河南油田氮气泡沫调驱技术研究与应用

2013-09-20张艳辉戴彩丽徐星光王思宇闫立朋辛翠平

断块油气田 2013年1期

张艳辉，戴彩丽，徐星光，王思宇，闫立朋，辛翠平

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛 266580；2.中国石化河南油田分公司第一采油厂，河南南阳 474780；3.延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安 710075）

0 引言

河南油田泌238断块位于下二门油田Ⅲ断块［1］，构造基本形态为南倾的断鼻或断背斜，构造幅度较大。储集层为侯庄三角洲前缘相沉积，油层厚度小，储层物性中等。自2001年投入开发以来，区块已进入特高含水期。随着调剖轮次的增多，调剖效果越来越不明显，但远井地带采出程度仍然较低。泡沫对油层具有良好的保护作用，选择性好［2-4］，并且随着注入深度的增加，能够不断产生新的泡沫，更好地解决传统调剖剂不能解决的远井注水剖面改善问题，提高特高含水油田最终采收率［5-7］。

本文评价了适用于下二门油田油藏条件的起泡剂质量浓度、气液比及注气速度对发泡效果的影响，并根据室内优化的施工条件进行了矿场试验。

1 实验部分

1.1 仪器与药品

仪器：LB-30型平流泵、DY-Ⅲ型多功能物理模拟装置、Ross发泡仪、泡沫发生器、2种不同长度填砂管（44，100 cm）、中间容器、精密压力表、BS423S 千分之一天平、量筒。

药品：GF-37、GCF-1、十二烷基硫酸钠（SDS）等。

1.2 实验方法

1）传统的Ross-Miles法不能控制泡沫体系的气液比及温度，而本文利用改进的Ross-Miles法，在Ross发泡仪的下侧，连接气体流量计，通过控制气体的流量，考察在一定气液比条件下不同起泡剂在油藏温度下的起泡和稳泡能力。泡沫体系的综合性能由起泡能力和稳泡能力共同决定，因此将一定气液比条件下，泡沫体系的起泡体积与半衰期的乘积定义为泡沫综合值，从而综合评价起泡剂的性能，计算公式为

式中：F 为泡沫综合值，mL·s；V 为泡沫体积，mL；t为半衰期，s。

2）模拟油藏条件下泡沫的注入和后续水驱过程，通过阻力系数的变化，评价不同因素对泡沫封堵性能的影响，实验装置见图1。

图1 泡沫阻力系数测定装置

2 实验结果与讨论

2.1 起泡剂质量浓度对发泡效果的影响

起泡剂均为不同类型的表面活性剂溶液，实验用水为现场清水。泡沫体系气液比1.5∶1.0，测定不同质量浓度的起泡剂在油藏温度条件下（58℃）的起泡体积和半衰期，实验结果见图2。

从图2可以看出，泡沫的起泡体积和半衰期随着起泡剂质量浓度的增加，有一个先增大后减小的趋势，因此可得到起泡剂最优的质量浓度，即临界胶束质量浓度（CMC）。以阴离子表面活性剂SDS为例，CMC为0.3 g/L左右［8-9］。SDS质量浓度低于CMC时，随着质量浓度增大，吸附在膜表面的表面活性剂分子增多，降低泡沫体系的表面张力及表面自由能，使泡沫体系更加稳定；质量浓度高于CMC时，溶液中存在的高表面活性杂质增加，表面张力上升，泡沫体系稳定性下降［10］。综合来看，GCF-1的起泡性能最好，质量浓度为0.2 g/L时，泡沫综合值最大。考虑岩心吸附作用，后续实验将起泡剂GCF-1质量浓度定为0.3 g/L。

图2 起泡剂质量浓度对泡沫性能的影响

2.2 气液比对泡沫封堵性能的影响

泡沫流体是以气体为分散相、液体为连续相的分散体系［11］。不同气液比条件下形成不同泡沫综合值的泡沫体系，其性质存在较大的差异。采用阻力系数测定装置，测定不同气液比条件下，泡沫体系阻力系数的变化，评价气液比对泡沫封堵性能的影响，岩心渗透率1 μm2，注气速度 1 mL/min，起泡剂质量浓度 0.3 g/L，温度58℃，用水为现场清水（见图3）。

从图3可以看出，气液比过高或过低，对泡沫的封堵能力都会产生一定的负面影响，因此泡沫调驱存在一个最佳的注入气液比。低气液比时（1.0∶1.0），主要形成稀泡沫，气体均匀分散在起泡液中，液膜较厚，未能充分发挥起泡剂的起泡能力，泡沫数量不足，不能对孔隙形成有效封堵，表现为在注入过程中压力较小，压力上升缓慢；高气液比时（2.0∶1.0），形成浓泡沫，气体以平行六面体的形式存在，液膜较薄，在外力作用下，极易被破坏，严重时还会形成气窜，造成封堵失败，表现为注入过程压力上升缓慢，残余阻力系数较低。气液比为1.5∶1.0时，后续水驱多个孔隙体积倍数后，形成的泡沫较多且稳定，仍具有较高的残余阻力系数，对地层有较好的封堵效果。

2.3 注气速度对泡沫封堵性能的影响

注气速度会影响生成泡沫体积及泡沫运移规律，从而对泡沫的封堵性能产生影响。采用阻力系数测定装置，在不同注气速度条件下，测定泡沫体系阻力系数的变化情况，评价注气速度对泡沫封堵性能的影响，岩心渗透率1 μm2，起泡剂质量浓度0.3 g/L，气液比1.5∶1.0，温度58℃，用水为现场清水，实验结果见图4。

图3 不同气液比条件下泡沫阻力系数的变化

图4 注气速度对封堵性能的影响

由图4可知，泡沫调驱存在一个最佳的注气速度。注气速度过低，产生的气泡过小，对地层的封堵能力有限［12］；注气速度过高，产生的气泡过大，在外力作用下易被破坏，造成泡沫稳定性下降，封堵能力降低。注气速度0.9 mL/min时，阻力系数最大，后续水驱多个孔隙体积倍数后，仍具有较高的残余阻力系数，形成大小合适的稳定泡沫，对地层有较好的封堵效果。

2.4 泡沫调驱的适应性评价

借助阻力系数测定装置，分析不同渗透率地层条件下泡沫体系阻力系数的变化规律，评价泡沫调驱体系针对不同渗透率地层的适应性。起泡剂质量浓度0.3 g/L，注气速度 0.9 mL/min，气液比 1.5∶1.0，温度 58℃，用水为现场清水，结果见图5。

图5 不同渗透率条件下泡沫阻力系数的变化

由图5可知，随着渗透率的增大，泡沫阻力系数增大。在高渗地层中，后续水驱阶段泡沫仍具有较高的残余阻力系数，对地层产生较好的封堵作用。实验结果表明，氮气泡沫在大孔道高渗透区的发泡能力高于小孔道低渗透区，这正是利用氮气泡沫“堵高不堵低”的特点，实现选择性封堵的重要依据。

2.5 稳泡剂对发泡效果的影响

目前常用的稳泡剂主要为聚合物［13］。采用Ross发泡仪研究聚合物对泡沫稳定性能的影响，起泡剂质量浓度0.3 g/L，气液比1.5∶1.0，温度58℃，用水为现场清水，结果见表1。

表1 聚合物对泡沫起泡性能的影响

由表1可知，聚合物能够有效增强泡沫稳定性，大幅提升泡沫综合性能。这是由于聚合物能够提高基液的黏度，降低泡沫流动性，从而具有一定的稳泡能力。

2.6 现场试验

2011年1月在下二门油田进行聚合物强化泡沫深部调驱先导试验，试验区基本情况：含油面积0.7 km2，地质储量 63×104t，平均油层埋深 1 225 m，油层温度58.1℃，原始地层压力11.96 MPa，孔隙度17%～18%，平均渗透率0.21 μm2，地面原油密度0.900 2～0.915 4 g/cm3，蜡质量分数 17.33%～19.05%，70℃时原油黏度 115～130 mPa·s，总矿化度 1 940～2 380 mg/L，氯离子质量浓度 144～221 mg/L，水型NaHCO3。

使用聚合物强化泡沫进行深部调驱施工［14-16］，段塞设计如下：1）聚合物预处理段塞控制大孔道，防止气窜；2）聚合物强化泡沫主体段塞；3）聚合物保护段塞。最后，使用相同质量浓度的聚合物溶液将井筒中的工作液顶替进入地层。

施工后，试验区含水下降，产油增加，5个月累计增油 922.1 t（见表 2）。