苑登御

（中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江大慶 163712）

CO2吞吐技術(shù)依靠CO2的溶脹降黏、混相萃 取、增能助排等作用可有效改善水油流度比，提高原油采收率，在國內(nèi)外稠油油藏中已廣泛應用[1-4]。華北某稠油油藏自2009年起開展CO2吞吐礦場試驗，在取得良好開發(fā)效果的同時，發(fā)現(xiàn)隨著吞吐輪次增多，CO2增油量逐漸減少，換油率逐輪下降。巖心分析數(shù)據(jù)顯示，該油藏滲透率在86～3 231 mD，滲透率突進系數(shù)為6.69，儲層非均質(zhì)性較強。受此影響，一方面，注入水沿高滲通道突進明顯，形成了大量的井間繞流區(qū)[5]；另一方面，注入的CO2沿高滲層發(fā)生氣竄，難以波及低滲層中的原油[6-8]。有研究表明，CO2吞吐的增油效果往往會在2～3個周期后明顯變差[9-11]。因此，如何在CO2多輪吞吐后進一步提高原油采收率已逐漸成為稠油油藏高效開發(fā)的難點問題。

N2泡沫作為常用的調(diào)驅(qū)劑之一，其保壓增能效應可實現(xiàn)高含水油藏的控水增油[12-15]；由于泡沫體系具有堵大不堵小、堵水不堵油等特性，可優(yōu)先進入高滲層實現(xiàn)封堵[16-19]。例如，呂偉等人[20]發(fā)現(xiàn)響應性泡沫可有效抑制CO2在低滲透強非均質(zhì)儲層中的氣竄；張旋等人[21]研究發(fā)現(xiàn)強化泡沫體系在高氣液比（8∶2）條件下仍可維持較高的阻力系數(shù)[21]；牟漢生等人[22]指出將N2泡沫體系應用于平面非均質(zhì)油藏，可有效抑制高滲條帶中的流體竄逸。大量研究表明，N2泡沫可作為CO2氣竄抑制劑，然而相關研究大多側(cè)重于CO2驅(qū)替過程，針對CO2吞吐過程中N2泡沫應用的研究較少。與CO2驅(qū)過程中N2泡沫的大段塞、長時間注入工藝不同，在應用于CO2吞吐時，N2泡沫僅需作用于吞吐井附近，因此其與CO2復合提高采收率的機理也有所差別，有必要針對N2泡沫/CO2復合吞吐開展研究。為此，以華北某稠油油藏為研究對象，在評價泡沫體系動、靜態(tài)性能的基礎上，采用自主研制的三維物理模擬試驗裝置開展了N2泡沫/CO2復合吞吐試驗，對比了其與純CO2吞吐的采收率、含水率、驅(qū)替壓差等生產(chǎn)動態(tài)特征，揭示了N2泡沫/CO2復合提高原油采收率的作用機理。

1 室內(nèi)評價試驗

1.1 泡沫體系靜態(tài)性能評價試驗

采用Waring Blender法評價泡沫體系的起泡性能、穩(wěn)泡性能及泡沫綜合性能，具體試驗材料及儀器包括：1）試驗用水為礦化度1 937 mg/L的華北某油田模擬地層水；2）化學試劑有α-烯烴磺酸鈉（A O S）、聚丙烯酰胺（H P A M，相對分子質(zhì)量2 500萬）；3）試驗儀器有Waring Blender攪拌器（8011S）、電子天平（精度為0.001 g）、500 mL燒杯、2 000 mL量筒等。

通過測定泡沫體系的起泡體積和半衰期評價其起泡性能和穩(wěn)定性，進一步利用式（1）計算泡沫綜合指數(shù)，評價其綜合性能。

具體試驗步驟如下：1）在室溫條件下，設定穩(wěn)泡劑HPAM質(zhì)量分數(shù)為0.3 %、發(fā)泡劑AOS質(zhì)量分數(shù)為0.3 %，與地層水混合后配制成200 mL起泡液；2）設定攪拌器轉(zhuǎn)速3 000 r/min，攪拌起泡液5 min；3）將形成的泡沫體系立即倒入1 000 mL量筒中，觀察起泡體積，記錄其半衰期；4）HPAM質(zhì)量分數(shù)固定為0.3 %，AOS質(zhì)量分數(shù)分別設置為0.1 %，0.2 %，0.4 %和0.5 %，重復步驟1）～ 3），分析發(fā)泡劑質(zhì)量分數(shù)對泡沫性能的影響；5）AOS質(zhì)量分數(shù)固定為0.3 %，HPAM質(zhì)量分數(shù)分別設置為0.1 %，0.2 %，0.4 %和0.5 %，重復步驟1）～3），分析穩(wěn)泡劑質(zhì)量分數(shù)對泡沫性能的影響。

式中：IFC為泡沫綜合指數(shù)，mL·min；Vf為發(fā)泡體積，mL；t1/2為泡沫半衰期，min。

1.2 N2泡沫封堵性能評價試驗

采用人造方巖心開展N2泡沫封堵性能試驗，試驗用水和化學試劑同上，試驗用N2純度為99.9%。試驗巖心尺寸為30.0 cm × 4.5 cm × 4.5 cm，平均氣測滲透率3 000 mD，其基礎物性參數(shù)見表1。試驗儀器包括平流泵、氣體質(zhì)量計、壓力傳感器、恒溫箱、中間容器等。具體試驗步驟為：1）試驗巖心抽真空，飽和地層水，測其滲透率；2）恒溫箱溫度設定為地層溫度（65 ℃），以0.5 mL/min的排量向試驗巖心中注入模擬水，記錄水驅(qū)穩(wěn)定壓差；3）以0.5 mL/min的排量向試驗巖心中交替注入N2和泡沫段塞，初始氣液比設定為1∶1，驅(qū)替至注采壓差穩(wěn)定時結(jié)束試驗，記錄泡沫注采壓差；4）根據(jù)水驅(qū)平衡壓差和泡沫壓差計算泡沫體系阻力系數(shù)和封堵率；5）將泡沫氣液比設定為1∶2、1.0∶1.5、2∶1，重復步驟1）～ 4），評價不同氣液比下泡沫體系的封堵性能。

表1 試驗巖心的基礎物性參數(shù)Table 1 Basic physical parameters of test cores

相同注入排量下，泡沫阻力系數(shù)的計算公式為：

式中：fR為阻力系數(shù)；Δpw為水驅(qū)穩(wěn)定壓差，kPa；Δpf為泡沫的注采壓差，kPa。

泡沫封堵率的計算公式為：

式中：η為泡沫的封堵率，%。

1.3 N2泡沫/CO2復合吞吐三維物理模擬試驗

采用三維非均質(zhì)巖心模型開展N2泡沫/CO2復合吞吐物理模擬試驗，評價N2泡沫/CO2復合吞吐提高采收率的效果并分析其作用機理。三維非均質(zhì)模型直徑40.0 cm、厚度4.5 cm，分為上、下兩層，上層滲透率500 mD、下層滲透率3 000 mD；平均孔隙度30.53%，初始含油飽和度68.41%。模型設置五點井網(wǎng)，中間井#0為注水開發(fā)生產(chǎn)井和CO2吞吐、泡沫注入等的措施注入井；周圍井#1、#2、#3和#4為4口模擬注水井。試驗巖心模型及井網(wǎng)部署如圖1所示，采用自行研制的耐溫耐壓三維巖心夾持器裝載巖心模型。試驗用水、試驗用氣、化學試劑等同上，試驗用油為華北某油田脫水脫氣原油，其黏度為289 mPa·s，密度為0.97 kg/L。

圖1 N2泡沫/CO2復合吞吐試驗三維非均質(zhì)巖心模型Fig.1 Three-dimensional heterogeneous core model for experiments on CO2 huff and puff combined with N2 foam

為便于分析N2泡沫與CO2復合吞吐提高采收率的效果與機理，設置一組純CO2吞吐試驗對照組。N2泡沫/CO2復合吞吐試驗的具體操作步驟如下：1）恒溫箱溫度設定65 ℃，以#0井為生產(chǎn)井，控制壓力15 MPa，以0.125 mL/min排量向#1井、#2井、#3井 和#4井 注 水，當#0井 含 水 率 達 到98%時，注水開發(fā)階段結(jié)束；2）以#0井為注入井、#1井、#2井、#3井和#4井為生產(chǎn)井，反向注入N2泡沫體系40 mL；隨后關閉#1井、#2井、#3井和#4井，向#0井注入CO2，當#0井壓力達到20 MPa時，停止注氣，關閉#0井；3）悶井24 h后打開#0井，同時開啟#1井、#2井、#3井和#4井并繼續(xù)注水，待#0井含水率再次達到98%時，結(jié)束一輪復合吞吐；4）重復步驟1）～ 2），復合吞吐4輪次，記錄注采壓差、產(chǎn)油量、產(chǎn)液量和產(chǎn)氣量等數(shù)據(jù)，計算復合吞吐采收率；5）在純CO2吞吐對照試驗中，水驅(qū)試驗步驟同1），在注氣階段注入CO2直至#0井壓力達到20 MPa，吞吐4輪次；記錄壓力、產(chǎn)液量和產(chǎn)氣量等數(shù)據(jù)，計算純CO2吞吐采收率，并與復合吞吐采收率對比。

2 泡沫體系性能分析

2.1 泡沫體系靜態(tài)性能分析

固定穩(wěn)泡劑HPAM質(zhì)量分數(shù)，調(diào)節(jié)發(fā)泡劑AOS質(zhì)量分數(shù)，泡沫發(fā)泡體積和半衰期的變化規(guī)律如圖2所示。

圖2 發(fā)泡體積和半衰期與AOS質(zhì)量分數(shù)的關系Fig.2 Variation of foam volume and half-life period with AOS mass fractions

從圖2可以看出：隨發(fā)泡劑AOS質(zhì)量分數(shù)增加，泡沫體系的發(fā)泡體積和半衰期均呈增加趨勢，且起泡劑質(zhì)量分數(shù)對體系發(fā)泡能力的影響更為明顯；當發(fā)泡劑質(zhì)量分數(shù)低于0.3 %時，發(fā)泡體積隨AOS質(zhì)量分數(shù)增大迅速增大；當AOS質(zhì)量分數(shù)超過0.3 %時，發(fā)泡體積的增幅明顯變緩；泡沫體系的半衰期隨AOS質(zhì)量分數(shù)增大呈緩慢增加趨勢，即AOS質(zhì)量分數(shù)對泡沫體系穩(wěn)定性的影響相對較小。表面活性劑分子可吸附于氣-液界面，降低氣-液界面張力，AOS質(zhì)量分數(shù)越高，表面活性劑分子在氣-液界面的排布越緊密，氣-液界面張力降低幅度越大，泡沫體系的發(fā)泡能力越強；當發(fā)泡劑質(zhì)量分數(shù)超過臨界膠束質(zhì)量分數(shù)時，表面活性劑分子在氣-液界面的吸附達到飽和狀態(tài)，氣-液界面張力進一步降低的能力有限，進而導致泡沫體系發(fā)泡能力的增幅放緩。

固定發(fā)泡劑AOS質(zhì)量分數(shù)，調(diào)節(jié)穩(wěn)泡劑HPAM的質(zhì)量分數(shù)，泡沫發(fā)泡體積和半衰期的變化規(guī)律如圖3所示。

圖3 發(fā)泡體積和半衰期與HPAM質(zhì)量分數(shù)的關系Fig.3 Variation of foam volume and half-life period with HPAM mass fractions

從圖3可以看出，穩(wěn)泡劑的質(zhì)量分數(shù)對泡沫體系的發(fā)泡能力和半衰期均有明顯影響，隨著HPAM質(zhì)量分數(shù)增大，泡沫體系的發(fā)泡能力迅速降低，而其穩(wěn)定性則大幅度提升。一方面，當HPAM吸附在氣-液界面時，會占據(jù)部分表面活性劑的分子空間，隨HPAM質(zhì)量分數(shù)增大，吸附在氣液界面的表面活性劑分子減少，影響了泡沫體系的發(fā)泡性能；另一方面，當氣-液界面吸附一層HPAM分子時，液膜表面的彈性大幅增加，延緩氣泡破裂和生成的速度，泡沫體系的穩(wěn)定性顯著增強。

泡沫綜合指數(shù)綜合反映泡沫體系的發(fā)泡能力和穩(wěn)定性。表2為不同配方（發(fā)泡劑為AOS、穩(wěn)泡劑為HPAM）泡沫體系綜合指數(shù)的計算結(jié)果。從表2可以看出：泡沫綜合指數(shù)對HPAM的質(zhì)量分數(shù)更為敏感；當HPAM質(zhì)量分數(shù)一定時，泡沫綜合指數(shù)隨AOS質(zhì)量分數(shù)增大呈逐漸增加趨勢；AOS質(zhì)量分數(shù)一定時，泡沫綜合指數(shù)隨HPAM質(zhì)量分數(shù)增大先顯著增大后增幅趨緩，當HPAM質(zhì)量分數(shù)超過0.3 %時，泡沫綜合指數(shù)增大的幅度有限。因此，綜合發(fā)泡體積、半衰期和泡沫綜合指數(shù)，選取質(zhì)量分數(shù)為0.3%的AOS + 質(zhì)量分數(shù)為0.3%的HPAM作為泡沫體系的配方開展后續(xù)試驗，該體系發(fā)泡體積445 mL、半衰期225 min、泡沫綜合指數(shù)75 094 mL·min，具有良好的發(fā)泡性能和穩(wěn)定性。

表2 不同配方泡沫體系的綜合指數(shù)Table 2 Composite indexes of foam systems with different formulas

2.2 N2泡沫體系封堵性能分析

采用平均滲透率為3 000 mD的巖心模型模擬儲層中的高滲層，采用N2氣體和泡沫液交替注入的方式注入泡沫，試驗結(jié)果如圖4所示。水驅(qū)階段巖心兩端的注采壓差較低，平均僅約5.28 kPa。當向多孔介質(zhì)中注入泡沫液時，高黏度泡沫液段塞首先形成封堵屏障，驅(qū)替壓差快速上升；后續(xù)隨著N2氣體的注入并與泡沫液段塞混合，在多孔介質(zhì)中逐漸形成泡沫，并且隨著泡沫的運移，泡沫在多孔介質(zhì)中不斷破裂與生成，進而導致驅(qū)替壓差呈現(xiàn)波動性上升趨勢。當N2氣體和泡沫液的總注入量達到0.6 PV時，在多孔介質(zhì)中可以生成穩(wěn)定的N2泡沫體系，驅(qū)替壓差趨于平穩(wěn)。

圖4 不同氣液比下N2泡沫體系注入驅(qū)替壓差曲線Fig.4 Displacement pressure drop curves of N2 foam with different gas/liquid ratios

此外，N2氣體與泡沫液的氣液比在一定程度上影響了多孔介質(zhì)中泡沫的生成與破裂。當氣液比較低（1∶1、1.0∶1.5）時，少量N2氣體不足以形成穩(wěn)定的泡沫，多孔介質(zhì)中壓力的增加主要由高黏度HPAM穩(wěn)泡劑導致；當氣液比超過1∶1時，過量的氣體穿透泡沫液段塞，嚴重影響泡沫的穩(wěn)定性，氣液比越大，泡沫在多孔介質(zhì)中的穩(wěn)定性越差。不同氣液比下N2泡沫體系的阻力系數(shù)和封堵率見表3。

表3 N2泡沫體系封堵性能評價結(jié)果Table 3 Evaluation results of plugging effect of N2 foam systems

從表3可以看出，當氣液比小于1∶1時，阻力系數(shù)和封堵率隨著氣液比增大而增大；當氣液比超過1∶1時，阻力系數(shù)和封堵率有所降低。由此可見，當氣液比為1∶1時，N2與泡沫液在多孔介質(zhì)中可以形成穩(wěn)定的泡沫體系，阻力系數(shù)可達233.96，封堵率為99.57%，可實現(xiàn)對高滲層的有效封堵。

3 N2泡沫/CO2復合吞吐提高采收率效果與其機理分析

純CO2吞吐和N2泡沫/CO2復合吞吐物理模擬試驗結(jié)果見表4。注水開發(fā)試驗階段，當含水率達到98%時，累計注入0.86倍孔隙體積的水，純CO2吞吐試驗組水驅(qū)采收率為19.27%，復合吞吐試驗組水驅(qū)采收率為22.37%。高滲層的存在嚴重影響了水驅(qū)開發(fā)效果，注入水沿高滲層突進嚴重，低滲儲層滯留大量剩余油。注入CO2階段，當模型壓力由15 MPa增至20 MPa時，純CO2吞吐試驗組單輪次CO2注入量平均為1 250 mL，泡沫/CO2復合試驗組單輪次CO2注入量平均為1 100 mL，相差不大。純CO2吞吐試驗組中，4輪次吞吐后累計采收率29.86%，CO2吞吐采收率提高10.59百分點；N2泡沫/CO2復合吞吐試驗組中，4輪次吞吐后累計采收率45.11%，復合吞吐采收率提高22.74百分點，復合吞吐的采收率提高幅度是純CO2吞吐的2.15倍，增油效果顯著。

表4 純CO2吞吐和N2泡沫/CO2復合吞吐三維物理模擬試驗結(jié)果Table 4 Results of three-dimensional physical simulation experiments on CO2 huff and puff combined with N2 foam and pure CO2 huff and puff

純CO2吞吐和復合吞吐過程中的生產(chǎn)動態(tài)曲線如圖5所示。對比2種措施含水率的變化可見，純CO2吞吐試驗組中，在生產(chǎn)初期，含水率首先降至45%～62%，隨注入水的突破，含水率迅速升至90%左右，且單輪次內(nèi)注水驅(qū)替至0.09～ 0.13倍孔隙體積時含水率即升至98%，單輪次內(nèi)CO2吞吐采收率僅提高1.7～3.2百分點。在復合吞吐試驗組中，開井生產(chǎn)初期含水率可迅速降至40%左右，其中，第一輪吞吐含水率最低可降至2.07%；雖然含水率隨后同樣增至90%以上，但其上升幅度明顯放緩，且較長時期內(nèi)維持在95%～98%。復合吞吐的有效期可維持在0.24～0.39倍孔隙體積，其有效作用期是純CO2吞吐的1.5倍；復合吞吐單輪次采收率提高4.3～9.0百分點，是純CO2吞吐單輪次采收率增幅的2.5～3.0倍。

圖5 純CO2吞吐與N2泡沫/CO2復合吞吐生產(chǎn)動態(tài)曲線Fig.5 Dynamic production curves of CO2 huff and puff combined with N2 foam and pure CO2 huff and puff

進一步對比純CO2吞吐和復合吞吐的驅(qū)替壓差發(fā)現(xiàn)，當開井生產(chǎn)后，純CO2吞吐試驗組的壓差從5 MPa迅速降至6 kPa左右；而復合吞吐的壓差則先降至20 kPa左右，僅在注入水突破后期才降至8 kPa左右。由此可見，當未封堵高滲層時，注入水沿高滲層迅速突進，低滲層幾乎未動用，導致大量的CO2氣體和原油圈閉在地層中，CO2吞吐的增油效果較差。采用N2泡沫封堵高滲層后，驅(qū)替壓差明顯升高，注入的水和CO2氣體有效啟動了低滲層中的剩余油，即N2泡沫與CO2復合后顯著地擴大了CO2和后續(xù)水的波及體積，提高采收率效果明顯。

4 結(jié)論與建議

1）發(fā)泡劑對泡沫體系發(fā)泡能力的影響顯著，而穩(wěn)泡劑對發(fā)泡能力和半衰期均有大幅影響；利用泡沫綜合指數(shù)可確定發(fā)泡劑和穩(wěn)泡劑的最佳加量，本文試驗選用的質(zhì)量分數(shù)0.3 %的 AOS+質(zhì)量分數(shù)0.3 % 的HPAM泡沫體系具有良好的發(fā)泡能力和穩(wěn)定性。

2）氣液比對多孔介質(zhì)中泡沫的生成與破裂有一定影響，N2段塞過小無法形成穩(wěn)定泡沫，N2段塞過大則會導致氣體穿透泡沫液段塞。氣液比在1∶1附近時可形成穩(wěn)定的泡沫體系，有利于封堵高滲層。

3）N2泡沫/CO2復合吞吐可大幅度降低含水率，延長措施有效期，其采收率提高幅度是純CO2吞吐的2倍左右；N2泡沫可以效封堵高滲層，迫使后續(xù)水和CO2氣體驅(qū)替低滲層中的剩余油，顯著提高采收率。