李宛珊，王 健，任振宇，木合塔爾

(1.西南石油大學，四川 成都 610500；2.油氣藏及地質(zhì)開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都 610500； 3.中國石油吉林油田分公司，吉林 松原 138000；4.中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

吉林油田黑79區(qū)塊小井距試驗區(qū)含油面積為1.46 km2，石油地質(zhì)儲量為108×104t，可采儲量為41.0×104t，平均孔隙度為13.0%，平均滲透率為4.5mD，原始地層壓力為24.2 MPa[1]。試驗區(qū)于2012年7月開始實施CO2驅(qū)，在開采過程中，表現(xiàn)出氣竄十分嚴重，如黑79-3-1井，氣油比達到了11 165 m3/m3，產(chǎn)出氣中CO2含量達到75%以上[2-3]。泡沫封竄是一種可行的控制氣竄技術[4]，目前常采用的水基CO2泡沫控制氣竄技術，必須通過水氣交替注入方式，而不能采用水氣同時注入的方式，否則CO2會對井筒造成嚴重的腐蝕[5-8]，而采用水氣交替注入方式又會影響泡沫體系的連續(xù)性[9]。

CO2氣溶性泡沫作為一項新技術，其基本原理是采用超臨界CO2攜帶起泡劑，注入地層遇水生成穩(wěn)定的泡沫體系，從而封堵氣竄通道，擴大CO2驅(qū)的波及體積[10-16]。該技術可實現(xiàn)連續(xù)注入，不會出現(xiàn)井筒中的腐蝕問題；以CO2作為注入載體，可大大提高低滲透油藏泡沫劑的注入性。針對吉林油田黑79區(qū)塊的油藏特征，利用高溫高壓可視化泡沫儀評價了氣溶性CO2泡沫體系的溶解性能及起泡性能，并進行了配方篩選，利用高溫高壓巖心流動裝置測定了泡沫阻力因子、剖面改善率和提高采收率值。

1 實驗條件與方法

1.1 實驗條件

黑79區(qū)塊地層水及模擬地層水，總礦化度為10 302.6 mg/L，吉林油田提供(表1)；黑79區(qū)塊原油，黏度為9.34 mPa·s(油藏溫度為96 ℃條件下)，吉林油田提供；CO2純度為99.9%，四川廣漢勁力氣體有限公司提供；氣溶性起泡劑：AOT、SWP10、YJP10，江蘇海安石油化工廠提供；氣溶性起泡劑：1529、1209非離子表面活性劑，上海旌浩公司提供；YP-1型高溫高壓可視化泡沫液性能測試裝置、高溫高壓多功能泡沫巖心流動裝置、恒壓恒速泵，中國海安石油有限公司提供。

表1 黑79區(qū)塊模擬地層水離子組成

1.2 實驗方法

設計了CO2氣溶性泡沫體系的溶解性評價實驗、起泡性能評價實驗及巖心流動實驗，并利用高溫高壓可視化泡沫液性能測試裝置，評價優(yōu)選配方的溶解性能。實驗方案：向高溫高壓泡沫儀內(nèi)注入CO2及一定質(zhì)量的氣溶性起泡劑，設置實驗溫度、壓力，攪拌一定時間后，記錄該條件下氣溶性起泡劑在超臨界CO2中的最大溶解量；利用高溫高壓可視化泡沫液性能測試裝置，在油藏溫度、壓力下，測定5種氣溶性起泡劑的起泡體積及半衰期[17]；通過泡沫驅(qū)巖心流動實驗，測定巖心阻力因子，評價CO2氣溶性泡沫體系的封堵能力[18]；通過并聯(lián)巖心流動實驗，測定高、低滲透率巖心的分流率，計算吸水剖面改善率；依次進行飽和油、水驅(qū)油、CO2驅(qū)、泡沫驅(qū)、后續(xù)CO2驅(qū)驅(qū)油實驗，計算采收率，分析驅(qū)油效果。

2 結(jié)果與討論

2.1 CO2氣溶性泡沫體系的溶解性能

2.1.1 起泡劑的溶解性能

對非離子型氣溶性起泡劑1529、1209、SWP10、YJP10的溶解性能進行了評價，評價方法采用濁點測定法[12,19-20]。表2為油藏溫度下氣溶性泡沫劑在超臨界CO2中的溶解情況。由表2可知，4種起泡劑在油藏溫度、不同濁點壓力的條件下，在超臨界CO2中的溶解度均不高，因此，向超臨界CO2體系中加入助溶劑，如低分子質(zhì)量的醇進行助溶。由于加入等質(zhì)量的起泡劑，起泡劑溶解的質(zhì)量相對越多、同時濁點壓力越低，則體系的溶解性能越好，因此，選用溶解性相對較為優(yōu)良的1529起泡劑。

2.1.2 助溶劑對起泡劑溶解性能的影響

由于CO2分子是非極性分子，且其介電常數(shù)、范德華力均很低，即CO2在超臨界狀態(tài)下對高分子質(zhì)量的起泡劑等分子的溶解能力有限，因此，超臨界CO2作為溶劑在應用方面受到了制約[11-12]。為了提高起泡劑在超臨界CO2中的溶解性能，向超臨界CO2體系中加入低分子醇類助溶劑，起泡劑溶液組成為15%的1529起泡劑和85%的助溶劑。加入不同助溶劑后，測試油藏溫度下1529起泡劑溶液在超臨界CO2中的溶解情況，實驗結(jié)果詳見表3。

表2 油藏溫度下氣溶性泡沫劑在超臨界CO2中的溶解情況

表3 加入助溶劑后的1529起泡劑溶液在超臨界CO2中的溶解情況

由表3可知，加入助溶劑后，1529起泡劑溶液在超臨界CO2中的溶解量得到了大幅提高。其中，2種不同有機醇混合作為助溶劑的助溶效果要好于單類有機醇的助溶效果。根據(jù)相似相溶的原理，溶質(zhì)與溶劑在結(jié)構上相似則更易彼此互溶，由于溶劑CO2是非極性分子，因此，起泡劑體系的極性越小、越接近于非極性，則體系在CO2中的溶解度越高。有機醇類自身在超臨界CO2中具有良好的溶解性，因此，選擇以其作為助溶劑加入起泡體系內(nèi)，可有效地改變起泡劑與超臨界CO2之間的相行為模式，使得二者間形成利于互溶的化學鍵，從而提高起泡劑的溶解性。

2.2 CO2氣溶性起泡劑的起泡性能

表4為不同氣溶性起泡劑的起泡體積、半衰期與濃度關系。由表4可知：在高溫高壓油藏條件下，濃度為0.1%時，5種起泡劑的起泡體積均不高，隨著濃度的升高，各類起泡劑的起泡體積呈現(xiàn)不同幅度增長趨勢，其中，0.5%的1529起泡劑起泡體積最高，為657.8mL，泡沫細膩、稠密且狀態(tài)穩(wěn)定；5種氣溶性起泡劑在濃度為0.1%時，半衰期均小于10 min，消泡速度很快；濃度為0.2%、0.3%時，半衰期有小幅度穩(wěn)定增長，但增幅不大；濃度大于0.3%時，半衰期均開始呈較大幅度增長趨勢，其中，0.5%的1529起泡劑半衰期最長，為47 min，泡沫細膩、稠密且狀態(tài)穩(wěn)定。因此，最終優(yōu)選配方為濃度0.5%的1529起泡劑。

表4 不同氣溶性起泡劑的起泡體積、半衰期與濃度關系

2.3 CO2氣溶性泡沫巖心流動實驗

2.3.1 阻力因子的測定

實驗原料為CO2氣體及濃度為0.5%的起泡劑1529。注入方式為氣溶性起泡劑與CO2段塞式注入，段塞的注入孔隙體積倍數(shù)對泡沫的綜合性能也有較大影響。設置注入速度為0.01 mL/min，氣液比為2∶1，對段塞的注入孔隙體積倍數(shù)及注入周期進行優(yōu)化，測定阻力因子(表5、6)。

表5 巖心基本參數(shù)

表6 段塞注入孔隙體積倍數(shù)及注入周期對阻力因子的影響

由表6可知：由于段塞的注入孔隙體積倍數(shù)及注入周期的不同，最終泡沫的阻力因子存在很大差異。以1號巖心為例，隨交替注入周期的增加，泡沫阻力因子隨之增大，交替注入6周期后泡沫的阻力因子最大，為37.92，封堵效果明顯好于交替注入3周期和交替注入2周期；2號巖心呈相同的規(guī)律，交替注入6周期泡沫的阻力因子最大，為28.63。氣液交替注入6周期氣溶性起泡劑與CO2充分接觸，有利于起泡劑在CO2中的更好溶解，隨后與水接觸產(chǎn)生更加豐富的泡沫，從而提高封堵能力。因此，在設備允許的情況下，推薦使用多周期小段塞的注入方式。

2.3.2 吸水剖面改善率及提高采收率的測定

吸水剖面改善率(η)定義為調(diào)驅(qū)前后高低滲透層吸水比之差與調(diào)驅(qū)前高低滲透層吸水比的商值。并聯(lián)巖心基本參數(shù)見表7，實驗結(jié)果見圖1、表8、9。

由圖1、表8可知，巖心初始注水過程中，高、低滲巖心的分流率分別約為86.00%和14.00%；隨著CO2泡沫的注入，低滲巖心分流率逐漸上升、高滲巖心逐漸下降；后續(xù)注水，分流率整體上均呈較為平緩趨勢，最終高、低滲分流率分別為58.12%和41.88%。根據(jù)公式計算得剖面改善率可達69.89%，因此，具有良好的調(diào)驅(qū)效果。

表7 實驗巖心基本參數(shù)

圖1 分流率與注入孔隙體積的關系

表9 并聯(lián)巖心驅(qū)油實驗結(jié)果

由表9可知：高滲巖心的水驅(qū)、氣驅(qū)采收率均大于低滲巖心，這是由于高滲巖心的分流率較大，優(yōu)先驅(qū)替出高滲巖心中的油；低滲巖心的泡沫驅(qū)、后續(xù)氣驅(qū)采收率均大于高滲巖心，這是由于泡沫對高滲巖心形成了有效封堵，迫使其分流率下降，從而驅(qū)替出更多低滲巖心中的油；總采收率較水驅(qū)采收率提高39.045個百分點。

3 指導建議

黑79區(qū)塊屬于低滲透油藏，由于存在注水井吸水能力差，注水壓力高，甚至注不進的現(xiàn)象，導致表面活性劑水溶液無法注入，從而限制CO2泡沫調(diào)驅(qū)技術在低滲透油藏中的應用。通過開展CO2氣溶性泡沫控制氣竄實驗研究，得到了一種溶解性較好的1529氣溶性起泡劑體系，阻力因子最高為37.92，剖面改善率為69.89%，較水驅(qū)提高采收率39.045個百分點。一方面，1529起泡劑不會帶來井筒中的腐蝕問題；另一方面，以CO2作為注入載體，可大大提高低滲透油藏泡沫的注入能力。因此，CO2氣溶性泡沫具有良好的現(xiàn)場應用前景，但由于該技術是一項新興技術，目前在國內(nèi)仍處于室內(nèi)研究階段，尚未有油田開展現(xiàn)場應用，故對于CO2氣溶性泡沫的注入工藝適應性等方面還需要做進一步的研究。

4 結(jié) 論

(1) 1529起泡劑在超臨界CO2中具有較為良好的氣溶性，隨著醇類助溶劑的加入，其最高溶解量可達1.36%。說明醇類助溶劑能有效提高起泡劑在超臨界CO2中的溶解度。

(2) 1529起泡劑在黑79區(qū)塊低滲透油藏條件下的起泡性能較好，濃度為0.5%時可達最高起泡體積和最長半衰期分別為657.8 mL、47 min，產(chǎn)生的泡沫細膩、稠密且狀態(tài)穩(wěn)定。室內(nèi)實驗表明，高、低滲巖心分流率最終分別為58.12%和41.88%，剖面改善率可達69.89%，泡沫體系具有良好的調(diào)驅(qū)效果，與水驅(qū)相比可提高采收率39.045個百分點。該泡沫體系可有效提高原油采收率。

(3) 油藏條件下，氣溶性1529起泡劑在氣液比為2∶1、注入速度為0.01 mL/min、注入6周期的條件下能產(chǎn)生具有一定穩(wěn)定性的CO2泡沫，阻力因子最高可達37.92。

(4) 1529起泡劑的應用前景較好，為氣溶性CO2泡沫驅(qū)控制氣竄理論的進一步完善提供了技術參考，同時對于改善黑79區(qū)塊CO2驅(qū)開發(fā)效果和提高采收率具有重要的意義。