程宏杰，陈玉琨，李铁栓，张翰清，张基朋，吴永彬

(1.中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000；2.中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124000；3.中国地质大学(北京)，北京 100083；4.中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

0 引 言

氮气泡沫驱是提高低渗透油藏采收率的有效途径，其驱油机理主要包括选择性封堵、气液重力分异作用以及表面活性作用[1-2]。泡沫堵水不堵油的特点使其能更好地应用于封堵高渗层出水层位。同时，泡沫中的气组分在气泡破裂后产生重力分异，上升到渗透率更低、注入水难以到达的油层顶部，扩大波及体积，提高驱油效率。起泡剂本身是一种活性很强的表面活性剂，能较大幅度降低界面张力，改善岩石表面润湿性，剥离出束缚状态的剩余油，进一步提高驱油效率[3-6]。基于上述优势，低渗透水驱油藏已经开展了大量的氮气泡沫驱或者调剖驱替试验，并见到了良好的现场应用效果[7-10]。

常规泡沫体系通常不耐油，在接触地层原油后快速消泡，一般很难有再次起泡的能力，大幅削弱了泡沫在油层孔隙体系内的长期作用效果。因此，以往的泡沫驱通常需要连续注入大量的泡沫剂，操作成本高，经济效益低[11-12]。而再生泡沫体系是近年来化学驱领域的研究热点，其基本特征是泡沫体系具有较好的耐油性，在油层多孔介质空间和一定的剪切速度作用下，能够消泡后二次或者多次起泡，实现长期对水窜通道的封堵和调剖作用，从而提高水驱油藏在高含水后期的开发效果。目前该技术在国外主要开展室内实验研究，现场应用情况鲜有报道[13-21]。因此，以高含水(大于90%)、高温(73.0 ℃)、高地层水矿化度(24 818.5 mg/L)的新疆SN井区为例，开展了耐温、耐盐、具备多次起泡功能的氮气泡沫配方体系筛选评价，优选最佳注入参数，为矿场应用提供技术支持。

1 泡沫配方体系优化

1.1 发泡性评价

采用Waring Blender法对备选起泡剂和稳泡剂的配伍性、起泡能力、半衰期、泡沫综合指数FCI等因素进行一系列实验评价。

起泡剂为实验室自主研发的FP-1、FP-2、FP-3三种再生泡沫剂配方，主要成分为高耐油的甜菜碱型表面活性剂。稳泡剂分别为多糖聚合物稳泡剂WP-1、生物聚合物稳泡剂WP-2、改性纳米稳泡剂WP-3。实验用水为SN井区注入水(矿化度为17 699 mg/L)，实验温度为73 ℃。通过多因素评价实验，得到不同配方体系的起泡能力、析液半衰期、泡沫综合指数FCI(表1)。

表1 不同泡沫配方体系性能评价Table 1 The performance evaluation of different foam formulation systems

由表1可知：在相同质量分数下，含FP-1泡沫体系的发泡体积和FCI指数均高于含FP-2和FP-3泡沫体系；WP-1对泡沫稳定的影响小于生物聚合物稳泡剂WP-2，FCI指数小于WP-2，因此，优选发泡剂FP-1和多糖聚合物稳泡剂WP-1为最佳组合。同时，在适量添加改性纳米稳泡剂WP-3后，稳泡时间和FCI指数均大幅上升，表明多糖聚合物稳泡剂WP-1和聚合物WP-3的协同作用效果更好。因此，在上述体系中进一步添加WP-3。

当稳泡剂WP-1的质量分数从2.00%下降至1.00%后，发泡体积从730mL升至760 mL，但稳泡时间从2 782 min降至1 402 min，下降明显；而当WP-3质量分数从1.00%下降至0.50%后，稳泡时间也从2 782 min降至2 110 min。综合对比发泡效果和稳泡效果，优选0.40%FP-1+2.00%WP-1+0.10%WP-3为最佳泡沫配方体系，且该体系的成本仅为110 元/m3。采用旋转液滴界面张力仪进行油水界面张力测定，转速为3 000 r/min，温度为73 ℃。结果表明，泡沫配方体系与SN井区原油的界面张力为0.32 mN/m，表明其具有较低的界面张力和较好的洗油能力。

1.2 再次起泡性评价

利用高压填砂发泡管(Φ2.54 cm×30 cm，400目)对优选配方体系泡沫液进行收集，开展多次重复可视化起泡测试(图1)。由图1可知：首次起泡时泡沫细腻且微气泡较多，第2次至第4次气泡的泡沫尺寸从杂乱逐渐过渡至均衡，直径逐次增大，表明受到岩心对泡沫剂不断吸附的影响，实际的泡沫剂浓度逐次偏低，产生的泡沫数量逐次减少；优化配方在油藏温度、压力和地层水矿化度条件下，具有优异的多次重复起泡功能，表明泡沫体系内各组分协同性和配伍性好，在通过多孔介质孔隙时未发生明显的组分分离和分流效应，且适应多孔介质孔隙内的剪切条件，能够在慢速剪切下快速起泡。

图1 多次重复起泡实验的泡沫图像Fig.1 The foam image of repeated foaming test

1.3 耐盐性评价

配制矿化度为SN井区注入水矿化度(17 699 mg/L)0.5、1.0、1.4、2.0、2.4、2.6和3.0倍的模拟水，通过Waring Blender搅拌法评价优选配方体系的发泡和稳定性能，实验温度为73 ℃。实验结果如图2所示。由图2可知：优选配方体系的稳定性随着矿化度的增大先增加后减小(图2)；在3.0倍注入水矿化度条件下，泡沫析液半衰期仍大于1 800 s，最大发泡体积大于700 mL，泡沫综合指数大于1 310 000，耐盐稳定性优良，满足现场高矿化度对泡沫性能要求。

图2 优选配方的耐盐性能Fig.2 The salt tolerance of the optimized formula

1.4 耐温耐压性评价

采用高温高压泡沫性能评价可视装置(最高耐压20.00 MPa，最高耐温200 ℃)，在气液比为5.0∶1.0、注入速度为24 mL/min、气液同注、高压筛网发泡管条件下，测定泡沫配方体系在油藏温度压力(温度为73 ℃、压力为14.70 MPa)下的泡沫性能。实验表明，油藏条件下的析液半衰期为253 min，是常压下的6.5倍，表明配方在高温高压条件下稳定性更强。

2 注入参数优化及驱油效率评价

根据目标区储层孔渗特征，利用SN井区SN-A井岩心(长度为20 cm，截面积为4.91 cm2)，开展了泡沫体系在不同注入方式、注入速度以及气液比条件下的一维岩心驱替实验，并利用优选的参数开展了驱油效率评价实验，论证了再生氮气泡沫复合配方体系的驱油效果。实验方案如表2所示。

表2 一维岩心驱替实验方案Table 2 The scheme for one-dimensional core flooding test

2.1 泡沫体系注入方式优化

泡沫注入方式优选的目的是使注入的气体和发泡液形成均匀的泡沫体系。采用新疆SN井区SN-A井岩心，在回压为6.00 MPa、温度为73 ℃、气液比为3.0∶1.0条件下，通过气液同注和气液交替注入2种方式研究泡沫注入方式对岩心两端压差和阻力系数的影响。同时对比了再生氮气泡沫体系与常规氮气泡沫体系在后续注气过程中的再次起泡性能。

2.1.1 气液同注

图3为气液同注方式下，分别采用再生氮气泡沫体系与常规氮气泡沫体系的压差变化。由图3可知：注入再生氮气泡沫体系后，岩心两端的压差快速增大，两端压差最高达到12.67 MPa，稳定一段时间后注入气体，岩心两端的压差有所下降，但很快保持在较高的水平，压差达到9.78 MPa。该结果表明采用优化的再生氮气泡沫体系后，后续注气可以使岩心中的泡沫体系再次成泡并起到较好的封堵作用。而常规泡沫配方在后续注气时岩心两端压差迅速下降，表明泡沫在岩心中消泡后，通过后续注气二次成泡现象大幅减少，难以产生持久的封堵作用。当注气量达到18.0倍孔隙体积后再次注入泡沫段塞，岩心两端的压差又随着注入泡沫量的增加而升高，体系阻力系数再次迅速增大，表明重新形成了强封堵的泡沫。再次注入气体时，体系的压差逐渐降低，说明驱替已经进入末期，形成了气窜通道。

图3 气液同注情况下不同泡沫体系驱替压差对比Fig.3 The comparison of displacement pressure difference of different foam systems with gas-liquid injection

2.1.2 气液交替

图4为采用气液交替注入方式的泡沫渗流性能变化。由图4可知：注入泡沫液时，体系阻力系数增加，注入气体后阻力系数下降，注入多个段塞后，体系的压力才逐渐上升；在注入量同为7.0倍孔隙体积的情况下，气液同注方式压差高达12.90 MPa(图3)，而气液交替方式的压差仅为1.90 MPa(图4)；注入28.0倍孔隙体积的泡沫体系后转为水驱，体系压力缓慢降低，且压差不断波动，表明岩心内仍然不断产生泡沫；水驱注入量达到30.0倍孔隙体积后转为氮气驱，体系的阻力系数快速降低，表明水驱后泡沫剂已经完全产出，气体难以再次起泡，发生了气窜。因此，推荐采用气液同注方式注入再生氮气泡沫体系。

图4 气液交替情况下泡沫渗流特性变化Fig.4 The variation of foam seepage characteristics under gas-liquid alternative injection

2.2 注入速度优化

在气液同注、气液比为3.0∶1.0的实验条件下，对比注入速度分别为0.1、0.3、0.4、0.5 mL/min条件下的泡沫封堵效果，实验结果见图5。由图5可知：初期水驱阶段阻力系数波动较小，基本保持稳定；开始注泡沫后，阻力系数快速增加，当注入速度为0.3 mL/min时，体系的阻力系数最高；转为水驱后，岩心两端的压差迅速降低，当注入速度为0.3 mL/min时，阻力系数较为稳定，而其他注入速度下，阻力系数波动较大。因此，综合确定注入速度为0.3～0.4 mL/min。

图5 注入速度对泡沫渗流特性的影响Fig.5 The effect of injection rate on foam seepage characteristics

2.3 气液比优化

在回压为6.00 MPa、温度为73 ℃、注入速度为0.3 mL/min条件下，研究泡沫的气液比对阻力系数变化的影响，实验结果见图6。由图6可知：注入泡沫体系后，体系的阻力系数迅速上升；当气液比为3.0∶1.0时，岩心两端的压差快速增加，泡沫的阻力系数最高，继续增加气液比，体系的阻力系数则相对降低；转为水驱后，岩心两端的压差迅速降低，且气液比为3.0∶1.0时的残余阻力系数最高，泡沫的封堵性最好。

图6 气液比对泡沫渗流特性的影响Fig.6 The effect of gas-liquid ratio on foam seepage characteristics

同时，利用微流控二维可视化微观模拟实验装置，开展了不同气液比条件下的多孔介质内泡沫驱替原油特征实验(图7)，采用同一玻璃蚀刻模型，通过不同的显微放大倍率，可明显观测到不同气液比条件下的泡沫形态和分散特征。由图7可知：气液比为5.0∶1.0时，气体太多，难以形成明显分散气泡，而是以连续气相驱替原油；气液比为0.5∶1.0时，气体太少，零散分布在孔隙空间，发挥的阻力作用和扩大波及体积作用有限；气液比为3.0∶1.0时，可以形成明显的气泡分散流，在封堵大孔隙的同时还能起到分散驱油作用，从而大幅提高驱替效果。

图7 不同气液比下的多孔介质内泡沫流动特征Fig.7 The foam flow characteristics in porous media at different gas-liquid ratios

2.4 驱油效率评价

利用新疆SN井区SN-A井岩心(气测渗透率为19.0 mD)，采用气液同注的方式，开展一维岩心驱替实验。实验注入泡沫组合段塞为0.7倍孔隙体积(0.1倍孔隙体积的前置泡沫液+0.5倍孔隙体积的泡沫+0.1倍孔隙体积的后置泡沫液)。具体流程为：水驱至采出液含水达到98.0%后，注入0.7倍孔隙体积的泡沫段塞，再转为水驱，直至采出液含水达到98.0%，实验结果如图8所示。由图8可知：泡沫驱及后续水驱阶段的压差大于初次水驱的压差；二次注水时压差快速上升后开始回落，但仍高于初次水驱的压差，表明该阶段在岩心中再次产生了一定的泡沫，注入水仍可进入岩心中的基质孔隙驱油；二次水驱结束后总驱油效率达到66.92%，即泡沫驱可在水驱(水驱驱油效率为41.67%)的基础上提高驱油效率25.25个百分点。

图8 泡沫驱油实验驱油效率变化Fig.8 The change of oil displacement efficiency in foam flooding test

实验结果表明，优化的再生氮气泡沫配方体系对SN井区原油的驱油效果明显。

3 现场试验

新疆油田SN井区纵向发育3套主力油层，正韵律控制下的储层物性由上向下逐渐变好。储层平均孔隙度为14.9%，平均渗透率为19.8 mD，属低孔低渗的强非均质储层。自2004年采用井距为300 m的反九点井网规模开发以来，目前综合含水达91.0%，处于高含水开发阶段。层间非均质性严重造成吸水不均，剩余油饱和度差异大。由于底部物性最好的3号小层水淹严重，继续水驱效率低，阶段采出程度仅为31%，迫切需要转换开发方式大幅提高采收率。为保证泡沫驱先导试验效果，选择剖面矛盾突出、剩余潜力大、井网完整、井况良好的SN井区-中1区作为先导试验区。先导试验区包含2个反九点注采井组，含油面积为1.71 km2，石油地质储量为181.60×104t，试验区平均孔隙度为15.1%，平均渗透率为19.9 mD，渗透率由上而下逐渐增大，1～3号小层的水驱动用程度分别为13.5%、33.9%、52.6%，采出程度为36.5%，转泡沫驱前含水为87.5%。

采用气液同注工艺措施，泡沫配方为0.40%FP-1+2.00%WP-1+0.10%WP-3。2019年注泡沫液量为3 475.0 m3，注氮气量(地下体积)为10 425.0m3(0.2倍孔隙体积)；2020年泡沫液量为4 398.4 m3，注氮气量(地下体积)为11 829.6 m3(0.2倍孔隙体积)。气液比为3.0∶1.0。试验区在注入泡沫段塞后又经历了常规注水、脉冲周期注水、常规注水和后续注泡沫阶段。泡沫段塞起到了长效增油的作用，与水驱相比，日均增油达到8 t/d以上，井组总体含水最高降幅达到6.6个百分点。氮气泡沫驱后，3号强吸水小层的动用程度从86.7%降至51.4%，而上部2个弱吸水层的动用程度则从13.3%提高至48.6%，实现了纵向小层的均衡动用。总体来看，试验区产量自然递减明显减缓，累计增油4 947 t，按照2 554 元/t油价测算的投入产出比为1.0∶1.6，见到了明显的技术经济效果，预测泡沫驱在水驱基础上可进一步提高采收率10.00个百分点以上。

4 结 论

(1) 研制了适合SN井区低渗透水驱油藏的廉价高效再生氮气泡沫体系(0.40%FP-1+2.00%WP-1+0.10% WP-3)，并确定了合理的注入参数：气液比为3.0∶1.0，注入速度为0.3～0.4 mL/min，注入方式为气液同注。

(2) 通过一维岩心驱替实验，证明优化的再生氮气泡沫体系具有强发泡、强封堵、再次起泡的多重优势，泡沫驱可以在水驱基础上提高驱油效率25.25个百分点。

(3) 在新疆SN井区开展了2个井组的再生氮气泡沫驱先导试验，取得了明显的增油效果，日增油8 t/d以上，井组含水下降6.6个百分点。截至目前累计增油4 947 t，尤其在氮气泡沫段塞驱结束后，继续水驱仍然保持较高的产油水平，表明泡沫体系在后续水驱过程中，能够再次起泡实现长效封堵，进一步提高增油效果。