黄春霞，郭茂雷，余华贵，张新春，张冠华，周海成

空气泡沫在非均质油藏中渗流能力的实验研究

黄春霞1，郭茂雷1，余华贵1，张新春2，张冠华2，周海成2

（1.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，西安710075；2.延长油田股份有限公司甘谷驿采油厂勘探开发研究所，陕西延安716005）

利用实验分析了空气泡沫在不同渗透率、不同气液比的单管均质岩心模型中的渗流能力及其影响因素，并研究了不同渗透率级差双管并联模型中产出液分流量的变化。实验结果表明：气液比越大，泡沫渗流阻力越大；随着岩心渗透率和泡沫注入量的增加，岩心中泡沫阻力系数增大，封堵能力增强；泡沫在非均质地层中具有很好的液流转向能力，但随着渗透率级差的增大，液流转向能力变弱。

空气泡沫；阻力系数；选择性封堵；液流转向能力

0 引言

泡沫具有“堵大不堵小”和“堵水不堵油”的特点［1-3］，它能够降低注入流体的流度，改善不利的流度比，封堵大孔道，改变液流方向，使驱替流体依次进入中、低渗透层，从而提高波及体积［4-8］；同时泡沫还能在一定程度上降低油水界面张力，提高洗油效率［9-10］。由于其独特的驱油机理，被认为是一种具有发展前景的三次采油技术，在油田中得到了广泛应用［11-13］。

甘谷驿油田主要含油层为三叠系长6油层组，油藏温度为30℃，渗透率为0.2～20.0 mD，孔隙度为6%～12%，属于典型的低孔、低渗以及低产能岩性油藏。油藏非均质性强，局部发育微裂缝，依据示踪剂监测结果，裂缝等效渗透率为300～1 000 mD，而且裂缝渗透率变化较大［14-20］。因此，存在“注不进、采不出”或注入水沿裂缝方向及储层高渗带窜流、水淹问题。长期以来，如何提高采油速度、采出程度以及最终采收率，有效补充地层能量，一直是油田开发面临的主要难题。笔者模拟油藏非均质条件，并利用单管均质岩心研究了渗透率和气液比对泡沫的影响，以及泡沫在双管非均质岩心中的封堵能力和渗流特性，为泡沫驱在油田现场应用提供了指导。

1 实验设计

1.1实验材料

为了研究多孔介质渗透率及气液比对空气泡沫渗流能力的影响，选用不同渗透率的岩心进行体系注入性实验。

实验岩心：模型尺寸为Φ25 mm×100 mm，高渗透率岩心的渗透率分别为300 mD，500 mD和1 000 mD，低渗透率岩心的渗透率为10 mD。

起泡体系配方：质量浓度为0.12%的氟碳（2号）起泡剂+质量浓度为0.08%的十二烷基羟丙基磷酸酯甜菜碱+质量浓度为0.1%的BS甜菜碱+质量浓度为0.15%的聚合物。其中聚合物为部分水解聚丙烯酰胺（HPAM），分子量为2 500万。

1.2实验条件

为了充分模拟现场施工条件，实验用气为空气；实验用水为油田地层水（矿化度为28 g/L）；实验用油为油田脱水脱气原油；实验温度为30℃。

1.3实验方法

对于单管均质岩心实验，研究空气泡沫的封堵效果，记录水驱时的稳定注入压力ΔP1（MPa）、泡沫驱时的稳定注入压力ΔP2（MPa）以及后续水驱时的稳定注入压力Δ（MPa），利用公式=计算阻力系数，利用公式F=计算残余阻力系数。RR

对于非均质并联双管岩心实验，记录水驱、泡沫驱、后续水驱等不同阶段高、低渗透率岩心的产液体积，计算非均质岩心的分流量比例。

2 实验结果与讨论

2.1单管岩心中泡沫渗流实验

2.1.1 岩心渗透率对泡沫渗流能力的影响

由表1及图1可知：同一气液比条件下，高渗透率岩心中虽然注入压差较低，但阻力系数较大，说明渗透率越高，泡沫封堵效果越好，这是由于高渗透率岩心内部孔隙较大，泡沫的形成能力较强，可形成较好的泡沫封堵；不同气液比条件下，相同渗透率岩心中泡沫的残余阻力系数相差不大，这主要是由于岩心经过大量后续水驱，泡沫效应基本消失，剩下的只是残留聚合物溶液对岩心的封堵作用，另外，岩心渗透率越高，残余阻力系数越小，说明聚合物在高渗透率岩心中的滞留作用越弱。

表1 不同渗透率岩心中不同气液比条件下的泡沫渗流实验结果Table 1 Results of percolation experiments of foam system with different gas-liquid ratios in cores with different permeability

图1 泡沫渗流阻力系数与岩心渗透率和气液比的关系曲线Fig.1 Relation curves of flow resistance factor and permeability with different gas-liquid ratio

2.1.2 气液比对泡沫渗流能力的影响

由表1可知：同一渗透率条件下，气液比对泡沫渗流能力有较大的影响。气液比越大，泡沫渗流阻力越大，但是不同气液比的影响程度不同。由图1可以看出，气液比越大，阻力系数越大，当气液比达到1∶1以后，曲线斜率变小，阻力系数增加幅度减小。分析认为：在气液比较低的情况下，随着气液比的升高，体系中产生的气泡量增加，后续水驱过程中叠加的贾敏效应趋于明显；当气液比超过一定临界值后，随气液比的升高，孔喉上游的气压增大，泡沫强度变小，容易破裂，同时由于起泡剂溶液供给量不足，难以形成稳定的泡沫，甚至产生气窜现象，泡沫体系的稳定性下降；再增加气液比，阻力系数趋于平缓［21］。

2.1.3 泡沫注入量对泡沫渗流能力的影响

为考察泡沫注入量对岩心封堵能力的影响，研究了在渗透率为300 mD，500 mD和1 000 mD的3组岩心中分别注入体积为0.1 PV，0.2 PV，0.3 PV和0.4 PV的泡沫时阻力系数的变化情况（表2）。

表2 不同渗透率岩心中阻力系数随泡沫注入量的变化表Table 2 The resistance coefficient change with the amount of foam injected in different permeability cores

从表2可看出：对于同一渗透率岩心，以渗透率为300 mD的岩心为例，随着泡沫注入量从0.1 PV增加到0.4 PV，阻力系数从3.71增大到13.68，阻力系数随着泡沫注入量的增加明显增大，这是因为随着岩心中泡沫量的增加，泡沫在岩心孔隙中叠加，封堵能力增强，阻力系数增大；同一注入量下，以0.4 PV为例，随着岩心渗透率从300 mD增加到1 000 mD，阻力系数从13.68增大到26.42，这是因为随着渗透率的增大，多孔介质的孔隙体积增加，剪切速率变小，泡沫黏度增大，使泡沫流动阻力增加，从而泡沫阻力系数增大。

2.2双管岩心泡沫渗流实验

为研究泡沫在非均质地层中的渗流特点，将渗透率为300 mD，500 mD和1 000 mD的高渗透率岩心分别与渗透率为10 mD的低渗透率岩心并联，模拟实际地层的非均质性，组成级差分别为30∶1，50∶1，100∶1的3组非均质模型，通过注入泡沫前后的分流量曲线来研究泡沫对后续注入流体的转向能力。

2.2.1 渗透率级差为30∶1的非均质实验

从图2可看出：渗透率级差为30∶1的非均质模型中，水驱压力稳定时高渗透率岩心产液量占总产液量的92%，低渗透率岩心产液量占总产液量的8%，水驱期间大部分流体进入高渗透率岩心；注入泡沫段塞后，高渗透率岩心中产液量降低，低渗透率岩心中产液量增加；流量稳定之后高渗透率岩心产液量占总产液量的60%，低渗透率岩心产液量占总产液量的40%，泡沫对渗透率为300 mD的岩心封堵作用较好，使后续注入流体转向，进入低渗透率油层；后续水驱期间泡沫的转向作用逐渐消失，只有吸附在岩心孔隙中的残留聚合物的作用存在，从而使后续水驱压力稳定时的高渗透率岩心产液量占总产液量的85%，低渗透率岩心产液量占总产液量的15%。

图2 渗透率级差为30∶1的非均质模型的分流量曲线Fig.2 Fractional flow curve in parallel cores with permeability ratio of 30∶1

图3 渗透率级差为50∶1的非均质模型的分流量曲线Fig.3 Fractional flow curve of parallel cores with permeability ratio of 50∶1

2.2.2 渗透率级差为50∶1的非均质实验

从图3可看出：渗透率级差为50∶1的非均质模型中，水驱压力稳定时高渗透率岩心产液量占总产液量的96%，低渗透率岩心产液量占总产液量的4%，水驱期间大部分流体进入高渗透率岩心；注入泡沫后，高渗透率岩心中产液量降低，低渗透率岩心中产液量增加；流量稳定之后高渗透率岩心产液量占总产液量的67%，低渗透率岩心产液量占总产液量的33%；由于聚合物的选择性滞留，后续水驱压力稳定时，高渗透率岩心产液量占总产液量的92%，低渗透率岩心产液量占总产液量的8%。

2.2.3 渗透率级差为100∶1的非均质实验

从图4可以看出：渗透率级差为100∶1的非均质模型中，水驱压力稳定时高渗透率岩心产液量占总产液量的99%，低渗透率岩心产液量占总产液量的1%；注入泡沫后，高渗透率岩心中产液量降低，低渗透率岩心中产液量增加；流量稳定后，高渗透率岩心产液量占总产液量的78%，低渗透率岩心产液量占总产液量的22%；后续水驱压力稳定时，高渗透率岩心产液量占总产液量的95%，低渗透率岩心产液量占总产液量的5%。

图4 渗透率级差为100∶1的非均质模型的分流量曲线Fig.4 Fractional flow curve of parallel cores with permeability ratio of 100∶1

上述实验结果表明：对于同一渗透率级差的非均质模型，由于流体通过高、低渗透率岩心的阻力不同，前期水驱时产出液主要通过高渗透率岩心流出。注入泡沫后，高、低渗透率岩心产液量之比明显降低，分析认为，大量的泡沫进入高渗透率岩心后，由于贾敏效应叠加，流体在高渗透率岩心中的流动阻力增大，使更多的流体进入低渗透率岩心，明显降低了高渗透率岩心的产液量，提高了低渗透率岩心的产液量，从而使泡沫流体在不同渗透率岩心中的分流量得到调整。在后续水驱阶段，随着泡沫逐渐消泡，泡沫效应逐渐减弱直至消失，从而使高、低渗率岩心产出液的分流量又逐渐恢复，但岩心中残留聚合物溶液对岩心仍有一定的封堵作用，后续水驱平稳阶段的高、低渗透率岩心产出液之比仍低于前期水驱阶段。对于不同渗透率级差的非均质模型，随着岩心渗透率级差的增加，水驱阶段高、低渗透岩心中的产液量之比从92∶8增大到99∶1，说明渗透率级差越大，注入流体越容易从高渗透率岩心中流出。注入泡沫后，随着渗透率级差的增大，泡沫流体的液流转向能力也逐渐降低，低渗透率与高渗透率岩心的产出液之比从40∶60下降到22∶78，而后续水驱时的低渗透率与高渗透率岩心的产出液之比也有一定程度的下降。表明在一定范围内，随着渗透率级差的增加，流量分配差别增大，泡沫对高渗透率岩心的封堵能力减弱，液流转向能力下降。

3 结论

（1）气液比对泡沫渗流能力有较大的影响，在其他条件不变的情况下，气液比越大，泡沫渗流阻力越大，当气液比达到1∶1时，能够在岩心中形成稳定的泡沫。

（2）泡沫在不同的渗透率岩心中都具有一定的封堵能力，且岩心渗透率越高，泡沫注入量越大，泡沫阻力系数越大，封堵效果越好。

（3）注入泡沫后，非均质模型中低渗透率岩心与高渗透率岩心的产出液之比明显增加，说明泡沫在非均质地层中具有很好的液流转向能力。但随着渗透率级差的增加，泡沫对高渗透率岩心的封堵能力减弱，液流转向能力下降。

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（本文编辑：杨琦）

图版Ⅰ

（本文编辑：李在光）

Experimental study on flow properties of air foam in heterogeneous reservoir

HUANG Chunxia1，GUO Maolei1，YU Huagui1，ZHANG Xinchun2，ZHANG Guanhua2，ZHOU Haicheng2
（1.Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum（Group）Co.Ltd.，Xi’an 710075，China；2.Institute of Exploration and Development，Ganguyi Oil Production Plant，Yanchang Oilfield Company Ltd.，Yan’an 716005，Shaanxi，China）

This paper analyzed the percolation capacityand influencingfactors ofair foamin single homogeneous cores with different permeabilities and different gas-liquid ratios,and studied the fractional flowrates of parallel cores with different permeabilityratios.The experimental results indicate that the larger the gas-liquid ratio is,the larger the flow resistance offoamsystemis;with the increase ofpermeabilityand volume offoamsysteminjected,the resistance factor gets larger,and the blockingabilityoffoamsystemincreases;the fluid diversion capacityis good while foamflowin heterogeneous reservoir,but with the increase ofpermeabilityratio,the abilityoffoamsystemtodivert liquid tends todecrease.

airfoam；resistancefactor；selectiveplugging；fluiddiversioncapacity

TE357.7

A

1673-8926（2014）02-0128-05

2013-09-09；

2013-11-09

陕西延长石油（集团）有限责任公司科研项目“延长东部油区空气泡沫驱配套技术研究及先导试验”（编号：ycsy2010-ky-A-12）资助

黄春霞（1964-），女，硕士，高级工程师，主要从事油田提高采收率技术的研究工作。地址：（710075）陕西省西安市科技二路75号延长石油研究院。电话：(029)88899614。E-mail：hchx-1@126.com。