昌润珍，佘文昌，杨力生，张丽庆（中石化 河南油田勘探开发研究院，河南 南阳 473132）

泡沫驱油技术室内实验及参数优化研究

昌润珍，佘文昌，杨力生，张丽庆
（中石化 河南油田勘探开发研究院，河南 南阳 473132）

本研究针对河南油田双河北块IV1-3层系开展泡沫驱油技术室内实验及参数优化研究。通过泡沫剂性能评价，筛选出性能较好的泡沫剂ZK-1，发泡体积251mL，泡沫消泡半衰期41min，界面张力5.7×10-3mN·m。确定了最佳泡沫剂浓度0.4%，最佳气液比1∶1，注入速度0.5mL·min-1，注入段塞尺寸等关键参数。在六倍渗透率级差的非均质物理模拟岩心驱油实验中，聚合物驱后再进行泡沫驱油可进一步提高采收率8.5%。优良的泡沫剂能有效降低油水界面张力，大幅度提高洗油效率。

泡沫驱；发泡体积；半衰期；界面张力；采收率

双河油田Ⅳ1-3层系含油面积8.82km2，地质储量1127.45×104t，油层温度79.6℃，地层水为NaHCO3型，总矿化度7530mg·L-1，平均渗透率0.63μm2，变异系数0.72～0.86，突进系数5.23～12.59，级差3～285，大部分在100以上，属砂砾岩正韵律油藏，是河南油田Ⅱ类储量聚合物驱工业化应用最大的单元。2013年10月该区块结束聚合物驱转后续水驱阶段。研究表明，仍有近一半以上的原油未被采出[1]，急需攻关聚合物驱后油藏进一步提高采收率新技术，实现化学驱储量的有序接替。

低张力泡沫驱技术能够满足聚合物驱后油藏大幅度提高采收率的需要。泡沫驱技术与聚合物驱油技术相比能够进一步改善流度比，增大高渗层流动阻力，发挥低渗层作用，泡沫剂作为优良的活性剂，能降低油水界面张力，提高洗油效率[2]。

1　泡沫剂的筛选评价

泡沫剂性能一般从溶液的起泡能力、泡沫的稳定性、泡沫大小分布、携液量等方面进行研究，其中最重要的两项指标是溶液的起泡能力（即发泡体积）和泡沫的稳定性（即消泡半衰期）被称为泡沫综合指数。泡沫综合指数越大，表示泡沫性能越好；反之泡沫综合指数越小，泡沫性能越差[3，4]。

1.1泡沫剂基本性能评价

实验采用泡沫扫描仪在温度80℃，泡沫剂质量浓度0.4%时，对8种泡沫剂性能进行评价。表1评价结果表明，HN-F1、HN-F2、HN-F4发泡体积均小于220mL，半衰期低于30min，说明起泡性能和泡沫稳定性较弱；HN-F8、HN-F10、HN-F12虽然发泡体积接近250mL，但半衰期都低于30 min，表明泡沫稳定性较差。泡沫剂HN-F7发泡体积245mL，消泡半衰期42min；ZK-1发泡体积251mL，消泡半衰期41min，表现出较好的起泡能力和泡沫稳定性，因此，针对泡沫剂HN-F、ZK-1进行性能比对。

表1　泡沫剂起泡体积和半衰期评价Tab.1　Foaming volume and half-life period of foam agent

1.2泡沫剂性能比对

实验针对泡沫性能较好的HN-F7、ZK-1进行影响因素考察。结果见表2。

表2　HN-F7与ZK-1的性能比对Tab.2　Performance comparison between ZK-1 and HN-F7

表2评价结果表明，两种泡沫剂抗盐、抗钙镁、长期热稳定性、耐压及抗吸附性能基本一致；ZK-1界面张力5×10-3mN·m-1，达到10-3超低数量级，明显优于HN-F7；具有更强的洗油、改变岩石表面润湿性及乳化原油能力，能起到提高油藏整体驱油效率的作用。因此选择ZK-1开展下一步参数优化实验。

1.3最佳泡沫剂质量浓度确定

实验通过考察泡沫剂ZK-1不同浓度发泡体积和消泡半衰期的变化，确定泡沫剂最佳质量浓度。结果见表3。

表3评价结果表明，泡沫剂质量浓度从0.05%增加到0.4%时，泡沫综合指数逐渐增加，继续增加泡沫剂浓度至1.0%时，泡沫综合指数出现不同程度的降低。在泡沫剂浓度0.4%时，发泡体积251mL，消泡半衰期41min，泡沫综合指数达到临界值。这种现象主要是由于泡沫剂浓度较低时，无法提供充足的表面活性物质来形成稳定的泡沫，因而泡沫体积量受到限制；随着浓度的增加，相应泡沫体积随之增加，泡沫稳定性变好，同时携液量增加，因此，泡沫综合指数逐渐增加；当泡沫剂浓度过高时，使得表面活性物质达到饱和后，泡沫携液量过大，排液速度加快，多余的表活剂只能进入液膜中，由于进入液膜的表活剂会影响泡沫稳定性，产生的泡沫有一部分迅速破裂，泡沫质量和泡沫半衰期均降低，导致泡沫综合指数较低，泡沫剂性能减弱。因此泡沫剂ZK-1优化质量浓度为0.4%。

表3　ZK-1不同质量浓度对泡沫性能影响Tab.3　Effect of ZK-1 mass concentration on the properties of foam

1.4最佳气液比的确定

国内外矿场试验证明，泡沫作为一种特殊的流体，在多孔介质中流动受多种因素影响，并不是以连续相迁移，渗流时泡沫不断破灭与再生，泡沫的两相以不同的速率在孔隙介质中移动。同时N2注入量直接影响泡沫驱油效果，注入量不足，会造成气泡的密度低，大小分布不均匀，泡沫稳定性差等问题，合适的气液比是保持泡沫稳定流动的关键。实验采用阻力因子随气液比变化的方法，优化合理的气液比。渗透率选取0.63μm2左右的人造胶结岩心（2.5×8.0cm），温度80℃，回压6MPa，注入速度0.5mL·min-1，泡沫剂ZK-1浓度0.4%。

表4　阻力因子随气液比的变化Tab.4　Variation of drag factor with gas/liquid ratio

从表4结果可以看出，气液比在1∶1时，可达到最大阻力因子174。气液比过大或过小都不利于泡沫最大量地稳定产生。气液比过小，产生的泡沫不够充足，流动阻力增加不够大，泡沫性能发挥受限；气液比过大，产生的泡沫气泡过大，流动阻力太强，甚至不能起泡，直接出现接近连续的气体驱替现象。因此合理气液比选择1∶1。

1.5最佳注入速度确定

实验考察泡沫剂ZK-1不同注入速度随驱油效率的变化情况。由于双河IV1-3层系经聚合物驱后进入后续水驱，为模拟油藏条件，先进行0.5PV，浓度1800mg·L-1，粘度68.3mPa·s的聚合物驱油，再注入0.5PV，浓度0.4%的泡沫剂ZK-1。选用渗透率0.63μm2左右的人造胶结岩心（2.5×8.0cm），温度80℃。

表5　不同注入速度驱油实验结果Tab.5　Experimental results of oil displacement with different injection velocity

表5实验结果表明，聚合物驱后开展泡沫剂驱油，提高采收率幅度随着泡沫注入速度的增加而增加。当注入速度在0.25mL·min-1时，低注入速度时，形成泡沫的速度及泡沫尺寸相对较小，累积渗流阻力较小，导致中低渗区的原油无法有效驱出，提高采收率较低；当注入速度在0.5mL·min-1时，泡沫驱提高采收率达到8.9%，继续增加注入速度1.5mL·min-1时，提高采收率10.1%，增幅明显变小。因此，优化注入速度0.5mL·min-1。

1.6泡沫剂注入方式优化

在多孔介质中，泡沫一般由以下3种机理产生和运移，即液膜滞后、气泡缩颈分离和液膜分断。这些机理的前提条件需要气体和液体在多孔介质中不断地相互作用。气液共注方式是气液交替注入的一种特殊形式，即气体和液体同时进入多孔介质混合相互作用，由以上3种机理能够产生较丰富的泡沫。交替方式注入，泡沫在多孔介质中形成的好坏与交替段塞密切相关，交替次数越多，即交替段塞越小，气液接触越充分产生的泡沫越丰富；交替段塞越大，泡沫驱效果越差[5]。

表6　不同注入方式驱油效率评价Tab.6　Evaluation of oil displacement efficiency by different injection methods

表6实验考察泡沫剂不同注入方式对泡沫驱油效率的影响。物理模拟实验采用填砂管模型（2.5×30cm），温度80℃，回压6MPa，注入速度0.5mL·min-1，水驱至产出液不含油后，再注入0.5PV，浓度1800mg·L-1，粘度68.3mPa·s的聚合物，经后水驱至无油，采取气液共注和气液交替注入两种方式，继续注入0.5PV泡沫剂ZK-1，浓度0.4%，气液比1∶1，后续水驱98%以上。实验结果表明，聚合物驱后采用气液共注方式，泡沫驱提高采收率10.3%；气液交替注入方式提高采收率8.1%。说明气液共注是更有效的注入方式。

1.7注入段塞量优化

实验考察不同注入段塞尺寸对泡沫剂驱油效果的影响。选取渗透率0.63μm2左右的人造胶结岩心（2.5×8.0cm），温度80℃，先进行0.5PV，浓度1800mg·L-1，粘度68.3mPa.s的聚合物驱油，再注入0.5PV，浓度0.4%的泡沫剂ZK-1，气液比1∶1。

表7　不同段塞尺寸驱油实验结果Tab.7　Experimental results of oil displacement in different segment plug size

表7和图3结果表明，注入段塞量由0.1PV升至0.5PV时，泡沫驱提高采收率从3.3%增加到8.9%；继续增加段塞量至1.0PV，泡沫驱提高采收率10.2%，提高采收率幅明显趋缓。综合考虑矿场注入成本等因素，优化段塞量为0.5PV。

2　聚合物驱后油藏泡沫剂驱油效率评价

实验采用物理模拟岩心实验考察泡沫剂对聚合物驱后非均质油层驱油效果的影响。填砂管岩心模型（2.5×30cm），高低渗透率分别为1.247和0.213μm2，渗透率极差近6倍，分别测气相渗透率、饱和水、饱和油（模拟油粘度7.61mPa·s）；并联接入物模流程，温度80℃，回压6MPa，注入速度0.5mL·min-1，水驱至产出液不含油；再模拟油藏状况，先注入0.5PV，浓度1800mg·L-1，粘度68.3mPa·s的聚合物，经后水驱至无油；再采取气液共注的注入方式，继续注入0.5PV泡沫剂ZK-1，浓度0.4%，气液比1∶1，注入速度0.5mL·min-1，后水驱至无油，计算泡沫剂提高采收率。

表8　非均质岩心驱油效率评价Tab.8　Evaluation of oil displacement efficiency in heterogeneous cores

表8结果表明，水驱后高渗岩心水驱采出程度高达57.6%，残余油饱和度相对较低，泡沫驱提高采收率仅比聚合物驱提高5.1%。低渗岩心水驱采出程度只有7.7%，大量残余油未被驱出，注泡沫剂比注聚合物提高采收率13.3%，聚合物驱后再开展泡沫驱综合提高采收率8.5%。说明聚合物驱油后开展泡沫驱能够进一步启动低渗透层的残余油，具有改善油层非均质性的能力。

3　结论

（1）通过泡沫剂性能评价，优化出性能较好的泡沫剂ZK-1。确定了最佳泡沫剂浓度、气液比、段塞注入量、注入速度、注入方式等关键参数，为今后矿场试验提供理论依据。

（2）针对聚合物驱后油藏开展泡沫驱提高采收率技术是适用于河南油田双河北块IV1-3层系的一种有效的三次采油方法。

［1］王德民，程杰成，吴军政，等.聚合物驱油技术在大庆油田的应用［J］.石油学报，2005，26（1）:74-78.

［2］刘泽凯，闵家华.泡沫驱油在胜利油田的应用［J］.油气采收率技术，1996.3（3）：23-29.

［3］伍晓林，陈广宇，张国印.泡沫复合体系配方的研究［J］.大庆石油地质与开发，2000，19（3）:27-29.

［4］王琦,习海玲,左言军.泡沫性能评价方法及稳定性影响因素综述［J］.化学工业与工程技术,2007.28（2）:25-29.

［5］刘宏生.聚驱后超低界面张力泡沫复合驱实验［J］.西安石油大学学报（自然科学版），2012，27（3）:72-75.

Research on foam flooding technology experiment and parameter optimization

CHANG Run-zhen，CHE Wen-chang，YANG Li-sheng，ZHANG Li-qing
（Exploration and Development Research Institute of Henan petroleum Exploration Bureau，Sionopee Nanyang 473132，China）

This study is mainly on the foam flooding technology experiment，and parameter optimization research of Layer IV1-3，Shuanghe North Block，Henan Oilfield.Through foam agent performance evaluation，the code name of the foam agent，which is ZK-1 has been determined.The results show that，this foam agent has a good performance，the volume is 251mL，the half-life is 41min，and the interfacial tension is 5.7×10-3mN·m.Meanwhile，other crucial parameters also have been figured out，such as，the optimum foam concentration is 0.4%，the best gas liquid ratio is 1∶1，and the injection rate is 0.5mL·min.In the heterogeneous physical simulation of core displacement oil experiment with six times permeability ratio，foam flooding can further improve the recovery rate of 8.5%after polymer flooding.Excellent foaming agent is not only effectively reduce the interfacial tension，but also greatly improve oil-displacement efficiency.

foam flooding；foaming volume；half-life period；interfacial tension；oil recovery

TE357.46

A

10.16247/j.cnki.23-1171/tq.20160843

2016-03-31

昌润珍（1964-），女，工程师，1984年毕业于茂名石油学校地质专业，长期从事三次采油新技术研究工作，在油田化学驱提高采收率技术方面具有丰富经验。