空气泡沫驱油技术在低温特低渗油藏中的应用——以甘谷驿油田唐80井区为例

康宵瑜，王维波，汤瑞佳，余华贵

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)



空气泡沫驱油技术在低温特低渗油藏中的应用
——以甘谷驿油田唐80井区为例

康宵瑜，王维波，汤瑞佳，余华贵

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)

摘要：针对陕北油区特低渗油藏地质特征，以甘谷驿油田唐80井区为例，通过室内实验和现场试验研究了空气泡沫驱油技术在低温特低渗油藏中应用的可行性。通过评价不同起泡剂在无油和含油30%条件下的泡沫高度、半衰期和泡沫综合指数，筛选出起泡和稳泡性能良好的起泡剂，优化得到了低界面张力泡沫体系(0.12% FC-2 + 0.08% TC-12 + 0.1% BS + 1500mg/L HPAM)。模拟得到试验井区最佳泡沫干度为0.7、最佳注入压力为18～22MPa、注入速度为10m3/d、注入周期在30天左右。结果表明，空气泡沫驱油技术在30℃的低温特低渗油藏中应用安全可行，现场试验8个井组累计增油4898t，阶段投入产出比为1∶2.57，增产效果明显，可大幅度提高油田采收率，对同类油藏的增油控水具有一定的借鉴作用。

关键词：空气泡沫；低温；特低渗油藏；甘谷驿油田

20世纪中后期，美国、加拿大、英国和挪威等国先后开展了泡沫驱和空气泡沫驱的室内实验，并在伊利诺斯州希金斯油田、Knybob South油田、北海油田和Snorre油田进行了矿场试验，取得了较好效果[1-3]。 国内空气泡沫驱的研究始于20世纪70年代的胜利油田，随后在百色、子寅、中原等油田进行了现场试验，均取得了较好效果，但现场应用的油藏温度均高于50℃[4-6]，油藏温度低于50℃时一直没有典型的研究。

针对鄂尔多斯盆地陕北油区特低渗油藏温度低、非均质性严重、微裂缝发育的特征[7-8]，本文以甘谷驿油田唐80井区为例，结合前人研究成果及室内物理模拟，探讨了空气泡沫驱油技术在低温、特低渗油藏中的应用。室内研究与现场实践结果表明，空气泡沫驱可驱替出特低渗储层中大量剩余油，增产效果明显。同时，对应采油井伴生气中氧气含量完全可控制在安全范围以内[9]，初步验证了该技术在低温、特低渗油藏中的可行性，是该类油藏提高采收率的行之有效的新方法，可为同类油藏增油控水提供借鉴作用。

1 油藏特征及开发简况

唐80井区位于鄂尔多斯盆地东部陕北斜坡中部的甘谷驿油田，构造基本形态为一东高西低的单斜，地层倾角为0.5°～1.0°(图1)。主要含油层位为三叠系延长组长 6 油层组，储层岩性主要为长石细砂岩和长石砂岩，孔隙类型主要为粒间孔和溶蚀孔，油藏非均质性强，同时局部发育微裂缝[10-13]。储层平均孔隙度为7.9%，平均渗透率为0.82mD，地层温度为26～30℃，地层压力为4.016～5.812MPa，油藏饱和压力为1.12MPa，属典型的低温、特低渗油藏。且陕北地区气候干旱，水资源相对匮乏，在注水开发过程中，常常存在水源不足、注不进等问题。

唐80井区于2002年5月投产，投产初期含水较低，大部分井的含水在20%以下；2002年5月至2006年10月为增产阶段，该阶段含水呈波动变化，主要是该区微裂缝较发育，水线推进速度快(1.2～1.4m/d)，含水稳定时间短，注水井投注一段时间后含水上升；2006年11月至2011年2月为产量递减阶段，一些井因水淹而关井，产液量、产油量大幅下降。

2 空气泡沫驱油机理

空气泡沫驱油将空气驱和泡沫驱有机结合，本着“边调边驱”的原则，空气作为驱油剂，泡沫作为调驱剂，既能大规模注入以提高地层压力，又能有效避免水窜和气窜，提高单井产油量、驱油效率及采收率[14-17]。

泡沫在多孔介质中有独特的渗流特性，其视黏度随介质孔隙的增大而升高，随剪切应力的增加而降低，泡沫遇油后稳定性降低。这些特性不利于泡沫在油层大孔道内的流动，而有利于其在油层小孔道内的流动，因而能有效提高驱替液在非均质油层内的波及效率。

起泡剂复配体系是由甜菜碱型和氟碳型表面活性剂组成，两种表面活性剂之间由不同电性交替排列，增加膜分子密度，减少气体穿透，彼此协同作用增加泡沫稳定性的同时，能较大幅度降低油水界面张力，改善岩石表面润湿性，使原来呈束缚状的油通过油水乳化、液膜置换等方式成为可流动的油。而且泡沫能显著降低驱替液的流度，流度比的改善和泡沫本身具有的洗油能力提高了驱油效率。一般情况下，泡沫驱油可提高采收率10%～25%，且油层非均质性越严重，对泡沫驱油越有利。

3 室内评价研究

3.1 空气泡沫驱安全可行性评价

针对延长油区东部长6油藏低温、特低渗的特点，利用高压恒温氧化仪模拟30℃、8MPa 下油藏注空气提高采收率的耗氧情况。在432小时的实验中平均每24小时监测1次氧气含量，发现氧气含量呈指数递减；在反应时间为80天时，残余气中氧气含量为7.84%，已低于地层条件下爆炸极限临界氧气含量(9.82%)(图2 )。说明注空气80天左右氧气含量降至爆炸极限以下，若气体在地层中滞留时间足够长，氧气基本能在地下耗尽，即空气泡沫驱可以在30℃的低温、特低渗油藏中安全实施。

3.2 泡沫体系评价

3.2.1 低界面张力起泡剂体系

由于泡沫高度h和半衰期t1/2仅单纯表征了起泡剂的起泡能力和稳泡能力，为综合评价起泡剂的起泡和稳泡能力，采用泡沫综合指数FCI来评价起泡剂的性能，泡沫综合指数越大，表明其性能越好[18]。为了计算方便，泡沫综合指数FCI简化计算公式为：FCI=ht1/2。

3.2.1.1 起泡剂的筛选评价

将初选的6种起泡剂(FC-2、TC-12、FC-1、LAS、DP-4和HY-2)用模拟地层水(矿化度为14000mg/L)配制成质量分数为0.3%的起泡剂；30℃条件下测得起泡剂在含油和不含油情况下的h和t1/2，从而计算出FCI。结果表明，含油30%、气液比为3∶1时，FC-2和TC-12具有良好的耐油性(图3)。TC-12甜菜碱型表面活性剂分子结构一部分是由季铵基长链衍生物构成的阳离子，另一部分是由磷酸酯基构成的阴离子，此结构决定其配伍性优于一般阴离子表面活性剂，具有耐碱性、耐电解质性和抗静电性的优点。甜菜碱在实验条件下基本处于等电区，静电荷最少，在气/液界面排列较紧密，耐油起泡性好。FC-2氟碳型表面活性剂既不亲水也不亲油，在气/液界面上定向聚集排列，同样具有优异的起泡性。

3.2.1.2 起泡剂体系筛选

将FC-2、TC-12单一体系及其复配体系用模拟地层水(矿化度为14000mg/L)配制成质量分数为0.3%的起泡剂，在含油30%、温度为30℃条件下，测得FC-2、TC-12单一体系及其复配体系的h和t1/2，计算FCI。结果表明复配体系(0.1%TC-12 + 0.2%FC-2)的泡沫综合指数最高，形成的泡沫性能最好，在较低气液比时亦有不错的起泡和稳泡能力(图4)。这主要是由于两种表面活性剂之间不同电性交替排列，增加膜分子密度，减少气体穿透，彼此协同作用增加了泡沫稳定性，提高了泡沫性能。

3.2.1.3 低界面张力泡沫体系优选

表面活性剂可以通过与主剂的不同电性交替排列，增加膜分子密度，减少气体穿透，增加泡沫稳定性；而高分子聚合物则主要通过增加体系的黏度来增加泡沫的膜厚度和膜弹性，以增加泡沫的稳定性[19]。向泡沫体系中加入能降低界面张力的甜菜碱型表面活性剂BS和稳泡剂聚合物HPAM可以提高泡沫的稳定性和驱油性能。

采用油田污水将HPAM分散、溶解配制成1500mg/L的聚合物溶液。利用该聚合物溶液分别配制不同配比的BS表面活性剂、FC-2和TC-12的复合泡沫体系，30℃条件下测定界面张力。结果表明，加入低界面张力表面活性剂BS与聚合物HPAM后，复合泡沫体系油水界面张力可降低到10-2数量级(图5)。这是由于BS分子向油水界面扩散的速度很快，在很短时间油水界面张力就可降至10-2数量级以下。基于降低油水界面张力结果，优选低界面张力体系为：“0.12%FC-2+0.08%TC-12+0.1%BS+1500mg/L HPAM”。

3.3 注入方案设计

选取唐80井区8个空气泡沫驱井组利用CMG数模软件STARS模块建立数模模型进行模拟，平面网格步长为15m，总网格数为113×67×8=60568，并进行油藏参数设置。模拟注气干度(泡沫干度)、注入速度、注入压力、段塞周期对采出程度的影响。

3.3.1 泡沫干度优化

模拟注气泡沫干度分别为0.3、0.5、0.7、0.9 时对采出程度的影响，模拟结果发现，随注气泡沫干度增大，采出程度先快速提高，增大到一定值时，提高速度变缓(图6)，合理的泡沫干度应在0.7左右。泡沫干度越大，产生泡沫的稳定性和视黏度越高。在泡沫质量较高的情况下，气液界面曲率半径变大，使得泡沫气泡膜的弹性增强，泡沫更容易进入并有效封堵高渗透层，使驱替流体更多地分流进入中、低渗透层，调整注入剖面，发挥泡沫流度控制作用。但泡沫干度增大到一定程度时，高质量泡沫的黏度逐渐趋向于气体的黏度，在高渗透层中几乎没有封堵作用。

3.3. 2 注入速度优化

模拟泡沫注入速度分别为6m3/d、8m3/d、10m3/d、12m3/d时对采出程度的影响，结果发现，随泡沫注入速度的增大采出程度增大(图7)；但当泡沫注入速度超过10m3/d 时，采出程度增加幅度明显减缓，因此合理的注入速度应在10m3/d 左右。当以较低的速度交替注入空气和泡沫液时，泡沫液和气体可以很好地混合产生更多的泡沫，增强封堵性，且气体突破时间延长，提高驱替波及系数和原油采收率。因此，为了延缓气体突破时间，应适当降低泡沫注入速度。

3.3.3 段塞周期优化

模拟不同注入方式(泡沫、空气、水交替)，以及注入周期分别为15天、30天、45天、60天、90天和120天时对采出程度的影响。结果发现，随段塞注入周期增大，采出程度降低(图8)，考虑到操作因素，段塞注入周期应在30天左右。在空气泡沫驱气液交替注入过程中，气液交替段塞越小，交替频率越高，采出程度越大。如果交替段塞较大，气体和液体单独进行，难以形成真正的泡沫进行驱替，无法达到扩大波及体积，提高驱油效率的目的。

3.3.4 注入压力优化

模拟泡沫注入压力分别为14MPa、18MPa、22MPa、26MPa时对采出程度的影响。结果发现，注入压力超过20MPa时，采出程度增加幅度明显降低(图9)，因此合理的注入压力应为18～22MPa(井口注入压力为13～17MPa)。压力的微小变化会引起泡沫流体中气体体积的显著变化，从而导致泡沫质量、密度等参数的变化。在泡沫体系中，压力增加使泡沫稳定性得到增强。

4 现场施工工艺

空气和泡沫液分段塞从油管注入，在地下产生泡沫。地面注入流程分为两大部分：一是注泡沫液部分，利用现有注水流程及管线注入；二是注空气部分，增加配气流程。

注空气设备为空气压缩机，选8口注水井为试验目标，其中1口井作为预备井。通过空气流量计和闸门配气从油管注入空气，注入限压为16MPa。

配制泡沫液用水质合格的清水，将所需泡沫药品加入到带搅拌器和铁丝护网的内外均防腐的混合器内。通过搅拌器配制泡沫原液，再用提升泵提升到熟化罐内熟化，用过滤器过滤泡沫原液，过滤后泡沫原液进入储存罐待用。储存罐出口通过管线和阀门连接到注液泵，注液泵后利用耐高压管一次安装控制阀门、流量计、压力表、调节阀门和配液间供液管线相连接。

5 现场应用及效果

5.1 实施效果

试验区自2010年10月实施空气泡沫驱，至2013年9月共注入空气81200m3(地下体积)、泡沫液9800m3。注入2个月后，区块整体见效(图10)，产液量和产油量增加、含水下降。截至2013年10月，8个试验井组共增油4898t，阶段投入产出比为1∶2.57，取得了显著的效果。对比试验区(注空气泡沫区)与注水区地层压力及生产情况发现(表1)，试验区地层压力较注水区有所上升，平均单井产液、产油增加，含水下降，说明空气泡沫驱是该类油藏提高采收率的一种行之有效的新方法。

5.2 现场氧气含量监测

现场实施过程中，监测对应生产井套管气的组分变化，发现所有井伴生气中的氧气含量一直处于安全范围之内。现场监测的数据在200天以内比模型预测值略高，而200天后现场监测数据比模型预测值低(图11)；总体而言，模型预测值与现场监测值具有一致性。进一步证明了在30℃的低温、特低渗油藏中实施空气泡沫驱安全可行。

6 结论

(1)在30℃低温、特低渗油藏中进行空气泡沫驱油是安全可行的，是低温、特低渗油藏补充地层能量，提高采收率的有效方法之一。

(2)优选的低界面张力泡沫体系配方为：0.12% FC-2+0.08%TC-12+0.1%BS+1500mg/L HPAM，具有很好的配伍性和耐油性；当含油30%、气液比为3∶1时，具有良好的起泡和稳泡性能，油水界面张力可降到10-2数量级。该泡沫体系具有一定的封堵和调剖作用，能够调整流量分配，提高波及体积，改善驱油效果。

(3)利用CMG数模软件模拟得出，唐80井区油藏最佳泡沫注空气泡沫驱参数：干度为0.7，泡沫、空气交替段塞注入，注入压力为18～22MPa，注入速度为10m3/d，注入周期在30天左右。

(4)甘谷驿油田唐80井区空气泡沫驱油试验累计增油4898t，投入产出比为1∶2.57，增油效果明显。

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Application of Air-foam Flooding to Low-temperature and Ultralow-permeability Reservoir——A Case Study of Tang80 Well Area in Ganguyi Oilfield

Kang Xiaoyu, Wang Weibo, Tang Ruijia, Yu Huagui

(Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum (Group) Co., Ltd., Xi′an, Shaanxi 710075, China)

Abstract:Aimed at the geological characters of ultralow-permeability reservoir in northern Shaanxi Area, we took Tang80 well area in Ganguyi Oilfield as an example, and probed into the feasibility of applying air-foam flooding techniques to the reservoir of low temperature and ultralow permeability through lab experiment and field test. By evaluating the height, half-life and composite index of the foam under the conditions without oil or with the oil content of 30%, we selected the foaming agents FC-2 and TC-12 with excellent foaming properties and stability, optimized and obtained the foam system of low interfacial tension(0.12%FC-2+0.08%TC-12+0.1% BS + 1500mg/L HPAM). Based on simulation, we got the results of tested well area as follows: the optimum foam dryness was 0.7, the optimum injection pressure was 18～22MPa, the injection speed was 10m3/d, and injection cycle was about 30d. Results showed that the suitability of air-foam flooding technique was well in 30℃ low-temperature and ultralow-permeability reservoir. There were eight testing wells, with the cumulative incremental oil production being 4898t and the ratio of input to output being 1∶2.57. Production was highly stimulated, and oil recovery was enhanced substantially in the oilfield. It had certain reference significance for stabilizing oil output and controlling water content for similar reservoirs.

Key words:air foam; low temperature; ultralow-permeability reservoir; Ganguyi oilfield

基金项目：陕西延长石油(集团)有限责任公司项目“延长东部油区空气泡沫驱配套技术研究及先导试验”(ycsy2010ky-A-12)资助。

第一作者简介：康宵瑜(1982年生)，女，硕士，工程师，主要从事油田提高石油采收率研究工作。邮箱：xiaoyukang1983@163.com。

中图分类号：TE357

文献标识码：A