王春智， 李兆敏， 李松巖， 李賓飛, 張　超， 王　飛

(中國石油大學(xué) 石油工程學(xué)院, 山東 青島 266580)

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耐高溫強化泡沫體系提高超稠油油藏采收率研究

王春智， 李兆敏， 李松巖， 李賓飛, 張超， 王飛

(中國石油大學(xué) 石油工程學(xué)院, 山東 青島 266580)

超稠油油藏經(jīng)多輪次蒸汽吞吐工藝后，易出現(xiàn)注汽壓力過高、熱損失大、蒸汽波及范圍小、汽竄等問題，嚴(yán)重影響油藏的有效動用。針對超稠油油藏這一開采難題，采用一維、三維物理模擬手段研究了分別添加栲膠、堿木素的強化泡沫體系在油藏溫度、地層水礦化度、注入方式等影響因素下的封堵性能。結(jié)果表明，泡沫與兩種凝膠體系均產(chǎn)生協(xié)同效應(yīng)，體現(xiàn)為凝膠強化了泡沫的穩(wěn)定性，而泡沫可攜帶凝膠更多的進入高滲層，進而實現(xiàn)泡沫體系的高效調(diào)剖；三維物理模擬實驗表明, 伴隨蒸汽分別注入兩種體系均可提高稠油油藏采收率, 同時大幅降低含水率,栲膠泡沫體系的伴注蒸汽驅(qū)開采方式可比單純注入蒸汽提高采收率20%左右，堿木素泡沫體系可提高11%。

栲膠；堿木素；超稠油；熱采；氮氣泡沫

注蒸汽熱力采油是大幅度提高稠油及超稠油原油采收率的最有效技術(shù)手段。但蒸汽與稠油之間不利的流度比,油藏的非均質(zhì)性條件,蒸汽本身受到的的重力超覆等因素，使得在注蒸汽進行熱力采油開采的過程中，蒸汽在地層中容易發(fā)生竄流，使得地層對蒸汽的吸汽剖面的不均勻，降低了蒸汽的利用率，油藏從而不能得到更好的動用[1]。

研究表明,注蒸汽進行熱采的同時一起注入泡沫流體可對油藏易發(fā)生蒸汽汽竄的層位實現(xiàn)較好的調(diào)剖，進而提高注入蒸汽對油藏內(nèi)原油的動用程度[2-11]。利用耐高溫泡沫劑和氮氣通過泡沫發(fā)生器實現(xiàn)地面發(fā)泡，然后將產(chǎn)生的泡沫流體注入油藏，使得油藏中氣相的滲流能力減小，從而實現(xiàn)對油藏中發(fā)生汽竄的部位進行有效的封堵，使得注入的蒸汽也能夠進入到油藏中的低滲透層位，增加蒸汽的波及面積，提高注蒸汽熱采對稠油油藏的動用效率，改善油藏開發(fā)效果[12-14]。

勝利油田鄭411區(qū)塊自2008年HDCS強化采油技術(shù)有效實施以來，經(jīng)過多輪次吞吐后，雖然近井地帶的采出程度高，但是注汽井間仍然存在著未動用的大量剩余油，由于蒸汽吞吐的衰竭式開采方式，其地層壓力在每輪吞吐生產(chǎn)后都會下降，吞吐輪次較多之后地層壓力會衰竭，臨排水期變長，蒸汽吞吐效果變差，累計油汽比降低到0.27。針對上述問題，通過室內(nèi)評價與室內(nèi)實驗的方法研究綜合了泡沫與高溫凝膠兩種常用封堵手段優(yōu)點的耐高溫泡沫體系。

1　耐高溫強化泡沫體系作用機理

兩種耐高溫強化泡沫調(diào)剖體系的封堵機理類似，都是利用注蒸汽井層間及油藏內(nèi)滲透能力的不同進行選擇性封堵，如圖1所示。

圖1　耐高溫強化泡沫體系對孔喉的封堵過程示意圖

由圖1(a)、(b)可見，依靠泡沫流體在地層中對高滲透層位的優(yōu)先選擇封堵特性，泡沫會優(yōu)先進入滲透性較高、吸汽量相對高的層位剖面，當(dāng)泡沫進入這些層位時，孔隙喉道會對其有附加阻力形成賈敏效應(yīng)，從而會對較大的孔喉進行封堵，這是泡沫體系進入油藏后形成的“第一次封堵”過程。由圖1(c)可見，隨著注入蒸汽量的增加，借助油藏儲層不斷上升的溫度作用，即當(dāng)泡沫破裂時，原來形成泡沫液膜的栲膠或堿木素復(fù)配溶液會在高溫下反應(yīng)生成凝膠體，粘附在孔喉壁上，減小孔喉直徑使通道變窄，從而增大了注入蒸汽在吸汽量相對高的儲層的滲流阻力，實現(xiàn)對注汽井吸汽剖面和地層深部矛盾的調(diào)整，形成了泡沫體系進入地層的“第二次封堵”，從而達到提高注入蒸汽的利用率和注蒸汽井井間層位剩余油動用程度的目的[15]。

2　實驗部分

2.1實驗藥劑與堵劑的制備

巖心管加熱套；巖心管(長60 cm、直徑2.54 cm)；蒸汽發(fā)生器；泡沫發(fā)生器；油藏條件下多元熱流體驅(qū)替設(shè)備；FYXD03 25/400耐高溫老化反應(yīng)釜；恒溫箱；所用到的藥品：氮氣，氯化鈉，鄰苯二酚，無水氯化鈣，甲醛(質(zhì)量分?jǐn)?shù)37%～40%)；淡黃色無定型粉末狀栲膠KH-1(湖北興銀河化工有限公司生產(chǎn))；褐色粉末狀堿木素LGN(湖北巨勝科技有限公司生產(chǎn))；高溫發(fā)泡劑HY-GW；玻璃試管(100 mL)；電子天平；量筒(100 mL)。

耐高溫復(fù)合強化堵劑的配制液配方(質(zhì)量分?jǐn)?shù)): 栲膠泡沫堵劑體系(KH-1 6%、甲醛+苯酚4%的混合物作為交聯(lián)劑, 高溫發(fā)泡劑HY-GW 3%，剩下為去離子水)。將堵劑與氮氣以氣液體積比1∶1的比例合注，速度為2 mL/min，通過泡沫發(fā)生器后形成栲膠泡沫,最后將堵劑液的pH調(diào)整至8～10。

堿木素泡沫堵劑體系(質(zhì)量分?jǐn)?shù))：LGN 6.0%，甲醛+苯酚4.0%的混合物作為交聯(lián)劑, 高溫發(fā)泡劑HY-GW 3%，其余為去離子水。將堵劑與氮氣以氣液體積比1∶1的比例合注，速度為2 mL/min，通過泡沫發(fā)生器后形成堿木素泡沫。最后將堵劑液的pH調(diào)整到8。

2.2耐高溫泡沫體系在多孔介質(zhì)中封堵性能測試

通過測量一維管式模型在250 ℃與300 ℃下阻力因子的變化，得到高溫條件下泡沫體系封堵能力的變化情況，并通過后續(xù)水驅(qū)測得其殘余阻力因子，以此來研究高溫對泡沫封堵效率的影響。

油藏條件下多功能多元熱采驅(qū)替模擬系統(tǒng)；巖心管加熱套；巖心管(長60 cm、直徑2.54 cm)；KH-1泡沫體系；LGN泡沫體系；HY-GW起泡劑。圖2為耐高溫強化泡沫體系封堵性能評價與提高采收率實驗裝置示意圖。

如圖2所示，先制作填砂巖心模型，將不同目數(shù)的石英砂以一定比例填入模型中，并采用氣測滲透率。在稱取其干重后，將填制的模型抽真空4 h。然后用飽和水稱得其濕重后，采用水測滲透率。通過多功能驅(qū)替模擬系統(tǒng)中測壓與記錄裝置，得到流量2 mL/min和壓差p1；再測得流量為2 mL/min的強化泡沫體系流過填砂巖心模型時，模型兩側(cè)壓差p2；其中栲膠質(zhì)量分?jǐn)?shù)為7.5%，回壓1 MPa；在強化體系壓力穩(wěn)定后，結(jié)束注入過程，利用巖心管加熱套恒定92 ℃加熱18 h成膠；最后分別在250 ℃和300 ℃的溫度下，對巖心管進行熱水驅(qū)，速率為2 mL/min，得到不同溫度下的突破壓力梯度。通過計算公式RF=p2/p1計算得到不同強化體系在不同溫度下的阻力因子。

圖2　耐高溫強化泡沫體系封堵性能評價與提高采收率實驗裝置示意圖

2.3提高稠油油藏采收率程度實驗

利用相似準(zhǔn)則設(shè)計三維物理模型進行實驗研究，分析耐高溫泡沫體系對提高稠油熱采油藏采收率程度的影響。三維物理模型內(nèi)部的尺寸35 cm×15 cm×11 cm，模擬的含油飽和度為87.3%，油層厚度為5.7 m，油藏溫度條件下地面脫氣原油黏度12×104mPa·s，1口水平井注蒸汽和1口水平井進行生產(chǎn)且兩口井的井間距在150 m。如圖2所示，將一維巖心實驗通路關(guān)閉，打開三維模型通路，將模型調(diào)節(jié)靜置，并關(guān)掉加熱，讓模型冷卻至60 ℃以下，然后開始加熱至油藏溫度68 ℃。以7.5 mL/min的注入速度將干度75%的280 ℃蒸汽通過生產(chǎn)井連續(xù)注入模擬油層中，泡沫劑以1 mL/min注入，與氮氣的氣液體積比為1∶1，通過泡沫發(fā)生器生成為泡沫體系后，伴隨著蒸汽一同注入三維模型中，生產(chǎn)水平井連續(xù)生產(chǎn)。將改性栲膠KH-1、堿木素LGN分別與HY-GW起泡劑及交聯(lián)劑進行復(fù)配，形成兩種強化泡沫體系：KH-1栲膠強化泡沫和LGN堿木素強化泡沫。 體系組成(質(zhì)量分?jǐn)?shù))為：6%KH-1改性栲膠(或LGN堿木素)+4%甲醛/苯酚的混合物(作為交聯(lián)劑)+3%HY-GW 高溫發(fā)泡劑+去離子水。先進行蒸汽驅(qū)，再分別進行了伴注KH-1泡沫體系和LGN泡沫體系的蒸汽驅(qū)生產(chǎn)過程，總注入流體體積均為8 PV。

3　堵劑靜態(tài)性能評價

3.1溫度對強化體系起泡性能的影響

按照相應(yīng)的配比要求把KH-1體系、LGN體系和氮氣泡沫體系配制成各自的泡沫溶液，用耐高溫老化釜承載，并在給定溫度的恒溫箱中加熱1 h；加熱完畢后取出溶液測量其半衰期和起泡體積，分別測試在常壓下溫度為100、150、200、250 ℃下泡沫體系的起泡能力(見圖3)及半衰期(見表 1)。

圖3　高溫對泡沫體系起泡體積的影響

由圖3和表1可以看出，在溫度低于200 ℃時，2種泡沫體系的起泡能力相差不大；但是在溫度大于200 ℃時，LGN強化體系的起泡能力不如常規(guī)氮氣泡沫體系。這是因為堿木素在200 ℃以上高溫時容易析出部分沉淀。當(dāng)溫度到達300 ℃時，起泡劑完全喪失起泡能力，故此時泡沫體系不能起泡，半衰期都為 0 min；此時在地層中主要依靠凝膠的作用封堵地層，但在低于300 ℃的高溫下，KH-1泡沫體系與LGN的半衰期均遠遠大于氮氣泡沫體系，這說明強化體系與常規(guī)氮氣體系相比擁有更好的穩(wěn)泡性能。

表1　高溫下不同泡沫體系半衰期

3.2礦化度對強化體系凝膠性能影響

地層水中的Na+和Ca2+能顯著增快栲膠體系的膠凝速度。由于栲膠的低分子膠體特性，當(dāng)溶液中存在礦物質(zhì)時，其膠體粒子表面的雙電層會被壓縮，從而加快凝膠速度[16]。而地層與底層流體中通常存在較多的電解質(zhì)，因此若要將堵劑用于具有較高礦化度的油藏，必須研究礦化度對體系的影響。本實驗主要研究Na+與Ca2+兩種電解質(zhì)對堵劑成膠性能的影響，通過突破真空度測得其成膠強度。

3.2.1KH-1強化體系 NaCl、CaCl2對KH-1強化劑性能的影響如圖4所示。

圖4　NaCl和CaCl2對KH-1強化劑性能的影響

圖4(a)、(b)對比發(fā)現(xiàn)，同質(zhì)量濃度下Ca2+對減少KH-1體系成膠時間的效果更加明顯，這是由于膠體粒子表面雙電層被壓縮的程度不同造成的，二價金屬離子比一價金屬離子壓縮能力更強。由圖4(a)可以發(fā)現(xiàn)，KH-1泡沫對Na+的敏感性較差。當(dāng)NaCl質(zhì)量濃度高于50 g/L，KH-1泡沫將不再成膠。這是由于膠體離子表面的雙電層被Ca2+壓縮，造成其交聯(lián)甚至聚沉，成膠強度從而急劇下降且不再成膠，但NaCl質(zhì)量濃度小于50 g/L對成膠強度影響較小。NaCl質(zhì)量濃度在100 g/L時的成膠強度在0.06 MPa左右，當(dāng)超過此質(zhì)量濃度，栲膠會由于水溶性變差而產(chǎn)生少量的不溶物，成膠溶液的顏色也會由紅褐色變成鮮紅色。

3.2.2LGN強化體系NaCl、CaCl2對LGN強化劑性能的影響如圖5所示。通過圖5可以看出，當(dāng)Na+質(zhì)量濃度低于9 g/L時，體系的成膠時間和成膠強度都隨Na+質(zhì)量濃度的增大而迅速增大。當(dāng)Na+質(zhì)量濃度超過9 g/L時，體系的成膠強度隨Na+質(zhì)量濃度的增大而逐漸減小，成膠時間無變化；通過圖6可以發(fā)現(xiàn)， Ca2+質(zhì)量濃度與成膠時間以及成膠強度有較為明顯的關(guān)系，都隨Ca2+質(zhì)量濃度的增大而先增大后減小，當(dāng)CaCl2加入的質(zhì)量濃度升高到5 g/L以上時，體系已具備成膠能力。

圖5NaCl和CaCl2對LGN強化劑性能的影響

Fig.5Effect of NaCl and CaCl2on the gelation time and strength of LGN alkali lignin system

4　多孔介質(zhì)中的封堵性能

強化泡沫體系在不同溫度下封堵性能對比評價見表2。圖6、7為不同溫度下KH-1和LGN泡沫形成阻力因子與注入量關(guān)系曲線。

表2　高溫強化泡沫封堵劑高溫下性能

通過觀察驅(qū)替試驗的過程發(fā)現(xiàn)，泡沫會最先被沖刷出來，而堵劑則在多輪沖刷之后才會出現(xiàn)。由此將KH-1泡沫體系的封堵過程概括為兩個步驟：第1步是蒸汽把黏滯力相對小的泡沫沖出，而在孔隙壁面上的凝膠仍然保持原來的膠狀；第2步則是剩下的凝膠填補了蒸汽沖出泡沫后的缺口，實現(xiàn)了二次封堵。這樣不僅提高了強化泡沫體系的封堵能力，還增強其耐沖刷能力。

圖6　不同溫度下KH-1泡沫形成阻力因子與注入量關(guān)系

通過圖6可以看出，不同溫度下KH-1泡沫堵劑經(jīng)蒸汽沖刷后，殘余阻力因子集中在150～350。這是由于經(jīng)過蒸汽多次沖刷，還殘存的凝膠仍然起到封堵作用，所以封堵體系還有較強的封堵能力，而且KH-1泡沫體系封堵第一步中的封堵泡沫也起到了重要作用。

圖7　不同溫度下LGN泡沫阻力因子與注入量關(guān)系

通過分析圖6、7和表2中KH-1堵劑體系和LGN堵劑體系的突破壓力梯度和阻力因子的變化發(fā)現(xiàn)，LGN泡沫體系突破壓力梯度下降非?？臁＿@是由于在300 ℃下，LGN體系中的泡沫已經(jīng)不穩(wěn)定，發(fā)生快速消泡，使泡沫整體的性能產(chǎn)生改變。雖然殘余的LGN體系仍具有封堵的作用，但其作用不如KH-1體系, LGN體系性能在300 ℃下接近于栲膠體系。

5　耐高溫強化泡沫體系對超稠油采收率的影響

5.1對原油的封堵壓差測試

實驗采用多元熱流體驅(qū)替裝置，巖心為一維填砂模型，原油采用飽和勝利油田鄭-411區(qū)塊原油，溫度為280 ℃。通過測量模型中不同時間的剩余油飽和度以及封堵壓差，得到油藏中泡沫阻力因子與剩余油飽和度的對應(yīng)關(guān)系，如圖8所示。結(jié)果發(fā)現(xiàn)，當(dāng)KH-1泡沫和LGN泡沫的剩余油飽和度不大于26%和32%時，封堵壓差增加非常明顯，而當(dāng)超過26%和32%時，則不易產(chǎn)生較高的封堵壓差，說明了強化體系剩余油較少的層位具有較強的封堵能力。強化體系這種特性可利用在多輪次蒸汽吞吐作業(yè)后的稠油油藏中，在剩余油飽和度低的高滲透層位，強化泡沫體系智能性的選擇封堵；在油藏剩余油飽和度高的低滲透帶，分流注入了大量的蒸汽，進而達到有效動用剩余油的目的。

圖8　剩余油飽和度與強化泡沫體系封堵壓差的關(guān)系曲線

5.2耐高溫強化泡沫體系對稠油采收率影響

5.2.1耐高溫強化泡沫體系對驅(qū)替效率的影響

實驗使用鄭411地層砂配成模擬巖心，通過三組一維管式巖心模型的驅(qū)替實驗來研究泡沫體系對驅(qū)替效率的影響，其中巖心滲透率為1 755×10-3μm2、溫度為68 ℃，原油使用飽和勝利油田王莊鄭-411區(qū)塊稠油。首先使用5 PV的250 ℃蒸汽驅(qū)替，再伴隨蒸汽分別加入3 PV的高溫強化泡沫體系，結(jié)果如圖9所示。

圖9　不同注入流體與驅(qū)替效率關(guān)系曲線

從圖9中可以看出，在注5 PV蒸汽的過程中，因為3組實驗所填巖心不同，所以導(dǎo)致采油量不同，但是最后采出程度相似。注入伴蒸汽高溫強化泡沫體系時，在實驗條件下僅進行注純蒸汽驅(qū)替開采的采收率僅有40%，遠遠低于栲膠體系和堿木素體系的采收率，這說明泡沫體系可以有效的提高驅(qū)替效率。研究發(fā)現(xiàn)在注入蒸汽量相同的條件下，伴注栲膠泡沫體系進行驅(qū)提比僅注入蒸汽要提高30%的采收率。

5.2.2不同調(diào)剖體系蒸汽驅(qū)采收率和含水率變化

圖10為不同調(diào)剖體系蒸汽注入量與采收率關(guān)系曲線。圖11為不同調(diào)剖體系蒸汽驅(qū)采收率與含水率關(guān)系曲線。由圖10可見，蒸汽驅(qū)在注入4 PV蒸汽左右時，采收率達到35%，基本達到純蒸汽驅(qū)替的最大采收率；伴蒸汽的高溫強化泡沫體系與純蒸汽驅(qū)相比，其采收率分別提升了28%和11%。由圖11可見，當(dāng)伴注蒸汽的兩種高溫強化泡沫體系接近極限采收率時，由于進行封堵調(diào)剖時能夠有效降低其含水率，所以此時其含水率將迅速增加。

圖10　不同調(diào)剖體系蒸汽注入量與采收率關(guān)系

圖11　不同調(diào)剖體系蒸汽驅(qū)采收率與含水率關(guān)系

由圖10、11可知，通過高溫強化泡沫調(diào)剖體系進行調(diào)剖后采收率均高于單純的水平井蒸汽驅(qū)采收率，其中KH-1泡沫體系采收率可提升約20%，提升程度是最大的，而注入壓力的增長也會更高。注入壓力的增長初期主要是因為近井地帶原油黏度高、流動性差，后期主要是因為強化泡沫體系在多孔介質(zhì)中形成封堵而造成的。僅注入氮氣雖然能夠提升其采收率, 但是提升的程度比較有限。當(dāng)?shù)獨馀c泡沫體系一起注入時, 由于受到的重力不同導(dǎo)致氮氣在三維物理模型頂部部位聚集, 起到了隔熱保溫、增能助排、補充地層能量的作用。

6　結(jié)論

(1) 耐高溫強化泡沫體系綜合了高溫凝膠和泡沫的優(yōu)點，使其可以攜帶更多凝膠，并更加均勻流入高滲層位，強化了體系穩(wěn)定性，極大增強了該體系的調(diào)剖性能，適用性廣。

(2) 強化泡沫體系具有成膠強度較高、配制及施工簡便、可變化成膠時間、封堵性好、有效時間長等優(yōu)點，能滿足現(xiàn)場調(diào)堵施工的需要，但應(yīng)用時需考慮到熱降解、巖石表面吸附等因素導(dǎo)致的發(fā)泡劑損失，因此需加大發(fā)泡劑劑量。

(3) 利用三維物理模型，通過實驗?zāi)M提高稠油油藏采收率可以發(fā)現(xiàn), 伴隨蒸汽分別注入兩種強化泡沫體系都能夠提升其采收率, 同時含水率得到大幅度的降低。

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(編輯閆玉玲)

Enhancing Super Extra-Heavy Oil Recovery by Using High Temperature Resistant Enhanced Foam System

Wang Chunzhi， Li Zhaomin， Li Songyan， Li Binfei， Zhang Chao， Wang Fei

(CollegePetroleumEngineering,ChinaUniversityofPetroleum，QingdaoShandong266580，China)

After multiple rounds of steam huff-and-puff processes, problems of excessive steam injection pressure, a large heat loss, a small sweep range of steam, and steam channeling arise, thus severely affecting the effective utilization of the oil reservoir. To solve these problems, one-dimensional and three-dimensional (3D) physical simulation tools were used to study the plugging performance of high-temperature composite foamsby adding tanning extract and alkali lignin. The influence of reservoir temperature, salinity of formation water, and injection methods was investigated. The experimental results show that the foam can produce a synergistic effect with both the gel systems, indicating that the gel increases the stability of the foam. The foam can transfer more gel into the high-permeability formation, thus efficiently controlling the foam. The 3D physical simulation experiments indicate that both the systems enhance the recovery of heavy oil reservoir and reduce its moisture content significantly using steam injection. The method involving tannin extract foam and steam injection increased the recovery by 20% compared to the foam involving only steam injection. The method involving alkali lignin foam and steam injection increased the recovery by 11%.

Tannin; Alkali lignin; Super extra-heavy oil; Thermal recovery; Nitrogen foam

1006-396X(2016)01-0014-07

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2015-09-16

2015-11-20

國家科技重大專項課題(2011ZX05032-001)。

王春智(1985-)，男，博士研究生，從事超稠油開采理論與技術(shù)研究；E-mail: wcz_healme@163.com。

李兆敏(1965-)，男，博士，教授，博士生導(dǎo)師，從事油氣田開發(fā)研究; E-mail:lizhm@upc.edu.cn。

TE357

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.01.004