渤海稠油油藏N2泡沫復合驅室內評價

郭光范

承德石油高等專科學校石油工程系，河北承德 067000

我國海上油田稠油資源比較豐富，目前，在我國近海油氣資源中，稠油儲量占70%以上。對于常規稠油來說，主要采用強采強注的開發方式，由于稠油油藏非均質性嚴重，原油黏度高，使其綜合含水率上升快，增加了油田開發難度和開采成本，因此尋求一種能夠保持油田高效生產的技術，已經成為開發面臨的主要課題[1]。泡沫復合驅體系由起泡劑、穩定劑和氣體組成，由于該體系具有選擇性封堵作用[2-4]，在多孔介質運移過程中視黏度遠大于其他驅替介質的黏度，在提高采收率技術研究中越來越受到關注[3]。利用泡沫在地層中流動過程中表現出的高彈性能顯著降低驅動流體的流度，通過表面活性劑的乳化降黏作用[5-8]在提高波及效率的同時，大幅降低油水之間的界面張力，提高驅油效率[9-16]。筆者通過試驗篩選出了合適的起泡劑和穩定劑，并采用N2作為起泡氣體，在高滲透稠油油藏條件下評價了氮氣泡沫復合驅的驅油效果。

1 實驗部分

1.1 實驗原料

起泡劑：十二烷基磺酸鈉(SDS-1)、十二烷基硫酸鈉(SDS-2)、十二烷基苯磺酸鈉(SDBS)、聚乙二醇辛基苯基醚(OP-10)，承德福鑫化工商貿有限公司；石油磺酸鈉(PS)，河北省辛集市泰達石化有限公司；XM-3B、XM-3C，成都欣明化工有限公司。

穩泡劑：羥丙基胍膠，鄭州萬博化工產品有限公司；部分水解聚丙稀酰胺(HPAM)，相對分子質量1 400萬，水解度25%，自制；疏水締合聚合物HAPAM(疏水單體十六烷基二甲基烯丙基氯化銨)，相對分子質量700萬，水解度25%，自制；中黏羧甲基纖維素(CMC)，任丘市宇興化工有限公司。

注入水為模擬渤海油田混配水，礦化度為9 374.13 mg/L，離子組成(單位mg/L)為：Na++K+3 091.96，Ca2+276.17，Mg2+158.68，CO32-14.21，HCO3-311.48，SO42-85.29，Cl-5 436.34。

原油：由SZ36-1平臺獲得的脫氣原油，密度為0.95 g/cm3，在油藏溫度(65 ℃)條件下用柴油稀釋到所需的黏度。

1.2 實驗儀器及設備

電子天平，量程20～3 000 g，精度0.01 g，上海精科公司；恒溫水浴鍋，恒溫范圍20～100 ℃，精度±2 ℃，上海光地儀器設備有限公司；變頻高速攪拌機，轉速3 000～12 000 r/min，山東美科儀器有限公司；懸臂恒速強力攪拌器，轉速50～500 r/min，江蘇江陰保利科研器材有限公司；填砂管φ2.5 cm×50 cm，海安縣石油科研儀器有限公司；泡沫驅油實驗裝置，揚州華寶石油儀器有限公司；秒表，精度0.1 s。

2 氮氣泡沫復合驅配方的優選

2.1 起泡劑的優選

2.1.1 起泡劑的泡沫性能

用混配水將SDS-1、SDS-2、SDBS、PS、XM-3B、XM-3C、OP-10等7種起泡劑分別配制成250 L 質量濃度為10 g/L的溶液，然后加混配水稀釋至溶液的質量濃度分別為1 000，2 000，4 000，6 000，8 000 mg/L。將配制好的起泡劑溶液倒入高攪杯中，在高速(6 000 r/min)條件下攪拌2 min后停止，將生成的泡沫液倒入1 000 mL量筒中，泡沫穩定后記下泡沫的初始體積，并開始計時，當泡沫體積減少一半時再次記錄時間，記錄半衰期，試驗溫度為65 ℃，結果見圖1和圖2。

圖1 不同起泡劑在不同濃度下的起泡量

圖2 不同起泡劑在不同濃度下的半衰期

由圖1和圖2可以看出，起泡劑的起泡體積和穩定性隨濃度的增加而增加，當起泡劑的質量濃度超過2 000 mg/L時，起泡體積趨于穩定，穩泡時間接近最大穩泡時間。起泡劑XM-3C的起泡效果最好。在不影響起泡劑的起泡性能和節約成本的前提下，選取質量濃度為2 000 mg/L的XM-3C進行試驗。

2.1.2 起泡劑與原油的界面張力

用混配水中將7種不同的起泡劑分別配制成質量濃度為2 000 mg/L的溶液，在溫度為65 ℃的條件下，采用旋滴界面張力儀測試原油(黏度75.3 mPa·s)與起泡劑溶液的界面張力，結果見表1。

表1 不同起泡劑與原油的界面張力

由表1可以看出，不同起泡劑的泡沫液與原油的界面張力達到10-2數量級。磺酸鹽PS的油水界面張力最小，XM-3C的油水界面張力次之，兩者的油水界面張力值非常接近。

2.2 穩泡劑的優選

根據上述實驗結果，綜合考慮選用XM-3C作為起泡劑，質量濃度為2 000 mg/L。在質量濃度為2 000 mg/L的 XM-3C泡沫液中分別添加羥丙基胍膠、HPAM、疏水締合聚合物HAPAM和中黏CMC等穩泡劑，穩泡劑的質量濃度分別為900，1 200，1 500，1 800，2 200 mg/L，在溫度為65 ℃的條件下進行起泡和穩泡試驗，結果見表2。

表2 不同穩泡劑的穩泡能力

由表2可以看出，隨著穩泡劑濃度的增加起泡體積減小，而泡沫穩定時間大幅增加。HPAM的起泡體積最大，但泡沫的穩定性較差；HAPAM的起泡體積最小，但泡沫穩定時間最長，泡沫綜合指數最大。穩泡劑HAPAM的質量濃度為1 800 mg/L時，泡沫穩定時間接近最大穩定時間，而且泡沫綜合指數最大。因此，從泡沫綜合指數和成本考慮，優選質量濃度為1 800 mg/L的HAPAM作為穩泡劑。

3 N2泡沫復合驅油室內試驗研究

3.1 試驗方法

試驗步驟如下:1)采用80～100目和100～120目的石英砂，按照一定的比例混合，填制成滲透率在1 000×10-3～2 000×10-3μm2的填砂管，然后將填制好的填砂管稱重；2)將填砂管抽真空后，以3 mL/min的注入速度飽和模擬混配水，測量孔隙度和水相滲透率；3)在恒溫65 ℃條件下飽和油，至填砂管出口端不出水為止，65 ℃下老化72 h備用；4)按照表3的試驗方案進行驅油試驗。

表3 驅油試驗參數

注：注入量分別為0.1，0.2，0.3，0.4，0.5 PV，氣液體積比分別為1∶1、2∶1、3∶1、4∶1。

3.2 結果與分析

3.2.1 注入量對復合驅采收率的影響

當原油的黏度為75.3 mPa·s，氣液體積比在1∶1～4∶1之間變化時，注入N2泡沫量與驅油效率的關系見圖3。

圖3 泡沫注入量與采收率的關系

由圖3可以看出，在不同氣液比條件下，泡沫驅采收率均隨著N2泡沫注入量的增加而增大，當注入量增加至0.4 PV后，泡沫驅采收率的增幅趨于平緩，驅油效率接近最大值。在N2泡沫注入量為0.4 PV時，不同氣液比下的泡沫驅采收率分別為34.98 %、35.72 %、37.12 %和36.35 %。可能的原因是，泡沫復合體系在注入過程中，由于其較高的視黏度，注入壓力隨注入量的增加而增加，泡沫復合體系的波及體積也隨之增大，當注入量達到一定值后其波及體積增加的程度變小，采收率增加的程度也變小。

3.2.2 氣液比對采收率的影響

從3.2.1的試驗結果可知，N2泡沫注入量為0.4 PV時，驅油效率接近最大值，從經濟角度考慮，在N2泡沫的注入量為0.4 PV、原油黏度為75.3 mPa·s的條件下進行驅油試驗，研究氣液比與原油采收率的關系，結果見表4。

表4 不同氣液比下的原油采收率

由表4可以看出，隨著氣液比的增加，泡沫驅的采收率先增加后降低。氣液體積比為3∶1時，泡沫驅的采收率為37.12 %，采收率達到最大。當氣液比增大到一定值后，形成的泡沫體積較大，在巖心中容易破裂，泡沫調驅的作用降低，采收率也隨之降低。

4 結論

1)根據起泡劑的泡沫性能、降低油水界面張力的能力以及經濟性等，優選出復合泡沫劑，配方為2 000 mg/L XM-3C+1 800 mg/L HAPAM。

2)在不同氣液比條件下，泡沫復合驅的采收率均隨著N2泡沫注入量的增加而增大，當注入量增加至0.4 PV時，采收率的增幅趨于平穩。

3)在N2泡沫的注入量為0.4 PV、原油黏度為75.3 mPa·s的條件下，隨著氣液比的增加，泡沫驅的采收率先增加后降低。氣液體積比為3∶1時，泡沫驅的采收率為37.12 %，采收率達到最大。