合成鹽水，測量孔隙度；將飽和鹽水的模型在 56 ℃恒溫箱內(nèi)放置12 h以上，用實驗原油以恒定速率驅(qū)替巖心中的飽和水進行飽和油。飽和油后，恒速注入150 ℃的多元熱流體（其中蒸汽、二氧化碳、氮氣比例按現(xiàn)場實際多元熱流體組成比例配制），當采出液含水率大于98%，注入不同濃度泡沫體系進行調(diào)剖。記錄起泡劑注入前后的驅(qū)油效率，算出泡沫的驅(qū)油效率。本文的泡沫驅(qū)油效率=最終驅(qū)油效率－注入泡沫前的驅(qū)油效率（采出液含水率大于98%）。

1.2.3 非均值驅(qū)油實驗

將飽和過油的兩根滲透率極差為3或10的填砂巖心管放入蒸汽驅(qū)平行雙管模型中，用多元熱流體恒速驅(qū)替，當采出液含水率大于98%時，注入泡沫劑體系進行調(diào)剖。記錄起泡劑注入前后的驅(qū)油效率。實驗溫度150 ℃。

2 結果與討論

2.1 起泡劑的耐溫性能

表1 起泡劑耐溫前后的靜態(tài)性能Table 1 Static performances of foaming agents after temperature resistance tests

2.2 起泡劑質(zhì)量濃度對泡沫驅(qū)油效率的影響

表1為濃度為0.3%的COL-3起泡劑在25 ℃與300 ℃下耐溫24 h后的實驗結果。由表1可知，經(jīng)過耐溫實驗后，COL-3耐溫前后的泡沫半衰期與表面張力值變化很小，表現(xiàn)出優(yōu)異的耐溫性。

通過單管較均質(zhì)模型進行泡沫驅(qū)油效率評價實驗。實驗方案:多元熱流體驅(qū)替4PV（此時采出液含水率大于98%）+伴注0.5PV的COL-3泡沫體系+后續(xù)多元熱流體驅(qū)替。巖心具體參數(shù)見表2。

表2 起泡劑濃度對驅(qū)油效率的影響Table 2 Effects of foaming agent concentration on displacement efficiency

表2是在測試溫度為150 ℃、巖心滲透率為3達西左右條件下，不同起泡劑濃度對驅(qū)油效率的影響。由表2可知，在多元熱流體驅(qū)替4PV后進行不同濃度起泡劑調(diào)剖后，各巖心管的驅(qū)油效率都得到了提高。從實驗結果看，起泡劑質(zhì)量分數(shù)從0.1%增加到 0.3%，泡沫驅(qū)油效率由 3.78%快速增長到14.49%；起泡劑質(zhì)量分數(shù)從 0.3%增加到 0.8%，泡沫驅(qū)油效率變化幅度很小、趨向平穩(wěn)，僅由14.49%增長到14.92%；同時也說明了COL-3起泡劑最經(jīng)濟、有效的使用濃度為0.3%。

2.3 起泡劑注入方式對泡沫驅(qū)油效率的影響

實驗室考察了不同注入方式下起泡劑對驅(qū)油效率的影響。起泡劑使用濃度為 0.3%，使用量為0.5PV，泡沫注入方式分為前置注入、兩段塞注入（多元熱流體驅(qū) 2PV+伴注 0.3PV泡沫體系+多元熱流體驅(qū) 2PV+ 伴注 0.2PV泡沫體系+多元熱流體驅(qū)）和后置注入（多元熱流體驅(qū)4PV+ 伴注0.5PV泡沫體系）。驅(qū)替溫度150 ℃。

表3 起泡劑注入方式對驅(qū)油效率的影響Table 3 Effect of foaming agent injection way on displacement efficiency

表3是不同起泡劑注入方式對泡沫驅(qū)油效率的影響。由表3可知，后置注入和段塞注入相同濃度、相同量的泡沫體系，巖心的采收率都得到明顯提高，且段塞注入的方式更為理想；其中后置注入起泡劑，泡沫驅(qū)油效率為14.05%，段塞注入起泡劑，泡沫驅(qū)油效率為18.25%；主要原因是段塞注入可以保證驅(qū)替過程中較長時間維持較大的驅(qū)替壓差，從而提高泡沫驅(qū)油效率。采用前置注入泡沫劑，驅(qū)油效率僅僅提高了 3.93%，效果不明顯的原因是注入前期巖心含油飽和度高，起泡劑在含油飽和度較高時不能充分發(fā)泡，調(diào)剖作用無法充分表現(xiàn)出來。

2.4 滲透率極差對泡沫驅(qū)油效率的影響

通過層間非均值驅(qū)油實驗(雙管并聯(lián)模型)考察滲透率極差對泡沫驅(qū)油效率的影響。實驗方案:多元熱流體驅(qū)替至采出液含水 98%+0.5PV 的0.3%COL-3泡沫體系+后續(xù)多元熱流體驅(qū)替。平行雙管并聯(lián)驅(qū)油實驗中巖心滲透率極差控制為 3和10，由于海上稠油油田具有高孔、高滲的地層特點，滲透率極差近3的兩根高滲、低滲巖心滲透率分別選取9.15達西與2.96達西；滲透率極差近10的兩根高滲、低滲巖心滲透率分別選取9.68達西與0.98達西，巖心具體參數(shù)見表4。

表4 滲透率極差對驅(qū)油效率的影響Table 4 Effects of permeability contrast on displacement efficiency

表4是實驗溫度為150 ℃、滲透率極差對泡沫驅(qū)油效率影響的實驗結果。由表4可知，對于滲透率極差為3的雙巖心管，多元熱流體驅(qū)替至4PV時，采出液含水率大于 98%，此時低滲管采收率36.19%、高滲管采收率 50.39%，這時加入 COL-3泡沫體系進行調(diào)剖，最終低滲透管、高滲透管的采收率分別為48.4%和60.52%，泡沫在低滲透管、高滲透管的驅(qū)油效率分別為,12.21%和 10.13%。對于滲透率極差為10的雙巖心管，泡沫在低滲透管、高滲透管的驅(qū)油效率分別為 3.00%和 6.89%。滲透率極差為3和10的雙管驅(qū)替實驗結果說明泡沫在滲透率差異較小的巖心的驅(qū)油效率大于滲透率極差大的巖心的驅(qū)油效率。多元熱流體驅(qū)替后，泡沫調(diào)剖更適合滲透率差異較小的儲層，對于嚴重竄流的儲層改善能力有限。

3 結 論

（1）COL-3經(jīng)過300 ℃耐溫實驗后，其泡沫半衰期與表面張力值變化很小，具有優(yōu)異的耐溫性。

（2）泡沫驅(qū)替效率隨著起泡劑濃度的增加，先逐漸增大，最后趨向平穩(wěn)，且起泡劑最經(jīng)濟、有效的使用濃度為0.3%；起泡劑采用段塞注入時，泡沫的驅(qū)油效率最大；多元熱流體驅(qū)替后，泡沫提高滲透率極差較小的儲層的驅(qū)油效率明顯，對于嚴重竄流的儲層改善能力有限。

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［3］ 唐曉旭，馬躍，孫永濤．海上稠油多元熱流體吞吐工藝研究及現(xiàn)場試驗[J].中國海上油氣,2011,23(3):185-188．

［4］ 劉文章．熱采稠油油藏開發(fā)模式[M]. 北京 ：石油工業(yè)出版社，1998．

［5］ 孟祥海，籍寧，張云寶，等．海上油田細分層注水用泡沫體系優(yōu)選實驗研究[J].海洋石油,2010,30(4):81-85．

［6］ 李翔，劉偉，李松巖，等．一種陰離子起泡劑的起泡性能影響因素分析[J].石油化工高等學校學報,2011,24(4):6-9．