張明龍,湯繼華,周 賢,郝紫嫣,黃 偉

1.中國石油華北油田工程技術(shù)部,河北任丘062550

2.中國石油華北油田勘探開發(fā)研究院,河北任丘062550

1 空氣泡沫驅(qū)概述與油藏概況

空氣泡沫驅(qū)是利用空氣加起泡劑經(jīng)氣液接觸后產(chǎn)生泡沫的原理，在多孔介質(zhì)中滲流時，以不斷破滅、再生的方式向前推進(jìn)（如圖1所示），由此實現(xiàn)對儲層中原油進(jìn)行驅(qū)替的技術(shù)。由于“賈敏效應(yīng)”[1-2]，泡沫在地層中的流動阻力增加，可有效封堵大孔道，改變液流方向，防止氣竄產(chǎn)生[3]，有一定的微觀調(diào)剖作用[4-5]，具有“堵大不堵小”和“堵水不堵油”的選擇性封堵作用；同時能較大幅度地降低油水界面張力，改變巖石的潤濕性，可顯著提高驅(qū)替介質(zhì)在非均質(zhì)油層的波及系數(shù)，從而提高采收率[6-14]。強(qiáng)化空氣泡沫驅(qū)是在泡沫劑中加入穩(wěn)泡劑，從而大幅改善泡沫的穩(wěn)定性能，減少泡沫的破滅。其在經(jīng)過管道、井筒及炮眼的剪切后，仍能有效地進(jìn)入地層，提高了注入地下泡沫體系的連續(xù)性，增強(qiáng)了泡沫對大孔道的封堵能力[15-17]，同時可減少因為泡沫消泡而造成注入壓力的波動。

圖1 泡沫的形成與破滅

W20斷塊構(gòu)造屬于冀中坳陷霸縣凹陷文安斜坡議論堡鼻狀構(gòu)造，斷塊受兩條北東向斷層控制，主要含油層位為沙二段頂部的Ⅰ油組，地質(zhì)儲量151.39×104t。斷塊平均孔隙度22%，平均滲透率50.8×10-3μm2，為中孔、中滲儲層。地層原油黏度8.8 mPa·s，地層溫度80.4℃。目前區(qū)塊日產(chǎn)油18.59 t，綜合含水94.59%，采出程度22.14%。先后經(jīng)歷了注水開發(fā)調(diào)整及多輪次的調(diào)驅(qū)，但受調(diào)驅(qū)體系耐溫性、地層非均質(zhì)性等因素的影響，調(diào)驅(qū)效果逐年變差。主力層長期主產(chǎn)主吸，加之邊底水侵入，已經(jīng)形成優(yōu)勢水流通道（見圖2），油井普遍高含水，目前弱水驅(qū)方向油井見效不明顯，甚至長期見不到注水效果，水驅(qū)動用程度逐年降低，嚴(yán)重制約斷塊的開發(fā)效果。

圖2 水流優(yōu)勢通道

2 室內(nèi)實驗

2.1 實驗試劑、儀器與方法

（1）試劑。8種起泡劑為有效物含量在75%以上的陰離子型起泡劑，3種穩(wěn)泡劑為多糖聚合物、黃原膠、聚丙烯酰胺，實驗用水為W20斷塊過濾采出水，原油為W20斷塊脫水后混合原油，砂為石英砂。

（2）實驗儀器。包括：Ross-miles泡沫測試儀、34BL99型攪拌儀、泡沫驅(qū)替裝置。

（3）實驗方法。利用油田采出水與8種起泡劑配置不同泡沫體系，并評價不同起泡劑在不同濃度下的發(fā)泡率和析液半衰期，在篩選起泡劑的基礎(chǔ)上添加穩(wěn)泡劑形成強(qiáng)化泡沫體系，評價強(qiáng)化泡沫體系的熱穩(wěn)定性、吸附性等，并進(jìn)行強(qiáng)化泡沫驅(qū)油實驗。

2.2 實驗結(jié)果分析

2.2.1 起泡劑篩選

8種不同濃度起泡劑的起泡性能及穩(wěn)定性能如圖3、圖4所示。從圖中可以看出，在質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到0.4%后起泡率和析液半衰期不再上升，趨于平衡，而HTPM-1的起泡率最高，析液半衰期最長，所以選擇HTPM-1作為起泡劑。

圖3 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)起泡劑的起泡率

圖4 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)起泡劑下的析液半衰期

2.2.2 穩(wěn)泡劑篩選

在添加質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%起泡劑HTPM-1的基礎(chǔ)上添加3種不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的穩(wěn)泡劑，形成強(qiáng)化泡沫體系，評價在不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)下體系的起泡性能和穩(wěn)泡性能，實驗結(jié)果如圖5、圖6所示。隨著穩(wěn)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，強(qiáng)化泡沫體系的起泡率下降，這是因為穩(wěn)泡劑具有穩(wěn)定體系結(jié)構(gòu)的多鏈結(jié)構(gòu)，會抑制起泡劑的活性，從而影響起泡率；而析液半衰期隨著穩(wěn)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加先增大后減小，這是因為具有多鏈結(jié)構(gòu)的穩(wěn)泡劑會吸附在泡沫表面，形成緊密的混合膜，增加了膜的彈性，降低了起泡劑的吸附速度，從而使形成的泡沫氣泡更穩(wěn)定[18]，但是過大質(zhì)量分?jǐn)?shù)的穩(wěn)泡劑會使多鏈結(jié)構(gòu)因為相互搭接過多而斷裂，因此超過臨界濃度后會影響泡沫的發(fā)泡性能和穩(wěn)定性能，所以穩(wěn)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)選擇0.03%。

圖5 不同濃度下3種穩(wěn)泡劑起泡率

圖6 不同濃度下3種穩(wěn)泡劑析液半衰期

2.2.3 強(qiáng)化泡沫體系的抗老化與抗吸附性能評價

強(qiáng)化泡沫體系在進(jìn)入地層后，由于地層溫度較高，包裹氣體的泡沫液膜蒸發(fā)加劇，加速了液膜破裂速度，另外還會使液膜表面的黏度和彈性降低，液膜強(qiáng)度下降，所以耐高溫老化性能直接影響著強(qiáng)化泡沫的穩(wěn)定性，從而影響驅(qū)油效果。將配制好的配合比為0.4%質(zhì)量分?jǐn)?shù)HTPM-1+0.03%質(zhì)量分?jǐn)?shù)多糖聚合物強(qiáng)化泡沫體系放置在80℃（地層溫度）烘箱中恒溫30 d，采用waring攪拌器攪拌1 min，而后測定強(qiáng)化泡沫體系的起泡率和析液半衰期。

當(dāng)泡沫體系在地層中滲流時，由于它們之間的相互作用，一些分子（或原子、離子）會停留吸附在地層巖石表面上，造成強(qiáng)化泡沫體系穩(wěn)定性的降低，所以泡沫體系的抗吸附性是影響泡沫體系驅(qū)油效率的重要因素之一，同樣將配制好的強(qiáng)化泡沫體系與石英砂振搖混勻，在80℃、振蕩頻率為120次∕min的條件下振蕩24 h，而后分離出吸附后的強(qiáng)化泡沫體系，并測定吸附后體系的起泡率和析液半衰期。以上實驗結(jié)果見圖7。

圖7 強(qiáng)化泡沫體系的抗老化性及吸附性評價

從實驗結(jié)果看，強(qiáng)化泡沫體系在老化及吸附后，起泡率及析液半衰期均有所下降，但下降幅度不大，仍能維持在較高水平，且沒有沉淀和渾濁現(xiàn)象，因此強(qiáng)化泡沫體系的熱穩(wěn)定性和抗吸附性較強(qiáng)。

2.2.4 強(qiáng)化泡沫體系的抗壓性能評價

強(qiáng)化泡沫體系進(jìn)入地層后，在地層壓力及泡沫內(nèi)部氣體的共同作用下，泡沫會發(fā)生破裂，泡沫液的連續(xù)性下降，對地層大孔道的封堵效果變差，無法建立有效壓差，影響驅(qū)油效率，因此需要對強(qiáng)化泡沫液進(jìn)行抗壓性能評價。將配制好的強(qiáng)化泡沫體系在80℃條件下注入可視巖心中，考察在3、6、9、12 MPa下泡沫的狀態(tài)，結(jié)果發(fā)現(xiàn)在12 MPa的條件下，泡沫仍能保持較好的起泡及穩(wěn)泡狀態(tài)（見圖8），因此強(qiáng)化泡沫體系具有較好的抗壓性能。

圖8 不同壓力下強(qiáng)化泡沫體系的狀態(tài)

2.2.5 氣液比性能評價

當(dāng)氣∕液比較小即氣體量較少時，溶液生成泡沫所需的氣體量不足，不能形成有效泡沫，泡沫封堵能力較弱；但當(dāng)氣∕液比過大時，泡沫體系中液體組分越少，越容易引起液體傳輸間斷，從而導(dǎo)致氣體突破而發(fā)生氣竄。

在巖心驅(qū)替實驗中，考察了不同氣液比時的封堵能力，用阻力因子Z來表征泡沫在巖心中的封堵強(qiáng)度大小，阻力因子越大，氣體發(fā)生竄流的機(jī)會越少，在介質(zhì)中封堵的作用就越大，泡沫體系的封堵效果就越好[19-21]。

式中：Z為阻力因子；ΔPfoam為注入泡沫時巖心兩端的壓差，MPa；ΔPbrine為注水時巖心兩端的壓差，MPa。

在地層溫度80℃時，利用滲透率為40.37 mD、孔隙度為17.51%的貝雷巖心進(jìn)行強(qiáng)化泡沫體系（0.4%起泡劑+0.03%穩(wěn)泡劑）的驅(qū)替實驗，考察不同氣液比的阻力因子，結(jié)果見表1。

表1 不同氣液比下的阻力因子

從阻力因子實驗結(jié)果可看出，隨著氣液比的增加，阻力因子先增加后減小，最佳氣液比為2∶1，此狀態(tài)的強(qiáng)化泡沫體系具有較強(qiáng)的封堵能力，可以滿足泡沫驅(qū)提高采收率的技術(shù)要求。

2.2.6 室內(nèi)驅(qū)油實驗

利用W20原油配制模擬的地下油，模擬地層溫度80℃，巖心數(shù)據(jù)包括：貝雷巖芯，尺寸為3.8 cm×38 cm，滲透率40.37 mD，孔隙度17.51%，在水驅(qū)階段采收率達(dá)到44.8%的極限后進(jìn)行強(qiáng)化泡沫驅(qū)，強(qiáng)化泡沫體系注入后含水率明顯降低，隨著注入體積的增加，采收率繼續(xù)增加，強(qiáng)化泡沫驅(qū)結(jié)束后再水驅(qū)至含水98%，強(qiáng)化泡沫驅(qū)階段提高采收率8.18%，最終提高采收率為15.46%，驅(qū)油效果較好，見圖9。

圖9 強(qiáng)化泡沫驅(qū)油實驗曲線

3 泡沫驅(qū)數(shù)值模擬研究

3.1 模型建立

利用Petrel軟件建立W20斷塊三維地質(zhì)模型，見圖10，在地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上建立油藏的構(gòu)造、沉積相和屬性模型，模型縱向上共劃分為8個有效模擬層，目的層三維網(wǎng)格數(shù)為328 176個，地質(zhì)儲量 150.51×104t，模型平均滲透率 53.4×10-3μm2，平均孔隙度21.3%。對W20斷塊的生產(chǎn)歷史進(jìn)行擬合，見圖11。通過調(diào)整油藏連接水體、壓力大小，使得模擬結(jié)果能反映油井的真實生產(chǎn)情況，在對單井進(jìn)行調(diào)整的同時，擬合油藏的總體指標(biāo)，擬合指標(biāo)主要包括累積產(chǎn)油量、綜合含水率、壓力等。經(jīng)過合理的參數(shù)調(diào)整，整體指標(biāo)和單井與實際生產(chǎn)情況擬合較好，保證了模型計算的可靠性，為強(qiáng)化泡沫驅(qū)指標(biāo)預(yù)測提供了較可靠的依據(jù)[22-23]。

圖10 斷塊深度屬性模型/m

圖11 斷塊含水量擬合曲線

3.2 數(shù)值模擬研究

在建立W20斷塊地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上，利用CMG軟件STARS模塊，開展斷塊強(qiáng)化泡沫驅(qū)數(shù)值模擬研究。

3.2.1 注入方式選擇

泡沫驅(qū)在注入過程中可分為氣、液交替注入和氣、液同時注入，利用數(shù)值模擬預(yù)測不同注入方式的驅(qū)油效果，見圖12。由圖12可見，在注入量為0.18 PV時，氣、液交替注入和氣、液同時注入的效果均優(yōu)于水驅(qū)效果，而氣、液同時注入的效果又優(yōu)于交替注入，這是由于在交替注入過程中，氣、液未能充分混合形成氣泡，未能發(fā)揮泡沫在地層中的封堵作用，造成大量氣體在地層聚集，從而導(dǎo)致過早見氣并形成氣竄，因此注入方式選擇氣、液同注的方式。

圖12 不同注入方式開發(fā)效果

3.2.2 注入量優(yōu)化

對不同注入量進(jìn)行生產(chǎn)預(yù)測（見圖13）結(jié)果顯示，隨著注入量的增加，累計產(chǎn)油量逐漸增加，但注入量達(dá)到0.18 PV以后，累計產(chǎn)油量增速趨于平緩，增油幅度下降，因此注入量選擇0.18 PV。

圖13 不同注入量時的開發(fā)效果

3.3 方案效果預(yù)測

利用數(shù)值模擬軟件進(jìn)行W20斷塊強(qiáng)化泡沫驅(qū)生產(chǎn)預(yù)測，強(qiáng)化泡沫體系注入時間為2.7年，預(yù)測生產(chǎn)時間為10年，斷塊實施強(qiáng)化泡沫驅(qū)后，累計增油12.7×104t，較預(yù)測水驅(qū)提高采收率8.4%，日產(chǎn)油最高達(dá)到504 t，含水平均下降15%，強(qiáng)化泡沫驅(qū)在W20斷塊具有良好的應(yīng)用前景。

4 現(xiàn)場實施效果

2020年開始在W20斷塊注入強(qiáng)化泡沫體系，截止目前已完成總注入量的45%，斷塊整體表現(xiàn)為液量上升（見表2）一線油井含水有所下降，二三線油井含水暫未開始變化，斷塊注入壓力較水驅(qū)上升1.8 MPa，強(qiáng)化泡沫驅(qū)在W20斷塊處于持續(xù)產(chǎn)生效果中。

表2 強(qiáng)化泡沫驅(qū)注入初期效果

5 結(jié)論

（1）通過室內(nèi)實驗研究，篩選出性能較好的起泡劑HTPM-1、穩(wěn)泡劑多糖聚合物，而質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%HTPM-1+0.03%多糖聚合物的強(qiáng)化泡沫體系具有較強(qiáng)的起泡性能和穩(wěn)定性能，同時抗老化性、抗吸附性及抗壓性能均能保持較好的水平；強(qiáng)化泡沫體系注入氣液比為2:1時，封堵能力最強(qiáng)，室內(nèi)驅(qū)油實驗結(jié)果表明采收率提高了15.46%。

（2）利用數(shù)值模擬軟件模擬不同注入方式的采收效果，結(jié)果顯示強(qiáng)化泡沫體系注入采用氣液同注的方式效果最好，而注入量在0.18 PV時驅(qū)油效果及經(jīng)濟(jì)效益最佳。

（3）現(xiàn)場強(qiáng)化泡沫注入初期，斷塊整體產(chǎn)液量上升，一線油井含水下降，注入壓力較水驅(qū)時上升1.8 MPa。