耐酸耐油型泡沫调剖剂实验研究

2011-09-29王海静

石油地质与工程 2011年1期

关键词：调剖剂泡沫剂半衰期

王海静

(中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院,黑龙江大庆163453)

耐酸耐油型泡沫调剖剂实验研究

王海静

(中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院,黑龙江大庆163453)

基于大庆宋芳屯油田芳48断块在CO2非混相驱开发过程中防控窜的需要,研制了一种耐酸耐油型泡沫调剖剂。该泡沫调剖体系在温度85℃、20MPa和p H=3的条件下,泡沫半衰期为25d;在温度为85℃,注入速度为3 mL/min、气液比为1.5∶1的混合注入方式下,含油饱和度为60%时,CO2泡沫调剖岩心实验中阻力因子达到120,产生的泡沫耐酸耐油性能良好。该体系适合低渗透和特低渗透油田注气开发防控气窜,具有良好的应用前景。

宋芳屯油田;CO2驱;泡沫调驱;阻力因子

大庆宋芳屯油田芳48断块平均渗透率只有1.4×10-3μm2,注水开发困难,目前正在开展 CO2驱矿场试验。但由于试验区原油物性差、混相压力高,无法达到混相驱的要求,试验区属于非混相驱。由于油层层间矛盾严重,原油与CO2气体流动性差异大,气窜现象非常严重,油井产油量由气窜前的3～4t/d降低到措施前的0.5t/d左右,同时套压明显增高,有的油井套管中CO2含量高达98%,无法正常生产。针对试验区块CO2的气窜问题,进行了大量的技术调研工作,经筛选总结,认为泡沫调剖技术适合低渗和特低渗油田气驱防封窜的技术,因此,在室内开展了相关的CO2泡沫调剖剂的研究。

1 耐酸耐油型泡沫调剖剂研制

在室温条件下,将100mL发泡剂置于3000r/min的转速下搅拌60s,记录发泡体积、液相半衰期及泡沫半衰期。

1.1 发泡剂优选及最佳体积分数确定

利用Waring Blender搅拌法对所用发泡剂样品进行了评价,优选出发泡体积与泡沫半衰期综合性能高的SD-3发泡剂。将优选出的发泡剂SD-3配成0.1%～1.2%的不同体积分数进行性能测试,当发泡剂p H=3体积分数达到0.9%时,半衰期达到最大值,其液相半衰期58min,泡沫半衰期143.6h(图1),从中可知:随着发泡剂体积分数的增加,液相半衰期和泡沫半衰期均增加,当体积分数达到0.5%时增加幅度变缓,当体积分数达到0.9%后有所下降,表明在0.5%～0.9%范围内有更多的活性剂分子在气液界面定向排列,非极性部分的作用增大,液膜排液速度降低,泡沫稳定性逐渐增强;同时,由于泡沫剂体积分数增加,伴随着粘度增加,在相同的搅拌速度下,泡沫体积随着体积分数的增加反而下降。

图1 泡沫性能随发泡剂体积分数变化情况

1.2 稳泡剂筛选及其体积分数的确定

提高泡沫的稳定性,需加入稳泡剂,稳泡剂按照其作用方式可分为以下几个类型[1-4]。

第一类:增粘性稳定剂,增加基液粘度减缓泡沫排液速率,例如CMC、HPAM。

第二类:提高泡沫薄膜质量,增加薄膜粘弹性,减少透气性,例如羟乙基纤维素。

第三类:醇类的增溶作用,增加高级脂肪醇与活性剂分子间隔排列,减少活性分子之间的排斥力。

第四类:无机盐的增加溶液稠度,改变溶液体系的电性。

由于通常用来作为稳泡剂的聚合物在温度为85℃时,CO2含量高的环境下极易降解,同时由于它特殊的分子结构在地层中存在严重的剪切降解现象,因此,聚合物不是最佳选择。

考虑到以上几个方面,经实验反复筛选最后确定将XW、GW和CW复配后作为稳泡剂,并用搅拌法确定了稳泡剂的最佳使用体积分数为0.6%(图2),此时泡沫液相半衰期达到502min,泡沫半衰期达到365h。经测量,泡沫调剖剂的基液粘度为70 mPa·s,泡沫粘度为212mPa·s,是基液粘度的3倍,这样既保证了调剖剂在油层中的正常注入,又确保了泡沫对气窜通道的有效封堵。

图2 泡沫性能随稳泡剂体积分数变化情况

2 高温高压下泡沫调剖剂性能

用高温高压反应釜对泡沫调剖剂的性能进行评价。高温高压反应釜的耐温可达300℃,耐压达30 MPa,搅拌转速3000r/min。实验均利用CO2气体平衡反应釜内压力,搅拌转速为2000r/min。

利用高温高压反应釜分别进行了45℃、60℃以及85℃不同压力下泡沫调剖剂的性能测试(图3)。从中可以看出:随着压力的增大,泡沫剂的稳定性增大;随着温度的增加,泡沫剂的稳定性变差。经分析认为升高压力后,气体分子密度增大,对泡沫剂分子的增水基吸引力亦增大,有利于泡沫剂分子的紧密排列,从而形成更稳定的液膜;而随着温度的升高,液膜上的表面活性剂分子运动加快,泡沫液膜的稳定性降低,使泡沫的破裂速度加快,同时温度升高还能降低液相粘度,导致泡沫的液膜变薄。因此,低温高压环境有利于泡沫的稳定。在85℃、20MPa条件下,泡沫的半衰期达到了25d,满足了宋芳屯油田对该调剖剂的性能要求;同时该泡沫调剖剂在45℃、10MPa条件下,泡沫的半衰期为24d,也满足了大庆老区块用泡沫调剖的需要。

图3 泡沫半衰期随压力变化曲线

3 泡沫调剖注入参数优化

评价泡沫封堵调剖能力的主要指标是阻力因子,它为工作压差与基础压差之比。利用 HQ Y-3型多功能物理模拟装置进行岩心实验。该装置耐温达300℃,耐压40MPa,岩心长度范围2.5～200 cm,流量范围0.01～30mL/min,可做多管岩心实验。实验所有岩心均采用一维单管模型,采用人造岩心:30cm×4.5cm×4.5cm,水相渗透率为0.2 μm2,实验温度85℃,回压6.0MPa,泡沫剂体积分数为0.9%,复合稳泡剂体积分数为0.6%。

3.1 最佳气液比优选

根据阻力因子越大封堵能力越强的关系,优化出最佳气液比。共进行了5个气液比值的岩心实验,注入速度为 3mL/min,注入方式为混合注入(表1)。优化实验结果表明:过低或过高的气液比都会影响泡沫的质量,气液比过低时,泡沫产生缓慢而且量少,在岩心中形成的压力低,阻力因子小;气液比过高时,产生的泡沫质量差,主要表现在泡沫大而且稀疏、易灭,稳定性差,在岩心中的阻力因子下降。该调剖剂的最佳气液比为1.5∶1,此时阻力因子达到了451,具有良好的封堵能力。

表1 气液比对泡沫的阻力因子影响

3.2 注入速度对泡沫阻力因子影响

泡沫注入速度优选实验,选择6个点,气液比为1.5∶1,注入方式为混合注入(图4)。从中可看出,在一定范围内随着注入速度的增大,阻力因子也逐渐增大,这是因为注入速度较低时,泡沫剂沿着岩心的大孔道流出,不能形成有效封堵,工作压差小,随着注入速度的增大,大孔道被全部占据形成了泡沫封堵,一部分泡沫剂需要从渗透率较低的孔道流出,这样就导致了压力的上升,阻力因子变大,形成了有效的封堵;但当注入速度大到一定值后,阻力因子随着注入速度的增大而减小,这是因为注入速度过大后,与泡沫剂混合注入气体积累过多,容易突破泡沫剂形成气窜,工作压差减小从而降低了阻力因子。该调剖剂的最佳注入速度为3mL/min,此时阻力因子达到最大值425,说明此时泡沫质量好,能形成很好的封堵。

图4 泡沫注入速度对封堵效果的影响

3.3 注入方式对泡沫封堵能力的影响

通常情况下泡沫的注入方式有两种,一是气体-泡沫剂交替注入,二是气体和泡沫剂混合注入。室内对泡沫调剖剂开展了大小不同的六种段塞气液交替和气液混注的岩心实验,实验中的注入速度为3mL/min、气液比为1.5∶1,从实验结果可知(图5),气液混注时的阻力因子大于气液交替注入时的阻力因子,且气液交替的频率越高,交替段塞越小,阻力因子越大。分析认为气液混注时泡沫剂能够充分混合发泡,且发泡质量较好,形成的泡沫粘度大、均匀细腻;而交替注入时气液混合不均,只有泡沫的后端和气体的前缘能形成较好的泡沫,中间部分发泡质量达不到最佳。因此,建议现场进行泡沫调剖施工时采用气液混注的方式。

图5 注入方式对封堵效果的影响

3.4 含油饱和度对泡沫封堵能力影响

所用原油为宋芳屯油田原油,粘度为36.1mPa·s,在85℃的条件下,对岩心进行原油饱和并老化24h后进行岩心驱替实验。含油饱和度从0～60%中选择了5个点,实验注入速度3mL/min、气液比为1.5∶1,注入方式为混合注入(图6),从中可知:由于原油的消泡作用,随着岩心含油饱和度的增大,泡沫调剖剂的阻力因子在不断降低,但即使在含油饱和度为60%的高含油情况下,阻力因子也达到了120,这说明泡沫调剖剂的耐油性好,不仅可以应用于注气井正向调剖,同时可以应用于生产井的反向调剖,从而可更加有效封堵气窜通道。