張 玉 梅

聚驅(qū)后泡沫驅(qū)配方優(yōu)選與評價

張 玉 梅

（大慶油田第六采油廠第三油礦，黑龍江 大慶 163000）

針對聚合物驅(qū)后油層在縱向上和橫向上動用不均勻，剩余油挖潛進一步加大的問題，通過室內(nèi)實驗的方法對聚驅(qū)后泡沫驅(qū)的可行性進行了研究。結(jié)合大慶油田聚合物驅(qū)區(qū)塊實際情況，通過評價泡沫高度、泡沫的半衰期和泡沫綜合值方法，對泡沫驅(qū)起泡劑種類、起泡劑濃度和穩(wěn)泡劑濃度進行了優(yōu)選，考察了不同滲透率巖心、不同氣液比和不同注入速度條件下泡沫的封堵能力，確定了泡沫驅(qū)的氣液比和注入速度，進行了聚驅(qū)后泡沫驅(qū)的驅(qū)油實驗，驅(qū)油實驗結(jié)果表明，在聚驅(qū)達到含水98%后注入0.4PV泡沫驅(qū)能夠在聚驅(qū)的基礎(chǔ)上提高采收率8%左右。

泡沫驅(qū)；起泡劑；氣液比；注入速度；提高采收率

泡沫驅(qū)油作為一種新型三次采油技術(shù)，它基于兩個機理，一是泡沫具有“遇油消泡、遇水穩(wěn)定”的特性，在含油飽和度較低的部位泡沫穩(wěn)定性好，具有較高的滲流阻力，能夠迫使注入流體向水驅(qū)或聚合物驅(qū)未波及的區(qū)域流動，從而擴大波及體積[1]；二是泡沫劑本身就是一種表面活性劑，在一定程度上降低油水界面張力，從而提高驅(qū)油效率。從國內(nèi)外文獻來看[2,3]，雖然在泡沫驅(qū)提高采收率機理及應(yīng)用方面做了大量工作，但由于各油田實際情況千差萬別，研究結(jié)果不具普遍意義。

聚合物驅(qū)提高采收率技術(shù)在大慶油田得到了很好地推廣，并取得很好地效果，但大慶油田多數(shù)區(qū)塊已經(jīng)到達聚驅(qū)后期，含水上升較快，如何進一步提高采收率是大慶油田可持續(xù)發(fā)展的關(guān)鍵。本文根據(jù)大慶油田油藏的地質(zhì)特征，通過泡沫的封堵性實驗和驅(qū)油實驗研究聚驅(qū)后進行泡沫驅(qū)的可行性，這對于分析泡沫體系滲流特征和認識泡沫驅(qū)油提高采收率具有重要意義。

1 泡沫體系的選擇

1.1 起泡劑種類的初選

實驗用水為大慶油田采油六廠注入水，總礦化度為4 937 mg/L。

目前油田常用的起泡劑主要有陰離子起泡劑、非離子型起泡劑、復合型起泡劑等，各種起泡劑基本的起泡性能差別較大，選擇了六種在大慶油田地層流體條件下發(fā)泡性能比較好的起泡劑，分別是十二烷基硫酸鈉(SDS)、十二烷基苯磺酸鈉(ABS)、甜菜堿(BS13)、ST-2、YH-4和DY-1。實驗采用濃度為0.5%的起泡劑溶液100 mL，注入氣液比為2:1，實驗方法是羅氏起泡法。測定產(chǎn)生泡沫后的泡沫高度和半衰期，計算泡沫綜合值，泡沫綜合值是反映起泡劑起泡能力和穩(wěn)定性的綜合指標，為起泡體積和半衰期的乘積。實驗結(jié)果見表1。

從實驗結(jié)果可以看出SDS、ABS、BS13和DY-1四種起泡劑形成的泡沫高度h大，發(fā)泡性能好，半衰期t1/2大，形成的泡沫比較穩(wěn)定，泡沫綜合值較大，ST-2和YH-4兩種非離子型起泡劑發(fā)泡性能較差，半衰期較小，泡沫綜合值小。從起泡能力看，SDS和BS13兩種起泡劑最佳，從形成的泡沫的穩(wěn)定性看，BS13和ABS兩種起泡劑最佳。初步選擇SDS、ABS、BS13和DY-1四種起泡劑進行下面的實驗。

1.2 起泡劑濃度的選擇

實驗中測定了四種起泡劑在不同濃度下起泡劑的起泡體積和半衰期，并計算了泡沫綜合值，如圖1。

從發(fā)泡性能來看，SDS和 BS13在濃度為0.1%～0.5%下發(fā)泡性能最好，SDS在較低濃度下發(fā)泡較差，隨著濃度的增加，發(fā)泡能力大幅度增加，而BS13在不同濃度下發(fā)泡性能較穩(wěn)定，差別不大。從穩(wěn)定性來看，四種起泡劑都隨著起泡劑濃度的增加，生成的泡沫半衰期增大，穩(wěn)定性增加，其中BS13和ABS兩種起泡劑發(fā)泡生成泡沫穩(wěn)定性要好于SDS和DY-1。從泡沫的綜合值來看，BS13生成的泡沫的綜合值明顯好于SDS、ABS和DY-1，因此確定起泡劑種類為BS13。隨著BS13濃度的增加，生成的泡沫高度增加幅度不大，只是生成的泡沫的穩(wěn)定性增強，因此確定BS13的濃度為0.3%。

1.3 穩(wěn)泡劑濃度的選擇

為了增加泡沫的穩(wěn)定性，常常在泡沫中加入一定量的聚合物來增強泡沫的穩(wěn)定性，實驗中研究了聚合物濃度在0～1 500 mg/L生成泡沫的參數(shù)。根據(jù)實驗結(jié)果，隨著聚合物濃度的增加，產(chǎn)生的泡沫的高度變小，半衰期增大，這是因為隨著聚合物濃度的增加，粘度增加，起泡時需要克服的粘滯阻力相應(yīng)增大[4]，起泡體積減小，起泡高度變小，但有利的一方面是相同條件下液膜排液速度降低，半衰期增加，因此，加入聚合物后泡沫起泡能力降低，但穩(wěn)定性增加。從泡沫綜合值來看，聚合物濃度在500～800 mg/L時，泡沫綜合值較大，從經(jīng)濟方面考慮選用聚合物的濃度為500 mg/L。

2 泡沫封堵性實驗

2.1 不同滲透率巖心泡沫封堵性

為了研究泡沫對不同滲透率巖心的封堵性，選取了滲透率100×10-3～2 000×10-3μm2的8塊巖心進行實驗，注入的氣液比為2∶1，測定水驅(qū)壓差和泡沫驅(qū)的壓差，計算阻力因子，如圖2。

從實驗結(jié)果可以看出，當巖心滲透率小于1 200 ×10-3μm2時，阻力因子隨滲透率增加而增加；當巖心滲透率大于1 200×10-3μm2時，阻力因子隨滲透率增加而降低；滲透率約1 200×10-3μm2時，阻力因子達到最大值，主要因為泡沫是一種非牛頓流體，具有剪切變稀特性[5]，其在巖心中的封堵作用主要依靠氣體的賈敏效應(yīng)，在滲透率較低時由于具有較強的剪切應(yīng)力，泡沫流體粘度降低，因此隨著滲透率增加，泡沫封堵效果也變強，但是在滲透率超過1 200×10-3μm2后，巖心中孔喉變大，氣體的賈敏效應(yīng)減弱，導致泡沫的封堵能力開始降低。

2.2 不同氣液比泡沫封堵性

為了研究不同氣液比的泡沫對巖心的封堵性，選取滲透率500×10-3μm2的巖心進行實驗，注入速度為0.15 mL/min，考察了氣液比從1∶1～5∶1泡沫的封堵性。根據(jù)實驗結(jié)果，當氣液比小于3∶1時，隨著氣液比的增大，阻力因子增大，泡沫封堵能力增強，當氣液比大于3∶1后，泡沫穩(wěn)定性較差，泡沫破裂產(chǎn)生的氣體較多，形成氣竄，阻力因子變小。因此合理的氣液比為 2∶1～3∶1，如果油層滲透率較大，可以適當增大氣液比，但要充分考慮到泡沫的穩(wěn)定性。本研究中選擇的氣液比為2.5∶1。

3 聚驅(qū)后泡沫驅(qū)油實驗

（1）實驗條件

根據(jù)大慶油田油藏情況設(shè)計尺寸為30 cm×30 cm×4.5 cm的縱向三層非均質(zhì)正方形模型，滲透率變異系數(shù)為0.72，各層滲透率分別為300×10-3、500 ×10-3和800×10-3μm2左右，井網(wǎng)類型為五點法井網(wǎng)，中間一口采油井，邊部四口注入井，實驗用油：利用井口原油與航空煤油配制成的黏度為 6.84 mPa·s的模擬油。

（2）實驗方案與實驗結(jié)果

方案1：水驅(qū)到含水98%；

方案 2：水驅(qū)到含水 95%+聚驅(qū)（聚合物濃度1500 mg/L）到含水98%+0.3PV泡沫（氣液比2.5∶1）+后續(xù)水驅(qū)到含水98%；驅(qū)油實驗結(jié)果見表2。

從驅(qū)油實驗結(jié)果可以看出，在聚驅(qū)達到含水98%后進行泡沫驅(qū)能夠在聚驅(qū)的基礎(chǔ)上提高采收率8%左右，比水驅(qū)到含水98%提高采收率21%左右。

4 結(jié) 論

（1）針對油田地層水特征，對油田常用的起泡劑的起泡性能進行了評價，發(fā)現(xiàn) BS13起泡劑的發(fā)泡能力和泡沫穩(wěn)定性最好，進行了 BS13起泡劑濃度的優(yōu)選，確定BS13的濃度為0.3%。

（2）對不同滲透率巖心、不同氣液比和不同注入速度條件下的泡沫封堵性進行了研究，得出巖心滲透率大于1 200×10-3μm2后，氣液比大于2.5:1，注入速度大于0.25 mL/min后，泡沫的封堵能力減弱。

（3）進行了聚驅(qū)后泡沫驅(qū)的驅(qū)油實驗，實驗結(jié)果表明，在聚驅(qū)達到含水98%后注入0.4PV泡沫驅(qū)能夠在聚驅(qū)的基礎(chǔ)上提高采收率8%左右。

［1］王成文， 王瑞和， 陳二丁，等. 型抗高溫耐鹽起泡劑AGS合成與性能研究 [J]. 中國石油大學學報(自然科學版), 2004, 28(3), 49-51.

［2］趙金省，李天太，張明. 聚合物驅(qū)后氮氣泡沫驅(qū)油特性及效果[J]. 深圳大學學報理工版, 2010, 27(3), 361-365.

［3］劉承杰. 氟碳表面活性劑復合泡沫驅(qū)油體系的驅(qū)油實驗[J]. 高分子材料科學與工程, 2012, 28(1), 82-85.

［4］Beni Ali Naderi, Varavei Abdoljalil, Delshad Mojdeh, etc. Modeling Gas Solubility in Water for Foam Propagation in Porous Media[C]. SPE 163579, 2013: 49-56.

［5］Mehran Sohrabi, Seyed Amir Farzaneh. A Review of the Status of Foam Application in Enhanced Oil Recovery[C]. SPE-164917, 2013:1-12.

Optimization and Evaluation of Foam Flooding Formula After Polymer Flooding

ZHANG Yu-mei
（Daqing Oilfield Corp.Ltd. No.6 Oil Recovery Plant, Heilongjiang Daqing 163000, China)

Aiming at the problems of vertical and lateral uneven production of the oil reservoir and further tapping the remaining oil after polymer flooding, the foam flooding feasibility after polymer flooding was studied by laboratory experiment. On the basis of the real situation of polymer flooding in Daqing oilfield, by assessing foam height, foam half-life and foam comprehensive value, foam types, foaming agent concentration and foam stabilizer concentration were optimized, the sealing capacity of the foam for various permeability cores under different gas liquid ratio and injection rate was investigated, and suitable gas liquid ratio and injection rate were determined, then foam flooding experiment after polymer flooding was carried out. The results show that after water cut reaches to 98% in polymer flooding, carrying out the foam flooding can further increase the oil recovery by about 8%.

Foam flooding; Foaming agent; Gas-liquid ratio; Injection rate; Enhanced oil recovery

TE 357

： A

： 1671-0460（2015）05-1035-03

2014-12-14

張玉梅（1988-），女，黑龍江大慶人，碩士，2013年畢業(yè)于東北石油大學，研究方向：提高采收率原理與技術(shù)。E-mail：chhobits520520@163.com。