二元与泡沫交替驱油体系室内物理模拟研究

孙 宁， 宋考平, 宋庆甲

(东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318)

二元与泡沫交替驱油体系室内物理模拟研究

孙 宁， 宋考平, 宋庆甲

(东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318)

针对大庆油田的典型非均质区块，利用三层正韵律非均质人造岩心，进行了岩心驱替实验，开展了二元与泡沫交替驱油体系室内物理模拟研究，对体系的注入参数进行了优化，并探讨了低界面张力表面活性剂/聚合物(SP)二元体系与泡沫体系交替注入来提高采收率的可行性。结果表明，在水驱采收率接近的情况下，保持驱油体系总注入量一定，低界面张力二元体系与泡沫体系的交替方式不同，提高采收率的幅度不同。单周期注入0.05 PV泡沫基液+0.05 PV N2+0.10 PV低界面张力二元体系，周期注入量为0.20 PV，交替轮次为3次的注入方式为最优注入方式，该注入方式下交替驱油体系的阶段采收率最高，在水驱的基础上提高了21.82%。

低界面张力二元体系； 泡沫体系； 交替注入； 提高采收率

以大庆油田为代表的注水开发老油田现已进入高含水后期，部分典型区块的层内、层间、平面内非均质矛盾日益突出。中、低渗层剩余油主要分布于孔隙及喉道中，数量较多；高渗层剩余油主要呈零星分布，数量相对较少[1-3]。单一浓度且大段塞的化学驱并不再适用于此类非均质性强的油层。因此，又实施了低界面张力表面活性剂/聚合物(SP)二元体系驱油实验研究及泡沫体系驱油实验研究，但现场提高采收率效果均不能令人满意[4-10]。为进一步探究适用于非均质性较强油层的驱油体系，本文基于该区块的实际情况，开展了二元与泡沫交替驱油体系室内物理模拟研究，对注入参数进行了优化，并探讨了二元与泡沫交替注入驱油体系的可行性。

1 实验部分

1.1 实验材料及条件

实验温度为45 ℃，实验用油为大庆油田原油及煤油按一定比例配制的模拟油，45 ℃条件下黏度为9.6 mPa·s。实验驱替用水为大庆油田的滤后回注污水。实验饱和用水为矿化度6 778 mg/L的大庆油田模拟地层水。聚合物保护段塞所用聚合物为平均相对分子质量1 600万的HPAM，固含量为89%。低界面张力二元体系中，所用表面活性剂为石油磺酸盐，质量分数为55%。所用聚合物为平均相对分子质量2 500万的HPAM，固含量为90%。泡沫体系中，所用发泡气体为普通瓶装N2，纯度99.9%。所用发泡剂为烯烃磺酸钠，质量分数为50%。实验用岩心为三层正韵律非均质人造岩心，规格为45 mm×45 mm×300 mm，低渗层气测渗透率为500×10-3μm2，中渗层气测渗透率为1 000×10-3μm2，高渗层气测渗透率为1 800×10-3μm2，平均气测渗透率为1 100×10-3μm2。

实验用岩心示意图如图1所示。

图1 实验用岩心示意图

Fig.1 Schematic of the experimental cores

1.2 实验步骤

步骤1：饱和水及饱和油处理。将三层非均质人造岩心抽真空处理2 h，在饱和模拟地层水后进行饱和模拟油处理，上述处理完成后，将人造岩心放置在45 ℃恒温箱内老化10 h。

步骤2：空白水驱处理。用实验驱替用水对步骤1中人造岩心进行空白水驱，注入速度设为0.20 mL/min，水驱至岩心出口端含水率98%时停止，水驱过程中记录出液量及压力等数据。

步骤3：注入聚合物前置保护段塞。向步骤2中人造岩心注入0.10 PV的聚合物前置保护段塞，注入速度为0.20 mL/min。

步骤4：注入二元与泡沫交替体系。以0.20 mL/min的注入速度，按照所设计的实验方案，向步骤3中人造岩心交替注入二元体系与泡沫体系，在总注入量为0.60 PV的情况下，改变二元体系与泡沫体系的段塞大小、交替次数等，注入过程中记录出液量及压力等数据。

步骤5：注入聚合物后续保护段塞。以0.20 mL/min的注入速度向步骤4中人造岩心注入0.10 PV聚合物后续保护段塞，注聚完成后进行后续水驱，水驱至岩心出口端含水率98%时停止，记录相关实验数据。

实验装置流程如图2所示。

图2 实验装置流程

Fig.2 Flow chart of the experimental facilities

1.3 实验方案

设计3个实验方案，方案均为低界面张力二元体系与泡沫体系交替注入，总注入量保持为0.60 PV，改变周期注入量与交替轮次。

方案1：单周期的注入方式为0.05 PV泡沫基液+0.05 PV N2+0.05 PV低界面张力二元体系，周期注入量为0.15 PV，交替轮次为4次。

方案2：单周期的注入方式为0.05 PV泡沫基液+0.05 PV N2+0.10 PV低界面张力二元体系，周期注入量为0.20 PV，交替轮次为3次。

方案3：单周期的注入方式为0.05 PV泡沫基液+0.05 PV N2+0.20 PV低界面张力二元体系，周期注入量为0.30 PV，交替轮次为2次。

2 实验结果分析

二元与泡沫交替驱油体系的实验结果见表1。

表1 二元与泡沫交替驱油体系实验结果

从表1可以看出，低界面张力二元体系与泡沫体系的交替方式不同，二元与泡沫交替驱油体系提高采收率幅度不同。对比以上3个方案，方案2即单周期的注入方式为0.05 PV泡沫基液+0.05 PV N2+0.10 PV低界面张力二元体系，周期注入量为0.20 PV，交替轮次为3次时，交替注入驱油体系的提高采收率幅度最大，在水驱的基础上提高21.82%。

将实验过程中注入压力、采收率提高值及含水率数据绘制成曲线，结果如图3所示。

图3 方案1—3的实验结果

在方案1中，周期注入量为0.15 PV，其中泡沫体系(泡沫基液+N2)注入量为0.10 PV，低界面张力二元体系为0.05 PV。在单个注入周期中，泡沫体系具有一定的封堵调剖作用，泡沫首先进入高渗层大孔道，随注入量的增加，泡沫产生了贾敏效应，使得泡沫逐渐进入中、低渗层小孔道，扩大了波及体积。低界面张力二元体系中的表面活性剂则在一定程度上改变了岩石表面润湿性，降低油水界面张力，可将附着在岩石表面的油膜驱走[11-13]。但由于方案1中单周期内的低界面张力二元体系注入量较少，不能充分发挥在单周期内降低油水界面张力的作用。此外，在泡沫体系调剖后，进入中、低渗层的低界面张力二元体系注入量少，造成对中、低渗层的动用效果差，导致交替注入驱油体系的提高采收率幅度最小。

在方案2中，周期注入量为0.20 PV，其中泡沫体系(泡沫基液+N2)注入量为0.10 PV，低界面张力二元体系为0.10 PV。与方案1相比，单个注入周期内二元体系的注入量增加了0.05 PV，且泡沫体系与低界面张力二元体系的注入量相等，既充分发挥了泡沫体系的调剖作用，使得更多的低界面张力二元体系进入中、低渗透层，扩大了波及体积，又保证了二元体系降低油水界面张力的作用，提高了体系的驱油效率。因此，交替注入驱油体系的提高采收率幅度最大。

在方案3中，周期注入量为0.30 PV，其中泡沫体系(泡沫基液+N2)注入量为0.10 PV，低界面张力二元体系为0.20 PV。与方案2相比，单个注入周期内，泡沫体系注入量不变，而低界面张力二元体系的注入量增加了0.10 PV。相对于二元体系，泡沫体系的注入量不足，导致泡沫体系对高渗层的封堵调剖作用减弱，后续所注入的低界面张力二元体系进入中、低渗透层的量减少，动用效果变差，改善程度降低，交替注入驱油体系的提高采收率幅度不是特别大。

从方案1至方案3的实验结果可以看出，在低界面张力二元体系与泡沫体系交替注入的过程中，压力曲线均成波动状上升趋势，说明随着二元与泡沫交替驱油体系的注入，泡沫在不断地破灭与再生，周期性地对高渗层起到封堵调剖作用。当二元体系进入中、低渗层时，由于孔喉尺寸变小，渗流阻力增大，注入压力也随之上升，提高了中、低渗层的洗油效率，改善了动用程度。对于非均质性较强的油层，二元与泡沫交替驱油体系具有一定的可行性。

3 结论

(1) 在水驱采收率接近的情况下，保持交替注入驱油体系的总注入量一定，低界面张力二元体系与泡沫体系的交替方式不同，即改变周期注入量与交替轮次，二元与泡沫交替驱油体系的提高采收率幅度不同。

(2) 对于非均质人造岩心，二元体系与泡沫体系交替注入的方式具有较好的驱油效果。其中，单周期注入0.05 PV泡沫基液+0.05 PV N2+0.10 PV低界面张力二元体系，周期注入量为0.20 PV，交替轮次为3次的注入方式为最优注入方式，交替注入驱油体系的阶段采收率最高，在水驱的基础上提高了21.82%。

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(编辑 王戬丽)

Laboratory Physical Simulation of Surfactant/Polymer-Alternating-Nitrogen Foam Flooding

Sun Ning， Song Kaoping, Song Qingjia

(KeyLaboratoryofOilandGasRecoveryofEducationMinistry，NortheastPetroleumUniversity，DaqingHeilongjiang163318，China)

In view of the typical heterogeneous block of Daqing Oilfield，core displacement experiments are carried out and study on laboratory physical simulation of surfactant/polymer-alternating- nitrogen foam flooding has been introduced by using positive rhythm heterogeneous artificial core. The injection parameters of the system are optimized and the feasibility of improving oil recovery for low interfacial tension surfactant/polymer-alternating- nitrogen foam flooding is discussed. The experimental results show that when the total injection of the oil displacement systems is kept as a fixed value, the enhancement in oil recovery is different under the condition of the same water flooding recovery with changing of the alternating way of low interfacial tension surfactant/polymer and nitrogen foam. The injection pattern of injecting 0.05 PV foam base fluid+0.05 PV N2+0.10 PV low interfacial tension surfactant/polymer in a single cycle with 0.20 PV cyclic injection volume and 3 alternating rounds is the optimal injection pattern. And the stage recovery is the highest under this injection pattern, which can further improve oil recovery by about 21.82% based on water flooding.

Low interfacial tension binary system; Foam system; Alternating injection; Improving oil recovery

2016-10-22

2016-11-27

国家油气重大专项“碎屑岩油藏EOR可行性实验研究”(33550000-12-ZC0611-0066)。

孙宁(1991-)，男，硕士研究生，从事油气田开发方面的研究；E-mail：549518733@qq.com。

宋考平(1962-)，男，博士，教授，博士生导师，从事油气田开发方面的研究；E-mail：skp2001@sina.com。

1006-396X(2017)02-0040-04

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

TE357

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2017.02.008