趙金省，譚俊領，古正富，劉笑春

(1.西安石油大學石油工程學院，西安710065;2.長慶油田公司油氣工藝研究院，西安710021)

1 前言

我國已動用的數(shù)十億噸低滲透儲量面臨提高驅(qū)替效率的問題[1]。低滲透油田具有孔喉小、物性差、非均質(zhì)性強等特點，水驅(qū)過程中吸水能力小、油井注水開發(fā)見效慢、含水率急劇上升，因此注水開發(fā)難度大。同時，我國已發(fā)現(xiàn)的含CO2的天然氣藏中的CO2面臨減排的壓力。低滲透油藏CO2驅(qū)油技術(shù)是解決上述難題的有效途徑之一。

CO2驅(qū)油具有不受儲層溫度、礦化度的限制，適用范圍大，驅(qū)油成本低，采收率提高顯著等優(yōu)點[1]，尤其是對低滲透油藏和特殊類型油藏比較有效，因此成為國內(nèi)外較為推崇的一種提高采收率方式。單純采用CO2，由于儲層非均質(zhì)性和流度差異的存在，很容易造成CO2氣體的竄流，而泡沫可以顯著降低氣體的流度，延緩氣體在驅(qū)替過程中的突破、竄流。應用泡沫驅(qū)油技術(shù)[2～4]，可以從儲層中獲得比水驅(qū)等其他傳統(tǒng)提高采收率(EOR)方法更高的采收率，特別是泡沫體系對非均質(zhì)地層具有調(diào)剖的效應，具有“堵大不堵小”、“堵水不堵油”的特點，有利于提高中、低滲透層的采收率。

泡沫的注入方式，即泡沫的起泡方式，分為地面起泡和地下起泡。地面起泡是在地面注入時，以一定的氣液比同時注入CO2氣體和起泡劑溶液，使CO2氣體和起泡劑溶液通過泡沫發(fā)生器生成泡沫，然后以泡沫的形式注入井下和儲層中。地下起泡是指CO2氣體和起泡劑溶液交替注入，使CO2氣體和起泡劑溶液在儲層多孔介質(zhì)內(nèi)生成泡沫。地下起泡相對于地面起泡的注入方式，其工藝上比較簡單，且地面不需要用泡沫發(fā)生器。

在起泡劑類型、起泡劑濃度以及穩(wěn)泡劑濃度優(yōu)選的基礎上，采用滲透率級差接近的并聯(lián)巖心進行注入?yún)?shù)優(yōu)化實驗，考察兩種注入方式和不同的段塞組合下的驅(qū)油效果。

2 起泡劑優(yōu)選實驗

2.1 起泡劑初選

油田常用的起泡劑主要有陰離子型起泡劑、非離子型起泡劑、復合型起泡劑、高聚物型起泡劑等幾種類型，各種起泡劑基本的起泡性能差別較大，因此在對起泡劑進行詳細評價之前，對6種起泡劑進行了初步篩選。在初選實驗中直接采用華慶長6儲層地層水對起泡劑的性能進行了初步評價。

實驗方法是Waring Blender法。Waring Blender法是一種極為方便的評價泡沫性能的方法，實驗時，在量杯中加入100 mL濃度為0.5%的發(fā)泡劑溶液，高速(8000 r/min)攪拌一定時間后，關閉開關，馬上讀取泡沫體積，表示發(fā)泡劑的發(fā)泡能力。然后記錄從泡沫中析出50 mL液體所需的時間，作為泡沫的半衰期，反映其穩(wěn)定性。起泡體積和半衰期是兩個相對獨立的參數(shù)，一個反映了起泡的難易和數(shù)量，一個反映了泡沫的穩(wěn)定性。為了更好地反映起泡劑的起泡和穩(wěn)泡能力，實驗中以起泡體積和半衰期的乘積作為綜合起泡能力來評價泡沫。起泡劑初選實驗結(jié)果見表1。

表1 起泡劑初選實驗結(jié)果Table 1 The laboratory result of foam agent primary election

2.2 起泡劑濃度的優(yōu)選

起泡劑濃度是影響起泡體積和半衰期的重要因素，也是進行后續(xù)評價實驗的基礎。通過測量不同濃度下起泡劑的起泡體積和半衰期，計算不同濃度下的綜合起泡能力，并以此作為主要評價參數(shù)，確定后續(xù)實驗中起泡劑的使用濃度。

由實驗結(jié)果(見圖1)可以看出，綜合起泡能力并非隨著起泡劑濃度的增加而一直增大，當起泡劑濃度增加到一定值時，綜合起泡能力呈現(xiàn)下降趨勢，結(jié)合綜合起泡能力隨濃度的變化曲線，確定在后續(xù)實驗中選用濃度為0.5%的起泡劑。

圖1 不同起泡劑濃度下的綜合起泡能力Fig.1 The comprehensive foaming ability of different foaming agent concentration

2.3 穩(wěn)泡劑濃度的優(yōu)選

一般來講，增加起泡劑溶液的粘度有利于增加泡沫的穩(wěn)定性，因此經(jīng)常把聚合物作為穩(wěn)泡劑，但會減小起泡劑的起泡體積。因此存在一個使綜合起泡能力達到最大值的最優(yōu)穩(wěn)泡劑濃度。

實驗方法確定采用Waring Blender法，轉(zhuǎn)速為8000 r/min，攪拌 3 min。

基液:100 mL不同聚丙烯酰胺(分子量1900萬)濃度的ZY－1型起泡劑溶液，起泡劑濃度為 0.5%。

由圖2可看出，存在一個最優(yōu)的液相粘度，該液相粘度下，泡沫的綜合起泡能力最好。本實驗結(jié)果表明，在液相粘度為25 mPa·s時，泡沫的綜合起泡能力達到最大值，對應的聚合物濃度為764 mg/L。

圖2 液相粘度對綜合起泡能力的影響Fig.2 The comprehensive foaming ability of different liquid phase viscosity

3 CO2泡沫調(diào)驅(qū)注入方式優(yōu)化實驗

3.1 實驗材料

1)實驗用油:華慶油田長6儲層脫氣原油，與航空煤油按一定比例配成，70℃時密度為0.865 g/cm3，液相粘度為 1.07 mPa·s。

2)實驗用水:華慶油田長6儲層地層水，礦化度80000 mg/L。

3)化學試劑:部分水解聚丙烯酰胺，分子量1900萬，大慶煉化集團生產(chǎn);起泡劑ZY－1，杭州中野化工生產(chǎn)。

4)實驗環(huán)境:溫度70℃，回壓7 MPa，驅(qū)替速度為2 mL/min(推進速度2.82 m/d)。

5)物理模型:采用人工填制砂巖模型，模型參數(shù)見表2。

表2 實驗用巖心數(shù)據(jù)Table 2 The core model parameters

3.2 實驗設備與流程

實驗設備:恒溫箱、電子天平、高壓計量泵、真空泵、泡沫發(fā)生器等。

泡沫驅(qū)替實驗裝置，其流程如圖3所示。該流程包括實施巖心飽和水、巖心飽和油、水驅(qū)油、CO2驅(qū)油和泡沫驅(qū)油過程。

圖3 CO2泡沫調(diào)驅(qū)流程圖Fig.3 The flow diagram of experiment with CO2foam

3.3 實驗步驟

1)填制2根砂巖巖心，測量氣測巖心滲透率作為巖心的滲透率。

2)分別稱量巖心重量后，抽真空4 h。

3)飽和水，稱量各巖心濕重，計算各巖心的孔隙度及總孔隙，放入恒溫箱1 h。

4)分別飽和原油，計算各巖心的含油飽和度及總含油量。

5)對兩組并聯(lián)巖心進行水驅(qū)，利用模擬的注入水作驅(qū)替液，水驅(qū)油至模型綜合含水量為90%，計算兩個巖心管的水驅(qū)采收率，并記錄壓力變化和兩個巖心管的產(chǎn)液量和產(chǎn)油量。

6)對于1#和2#并聯(lián)巖心，進行地面起泡方式注入，即首先注入0.1 PV(pore volume，孔隙體積)的前置起泡劑溶液，再注入0.4 PV的CO2泡沫，然后進行后續(xù)水驅(qū)，記錄高低滲巖心管的出口液量及壓力。

7)對于3#和4#并聯(lián)巖心，進行地下起泡方式注入，即首先注入0.2 PV的前置起泡劑溶液，再注入0.2 PV的CO2氣體，最后注入0.1 PV的起泡劑溶液，然后進行后續(xù)水驅(qū)，記錄高低滲巖心管的出口液量及壓力。

3.4 實驗結(jié)果與分析

3.4.1 地面起泡注入方式

地面起泡注入方式的實驗結(jié)果見圖4和圖5。

圖4 地面起泡注入方式采出程度曲線Fig.4 The recovery percentage curves in ground-foaming way

圖5 地面起泡注入方式注采壓差變化曲線Fig.5 The pressure difference curve in ground-foaming way

由圖4和圖5可以看出，在水驅(qū)過程中，由于水油流度比和滲透率的差異，使得注入水較容易在高滲巖心中形成竄流通道，其最終水驅(qū)綜合采出程度為37.27%，而低滲巖心的動用程度不高，其最終水驅(qū)采出程度為15.65%，高滲巖心水驅(qū)采出程度為59.38%。

在注入量為1.6 PV時轉(zhuǎn)泡沫驅(qū)。從圖4中可以看出，在整個泡沫驅(qū)階段，高滲管巖心的采出程度曲線變化一直比較平緩，說明泡沫體系在高滲管巖心起到了較好的封堵作用，使得后續(xù)的注入水可以大幅驅(qū)替低滲管中的剩余油。在注入泡沫2.2 PV時，泡沫的封堵壓力達到最大，低滲管巖心的采出程度曲線斜率也達到最大，說明泡沫體系封堵住了高滲巖心的水驅(qū)竄流通道，使得驅(qū)替液轉(zhuǎn)入低滲巖心，起到了分流調(diào)驅(qū)的作用。直至3.2 PV實驗結(jié)束，高滲巖心最終采出程度為63.11%，低滲巖心最終采出程度為53.91%，綜合最終采出程度為58.38%，由壓差變化曲線可以看出，注泡沫后，壓差升高，最大封堵壓差達到1.05 MPa，是水驅(qū)后期壓差的10倍左右。

3.4.2 地下起泡注入方式

地下起泡注入方式的實驗結(jié)果見圖6和圖7。

由圖6和圖7看出，與地面起泡注入方式相比，注水階段的采出程度曲線的變化規(guī)律基本一致，采出的油主要來自高滲透巖心。隨著0.2 PV起泡劑+0.2 PV的CO2的氣液交替注入，低滲巖心的采出程度曲線斜率增大，壓差曲線也快速上升，最高壓差達到1.2 MPa，是水驅(qū)后期壓差的12倍，可見氣液交替注入的地下起泡注入方式相對于直接注入泡沫的地面起泡方式具有較高的封堵壓差。由采出程度曲線也可以看出，該注入方式的泡沫驅(qū)后的最終采收率為64.31%，與地面起泡注入方式相比提高了5.2%。

圖6 地下起泡注入方式采出程度曲線Fig.6 The recovery percentage curves in formation-foaming way

圖7 地下起泡注入方式注采壓差變化曲線Fig.7 The pressure difference curve in formation-foaming way

通過兩組并聯(lián)巖心對兩種起泡方式的驅(qū)油效果研究發(fā)現(xiàn)，CO2氣體與起泡劑交替注入方式的驅(qū)油效果明顯好于地面起泡直接注入CO2泡沫的方式。另外，地面起泡后再注入，由于CO2和起泡劑的水溶液混合具有酸性，注入過程中容易對井筒油套管造成腐蝕。因此，建議現(xiàn)場采用CO2氣體與起泡劑交替注入方式。

4 CO2泡沫調(diào)驅(qū)注入段塞優(yōu)化

由以上研究結(jié)果可知，CO2氣體和起泡劑交替注入方式的驅(qū)油效果比較好，還需要對交替注入的CO2氣體和起泡劑的段塞組合進行優(yōu)化。

為了了解在并聯(lián)含油巖心中段塞組合對CO2泡沫調(diào)驅(qū)效果的影響，特設計了3組滲透率及級差均相近的并聯(lián)巖心加以研究。實驗用的巖心參數(shù)及對應的段塞組合見表3。

4.1 實驗裝置與步驟

實驗裝置流程圖如圖3所示。實驗試劑:CO2、華慶油田長6儲層原油(70℃時粘度為1.0 mPa·s)、ZY－1型起泡劑、蒸餾水、華慶油田長6儲層地層水、石英砂。實驗環(huán)境:出口回壓設定為8.0 MPa、實驗溫度設定為70℃、驅(qū)替速度為2 mL/min(推進速度2.82 m/d)。

表3 實驗用巖心數(shù)據(jù)及注入段塞組合Table 3 The core model parameters and injected foam segments

實驗步驟分為5步。

1)填制2根砂巖巖心，測量氣測滲透率。

2)巖心稱重，抽真空飽和水，計算巖心的孔隙度。

3)飽和油，計算巖心的含油飽和度。

4)對3組并聯(lián)巖心進行水驅(qū)油實驗，水驅(qū)油至模型綜合含水量為90%，記錄壓力變化和2個巖心管的產(chǎn)液量和產(chǎn)油量，并計算2個巖心管的水驅(qū)采收率。

5)按照表3的泡沫段塞組合對3組并聯(lián)巖心分別注入起泡劑和CO2，然后進行后續(xù)水驅(qū)，記錄高低滲巖心管的出口液量，并計算2個巖心管的泡沫驅(qū)采收率。

4.2 實驗結(jié)果與分析

實驗結(jié)果見表4～表6和圖8。

表4 段塞組合1提高采收率數(shù)據(jù)Table 4 The data of enhanced oil recovery of No.1 segment group

由上述實驗結(jié)果可知，段塞組合3(0.2 PV起泡劑+0.4 PV CO2)的驅(qū)油效果最好。分析原因:前2種段塞組合對應的氣液比分別是1∶1和1.5∶1，由于CO2氣體在原油和水中的大量溶解，使形成的CO2泡沫的實際氣液比要低于1∶1，無法在形成高滲透巖心中形成穩(wěn)定性較高的泡沫，而段塞組合3(0.2 PV起泡劑+0.4 PV CO2)所對應的氣液比為3∶1，在注入 0.4 PV 的 CO2氣體中，首先一部分要溶解于水和原油中，然后一部分CO2氣體和起泡劑在高滲透層中形成較穩(wěn)定的泡沫，形成封堵，后續(xù)的CO2由于高滲透巖心中泡沫的封堵將進入低滲透巖心，可以對低滲巖心的原油進行溶解降粘，大幅提高低滲巖心中的采出程度。因此最終采收率的提高幅度相對于前2種段塞組合都要高，后續(xù)水驅(qū)結(jié)束后，高低滲巖心的最終采出程度分別為62.5%和57.5%，綜合采出程度為59.6%，相對于前兩種段塞組合，最終的綜合采收率分別提高了13.96%和5.7%。

表5 段塞組合2提高采收率數(shù)據(jù)Table 5 The data of enhanced oil recovery of No.2 segment group

表6 段塞組合3提高采收率數(shù)據(jù)Table 6 The data of enhanced oil recovery of No.3 segment group

圖8 3種段塞組合對提高采收率的影響Fig.8 The column graph of enhanced oil recovery data for 3 segment groups

通過對上述各情況的分析可知，較小的氣液比是對提高采收率效果不利的，一方面在于初期泡沫體系中CO2溶解于水和原油后的剩余量較少而導致無法有效起泡，另一方面CO2氣體較少也不能發(fā)揮CO2氣體對低滲透巖心中原油的降粘膨脹作用。對比3種段塞組合下的提高采收率的柱狀圖(見圖8)，可以看出，隨著氣液比的增大，低滲透巖心中的采出程度逐漸增大，進而使最終的綜合采收率也逐漸變大。

另外，由文獻[4] 和[5] 可知，N2泡沫在含水巖心中達到最佳封堵效果的最佳氣液比在1∶1。但CO2氣體不同于N2，其在原油中具有較高的溶解度，實際驅(qū)油中用到的氣液比要大于1∶1，本實驗結(jié)果也證實了這一點，最優(yōu)氣液比在2∶1比較合適，對應的最優(yōu)的段塞組合是 0.2PV起泡劑+0.4 PV CO2氣體，總注入段塞是 0.6 PV。

5 結(jié)語

1)優(yōu)選出的ZY－1型起泡劑在華慶長6儲層80000 mg/L礦化度的地層水條件下具有較好的綜合起泡能力，可以用作CO2泡沫調(diào)驅(qū)用起泡劑。

2)CO2泡沫在非均質(zhì)儲層中具有較好的調(diào)驅(qū)效果，可以充分發(fā)揮泡沫的封堵調(diào)剖和CO2的驅(qū)油作用。

3)CO2氣體與起泡劑交替注入方式的驅(qū)油效果明顯好于地面起泡直接注入CO2泡沫的方式。地面起泡的注入方式在注入過程中容易對井筒油套管造成腐蝕。因此，建議現(xiàn)場采用CO2氣體與起泡劑交替注入方式。

4)注入段塞優(yōu)化結(jié)果表明，對應的最優(yōu)段塞組合是0.2 PV起泡劑+0.4 PV CO2氣體，總注入段塞是0.6 PV，最優(yōu)氣液比為2∶1。

[1] 劉 洋.芳48區(qū)塊CO2吞吐實驗研究[D] .大慶:大慶石油學院，2010.

[2] 趙金省，李天太，張 明，等.聚合物驅(qū)后氮氣泡沫驅(qū)油特性及效果[J] .深圳大學學報:理工版，2010，27(3):361－366.

[3] 趙金省，李天太，張 明，等.應用核磁共振進行聚驅(qū)后泡沫驅(qū)油特性研究[J] .波譜學雜志，2010，27(2):221－229.

[4] 趙金省.聚驅(qū)后等流度泡沫驅(qū)油提高采收率技術(shù)研究[D] .東營:中國石油大學(華東)，2008.

[5] 張 星，趙金省，張 明，等.氮氣泡沫在多孔介質(zhì)中的封堵特性及其影響因素研究[J] .石油與天然氣化工，2009，38(3):227－230.