一种耐高温泡沫体系的驱油效率影响因素分析

2015-09-04王少华孙永涛吴春洲

当代化工 2015年11期

汪成，王少华，孙永涛，吴春洲，肖洒

（中海油田服务股份有限公司油田生产研究院，天津塘沽 300450）

近年来多元热流体吞吐是海上稠油油田热力采油的一个重要技术，该技术实施过程中燃烧产生高温高压的水蒸汽、氮气、二氧化碳等混合气体［1,2］，具有气体混相驱（氮气、二氧化碳驱）和热力采油（蒸汽吞吐、蒸汽驱）的特点［3］。但是多元热流体技术与蒸汽驱等其他热力采油技术一样，都面临着多轮次开采后蒸汽和热水的窜进的问题。

国内外研究表明，高温泡沫体系随着蒸汽一起注入地层，泡沫可有效封堵高渗层或大孔道，降低油水界面张力，提高蒸汽的波及体积和驱油效率，从而提高油藏的动用程度和采收率［4］。本文针对海上稠油油田的高孔高渗的地层特点，并结合海上多元热流体热采的技术特点与注入气体组成，对一种耐高温起泡剂(COL-3)进行了室内实验研究，分析了其耐温性、并在多元热流体注入的条件下分别考察起泡剂质量浓度、注入方式、岩心渗透率极差对泡沫驱油效率的影响,为现场应用提供了理论指导。

1 实验部分

1.1 实验条件

药品：表面活性剂COL-3、氮气(纯度99.95%)、二氧化碳(纯度99.90%)等；

实验用水：根据渤海油田地层水实际组成配制的模拟盐水，矿化度为7 402 mg/L，水型为质量浓度为 2 210 mg/L，mg/L，Mg2+为 281 mg/L，Cl-为 3 226 mg/L，HCO-3为1 159 mg/L，SO42-为 384 mg/L。

实验用油：渤海油田原油，50 ℃地下原油黏度为 753 mPa∙s。

仪器：高温高压泡沫扫描仪，法国I.T.C.公司；扩张压缩界面张力仪，法国I.T.C.公司；热力驱替线性模型；恒温箱、高温高压老化罐、天平等。

热力驱替线性模型：由蒸汽发生器、预热盘管、恒压计量泵、手动计量泵、岩心模型（25mm×150 mm的人工填砂岩心）、冷凝器、气液分离器、湿式气体流量计、回压阀、以及压力传感器和中间容器、恒温箱等组成。

1.2 实验方法

1.2.1 起泡剂耐温性能测试

将装有起泡剂的耐高温高压的密闭容器（老化罐）放入300 ℃烘箱中老化24 h，然后用界面张力仪在常温下测试起泡剂的界面张力。

用高温高压泡沫扫描仪测定泡沫的半衰期［5］。避免了Waring Blende法泡沫液膜蒸发、泡沫的稳定性下降的缺点［6］，使实验条件更加贴近现场条件，实验结果更加真实可靠。由于整个腔室体积为 300 mL，故设定当泡沫起泡体积达到 200 mL，系统停止注气发泡；泡沫衰减至100 mL时的时间为泡沫半衰期。实验温度常温或150 ℃，实验压力2 MPa。

1.2.2 单管驱油实验

根据目标油藏特性制作渗透率为 3.31达西填砂岩心管，在室温条件下将模型抽真空，在 56 ℃（目标油田地层温度）恒温下饱和人工合成盐水，测量孔隙度；将饱和盐水的模型在 56 ℃恒温箱内放置12 h以上，用实验原油以恒定速率驱替岩心中的饱和水进行饱和油。饱和油后，恒速注入150 ℃的多元热流体（其中蒸汽、二氧化碳、氮气比例按现场实际多元热流体组成比例配制），当采出液含水率大于98%，注入不同浓度泡沫体系进行调剖。记录起泡剂注入前后的驱油效率，算出泡沫的驱油效率。本文的泡沫驱油效率=最终驱油效率－注入泡沫前的驱油效率（采出液含水率大于98%）。

1.2.3 非均值驱油实验

将饱和过油的两根渗透率极差为3或10的填砂岩心管放入蒸汽驱平行双管模型中，用多元热流体恒速驱替，当采出液含水率大于98%时，注入泡沫剂体系进行调剖。记录起泡剂注入前后的驱油效率。实验温度150 ℃。

2 结果与讨论

2.1 起泡剂的耐温性能

表1 起泡剂耐温前后的静态性能Table 1 Static performances of foaming agents after temperature resistance tests

2.2 起泡剂质量浓度对泡沫驱油效率的影响

表1为浓度为0.3%的COL-3起泡剂在25 ℃与300 ℃下耐温24 h后的实验结果。由表1可知，经过耐温实验后，COL-3耐温前后的泡沫半衰期与表面张力值变化很小，表现出优异的耐温性。

通过单管较均质模型进行泡沫驱油效率评价实验。实验方案:多元热流体驱替4PV（此时采出液含水率大于98%）+伴注0.5PV的COL-3泡沫体系+后续多元热流体驱替。岩心具体参数见表2。

表2 起泡剂浓度对驱油效率的影响Table 2 Effects of foaming agent concentration on displacement efficiency

表2是在测试温度为150 ℃、岩心渗透率为3达西左右条件下，不同起泡剂浓度对驱油效率的影响。由表2可知，在多元热流体驱替4PV后进行不同浓度起泡剂调剖后，各岩心管的驱油效率都得到了提高。从实验结果看，起泡剂质量分数从0.1%增加到 0.3%，泡沫驱油效率由 3.78%快速增长到14.49%；起泡剂质量分数从 0.3%增加到 0.8%，泡沫驱油效率变化幅度很小、趋向平稳，仅由14.49%增长到14.92%；同时也说明了COL-3起泡剂最经济、有效的使用浓度为0.3%。

2.3 起泡剂注入方式对泡沫驱油效率的影响

实验室考察了不同注入方式下起泡剂对驱油效率的影响。起泡剂使用浓度为 0.3%，使用量为0.5PV，泡沫注入方式分为前置注入、两段塞注入（多元热流体驱 2PV+伴注 0.3PV泡沫体系+多元热流体驱 2PV+ 伴注 0.2PV泡沫体系+多元热流体驱）和后置注入（多元热流体驱4PV+ 伴注0.5PV泡沫体系）。驱替温度150 ℃。

表3 起泡剂注入方式对驱油效率的影响Table 3 Effect of foaming agent injection way on displacement efficiency

表3是不同起泡剂注入方式对泡沫驱油效率的影响。由表3可知，后置注入和段塞注入相同浓度、相同量的泡沫体系，岩心的采收率都得到明显提高，且段塞注入的方式更为理想；其中后置注入起泡剂，泡沫驱油效率为14.05%，段塞注入起泡剂，泡沫驱油效率为18.25%；主要原因是段塞注入可以保证驱替过程中较长时间维持较大的驱替压差，从而提高泡沫驱油效率。采用前置注入泡沫剂，驱油效率仅仅提高了 3.93%，效果不明显的原因是注入前期岩心含油饱和度高，起泡剂在含油饱和度较高时不能充分发泡，调剖作用无法充分表现出来。

2.4 渗透率极差对泡沫驱油效率的影响

通过层间非均值驱油实验(双管并联模型)考察渗透率极差对泡沫驱油效率的影响。实验方案:多元热流体驱替至采出液含水 98%+0.5PV 的0.3%COL-3泡沫体系+后续多元热流体驱替。平行双管并联驱油实验中岩心渗透率极差控制为 3和10，由于海上稠油油田具有高孔、高渗的地层特点，渗透率极差近3的两根高渗、低渗岩心渗透率分别选取9.15达西与2.96达西；渗透率极差近10的两根高渗、低渗岩心渗透率分别选取9.68达西与0.98达西，岩心具体参数见表4。

表4 渗透率极差对驱油效率的影响Table 4 Effects of permeability contrast on displacement efficiency

表4是实验温度为150 ℃、渗透率极差对泡沫驱油效率影响的实验结果。由表4可知，对于渗透率极差为3的双岩心管，多元热流体驱替至4PV时，采出液含水率大于 98%，此时低渗管采收率36.19%、高渗管采收率 50.39%，这时加入 COL-3泡沫体系进行调剖，最终低渗透管、高渗透管的采收率分别为48.4%和60.52%，泡沫在低渗透管、高渗透管的驱油效率分别为,12.21%和 10.13%。对于渗透率极差为10的双岩心管，泡沫在低渗透管、高渗透管的驱油效率分别为 3.00%和 6.89%。渗透率极差为3和10的双管驱替实验结果说明泡沫在渗透率差异较小的岩心的驱油效率大于渗透率极差大的岩心的驱油效率。多元热流体驱替后，泡沫调剖更适合渗透率差异较小的储层，对于严重窜流的储层改善能力有限。