耐高温强化泡沫体系提高超稠油油藏采收率研究

王春智， 李兆敏， 李松岩， 李宾飞, 张　超， 王　飞

(中国石油大学 石油工程学院, 山东 青岛 266580)



耐高温强化泡沫体系提高超稠油油藏采收率研究

王春智， 李兆敏， 李松岩， 李宾飞, 张超， 王飞

(中国石油大学 石油工程学院, 山东 青岛 266580)

超稠油油藏经多轮次蒸汽吞吐工艺后，易出现注汽压力过高、热损失大、蒸汽波及范围小、汽窜等问题，严重影响油藏的有效动用。针对超稠油油藏这一开采难题，采用一维、三维物理模拟手段研究了分别添加栲胶、碱木素的强化泡沫体系在油藏温度、地层水矿化度、注入方式等影响因素下的封堵性能。结果表明，泡沫与两种凝胶体系均产生协同效应，体现为凝胶强化了泡沫的稳定性，而泡沫可携带凝胶更多的进入高渗层，进而实现泡沫体系的高效调剖；三维物理模拟实验表明, 伴随蒸汽分别注入两种体系均可提高稠油油藏采收率, 同时大幅降低含水率,栲胶泡沫体系的伴注蒸汽驱开采方式可比单纯注入蒸汽提高采收率20%左右，碱木素泡沫体系可提高11%。

栲胶；碱木素；超稠油；热采；氮气泡沫

注蒸汽热力采油是大幅度提高稠油及超稠油原油采收率的最有效技术手段。但蒸汽与稠油之间不利的流度比,油藏的非均质性条件,蒸汽本身受到的的重力超覆等因素，使得在注蒸汽进行热力采油开采的过程中，蒸汽在地层中容易发生窜流，使得地层对蒸汽的吸汽剖面的不均匀，降低了蒸汽的利用率，油藏从而不能得到更好的动用[1]。

研究表明,注蒸汽进行热采的同时一起注入泡沫流体可对油藏易发生蒸汽汽窜的层位实现较好的调剖，进而提高注入蒸汽对油藏内原油的动用程度[2-11]。利用耐高温泡沫剂和氮气通过泡沫发生器实现地面发泡，然后将产生的泡沫流体注入油藏，使得油藏中气相的渗流能力减小，从而实现对油藏中发生汽窜的部位进行有效的封堵，使得注入的蒸汽也能够进入到油藏中的低渗透层位，增加蒸汽的波及面积，提高注蒸汽热采对稠油油藏的动用效率，改善油藏开发效果[12-14]。

胜利油田郑411区块自2008年HDCS强化采油技术有效实施以来，经过多轮次吞吐后，虽然近井地带的采出程度高，但是注汽井间仍然存在着未动用的大量剩余油，由于蒸汽吞吐的衰竭式开采方式，其地层压力在每轮吞吐生产后都会下降，吞吐轮次较多之后地层压力会衰竭，临排水期变长，蒸汽吞吐效果变差，累计油汽比降低到0.27。针对上述问题，通过室内评价与室内实验的方法研究综合了泡沫与高温凝胶两种常用封堵手段优点的耐高温泡沫体系。

1　耐高温强化泡沫体系作用机理

两种耐高温强化泡沫调剖体系的封堵机理类似，都是利用注蒸汽井层间及油藏内渗透能力的不同进行选择性封堵，如图1所示。

图1　耐高温强化泡沫体系对孔喉的封堵过程示意图

由图1(a)、(b)可见，依靠泡沫流体在地层中对高渗透层位的优先选择封堵特性，泡沫会优先进入渗透性较高、吸汽量相对高的层位剖面，当泡沫进入这些层位时，孔隙喉道会对其有附加阻力形成贾敏效应，从而会对较大的孔喉进行封堵，这是泡沫体系进入油藏后形成的“第一次封堵”过程。由图1(c)可见，随着注入蒸汽量的增加，借助油藏储层不断上升的温度作用，即当泡沫破裂时，原来形成泡沫液膜的栲胶或碱木素复配溶液会在高温下反应生成凝胶体，粘附在孔喉壁上，减小孔喉直径使通道变窄，从而增大了注入蒸汽在吸汽量相对高的储层的渗流阻力，实现对注汽井吸汽剖面和地层深部矛盾的调整，形成了泡沫体系进入地层的“第二次封堵”，从而达到提高注入蒸汽的利用率和注蒸汽井井间层位剩余油动用程度的目的[15]。

2　实验部分

2.1实验药剂与堵剂的制备

岩心管加热套；岩心管(长60 cm、直径2.54 cm)；蒸汽发生器；泡沫发生器；油藏条件下多元热流体驱替设备；FYXD03 25/400耐高温老化反应釜；恒温箱；所用到的药品：氮气，氯化钠，邻苯二酚，无水氯化钙，甲醛(质量分数37%～40%)；淡黄色无定型粉末状栲胶KH-1(湖北兴银河化工有限公司生产)；褐色粉末状碱木素LGN(湖北巨胜科技有限公司生产)；高温发泡剂HY-GW；玻璃试管(100 mL)；电子天平；量筒(100 mL)。

耐高温复合强化堵剂的配制液配方(质量分数): 栲胶泡沫堵剂体系(KH-1 6%、甲醛+苯酚4%的混合物作为交联剂, 高温发泡剂HY-GW 3%，剩下为去离子水)。将堵剂与氮气以气液体积比1∶1的比例合注，速度为2 mL/min，通过泡沫发生器后形成栲胶泡沫,最后将堵剂液的pH调整至8～10。

碱木素泡沫堵剂体系(质量分数)：LGN 6.0%，甲醛+苯酚4.0%的混合物作为交联剂, 高温发泡剂HY-GW 3%，其余为去离子水。将堵剂与氮气以气液体积比1∶1的比例合注，速度为2 mL/min，通过泡沫发生器后形成碱木素泡沫。最后将堵剂液的pH调整到8。

2.2耐高温泡沫体系在多孔介质中封堵性能测试

通过测量一维管式模型在250 ℃与300 ℃下阻力因子的变化，得到高温条件下泡沫体系封堵能力的变化情况，并通过后续水驱测得其残余阻力因子，以此来研究高温对泡沫封堵效率的影响。

油藏条件下多功能多元热采驱替模拟系统；岩心管加热套；岩心管(长60 cm、直径2.54 cm)；KH-1泡沫体系；LGN泡沫体系；HY-GW起泡剂。图2为耐高温强化泡沫体系封堵性能评价与提高采收率实验装置示意图。

如图2所示，先制作填砂岩心模型，将不同目数的石英砂以一定比例填入模型中，并采用气测渗透率。在称取其干重后，将填制的模型抽真空4 h。然后用饱和水称得其湿重后，采用水测渗透率。通过多功能驱替模拟系统中测压与记录装置，得到流量2 mL/min和压差p1；再测得流量为2 mL/min的强化泡沫体系流过填砂岩心模型时，模型两侧压差p2；其中栲胶质量分数为7.5%，回压1 MPa；在强化体系压力稳定后，结束注入过程，利用岩心管加热套恒定92 ℃加热18 h成胶；最后分别在250 ℃和300 ℃的温度下，对岩心管进行热水驱，速率为2 mL/min，得到不同温度下的突破压力梯度。通过计算公式RF=p2/p1计算得到不同强化体系在不同温度下的阻力因子。

图2　耐高温强化泡沫体系封堵性能评价与提高采收率实验装置示意图

2.3提高稠油油藏采收率程度实验

利用相似准则设计三维物理模型进行实验研究，分析耐高温泡沫体系对提高稠油热采油藏采收率程度的影响。三维物理模型内部的尺寸35 cm×15 cm×11 cm，模拟的含油饱和度为87.3%，油层厚度为5.7 m，油藏温度条件下地面脱气原油黏度12×104mPa·s，1口水平井注蒸汽和1口水平井进行生产且两口井的井间距在150 m。如图2所示，将一维岩心实验通路关闭，打开三维模型通路，将模型调节静置，并关掉加热，让模型冷却至60 ℃以下，然后开始加热至油藏温度68 ℃。以7.5 mL/min的注入速度将干度75%的280 ℃蒸汽通过生产井连续注入模拟油层中，泡沫剂以1 mL/min注入，与氮气的气液体积比为1∶1，通过泡沫发生器生成为泡沫体系后，伴随着蒸汽一同注入三维模型中，生产水平井连续生产。将改性栲胶KH-1、碱木素LGN分别与HY-GW起泡剂及交联剂进行复配，形成两种强化泡沫体系：KH-1栲胶强化泡沫和LGN碱木素强化泡沫。 体系组成(质量分数)为：6%KH-1改性栲胶(或LGN碱木素)+4%甲醛/苯酚的混合物(作为交联剂)+3%HY-GW 高温发泡剂+去离子水。先进行蒸汽驱，再分别进行了伴注KH-1泡沫体系和LGN泡沫体系的蒸汽驱生产过程，总注入流体体积均为8 PV。

3　堵剂静态性能评价

3.1温度对强化体系起泡性能的影响

按照相应的配比要求把KH-1体系、LGN体系和氮气泡沫体系配制成各自的泡沫溶液，用耐高温老化釜承载，并在给定温度的恒温箱中加热1 h；加热完毕后取出溶液测量其半衰期和起泡体积，分别测试在常压下温度为100、150、200、250 ℃下泡沫体系的起泡能力(见图3)及半衰期(见表 1)。

图3　高温对泡沫体系起泡体积的影响

由图3和表1可以看出，在温度低于200 ℃时，2种泡沫体系的起泡能力相差不大；但是在温度大于200 ℃时，LGN强化体系的起泡能力不如常规氮气泡沫体系。这是因为碱木素在200 ℃以上高温时容易析出部分沉淀。当温度到达300 ℃时，起泡剂完全丧失起泡能力，故此时泡沫体系不能起泡，半衰期都为 0 min；此时在地层中主要依靠凝胶的作用封堵地层，但在低于300 ℃的高温下，KH-1泡沫体系与LGN的半衰期均远远大于氮气泡沫体系，这说明强化体系与常规氮气体系相比拥有更好的稳泡性能。

表1　高温下不同泡沫体系半衰期

3.2矿化度对强化体系凝胶性能影响

地层水中的Na+和Ca2+能显著增快栲胶体系的胶凝速度。由于栲胶的低分子胶体特性，当溶液中存在矿物质时，其胶体粒子表面的双电层会被压缩，从而加快凝胶速度[16]。而地层与底层流体中通常存在较多的电解质，因此若要将堵剂用于具有较高矿化度的油藏，必须研究矿化度对体系的影响。本实验主要研究Na+与Ca2+两种电解质对堵剂成胶性能的影响，通过突破真空度测得其成胶强度。

3.2.1KH-1强化体系 NaCl、CaCl2对KH-1强化剂性能的影响如图4所示。

图4　NaCl和CaCl2对KH-1强化剂性能的影响

图4(a)、(b)对比发现，同质量浓度下Ca2+对减少KH-1体系成胶时间的效果更加明显，这是由于胶体粒子表面双电层被压缩的程度不同造成的，二价金属离子比一价金属离子压缩能力更强。由图4(a)可以发现，KH-1泡沫对Na+的敏感性较差。当NaCl质量浓度高于50 g/L，KH-1泡沫将不再成胶。这是由于胶体离子表面的双电层被Ca2+压缩，造成其交联甚至聚沉，成胶强度从而急剧下降且不再成胶，但NaCl质量浓度小于50 g/L对成胶强度影响较小。NaCl质量浓度在100 g/L时的成胶强度在0.06 MPa左右，当超过此质量浓度，栲胶会由于水溶性变差而产生少量的不溶物，成胶溶液的颜色也会由红褐色变成鲜红色。

3.2.2LGN强化体系NaCl、CaCl2对LGN强化剂性能的影响如图5所示。通过图5可以看出，当Na+质量浓度低于9 g/L时，体系的成胶时间和成胶强度都随Na+质量浓度的增大而迅速增大。当Na+质量浓度超过9 g/L时，体系的成胶强度随Na+质量浓度的增大而逐渐减小，成胶时间无变化；通过图6可以发现， Ca2+质量浓度与成胶时间以及成胶强度有较为明显的关系，都随Ca2+质量浓度的增大而先增大后减小，当CaCl2加入的质量浓度升高到5 g/L以上时，体系已具备成胶能力。

图5NaCl和CaCl2对LGN强化剂性能的影响

Fig.5Effect of NaCl and CaCl2on the gelation time and strength of LGN alkali lignin system

4　多孔介质中的封堵性能

强化泡沫体系在不同温度下封堵性能对比评价见表2。图6、7为不同温度下KH-1和LGN泡沫形成阻力因子与注入量关系曲线。

表2　高温强化泡沫封堵剂高温下性能

通过观察驱替试验的过程发现，泡沫会最先被冲刷出来，而堵剂则在多轮冲刷之后才会出现。由此将KH-1泡沫体系的封堵过程概括为两个步骤：第1步是蒸汽把黏滞力相对小的泡沫冲出，而在孔隙壁面上的凝胶仍然保持原来的胶状；第2步则是剩下的凝胶填补了蒸汽冲出泡沫后的缺口，实现了二次封堵。这样不仅提高了强化泡沫体系的封堵能力，还增强其耐冲刷能力。

图6　不同温度下KH-1泡沫形成阻力因子与注入量关系

通过图6可以看出，不同温度下KH-1泡沫堵剂经蒸汽冲刷后，残余阻力因子集中在150～350。这是由于经过蒸汽多次冲刷，还残存的凝胶仍然起到封堵作用，所以封堵体系还有较强的封堵能力，而且KH-1泡沫体系封堵第一步中的封堵泡沫也起到了重要作用。

图7　不同温度下LGN泡沫阻力因子与注入量关系

通过分析图6、7和表2中KH-1堵剂体系和LGN堵剂体系的突破压力梯度和阻力因子的变化发现，LGN泡沫体系突破压力梯度下降非常快。这是由于在300 ℃下，LGN体系中的泡沫已经不稳定，发生快速消泡，使泡沫整体的性能产生改变。虽然残余的LGN体系仍具有封堵的作用，但其作用不如KH-1体系, LGN体系性能在300 ℃下接近于栲胶体系。

5　耐高温强化泡沫体系对超稠油采收率的影响

5.1对原油的封堵压差测试

实验采用多元热流体驱替装置，岩心为一维填砂模型，原油采用饱和胜利油田郑-411区块原油，温度为280 ℃。通过测量模型中不同时间的剩余油饱和度以及封堵压差，得到油藏中泡沫阻力因子与剩余油饱和度的对应关系，如图8所示。结果发现，当KH-1泡沫和LGN泡沫的剩余油饱和度不大于26%和32%时，封堵压差增加非常明显，而当超过26%和32%时，则不易产生较高的封堵压差，说明了强化体系剩余油较少的层位具有较强的封堵能力。强化体系这种特性可利用在多轮次蒸汽吞吐作业后的稠油油藏中，在剩余油饱和度低的高渗透层位，强化泡沫体系智能性的选择封堵；在油藏剩余油饱和度高的低渗透带，分流注入了大量的蒸汽，进而达到有效动用剩余油的目的。

图8　剩余油饱和度与强化泡沫体系封堵压差的关系曲线

5.2耐高温强化泡沫体系对稠油采收率影响

5.2.1耐高温强化泡沫体系对驱替效率的影响

实验使用郑411地层砂配成模拟岩心，通过三组一维管式岩心模型的驱替实验来研究泡沫体系对驱替效率的影响，其中岩心渗透率为1 755×10-3μm2、温度为68 ℃，原油使用饱和胜利油田王庄郑-411区块稠油。首先使用5 PV的250 ℃蒸汽驱替，再伴随蒸汽分别加入3 PV的高温强化泡沫体系，结果如图9所示。

图9　不同注入流体与驱替效率关系曲线

从图9中可以看出，在注5 PV蒸汽的过程中，因为3组实验所填岩心不同，所以导致采油量不同，但是最后采出程度相似。注入伴蒸汽高温强化泡沫体系时，在实验条件下仅进行注纯蒸汽驱替开采的采收率仅有40%，远远低于栲胶体系和碱木素体系的采收率，这说明泡沫体系可以有效的提高驱替效率。研究发现在注入蒸汽量相同的条件下，伴注栲胶泡沫体系进行驱提比仅注入蒸汽要提高30%的采收率。

5.2.2不同调剖体系蒸汽驱采收率和含水率变化

图10为不同调剖体系蒸汽注入量与采收率关系曲线。图11为不同调剖体系蒸汽驱采收率与含水率关系曲线。由图10可见，蒸汽驱在注入4 PV蒸汽左右时，采收率达到35%，基本达到纯蒸汽驱替的最大采收率；伴蒸汽的高温强化泡沫体系与纯蒸汽驱相比，其采收率分别提升了28%和11%。由图11可见，当伴注蒸汽的两种高温强化泡沫体系接近极限采收率时，由于进行封堵调剖时能够有效降低其含水率，所以此时其含水率将迅速增加。

图10　不同调剖体系蒸汽注入量与采收率关系

图11　不同调剖体系蒸汽驱采收率与含水率关系

由图10、11可知，通过高温强化泡沫调剖体系进行调剖后采收率均高于单纯的水平井蒸汽驱采收率，其中KH-1泡沫体系采收率可提升约20%，提升程度是最大的，而注入压力的增长也会更高。注入压力的增长初期主要是因为近井地带原油黏度高、流动性差，后期主要是因为强化泡沫体系在多孔介质中形成封堵而造成的。仅注入氮气虽然能够提升其采收率, 但是提升的程度比较有限。当氮气与泡沫体系一起注入时, 由于受到的重力不同导致氮气在三维物理模型顶部部位聚集, 起到了隔热保温、增能助排、补充地层能量的作用。

6　结论

(1) 耐高温强化泡沫体系综合了高温凝胶和泡沫的优点，使其可以携带更多凝胶，并更加均匀流入高渗层位，强化了体系稳定性，极大增强了该体系的调剖性能，适用性广。

(2) 强化泡沫体系具有成胶强度较高、配制及施工简便、可变化成胶时间、封堵性好、有效时间长等优点，能满足现场调堵施工的需要，但应用时需考虑到热降解、岩石表面吸附等因素导致的发泡剂损失，因此需加大发泡剂剂量。

(3) 利用三维物理模型，通过实验模拟提高稠油油藏采收率可以发现, 伴随蒸汽分别注入两种强化泡沫体系都能够提升其采收率, 同时含水率得到大幅度的降低。

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(编辑闫玉玲)

Enhancing Super Extra-Heavy Oil Recovery by Using High Temperature Resistant Enhanced Foam System

Wang Chunzhi， Li Zhaomin， Li Songyan， Li Binfei， Zhang Chao， Wang Fei

(CollegePetroleumEngineering,ChinaUniversityofPetroleum，QingdaoShandong266580，China)

After multiple rounds of steam huff-and-puff processes, problems of excessive steam injection pressure, a large heat loss, a small sweep range of steam, and steam channeling arise, thus severely affecting the effective utilization of the oil reservoir. To solve these problems, one-dimensional and three-dimensional (3D) physical simulation tools were used to study the plugging performance of high-temperature composite foamsby adding tanning extract and alkali lignin. The influence of reservoir temperature, salinity of formation water, and injection methods was investigated. The experimental results show that the foam can produce a synergistic effect with both the gel systems, indicating that the gel increases the stability of the foam. The foam can transfer more gel into the high-permeability formation, thus efficiently controlling the foam. The 3D physical simulation experiments indicate that both the systems enhance the recovery of heavy oil reservoir and reduce its moisture content significantly using steam injection. The method involving tannin extract foam and steam injection increased the recovery by 20% compared to the foam involving only steam injection. The method involving alkali lignin foam and steam injection increased the recovery by 11%.

Tannin; Alkali lignin; Super extra-heavy oil; Thermal recovery; Nitrogen foam

1006-396X(2016)01-0014-07

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

2015-09-16

2015-11-20

国家科技重大专项课题(2011ZX05032-001)。

王春智(1985-)，男，博士研究生，从事超稠油开采理论与技术研究；E-mail: wcz_healme@163.com。

李兆敏(1965-)，男，博士，教授，博士生导师，从事油气田开发研究; E-mail:lizhm@upc.edu.cn。

TE357

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.01.004