張云寶，徐國瑞，鄒 劍，王 楠，賈永康，葛 嵩，劉進祥

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津300452，；2.中海油田服務股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部，天津塘沽300450；3.東北石油大學提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶163318）

1 緒論

渤海SZ36-1油田儲層為疏松砂巖，儲層以高滲層砂巖為主，其次為中孔中滲儲層，儲層孔喉尺寸較大，滲透率較高。在長期注水開發(fā)過程中，水流沖刷作用使得儲層結構遭到較為嚴重的破壞，也引起高滲層大孔道進一步發(fā)育，儲層非均質性和突進現(xiàn)象逐漸加重，油井含水率日益升高，低效和無效循環(huán)問題日趨加劇。因此，必須采取適當?shù)恼{剖堵水措施對高滲層及大孔道進行有效的封堵，以達到擴大波及體積和提高原油采收率的目的[1-2]。

泡沫具有“視黏度高、堵大不堵小和堵水不堵油”的特性，它在堵水調剖方面應用廣泛。近年來，為了適應海上油田大孔道封堵技術需求，研發(fā)出了凍膠強化泡沫、聚合物強化泡沫和納米顆粒強化泡沫等新型泡沫體系，并在實踐中不斷優(yōu)化配方組成。與其他穩(wěn)泡劑相比較，納米顆粒穩(wěn)泡劑擁有特殊的物理和化學性質，它可以將泡沫綜合指數(shù)提高一個數(shù)量級以上，而且具有耐溫、抗鹽和不傷害地層等特點，及極大的性能優(yōu)勢和廣闊應用前景[3-6]。為了提高納米泡沫體系與SZ36-1油田適應性，提高封堵效果，以物理化學、高分子材料學和油藏工程等為理論指導，儀器檢測、化學分析和物理模擬等為技術手段，渤海典型油藏地質特征和流體為研究對象，開展了納米顆粒氮氣三相泡沫體系基本性能評價和堵水增油效果物理模擬研究，為渤海SZ36-1油田三相泡沫堵水技術決策提供了決策依據(jù)。

2 實驗部分

2.1 實驗材料和設備

2.1.1 實驗材料

三相泡沫體系由穩(wěn)泡劑、起泡劑和氮氣等組成，其中表面活性劑為非離子表面活性劑（PO-FASD），有效含量35%，中海油田服務股份有限公司天津分公司提供。穩(wěn)泡劑為納米顆粒（AEROSIL380），有效含量100%，贏創(chuàng)特種化學（上海）有限公司生產(chǎn)。聚合物由中國石油大慶煉化公司生產(chǎn)，有效含量90%，相對分子量1 900×104。

實驗用水采用SZ36-1油田模擬水，水質分析結果見表1。

表1 水質分析Table1 Water quality analysis mg/L

實驗巖心為人造均質巖心[7-8]，幾何尺寸：高×寬×長=4.5 cm×4.5 cm×30 cm，滲透率參數(shù)見相關實驗方案設計。

2.1.2 實驗設備

Warning-Blender高速攪拌器、HJ-6型多頭磁力攪拌器、電子天平、燒杯、試管、量筒、計時器和HW-ⅢA型恒溫箱等。

巖心驅替實驗設備及流程見參考文獻[6]。

2.1.3 實驗步驟

三相泡沫起泡性實驗方法為Warning-Blender攪拌法。實驗步驟：①量取100 mL起泡劑溶液或起泡劑與穩(wěn)泡劑混合溶液，恒溫1 h以上；②采用Warning-Blender攪拌器3檔（轉速3 000 r/min）攪拌180 s；③記錄析液半衰期和泡沫半衰期，計算泡沫綜合指數(shù)。

上述每個實驗重復三次，取三組數(shù)據(jù)平均值為最終結果。實驗溫度為65℃。

三相泡沫封堵性實驗步驟：①巖心抽空飽和水，然后水測滲透率；②巖心放入巖心夾持器飽和油，出口回壓調整為2 MPa；③按照方案設計要求，交替注入起泡劑和穩(wěn)泡劑混合液與氮氣；④后續(xù)水驅至含水98%。

記錄實驗過程中注入壓力和出液量。

2.2 方案設計

2.2.1 巖心滲透率級差對三相泡沫體系堵水效果的影響

方案1-1～方案1-3：水驅98%+0.15PV三相泡沫體系+頂替段塞0.05PV（聚合物溶液0.15%）+水驅至98%。原油黏度75 mPa·s。并聯(lián)巖心組成：高滲透層Kg=7 500×10-3μm2、5 000×10-3μm2和 2 500×10-3μm2，低滲透層Kg=500×10-3μm2。

2.2.2 堵水時機對三相泡沫體系堵水效果的影響

方案2-1～方案2-3：水驅到40%、90%和98%+0.15PV三相泡沫體系+頂替段塞0.05PV（聚合物溶液0.15%）+水驅至98%。原油黏度75 mPa·s。并聯(lián)巖心組成：高滲透層Kg=5 000×10-3μm2，低滲透層Kg=500×10-3μm2。

2.2.3 原油黏度對三相泡沫體系堵水效果的影響

方案3-1～方案3-4：水驅98%+0.15PV三相泡沫體系+頂替段塞0.05PV（聚合物溶液0.15%）+水驅至98%。原油黏度為15 mPa·s、75 mPa·s和300 mPa·s。并聯(lián)巖心組成：高滲透層Kg=5 000×10-3μm2，低滲透層Kg=500×10-3μm2。

3 結果分析

3.1 三相泡沫體系組成及其對起泡性和穩(wěn)定性的影響

3.1.1 起泡劑濃度的影響

起泡劑（PO-FASD）濃度對三相泡沫體系性能影響實驗結果見表2。

表2 泡沫綜合指數(shù)測試結果Table2 Foam composite index test results

從表2可以看出，隨表面活性劑濃度增加，泡沫體系起泡體積、泡沫半衰期、析液半衰期等參數(shù)都逐漸增大，但初期增加速度很快，起泡劑濃度達到0.3%以后，各參數(shù)增加速度趨于平緩。機理分析認為，當表面活性劑濃度尚未達到臨界膠束濃度時，隨著濃度的增大，溶液表面張力降低，表面活性增加，發(fā)泡能力增強，但形成泡沫穩(wěn)定性較差[9]。當表面活性劑濃度達到臨界膠束濃度后，隨著濃度增大，雖然溶液表面張力不再降低，甚至會稍微增大，但表面活性劑分子會在溶液表面富集成致密的表面膜，液膜的表面強度增大，鄰近液膜排液會受阻，延緩液膜破裂時間，從而增加了泡沫穩(wěn)定性[9-13]。但當濃度增加到一定程度后，形成泡沫含液量就會減少，泡沬反而會變得不穩(wěn)定。因此，當起泡劑達到一定濃度以后，濃度繼續(xù)增加對泡沫體積影響不大，泡沫半衰期則隨著起泡劑濃度增加而延長，濃度增大有利于增強泡沫穩(wěn)定性。綜合考慮起泡能力、泡沫半衰期、析液半衰期等因素和技術經(jīng)濟效益，推薦起泡劑濃度為0.3%。

3.1.2 穩(wěn)泡劑濃度的影響

穩(wěn)泡劑（SiO2納米顆粒AEROSIL380）濃度對三相泡沫體系性能影響實驗結果見表3。

表3 泡沫綜合指數(shù)測試結果Table3 Foam composite index test results

從表3可以看出，隨穩(wěn)泡劑濃度增加，起泡體積和析液半衰期呈現(xiàn)“先增后降”變化趨勢，泡沫半衰期呈現(xiàn)增加趨勢，泡沫體系綜合發(fā)泡能力逐漸增加，但增加幅度逐漸趨于平緩。在混合液體積和起泡劑濃度為100 mL和0.3%條件下，當穩(wěn)泡劑濃度為0.3%時，析液半衰期為503 s，泡沫綜合指數(shù)達到28 365 min·mL，泡沫體系具有穩(wěn)定性和起泡性較好。機理分析認為，在SiO2納米顆粒濃度逐漸增加過程中，吸附在氣液界面上納米顆粒數(shù)量逐漸增大，泡沫壁上保護膜厚度逐漸增加，進而達到降低氣泡破裂速度和提高泡沫穩(wěn)定性的目的[14]。但當SiO2納米顆粒濃度超過0.3%后，起泡體積和析液半衰期增速減緩甚至稍有下降。原因分析認為，當大量納米顆粒附著在泡沫上后，粒徑稍大納米顆粒會因重力作用而脫落。此外，納米顆粒粒徑越大，比表面積越小，納米顆粒在氣液界面上吸附作用減弱，泡沫穩(wěn)定性呈現(xiàn)略微下降趨勢[15]。從技術經(jīng)濟角度考慮，推薦穩(wěn)泡劑濃度為0.3%。

3.2 三相泡沫堵水效果及其影響因素

3.2.1 巖心滲透率級差的影響

巖心滲透率級差對三相泡沫堵水效果影響實驗結果見表4。

從表4可以看出，隨巖心滲透率級差增加，水驅采收率減小，其中低滲透層受影響程度更大，“方案1-3”、“方案1-2”和“方案1-1”低滲透層水驅采收率分別為37.06%、16.04%和4.52%。對高滲透層實施堵水后，后續(xù)驅油劑轉向進入低滲透層，擴大了波及體積，“方案1-3”、“方案1-2”和“方案1-1”低滲透層采收率分別為62.5%、55.61%和51.61%，相對水驅結束時采收率明顯提高。

表4 采收率實驗數(shù)據(jù)Table4 Recovery efficiency data

實驗過程中模型注入壓力、含水率和采收率與PV數(shù)關系見圖1。

從圖1可以看出，隨滲透率級差減小即高滲透層滲透率減小，巖心孔隙尺寸減小，泡沫“賈敏效應”增強，因此，注入壓力和后續(xù)水穩(wěn)定壓力升高，但由于前期水驅采出程度較高，采收率增幅卻逐漸減小。分流率實驗數(shù)據(jù)分析表明（圖2），隨巖心滲透率級差增加，堵水后小層分流率變化幅度增加，三相泡沫堵水和液流轉向效果提高。機理分析認為，隨巖心滲透率級差增大，高滲層滲透率增加，高滲透層吸入氣、液和納米顆粒量增加，泡沫生成量增加，滲流阻力增加，吸液量減小[16]。此外，隨高滲透層吸入氣、液和納米顆粒量增加，納米顆粒增加致使氣液界保護膜強度增加，提高了泡沫穩(wěn)定性，后續(xù)水驅階段仍然可以保持良好液流轉向效果，致使低滲透層波及體積增加，采收率提高[16-18]。

圖1 注入壓力、含水率和采收率與PV數(shù)關系Fig.1 Relation between PV and three factors:injection pressure,water content and recovery efficiency

圖2 分流率與PV數(shù)關系Fig.2 Relation between PV and shunt ratio

3.2.2 堵水時機的影響

堵水時機對三相泡沫堵水效果影響實驗結果見表5。

從表5可以看出，隨堵水時機延后即堵水時含水率增加，高滲透層采出程度增加即含油飽和度降低，三相泡沫在高滲透層內起泡和穩(wěn)泡效果較好，滲流阻力較大，注入壓力較高（圖3）。因此，堵水時含水率愈高，泡沫堵水后高滲透層分流率降幅愈大，低滲層分流率增幅愈大，低滲透層采收率增幅愈大，巖心最終采收率愈高（圖4）。

表5 采收率實驗數(shù)據(jù)Table5 Recovery efficiency data

機理分析認為，當巖心含油飽和度較高（注入時機較早）時，起泡劑分子會大量吸附在油水界面，剩余起泡劑濃度難以維持泡沫液膜穩(wěn)定所需低張力[19-20]。因此，液膜大量破裂聚并，泡沫穩(wěn)定性明顯下降，難以對高滲層形成有效封堵。

3.2.3 原油黏度的影響

原油黏度對三相泡沫堵水效果影響實驗結果見表6。

從表6可以看出，隨原油黏度增加，水驅高低滲透層采收率減小，含油飽和度增加，其中低滲透層采收率對原油黏度變化敏感性更強。因此，隨原油黏度增加，水驅后剩余油飽和度增加，泡沫起泡和穩(wěn)泡性能變差，泡沫對高滲層封堵效果降低，液流轉向效果變差，低滲透層分流率減小，采收率增幅減?。▓D5）。

圖3 分流率與PV數(shù)關系Fig.3 Relation between PV and shunt ratio

圖4 注入壓力、含水率和采收率與PV數(shù)關系Fig.4 Relation between PV and three factors:injection pressure,water content and recovery efficiency

圖5 分流率與PV數(shù)關系Fig.5 Relation between PV and shunt ratio

表6 采收率實驗數(shù)據(jù)Table6 Recovery efficiency data

機理分析表明，起泡劑（表面活性劑）會與原油中含碳有機物反應。當原油黏度較高時，其中重烴和非烴物質含量較高，會大幅度降低泡沫體系中起泡劑含量，導致泡沫穩(wěn)定性下降，封堵效果變差[21]。此外，原油黏度較高時，原油滲流阻力較大，原油傳輸運移難度增加[21-24]。

4 結論

1）當起泡劑（PO-FASD）和穩(wěn)泡劑（SiO2納米顆粒AEROSIL380）濃度為0.3%左右時，起泡劑和穩(wěn)泡劑水溶液與氮氣可以形成性能優(yōu)良的三相泡沫體系。

2）隨儲層滲透率級差增加，水驅開發(fā)效果變差，泡沫堵水增油效果提高。隨水驅采出程度增加，泡沫堵水增油效果提高。隨原油黏度增加，泡沫堵水增油效果變差。

3）三相泡沫體系具有良好封堵和液流轉向能力，尤其適合于高含水油藏高滲透層堵水施工。