一種耐高溫泡沫體系的驅油效率影響因素分析

汪 成，王少華，孫永濤，吳春洲，肖 灑

（中海油田服務股份有限公司油田生產研究院，天津 塘沽 300450）

近年來多元熱流體吞吐是海上稠油油田熱力采油的一個重要技術，該技術實施過程中燃燒產生高溫高壓的水蒸汽、氮氣、二氧化碳等混合氣體［1,2］，具有氣體混相驅（氮氣、二氧化碳驅）和熱力采油（蒸汽吞吐、蒸汽驅）的特點［3］。但是多元熱流體技術與蒸汽驅等其他熱力采油技術一樣，都面臨著多輪次開采后蒸汽和熱水的竄進的問題。

國內外研究表明，高溫泡沫體系隨著蒸汽一起注入地層，泡沫可有效封堵高滲層或大孔道，降低油水界面張力，提高蒸汽的波及體積和驅油效率，從而提高油藏的動用程度和采收率［4］。本文針對海上稠油油田的高孔高滲的地層特點，并結合海上多元熱流體熱采的技術特點與注入氣體組成，對一種耐高溫起泡劑(COL-3)進行了室內實驗研究，分析了其耐溫性、并在多元熱流體注入的條件下分別考察起泡劑質量濃度、注入方式、巖心滲透率極差對泡沫驅油效率的影響,為現場應用提供了理論指導。

1 實驗部分

1.1 實驗條件

藥品：表面活性劑COL-3、氮氣(純度99.95%)、二氧化碳(純度99.90%)等；

實驗用水：根據渤海油田地層水實際組成配制的模擬鹽水，礦化度為7 402 mg/L，水型為質量濃度為 2 210 mg/L，mg/L，Mg2+為 281 mg/L，Cl-為 3 226 mg/L，HCO-3為1 159 mg/L，SO42-為 384 mg/L。

實驗用油：渤海油田原油，50 ℃地下原油黏度為 753 mPa?s。

儀器：高溫高壓泡沫掃描儀，法國I.T.C.公司；擴張壓縮界面張力儀，法國I.T.C.公司；熱力驅替線性模型；恒溫箱、高溫高壓老化罐、天平等。

熱力驅替線性模型：由蒸汽發生器、預熱盤管、恒壓計量泵、手動計量泵、巖心模型（25mm×150 mm的人工填砂巖心）、冷凝器、氣液分離器、濕式氣體流量計、回壓閥、以及壓力傳感器和中間容器、恒溫箱等組成。

1.2 實驗方法

1.2.1 起泡劑耐溫性能測試

將裝有起泡劑的耐高溫高壓的密閉容器（老化罐）放入300 ℃烘箱中老化24 h，然后用界面張力儀在常溫下測試起泡劑的界面張力。

用高溫高壓泡沫掃描儀測定泡沫的半衰期［5］。避免了Waring Blende法泡沫液膜蒸發、泡沫的穩定性下降的缺點［6］，使實驗條件更加貼近現場條件，實驗結果更加真實可靠。由于整個腔室體積為 300 mL，故設定當泡沫起泡體積達到 200 mL，系統停止注氣發泡；泡沫衰減至100 mL時的時間為泡沫半衰期。實驗溫度常溫或150 ℃，實驗壓力2 MPa。

1.2.2 單管驅油實驗

根據目標油藏特性制作滲透率為 3.31達西填砂巖心管，在室溫條件下將模型抽真空，在 56 ℃（目標油田地層溫度）恒溫下飽和人工合成鹽水，測量孔隙度；將飽和鹽水的模型在 56 ℃恒溫箱內放置12 h以上，用實驗原油以恒定速率驅替巖心中的飽和水進行飽和油。飽和油后，恒速注入150 ℃的多元熱流體（其中蒸汽、二氧化碳、氮氣比例按現場實際多元熱流體組成比例配制），當采出液含水率大于98%，注入不同濃度泡沫體系進行調剖。記錄起泡劑注入前后的驅油效率，算出泡沫的驅油效率。本文的泡沫驅油效率=最終驅油效率－注入泡沫前的驅油效率（采出液含水率大于98%）。

1.2.3 非均值驅油實驗

將飽和過油的兩根滲透率極差為3或10的填砂巖心管放入蒸汽驅平行雙管模型中，用多元熱流體恒速驅替，當采出液含水率大于98%時，注入泡沫劑體系進行調剖。記錄起泡劑注入前后的驅油效率。實驗溫度150 ℃。

2 結果與討論

2.1 起泡劑的耐溫性能

表1 起泡劑耐溫前后的靜態性能Table 1 Static performances of foaming agents after temperature resistance tests

2.2 起泡劑質量濃度對泡沫驅油效率的影響

表1為濃度為0.3%的COL-3起泡劑在25 ℃與300 ℃下耐溫24 h后的實驗結果。由表1可知，經過耐溫實驗后，COL-3耐溫前后的泡沫半衰期與表面張力值變化很小，表現出優異的耐溫性。

通過單管較均質模型進行泡沫驅油效率評價實驗。實驗方案:多元熱流體驅替4PV（此時采出液含水率大于98%）+伴注0.5PV的COL-3泡沫體系+后續多元熱流體驅替。巖心具體參數見表2。

表2 起泡劑濃度對驅油效率的影響Table 2 Effects of foaming agent concentration on displacement efficiency

表2是在測試溫度為150 ℃、巖心滲透率為3達西左右條件下，不同起泡劑濃度對驅油效率的影響。由表2可知，在多元熱流體驅替4PV后進行不同濃度起泡劑調剖后，各巖心管的驅油效率都得到了提高。從實驗結果看，起泡劑質量分數從0.1%增加到 0.3%，泡沫驅油效率由 3.78%快速增長到14.49%；起泡劑質量分數從 0.3%增加到 0.8%，泡沫驅油效率變化幅度很小、趨向平穩，僅由14.49%增長到14.92%；同時也說明了COL-3起泡劑最經濟、有效的使用濃度為0.3%。

2.3 起泡劑注入方式對泡沫驅油效率的影響

實驗室考察了不同注入方式下起泡劑對驅油效率的影響。起泡劑使用濃度為 0.3%，使用量為0.5PV，泡沫注入方式分為前置注入、兩段塞注入（多元熱流體驅 2PV+伴注 0.3PV泡沫體系+多元熱流體驅 2PV+ 伴注 0.2PV泡沫體系+多元熱流體驅）和后置注入（多元熱流體驅4PV+ 伴注0.5PV泡沫體系）。驅替溫度150 ℃。

表3 起泡劑注入方式對驅油效率的影響Table 3 Effect of foaming agent injection way on displacement efficiency

表3是不同起泡劑注入方式對泡沫驅油效率的影響。由表3可知，后置注入和段塞注入相同濃度、相同量的泡沫體系，巖心的采收率都得到明顯提高，且段塞注入的方式更為理想；其中后置注入起泡劑，泡沫驅油效率為14.05%，段塞注入起泡劑，泡沫驅油效率為18.25%；主要原因是段塞注入可以保證驅替過程中較長時間維持較大的驅替壓差，從而提高泡沫驅油效率。采用前置注入泡沫劑，驅油效率僅僅提高了 3.93%，效果不明顯的原因是注入前期巖心含油飽和度高，起泡劑在含油飽和度較高時不能充分發泡，調剖作用無法充分表現出來。

2.4 滲透率極差對泡沫驅油效率的影響

通過層間非均值驅油實驗(雙管并聯模型)考察滲透率極差對泡沫驅油效率的影響。實驗方案:多元熱流體驅替至采出液含水 98%+0.5PV 的0.3%COL-3泡沫體系+后續多元熱流體驅替。平行雙管并聯驅油實驗中巖心滲透率極差控制為 3和10，由于海上稠油油田具有高孔、高滲的地層特點，滲透率極差近3的兩根高滲、低滲巖心滲透率分別選取9.15達西與2.96達西；滲透率極差近10的兩根高滲、低滲巖心滲透率分別選取9.68達西與0.98達西，巖心具體參數見表4。

表4 滲透率極差對驅油效率的影響Table 4 Effects of permeability contrast on displacement efficiency

表4是實驗溫度為150 ℃、滲透率極差對泡沫驅油效率影響的實驗結果。由表4可知，對于滲透率極差為3的雙巖心管，多元熱流體驅替至4PV時，采出液含水率大于 98%，此時低滲管采收率36.19%、高滲管采收率 50.39%，這時加入 COL-3泡沫體系進行調剖，最終低滲透管、高滲透管的采收率分別為48.4%和60.52%，泡沫在低滲透管、高滲透管的驅油效率分別為,12.21%和 10.13%。對于滲透率極差為10的雙巖心管，泡沫在低滲透管、高滲透管的驅油效率分別為 3.00%和 6.89%。滲透率極差為3和10的雙管驅替實驗結果說明泡沫在滲透率差異較小的巖心的驅油效率大于滲透率極差大的巖心的驅油效率。多元熱流體驅替后，泡沫調剖更適合滲透率差異較小的儲層，對于嚴重竄流的儲層改善能力有限。

3 結 論

（1）COL-3經過300 ℃耐溫實驗后，其泡沫半衰期與表面張力值變化很小，具有優異的耐溫性。

（2）泡沫驅替效率隨著起泡劑濃度的增加，先逐漸增大，最后趨向平穩，且起泡劑最經濟、有效的使用濃度為0.3%；起泡劑采用段塞注入時，泡沫的驅油效率最大；多元熱流體驅替后，泡沫提高滲透率極差較小的儲層的驅油效率明顯，對于嚴重竄流的儲層改善能力有限。

［1］ 姜杰，李敬松，祁成祥，等．海上稠油多元熱流體吞吐開采技術研究[J]. 油氣藏評價與開發,2012,2(4):38-40．

［2］ 林濤，孫永濤，馬增華，等．多元熱流體熱-氣降粘作用初步探討[J]. 海洋石油,2012,32(3):74-76.

［3］ 唐曉旭，馬躍，孫永濤．海上稠油多元熱流體吞吐工藝研究及現場試驗[J].中國海上油氣,2011,23(3):185-188．

［4］ 劉文章．熱采稠油油藏開發模式[M]. 北京 ：石油工業出版社，1998．

［5］ 孟祥海，籍寧，張云寶，等．海上油田細分層注水用泡沫體系優選實驗研究[J].海洋石油,2010,30(4):81-85．

［6］ 李翔，劉偉，李松巖，等．一種陰離子起泡劑的起泡性能影響因素分析[J].石油化工高等學校學報,2011,24(4):6-9．