渤海S 油田低界面张力泡沫调驱体系室内研究

2021-09-17郑继龙左清权刘浩洋

石油化工应用 2021年8期

胡雪，郑继龙，左清权，刘浩洋，陈平，赵军

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

泡沫被誉为油田开发领域的“智能流体”[1]，由于泡沫具有“堵大不堵小”、“堵水不堵油”的特性[2-4]，因此在油田开发过程中被广泛应用。筛选具有较强起泡性能[5]，同时具有较低界面活性的起泡剂体系是泡沫调驱技术应用的关键。起泡剂分子结构的变化会对起泡剂的起泡性、稳泡性以及油水界面活性产生重大的影响[6，7]。起泡剂的分子结构一般由疏水链与亲水基团构成，疏水链的构成以及长度关系到起泡剂在溶剂中的溶解性以及在油水界面上的吸附，亲水基团的不同也会影响起泡剂在溶剂中的溶解性以及与疏水链的配伍性，起泡剂在溶剂中的溶解性越好其泡沫性能以及油水界面活性也会越好[8]。目前主要对泡沫体系泡沫综合值、界面张力等参数的测定为渤海S 油田筛选优选出既具有较强起泡性能，又具有较低界面活性的起泡剂体系，本文采用具有高起泡性以及稳泡性的十四烷基酰胺磺酸盐与具有低界面张力的双十四烷基酰胺醇进行不同质量比复配，通过泡沫综合值、泡沫体系界面张力等参数，为渤海S 油田筛选优选最佳的低界面张力泡沫调驱体系，最终通过非均质物理模型对所筛选出的低界面张力泡沫调驱体系的驱油能力进行考察，为渤海S 油田低界面张力泡沫调驱现场应用提供理论指导。

1 实验部分

1.1 实验试剂与仪器

阴离子型起泡剂十四烷基酰胺磺酸盐（QP-1），阴离子型起泡剂十四烷基羟丙基磺酸盐（QP-2），上海诺颂实业有限公司；非离子型起泡剂双十四烷基酰胺醇（DQP-1），非离子型起泡剂十四烷基酰胺醇（DQP-2），江苏海安石油化工有限公司；氯化钠分析纯、氯化钙分析纯，天津市北联精细化学品开发有限公司；2152 改进型Ross-Miles 泡沫仪，美国CNG 公司；恒温水浴锅，天津科诺仪器设备有限公司；TX-500C 旋转滴界面张力仪，上海隆拓仪器设备有限公司；85-2 型恒温磁力搅拌器，上海司乐仪器有限公司；物理模拟驱替设备，江苏拓创科研仪器有限公司；其他。

1.2 实验条件

S 油田模拟水：采用二次蒸馏水在常温下配制模拟矿化度水（渤海S 油田地层水，矿化度9 709.14 mg/L）；实验温度60 ℃，渤海S 油田脱水脱气原油。

实验用低界面张力泡沫调驱体系：称取一定质量的起泡剂样品置于50 mL 烧杯中，以模拟矿化度水作为起泡剂溶剂溶解起泡剂样品，并用磁力搅拌器匀速搅拌3 min；待搅拌结束后将烧杯中的起泡剂溶液倒入250 mL 容量瓶中并定容。

1.3 实验方法

1.3.1 泡沫性能评价[9]采用罗氏法评价起泡剂的泡沫性能，待起泡剂溶液完全从分液漏斗中流尽时开始计时，记录此时形成的泡沫体积Vmax及达到该泡沫体积一半时的时间to。计算泡沫综合值FCI＝3/4×Vmax×to，表征泡沫质量和泡沫半衰期对泡沫性能的综合影响。

1.3.2 油水界面张力测定[10]温度60 ℃条件下，通过TX-500C 旋转滴界面张力仪测定油水界面张力。

1.3.3 泡沫驱油实验采用物理模拟驱替实验设备，利用非均质岩心并联开展低界面张力泡沫调驱体系驱油实验，并联非均质岩心分别为高渗透率岩心和低渗透率岩心，岩心非均质性为5，首先对岩心进行饱和水、饱和油，分别测定高低渗透率岩心的孔隙度、孔隙体积以及含油饱和度，然后连接流程，检测流程气密性，开展水驱油实验至岩心出口含水率达到98%后转注低界面张力泡沫调驱体系0.4 PV，最后转注后续水驱至岩心出口含水率98%，结束实验，实验过程中记录产液量、压力及各个阶段的采收率。

2 结果及讨论

2.1 低界面张力泡沫体系复配及性能测试

考虑到起泡剂分子结构对其泡沫性能以及油水界面张力的影响，特此选用具有高起泡性及稳泡性的十四烷基酰胺磺酸盐（QP-1）与具有低界面张力的双十四烷基酰胺醇（DQP-1）进行不同质量比复配；选用具有高起泡性的十四烷基羟丙基磺酸盐（QP-2）与具有低界面张力的双十四烷基酰胺醇（DQP-1）进行不同质量比复配；选用具有高起泡性以及稳泡性的十四烷基酰胺磺酸盐（QP-1）与具有低界面张力的十四烷基酰胺醇（DQP-2）进行不同质量比复配；实验温度为60 ℃，起泡剂溶剂为渤海S 油田地层水，起泡剂总质量分数为0.5%，开展渤海S 油田低界面张力泡沫调驱体系复配及性能测试。

2.1.1 低界面张力泡沫调驱体系起泡性能评价分别选用具有高起泡性以及稳泡性的QP-1 与具有低界面张力的DQP-1、具有高起泡性的QP-2 与具有低界面张力的DQP-1、具有高起泡性以及稳泡性的QP-1 与具有低界面张力的DQP-2 进行不同质量比复配，复配结果（见表1、图1～图3）。

表1 低界面张力泡沫调驱体系复配后起泡性能测定结果

图1 复配后体系起泡体积随复配比变化柱状图

图2 复配后体系半衰期随复配比变化柱状图

图3 复配后体系泡沫综合值随复配比变化柱状图

通过表1、图1、图2 和图3 中的数据及柱状图可知，加入低界面张力的DQP-1 和DQP-2 后，复配体系相比单一起泡性能较好的起泡剂QP-1 与QP-2 泡沫高度和泡沫综合值均有所升高，加入低界面张力的DQP-1 和DQP-2 量较少时，体系半衰期增大。加入低界面张力的DQP-1 和DQP-2 后起泡剂体系泡沫综合值均呈现先上升后下降的趋势，特别是当QP-1与DQP-1 两者的质量比为7:3 时起泡体积达250 mL半衰期达24.9 min，当QP-2 与DQP-1 两者的质量比为8：2 时起泡体积达230 mL 半衰期达18.9 min，当QP-1 与DQP-2 两者的质量比为7：3 时起泡体积达240 mL 半衰期达22.5 min，由此可知，复配的泡沫性能均强于单一组分的泡沫性能，说明该实验所选参与复配的起泡剂体系之间具有协同作用能增强起泡剂的泡沫性能。

2.1.2 低界面张力泡沫调驱体系界面性能评价以2.1.1实验所用各种复配体系进行低界面张力泡沫调驱体系界面性能评价实验，测定油水界面张力（见表2、图4）。

表2 低界面张力泡沫调驱体系复配后界面性能测定结果

图4 复配体系油水界面张力随复配比变化柱状图

通过表2、图3 和图4 中的数据及柱状图可知，单一起泡性能较好的起泡剂QP-1 与QP-2 相比加入具有低界面张力的DQP-1 和DQP-2 起泡剂体系泡沫油水界面张力均较高，随着具有较低界面张力的DQP-1和DQP-2 起泡剂体系的量的增加，体系的油水界面张力逐渐降低。其中，QP-1 与DQP-1 复配的泡沫体系界面张力均比同浓度配比的其他起泡剂体系界面张力低，当两者质量比为6:4 时，油水界面张力为最低值2.9×10-2mN/m，其中当两者质量比为7:3 时，油水界面张力为3.2×10-2mN/m，均达到低界面张力驱油的要求。通过成本因素及泡沫综合值等多种因素的考虑，最终选用质量配比为7:3 的起泡剂QP-1 与DQP-1 复配后的低界面张力泡沫调驱体系作为渤海S 油田低界面张力泡沫调驱用泡沫体系。

综上实验结果分析，十四烷基酰胺磺酸盐与双十四烷基酰胺醇的复配既能保持良好的泡沫性能又具有较低油水界面张力，其原因在于两者的配伍性较好。单一的QP-1 具有良好的起泡性，但在高温下的稳泡能力较弱，当加入DQP-1 后由于两者都具有较长的疏水链且非离子型的DQP-1 的分子结构不带电性不会与带有负电基团的QP-1 发生电性排斥的现象，两者的疏水链会在气液界面与油水界面发生缠绕，该现象会导致两者在气液界面与油水界面上的排布更加密集紧致，亲水亲油平衡性变好，不仅泡沫的稳定性大大增强，起泡剂的油水界面张力也大幅度降低。且因为双十四烷基酰胺醇不带电性的缘故，发生缠绕的起泡剂分子电性会被削弱，受到外界带电离子的干扰会减弱泡沫稳定性也会因此得到增强。

2.2 低界面张力泡沫体系驱油实验

基于2.1 低界面张力泡沫体系复配及性能测试研究结果，选用质量配比为7：3 的起泡剂QP-1 与DQP-1 复配后的低界面张力泡沫调驱体系开展低界面张力泡沫体系驱油实验。实验用岩心渗透率级差为5，渗透率分别为9.8 mD 和49.6 mD，按照1.3.3 泡沫驱油实验方法开展驱替实验，实验结果（见图5）。

图5 低界面张力泡沫体系并联岩心驱油实验曲线

通过图5 中的实验曲线可知，在开始水驱实验时，高渗透岩心出口增油量不断增加，低渗透岩心出口量出液量较少，后期不出液，当岩心水驱综合至98%时，高低岩心水驱采收率分别为45.24%、5.02%，水驱综合采收率为25.13%，水驱稳定后岩心两端压差为0.1 MPa；转注泡沫驱后，岩心两端压差逐渐上升，说明注入的泡沫体系在岩心中起到了一定的封堵作用，此时高低渗透率岩心均有液体流出，最高注入压差为0.45 MPa，说明泡沫在非均质性储层中有效的封堵了高渗透储层，启动了低渗储层，提高了驱替采收率；后续水驱过程中，注入压差逐渐降低，说明随着后续注入水的不断入侵，泡沫遇水消泡，高渗透层的封堵能力降低，最终高渗透层的采收率为61.5%，低渗岩心采收率达到了22.04%，综合采收率为41.77%，由此可知，此次为目标油藏筛选的低界面张力泡沫调驱体系在非均质性储层中具有较强的调驱效果。