自生泡沫体系驱油研究

杨德华

（大港油田采油工艺研究院，天津　300280）

自生泡沫体系驱油研究

杨德华

（大港油田采油工艺研究院，天津300280）

油层内二氧化碳自生泡沫SPG驱油技术是三次采油技术一项新型体系，具有优越的流度控制和微观驱油特性，自生气体二氧化碳在油藏温度压力条件下，能够很好的溶解在油、水中，使原油膨胀降黏，自生泡沫体系结合了聚合物、泡沫及表面活性剂的多种优点，比单一泡沫体系及聚合物具有更大的优越性，起到了复合增效的作用，自生泡沫在羊一断块的成功应用，将会大幅度提高类似油藏的采收率，该技术具有现场施工简便易操作等特点。

自生泡沫；生气剂；试验

羊一断块属于馆陶和明化油组典型的稠油油藏，由于连续注水时间较长，已经进入高含水开发后期，油层相对吸水量较多，动用程度较高，但是在水驱较差的井区剩余油饱和度仍然较高，NgⅠ1砂体地下连通性好，明化油组全区最低剩余油饱和度为17％，剩余油富集区的含油饱和度为64％，具备开展三次采油技术措施的有利条件，该区块地下原油黏度高，试验过程中已经出现碱、聚，在生产井窜出的现象，严重影响了受益井的增油效果，为了进一步改善复合驱的效果，开展了自生泡沫复合驱现场试验研究［1-4］。

1　自生泡沫的静态实验研究

在常压条件下自生CO2的生气效率指在一定温度条件下，一定浓度的生气剂的水溶液产生的气体体积占其理论产气体积的百分数，实际产气体积可用排水法测定。

1.1实验方法

实验药品及仪器： 生气剂、恒温水浴锅、塞子若干、量筒（500 mL）、试管、导管、三角烧瓶。

1.2实验原理

采用单液法制备CO2：向试管中加入一定浓度的生气剂溶液，使其受热分解生成CO2，反应式如下：

试验装置（见图1）。

图1　生气效率测定示意图（常压）

1.3实验结果及分析

分别测定温度为63℃、70℃和80℃下不同质量浓度下生气剂的生气效率。实验结果（见表1）。

表1　不同温度不同生气剂质量浓度下生气剂生气效率的研究

实验结果表明：生气效率随着生气剂浓度的增大而增大，随着反应温度的升高而增大。说明生气剂的生气效率与生气剂浓度和体系温度有关，且温度在63℃时生气效率总体不高，在20％～50％。温度升高到80℃时其生气效率最大可达90％左右。

2　自生泡沫体系驱油性质研究

2.1泡沫质量和半衰期

表2　自生泡沫体系基本性质研究

分析表2实验数据可知：

（1）加入生气剂质量浓度为5％的体系比生气剂质量浓度为3％的体系的起泡体积明显增大，但其半衰期的变换规律并不明显。

（2）起泡剂AOS的浓度越大，起泡体积越大，半衰期随AOS的浓度的增加而稍有降低。

（3）聚合物KYPAM的浓度越大，起泡体积越大，反应后体系黏度也越大，但将反应后液体与KYPAM基液相比均有大幅度的降低。

2.2热稳定性

将配制好的基液体系放置在63℃的烘箱中，定时测定体系黏度，研究长期热稳定性及保留率。实验结果（见表3）。

由表3中数据看出，随着生气剂含量的增加体系黏度呈下降趋势，生气剂加量增大，增加了体系内离子含量，压缩聚合物的双电层，使聚合物分子收缩降低溶液黏度。含1％和3％浓度生气剂的体系30 d黏度保留率在80％左右，具有较好的热稳定性。

3　泡沫驱油的物模实验研究

模拟羊一断块油藏条件，实验温度为63℃，用手动泵来加回压以模拟地层压力。

表3　体系稳定性实验结果

填砂管模型的基本参数和自生泡沫体系驱油实验结果（见表4），单岩心泡沫驱实验结果与分析。

表4　自生CO2泡沫驱油效率实验数据

实验结果表明，水驱采收率很低，在5％到8％，但注入自生CO2泡沫体系驱油后，采收率明显提高，并且随着注入体系的PV数的不断增加，岩心的采收率不断增加。水驱后注自生CO2泡沫体系大幅度提高采收率。

实验结果可得：单一生气剂、起泡剂AOS和稳泡剂KYPAM都能在一定程度上改善油藏水驱开发效果，在水驱的基础上进一步提高采收率，其中KYPAM聚合物提高采收率效果最好，采收率提高了32.68％，其次是生气剂和AOS。而自生泡沫驱油体系提高采收率效果比SP二元复合驱和单一生气剂、起泡剂和稳泡剂都好，提高采收率幅度达45.9％，说明自生泡沫驱油体系有更完善的提高采收率机理和更好的提高采收率效果。

4　结论

（1）在常压下，自生CO2的生气效率随着生气剂浓度的增加而增加，随体系反应温度的升高而增加。在油藏温度条件下，自生CO2的生气效率随着反应压力的增加而相应增加。

（2）自生泡沫驱油体系基本组成为：3％生气剂+ 0.15％起泡剂AOS+0.15％KYPAM，产生很好驱油性质是自生泡沫体系能够有效降低原油黏度，特别是当生气剂浓度为3％，原油黏度显著降低；自生泡沫体系的黏度热稳定性好。

（3）单岩心驱油实验结果：自生泡沫驱油技术提高采收率效果明显好于SP二元复合驱和单一聚合物、生气剂及活性剂AOS一元体系驱，在相同注入量条件下（0.4 PV），室内自生泡沫驱油能使采收率在水驱基础上提高45％左右。

［1］廖广志.常规泡沫驱油技术［M］.北京：石油工业出版社，1999.

［2］卢祥国，牛金刚.化学驱油理论与实践［M］.哈尔滨：哈尔滨工业大学出版社，2000.

［3］康万利.三次采油化学原理［M］.北京：化学工业出版社，1997.

［4］王增林.强化泡沫驱油体系性能研究［J］.石油大学学报，2003，27（1）：49-53.

Research of self-generating foam displacing oil

YANG Dehua
（Oil Production Technology Institute of Dagang Oilfield Company，Tianjin 300280，China）

Inner reservoir self-generating carbon dioxide foam flooding SPG is one of new EOR technologies，with superior mobility control and microscopic oil displacement characteristics.Self-generating carbon dioxide gas at reservoir temperature and pressure conditions can be well dissolved in the oil，the water，which can reduce the crude oil viscosity.Selfgenerating foam system combines the advantages of polymer，foam and surfactant，which has more advantages than a single foam system or polymer and plays a role in complex synergistic.The successful application of self-generating foam flooding technology in Yang 1 fault block will greatly improve the recovery of similar reservoirs.The site construction technology is easy to operate.

self-generating foam；oil displacement efficiency；research

TE357.46

A

1673-5285（2016）08-0154-03

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.08.036

2016-07-19

杨德华，男，工程师，2011年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，现从事化学复合驱提高采收率研究工作，邮箱：ydh25318@126.com。