纳米颗粒氮气泡沫体系的封堵效果及参数优化

2018-08-30卢祥国刘进祥徐国瑞张云宝

石油化工 2018年8期

葛嵩，卢祥国，刘进祥，徐国瑞，李翔，张云宝，3

（1.东北石油大学教育部提高油气采收率重点实验室，黑龙江大庆 163318；2.中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津 300450；3.中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

渤海油藏具有非均质性强和岩石胶结强度低等特点，加之长期注水冲刷，对岩石结构破坏十分严重，进一步加剧了注入水沿高渗透层或大孔道突进，严重影响注水注聚开发效果。近年来，发展迅速的泡沫调驱堵水技术已经成为了海上厚油层挖潜进一步提高采收率的关键技术，具有广阔的应用前景。现有稳泡剂多加入聚丙烯酰胺、多肽等聚合物，该类物质虽然能够增强泡沫的稳定性，但是起泡体积低，高温易分解，所遗留的有机物残渣会损害地层。也有学者选择将水溶性无机盐作为稳泡剂，但是无机盐的存在会造成管线和设备的电化学腐蚀。王腾飞等将Al（OH）3作为稳泡剂，但是其稳泡和封堵能力不理想。因而，海上油田开发急需展开新型稳泡剂的研究［1-2］。纳米颗粒作为新型纳米材料，在生活和科研中被广泛应用［3-6］。国内学者也对纳米颗粒作为稳泡剂的可行性做了研究，发现它们可以大幅度提高泡沫的稳定性，同时纳米颗粒具有较好的耐温耐盐性，适于海上油藏条件下的生产［7-8］。

本工作利用纳米颗粒稳泡剂、起泡剂和氮气等组成泡沫体系，以渤海典型油藏地质特征和流体为研究对象，通过物理模拟实验研究了不同因素对泡沫体系封堵效果的影响，为纳米颗粒稳泡体系在海上油田应用提供理论支持。

1 实验部分

1.1 原料

泡沫体系由纳米颗粒稳泡剂、起泡剂和氮气等组成。起泡剂：非离子表面活性剂PO-FASD，有效含量35%，中海油油服有限公司；稳泡剂：赢创6#纳米颗粒，有效含量100%，赢创特种化学（上海）有限公司。实验用水为SZ36-1模拟水，模拟水性质见表1。实验岩心为人造均质岩心［9-10］，渗透率3 000×10-3mm2，尺寸为4.5 cm×4.5 cm×30 cm。

表1 模拟水性质Table 1 Properties of simulated water

1.2 测试方法

配置不同纳米颗粒浓度的纳米颗粒氮气泡沫体系，通过搅拌器剪切180 s发泡后，测试其泡沫稳定性。岩心饱和水测渗透率，注入纳米颗粒氮气泡沫体系，后续水驱至压力稳定，测试封堵率。改变纳米颗粒浓度、气液比例、段塞尺寸、注入速度、起泡剂浓度、注入方式，研究体系的封堵效果。

2 结果与讨论

2.1 稳泡剂对泡沫体系的影响

稳泡剂纳米颗粒浓度对氮气泡沫稳定性的影响表2。

表2 稳泡剂纳米颗粒浓度对氮气泡沫稳定性的影响Table 2 Effect of nanoparticle concentration on nitrogen foam stability

从表2可看出，在稳泡剂类型一定的情况下，随稳泡剂纳米颗粒浓度的增加，各项指数均有增加，但当浓度超过0.30%（w）后，起泡体积和析液半衰期呈下降的趋势。析液半衰期和泡沫半衰期增加，表明泡沫稳定性增强。这是因为，当起泡剂与纳米颗粒混合形成悬浮液体后，纳米颗粒会吸附到气液界面，对泡沫形成保护，减缓液膜的排液速度，同时在一定程度上抑制了气泡的歧化，使泡沫的稳定性增强。

2.2 泡沫体系封堵性能评价

2.2.1 稳泡剂对泡沫体系封堵效果的影响

稳泡剂纳米颗粒浓度对泡沫体系封堵率的影响见表3，注入压力与纳米颗粒浓度和PV数的关系见图1。从表3可看出，加入纳米颗粒后，后续水结束压力梯度和封堵率明显增加，在浓度为0.3%（w）时达到最大值。从图1可看出，随稳泡剂纳米颗粒浓度的增加，注入压力和后续水稳定压力呈先增加后降低的趋势，在浓度0.3%（w）时达到最高。这是因为，未加入稳泡剂的普通泡沫由于气、液黏度差异较大，气泡不稳定易形成气窜。而加入稳泡剂后，由于稳泡剂的纳米颗粒本身脱附能较大，与液膜结合力较强，纳米颗粒吸附后形成机械强度较大的保护膜，可减小泡沫与岩心孔喉摩擦对泡沫的破坏，使泡沫在岩心运移过程中的稳定性大大增强。紧密排列的颗粒会对液膜中水动力流动产生阻力，减小液膜的排液速度。同时，也减小了气体与液体的接触面积，抑制气泡的歧化，泡沫本身的稳定性也得到加强。

表3 纳米颗粒浓度对泡沫体系封堵率的影响Table 3 Effect of nanoparticle concentration on plugging rate of foam system

图1 注入压力与注入PV数关系Fig.1 Relationship between injection pressure and injection PV number.

稳泡剂中纳米颗粒的稳泡机理见图2。从图2可看出，表面活性剂分子会吸附到纳米颗粒表面，降低界面张力，进一步加强纳米颗粒吸附到气液界面的能力。但纳米颗粒在气液界面吸附量是有限的，当表面达到吸附平衡后再增加纳米颗粒浓度，反而不利于泡沫的稳定，导致后续水稳定压力有所降低。当纳米颗粒浓度超过0.3%（w）时，泡沫的起泡体积开始减少，半衰期也开始缩短。这可能是当气液界面纳米颗粒的吸附量达到平衡后，再增加纳米颗粒浓度，未被吸附的颗粒量会增多，颗粒间会出现团聚形成团聚体，团聚体会挤压泡体，导致泡壁破裂，从而降低泡沫的强度。同时未被吸附的纳米颗粒会吸附大量的表面活性剂，导致发泡体积降低，最终导致泡沫的起泡和稳泡性能反而下降［11-13］。

图2 纳米颗粒稳泡机理Fig.2 Mechanism diagram of bubble stabilization.

2.2.2 气液比对泡沫体系封堵效果的影响

气液比对泡沫体系封堵率的影响见表4。从表4可看出，随气液比增加，后续水结束压力梯度和封堵率先升高后降低，在气液比2∶1时达到最大值。随气液比升高，泡沫的表观黏度也会随之升高，泡沫在多孔介质中滞留量增多，使得泡沫的封堵能力增强。而当气液比较大时，多孔介质中形成泡沫的尺寸较大，通过孔喉时发生挤压，导致泡沫在岩心中运移时易发生破裂。同时，由于泡沫中的液相的减少，泡沫液膜变薄，泡沫容易聚并破裂且发生气窜，使得通过多孔介质的流动阻力变小［14-16］。因此，泡沫在多孔介质中存在一个最佳的气液比，该气液比下形成的泡沫稳定性较好，封堵能力强。综上所述，适宜的气液比在（1∶1）～（2∶1）之间。

表4 气液比对泡沫体系封堵率的影响Table 4 Effect of gas-liquid ratio on the plugging rate of the foam system

2.2.3 段塞尺寸对泡沫体系封堵效果的影响

段塞尺寸对泡沫体系封堵率的影响见表5，从表5可看出，随段塞尺寸的增加，后续水结束压力梯度和封堵率均呈增加趋势。表明注入的泡沫体系具有良好的封堵效果，泡沫纳米颗粒加入可以增强泡沫强度，使泡沫在岩心中不容易破裂，降低气体流度。同时作为固相，纳米颗粒对地层也有暂时封堵作用，纳米颗粒在多孔介质中封堵和运移，也加强了泡沫的生成。虽然增加段塞尺寸，封堵率有一定提高，从技术经济角度考虑推荐段塞尺寸为0.10～0.15 PV。

表5 段塞尺寸对泡沫体系封堵率的影响Table 5 Effect of slug size on the plugging rate of the foam system

2.2.4 注入速度对泡沫体系封堵效果的影响

注入速度对泡沫体系封堵率的影响见图3。从图3可看出，随注入速度增加，注入压力升高，后续水稳定压力也随之升高。由于起泡剂体系本身黏度较高，发泡需克服一定阻力。当注入速率较低时，产生的克服发泡所需的能量较低，因此产生泡沫的数量较少，泡沫稳定性差，从而导致压差上升幅度较小，后续水稳定压力较低。当达到一定注入速率后，产生较大流动能力，产生的泡沫数量较多，从而注入压力增幅较高，后续水稳定压力也较高。但泡沫在岩心中也同时受到孔喉剪切作用，若注入速度过高，泡沫也会由于剪切变稀而使流动阻力减小。因此，可以综合设备注入能力、储层岩石破裂压力和低渗透层启动压力等因素确定矿场注液速度。

图3 注入压力与注入PV数关系Fig.3 Relationship between injection pressure and injection PV number.

2.2.5 起泡剂浓度对泡沫体系封堵效果的影响

起泡剂浓度对泡沫体系封堵率影响见图4。

图4 注入压力和注入PV数的关系Fig.4 Relationship between injection pressure and injection PV number.

从图4可看出，起泡剂浓度增加时，泡沫驱注入压力升高，后续水稳定压力升高。当起泡剂浓度升高到0.3%（w）时，后续水驱阶段稳定注入压力值明显增加，但继续增大浓度，注入压力差异不大。这可能是因为，由于纳米颗粒会吸附起泡剂，导致起泡剂浓度较低时产生泡沫较少，封堵率较低。当起泡剂浓度增加时，纳米颗粒因吸附较多的起泡剂使其疏水性增强，产生泡沫数目增多且稳定性提高，封堵率增加。进一步增加起泡剂浓度，起泡剂在纳米颗粒表面形成双层吸附颗粒，泡沫稳定性进一步提高。但同时纳米颗粒对于起泡剂的吸附达到饱和，继续增加起泡剂浓度对泡沫稳定性影响较小。因此，从技术经济角度考虑，适宜的起泡剂浓度为0.4%～0.5%（w）。

2.2.6 注入方式对泡沫体系封堵效果的影响

注入方式对泡沫体系封堵率的影响见表6。从表6可看出，同时注入方式的后续水结束压力梯度和封堵率都高于交替注入方式。同时注入方式的注入压力和后续水稳定压力均较高。这是因为，采用同时注入方式时，氮气与发泡剂体系混合更充分，生成泡沫较多且稳定，可对岩心内水流通道进行更为持续的封堵。而采用交替注入方式时，泡沫体系不稳定，易造成气窜，难以形成较大的封堵压差，封堵能力较低。但考虑到地层破裂压力的限制，应该综合考虑现场实际情况选择注入方式。