于清艷， 張烈輝， 王鑫杰

(油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(西南石油大學(xué))，四川成都 610500)

高溫高鹽底水油藏強(qiáng)化泡沫體系試驗(yàn)研究

于清艷， 張烈輝， 王鑫杰

(油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(西南石油大學(xué))，四川成都 610500)

我國底水油藏儲(chǔ)量豐富，底水油藏的開發(fā)面臨底水脊進(jìn)的問題。泡沫具有視黏度高和選擇性封堵能力，能夠在底水油藏開發(fā)過程中起到壓脊作用。為了得到壓脊效果較好的強(qiáng)化泡沫，首先通過室內(nèi)試驗(yàn)評(píng)價(jià)泡沫綜合指數(shù)，篩選出了較好的起泡劑SA、DR和AM；然后進(jìn)行了起泡劑的復(fù)配試驗(yàn)，篩選出4種泡沫綜合指數(shù)較高的普通泡沫體系;為增強(qiáng)普通泡沫體系在高溫高鹽條件下的穩(wěn)定性，加入聚合物穩(wěn)泡劑，得到了強(qiáng)化泡沫體系。在模擬實(shí)際油藏條件下，對(duì)強(qiáng)化泡沫體系進(jìn)行了7，14，21和28 d的老化試驗(yàn)，篩選出熱鹽穩(wěn)定性較好、可用于現(xiàn)場(chǎng)的0.15%AM+0.05%DR+0.20%WP4強(qiáng)化泡沫體系。平板試驗(yàn)結(jié)果表明，強(qiáng)化泡沫體系的壓脊效果比普通泡沫體系好，采收率提高明顯。

強(qiáng)化泡沫 高溫高鹽 底水油藏 壓脊

國內(nèi)外底水油田分布廣泛，但在底水油藏開發(fā)過程中底水脊進(jìn)(錐進(jìn))是面臨的一大問題。水平井采油具有生產(chǎn)壓差小、泄油面積大等特點(diǎn)，能夠減緩底水脊進(jìn)，因此在底水油藏的開發(fā)中廣泛應(yīng)用水平井開發(fā)技術(shù)[1-8]。但采用水平井開采底水油藏過程中，一旦底水脊進(jìn)突破，則含水率迅速上升，產(chǎn)油量很快下降，而且水平井見水以后的找水、堵水作業(yè)都比直井困難很多。因此，壓脊控水成為水平井開發(fā)底水油藏的關(guān)鍵[9-11]。

泡沫具有極高的視黏度和選擇性封堵能力，在底水油藏開發(fā)過程中壓脊作用顯著[12-14]。開發(fā)過程中，向出水嚴(yán)重的水平井注入泡沫，可以將水脊壓至一定位置并在水脊區(qū)域形成一定范圍的泡沫富集帶，抑制底水再次脊進(jìn)，達(dá)到控水增油的目的[15-17]。現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)中使用的起泡劑種類繁多，各種起泡劑的工作原理不盡相同，其起泡效果和泡沫穩(wěn)定性受到高溫高鹽的影響程度不同[18-19]；同時(shí)，穩(wěn)泡劑與起泡劑混合后，體系的熱穩(wěn)定性和鹽穩(wěn)定性也會(huì)不同。由于泡沫驅(qū)較聚合物驅(qū)、堿驅(qū)和表面活性劑驅(qū)更適合在高溫高鹽環(huán)境下提高采收率[20]，所以需要篩選出適用于高溫高鹽環(huán)境下的泡沫體系。

筆者通過室內(nèi)試驗(yàn)篩選出較好的起泡劑，通過復(fù)配篩選了4種泡沫綜合指數(shù)較高的普通泡沫體系，再加入聚合物穩(wěn)泡劑，得到強(qiáng)化泡沫體系。通過對(duì)強(qiáng)化泡沫體系進(jìn)行老化試驗(yàn)和平板試驗(yàn)，對(duì)其壓脊效果進(jìn)行了研究。

1 試驗(yàn)儀器及試驗(yàn)步驟

1.1 試驗(yàn)儀器及藥品

試驗(yàn)所用儀器有電子天平、烘箱、電動(dòng)攪拌器、1 000 mL燒杯、200 mL燒杯、塑料桶、1 000 mL量筒、100 mL量筒、玻璃棒、玻璃瓶、膠塞和封口器。

試驗(yàn)所用藥品有WP4、NaCl、KCl、MgCl2、NaHCO3、Na2SO4、CaCl2、NaBr、AM、LD、SA、BS、DR、TA、TB、PA、NC、EM、SB、SG和SK。

1.2 試驗(yàn)步驟

1) 配制模擬地層水。根據(jù)區(qū)塊地層水成分資料，在室內(nèi)條件下配制模擬混注地層水，地層水總礦化度達(dá)111 376.33 mg/L。根據(jù)地層水各組分的質(zhì)量濃度，用電子天平分別稱取79 025.78 mg NaCl、19 715.00 mg KCl、5 215.30 mg MgCl2、158.79 mg NaHCO3、221.87 mg Na2SO4、6 784.40 mg CaCl2和255.19 mg NaBr，放入1 000 mL燒杯中，加滿清水后用玻璃棒攪拌，使其充分溶解；將配好的地層水倒入清洗干凈的塑料桶中備用。

2) 配制起泡劑。

3) 預(yù)熱起泡劑。將裝有200 mL起泡劑的玻璃瓶放入120 ℃烘箱中預(yù)熱1 h。

4) 測(cè)起泡體積。1 h后，取出玻璃瓶，將瓶中的起泡劑倒入攪拌器中攪拌，轉(zhuǎn)速保持為1 500 r/min，攪拌1 min后倒入1 000 mL量筒中，記錄起泡體積。

5) 測(cè)析液半衰期。用保鮮膜封住量筒口，放入120 ℃烘箱中，待量筒中的液體體積達(dá)到100 mL后，記錄所用時(shí)間。

2 起泡劑的配制及篩選

篩選起泡劑需要考慮起泡體積和析液半衰期2個(gè)數(shù)據(jù)，因此引入了泡沫綜合指數(shù)將其表示為1個(gè)參數(shù)：

If=VfT50

(1)

式中：If為泡沫綜合指數(shù)，mL·s；Vf為起泡體積，mL；T50為析液半衰期，s。

分別配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%的AM、LD、SA、BS、DR、TA、TB、PA、NC、EM、SB、SG和SK溶液各200 mL，分別測(cè)起泡體積和析液半衰期，試驗(yàn)結(jié)果見表1。

從表1可以看出：TA、TB、PA和EM等4種起泡劑在高溫高鹽條件下起泡體積較小，析液半衰期較短，表明這4種起泡劑不適合在高溫高鹽的地層中使用；NC雖然有較長的析液半衰期，但起泡體積較小，泡沫綜合指數(shù)不高；泡沫綜合指數(shù)較高的起泡劑為SA、DR和AM。

3 普通泡沫體系的復(fù)配及篩選

綜合考慮泡沫性質(zhì)與價(jià)格因素，以AM為主劑配制了質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%的AM+LD、AM+SA、AM+BS、AM+DR、AM+TB和AM+NC，比例分別為3∶1、1∶1、1∶3的體系各200 mL；以LD為主劑配制了質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%的LD+SA、LD+BS、LD+DR和LD+NC，比例分別為3∶1、1∶1、1∶3的體系各200 mL。測(cè)量了起泡體積和析液半衰期，試驗(yàn)結(jié)果分別見表2、表3。

表2 以AM為主體起泡劑試驗(yàn)結(jié)果

Table 2 The results of screening for mixed foaming agents of primarily AM

表3 以LD為主體起泡劑試驗(yàn)結(jié)果

Table 3 The results of screening for mixed foaming agents of primarily LD

從表2和表3可以看出：與單泡沫體系泡沫相比，經(jīng)復(fù)配之后泡沫綜合指數(shù)有明顯提高；0.15%AM+0.05%DR、0.15%AM+0.05%SA、0.15%AM+0.05%BS和0.15%AM+0.05%NC的泡沫綜合指數(shù)較大，0.15%AM+0.05%DR的泡沫綜合指數(shù)更是高達(dá)330 150,說明這4種泡沫體系性能較好，因此選擇這4種泡沫體系進(jìn)行評(píng)價(jià)試驗(yàn)。

4 強(qiáng)化泡沫體系的復(fù)配及篩選

從聚合物作用機(jī)理和現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用來看，聚合物可以增加泡沫強(qiáng)度，因此選擇聚合物WP4作為穩(wěn)泡劑進(jìn)行試驗(yàn)研究。

配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%的WP4母液930 mL；再分別配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%的AM+SA(3∶1)、AM+BS(3∶1)、AM+DR(3∶1)和AM+NC(3∶1)，WP4質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%和0.2%的體系各200 mL，分別測(cè)起泡體積和析液半衰期，試驗(yàn)結(jié)果見表4。

對(duì)比表2、表3與表4的數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)：1)穩(wěn)泡劑可以使體系的析液半衰期大大延長，但會(huì)使泡沫的起泡體積減??；2)加入WP4后，泡沫綜合指數(shù)明顯增大，體系的泡沫性能明顯增強(qiáng)，對(duì)于同一種體系來說，加入0.2%WP4的強(qiáng)化效果要好于加入0.1%WP4的強(qiáng)化效果；3)0.15%AM+0.05%NC+0.20%WP4和0.15%AM+0.05%DR+0.20%WP4的泡沫綜合指數(shù)較大，泡沫性能較好。

5 強(qiáng)化泡沫穩(wěn)定性研究

將不同配方的強(qiáng)化泡沫體系試劑放入120 ℃烘箱中加熱，每隔7 d取出200 mL泡沫體系測(cè)量一次數(shù)據(jù)，測(cè)完后重新放入烘箱中，試驗(yàn)結(jié)果如圖1所示。

對(duì)比老化試驗(yàn)結(jié)果發(fā)現(xiàn)，隨著時(shí)間的推移，體系的起泡體積增加，析液半衰期大幅度變短，體系的性能逐漸恢復(fù)到?jīng)]有加穩(wěn)泡劑之前。這是因?yàn)?，聚合物分子受熱受鹽后會(huì)卷曲，導(dǎo)致體系黏度下降，泡沫強(qiáng)度降低，出現(xiàn)起泡體積增加、析液半衰期變短的現(xiàn)象；當(dāng)聚合物分子受熱卷曲到一定程度后，聚合物就失去了作用，體系的性能逐漸恢復(fù)到了未加穩(wěn)泡劑之前。

從圖1還可以看出，AM+DR體系所受到的影響最小，其熱鹽穩(wěn)定性最好。試驗(yàn)表明，復(fù)配強(qiáng)化泡沫體系0.15%AM+0.05%DR+0.20%WP4可以用于高溫高鹽儲(chǔ)層泡沫壓脊堵水。

6 平板模型氮?dú)馀菽瓑杭乖囼?yàn)

設(shè)計(jì)平板模型進(jìn)行普通泡沫和強(qiáng)化泡沫壓脊試驗(yàn)，試驗(yàn)溫度為室溫(20 ℃)，出口回壓為2.0 MPa， 地層水的礦化度為111 376.33 mg/L ，地層水的密度為1.179 3 kg/L， 平板體積為10.00 cm×9.95 cm×2.95 cm=293.525 cm3。試驗(yàn)儀器包括天平、平板模型、管線、壓力表、量筒和玻璃棒等。

6.1 試驗(yàn)步驟

1) 填砂。將玻璃容器放置于電子天平上，去皮后取一定量的80～160目石英砂倒入玻璃容器中，記錄天平讀數(shù)m1，再向容器中倒入一定量地層水，記錄讀數(shù)m2，充分?jǐn)嚢韬?，將混和好的濕砂倒入平板模型中，將濕砂壓?shí)后，稱量剩余部分濕砂的容器質(zhì)量m3，并記錄。此時(shí)，平板中飽和的地層水質(zhì)量可表示為：

(2)

式中：mw為平板中飽和的地層水質(zhì)量，g；m1為使用的石英砂的質(zhì)量，g；m2為調(diào)配好的濕砂的質(zhì)量，g；m3為剩余部分濕砂的質(zhì)量，g。

填砂階段平板模型中飽和的地層水體積為：

(3)

式中：Vw1為平板模型中飽和的地層水體積，cm3；ρw為地層水的密度，g/cm3。

(4)

平板模型中飽和的地層水的總體積(即平板模型的孔隙體積)為:

Vw=Vw1+Vw2

(5)

式中：Vw為平板模型中飽和的地層水總體積，cm3。

4) 第一次注入底水。打開平板模型下側(cè)閥門，接入管線，將平板模型豎立，打開模型左側(cè)閥門。開泵，流量設(shè)定為1 mL/min，從平板模型下方注入地層水，模擬底水推進(jìn)，在模型左側(cè)出口處，每隔5 min用量筒計(jì)量一次出液情況，并及時(shí)計(jì)算瞬時(shí)含水率，含水率達(dá)到95%時(shí)停泵。

5) 注入氮?dú)馀菽?。在平板模型下方出口處連接回壓閥，加回壓2.0 MPa，在模型左側(cè)接口處連接好管線后，同時(shí)打開泵和氣體流量計(jì)，向模型中注入1倍孔隙體積的氮?dú)馀菽?，在此階段中，氣液比保持為2∶1，氣液兩相合計(jì)流量為1 mL/min，與注入底水階段保持一致；每隔2 min記錄一次壓力并用量筒收集模型下方流出的液體。結(jié)束注入泡沫后，關(guān)閉模型左側(cè)與下側(cè)閥門，開始燜井。

6) 第二次注入底水。燜井結(jié)束后，打開模型左側(cè)閥門，觀察自噴階段出液情況。自噴結(jié)束后，再次從模型下方注入底水，流量仍為1 mL/min，每隔5 min 用量筒計(jì)量一次出液情況，并及時(shí)計(jì)算瞬時(shí)含水率，含水率達(dá)到95%時(shí)停泵，試驗(yàn)結(jié)束。

6.2 普通泡沫平板試驗(yàn)

設(shè)計(jì)平板模型,測(cè)得平板模型的孔隙體積為114.86 mL，孔隙度39.13%， 滲透率4 372.11 mD，含油飽和度56.16%， 飽和油量64.5 mL。注入普通泡沫體系后燜井3 d,試驗(yàn)結(jié)果如圖2—圖4所示。

從圖2—圖4可以看出：

1) 在第一次注入底水過程中，隨著底水的注入，壓力穩(wěn)定上升，然后達(dá)到平穩(wěn)，累計(jì)采收率平穩(wěn)上升，含水率開始比較低；當(dāng)注入的底水達(dá)到0.3倍孔隙體積時(shí)，底水突破；然后，壓力先下降少許，再上升達(dá)到穩(wěn)定；累計(jì)采收率的增長速度放緩，而含水率迅速上升至95%以上。

2) 在注入氮?dú)馀菽^程中，壓力先上升，然后趨于平穩(wěn)；累計(jì)采收率和含水率不發(fā)生變化。

3) 在第二次底水驅(qū)過程中，壓力上升，最終的壓力要高于注泡沫時(shí)的壓力；累計(jì)采收率不斷上升，但上升速率逐漸變慢，直到試驗(yàn)結(jié)束，不再增長；含水率不斷增長，但增長的速率要遠(yuǎn)小于第一次底水驅(qū)，在第二次底水驅(qū)注入的底水為1倍孔隙體積后，含水率升至95%以上。而此時(shí)，最終的采收率達(dá)到64%，比第一次底水驅(qū)提高了25.6百分點(diǎn)。

6.3 強(qiáng)化泡沫平板試驗(yàn)

設(shè)計(jì)平板模型測(cè)得模型孔隙體積101.39 mL，孔隙度34.54%， 滲透率6 368.77 mD，含油飽和度 50.00%，飽和油量50.7 mL。注入強(qiáng)化泡沫體系，燜井時(shí)間為3 d，試驗(yàn)結(jié)果如圖5—圖7所示。

從圖5—圖7可以看出：

1) 在第一次注入底水過程中，隨著底水的注入，壓力平穩(wěn)緩慢上升，累計(jì)采收率上升，含水率開始比較低。當(dāng)注入的底水到達(dá)0.1倍孔隙體積時(shí)，底水突破；底水突破后，壓力仍保持原來的緩慢上升狀態(tài)，累計(jì)采收率的增長速度放緩，而含水率則迅速升至95%以上。

2) 在注氮?dú)馀菽倪^程中，壓力呈緩慢上升的趨勢(shì)，累計(jì)采收率和含水率不發(fā)生變化。

3) 在第二次底水驅(qū)過程中，壓力上升，最終壓力要高于注泡沫時(shí)的壓力；累計(jì)采收率不斷上升，但上升的速率逐漸變慢，直到本次試驗(yàn)結(jié)束，不再增長；含水率不斷增長，且增長的速率要大于第一次底水驅(qū)，在第二次底水驅(qū)注入的底水到達(dá)0.5倍孔隙體積后，含水率升至95%以上。而此時(shí)，最終的采收率達(dá)到61.3%，比第一次底水驅(qū)增加了35.0百分點(diǎn)。

對(duì)比以上2組試驗(yàn)結(jié)果發(fā)現(xiàn)：1)強(qiáng)化泡沫的注入壓力比普通泡沫的注入壓力要高得多；2)注強(qiáng)化泡沫后采收率的提高值要高于注普通泡沫。分析認(rèn)為這是因?yàn)榕c普通泡沫相比，強(qiáng)化泡沫的強(qiáng)度高、穩(wěn)定性好、不易破裂。

7 結(jié) 論

1) 復(fù)配泡沫體系的泡沫性能要好于單泡沫體系，泡沫綜合指數(shù)有明顯提高。穩(wěn)泡劑可以延長泡沫體系的析液半衰期，加入合適的聚合物穩(wěn)泡劑后得到強(qiáng)化泡沫體系，泡沫綜合指數(shù)明顯增大，體系的泡沫性能明顯增強(qiáng)。

2) 強(qiáng)化泡沫熱鹽穩(wěn)定性試驗(yàn)研究以及平板試驗(yàn)研究結(jié)果表明，強(qiáng)化泡沫體系的熱鹽穩(wěn)定性最好，顯示出較好的壓脊效果，原油的采收率明顯提高。

3) 試驗(yàn)結(jié)果表明，強(qiáng)化泡沫驅(qū)是提高高溫高鹽條件下油藏采收率的一種行之有效的技術(shù)。不過，還應(yīng)考慮高溫高壓條件下泡沫注入量等因素對(duì)壓脊效果的影響進(jìn)行后續(xù)研究。

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[編輯 滕春鳴]

An Experimental Study of Enhanced Foam Systems Used in
High Temperature and High Salinity Bottom Water Reservoirs

Yu Qingyan, Zhang Liehui, Wang Xinjie

(StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu,Sichuan,610500,China)

Oil reservoirs that contain bottom water are abundant in China.However,the development of such reservoir is challenged by bottom water coning and ways of controlling it.Foam has the property of high apparent viscosity and high selective plugging ability,and it can have obvious pressure ridge effect in the development of bottom water reservoir.For the foams more effective,the better foaming agents SA,DR,AM were screened out through lab tests and by evaluating the foam composite index.Meanwhile,tests for compound of the foaming agents were conducted and four kinds of common foam system of high foam composite index were selected.In order to enhance the stability of common foam systems under the conditions of high temperature and high salinity,a polymer stabilizing foam agent was added and an enhanced foam system was formed.Under the simulated conditions of actual reservoir,aging tests were conducted for enhanced foam systems,for 7 days,14 days,21 days and 28 days.Finally,the enhanced foam system of 0.15%AM+0.05%DR+0.2%WP4 was selected for its better stability under high temperature and high salinity and applicability on rig site.The result of the flat model test showed that the pressure ridge effect of the enhanced foam system was better than the common foam system in high temperature and high salinity bottom water reservoirs，and improving the recovery rate apparently.

enhanced foam；high temperature and high salinity；bottom water reservoir；pressure ridge

2014-11-02；改回日期：2015-02-10。

于清艷(1989-)，女，山東青島人，2012年畢業(yè)于西南石油大學(xué)石油工程專業(yè)，油氣田開發(fā)工程專業(yè)在讀碩士研究生，主要從事油氣田開發(fā)、數(shù)值模擬及提高采收率方面的研究。

?油氣開采?

10.11911/syztjs.201502017

TE254

A

1001-0890(2015)02-0097-07

聯(lián)系方式：(028)83032901，yuqingyan_swpu@163.com。