高温泡沫封堵剂及在边水稠油油藏热采中的应用

吴芝华

（中国石化江汉油田分公司采油工艺研究院，湖北 武汉430035）

蒸汽吞吐是开采稠油最有效的方法，已成为八面河油田近年来稳产上产的主要手段之一。八面河油田稠油热采区存在边水的油藏储量达到1130×104t。由于边水的存在，随着热采轮次的增加，对稠油油藏热采带来不同程度的影响，主要表现为边水侵入、底水锥进，导致油井含水大幅度上升，热采效果变差。为解决边水对稠油热采的影响，高温泡沫封堵技术是最为有效的方法，在室内实验的基础上，开展了现场试验，达到了延长热采周期、提高产油量、降低含水的目的。

1 边水油藏地质特点及水淹特征

1.1 地质特点

八面河油田热采的边水稠油油藏主要为面120区沙三中、面37块沙三中、面138区沙三上，储量达到1 130×104t，油藏埋深在940 m～1 000 m，地层温度54℃～58℃，目前共有油井135口，开井122口。除面120区沙三中一砂组属沙坝席状砂沉积，渗透率略低为1 000×10－3μm2，层内非均质性强，50℃ 脱气原油粘度10 000 mPa·s外，其余面120区沙三中三砂组、面37块沙三中、面138区沙三上则属水下分流河道沉积，渗透率均在（1 300～1 400）×10－3μm2，层内非均质性都不强，50℃脱气原油粘度4 000 mPa·s～8 000 mPa·s。

1.2 水淹特征

1）水淹初期油井产量较高，但产量下降较快。由于边水推进，初期起了到补充了地层能量的作用，油井产量在短期有所增加，但增加的幅度不大；随着边水推进加剧，因油水粘度比较大，油井很快出现高含水、低产油特征，周期产油量大幅下降，降低50%，周期注采比大幅度提高，由1.4提高到4.2。

2）水淹后油井高液量，高含水，产量大幅下降。对水淹30口井统计，产液量由水淹前的平均10 m3／d上升至水淹后28 m3／d，含水由32.2% 上升97.4%，油量则从6.8 t／d下降至0.7 t／d。

3）水淹主要沿高渗带指进状。蒸汽吞吐主要加热近井地带的，因渗透率差异的存在，蒸汽推进不一，高渗透带原油被更多采出，而低渗带动用程度较低，含油饱和度测试证实了这一点。油井大量采出后地层亏空，压力下降，油水流度比差异大，边水沿流动阻力小的高渗透带突破原油的阻碍指进，导致油井快速水淹，采收率低。

2 高温泡沫剂的筛选与评价

2.1 高温泡沫封堵机理

泡沫流体属于非牛顿流体，具有剪切稀释特性，在高渗透地层中的表观粘度大于在低渗层中的表观粘度，因此，对高渗层有封堵作用，对低渗层有增大波及体积、提高波及系数的效果。泡沫流体具有遇水稳定、遇油消泡的特性，能够实现堵水不堵油的目的。气体泡沫的破灭和再生同时进行，能够实现对地层深部的封堵；随着注汽过程的完成，气泡自行消失，不凝固，对产层伤害小，能保持油井产量；它具有一定的界面活性，能够提高洗油效率；具有一定的超覆性，能够运移到油层顶部，形成“气顶”，增加油藏能量的同时，还能将位于油层顶部的剩余油压下来。

2.2 高温泡沫剂的筛选

应用于油田的泡沫剂类型较多，八面河油田边水稠油油藏蒸汽吞吐时注汽压力在5 MPa～15 MPa，井口温度高达200℃～350℃，一般起泡剂不能满足耐高温性能的要求。石油磺酸盐和烷基苯磺酸盐类的耐温性较好，但抗盐性能差；聚氧乙烯醇醚类的抗盐性较好，但耐温性差。由于耐温性强的活性剂水溶性较差，加入适量的非离子助剂，以改善发泡剂溶液的稳定性。研究中，根据各组分的不同比例，拟定了6个泡沫剂样品，进行评价研究。

2.2.1 泡沫剂稳定性能评价

对高温泡沫剂稳定性能进行评价，测定浓度为0.5% 时，在50℃ 和经过300℃ 高温（置于300℃ 高压釜中，压力12 MPa，时间72 h。冷却取出后，测试温度50℃）的泡沫剂的起泡能力和泡沫的半衰期（见表1）。

从实验结果可以看出，1＃、2＃、3＃、4＃样品经过高温后，起泡能力、泡沫半衰期性能较稳定，从好到差依次为4＃＞3＃＞1＃＞2＃。

表1 高温泡沫剂性能评价

2.2.2 高温泡沫剂浓度优化

将耐温性能较稳定的1＃、2＃、3＃、4＃高温泡沫剂，置于300℃高压釜中，压力12 MPa，时间72 h，冷却取出后的使用浓度进行优化，测试温度50℃，结果见表2。从实验结果可以看出：0.5% 为最佳使用浓度。

表2 高温泡沫剂高温条件下浓度评价

2.2.3 高温泡沫剂的阻力因子测定

阻力因子是衡量泡沫剂性能最主要的一个指标。它反映了泡沫剂封堵能力的大小，从而决定了泡沫剂封堵调剖效果的好坏。测定0.5% 浓度下温度变化对阻力因子的影响（见图1）。从图1中可以看出，4＃高温泡沫剂阻力因子在高温下，阻力因子高且稳定性最好，说明高温下封堵能力较强。因此，确定选用4＃进一步评价。

图1 高温泡沫剂阻力因子随温度变化图

2.3 高温泡沫剂封堵性能评价

2.3.1 高温泡沫剂封堵性能

用岩心管填充松散岩心评价4＃高温泡沫剂封堵效果，从泡沫对的岩心封堵率实验表明：0.5% 浓度4＃高温泡沫剂产生的泡沫对岩心的初始封堵率在90% 以上，泡沫对地层有一定的封堵能力；随着水驱的进行，封堵率不断下降，说明泡沫堵剂的流动性好，在后续水驱中易被驱替出，封堵率下降，不堵塞地层。当水驱至约20 pv时，泡沫基本上全被驱替出岩心管（见图2）。

图2 高温泡沫对岩心的封堵实验曲线

2.3.1 含油饱和度对高温泡沫剂封堵性能的影响

泡沫的形成与含油饱和度密和岩心渗透率切相关，油的存在可以降低甚至破坏泡沫的稳定性。实验表明，含油饱和度在30%以上时，原油占据了大量的"起泡点"，使起泡几率变小，油水乳化，消耗了气液界面处的表面活性剂，泡沫不能有效地形成；含油饱和度为15%～20% 范围内阻力因子变化最大。因此高温泡沫可以有效封堵高含水通道，使蒸汽更多进入低含水层，达到堵水不堵油的目的。

由于低渗层的毛细管压力大，泡沫在低渗层中是不稳定的，因此泡沫更多进入高渗层，在后续不断注入高温泡沫液的情况下保持稳定。蒸汽优先进入含油饱和度高的低渗层，降低油水流度比，从而达到抑制边水的目的。

2.4 高温泡沫剂驱油实验

用岩心管充填松散岩心制作模型，孔隙度37.24%，渗透率 K 为2.83μm2，原油粘度80℃ 时892 mPa·s，200℃ 热水驱至含水98%，按照气液比1∶2，氮气0.5 ml／min，液1.0 ml／min混合注入泡沫，进行连续驱替，实验结果表明：与200℃ 热水驱对比，采收率43.5% 由提高到59.2%，采收率提高15.7%。说明高温泡沫剂在残余油条件下仍能较大幅度提高原油采收率。

3 现场试验及效果

3.1 高温泡沫剂注入工艺

泡沫注入一般有三种方式：地面发泡、井筒发泡及地层发泡三种方式。相关文献研究认为，地面发泡连续注入工艺效果最好。因此，确定采用地面发泡后连续注入，即先向地层中注入100 t蒸汽，预热井筒及附近地层，装好井口单流阀，连好正挤管线，随蒸汽连续注入高温泡沫剂段塞。注入量根据压力情况确定，蒸汽中高温泡沫剂浓度控制在0.5% 左右。

3.2 选井条件

选井条件为：①井况良好，无套管变形、漏失情况；②边水活跃区块，距离边水近或即将侵入的井；③边水已经侵入，油井热采或冷采生液量高、含水高的井；④多次吞吐后形成蒸汽窜进通道或含油饱和度较低的井；⑤油藏非均质性强，渗透率级差大的井等。

3.3 现场试验效果

2010年以来，分别在面120区沙三中、面37块沙三中、面138区沙三上结合热采实施高温泡沫抑制边水措施10井次，注高温泡沫剂阶段，注入压力比注蒸汽压力上升0.5 MPa～1 MPa，防窜堵水见效率达到90%，平均单井增油850 t、降水19.5%，平均周期油汽比从0.35提高到0.65，投入产出比为1∶5.3，见到了较好的堵水效果和经济效益。

4 结论

1）经评价筛选出的高温泡沫剂高温下的稳定性好，适合应用于八面河油田边底水稠油油藏，且最佳使用浓度为0.5%。

2）泡沫封堵性好，在300℃ 时阻力因子高达50以上，可以有效抑制边水的锥进和汽窜、改善油层吸气剖面、降低热采周期的综合含水，达到了提高周期产量的目的。

3）泡沫选择性进入高含水层，形成稳定的泡沫封堵，达到堵水不堵油，抑制边水侵入的目的，提高了区块整体开发效果。但对于潜力较小的强水淹层或边水体强的油井，效果较差，应用时需慎重考虑。

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