張立東，黃 鵬，吳 迪，李 乾，祝洪爽，何 剛

（1.中國石油 吐哈油田分公司 工程技術(shù)研究院，新疆 鄯善 838202；2.成都理工大學(xué) 能源學(xué)院，四川 成都 610059）

目前國內(nèi)主力油田已步入了中后期高含水開發(fā)階段［1］，常規(guī)注水開發(fā)效果減弱，且在缺水地區(qū)注水成本異常高，三次采油技術(shù)已成為重要開發(fā)手段。中國石油吐哈油田溫西一區(qū)塊的低滲透稀油油藏的開采已經(jīng)進(jìn)入了高含水階段，溫西一區(qū)塊儲(chǔ)層深度較深、地層溫度較高、滲透率低、原油黏度低?，F(xiàn)有的XHY-4 泡沫體系已不能完全滿足需要。新的KX-037 超低界面張力泡沫體系可以更好的解決現(xiàn)有問題。低界面張力泡沫體系比傳統(tǒng)泡沫體系有更高強(qiáng)度的調(diào)剖封堵能力、很強(qiáng)的洗油能力、耐高溫和耐低滲儲(chǔ)層吸附的優(yōu)點(diǎn)。國內(nèi)學(xué)者通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)對(duì)低界面張力泡沫體系進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)，并用泡沫驅(qū)數(shù)值模擬對(duì)它的驅(qū)油效果加以驗(yàn)證，充分說明低界面張力泡沫體系驅(qū)油效果可觀［2］。大量的先導(dǎo)性礦場(chǎng)試樣也說明了超低界面張力泡沫體系驅(qū)比水驅(qū)的采收率更高，同時(shí)注入井注入壓力上升，注采壓差大幅增加，吸液指數(shù)和產(chǎn)液指數(shù)大幅下降，增油降水效果顯著，氣竄現(xiàn)象也得到抑制［3］。超低界面張力泡沫體系在性能方面前人也做了很多研究，發(fā)現(xiàn)超低界面張力泡沫體系在高溫高礦化度條件下仍能保持較高的穩(wěn)定性［4-6］。超低界面張力泡沫體系還具有較好的乳化能力，抗吸附性強(qiáng)，較好的耐油性能［7-9］。

本工作采用溫西一區(qū)塊的模擬地層水對(duì)KX-037 超低界面張力泡沫體系和原有XHY-4 泡沫體系進(jìn)行油水界面張力、高溫高壓條件下的泡沫性能評(píng)價(jià)和抗油性能進(jìn)行評(píng)價(jià)，并模擬地層條件考察了泡沫體系的驅(qū)油效果。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料和儀器

表面活性劑KX-037（有效含量30%（w））、表面活性劑XHY-4（有效含量30%（w））：吐哈油田。

實(shí)驗(yàn)用水為配置的模擬地層水，模擬溫西一區(qū)塊地層水離子成分，礦化度為18 038.57 mg/L，具體離子組成見表1。

實(shí)驗(yàn)用油為溫西一區(qū)塊產(chǎn)出脫氣原油，85 ℃時(shí)原油黏度為18 mPa·s。實(shí)驗(yàn)所用巖心為溫西一區(qū)塊實(shí)際儲(chǔ)層巖心，高滲巖心（100×10-3μm2）4 枚，低滲巖心（10×10-3μm2），直徑為25 mm，長度為100 mm。

表1 模擬地層水離子組成Table 1 Ion composition of simulated formation water

JJ2000B2 型旋轉(zhuǎn)滴界面張力測(cè)量儀：上海中晨科技有限公司；HKY 型高溫高壓泡沫穩(wěn)定性評(píng)價(jià)裝置：海安石油科研儀器有限公司。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 油水界面張力評(píng)價(jià)

采用溫西一區(qū)塊的模擬地層水配制起泡劑溶液，泡劑溶液含量（w）為0.025%，0.050%，0.075%，0.100%。測(cè)定85 ℃下起泡劑溶液與溫西一區(qū)塊脫氣原油之間的界面張力。

1.2.2 起泡劑泡沫性能評(píng)價(jià)

采用溫西一區(qū)塊的模擬地層水配制起泡劑溶液100 mL，泡劑溶液含量（w）為0.025%，0.050%，0.075%，0.100%，實(shí)驗(yàn)在海安石油科研儀器有限公司高溫高壓泡沫評(píng)價(jià)裝置中進(jìn)行，設(shè)定實(shí)驗(yàn)溫度為85 ℃、壓力為5 MPa。將配置好的溶液放入中間容器中，通過平流泵將溶液泵入高溫高壓泡沫評(píng)價(jià)裝置中的可視化高溫高壓玻璃筒內(nèi)，再通入高壓空氣，當(dāng)壓力達(dá)到實(shí)驗(yàn)設(shè)定壓力5 MPa 時(shí)停止，然后將磁力攪拌轉(zhuǎn)速設(shè)置為10 000 r/min，開啟開關(guān)，攪拌2 min 停止。關(guān)閉攪拌器開關(guān)同時(shí)按下秒表開始計(jì)時(shí)，與此同時(shí)通過可視化高溫高壓玻璃筒上的刻度讀出泡沫高度，觀察泡沫高度隨時(shí)間的變化情況。在析出液達(dá)到50 mL 時(shí)，記錄所用時(shí)間，即析液半衰期。在泡沫高度只為起始高度的一半時(shí)，記錄所用時(shí)間，即泡沫半衰期。實(shí)驗(yàn)結(jié)束后緩慢釋放高溫高壓玻璃筒中的壓力至常壓，清洗高溫高壓玻璃筒［10］。重復(fù)以上操作并記錄數(shù)據(jù)。

1.2.3 起泡劑抗油性能評(píng)價(jià)

采用溫西一區(qū)塊的模擬地層水配制兩種0.10%（w）的起泡劑溶液，按含油量體積百分?jǐn)?shù)為0.1%，3.0%，5.0%，10.0%的比例配制100 mL 含油的起泡劑溶液。實(shí)驗(yàn)在高溫高壓泡沫評(píng)價(jià)裝置中進(jìn)行，設(shè)定實(shí)驗(yàn)溫度為85 ℃、壓力為5 MPa。將配置好的溶液放入中間容器中，通過平流泵將溶液泵入高溫高壓泡沫評(píng)價(jià)裝置中的可視化高溫高壓玻璃筒內(nèi)，再通入高壓空氣，當(dāng)壓力達(dá)到實(shí)驗(yàn)設(shè)定壓力5 MPa 時(shí)停止，然后將磁力攪拌轉(zhuǎn)速設(shè)置為10 000 r/min，開啟開關(guān)，攪拌2 min 停止。關(guān)閉攪拌器開關(guān)同時(shí)按下秒表開始計(jì)時(shí)，與此同時(shí)通過可視化高溫高壓玻璃筒上的刻度讀出泡沫高度，觀察泡沫高度隨時(shí)間的變化情況。在析出液量達(dá)到50 mL 時(shí)，記錄所用時(shí)間，即析液半衰期。在泡沫高度只為起始高度的一半時(shí)，記錄所用時(shí)間，即泡沫半衰期。實(shí)驗(yàn)結(jié)束后緩慢釋放高溫高壓玻璃筒中的壓力至常壓，清洗高溫高壓玻璃筒。重復(fù)以上操作并記錄數(shù)據(jù)。

1.2.4 驅(qū)替實(shí)驗(yàn)及驅(qū)油效率評(píng)價(jià)

首先將巖心烘干，稱量巖心干重，將烘干巖心進(jìn)行抽真空飽和模擬地層水，飽和4 h，將巖心表面多余水分擦干，稱量巖心濕重，計(jì)算巖心的孔隙體積。將巖心放入巖心夾持器中，用環(huán)壓泵加壓2 MPa，飽和溫西一區(qū)塊脫氣原油，計(jì)算含油飽和度，注水驅(qū)替至含水率98%（w）時(shí)，注入0.05 PV 有效濃度0.10%（w）的起泡劑溶液和0.05 PV 氮?dú)?，共? 個(gè)輪次，氣液交替注入總量為0.3 PV，繼續(xù)后續(xù)水驅(qū)，當(dāng)含水率達(dá)到98%（w）時(shí)停止，計(jì)算各階段驅(qū)油效率。整個(gè)驅(qū)替過程在溫度為85 ℃下進(jìn)行。

2 結(jié)果與討論

2.1 室內(nèi)模擬地層溫度及常壓條件下界面張力評(píng)價(jià)

不同有效濃度下泡沫體系油水界面張力的變化曲線見圖1。從圖1 可看出，KX-037 泡沫體系為超低界面張力泡沫體系，有效濃度在0.025%（w）時(shí)，油水界面張力可達(dá)10-4mN/m 數(shù)量級(jí)；有效濃度（w）在0.050%～0.100%時(shí)，油水界面張力達(dá)10-3mN/m 數(shù)量級(jí)。XHY-4 泡沫體系為普通的泡沫體系，有效濃度（w）在0.025%～0.100%時(shí)，油水界面張力在10-2～10-1mN/m 數(shù)量級(jí)。因此，KX-037 超低界面張力泡沫體系更有優(yōu)勢(shì)。在溫西一這樣的低滲儲(chǔ)層中，超低油水界面張力可以活化殘余油，從而提高采收率［11］。

圖1 泡沫體系界面張力變化曲線Fig.1 Interfacial tension curves of foam system.

2.2 起泡劑性能評(píng)價(jià)

評(píng)價(jià)泡沫體系性能的指標(biāo)包括泡沫體積、泡沫半衰期、析液半衰期及泡沫綜合指數(shù)等。其中，泡沫體積可由高溫高壓玻璃筒的刻度直接讀取，析液半衰期和泡沫半衰期分別記錄析液量達(dá)到50 mL時(shí)（實(shí)驗(yàn)用100 mL 起泡劑溶液進(jìn)行發(fā)泡性能評(píng)價(jià)）所需要的時(shí)間和泡沫體積為初始最大泡沫體積一半的時(shí)間；而泡沫綜合指數(shù)反映泡沫體系的綜合能力，在實(shí)驗(yàn)條件下獲得發(fā)泡和消泡時(shí)間與泡沫體積之間的關(guān)系曲線，關(guān)系曲線的最大發(fā)泡體積到最大發(fā)泡體積一半的曲線的閉合面積反映泡沫的綜合指數(shù)［12-14］，計(jì)算公式見式（1）。

式中，F(xiàn)CI 為泡沫綜合指數(shù)，mL·s；hmax為最大發(fā)泡體積，mL；t1/2為從最大發(fā)泡高度到消泡到一半高度所用時(shí)間，s。高溫高壓下起泡劑性能參數(shù)見表2。

泡沫體系有效濃度與泡沫高度、泡沫半衰期和泡沫綜合指數(shù)的關(guān)系見圖2。從圖2 可看出，隨泡沫體系有效濃度的增加，泡沫高度增高，泡沫半衰期也增加，泡沫綜合指數(shù)呈上升趨勢(shì)。在高溫高壓條件下，KX-037 泡沫體系比XHY-4 泡沫體系的泡沫穩(wěn)定性強(qiáng)，泡沫綜合指數(shù)也更高，泡沫穩(wěn)定性更佳。從表2 和圖2 還可看出泡沫半衰期和析液半衰期都隨泡沫體系有效濃度的增加而增加。

2.3 起泡劑耐油性能評(píng)價(jià)

在泡沫體系的有效濃度為0.10%（w）、原油體積分?jǐn)?shù)為0，1%，3%，5%，10%條件下評(píng)價(jià)兩個(gè)泡沫體系耐油性能，兩種泡沫體系耐油性能參數(shù)見表3，原油含量與泡沫體積、泡沫半衰期和泡沫綜合指數(shù)的關(guān)系見圖3。

表2 高溫高壓條件下起泡劑性能參數(shù)Table 2 Performance parameters of foaming agent under high temperature and pressure

圖2 泡沫體系有效濃度與泡沫體積、泡沫半衰期和泡沫綜合指數(shù)的關(guān)系Fig.2 Relationship between effective concentration of foam system and foam volume，foam half life and foam composite index.

表3 高溫高壓條件下起泡劑耐油性能參數(shù)Table 3 Oil resistance parameters of foaming agent under high temperature and pressure

從表3 和圖3 可看出，隨原油含量的增加，泡沫高度而減小，泡沫半衰期先增加后迅速減小，綜合指數(shù)呈下降趨勢(shì)。兩個(gè)泡沫體系的泡沫半衰期和析液半衰期隨著原油量的增加呈先增加后減小的趨勢(shì)，這是由于起泡劑與少量原油和水在高速攪拌下發(fā)生乳化，在乳化狀態(tài)下，氣泡、液體和乳狀液分層不明顯，析出液體的能力減弱，從而析液半衰期延長［7-9］。隨著原油含量的繼續(xù)增加，泡沫體系的析液速度增加，析液半衰期減小，泡沫的半衰期也減小。

圖3 原油含量與泡沫體積、泡沫半衰期和泡沫綜合指數(shù)的關(guān)系Fig.3 Relationship between crude oil content and foam volume，foam half life，and foam composite index.

從兩種泡沫體系的耐油性評(píng)價(jià)來看，超低界面張力體系KX-037 的泡沫性能比泡沫體系XHY-4的泡沫性能好，KX-037 超低界面張力泡沫體系的泡沫高度、泡沫半衰期、析液半衰期和泡沫綜合指數(shù)都在較好。因此，KX-037 泡沫體系比XHY-4普通泡沫體系的耐油性能更強(qiáng)，可在地層中保持更長時(shí)間的封堵，以增加原油產(chǎn)量，提高原油采收率。

2.4 室內(nèi)模擬地層條件下驅(qū)替實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)

表4 為兩種泡沫體系巖心驅(qū)替的結(jié)果。兩種泡沫體系均采用了高低滲透率并聯(lián)實(shí)驗(yàn)，模擬溫西一區(qū)塊實(shí)際非均質(zhì)地層條件下的泡沫驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。

表4 驅(qū)替實(shí)驗(yàn)驅(qū)油效率參數(shù)Table 4 Displacement efficiency parameters of displacement experiment

從表4 可以看出，高、低滲巖心水驅(qū)采收率有明顯的的差異，通過滲流理論的分析知道啟動(dòng)壓力梯度與滲透率呈反比，故高滲巖心的啟動(dòng)壓力小于低滲巖心的啟動(dòng)壓力，結(jié)合前人的水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果發(fā)現(xiàn)，驅(qū)油效率是壓力梯度的函數(shù)，壓力梯度越大，驅(qū)油效率越大，相應(yīng)的采收率也越大［15］。在低滲巖心中微細(xì)孔道占總孔隙體積的比例大，從而原油的動(dòng)用程度差，當(dāng)含水率達(dá)到極限含水率時(shí)，剩余油主要分布在低滲巖心中。在進(jìn)行泡沫驅(qū)時(shí)，溶液中的一部分表面活性劑會(huì)與原油發(fā)生乳化作用，從耐油性實(shí)驗(yàn)結(jié)果也可以證明。但采用的并聯(lián)驅(qū)實(shí)驗(yàn)，注入端壓力一定，不能達(dá)到低滲巖心的啟動(dòng)壓力梯度，絕大部分起泡劑溶液沿著優(yōu)勢(shì)通道進(jìn)入高滲巖心中，以液-氣的方式交替注入，在高滲巖心中生成大量泡沫產(chǎn)生封堵，使注入壓力升高，達(dá)到低滲巖心的驅(qū)動(dòng)壓力梯度，超低界面張力泡沫體系開始進(jìn)入低滲巖心導(dǎo)致驅(qū)油效率大幅增加，高滲巖心中的泡沫段塞在高驅(qū)替壓力下活塞式緩慢推進(jìn)，由于本身剩余油含量少且驅(qū)替阻力增大，從而泡沫驅(qū)采收率小。表面活性劑的乳化夾帶作用只發(fā)生在高滲巖心中，且只起到了極小的作用，泡沫驅(qū)起到了提高采收率的作用。同時(shí)在后續(xù)水驅(qū)階段，由于泡沫不能一直穩(wěn)定存在，泡沫消泡導(dǎo)致氣體逸出，會(huì)出現(xiàn)氣竄現(xiàn)象，泡沫段塞不能保證從注入端運(yùn)移到出口端，在后續(xù)水驅(qū)某時(shí)刻，氣體會(huì)突破泡沫段塞，導(dǎo)致注入壓力下降，從而低滲巖心產(chǎn)量下降，最終在后續(xù)水驅(qū)階段高低滲巖心采收率差異不明顯。

從表4 還可看出，兩種泡沫體系在泡沫驅(qū)后，采收率差異較大，KX-037 泡沫體系是XHY-4 泡沫體系泡沫驅(qū)采收率的2 倍多。KX-037 超低界面張力體系提高的采收率為15.82%，XHY-4 泡沫體系提高的采收率為7.03%。KX-037 泡沫體系能夠降低油水界面張力，提高洗油效率，泡沫驅(qū)的優(yōu)勢(shì)在于泡沫可以堵大不堵小，在層間存在滲透率極差的非均質(zhì)地層中，交替注入起泡劑溶液和氮?dú)庠诘貙訚B流通道中形成泡沫，既可以擴(kuò)大波及體積，還可以提高驅(qū)油效率，從而可以提高中低滲層的采收率［16-17］。

3 結(jié)論

1）KX-037 泡沫體系為超低界面張力泡沫體系，有效濃度在0.025%（w）時(shí)，油水界面張力可達(dá)10-4mN/m 數(shù)量級(jí)。

2）在高溫高壓條件下，KX-037 泡沫體系仍比XHY-4 普通泡沫體系的泡沫穩(wěn)定性強(qiáng)，泡沫綜合指數(shù)也更高，泡沫穩(wěn)定性更佳。

3）KX-037 泡沫體系比XHY-4 泡沫體系的耐油性能更強(qiáng)，可在地層中保持更長時(shí)間的封堵，以增加原油產(chǎn)量，從而提高原油采收率。

4）KX-037 超低界面張力泡沫體系提高的采收率為15.82%，而XHY-4 泡沫體系提高的采收率僅為7.03%。因此超低界面張力泡沫體系可通過極大的降低油水界面張力和提高洗油效率來提高低滲油藏的采收率。