宋志学， 郑继龙， 翁大丽， 陈 平， 胡 雪， 赵 军

(中海油能源发展工程技术分公司三采公司， 天津 300452)

岐口17-2油田水气交替复合驱注入体系筛选与性能评价

宋志学， 郑继龙， 翁大丽， 陈 平， 胡 雪， 赵 军

(中海油能源发展工程技术分公司三采公司， 天津 300452)

采用Waring Blender法筛选QK17-2油田水气交替复合驱注入体系，从24种起泡剂中先后通过起泡能力、稳泡能力、配伍性及其起泡剂质量浓度、地层水矿化度、原油含量、温度等影响因素进行分析,最终筛选出体系用起泡剂QP-22，确定其最佳使用质量分数为0.5 %；通过对稳泡剂WP-1使用质量浓度确定实验，最终筛选体系配方：800 mg/L稳泡剂WP-1+0.5 %起泡剂QP-22.

QK17-2油田； 水气交替复合驱； 体系筛选； 性能评价； 稳定性； 耐盐性

岐口17-2油田油藏埋深为1 600～2 100 m，地层温度为74 ℃，地下原油黏度1.1～5.8 mPa·s，试验区共有29口井，其中注水井10口，目前日产油260 m3/d，综合含水高达90 %.油田目前存在高含水、层间矛盾突出以及剩余油分布不均等问题，通过气水交替驱能够改善油田存在的问题，提高油田的采收率.本文筛选QK17-2油田水气交替复合驱注入体系，最终筛选体系配方为：800 mg/L稳泡剂WP-1+0.5 %起泡剂QP-22.通过室内筛选药剂体系，为海上油田现场水气交替驱替提供理论依据和支持.

1 水气交替复合驱机理

水气交替复合驱技术是水气交替驱和泡沫驱结合而成的三采新技术.水气交替复合驱体系由起泡剂、稳泡剂和气体组成.其中起泡剂可降低被驱替原油的界面张力，注入的气体遇起泡剂后便可形成泡沫，在整个驱替过程中具有调剖堵水的作用，聚合物能够提高体系表观黏度，因此，水气交替复合驱技术能够提高驱替效率，降低油水流度比，提高波及效率[1-3].

水气交替复合驱的驱油机理主要有：(1)流度控制[4].水气交替复合驱能改善驱替前缘流度比，降低黏性指进，扩大波及体积；(2)调剖封堵[5].驱替过程中形成的泡沫首先进入高渗层，起到封堵作用，从而使驱替流体转向中、低渗透层；(3)增能保压[6].交替注入的气体具有很高的压缩性，可迅速提高地层压力，通过泡沫的体积膨胀，驱替原油；(4)降低界面张力[7].活性水可以降低油水界面张力，提高洗油效率.

2 实验部分

2.1 实验仪器

Waring搅拌器，美国威力牌搅拌器；恒温箱:扬州华宝石油仪器有限公司；万分之一天平；秒表.其他仪器：布氏黏度计、Texas500型悬滴界面张力仪、Haake RS-600流变仪、量筒等.

2.2 实验条件

实验用水:室内配QK17-2油田P21井注入水，矿化度3 186.31 mg/L，经0.45 μm微孔滤膜过滤，其离子组成见表1.

实验用油：QK17-2油田原油，油藏温度条件下(74 ℃)黏度为6.0 mPa·s.

起泡剂：阳离子表面活性剂QP-1、QP-9、QP-17、QP-19、QP-23；阴离子表面活性剂ABS、AS、NK630、QP-11、QP-12、QP-14、QP-16、QP-22、HON-1104；非离子表面活性剂WZ1013-H、ON-209、QP-25、QP-26、CON-1、CON-3、CON-4、CON-5；水泥发泡剂SON-1232、SON-1238.

稳泡剂：聚丙烯酰胺WP-1.

表1 P21注入水水质分析数据

2.3 实验方法

泡沫体系性能评价主要评价起泡能力和稳泡能力.泡沫体系性能的评价方法有很多，本文主要采用Waring Blender法.实验中，将一定浓度的起泡剂溶液200 mL加入量筒，经高速搅拌3 min后，读取泡沫体积，然后纪录从泡沫中析出100 mL液体所需的时间，即泡沫的半析水期[8].

实验中，把起泡体积与半析水期的乘积用于评价起泡剂的性能，并将该参数定义为泡沫综合值，其定义式如下：

M=V·t

式中:M为泡沫综合值，mL·s;V为起泡体积，mL；t为半析水期，s.

3 起泡剂优选实验

3.1 起泡能力实验研究

分别将24种起泡剂与QK17-2油田注入水配成200 mL质量分数为0.3 %的溶液，QK17-2油田注入水水质分析数据见表1.用Waring Blender法，在转速7 500 r/min的条件下搅拌3 min后，迅速将泡沫全部倒入量筒，记录泡沫体积，结果如图1所示.由图1可知：在相同质量分数条件下，起泡剂SON-1238、QP-17、CON-1、HON-1104和CON-3的起泡体积相对较小，起泡效果较差，但单纯依靠起泡能力偏低是无法排除起泡剂的，还需要对起泡剂进行稳泡能力实验研究.

图1 不同起泡剂起泡能力实验对比

3.2 稳泡能力实验研究

分别将24种起泡剂与QK17-2油田注入水配制成200 mL质量分数为0.3 %的溶液.用Waring Blender法，在转速7 500 r/min的条件下搅拌3 min后，迅速将泡沫全部倒入量筒，开始计时，记录泡沫液体析出一半所用时间，同时记录不同析水期泡沫值，计算泡沫综合值和泡沫质量[9].结果如图2所示.

图2 不同起泡剂稳泡能力实验对比

由图2可知：24种起泡剂中仅有QP-19、QP-14、QP-11和QP-22的泡沫综合值和泡沫质量比较有优势，因此选择QP-19、QP-14、QP-11和QP-22进行配伍性实验研究.

3.3 配伍性实验研究

取起泡剂QP-19、QP-14、QP-11和QP-22各10 mL，分别用QK17-2油田地层水稀释成100 mL溶液，质量分数10.0 %.放置74 ℃恒温箱中，静置4 h和8 h，观察溶液溶解情况,是否有沉淀或絮状物等，结果如表2所示.通过观察起泡剂与QK17-2油田注入水质配伍性实验发现，起泡剂QP-14在溶解8 h时，产生白色沉淀.其配伍性与QK17-2油田注入水质不配伍，最终筛选起泡剂QP-19、QP-11和QP-22进行下一步实验.

表2 起泡剂与地层水配伍性实验数据

3.4 耐盐性能实验研究

3.4.1 地层水矿化度对起泡剂的影响

依据QK17-2油田注入水的矿化度，按0.5倍、1倍、1.5倍、2倍和2.5倍矿化度条件，配制质量分数为0.3 %的起泡剂溶液各200 mL，以7 500 r/min的速度搅拌3 min，测定各体系的起泡体积和稳泡时间,结果如图3所示.从图3实验结果可以看出：当溶液矿化度小于1.5倍时，起泡剂的起泡性能基本稳定，大于1.5倍时，起泡性能开始下降.稳泡时间随矿化度的增大逐渐减小，矿化度对稳泡性能的影响大于其对起泡性能的影响.起泡剂的泡沫综合值随着矿化度的增大逐渐降低，当矿化度在2.5倍时，受稳泡时间下降的影响，起泡剂的泡沫综合值下降明显.在QK17-2油田矿化度条件下，QP-19和QP-22都具有较好的起泡和稳泡能力.

图3 不同矿化度下起泡剂的起泡能力和稳泡时间

3.4.2 Ca2+、Mg2+质量浓度对起泡剂的影响

采用Waring Blender法，配制Ca2+、Mg2+(ρ(Ca2+)∶ρ(Mg2+)=1∶1)的总质量浓度分别为0 mg/L、250 mg/L、500 mg/L、750 mg/L和1 000 mg/L的溶液各200 mL，用起泡剂配质量分数为0.3 % 的起泡剂溶液，进行起泡体积和半析水期实验，结果见表3.表3实验结果表明：在小于250 mg/L时，随Ca2+、Mg2+质量浓度的增加，起泡剂性能基本稳定，大于250 mg/L后，随着Ca2+、Mg2+质量浓度的增大，起泡剂性能开始降低.考虑到QK17-2油田地层水中钙镁离子质量浓度为33.88 mg/L，远小于250 mg/L，说明QK17-2油田地层水不会对起泡剂的性能造成影响.

表3 Ca2+、Mg2+质量浓度与起泡体积数据

3.5 起泡剂热稳定性实验

将起泡剂原液放入74 ℃烘箱中，分别放置7 d、14 d、21 d和28 d后取出，与注入水配成0.3 %的起泡剂溶液，搅拌后进行起泡剂的起泡体积和稳泡时间实验，结果如图4所示.

图4 不同起泡剂的热稳定性

由图4可知：在油藏条件下老化28 d后，两种起泡剂性能基本上没有降低，甚至还有所提升，其中QP-22较为明显，说明QP-22在油藏温度条件下的热稳定性较好.

3.6 耐油性能实验研究

配制质量分数为0.3 %的起泡剂，分别取煤油20 mL、40 mL、60 mL、80 mL和100 mL与起泡剂以1∶9、1∶4、3∶7、2∶3和1∶1比列混合200 mL，使用Warring Blender法测量混合原油后起泡剂的起泡体积，结果如表4所示.

表4 起泡剂耐油性能实验数据

表4实验结果表明：原油对起泡剂的起泡能力有影响.当含油比例小于20 %时，对起泡剂性能的影响不大；当含油比例大于20 %时，对起泡剂的性能影响程度增加.表明QP-22具有一定的耐油能力.

3.7 界面张力实验研究

用QK17-2油田地层模拟水与起泡剂QP-22分别配成6组不同质量分数0.1 %、0.2 %、0.3 %、0.5 %、0.8 %和1.0 %的起泡剂溶液，在74 ℃条件下，与QK17-2油田脱水原油进行界面张力实验，结果如图5所示.从图5实验结果可知：起泡剂具有显著降低油水界面张力的能力，且随起泡剂质量分数的增加油水界面张力逐渐降低，在起泡剂质量分数大于0.15 %时界面张力趋于稳定，且在质量分数0.15 %时最低，介于以上对起泡剂性能评价结果综合考虑，确定起泡剂使用质量分数在0.3 %～0.5 %.

图5 不同质量分数起泡剂的界面张力变化

3.8 起泡剂质量分数实验研究

采用Waring Blender法，利用地层水配制不同质量分数的起泡剂QP-22溶液各200 mL，然后利用高速搅拌器搅拌，记录起泡剂的起泡体积和半析水期.结果如图6所示.

图6 不同质量分数起泡剂与泡沫综合值及起泡体积关系

由图6可知：随着起泡剂质量分数增加，起泡能力和稳泡能力相应提高，在质量分数大于0.5 %后，泡沫综合值趋于稳定，综合经济性和起泡剂性能，确定0.5 %为起泡剂最终实验质量分数.

4 稳泡剂质量浓度实验研究

稳泡剂质量浓度偏低，泡沫很快破灭，达不到驱油效果；稳泡剂质量浓度过高，水气交替复合驱的经济性降低.因此，确定合适的稳泡剂质量浓度非常重要.

4.1 质量浓度初选实验研究

配制质量浓度为5 000 mg/L的WP-1稳泡剂母液，老化24 h，取QK17-2油田地层模拟水，用质量分数为0.5 %的QP-22起泡剂配制质量浓度分别为500 mg/L、1 000 mg/L、1 500 mg/L和2 000 mg/L的泡沫体系溶液，进行起泡体积和稳泡时间实验.采用Waring Blender法，同时用brookfield黏度计测各溶液的黏度.考虑到注入性问题，稳泡剂质量浓度的使用范围参考QK17-2油田地层原油黏度值[10].实验结果如图7所示.

图7 不同稳泡剂质量浓度与黏度关系

从图7实验结果可以看出：当WP-1稳泡剂的质量浓度在500～1 500 mg/L时，剪切后黏度在2.6～4.9 mPa·s之间.因QK17-2油田地下原油黏度为6 mPa·s左右，考虑注入条件因素，确定WP-1稳泡剂的质量浓度在500～1 500 mg/L之间.

4.2 质量浓度确定实验研究

将WP-1稳泡剂用稳泡剂母液配成质量浓度分别为500 mg/L、800 mg/L、1 000 mg/L、1 200 mg/L 和1 500 mg/L的泡沫体系溶液，进行起泡体积和稳泡时间实验，并测定各组溶液的黏度.实验结果如图8所示.从图8、图9可以看出：随稳泡剂WP-1质量浓度从500 mg/L增大到1 500 mg/L的过程中，稳泡剂溶液的稳泡时间逐渐增大.但增大过程分为两个阶段，当稳泡剂质量浓度小于1 000 mg/L时，泡沫综合值增大幅度较为明显，当稳泡剂质量浓度大于1 000 mg/L时，泡沫综合值增大幅度变缓.根据泡沫体系的综合性能及现场注入性因素，确定稳泡剂WP-1的质量浓度为800 mg/L.

图8 不同质量浓度稳泡剂WP-1与起泡体积及稳泡时间关系

图9 不同质量浓度稳泡剂WP-1与泡沫综合值关系

5 结 论

对24种起泡剂采用Waring Blender法进行起泡能力、稳泡能力、配伍性及其浓度、地层水矿化度、原油含量、温度等影响因素进行分析,最终筛选出QK17-2油田水气交替复合驱注入体系用起泡剂QP-22，最佳使用质量分数为0.5 %，稳泡剂WP-1最佳使用质量浓度800 mg/L.该体系与注入水配伍性好，起泡性能和稳泡性能受地层水矿化度、原油含量、温度等影响不大，并且发现起泡剂QP-22在热稳定性实验过程中随老化时间的增加，起泡性能反而提高.

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QK17-2 Oilfield Water Injection System WAG Flooding Screening and Evaluation

SONG Zhi-xue， ZHENG Ji-long， WENG Da-li， CHEN Ping， HU Xue， ZHAO Jun

(CNOOC Energy Technology & Engineering Branch Laboratory Gas Drive Three Mining Companies, Tianjin 300452， China)

In this paper,Waring Blender method was mainly used to screening the injection system of QK17-2 oil field water-gas alternating complex flooding.By testing the influence factors the foaming ability,stabilizing ability,compatibility,concentration,formation water salinity,the content of crude oil and temperature,QP-22 was confirmed the best foaming agent out of 24 samples,and its most suitable mass concentration was tested as 0.5 %.Later,another test was carried out to determine the steady concentration of foam stabilizer WP-1.Finally,a complete injection system was confirmed as QP-22,in a mass concentration of 0.5 %,with WP-1,in a concentration of 800 mg/L.

QK17-2 oilfield; WAG flooding; system filters; performance evaluation; stability; salt tolerance

2014-04-28

国家重大专项子课题(2011ZX05024-002-001)

宋志学(1979-)，男，河北衡水人，工程师，硕士,主要从事油田三次采油、提高采收率技术研究与应用方面的研究.

2095-2198(2015)02-0101-06

10.3969/j.issn.2095-2198.2015.02.002

TE357.46

A