热化学剂性能评价及辅助水平井蒸汽驱可视化实验

吴光焕，吴正彬，李伟忠，韦涛

（1.中国石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营257015；2.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京102249）

热化学剂性能评价及辅助水平井蒸汽驱可视化实验

吴光焕1，吴正彬2，李伟忠1，韦涛1

（1.中国石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营257015；2.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京102249）

针对孤岛油田中二北区稠油油藏单纯蒸汽驱开发效果差的问题，利用室内实验对洗油剂氮气泡沫的热化学复合流体改善蒸汽驱开发效果进行了研究。发泡剂性能评价实验中，以泡沫发泡体积、半衰期和阻力因子来评价洗油剂对发泡剂性能的影响。实验结果表明，洗油剂与发泡剂有良好的配伍性，洗油剂能够增强发泡剂的发泡能力、泡沫的稳定及封堵性能。二维可视化实验表明：水平井蒸汽驱波及范围有限，注入洗油剂氮气泡沫的复合流体后，能够有效提高蒸汽驱剩余油的效率，泡沫的封堵作用则能够大大提高油层波及范围，与单纯蒸汽驱相比，复合流体的波及效率增加了27.25百分点。实验结果为中二北区稠油油藏热化学驱油先导试验提供了依据。

蒸汽驱；洗油剂；氮气泡沫；阻力因子；可视化；热化学流体

孤岛油田中二北区油藏埋藏深，油层压力高，非均质性强，从而导致注蒸汽开采的过程中蒸汽到达油藏深部时热损失大，蒸汽的干度低。在蒸汽驱的过程中，蒸汽带小，而热水带大，使得蒸汽的热效率低，所以，单纯的蒸汽驱会造成驱替不均衡，开发效果差［1-4］。泡沫作为一种良好的驱油剂被广泛应用于稠油油藏开发中。泡沫具有较高的视黏度，能改善油水流度比，扩大油层波及范围，从而进一步提高原油采出程度［5-8］。洗油剂作为一种良好的降黏试剂，在油层中极易附着于油水界面，与原油发生乳化，形成水包油型（O/W）乳状液，降低油水界面张力，从而携带、捕集、聚并剩余油，增加油层的洗油效率［9-10］。本文以孤岛油田中二北区油藏为目标区块，利用油田现场提供的洗油剂和发泡剂，对洗油剂和氮气泡沫复合流体辅助蒸汽驱的开发机理进行了可视化研究，为现场热化学体系开发稠油先导试验提供依据。

1　发泡剂性能评价

在不同温度下测试洗油剂对发泡剂的发泡性能和封堵性能的影响。

1.1洗油剂对发泡剂静态性能的影响

泡沫发泡体积和半衰期是评价发泡剂性能的重要指标，前者用来评价泡沫的发泡性能，后者用来评价泡沫的稳定性。本文测试了室温（17℃）和50，70，90，120，150，180，200℃时发泡剂的发泡体积和半衰期，以及添加洗油剂后相同温度下的发泡体积半衰期，并将两者进行对比。实验所用的仪器包括罗氏泡沫仪、恒温水浴、高温高压反应釜等。实验所用的材料包括油田现场提供的发泡剂和洗油剂、配制的模拟地层水等。

实验过程中，配制质量分数为0.5%的发泡剂溶液。当温度低于90℃时，实验在恒温水浴中进行；当温度高于90℃，实验在可视化高温高压反应釜中进行。在不同的温度点时，保持压力不低于饱和蒸汽压，以保证溶液为液态［11］。同样地，测试洗油剂对发泡剂的发泡性能影响时，配制洗油剂和发泡剂质量分数均为0.5%的复合流体，在不同的温度下测试发泡体积和半衰期。通过2组实验的对比，来分析洗油剂对发泡剂性能的影响。实验结果如图1所示。

图1　不同温度下发泡剂的实验结果

对比图1a和图1b可看出：添加洗油剂后，在油藏温度下，发泡剂的发泡体积和半衰期均大于未添加洗油剂的情况；随着温度的升高，添加与未添加洗油剂2种情况下发泡剂的发泡体积和半衰期都逐渐降低，但在高温情况下，添加洗油剂的发泡体积和半衰期都仍略大于未添加洗油剂时。这说明，洗油剂能增强该种发泡剂的发泡性能和稳泡性能，两者有较好的协同作用。1.2洗油剂对发泡剂封堵性能的影响

发泡剂的封堵性能可用泡沫阻力因子来表征。阻力因子是指泡沫体系在岩心中运移达到平衡时，岩心两端产生的压差与单纯注水时产生的压差之比。泡沫阻力因子可表示为

式中：Rf为泡沫阻力因子；pf为工作压差，MPa；pm为基础压差，MPa。

泡沫阻力因子测试实验在一维填砂管内进行，分别测定不同温度下添加与未添加洗油剂的泡沫阻力因子。实验流程如图2所示。

图2　泡沫封堵实验流程

主要实验步骤如下：

1）按照实验流程安装好实验装置，然后在10 MPa下试压30 min，保证系统的密封性。

2）以1.0 mL/min的速度向填砂管中注入地层水，出口端出水稳定后，通过收集采出液，利用达西定律计算填砂管的孔渗数据。

3）设置回压为1.5 MPa，测试不同温度下，水气同注达到稳定状态时填砂管的压差，该压差即为不同温度时的基础压差pm。其中，地层水和氮气的注入速度分别为1.0 mL/min和50.0 mL/min。

4）测试不同温度下，质量分数为0.5%的发泡剂溶液和氮气同时注入达到稳定状态时填砂管的压差，该压差即为不同温度时的工作压差pf。其中，发泡剂溶液和氮气的注入速度分别为1.0，50.0 mL/min。

根据以上实验可以获得不同温度下相对应的工作压差和基础压差，从而获得不同温度下的泡沫阻力因子。同样地，将步骤4）中的质量分数为0.5%的发泡剂溶液换成质量分数均为0.5%的洗油剂和发泡剂的复合流体，测试不同温度下洗油剂对发泡剂封堵能力的影响。实验结果如图3所示。

图3　阻力因子随温度的变化情况

从图3可以看出：随着温度的升高，2种情况下泡沫的封堵能力都大幅降低；但是，与未添加洗油剂相比，添加洗油剂的泡沫阻力因子始终更大。这说明该洗油剂与发泡剂有良好的配伍性。洗油剂在油藏温度以及高温状态下不仅能够保持良好的性能，还能增强泡沫的封堵能力。

2　复合流体辅助蒸汽驱可视化实验

2.1材料及设备

实验材料主要包括耐高温高压打孔石英玻璃片、粒径为40目的玻璃微珠、质量分数均为0.5%的发泡剂和洗油剂的复合流体等。实验用油为胜利油田中二北地面脱气原油，原油密度为0.98～1.09 g/cm3，50℃时黏度为6 500～8 500 mPa·s。

实验设备主要包括二维可视化模型、ISCO恒速平流泵、蒸汽发生器、温控仪、中间容器、压力计、量筒等若干。

本次实验利用二维平板可视化模型进行驱油，通过图像采集系统记录驱油过程，并分析蒸汽驱和洗油剂氮气泡沫调驱的机理。实验流程见图4。

实验基本步骤如下：

1）按照实验流程连接好实验装置。

2）饱和水。通过ISCO平流泵，以0.2 mL/min的流量向可视化模型中泵入配制的地层水，出口端见水稳定时饱和过程即完成。

3）饱和油。以0.2 mL/min的流量向可视化模型中注入原油，出口端含油率达到100%且出油稳定时饱和油的过程完成。

4）蒸汽驱。以0.2 mL/min的流量向可视化模型中注入蒸汽，进行蒸汽驱，蒸汽温度为200℃。产出液含水率达到90%时停止蒸汽驱。

5）注洗油剂氮气泡沫复合流体。以0.2 mL/min的流量向可视化模型中连续注入质量分数均为0.5%的洗油剂和发泡剂的复合流体，当采出液含水率达到90%停止驱替。

实验过程中记录产水、产油等数据，并用高清相机记录模型平面波及效率。

图4　可视化实验流程

2.2实验结果与分析

2.2.1平面波及变化情况

由图5可知：水平井蒸汽驱过程中，注入的蒸汽沿着水平井跟端向水平生产井推进。初期由于油水黏度差异，存在明显的黏性指进现象；随着注入汽量的增加，水平井前段波及范围增加，但是蒸汽波及到的部分仍有大量的剩余油存在。注蒸汽结束时，蒸汽驱的平面波及效率为45.06%。

从图6可以看出：在蒸汽驱结束之后注入洗油剂和氮气泡沫的复合流体，油层平面波及进一步扩大，能有效扩大油层的平面波及，最终的波及效率达到72.31%，与单纯蒸汽驱相比提高了27.25百分点。复合流体注入过程中，可视模型中蒸汽扫过的区域，部分变成了亮黄色，说明复合流体中的洗油剂能够有效地提高油层的洗油效率。而注入的泡沫则有利于抑制窜流通道内蒸汽和热水的流动，扩大蒸汽和热水的波及效率。另外，洗油剂与氮气泡沫的协同作用，既能够提高稀油效率，同时又能够扩大波及范围。

图5　水平井蒸汽驱过程

图6　蒸汽驱后注洗油剂+氮气泡沫过程

2.2.2微观机理分析

对复合流体辅助蒸汽驱微观机理，主要从洗油剂在孔隙间的附存情况（见图7）和氮气泡沫注入后的情况（见图8）来分析。

图7　洗油剂在孔隙间的附存情况

从图7可以看出：洗油剂扫过的区域，部分原油由黑色变成了褐色。在洗油剂的作用下，蒸汽驱后剩余的连续油相被分散为球形水包油乳状液滴（O/W型乳状液），部分O/W型乳状液滴被后续注入流体带入流动通道而被逐渐采出；分散的乳状液利用贾敏效应封堵窜流通道，在多孔介质中的卡堵、捕集也有利于后续流体转向，从而扩大波及范围［12-13］。

从图8可以看出：连续注入的氮气泡沫经过多孔介质后变成了更多的泡沫段塞；蒸汽驱后，A处的剩余油比B处的少。由于泡沫具有“遇油消泡，遇水稳定”的特性［14-15］，因此注入的泡沫首先进入A处，并在A处形成稳定的泡沫。与蒸汽和热水相比，泡沫具有更大的表观黏度，从而使水流方向转向B处，驱出B处的剩余油。B处驱替到一定程度后，剩余油变少，开始有泡沫生成，使水流方向转向其他含油部位。氮气泡沫的这种暂堵和转向功能使得油层平面波及进一步扩大。

图8　注氮气泡沫微观图像

3　结论

1）泡沫发泡体积和半衰期随着温度的升高而降低；添加洗油剂后，在高温下的发泡体积和半衰期以及阻力因子都有所增加，洗油剂能增强该种发泡剂的发泡性能和稳泡性能，增大泡沫的封堵能力。

2）可视化实验表明：水平井蒸汽驱出现明显黏性指进，单纯蒸汽驱波及效率有限，存在大量剩余油；注入洗油剂和氮气泡沫的复合流体，能够提高蒸汽波及范围内的洗油效率，同时泡沫的封堵作用能够进一步提高油层的波及范围。与单纯蒸汽驱相比，注入复合流体后，油层的波及系数从45.06%增加到了72.31%，增加幅度明显。

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（编辑李宗华）

Chemical performance evaluation and visualized experiment of thermal chemical-assisted steam flooding for horizontal well

WU Guanghuan1，WU Zhengbin2，LI Weizhong1，WEI Tao1
（1.Geological Research Institute，Shengli Oilfield Company，Dongying 257015，China；2.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Beijing 102249，China）

In view of the poor effect of pure steam flooding for heavy oil reservoirs in Zhong′erbei Block，Gudao Oilfield，the experiment that thermal chemical compound system contains oil displacement agent and nitrogen foam to improve the effect of steam flooding was conducted.In the evaluation experiment of foaming agent performance，foam volume，half-time and resistance factor are used as the indexes to evaluate the effect of oil displacement agent on foaming agent.The results show that oil displacement agent has good compatibility with foaming agent，and could enhance the foaming ability，stability and blocking performance of foaming agent.The results of 2D visible experiment show that the sweep efficiency of steam flooding with horizontal well is limited.The injection of thermal chemical compound fluid could effectively improve displacement efficiency and sweep efficiency because of the synergistic effect of oil displacement agent and foam.Compared with pure steam flooding，the sweep efficiency improves 27.25%with thermal chemical compound fluid.The results of this study provide basis for the thermal chemical flooding pilot test in Zhong′erbei heavy oil reservoir.

steamflooding；oildisplacementagent；nitrogenfoam；resistancefactor；visualization；thermalchemicalfluid

国家自然科学基金项目“裂缝型稠油油藏非等温渗吸机理及动力学模型”（51274212）；中海石油（中国）有限公司重大专项“海上稠油油藏热采物模及数模研究”（YXKY-2013-TJ-02）

TE357.4

A

10.6056/dkyqt201605026

2016-01-23；改回日期：2016-07-09。

吴光焕，男，1968年生，高级工程师，1992年毕业于西南石油学院油藏工程专业，主要从事稠油热采研究工作。E-mail：wuguanghuan.slyt@sinopec.com。

引用格式：吴光焕，吴正彬，李伟忠，等.热化学剂性能评价及辅助水平井蒸汽驱可视化实验［J］.断块油气田，2016，23（5）：658-662.

WU Guanghuan，WU Zhengbin，LI Weizhong，et al.Chemical performance evaluation and visualized experiment of thermal chemicalassisted steam flooding for horizontal well［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（5）：658-662.