濮城油田沙一下油藏CO2泡沫封窜体系研究与应用

杨昌华，邓瑞健，牛保伦，周迅，杨卫东

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛 266555；2.中国石化中原油田分公司采油工程技术研究院，河南 濮阳 457001；3.中国石化中原油田分公司，河南 濮阳 457001）

濮城油田沙一下油藏CO2泡沫封窜体系研究与应用

杨昌华1，2，邓瑞健3，牛保伦2，周迅2，杨卫东2

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛 266555；2.中国石化中原油田分公司采油工程技术研究院，河南 濮阳 457001；3.中国石化中原油田分公司，河南 濮阳 457001）

针对濮城油田沙一下油藏高温高盐的特点，利用充气法，评价了不同类型发泡剂性能。利用高温高压泡沫评价法，对阴离子型和非离子型发泡剂进行复配，得到了耐温耐盐的CO2驱泡沫封窜体系，高压条件下发泡剂稳定性大幅提升；分别从静态和动态角度评价了复配的耐温耐盐泡沫封窜体系，结果表明，该体系耐温90℃，耐盐20×104mg/L，最佳使用质量浓度5 g/L，在渗透率为3 152×10-3μm2的岩心中，阻力因子超过50；对比了CO2在气态、液态、超临界3种相态下形成泡沫体系的封堵能力，结果表明，超临界CO2下形成的封窜体系阻力因子最大。现场开展了濮1-1井组CO2泡沫封窜试验，采用预处理段塞、CO2段塞、水段塞及泡沫段塞的注入方式，结果表明，CO2泡沫体系可有效提高注入压力，改善吸气剖面。

CO2驱；泡沫；高温高盐油藏；相态

濮城油田沙一下为高渗整装油藏，1980年投入开发，地质储量1 135×104t，标定采收率51.3%；油层埋深2 280～2 437 m，有效厚度5.3 m，孔隙度28.1%，渗透率690×10-3μm2；平均地层原油黏度1.82 mPa·s，地层温度82.5℃，地层水矿化度24×104mg/L。经过长期注水开发，目前采出程度达50.89%，含水率97.74%。濮城沙一下油藏高温、高盐、高含水的特点，适于开展CO2驱以进一步提高采收率，而CO2泡沫封窜体系的研究对东部老油区推广CO2驱具有重要意义。

1 CO2发泡剂筛选与复配

1.1 不同类型表面活性剂CO2泡沫性能

利用充气法实验［14］，对阴离子型、两性离子型、非离子型等表面活性剂开展CO2泡沫性能测试，结果见表1。实验结果表明，不同类型表面活性剂的CO2泡沫起泡体积及泡沫稳定性差异较大。其中，两性离子型表面活性剂相对较好，不同阴离子型表面活性剂之间差别较大，而非离子型总体较差。这是由于非离子型表面活性剂耐盐、耐高价离子性能较好，但耐温性能较差；阴离子型表面活性剂活性高，耐温性能好，但抗盐性差。考虑将阴离子和非离子表面活性剂进行复配，以适应高温高盐油藏。

表1 不同类型表面活性剂CO2泡沫性能

1.2 CO2发泡剂复配

在常温常压下（20℃、大气压），利用充气法实验，测试了不同类型发泡剂的复配性能，发现泡沫的泡沫体积及稳定性均得到显著提升（见表2）。复配1#样品和HD1#泡沫稳定性较好，半衰期明显高于其他发泡剂，复配1#样品的半衰期达到了47.1 min；复配2#样品和sh2的起泡能力较好。阴非离子表面活性剂兼有抗温抗盐性能，可用于目标油藏的CO2封窜。

表2 常温常压下复配CO2发泡剂性能评价结果

1.3 高温高压条件下CO2发泡剂筛选

利用高温、高压泡沫仪［14］，模拟高温、高压条件（90℃、5 MPa），对表2中稳泡时间在30min以上的发泡剂进行性能评价，以确定最终CO2泡沫封窜体系配方，实验结果见表3。由表3可知，CO2泡沫稳定性均优于常温常压条件下，其中复配1#样品半衰期达到135.5 min，起泡体积155mL。

表3 高温高压下复配CO2发泡剂性能评价结果

2 CO2发泡剂静态性能评价

2.1 耐盐性

配制不同矿化度（10×104，15×104，20×104mg/L）的盐水，其中钙、镁离子质量浓度均分别为4 000，1 000 mg/L。在常温常压下，将复配1#样品分别溶解在上述盐水中，发现起泡剂在不同矿化度的盐水中溶解后均呈现出清澈、透明的液体，说明CO2驱泡沫封窜体系有较好的耐盐性。

2.2 热稳定性

将CO2驱泡沫封窜体系置于高温管中，密封后放入90℃恒温箱中，定时测半衰期，同时观察是否有沉淀、混浊、分相现象。实验结果表明，复配1#样品在90℃恒温120 d后，溶液没有发生沉淀、混浊、分相现象，其半衰期不变，说明该发泡体系热稳定性较好。

2.3 半衰期

配制不同质量浓度的复配1#样品溶液，利用高温高压泡沫仪进行半衰期测试（见图1）。

由图1可知：发泡剂质量浓度小于5 g/L时，泡沫半衰期增加明显；质量浓度大于5 g/L以上时，半衰期随质量浓度的增大，变化较小。考虑成本因素，发泡剂质量浓度取5 g/L。

图1 发泡剂质量浓度变化对阻力因子的影响

3 CO2泡沫封堵能力评价

3.1 不同渗透率岩心

不同渗透率岩心CO2泡沫封堵能力实验［6］结果如图2所示，可见泡沫阻力因子随着渗透率的增加，呈先增加后减小的趋势［15］，在渗透率3 152×10-3μm2岩心中，CO2泡沫封堵能力最大，阻力因子超过50；随着渗透率进一步增加，CO2泡沫封堵能力开始下降。

图2 不同渗透率岩心CO2泡沫阻力因子对比

3.2 不同相态

实验条件：气态CO2为25℃、3 MPa，液态CO2为25℃、9MPa，超临界态CO2为82℃、9MPa。不同相态下的CO2泡沫封堵实验结果见图3，由图可以看出：气态CO2泡沫封堵能力最差；液态CO2与发泡剂形成乳状液，具有一定的封堵能力；超临界态CO2形成的泡沫外观介于乳状液与气相泡沫之间，致密性更强，并且该状态下泡沫阻力因子最大，封堵能力最好。

图3 不同相态下CO2泡沫封堵性能

4 现场试验

中原油田濮城油田沙一下油藏投入开发以来，采油速度较快，采收率达到53.88%，水驱形成的大孔道严重，易发生气窜。濮检4井取心测得目前渗透率是原始渗透率的4倍，示踪剂监测显示，最快突破时间为3 d，油水井间有明显的高渗层（大孔道）存在。

2008年3月21日在濮1-1井组开展CO2驱，截至24日累计注入液态CO291.39 m3，濮1-67井检测到较高质量浓度的CO2。为了保证驱替效果，抑制气窜，在濮1-1井注入泡沫体系进行封窜，注入段塞依次为预处理段塞、CO2段塞、水段塞及泡沫段塞。泡沫段塞注入后，注气压力由5.0～5.5 MPa上升到6.5～8.0 MPa，吸水剖面得到有效改善。层间物性差的沙一下12小层吸水强度得到加强，13小层有所抑制；层内13小层中，物性好的12小层有所抑制，物性差的13小层得到加强。

5 结论

1）筛选复配的CO2泡沫封窜体系耐温90℃，耐盐20×104mg/L，最佳应用质量浓度为5 g/L，在渗透率为3 152×10-3μm2的岩心中阻力因子超过50。

2）超临界态CO2形成的泡沫体系封堵能力优于液态CO2和气态CO2形成的泡沫体系。

3）现场试验表明，泡沫封堵起到了较好的封窜作用，注气压力升高，层间吸水吸气能力得到改善。

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（编辑 孙薇）

CO2foam sealing channeling system research and application in Pucheng Es1reservoir

Yang Changhua1，2,Deng Ruijian3,Niu Baolun2,Zhou Xun2,Yang W eidong2
(1.College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Qingdao 266580,China;2.Research Institute of Oil Production Engineering and Technology,Zhongyuan Oilfield Company,SINOPEC,Puyang 457001,China;3.Zhongyuan Oilfield Com pany, SINOPEC,Puyang 457001,China)

Air diffusion method was used to evaluate the performance of different types of foam agents according to the characteristics of high temperature and high salinity in Pucheng Es1reservoir.It shows that anion and non-ionic foams are good performance athigh temperature and high salinity conditions.Method of foam evaluation in high temperature and high pressurewas used to estimate the performance of compounds aboutanion and non-ionic foam and the CO2foam sealing channeling system with high temperature resistance and salt tolerance was gotten,which had a good stability property at higher pressure.From static and dynamic perspective,a series of evaluations about the compound foam system were conducted.Results show that the foam system achieves the follow indicators:high temperature resistance of90℃,salt tolerance of200,000mg/L,the bestmass concentration of5 g/L and the resistance factor of higher than 50 in the coreswith permeability of 3,152md.Labs of resistance factor of CO2foam in different phase of gaseous state,liquid state and supercritical state were carried out.The experiments show that the foam in supercriticalhas the highest resistance factor.CO2foam sealing channeling testwas conducted in Pu1-1 wellgroup and the injection method was pretreatmentslug,CO2slug,water slug and foam slug.Field testshows that the CO2foam system can effectively increase the injection pressure and improve the gas injection profile.

CO2flooding;foam;high temperature and high salinity reservoir;phase behavior

中国石化集团公司科技攻关项目“水驱废弃油藏CO2驱提高采收率技术研究”（P10070）、“CO2泡沫驱用表面活性剂的研究”（211014）

TE357.4

A

0 引言

杨昌华，邓瑞健，牛保伦，等.濮城油田沙一下油藏CO2泡沫封窜体系研究与应用［J］.断块油气田，2014，21（1）：118-120，124.

Yang Changhua，Deng Ruijian，Niu Baolun，et al.CO2foam sealing channeling system research and application in Pucheng Es1reservoir［J］. Fault-Block Oil&Gas Field，2014，21（1）：118-120，124.制了常规泡沫体系在油田的应用［11-13］。

10.6056/dkyqt201401029

2013-09-19；改回日期：2013-11-29。

杨昌华，男，1972年生，高级工程师，在读博士研究生，现主要从事调剖堵水、注气提高采收率等方面的研究工作。电话：（0393）4890925，E-mail：ych569@126.com。

国内外大量研究结果和矿场试验表明，CO2驱可较大幅度地提高原油采收率［1-4］，但是CO2气窜会减小CO2驱的波及体积，降低驱油效率，加速产出系统腐蚀。泡沫控制气窜是国外控制气窜的主要方法之一［5-10］，而中原油田高温、高盐，尤其是高钙镁的油藏现状，限