泡沫混排攜砂規律實驗研究

夏 禹，郭宏峰，楊樹坤，張 博，趙廣淵

（中海油田服務股份有限公司油田生產事業部增產中心，天津塘沽 300459）

泡沫混排攜砂規律實驗研究

夏 禹，郭宏峰，楊樹坤，張 博，趙廣淵

（中海油田服務股份有限公司油田生產事業部增產中心，天津塘沽 300459）

隨著海上油田開發的深入，老油田相繼進入產量遞減開發階段，如何有效控制老井產量遞減成為制約海上油田高效開發的關鍵問題。海上油田大多為疏松砂巖稠油油藏，開發過程中，易在近井地帶產生泥質、細粉砂、重質組分等復合堵塞，泡沫混排解堵是一種解決這類問題井比較有效的工藝措施。但目前泡沫混排工藝在現場施工中，一些參數的選擇缺乏理論支持，基于此，本文開展了泡沫混排中泡沫攜砂規律實驗研究，并結合實驗規律指導現場工藝參數的制定與優化。實驗結果表明：孔隙度、氣液比和放噴壓差的合理選擇，對泡沫攜砂能力和細粉砂排出程度有積極的影響。

泡沫混排；攜砂規律；室內實驗；工藝參數

海上油田已經投入開發多年，一些老井隨著開發的深入，產量逐年遞減；還有很多老井經過修井作業后，產量恢復不到預期要求。究其原因，大多數井是因為泥質、細粉砂、重質組分、漏失的修井液等在近井地帶形成了復合污染，而泡沫混排解堵工藝技術可以有效地解決這些問題[1，2]。

泡沫混排解堵技術的原理就是通過向井筒及近井地帶注入一定量的低密度泡沫，然后燜井一段時間，使泡沫在近井地帶擴散，然后開井放噴，利用泡沫的密度低、黏度高、濾失量少和懸浮能力強等優點，誘導近井地帶贓物外排，解除近井地帶的堵塞[3，4]。

這項工藝技術是一項較為新型的解堵方法，在現場應用中，一些參數選擇缺乏理論支持，所以本文通過對泡沫混排攜砂規律進行了實驗研究并得出規律，結合實驗規律指導了現場工藝參數的制定與優化[5]。

1 泡沫攜砂規律實驗流程

為了模擬泡沫混排中泡沫擠入油藏的儲集作用和放噴過程，制作了一套泡沫混排模擬實驗裝置（見圖1）。實驗中通過泵和氮氣瓶將起泡劑和氮氣擠入小容器中，在夾持器中裝入人造巖心，通過放噴室開閥放噴，來模擬泡沫混排的擠入和放噴過程。放噴后，可拆下儲砂管稱量返排出的細粉砂質量。

人造巖心的制作過程是取用一定量的石英粗砂，利用磨具和加壓裝置進行壓制，制作成巖心骨架，中間細粉砂利用PVC可溶性膜進行填充來模擬返排中析出的細粉砂。PVC可溶性膜的好處是可以隨意混合一定比例不同目數的細粉砂，并且該膜遇水即溶，可以在一定程度上模擬地層中的游離細粉砂。人造巖心和填充細粉砂（見圖2）。

2 泡沫攜砂規律實驗研究

本實驗參考了海上油田某區塊的油層物性特征，實驗模擬制備的巖心孔隙度為26%～37%，滲透率為3 000 mD～6 000 mD，模擬地層水礦化度為5 000 mg/L ～7 000 mg/L，起泡劑則選用陰離子型起泡劑。基于上述條件下，分別評價了不同巖心孔隙度、不同氣液比和不同放噴壓差下對泡沫攜砂規律的影響[6]。

2.1 孔隙度對泡沫攜砂影響實驗

圖1 泡沫攜砂規律研究實驗裝置流程

圖2 人造巖心和填充細粉砂實物圖

本組實驗通過控制巖心壓制過程中的壓力，達到制備不同孔隙度巖心的目的。通過多次嘗試，制作出了孔隙度范圍為28.6%～37.1%的巖心5塊。在相同的氣液比，相同的初始放噴壓差，研究孔隙度對排砂量、滲透率和孔隙度變化的影響。

2.1.1 出砂量隨初始孔隙度變化規律分析 通過對人造巖心的實驗，繪制出砂量隨初始孔隙度變化關系（見圖3）。由圖3分析可知，從整體趨勢上看，巖心的孔隙度越大，出砂量越大，當巖心孔隙度超過35%后，出砂量急劇增加這是由于孔隙度越大，其直徑較大的孔喉越多，對細粉砂排出的阻礙作用越小。

圖3 出砂量隨初始孔隙度變化圖

2.1.2 出砂粒徑分布隨初始孔隙度變化規律分析 通過實驗，得出不同粒徑砂排出量和孔隙度的關系（見圖4）。由圖4分析可以看出，當初始孔隙度28%～33%時，出砂量整體平穩，150目細粉砂排出比例大，當初始孔隙度大于33%時，出砂量急劇增加，100目、120目較大砂排出比例增大。

圖4 不同粒徑砂排出量和初始孔隙度的關系

通過研究孔隙度對泡沫攜砂規律的影響所得出的實驗規律，說明了在選擇泡沫混排工藝時，要對措施井所處油藏的孔隙度進行評價，選擇適當孔隙度范圍的井次，保證工藝的順利實施，這樣既保證一定的出砂量，又可以提高細粉砂的排出比例。

2.2 氣液比對泡沫攜砂影響實驗

本組實驗在相同的初始放噴壓力下，通過控制在向小中間容器中分別注入氮氣和起泡劑稀釋液時的壓力，來改變泡沫氣液比。通過計算得到地下條件下泡沫氣液比分別為0.44:1，1.08:1，1.44:1，1.94:1和2.70:1。從而實現不同氣液比對泡沫攜砂效果的影響實驗。

2.2.1 氣液比隨出砂量的變化規律分析 通過實驗，繪制出不同氣液比與出砂量的關系圖（見圖5）。由圖5可知，出砂量隨氣液比的增大而增加。這是由于氣液比越大，單位體積液體所含氣體越多，泡沫所具有的能量越大，壓力下降速度變慢，放噴持續時間越長，相應的攜砂能力也隨之增強。

圖5 不同氣液比與出砂量關系圖

2.2.2 氣液比對孔隙度和滲透率的影響分析 通過實驗得出不同氣液比下對巖心孔隙度和滲透率的變化規律（見圖6、圖7）。由圖6和圖7可知，放噴后，巖心的孔隙度和滲透率都有所增加，這是由于細粉砂的排出疏通了巖心的孔隙和孔喉。還可以看出，當氣液比在2:1以上時，放噴后巖心滲透率和孔隙度的增加幅度變大。

2.2.3 氣液比對出砂粒徑分布的影響分析 通過不同氣液比下細粉砂出砂粒徑分布數據（見圖8）。由圖8可知，排出的細粉砂中150目的細粉砂最多，120目次之，100目最少，即細粉砂目數越大越容易排出。也可以看出，隨著氣液比的增大，整體出砂量呈上升趨勢。

通過研究氣液比對泡沫攜砂規律的影響所得出的實驗規律，可以看出，在現場施工中，在條件允許的范圍內要適當的增加氣液比，增加泡沫的攜砂能力，可以使目數小的細粉砂排出程度增加，進而更加改善儲層的孔隙度和滲透率。

2.3 壓差對泡沫攜砂影響實驗

本組實驗通過在五種不同恒定負壓差下放噴，研究出砂質量分布變化規律。為了實現恒定的負壓差，采用了根據壓力數據實時調控動力泵排量的方式，保證裝置在恒定壓差下放噴。

圖6 氣液比與孔隙度變化的關系圖

圖7 氣液比與滲透率變化的關系圖

圖8 不同粒徑細粉砂分布圖

圖9 不同恒定壓差下的出砂量

2.3.1 恒定壓差放噴下對出砂量的影響分析 通過實驗，繪制出不同恒定壓差下出砂量的曲線（見圖9）。由圖9可以看出，當放噴壓差恒定時，放噴壓差為5.7 MPa時，泡沫攜砂量最大，壓差過大，泡沫處于壓縮狀態，壓差過小，泡沫處于膨脹狀態，都會影響泡沫的攜砂能力。

2.3.2 恒定壓差放噴下對孔隙度和滲透率的變化分析通過實驗，得出不同放噴壓差下巖心孔隙度和滲透率的變化規律（見圖10、圖11）。由圖10和圖11可知，由于出砂量有限，孔隙度、滲透率提高有限，壓差4 MPa～5 MPa時滲透率的改善稍大。

圖10 恒定壓差下放噴后孔隙度的變化圖

圖11 恒定壓差下放噴后滲透率的變化圖

2.3.3 恒定壓差放噴下出砂粒徑分布分析 通過恒定壓差放噴實驗出砂粒徑分布數據（見圖12）。由圖12可知，各個目數出砂量總體較少，因此不同粒徑的砂相差不多，150目的砂因為粒徑較小所以出砂量稍多。

通過研究不同放噴壓差對泡沫攜砂規律的影響所得出的實驗規律，可以看出在放噴時，井底的負壓差對返排效果的影響有一個最佳的值，在壓差為5 MPa左右時，泡沫攜砂能力較強，對孔隙度和滲透率改善的幅度也稍大，所以在現場施工造井底負壓時，要加以考慮，保證良好的返排效果。

圖12 恒定放噴壓差下出砂分布

3 結論

（1）通過該實驗研究，說明巖心的孔隙度對泡沫混排工藝的出砂量和攜砂能力存在一定影響。本實驗研究的巖心孔隙度范圍在30%左右，隨著巖心孔隙度的增大，泡沫攜砂能力越強，細粉砂的排出程度也越大。所以在選擇泡沫混排工藝時，一定要評價井位所處油藏的孔隙度，使施工的井位保證在一定孔隙度范圍內。

（2）通過該實驗研究，說明施工中的氣液比能夠影響泡沫混排工藝的出砂量和攜砂能力。在一定范圍內，氣液比越大，泡沫攜砂能力越強，當氣液比達到2:1時，泡沫使巖心的孔隙度和滲透率增加幅度變大，細粉砂的排出程度也隨氣液比的增加而增加。

（3）通過該實驗研究，說明放噴壓差對泡沫攜砂能力和出砂量也存在一定影響。研究中，當放噴壓差在5 MPa左右時，泡沫攜砂能力最大，對巖心的孔隙度和滲透率的改善程度也稍大。所以在現場施工中，井底負壓差對返排效果有一個最佳值，在造負壓時應加以考慮。

［1］ 竺彪，李翔，林濤，等.海上油田泡沫吞吐解堵技術研究與應用［J］.海洋石油，2010，30（2）:44-47.

［2］ 楊德華，等.自生泡沫體系驅油研究［J］.石油化工應用，2016，35（8）:154-156.

［3］ 李兆敏，李冉，劉偉，等.泡沫在油氣田開發中的應用及展望（Ⅱ）-泡沫流體在近井及地層中的應用［J］.油田化學，2013，30（1）:155-160.

［4］ 李兆敏，王冠華，曹小朋，等.泡沫混排解堵技術研究與應用［J］.西南石油大學學報（自然科學版），2010，32（2）:178-181.

［5］ 竺彪，翟偉，趙耀欣.泡沫吞吐工藝在大修井中的應用［J］.長江大學學報（自科版），2016，13（19）:21-24.

［6］ 趙霞.氮氣泡沫負壓返排解堵工藝在海上油田的應用［J］.化學工程與裝備，2016，（10）:64-66.

Experimental study on sand-carrying law of foam mixed flowback

XIA Yu，GUO Hongfeng，YANG Shukun，ZHANG Bo，ZHAO Guangyuan
（Stimulation Center of Production Optimization，COSL，Tanggu Tianjin 300459，China）

With the deepening of offshore oilfield development,the old oilfield has entered the stage of decreasing production development,and how to effectively control the decrease of old well production becomes the key problem to restrict the efficient development of offshore oilfield.Most of the offshore oilfields are loose sandstone heavy oil reservoirs.During the development process,it is easy to produce compound clogging of muddy,fine silt and heavy components in the near-well area.The foam mixed flowback is a kind of effective solution. However,the choice of some parameters in the field construction is lack of theoretical support,based on this,this paper carried out the experimental study on the law of foam carrying sand,combined with experimental rules to guide the development and optimization of on-site process parameters.The experimental results show that the reasonable choice of porosity, gas-liquid ratio and discharge pressure difference has a positive effect on the foam carrying capacity and the degree of fine silt discharge.

foam mixed flowback；carrying sand law；indoor experiment；process parameters

TE358.1

A

1673-5285（2017）05-0072-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.05.017

2017－03-17

夏禹，男（1989-），采油工程師，2014年碩士畢業于中國石油大學（北京）油氣田開發專業，現從事油田增產方面技術研究工作，郵箱：xiayu8@cosl.com.cn。