氮气泡沫调驱技术在新疆油田Y区块的适用性研究*

2022-07-04黄伟豪赵云海王丹翎张莉伟

油田化学 2022年2期

王健，黄伟豪，赵云海，张宇，王丹翎，张莉伟

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500；2.中国航油集团新疆石油有限公司，新疆乌鲁木齐 830000；3.中国石油西南油气田公司工程技术研究院，四川成都 610017；4.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳 518054；5.中国石油新疆油田分公司工程技术研究院，新疆克拉玛依 834000）

0 前言

我国大部分油田已进入高含水甚至特高含水阶段，产出液的含水量高，给油田开发造成了极大的困难。因此，如何进一步大幅度提高原油采收率、保持油田高效稳产是油田开发面临的主要问题。泡沫驱油技术已成为我国老油田进一步改善高含水阶段开发效果以及提高采收率的重要手段。新疆Y油藏是一个中孔中渗油藏，储层非均质性较强，渗透率范围在1×10-3～477.91×10-3μm2，孔隙度在5.92%～30.88%之间，平均原始地层压力为9.26 MPa，油藏温度为20 ℃。该油藏地层水的矿化度较高，注入水矿化度为18 240 mg/L。截至目前，该油藏主体开发区含水高，采出程度为18.1%。低产、低效和油井含水率高导致油藏采出程度偏低，在注水开发过程中压力保持程度低，仅为69.1%。因此，常规的聚合物驱、弱凝胶调驱等提高采收率技术在该油藏难以发挥增能和调驱的双重作用，而氮气泡沫驱则优势凸显。氮气泡沫可改善流度比，能有效增加高渗透层的渗流阻力，提高低渗透层原油的动用程度；氮气能够补充地层压力，起到增压作用，具有增能和调驱的双重作用，提高采收率潜力较大［1］。本文针对Y油藏的强非均质性特征以及开发剖面动用程度低、含水高的特点，筛选了适合注入水配液的氮气泡沫体系配方，评价了该泡沫体系的油藏适应性、在油藏温度及压力条件下的性能和细菌对泡沫性能的影响，研究泡沫的流变性，开展物理模拟分析该泡沫体系在不同渗透率级差下的驱油效果。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

实验用油为地层原油，油藏温度（20 ℃）下的黏度为22.16 mPa·s；模拟注入水，矿化度为18 240 mg/L，K+＋Na+3589、Ca2+1429、Mg2+49、Cl-13500、SO42-2380、HCO3-792；氮气，纯度为99.2%，四川广汉劲力气体有限公司；阴离子型起泡剂QP-1、QP-2，阳离子型起泡剂QP-3、QP-4，非离子型起泡剂QP-5、QP-6，两性离子型起泡剂QP-7、QP-8，山东优索化工科技有限公司；稳泡剂分别选用2 种增强表面吸附分子间的相互作用的WP-1、WP-2 和提高泡沫原液液相黏度的WP-3、WP-4，四川成都科龙化工试剂厂；杀菌剂选用强还原性的有机化合物SW、SE，四川成都科龙化工试剂厂。

高温高压泡沫工作液性能测试装置，耐压为30 MPa，耐温为200 ℃，腔体高度为100 cm，内径为5 cm，海安石油科研仪器有限公司；BH-2型气体增压系统、HLB-10/40型恒流泵、多功能岩心流动实验装置，成都岩心科技有限公司；HAAKE MARS Ⅲ型流变仪，赛默飞世尔科技有限公司。

1.2 实验方法

（1）泡沫性能评价实验

将起泡剂溶液倒入吴茵搅拌器，高速搅拌1 min，评价常温常压下泡沫体系的泡沫性能，记录泡沫体积V0，测量泡沫半衰期t1/2，按式（1）计算泡沫综合指数I［2，5-6］：

在高温高压泡沫工作液性能测试装置内通入N2以排净装置内的空气；再向装置内泵入100 mL的起泡剂溶液；然后将装置加热至油藏温度（20 ℃），利用气体增压泵充入N2至油藏压力；高速搅拌1 min，评价地层温度、压力条件下泡沫体系的泡沫性能，记录泡沫体积，测量泡沫半衰期，计算泡沫综合指数。

（2）流变性能测试

使用N2气源，在油藏条件下利用高温高压泡沫工作液性能测试装置将两种氮气泡沫体系（0.2%QP-1+0.4%QP-4 和0.2%QP-1+0.4%QP-4+0.04%WP-3+25 mg/L SW）搅拌起泡，在出口端取出氮气泡沫。将氮气泡沫置于流变仪内，在油藏温度20 ℃、不同剪切速率（0.01～100 s-1）下测试氮气泡沫的黏度。采用流变仪在实验频率范围为0.1～10 Hz下进行频率扫描，研究氮气泡沫的弹性模量（G′）和黏性模量（G′′）随频率的变化。

（3）分流实验

测量人造岩心的长度、直径及干重基本参数；在岩心流动实验装置中并联高、低渗透岩心，以0.30 mL/min 的流速向高、低渗岩心中饱和水，等到压力稳定后记录压差，称取岩心的湿重，并计算岩心的孔隙体积、孔隙度和渗透率；以0.03 mL/min 的流速向高、低渗透岩心中注入起泡剂溶液和N（2注入量1.2 PV，气液比1∶1）；以0.30 mL/min 的恒速进行后续注水，记录不同注入体积时高、低渗透岩心的出水量，计算分流率。实验温度为20 ℃。

（4）驱替实验

在分流实验后，以0.05 mL/min 的恒速向高、低渗透岩心中饱和油，记录出水量，计算原始含油饱和度；以0.30 mL/min 的流速对岩心水驱至岩心不出油为止，计算水驱采收率；以0.30 mL/min 恒速向并联岩心中注入1.2 PV的起泡剂溶液和N（2气液比1∶1），计算泡沫驱采收率；以0.30 mL/min 的恒速后续水驱至出口端不出油，计算后续水驱采收率。

2 结果与讨论

2.1 泡沫性能评价

2.1.1 起泡剂优选

根据对8 种起泡剂的优选实验，筛选出泡沫性能较好的阴离子型起泡剂QP-1、阳离子型起泡剂QP-4 和两性离子型起泡剂QP-8。其中QP-4溶液的起泡性能最好，质量分数为0.5%的QP-4溶液的起泡体积达到830 mL；QP-1 和QP-4 溶液的泡沫半衰期最长，在质量分数为0.5%时，泡沫半衰期分别为187和146 min。因此，考虑将QP-4分别与QP-1和QP-8进行复配［3］，进一步浓度优化，筛选出起泡性能好且半衰期长的氮气泡沫体系。在地层温度20 ℃、常压条件下，起泡剂QP-4分别与起泡剂QP-1和QP-8的复配体系的起泡体积和泡沫半衰期见表1和表2。

表1 QP-1+QP-4复配体系的泡沫性能

表2 QP-4+QP-8复配体系的泡沫性能

实验结果表明，随着QP-4 用量的增大，QP-1+QP-4 复配体系的起泡体积增大，QP-4 表现出突出的起泡能力。0.1%QP-1+0.5%QP-4复配体系的起泡体积最大，达到540 mL，但泡沫半衰期仅有62 min，泡沫综合指数为25 110 mL·min；0.2% QP-1+0.4%QP-4 复配体系的起泡体积为500 mL，泡沫半衰期为115 min，泡沫综合指数为43 125 mL·min，泡沫性能最佳。随着QP-4用量的增大，QP-8+QP-4复配体系的起泡体积增大，但泡沫半衰期减小。0.1%QP-8+0.5% QP-4 复配体系的起泡体积最大，达到760 mL，但泡沫半衰期仅为22 min，泡沫综合指数为12 540 mL·min；0.1%QP-8+0.1%QP-4复配体系的泡沫半衰期最大，达到107 min，但起泡体积仅有350 mL，泡沫综合指数为28 088 mL·min。因此综合分析实验结果，最终确定泡沫复配体系配方为0.2%QP-1+0.4%QP-4。

2.1.2 稳泡剂优选

向0.2%QP-1+0.4%QP-4复配起泡剂溶液中分别加入不同浓度的4 种稳泡剂，考察稳泡剂用量对泡沫体系起泡体积和半衰期的影响，计算综合指数，结果见表3。

表3 不同浓度稳泡剂对起泡体积和半衰期的影响

在泡沫体系中加入了稳泡剂，随着稳泡剂用量的增大，泡沫体系的起泡体积略有下降，但下降幅度并不明显；泡沫半衰期呈现上升趋势。WP-1 用量由0.01%增至0.08%时，泡沫半衰期仅从115 min增至了135 min；加入WP-3 稳泡剂后起泡体积下降最少，减少了75 mL，泡沫半衰期达到149 min，增大了32 min，泡沫综合指数从44 752 mL·min 增至48 611 mL·min。WP-3稳泡剂的效果最好，当WP-3用量在0.03%～0.05%的范围内半衰期上升幅度最显著，综合考虑稳泡剂的稳泡效果和经济因素，选取WP-3 作为后续实验泡沫体系的稳泡剂，用量为0.04%。

2.1.3 杀菌剂的优选

对现场注入水样的相关检测结果表明，注入水中存在有大量的细菌群落，包括腐生菌、FB、SRB和TTGB 等，导致泡沫体系在地下的起泡能力和稳定性受到一定不利影响。

采用现场的实际注入水配制0.2%QP-1+0.4%QP-4+0.04%WP-3 的泡沫体系，分别加入25 mg/L和50 mg/L 的杀菌剂SW 和SE，在油藏温度下老化不同时间取出测定其泡沫性能，结果见图1。

图1 不同老化时间下杀菌剂对泡沫性能的影响

使用现场注入水配制的泡沫体系，随老化时间的延长其泡沫性能显著降低。分析其原因是由于在长时间的老化过程中，由于菌类物质的降解作用，表面活性剂分子的活性减弱，泡沫变得不稳定而易破裂。在泡沫体系中加入一定量的杀菌剂可除去部分降低泡沫性质的菌群，抑制菌类物质对泡沫性质的影响。其中杀菌剂SW 的效果最好，在泡沫体系配方中加入25 mg/L的SW后，泡沫性能提升幅度最大，老化60 d 后起泡体积为385 mL，半衰期为105 min。

2.1.4 油藏条件下的泡沫性能

在油藏温度（20 ℃）、压力（9.26 MPa）条件下，对比评价了用现场注入水配制的泡沫体系0.2%QP-1+0.4%QP-4+0.04%WP-3+25 mg/LSW 和0.2%QP-1+0.4%QP-04 的起泡性能。0.2% QP-1+0.4%QP-4 体系折算后的起泡体积为475 mL，泡沫半衰期为124 min，综合指数为44 175 mL·min；而0.2%QP-1+0.4%QP-4+0.04%WP-3+25 mg/L SW体系折算后的起泡体积为530 mL，泡沫半衰期为167 min，综合指数为66 382 mL·min。由此可见，在油藏条件下，0.2%QP-1+0.4%QP-4+0.04%WP-3+25 mg/L SW泡沫体系的泡沫性能更好，形成的泡沫浓密且稳定。

2.2 流变性能

2.2.1 剪切稀释性

在20 ℃下，两种氮气泡沫体系（0.2% QP-1+0.4%QP-4 和0.2%QP-1+0.4%QP-4+0.04%WP-3+25 mg/L SW）的黏度随剪切速率的变化见图2。从图2 可以看出，在油藏温度下，随着剪切速率的增大，两种氮气泡沫的黏度均大幅减小，表现出典型的剪切稀释性。这是因为泡沫是非牛顿流体，在剪切应力的作用下，泡沫会发生形变，且剪切速率越大泡沫所受到的剪切应力越强，导致泡沫发生破裂，黏度下降。同时，在较低剪切速率下，稳泡剂的加入对泡沫体系的黏度有较为明显的提升，但随着剪切速率的增大两种泡沫的黏度变得基本无差别。稳泡剂的加入而会使泡沫体系在地层中发生的黏度变化，不会对泡沫在地层内的渗流情况造成影响。泡沫体系的剪切稀释特性有助于增强其在油层近井地带（高剪切速率）的流动性和远井地带（低剪切速率）的调驱能力，从而扩大波及效率、实现深部调驱，达到提高原油采收率的目的［4，9］。

图2 氮气泡沫黏度随剪切速率的变化

2.2.2 黏弹性

黏弹性为流体黏性及弹性的综合性质，分别用黏性模量（G′′）和弹性模量（G′）来表示泡沫流体黏性和弹性的大小［8］。两种氮气泡沫的弹性模量和黏性模量随频率的变化见图3。

图3 氮气泡沫的弹性模量和黏性模量随频率的变化

从图看出，在0.1～10 Hz的频率范围内，两种氮气泡沫的G′和G′′均随着频率升高而呈现上升的趋势。在同一频率下，两种氮气泡沫的G′′均大于G′，G′′/G′＞1，因此泡沫表现出较好的黏性行为，并具有一定的弹性行为。加入稳泡剂后泡沫的G′和G′′均增大。在多孔介质的流动过程中，泡沫的黏性起主要作用，并能够增强泡沫体系的稳定性，有利于采收率的进一步提高。

2.3 氮气泡沫在高低渗透岩心中的选择封堵性能

4 组不同渗透率级差岩心的基本参数见表4。分别在不同渗透率级差的岩心中进行水驱-泡沫驱-后续水驱，驱替过程中高低渗透层的分流率见图4。

表4 双并联岩心基本参数

图4 不同渗透率级差（2.92～11.53）岩心驱替过程中的分流率

在不同渗透率级差条件下，水驱时高渗透岩心的分流率均大于低渗透岩心的，且随渗透率级差的增大，高渗透岩心分流率增大而低渗透岩心分流率降低，水驱阶段注入水主要通过高渗透岩心渗流；泡沫驱阶段，高渗透岩心的分流率明显下降，低渗透岩心的分流率增加，说明氮气泡沫对高渗透岩心具有选择性封堵能力，注入的泡沫体系会优先进入高渗透岩心，在岩心中充分起泡使得高渗透岩心的渗流阻力增大；后续水驱阶段，随着注入水的进入，高渗透岩心中的泡沫会被部分驱替出来，使得高渗透岩心的分流率逐渐增大，低渗透岩心的分流率逐渐降低。在渗透率级差为2.92时，泡沫对高渗透岩心有较好的封堵效果，使得高低渗透岩心的分流率发生了明显的变化，低渗透岩心的分流率超过高渗透岩心。然而，随着渗透率级差的增加，泡沫对高渗透岩心的封堵效果逐渐减弱，高低渗透率岩心的分流率变化幅度也逐渐减小。

2.4 氮气泡沫的驱油效果

不同渗透率级差条件下氮气泡沫的驱油效果见表5。在水驱阶段，渗透率级差为2.92、5.25 和8.67时，低渗透岩心均能够有效启动，驱油效率随着渗透率级差的增大而逐渐降低；当渗透率级差为11.53时，低渗透岩心没有启动。并且高渗透岩心的驱油效率显著高于低渗透岩心的驱油效率。

表5 不同渗透率级差条件下氮气泡沫的驱油效果

在泡沫驱和后续水驱阶段，高渗透岩心的驱油效率从渗透率级差2.92 时的20.74%增大到渗透级差11.53 时的26.88%，而低渗透岩心的驱油效率随着渗透率级差的增大先增加后减小，在渗透率级差为8.67 时，泡沫驱和后续水驱的驱油效率达到最大，为44.97%。在渗透率级差为2.92～8.67 的范围内，低渗透岩心的提高驱油效率均大于高渗透岩心。因此，提高高渗透岩心驱油效率主要以“驱”为主，提高低渗层驱油效率主要以“调”为主。想要有效地提高较高渗透率级差并联岩心中低渗透岩心的驱油效率，必须有效地提高泡沫对高渗透岩心的封堵能力，但如果渗透率级差过大，泡沫的封堵效果就会大幅降低。