某区块泡沫油形成原因及泡沫体积影响因素试验研究

魏建光，林雪松

(东北石油大学石油工程学院，黑龙江 大庆 163000)

某区块泡沫油形成原因及泡沫体积影响因素试验研究

魏建光，林雪松

(东北石油大学石油工程学院，黑龙江 大庆 163000)

针对大庆油田某区块形成泡沫油与邻近未形成泡沫油的区块开展了原油族组成、原油碳族成、地层水矿化度和油气界面张力测定对比研究。通过泡沫油岩心流动试验研究了不同溶解气油比、含水率、岩心渗透率、驱替压差对泡沫油体积的影响规律。结果表明：形成泡沫油与邻近未形成泡沫油的区块相比饱和烃含量高、轻质碳同位素含量高、地层水矿化度低、油气界面张力低。通过岩心后泡沫油体积随着原油中溶解气油比增大、含水率减小而增大。该研究条件(1.23～15.98mD)下岩心渗透率越小泡沫油稳定存在的时间越长。驱替压差越大，泡沫油稳定存在时间越长，但影响程度较弱。该研究思路及成果对生产过程中出现泡沫油区块的原因分析及高效开发具有借鉴意义和工程指导价值。

泡沫油;泡沫油形成原因;泡沫体积;泡沫体积影响因素

泡沫油流是溶解气驱生产阶段气-油两相非达西形态的油流，它不同于常规油气两相流，受控于原油和溶解气的界面张力、原油物性等因素而形成的一种油相连续的油气分散体系[1～3]。国内外学者针对泡沫油的性质、形成过程、生长过程及稳定性因素进行了大量的理论研究[4～14]，但对泡沫油形成机理尚未形成系统的认识[15～18]，没有从泡沫油流流体本身的特性出发，未能将泡沫油的形成与其内在因素联系在一起；没有从泡沫油所处实际地层环境出发，未考虑到实际地层环境的变化对泡沫油形成的影响，所以具有一定的局限性。

笔者将从内、外共8个因素对泡沫油的形成进行系统研究，其中流体特性因素(即内因)包括原油族组成、原油碳族成、地层水矿化度、油气界面张力4个方面，通过对比试验，研究形成泡沫油区块及未形成泡沫油区块内因的不同，明确各因素对泡沫油形成的影响；地层环境因素(即外因)包括溶解气油比、含水率、储层渗透率、驱替压差4个方面，通过岩心流动试验模拟不同外因条件下泡沫油的变化情况，明确各因素对泡沫油形成的影响。通过以上两部分的分析，对影响泡沫油形成的因素有更为系统的认识，进一步丰富了泡沫油的形成机理。

1 形成泡沫油与邻近未形成泡沫油区块地层流体特性测定对比试验

对于流体特性的分析，为了找到产生泡沫区块及未产生泡沫区块流体性质的差异，采用对比试验的方法设计流体特性测定试验。试验样品分别采自实际生产过程中产生“泡沫油”现象的L区块，及未发现“泡沫油”现象的W区块、Q区块及G区块。通过对比试验，研究形成泡沫油及未形成泡沫油区块原油族组成、原油碳组成、地层水矿化度、油气界面张力的差异，从而发现影响泡沫油形成的流体特性因素。

1.1试验条件

1)试验用油为取自L区块、W区块、Q区块及G区块现场的原油进行脱水处理得到的油样。

2)试验用水为取自L区块、W区块、Q区块及G区块现场的地层水。

3)试验用药品有正己烷、二氯甲烷、浓硫酸、高锰酸钾、碳酸钠、乙醇、乙酸乙酯、甲醇、石油醚、过氧化氢。

4) 试验用分液漏斗1个，GF254薄层板20个(规格为75mm×25mm，硅胶层厚度为0.20～0.25mm)，点样毛细管4个，20mL量筒1个，直径90mm的玻璃蒸发皿4个，1000mL抽气瓶1个，可控温烘箱1个，试验用500mL烧杯10个，万分之一精度天平1个。

5)上海科哲公司生产的KH-3000全能型薄层色谱扫描仪1台，美国原生态有限公司生产的CM-CRDS碳同位素分析仪1台，上海平轩科学仪器有限公司生产的FA1004B电子分析天平1台，北京东方德菲仪器有限公司生产的SVT20 旋转滴界面张力仪1台。

1.2试验方法

1)对各区块油样进行薄层色谱分离、扫描、光密度检测，通过光密度积分面积与质量间的定量关系，计算出各区块各组分的含量。

2)油样汽化后随载气通过高分辨率毛细柱，使正庚烷以前轻烃、C8～C39正构烷烃与异构烷烃分离，用火焰离子化检器检测，以面积归一化法计算各组分质量分数。

3)取各区块单位体积地层水样经过滤去除漂浮物及沉降性固体物，放在称至恒重的蒸发皿内蒸干，然后在105～110℃下烘干至恒重，将称得重量减去蒸发皿重量即为水中矿物盐质量，除以单位地层水体积就能得到各区块地层水的矿化度。

4)启动界面张力仪，调节转速，记录不同时间液滴的直径和长度，按拉普拉斯杨方程[19]计算得到界面张力。

1.3试验结果

1.3.1原油族组成测定分析试验结果

1.3.2原油碳组成测定分析试验结果

通过对比L区块、W区块、Q区块、G区块的原油碳同位素含量可知，轻质碳同位素(C6～C19)含量由高到低的顺序为：L区块>W区块>G区块>Q区块，L区块轻质碳同位素含量为61.1%，对比区块轻质碳同位素平均含量为57.9%，相比而言高出了3个多百分点；同时L区块重质碳同位素(C30以上)含量较对比区块平均含量低了1.5个多百分点，表明原油碳组成中轻质碳同位素含量越高越利于泡沫油的形成。

1.3.3地层水矿化度测定分析试验结果

通过对比L区块、W区块、Q区块、G区块的地层水矿化度可知，矿化度由低到高的顺序是：L区块

1.3.4油气界面张力测定分析试验结果

通过对比L区块、W区块、Q区块、G区块的油气界面张力可知，界面张力从低到高的顺序是：L区块

油气界面张力是泡沫油形成的关键因素，这是因为界面张力的降低使得气泡不容易发生聚并。随着压力的降低，气体从原油中析出后，由于界面张力较低，气体不会立即发生聚并，而是以分散相形式存在于原油中，形成油相连续、气相分散的“泡沫油”状态。而界面张力取决于分子间相互作用力的大小，分子极性越大，处在界面层的分子，受到来自油相以及来自气相的作用力也就越不平衡，使得油气间的界面张力也就越大。即极性越大，界面张力越大；极性越小，界面张力越小。

马克思主义的最高理想是共产主义社会，彻底废除生产资料私有制，实行普遍的生产资料公有制，实行社会化大生产，产品“一方面由社会直接占有，作为维持和扩大生产的资料，另一方面由个人直接占有，作为生活和享乐的资料。”［14］生产力高速发展，产品极大丰富了人民的物质文化需求，阶级也随之消灭。工业与农业、城市与农村、脑力劳动与体力劳动的差别对立也归于消灭。国家和国家机器也逐渐消亡。社会产品的分配实行“各尽所能，按需分配”，人们的物质生活水平得到极大的提高，精神生活得到质的飞跃。

通过对泡沫油流体特性分析可知：原油极性的大小与原油的族组成、碳组成、地层水的矿化度直接相关。族组分中饱和烃、芳香烃结构对称，分子极性较小，胶质、沥青质的极性较大；碳组成中轻质碳同位素极性较小；地层水矿化度越低，离子含量就越低，得电子能力越弱，极性越小。所以，L区块饱和烃含量较高，轻质碳同位素较高，地层水矿化度较低，使其极性低于其他区块，所以油气界面张力较其他区块低，这都是利于泡沫油形成的因素。

2 泡沫油体积影响因素岩心流动试验研究

在其他因素相同的条件下，分别测定溶解气油比、含水率、储层渗透率及驱替前后压差对泡沫油体积及稳定时间的影响，并给出不同影响因素下泡沫油体积随时间的变化规律。

2.1试验条件

1)岩心模型：气测渗透率为1.23、2.56、4.86、8.91、15.98mD 的岩心5块。

2)试验用水：L区块地层水(总矿化度5950mg/L)。

3)试验用油：L区块现场原油进行脱水处理得到的油样。

4)试验用气体：液化气。

5)驱替前后压差：1、2、3、4、5MPa。

6)试验温度：90℃(实际地层温度)。

7)万分之一精度天平1个、100mL量筒4个。

8)扬州华宝石油仪器有限公司生产的大型砂岩储层模拟驱油装置1台、浙江黄岩真空泵厂生产的2XZ-4旋片式真空泵1台和手摇泵1台、上海自动化仪表股份有限公司生产的量程为10MPa精密压力表2块。

2.2试验方法

1)溶解气油比室内试验研究方案(5组岩心试验) 试验温度为90℃(油藏温度)，注入压力为4MPa，降压方式为瞬间降压(回压从4MPa直接下降到大气压)，采用渗透率为15.98mD的岩心模型，含水率为30%。0时刻，试管接出流过岩心的原油50mL。分别测试了气油比为57、47、37、27、17m3/m3条件下，试管内液体体积随时间的变化规律。

2)含水率室内试验研究方案(6组岩心试验) 试验温度为90℃(油藏温度) ，注入压力为4MPa，降压方式为瞬间降压(回压从4MPa直接下降到大气压) ，采用渗透率为15.98mD的岩心模型，溶解气油比为37m3/m3。0时刻，试管接出流过岩心的原油50mL。分别测试了含水率为10%、20%、30%、40%、50%、80%条件下，试管内液体体积随时间的变化规律。

3)渗透率室内试验研究方案(5组岩心试验) 试验温度为90℃(油藏温度) ，注入压力为4MPa，降压方式为瞬间降压(回压从4MPa直接下降到大气压) ，含水率为20%，溶解气油比为47m3/m3。0时刻，试管接出流过岩心的原油50mL。分别测试了渗透率为1.23、2.56、4.86、8.91、15.98mD的岩心模型条件下，试管内液体体积随时间的变化规律。

4)驱替前后压差室内试验研究方案(5组岩心试验) 试验温度为90℃(油藏温度) ，含水率为20%，溶解气油比为47m3/m3，渗透率为15.98mD的岩心模型。0时刻，试管接出流过岩心的原油50mL。分别测试了驱替前后压差分别为1、2、3、4、5MPa(降压方式为瞬间降压，回压从注入压力直接下降到大气压)条件下，试管内液体体积随时间的变化规律。

2.3试验结果

2.3.1泡沫体积随溶解气油比的变化规律

进行了泡沫体积随溶解气油比变化的试验研究，结果见图1。由图1可知，泡沫油通过岩心后压力迅速降至大气压，但泡沫油内气泡并没有立即聚集并释放，而是随着时间的变化气泡逐渐变大，当气泡膨胀到最大后慢慢破裂并最终释放出去。所以试管内液体体积会随时间的推移，呈现出先逐渐增大至最大体积而后慢慢降低至最小体积直至稳定，此时试管内不再含有气泡。当溶解气油比为57m3/m3时，液体体积由0时刻的50mL，经过50min最大膨胀至60.3mL，而后体积逐渐减小，经过250min最终稳定在12.8mL，泡沫体积占总体积的74.4%；当溶解气油比为17m3/m3时，液体体积由0时刻的50mL，经过20min最大膨胀至51.7mL，经过130min最终稳定在42mL，泡沫体积仅占总体积的16%。说明随原油中溶解气油比的增大，泡沫油体积(折算成地面条件下泡沫体积)增大，即泡沫体积占总体积的比例增大，泡沫油存在的时间也相应变长；当L区块溶解气油比低于17m3/m3以后，将几乎不再产生泡沫。

2.3.2泡沫体积随含水率的变化规律

图1 不同溶解气油比条件下泡沫油体积随时间变化

图2 不同含水率条件下泡沫油体积随时间变化

图3 不同渗透率条件下泡沫油体积随时间变化

图4 不同驱替压差条件下泡沫油体积随时间变化

进行了泡沫体积随含水率变化的试验研究，结果见图2。由图2可知，试管内液体体积同样呈现出先增大后减小，并最终稳定的趋势。当含水率为10%时，液体体积由0时刻的50mL逐渐增大，经过90min增至最大体积60.1mL，而后逐渐减小至11.2mL并稳定，泡沫体积占总体积的77.6%；当含水率为40%时，液体体积由0时刻的50mL逐渐增大，经过20min增至最大体积54.6mL，而后逐渐减小至32.2mL并稳定，泡沫体积占总体积的35.6%；当含水率为80%时，液体体积由0时刻的50mL逐渐增大，经过10min增至最大体积51.1mL，而后逐渐减小至41.1mL并稳定，泡沫体积占总体积的17.8%。说明随着原油中含水率增大，泡沫油体积(折算成地面条件下泡沫体积)减小，即泡沫体积占总体积的比例减小，泡沫油存在的时间也相应变短；当L区块含水率在50%～80%时，泡沫体积明显减少，含水率大于80%，将几乎不再产生泡沫油。

2.3.3泡沫体积随渗透率的变化规律

进行了泡沫体积随渗透率变化的试验研究，结果见图3。由图3可知，试管内液体体积虽然呈现出先增大后减小并最终稳定的趋势，但是不同渗透率条件下，试管内液体最大体积及稳定后试管内的液体体积均相差不多，说明渗透率只影响泡沫油存在的时间，对泡沫体积没有影响。当渗透率为1.23mD时，试管内液体体积从增至最大而后减小至最小并稳定的时间为2250min；当渗透率为2.56、4.86、8.91、15.98mD时，泡沫油存在时间分别为1750、1500、1000、500min。说明该研究条件(1.23～15.98mD)下岩心渗透率越小，泡沫油稳定存在的时间越长。

2.3.4泡沫体积随驱替前后压差的变化规律

进行了泡沫体积随驱替前后压差变化的试验研究，结果见图4。由图4可知，不同驱替压差条件下，试管内液体最大体积不同，但稳定后试管内液体体积几乎相同。当驱替压差为5MPa时，液体由最初50mL增大至60.4mL，经过220min最终稳定为18.4mL，泡沫体积占总体积的63.2%；当驱替压差为1MPa时，液体由最初的50mL增大至52.1mL，经过190min最终稳定为18.9mL，泡沫体积占总体积的62.2%。说明随着驱替压差增大，泡沫体积无明显变化，而泡沫油存在的时间相应变长，但影响程度较弱。

通过岩心流动试验定量描述了溶解气油比、含水率、储层渗透率、驱替压差对泡沫油体积影响规律。试验结果表明，溶解气油比、含水率均同时影响泡沫油体积及泡沫油稳定时间；储层渗透率、驱替压差只影响泡沫油稳定时间，但驱替压差影响程度较弱。

3 结论与建议

1)形成泡沫油与邻近未形成泡沫油的区块相比原油中饱和烃含量高、原油轻质碳同位素(C6～C19)含量高、地层水矿化度低、油气界面张力低。形成泡沫油区块原油中饱和烃含量(55.2%)比未形成泡沫油区块饱和烃平均含量(50.8%)高近5个百分点；形成泡沫油区块原油中轻质碳同位素(C6～C19)含量(61.1%)比未形成泡沫油区块轻质碳同位素平均含量(57.9%)高3个百分点；形成泡沫油区块地层水矿化度(5951.6mg/L)比未形成泡沫油区块平均地层水矿化度(6978.4mg/L)低1026.8mg/L；形成泡沫油区块油气界面张力(21.15mN/m)比未形成泡沫油区块平均油气界面张力(34.57mN/m)低13.42mN/m。

2)通过岩心后泡沫油体积随着原油中溶解气油比增大而增大。溶解气油比为17m3/m3时，泡沫油体积由初始50mL增至最大51.7mL并最终稳定在42mL，泡沫体积占总体积的比例为16%；溶解气油比为57m3/m3时，泡沫油体积由初始50mL增至最大60.3mL并最终稳定在12.8mL，泡沫体积占总体积的比例为74.4%。相比而言，泡沫体积占总体积比例增加了近60个百分点。

3)通过岩心后泡沫油体积随着原油中含水率减小而增大。含水率为80%时，泡沫油体积由初始50mL增至最大51.1mL并最终稳定在41.1mL，泡沫体积占总体积的比例为17.8%；含水率为10%时，泡沫油体积由初始50mL增至最大60.1mL并最终稳定在11.2mL，泡沫体积占总体积的比例为77.6%。相比而言，泡沫体积占总体积比例增加了59.8个百分点。

4)该研究条件(1.23～15.98mD)下岩心渗透率越小，泡沫油稳定存在的时间越长。渗透率为15.98mD时，泡沫油稳定存在的时间为500min；渗透率为1.23mD时，泡沫油稳定存在的时间为2250min，稳定时间增加了1750min。驱替压差越大，泡沫稳定存在的时间越长，但影响程度较弱，当驱替压差为1MPa时，泡沫油稳定存在的时间为190min；当驱替压差为5MPa时，泡沫油稳定存在的时间为220min，稳定时间增加了30min。

5)该研究中以某区块为代表，采用将形成泡沫油区块与未形成泡沫油区块进行对比的思路进行研究，从而得到影响泡沫油形成的原因及影响泡沫油体积的因素，这对生产过程中出现泡沫油区块的原因分析及高效开发具有借鉴意义和工程指导价值。

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[编辑] 黄鹂

TE312

A

1673-1409(2017)19-0075-06

2017-03-20

国家自然科学基金项目(51474070)。

魏建光(1979-)，男，博士(后)，副教授，现主要从事完井优化技术、井筒多相流动、提高采收率技术方面的研究，weijianguang@163.com。

[引著格式]魏建光，林雪松.某区块泡沫油形成原因及泡沫体积影响因素试验研究[J].长江大学学报(自科版), 2017,14(19):75～80.