天然氣泡沫體系流度控制能力影響因素

閆立偉，宋智靈，杜朝鋒，李文宏，韓利娟，賴南君

（1.西南石油大學(xué)化學(xué)化工學(xué)院，四川成都 610500；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710018；3.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安 710018）

中國大部分油田經(jīng)過半個多世紀(jì)持續(xù)大規(guī)模的開發(fā)，已進(jìn)入高含水開發(fā)階段。油藏層內(nèi)、層間矛盾突出，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)。部分油田還面臨高溫高鹽等惡劣條件，后續(xù)提高采收率困難。泡沫驅(qū)技術(shù)具有良好的封堵能力，對油水、非均質(zhì)地層具有選擇性，可以同時提高波及系數(shù)和洗油效率［1-7］，被認(rèn)為是一項(xiàng)極具發(fā)展?jié)摿Φ娜尾捎图夹g(shù)。大量的現(xiàn)場施工證明，合適的注入工藝可在多孔介質(zhì)中產(chǎn)生大量的泡沫，而提高采收率能力與這些泡沫的穩(wěn)定性相關(guān)［7-11］，當(dāng)泡沫在多孔介質(zhì)中穩(wěn)定存在時，可以有效地進(jìn)行流度控制，擴(kuò)大波及系數(shù)。

目前，關(guān)于泡沫流體提高油藏采收率的研究報道，大部分集中于空氣泡沫、N2泡沫以及CO2泡沫的流度控制能力及提高采收率的相關(guān)研究，而關(guān)于天然氣泡沫的相關(guān)性質(zhì)研究卻鮮見。天然氣泡沫除具備空氣泡沫、N2泡沫等泡沫體系的優(yōu)勢外，天然氣在原油中的溶解度高于空氣和N2等氣體，天然氣泡沫在發(fā)揮流度控制作用的同時，其內(nèi)部的天然氣會在地層壓力的作用下溶解于原油中，提高原油流動性；且天然氣中的烴基與起泡劑中的烴基部分相似，使其更容易起泡［12］。

烷基糖苷（APG）是一種新型的非離子型表面活性劑，主要是通過葡萄糖和脂肪醇脫水合成的［13］。由于APG 具有較強(qiáng)的去污能力和較好的生物降解性，因此具有廣泛的應(yīng)用前景，如家用洗滌劑、日化用品、紡織工業(yè)等。20 世紀(jì)90 年代，APG 首次應(yīng)用于石油工業(yè)，現(xiàn)已逐漸發(fā)展為提高采收率技術(shù)中的重要體系。定優(yōu)膠（DG）是由鞘單胞菌分泌的微生物多糖［14］，在高溫高鹽中具有良好的穩(wěn)定性，自身屬于高分子多糖，分解產(chǎn)物無公害，有望作為一種環(huán)保型驅(qū)油劑。

以中國西北部某油藏地層條件為例，以APG-10 為起泡劑，天然氣為氣相，DG 為穩(wěn)泡劑，制備天然氣泡沫。選取起泡劑質(zhì)量濃度、穩(wěn)泡劑質(zhì)量濃度、天然氣泡沫注入流速、天然氣泡沫體積分?jǐn)?shù)、含油飽和度5 個因素，設(shè)計正交試驗(yàn)。通過正交試驗(yàn)選出最佳配方及最佳注入方式，并分析5 個因素對流度控制能力的影響，以探究最佳配方及最佳注入方式對不同滲透率地層的適應(yīng)性。

1 實(shí)驗(yàn)準(zhǔn)備

1.1 實(shí)驗(yàn)材料與儀器

實(shí)驗(yàn)材料包括：起泡劑APG-10，來自上海洪帆生物科技有限公司；DG 作為穩(wěn)泡劑，來自山東豐泰生物有限公司；原油取自中國西北部某油藏（經(jīng)脫水及脫氣處理），25 ℃密度為0.823 g/cm3，25 ℃表觀黏度為6.58 mPa·s。模擬地層水的配制以西北部某油藏采出液為準(zhǔn)，其中NaCl，BaCl2，CaCl2，MgCl2的質(zhì)量濃度分別為74.76，2.01，19.76，3.14 g/L，總礦化度為99.67 g/L，均購自成都科龍?jiān)噭S；蒸餾水為實(shí)驗(yàn)室自制。如無特殊說明，所用溶液均采用模擬地層水進(jìn)行配制。巖心為方形，其長、寬、高分別為30，4.5，4.5 cm，主要成分為石英砂，利用膠結(jié)劑膠結(jié)而成，根據(jù)不同滲透率的需要對石英砂和膠結(jié)劑的用量以及壓制壓力進(jìn)行控制。選取26 根滲透率約為100 mD 的巖心；此外選取9 根滲透率不同的巖心，其滲透率分別為8.09，63.69，127.4，339.7，566.2，727.9，1 019.8，2 183.8，2 843.9 mD。天然氣取自中國西北部某油藏，甲烷含量為95%。

實(shí)驗(yàn)儀器包括：巖心夾持器，長度為50 cm，口徑為4.5 cm×4.5 cm，由海安石油儀器公司生產(chǎn)；氣體流量控制計，流速為0～5 mL/min，工作壓力為0～10 MPa，最小調(diào)節(jié)流速為0.05 mL/min，由北京七星華創(chuàng)公司生產(chǎn)；平流泵，流速為0～9.99 mL/min，最高工作壓力為42 MPa，由北京星達(dá)科技公司生產(chǎn)；活塞容器，容積為500 mL，最高耐壓為32 MPa，由海安石油儀器公司生產(chǎn)；高溫烘箱，工作溫度為30～250 ℃，由海安石油儀器公司生產(chǎn)；壓力傳感器，由北京港北中天科技有限公司生產(chǎn)；回壓閥，調(diào)節(jié)壓力為0～20 MPa，由海安石油儀器公司生產(chǎn)；手搖泵，加圍壓及回壓時使用，由海安石油儀器公司生產(chǎn)。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 天然氣泡沫體系確定及流度控制能力分析

考慮到起泡劑質(zhì)量濃度、穩(wěn)泡劑質(zhì)量濃度、天然氣泡沫體積分?jǐn)?shù)、天然氣泡沫注入流速以及含油飽和度5 個因素對天然氣泡沫體系的影響，設(shè)計正交試驗(yàn)，每個因素各含5 個水平（表1），以確定天然氣泡沫體系最優(yōu)配方及各因素對體系流度控制能力的影響。

表1 天然氣泡沫體系流度控制能力正交試驗(yàn)設(shè)計Table1 Design of orthogonal experiments on fluidity control ability of natural gas foam system

開展物理模擬實(shí)驗(yàn)（圖1）對天然氣泡沫體系流度控制能力進(jìn)行研究。實(shí)驗(yàn)步驟為：①將稱量干重的巖心裝入巖心夾持器中，采用手搖泵為其加圍壓至7 MPa。②以2.50 mL/min 的流速向巖心注入模擬地層水，直至夾持器尾端出液且驅(qū)替壓力達(dá)到平衡，記錄平衡壓力，并根據(jù)Darcy 公式計算巖心滲透率，其表達(dá)式為：

③取出巖心稱量濕重，計算巖心孔隙體積，其表達(dá)式為：

④根據(jù)設(shè)定的含油飽和度，以0.5 mL/min 的流速向巖心內(nèi)注入一定體積的原油，達(dá)到目標(biāo)含油飽和度后停泵，關(guān)閉巖心夾持器兩端閥門，在70 ℃環(huán)境下老化24 h。⑤開啟巖心夾持器兩端閥門，開啟高壓天然氣氣瓶閥門，根據(jù)實(shí)驗(yàn)方案調(diào)整氣體流速，以某一天然氣泡沫注入流速以及天然氣泡沫體積分?jǐn)?shù)向巖心注入天然氣泡沫體系，直至最終驅(qū)替壓力平穩(wěn)，記錄天然氣泡沫體系的驅(qū)替壓力，計算天然氣泡沫體系的阻力系數(shù)，其表達(dá)式為：

圖1 天然氣泡沫體系流度控制能力實(shí)驗(yàn)流程Fig.1 Experimental process of fluidity control ability of natural gas foam system

1.2.2 最優(yōu)體系和最佳注入?yún)?shù)的驗(yàn)證實(shí)驗(yàn)

通過以上正交試驗(yàn)獲得最優(yōu)體系和最佳注入?yún)?shù)，選用滲透率約為100 mD 的巖心，對最佳組合方案的正確性進(jìn)行驗(yàn)證。實(shí)驗(yàn)步驟為：①—④與物理模擬實(shí)驗(yàn)步驟中的①—④相同。⑤開啟巖心夾持器兩端閥門，開啟高壓天然氣氣瓶閥門，以2.80 mL/min 的流速注入天然氣，同時以1.2 mL/min 的流速注入天然氣泡沫體系，直至最終驅(qū)替壓力平穩(wěn)，記錄天然氣泡沫體系的驅(qū)替壓力。⑥待驅(qū)替壓力平穩(wěn)，以4 mL/min 的流速注入地層水，測量水驅(qū)壓力。

1.2.3 滲透率對天然氣泡沫體系流度控制能力的影響

選取9 根滲透率為1～3 000 mD 的巖心，研究滲透率對天然氣泡沫體系流度控制能力的影響。實(shí)驗(yàn)步驟與最佳組合方案正確性驗(yàn)證實(shí)驗(yàn)步驟相同。

泡沫在孔隙中的運(yùn)移過程可以基本分為4個階段：暫時性封堵、孔喉處積聚、變形以及突破。泡沫對于孔喉的暫時性封堵是隨機(jī)發(fā)生的，這可以被視為由Jamin 效應(yīng)產(chǎn)生的附加壓力。當(dāng)泡沫在孔喉處的封堵暫時穩(wěn)定后，泡沫流體的流動暫停，由于后續(xù)驅(qū)替流體繼續(xù)進(jìn)入，使得局部的流體壓力上升，泡沫在孔隙喉道處積聚起來，在驅(qū)替壓力的作用下，泡沫克服狹窄孔喉的毛細(xì)管力（驅(qū)替壓力達(dá)到局部極大值）得以變形通過，導(dǎo)致局部壓力驟降。此外，若泡沫液膜強(qiáng)度不足，導(dǎo)致泡沫在通過孔喉過程中液膜將會破裂，或若干個泡沫重新組合為單一泡沫，也會導(dǎo)致局部的驅(qū)替壓力下降。泡沫在孔喉處的積聚和封堵是泡沫流體在多孔介質(zhì)中建立阻力的前提條件，是后續(xù)注入流體轉(zhuǎn)向進(jìn)入未波及區(qū)域的驅(qū)動力。泡沫在孔喉中封堵的幾率決定注入壓力的波動次數(shù)，注入壓力的積聚決定壓力波動的峰值，而壓力波動的峰值可以視為泡沫在孔喉中突破的臨界壓力梯度。為了衡量泡沫驅(qū)替過程中壓力波動的幅度，采用高次多項(xiàng)函數(shù)對注入壓力曲線進(jìn)行擬合，根據(jù)擬合函數(shù)得到驅(qū)替過程中的擬合阻力系數(shù)，將擬合值與實(shí)際值之間進(jìn)行減法運(yùn)算，最后采用標(biāo)準(zhǔn)偏差（σ）對差值進(jìn)行統(tǒng)計計算，其表達(dá)式為：

泡沫驅(qū)過程中驅(qū)替壓力的波動是Jamin 效應(yīng)的宏觀表現(xiàn)。Jamin 效應(yīng)的強(qiáng)弱及發(fā)生頻率決定了泡沫驅(qū)流度控制的效果，通過標(biāo)準(zhǔn)偏差定量衡量驅(qū)替過程壓力等數(shù)據(jù)的離散程度，在一定程度上衡量驅(qū)替過程中Jamin 效應(yīng)的強(qiáng)弱。標(biāo)準(zhǔn)偏差越大表示數(shù)據(jù)分布離散程度越大，Jamin效應(yīng)越明顯。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

由正交試驗(yàn)結(jié)果（表2）及每個因素的極差（表3）可知，不同因素對于天然氣泡沫流度控制能力影響由大到小依次為穩(wěn)泡劑質(zhì)量濃度、含油飽和度、天然氣泡沫體積分?jǐn)?shù)、天然氣泡沫注入流速、起泡劑質(zhì)量濃度，對應(yīng)的極差分別為20.770，15.304，10.452，10.234，9.472。

表2 天然氣泡沫體系流度控制能力正交試驗(yàn)結(jié)果Table2 Results of orthogonal experiments on fluidity control ability of natural gas foam system

表3 各因素極差分析Table3 Range analysis of each factor

2.1 流度控制能力影響因素

2.1.1 穩(wěn)泡劑質(zhì)量濃度

由穩(wěn)泡劑質(zhì)量濃度對天然氣泡沫體系流度控制能力的影響（圖2）可見，在其他因素水平一致的情況下，天然氣泡沫體系的流度控制能力隨DG 質(zhì)量濃度的增加而增加。DG 對天然氣泡沫體系穩(wěn)定性的影響表現(xiàn)在：①DG 可增加天然氣泡沫體系液相的表觀黏度，從而有利于泡沫穩(wěn)定性的增強(qiáng)。天然氣泡沫析液速率與液相表觀黏度呈反比［13，15-17］。天然氣泡沫體系液相表觀黏度的增加會減緩天然氣泡沫析液速率，即降低液膜的薄化速率，使得天然氣泡沫體系在滲流的過程中，其液膜保持一定的厚度，可以保證其穩(wěn)定性。②在天然氣泡沫體系溶液中，APG-10 與DG 存在一系列相互作用。DG 的分子中含有大量的羥基、羧基等親水基團(tuán)，DG 分子可以在氣-液界面及溶液中與起泡劑APG-10 親水基發(fā)生氫鍵作用［18-20］，液膜的強(qiáng)度得以增強(qiáng)。在天然氣泡沫體系溶液中DG 質(zhì)量濃度越高，與APG-10發(fā)生相互作用的分子數(shù)量越多，液膜強(qiáng)度也就越高。天然氣泡沫在多孔介質(zhì)中運(yùn)移時，液膜能承受的極限毛細(xì)管力越大，天然氣泡沫更容易穩(wěn)定，形成更強(qiáng)的封堵。③在多孔介質(zhì)中運(yùn)移時，天然氣泡沫液膜貼著孔喉前進(jìn)，天然氣泡沫體系溶液中的DG 容易吸附在巖石表面，在天然氣泡沫體系建立流度控制的同時，DG 可使孔喉半徑和驅(qū)替相滲流通道的流動半徑減小，在整體上降低天然氣泡沫體系的流度，提高天然氣泡沫體系的流度控制作用。基于以上分析，確定最優(yōu)的穩(wěn)泡劑質(zhì)量濃度為400 mg/L。

圖2 穩(wěn)泡劑質(zhì)量濃度對天然氣泡沫體系流度控制能力的影響Fig.2 Effect of mass concentration of foam stabilizer on fluidity control ability of natural gas foam system

2.1.2 含油飽和度

由含油飽和度對天然氣泡沫體系流度控制能力的影響（圖3）可見，在其他因素水平一致的情況下，隨著介質(zhì)內(nèi)含油飽和度的增加，天然氣泡沫體系的流度控制能力呈線性下降的態(tài)勢。其原因是，天然氣泡沫的流度控制能力與泡沫在多孔介質(zhì)中的穩(wěn)定性相關(guān)。隨著含油飽和度增加，天然氣泡沫在多孔介質(zhì)中的穩(wěn)定性變差。泡沫在注入油層后［21-26］，會不可避免地與油層中的原油發(fā)生接觸，原有的氣-水兩相系統(tǒng)變成油-氣-水三相系統(tǒng)。為了降低油-水界面的Gibbs 自由能，此時需要有部分起泡劑分子由氣-水界面?zhèn)髦劣?水界面，從而導(dǎo)致氣-水界面膜上的起泡劑分子數(shù)量減少。天然氣泡沫在多孔介質(zhì)中運(yùn)移［23-24］，是一個動態(tài)的過程，在此過程中不斷有泡沫破滅和生成。當(dāng)泡沫在多孔介質(zhì)中與油發(fā)生接觸時，泡沫變得極其不穩(wěn)定，此時泡沫的生成速率小于泡沫的破滅速率，多孔介質(zhì)中的泡沫總含量減少，氣泡在孔喉中發(fā)生Jamin 效應(yīng)的幾率下降，泡沫的流度控制能力變?nèi)?。因此，含油飽和度越低越好?/p>

圖3 含油飽和度對天然氣泡沫體系流度控制能力的影響Fig.3 Effect of oil saturation on fluidity control ability of natural gas foam system

2.1.3 天然氣泡沫體積分?jǐn)?shù)

由天然氣泡沫體積分?jǐn)?shù)對天然氣泡沫體系流度控制能力的影響（圖4）可見，在其他因素水平一致的情況下，天然氣泡沫體系的流度控制能力隨著天然氣泡沫體積分?jǐn)?shù)的增加，出現(xiàn)了先增加后減小的趨勢，這與ALZOBAIDI等研究［17］所得到的趨勢是相同的。泡沫體系的流度控制能力在天然氣泡沫體積分?jǐn)?shù)為50%時開始增加，增加至70%時在多孔介質(zhì)中的阻力系數(shù)達(dá)到最大值。當(dāng)天然氣泡沫體積分?jǐn)?shù)大于70%時，隨著天然氣泡沫體積分?jǐn)?shù)的增加，泡沫流度控制能力逐漸減弱。在滲透率為100 mD 的多孔介質(zhì)中，天然氣泡沫的臨界體積分?jǐn)?shù)為70%。

圖4 天然氣泡沫體積分?jǐn)?shù)對天然氣泡沫體系流度控制能力的影響Fig.4 Effect of volume fraction of natural gas foam on fluidity control ability of natural gas foam system

在多孔介質(zhì)滲流過程中，泡沫的液膜主要受到2 個力的作用：①維持液膜厚度不變的分離壓。②孔喉施加給液膜的毛細(xì)管力。氣相組分在一定范圍內(nèi)增加，有利于激發(fā)天然氣泡沫體系的發(fā)泡性能，產(chǎn)生的氣泡數(shù)量更多，發(fā)生Jamin 效應(yīng)的幾率也會提高；另外，氣相比例增加，可以增加泡沫黏度，泡沫流體可以有效降低氣相和液相的流度。隨著氣相比例在達(dá)到臨界天然氣泡沫體積分?jǐn)?shù)后，繼續(xù)增加，泡沫受到的毛細(xì)管力將急劇增加，更大程度地壓縮泡沫厚度，破壞泡沫液膜的穩(wěn)定性，氣泡彼此之間更容易發(fā)生聚并現(xiàn)象，氣泡數(shù)量及其強(qiáng)度都發(fā)生下降，泡沫的流度控制能力降低。

在泡沫驅(qū)的過程中臨界天然氣泡沫體積分?jǐn)?shù)受到多種因素影響。如起泡劑和穩(wěn)泡劑的種類和質(zhì)量濃度、多孔介質(zhì)滲透率及孔喉尺寸。根據(jù)FAR?AJZADEH 等的研究結(jié)論［25-26］可得，泡沫中液相飽和度越小，泡沫受到多孔介質(zhì)孔喉的毛細(xì)管力越大。當(dāng)泡沫液相飽和度小于某臨界值時（即天然氣泡沫體積分?jǐn)?shù)增大至臨界值時），所受到的毛細(xì)管力將快速增加至一個較大值。若泡沫體系液膜強(qiáng)度高，泡沫可以承受較高的毛細(xì)管力，臨界天然氣泡沫體積分?jǐn)?shù)會更大；泡沫體系液膜強(qiáng)度較低時，泡沫可以承受的毛細(xì)管力較低，臨界天然氣泡沫體積分?jǐn)?shù)將減小。另外，當(dāng)多孔介質(zhì)的滲透率有所上升時，由于內(nèi)部的孔喉直徑較大，根據(jù)Laplace 方程，多孔介質(zhì)施加給泡沫液膜的毛細(xì)管力減小，此時泡沫內(nèi)部的氣相比例可以進(jìn)一步提高才能達(dá)到泡沫的臨界天然氣泡沫體積分?jǐn)?shù)；而對于低滲透多孔介質(zhì)，由于內(nèi)部孔喉直徑較小，氣泡在通過孔喉時需要克服介質(zhì)內(nèi)巨大的毛細(xì)管力才能向前運(yùn)移，對于組成相同的天然氣泡沫，氣泡在低滲透介質(zhì)內(nèi)的穩(wěn)定性要弱于高滲透介質(zhì)，此時提高天然氣泡沫體積分?jǐn)?shù)很容易達(dá)到臨界值［27-28］。

2.1.4 起泡劑質(zhì)量濃度

由起泡劑質(zhì)量濃度對天然氣泡沫體系流度控制能力的影響（圖5）可見，在其他因素水平一致的情況下，隨著起泡劑質(zhì)量濃度的增加，天然氣泡沫體系的流度控制能力先是快速增加，當(dāng)起泡劑質(zhì)量濃度大于4 000 mg/L 時，隨著起泡劑質(zhì)量濃度的增加，流度控制能力增速較慢。天然氣泡沫在多孔介質(zhì)中運(yùn)移時，起泡劑的損耗主要表現(xiàn)在2個方面：①氣體與液體在多孔介質(zhì)中混合，在運(yùn)移時產(chǎn)生新的泡沫［25］，生成更多的氣-液界面，大量起泡劑分子吸附至界面上以維持液膜強(qiáng)度。②液膜緊貼著孔喉［29］，界面上的起泡劑分子極易吸附到地層表面（圖6）。當(dāng)起泡劑質(zhì)量濃度高時，液膜表面的起泡劑分子減少，為了維持天然氣泡沫液膜表面的穩(wěn)定性，溶液中起泡劑膠束解體，來補(bǔ)充液膜表面的起泡劑分子，使得氣泡在向前運(yùn)移的過程中始終保持較高的強(qiáng)度，能在多孔介質(zhì)中穩(wěn)定存在，此時，天然氣泡沫生成的速率高于其破滅速率。多孔介質(zhì)中將累積更多的天然氣泡沫，泡沫在多孔介質(zhì)中發(fā)生Jamin 效應(yīng)的幾率上升，流度控制能力增強(qiáng)。當(dāng)起泡劑質(zhì)量濃度較低時，溶液中沒有足夠的起泡劑分子來補(bǔ)充液膜上起泡劑的損失，泡沫在多孔介質(zhì)中運(yùn)移時液膜強(qiáng)度較低，氣泡在介質(zhì)內(nèi)部的生成速率低于其破滅速率，多孔介質(zhì)中無法累積過多的泡沫，流度控制能力差?；谝陨戏治?，確定最優(yōu)起泡劑質(zhì)量濃度為6 000 mg/L。

圖5 起泡劑質(zhì)量濃度對天然氣泡沫體系流度控制能力的影響Fig.5 Effect of mass concentration of foaming agent on fluidity control ability of natural gas foam system

圖6 天然氣泡沫在地層中運(yùn)移以及起泡劑在地層上的吸附Fig.6 Migration of natural gas foam in formation and adsorption of foaming agent on formation

2.1.5 天然氣泡沫注入流速

由天然氣泡沫注入流速對天然氣泡沫體系流度控制能力的影響（圖7）可見，隨著天然氣泡沫注入流速的增加，天然氣泡沫驅(qū)的阻力系數(shù)先增加后減小。在天然氣泡沫注入流速為1～4 mL/min 時，泡沫體系的流度控制能力逐漸增加，在4 mL/min 時達(dá)到最大值，后逐漸減小，在ALZOBAIDI 等［17］的研究中也出現(xiàn)了類似于文中的先剪切增稠后剪切變稀的現(xiàn)象。在一定范圍內(nèi)增加天然氣泡沫注入流速有利于氣相和液相的充分混合，從而生成更多的氣泡，提高泡沫流體的流度控制能力。在天然氣泡沫注入流速較低時，隨著注入流速的增加，天然氣泡沫在多孔介質(zhì)中的剪切速率增加，有利于生成更多的泡沫，產(chǎn)生的Jamin 效應(yīng)更強(qiáng)。但是，由于泡沫是一種假塑性流體，在多孔介質(zhì)中流速增加會產(chǎn)生剪切稀釋的現(xiàn)象。當(dāng)注入流速過大時，泡沫在多孔介質(zhì)中快速運(yùn)移，氣泡液膜在被不斷拉伸和擠壓的狀態(tài)下通過孔喉，氣泡很容易被多孔介質(zhì)的毛細(xì)管力所破壞，直至最后消失，容易造成泡沫氣液分離。因此在天然氣泡沫注入流速過大時，泡沫穩(wěn)定性變差，流度控制能力降低。

圖7 天然氣泡沫注入流速對天然氣泡沫體系流度控制能力的影響Fig.7 Effect of injection flow rate of natural gas foam on fluidity control ability of natural gas foam system

2.2 最優(yōu)體系和最佳注入?yún)?shù)的驗(yàn)證實(shí)驗(yàn)

基于天然氣泡沫體系流度控制能力分析，得到天然氣泡沫最優(yōu)的配方為6 000 mg/L APG-10+400 mg/L DG，最佳注入?yún)?shù)為天然氣泡沫體積分?jǐn)?shù)為70%，天然氣泡沫注入流速為4 mL/min。從圖8 可以看出，在最優(yōu)體系和最佳注入?yún)?shù)下，滲透率為100 mD 的多孔介質(zhì)中注入天然氣泡沫，最大阻力系數(shù)為57.04。最優(yōu)組流度控制能力優(yōu)于全部正交方案的單組實(shí)驗(yàn)。天然氣泡沫在多孔介質(zhì)中的注入壓力呈現(xiàn)波動式快速上升。在注入量為12 PV 時，注入壓力開始趨于平穩(wěn)；在注入量為15 PV 時，達(dá)到最大值4.47 MPa。在開始注入天然氣泡沫時，泡沫被多孔介質(zhì)中的液相稀釋，同時液膜表面上的起泡劑分子吸附到多孔介質(zhì)表面，此時液相中的起泡劑質(zhì)量濃度降低，液膜強(qiáng)度降低，流度控制能力差；在不斷的注入過程中液相中起泡劑質(zhì)量濃度不斷增加，天然氣泡沫液膜強(qiáng)度增加，流度控制能力增強(qiáng)；在注入15 PV 后，起泡劑分子在多孔介質(zhì)表面吸附飽和，此時驅(qū)替壓力不再增加。在后續(xù)水驅(qū)的過程中，注入壓力開始出現(xiàn)小幅度上升，后注入壓力快速降低，到注入22 PV 后注入壓力緩慢下降。在后續(xù)水驅(qū)中，水不斷稀釋多孔介質(zhì)中的起泡劑，導(dǎo)致天然氣泡沫液膜強(qiáng)度變低，穩(wěn)定性變差，流度控制能力減弱。

圖8 正交試驗(yàn)最優(yōu)方案泡沫驅(qū)及后續(xù)水驅(qū)壓力變化情況Fig.8 Changes in injection pressures of foam flooding and subsequent water flooding in optimal method of orthogonal experiments

2.3 滲透率對天然氣泡沫體系流度控制能力的影響

圖9 天然氣泡沫體系在不同滲透率多孔介質(zhì)中注入壓力變化及流度控制能力Fig.9 Changes in injection pressure and fluidity control ability of natural gas foam system in porous media with different permeability

由天然氣泡沫體系阻力系數(shù)的變化（圖9）可見，當(dāng)多孔介質(zhì)滲透率為8.09 mD 時，天然氣泡沫體系在注入的過程中遇到了注入性的問題，隨著天然氣泡沫注入量的增加，注入壓力快速增加，在尾端出水速率遠(yuǎn)小于注入速率，采出液中沒有明顯的泡沫，泡沫在低滲透多孔介質(zhì)中無法穩(wěn)定存在。在注入量到達(dá)13 PV 時注入壓力高達(dá)8.45 MPa，并且壓力未出現(xiàn)增速變緩的趨勢。天然氣泡沫在滲透率為8.09 mD 的多孔介質(zhì)中，殘余阻力系數(shù)也是最低的。主要是在滲透率較低的多孔介質(zhì)中孔喉半徑較小，根據(jù)Laplace方程，泡沫半徑越小，泡沫所受到的壓差越大，泡沫越不容易在多孔介質(zhì)中穩(wěn)定存在。在后續(xù)水驅(qū)的過程中，天然氣泡沫不能把氣體圈閉在多孔介質(zhì)中，導(dǎo)致殘余阻力系數(shù)過低。在天然氣泡沫驅(qū)替階段壓力的標(biāo)準(zhǔn)偏差僅為0.07，驅(qū)替壓力波動小，Jamin 效應(yīng)不明顯。在滲透率較低的多孔介質(zhì)中，天然氣泡沫受到的毛細(xì)管力較大，生成的泡沫不穩(wěn)定，在滲流的過程中生成泡沫的速率遠(yuǎn)小于泡沫破滅的速率，多孔介質(zhì)中天然氣泡沫數(shù)量減?。▓D9c），發(fā)生Jamin 效應(yīng)的幾率減小，難以建立起有效的滲流阻力。在注入天然氣泡沫時，泡沫的注入壓力呈現(xiàn)波動式的快速上升，在注入天然氣泡沫10 PV 以后，注入壓力趨于平穩(wěn)且在一定范圍內(nèi)波動。

隨著滲透率的增加，泡沫在多孔介質(zhì)中建立的阻力系數(shù)、殘余阻力系數(shù)以及壓力的標(biāo)準(zhǔn)偏差都呈現(xiàn)出相似的上升趨勢。滲透率為8.09～566.2 mD時，阻力系數(shù)與標(biāo)準(zhǔn)偏差增長趨勢緩慢；滲透率為566.2～2 843.9 mD 時，阻力系數(shù)與標(biāo)準(zhǔn)偏差快速增長；隨著滲透率的增加，采出液中泡沫增加（圖9c），并且產(chǎn)出液中泡沫干度變小，泡沫在高滲透多孔介質(zhì)中可以穩(wěn)定存在并且運(yùn)移到尾端。在滲透率較高時，多孔介質(zhì)中泡沫含量高，且泡沫可在多孔介質(zhì)中穩(wěn)定運(yùn)移，發(fā)生Jamin 效應(yīng)幾率大。阻力系數(shù)與標(biāo)準(zhǔn)偏差趨勢相似，這進(jìn)一步驗(yàn)證了標(biāo)準(zhǔn)偏差在描述驅(qū)替過程中阻力系數(shù)波動幅度的準(zhǔn)確性。

在滲透率為2 843.9 mD 時，阻力系數(shù)最高達(dá)238.64，殘余阻力系數(shù)最高達(dá)102.27（表4）。天然氣泡沫在高滲透多孔介質(zhì)中能建立起有效的封堵，在滲透率較高的多孔介質(zhì)中，孔喉半徑較大，泡沫能在多孔介質(zhì)中穩(wěn)定存在。天然氣泡沫在多孔介質(zhì)中生成的速率大于其破滅的速率，泡沫在多孔介質(zhì)中積聚，發(fā)生Jamin 效應(yīng)的幾率增加，能建立起有效的流度控制。在滲透率較高的多孔介質(zhì)中，天然氣泡沫較多，泡沫發(fā)生暫時性封堵的幾率增加，導(dǎo)致泡沫在多孔介質(zhì)中封堵、積聚、變形、突破的循環(huán)次數(shù)增加，泡沫的阻力系數(shù)標(biāo)準(zhǔn)偏差變大。在多孔介質(zhì)中，孔喉越大天然氣泡沫受到的毛細(xì)管力越小，在液膜強(qiáng)度相同（泡沫配方相同）的條件下，受到的毛細(xì)管力越小泡沫越穩(wěn)定。在后續(xù)模擬地層水驅(qū)的過程中，多孔介質(zhì)中吸附的起泡劑分子逐漸減少，泡沫液膜的強(qiáng)度逐漸減小。在滲透率較高的多孔介質(zhì)中，孔喉半徑大泡沫受到的毛細(xì)管力較小，泡沫穩(wěn)定性更好，壓力下降較慢。

表4 天然氣泡沫體系在不同滲透率多孔介質(zhì)的流度控制能力Table4 Fluidity control ability of natural gas foam system in porous media with different permeability

3 結(jié)論

對天然氣泡沫的流度控制能力進(jìn)行了探索，探究了不同因素對泡沫流度控制的影響。不同因素對于天然氣泡沫流度控制能力影響的重要性由大到小依次為：穩(wěn)泡劑質(zhì)量濃度、含油飽和度、天然氣泡沫體積分?jǐn)?shù)、天然氣泡沫注入流速、起泡劑質(zhì)量濃度。最優(yōu)的配方及注入?yún)?shù)為：6 000 mg/L APG-10+400 mg/L DG，天然氣泡沫體積分?jǐn)?shù)為70%，天然氣泡沫注入流速為4 mL/min。

對最優(yōu)體系以及最佳注入?yún)?shù)進(jìn)行驗(yàn)證實(shí)驗(yàn)，在滲透率為100 mD 的多孔介質(zhì)中阻力系數(shù)最大為57.04。

對最優(yōu)的配方以及注入?yún)?shù)來說，在不同滲透率的多孔介質(zhì)中，當(dāng)滲透率較低時，泡沫難以在多孔介質(zhì)中生成以及穩(wěn)定的存在，無法進(jìn)行有效的流度控制。隨著滲透率的增加泡沫的流度控制能力越強(qiáng)，在滲透率為2 843.9 mD 時阻力系數(shù)為238.64。阻力系數(shù)與標(biāo)準(zhǔn)偏差隨滲透率的變化趨勢相似，證實(shí)標(biāo)準(zhǔn)偏差在描述驅(qū)替過程中阻力系數(shù)的波動幅度具有準(zhǔn)確性。

可進(jìn)一步研究泡沫對不同滲透率級差地層剖面的改善能力以及泡沫驅(qū)提高采收率能力。

符號解釋

A——巖心橫截面積，cm2；

K——滲透率，D；

L——巖心長度，cm；

m0——巖心干重，g；

m1——巖心濕重，g；

n——樣品數(shù)量；

PV——巖心孔隙體積，mL；

Δp——壓差，MPa；

Δp1——泡沫驅(qū)平衡壓力，MPa；

Δp2——注水平衡壓力，MPa；

Q——液體流量，mL/min；

Q液，Q氣，Q水——液體流量、氣體流量、注水流量，mL/min；

RF——阻力系數(shù)；

xi——樣品數(shù)值；

——樣品算術(shù)平均值；

μ——液相黏度，mPa·s；

ρ——模擬地層水密度，g/L；

σ——一種度量數(shù)據(jù)分布離散程度的標(biāo)準(zhǔn)偏差。