昌潤珍，佘文昌，楊力生，張麗慶（中石化 河南油田勘探開發(fā)研究院，河南 南陽 473132）

泡沫驅油技術室內實驗及參數(shù)優(yōu)化研究

昌潤珍，佘文昌，楊力生，張麗慶
（中石化 河南油田勘探開發(fā)研究院，河南 南陽 473132）

本研究針對河南油田雙河北塊IV1-3層系開展泡沫驅油技術室內實驗及參數(shù)優(yōu)化研究。通過泡沫劑性能評價，篩選出性能較好的泡沫劑ZK-1，發(fā)泡體積251mL，泡沫消泡半衰期41min，界面張力5.7×10-3mN·m。確定了最佳泡沫劑濃度0.4%，最佳氣液比1∶1，注入速度0.5mL·min-1，注入段塞尺寸等關鍵參數(shù)。在六倍滲透率級差的非均質物理模擬巖心驅油實驗中，聚合物驅后再進行泡沫驅油可進一步提高采收率8.5%。優(yōu)良的泡沫劑能有效降低油水界面張力，大幅度提高洗油效率。

泡沫驅；發(fā)泡體積；半衰期；界面張力；采收率

雙河油田Ⅳ1-3層系含油面積8.82km2，地質儲量1127.45×104t，油層溫度79.6℃，地層水為NaHCO3型，總礦化度7530mg·L-1，平均滲透率0.63μm2，變異系數(shù)0.72～0.86，突進系數(shù)5.23～12.59，級差3～285，大部分在100以上，屬砂礫巖正韻律油藏，是河南油田Ⅱ類儲量聚合物驅工業(yè)化應用最大的單元。2013年10月該區(qū)塊結束聚合物驅轉后續(xù)水驅階段。研究表明，仍有近一半以上的原油未被采出[1]，急需攻關聚合物驅后油藏進一步提高采收率新技術，實現(xiàn)化學驅儲量的有序接替。

低張力泡沫驅技術能夠滿足聚合物驅后油藏大幅度提高采收率的需要。泡沫驅技術與聚合物驅油技術相比能夠進一步改善流度比，增大高滲層流動阻力，發(fā)揮低滲層作用，泡沫劑作為優(yōu)良的活性劑，能降低油水界面張力，提高洗油效率[2]。

1　泡沫劑的篩選評價

泡沫劑性能一般從溶液的起泡能力、泡沫的穩(wěn)定性、泡沫大小分布、攜液量等方面進行研究，其中最重要的兩項指標是溶液的起泡能力（即發(fā)泡體積）和泡沫的穩(wěn)定性（即消泡半衰期）被稱為泡沫綜合指數(shù)。泡沫綜合指數(shù)越大，表示泡沫性能越好；反之泡沫綜合指數(shù)越小，泡沫性能越差[3，4]。

1.1泡沫劑基本性能評價

實驗采用泡沫掃描儀在溫度80℃，泡沫劑質量濃度0.4%時，對8種泡沫劑性能進行評價。表1評價結果表明，HN-F1、HN-F2、HN-F4發(fā)泡體積均小于220mL，半衰期低于30min，說明起泡性能和泡沫穩(wěn)定性較弱；HN-F8、HN-F10、HN-F12雖然發(fā)泡體積接近250mL，但半衰期都低于30 min，表明泡沫穩(wěn)定性較差。泡沫劑HN-F7發(fā)泡體積245mL，消泡半衰期42min；ZK-1發(fā)泡體積251mL，消泡半衰期41min，表現(xiàn)出較好的起泡能力和泡沫穩(wěn)定性，因此，針對泡沫劑HN-F、ZK-1進行性能比對。

表1　泡沫劑起泡體積和半衰期評價Tab.1　Foaming volume and half-life period of foam agent

1.2泡沫劑性能比對

實驗針對泡沫性能較好的HN-F7、ZK-1進行影響因素考察。結果見表2。

表2　HN-F7與ZK-1的性能比對Tab.2　Performance comparison between ZK-1 and HN-F7

表2評價結果表明，兩種泡沫劑抗鹽、抗鈣鎂、長期熱穩(wěn)定性、耐壓及抗吸附性能基本一致；ZK-1界面張力5×10-3mN·m-1，達到10-3超低數(shù)量級，明顯優(yōu)于HN-F7；具有更強的洗油、改變巖石表面潤濕性及乳化原油能力，能起到提高油藏整體驅油效率的作用。因此選擇ZK-1開展下一步參數(shù)優(yōu)化實驗。

1.3最佳泡沫劑質量濃度確定

實驗通過考察泡沫劑ZK-1不同濃度發(fā)泡體積和消泡半衰期的變化，確定泡沫劑最佳質量濃度。結果見表3。

表3評價結果表明，泡沫劑質量濃度從0.05%增加到0.4%時，泡沫綜合指數(shù)逐漸增加，繼續(xù)增加泡沫劑濃度至1.0%時，泡沫綜合指數(shù)出現(xiàn)不同程度的降低。在泡沫劑濃度0.4%時，發(fā)泡體積251mL，消泡半衰期41min，泡沫綜合指數(shù)達到臨界值。這種現(xiàn)象主要是由于泡沫劑濃度較低時，無法提供充足的表面活性物質來形成穩(wěn)定的泡沫，因而泡沫體積量受到限制；隨著濃度的增加，相應泡沫體積隨之增加，泡沫穩(wěn)定性變好，同時攜液量增加，因此，泡沫綜合指數(shù)逐漸增加；當泡沫劑濃度過高時，使得表面活性物質達到飽和后，泡沫攜液量過大，排液速度加快，多余的表活劑只能進入液膜中，由于進入液膜的表活劑會影響泡沫穩(wěn)定性，產(chǎn)生的泡沫有一部分迅速破裂，泡沫質量和泡沫半衰期均降低，導致泡沫綜合指數(shù)較低，泡沫劑性能減弱。因此泡沫劑ZK-1優(yōu)化質量濃度為0.4%。

表3　ZK-1不同質量濃度對泡沫性能影響Tab.3　Effect of ZK-1 mass concentration on the properties of foam

1.4最佳氣液比的確定

國內外礦場試驗證明，泡沫作為一種特殊的流體，在多孔介質中流動受多種因素影響，并不是以連續(xù)相遷移，滲流時泡沫不斷破滅與再生，泡沫的兩相以不同的速率在孔隙介質中移動。同時N2注入量直接影響泡沫驅油效果，注入量不足，會造成氣泡的密度低，大小分布不均勻，泡沫穩(wěn)定性差等問題，合適的氣液比是保持泡沫穩(wěn)定流動的關鍵。實驗采用阻力因子隨氣液比變化的方法，優(yōu)化合理的氣液比。滲透率選取0.63μm2左右的人造膠結巖心（2.5×8.0cm），溫度80℃，回壓6MPa，注入速度0.5mL·min-1，泡沫劑ZK-1濃度0.4%。

表4　阻力因子隨氣液比的變化Tab.4　Variation of drag factor with gas/liquid ratio

從表4結果可以看出，氣液比在1∶1時，可達到最大阻力因子174。氣液比過大或過小都不利于泡沫最大量地穩(wěn)定產(chǎn)生。氣液比過小，產(chǎn)生的泡沫不夠充足，流動阻力增加不夠大，泡沫性能發(fā)揮受限；氣液比過大，產(chǎn)生的泡沫氣泡過大，流動阻力太強，甚至不能起泡，直接出現(xiàn)接近連續(xù)的氣體驅替現(xiàn)象。因此合理氣液比選擇1∶1。

1.5最佳注入速度確定

實驗考察泡沫劑ZK-1不同注入速度隨驅油效率的變化情況。由于雙河IV1-3層系經(jīng)聚合物驅后進入后續(xù)水驅，為模擬油藏條件，先進行0.5PV，濃度1800mg·L-1，粘度68.3mPa·s的聚合物驅油，再注入0.5PV，濃度0.4%的泡沫劑ZK-1。選用滲透率0.63μm2左右的人造膠結巖心（2.5×8.0cm），溫度80℃。

表5　不同注入速度驅油實驗結果Tab.5　Experimental results of oil displacement with different injection velocity

表5實驗結果表明，聚合物驅后開展泡沫劑驅油，提高采收率幅度隨著泡沫注入速度的增加而增加。當注入速度在0.25mL·min-1時，低注入速度時，形成泡沫的速度及泡沫尺寸相對較小，累積滲流阻力較小，導致中低滲區(qū)的原油無法有效驅出，提高采收率較低；當注入速度在0.5mL·min-1時，泡沫驅提高采收率達到8.9%，繼續(xù)增加注入速度1.5mL·min-1時，提高采收率10.1%，增幅明顯變小。因此，優(yōu)化注入速度0.5mL·min-1。

1.6泡沫劑注入方式優(yōu)化

在多孔介質中，泡沫一般由以下3種機理產(chǎn)生和運移，即液膜滯后、氣泡縮頸分離和液膜分斷。這些機理的前提條件需要氣體和液體在多孔介質中不斷地相互作用。氣液共注方式是氣液交替注入的一種特殊形式，即氣體和液體同時進入多孔介質混合相互作用，由以上3種機理能夠產(chǎn)生較豐富的泡沫。交替方式注入，泡沫在多孔介質中形成的好壞與交替段塞密切相關，交替次數(shù)越多，即交替段塞越小，氣液接觸越充分產(chǎn)生的泡沫越豐富；交替段塞越大，泡沫驅效果越差[5]。

表6　不同注入方式驅油效率評價Tab.6　Evaluation of oil displacement efficiency by different injection methods

表6實驗考察泡沫劑不同注入方式對泡沫驅油效率的影響。物理模擬實驗采用填砂管模型（2.5×30cm），溫度80℃，回壓6MPa，注入速度0.5mL·min-1，水驅至產(chǎn)出液不含油后，再注入0.5PV，濃度1800mg·L-1，粘度68.3mPa·s的聚合物，經(jīng)后水驅至無油，采取氣液共注和氣液交替注入兩種方式，繼續(xù)注入0.5PV泡沫劑ZK-1，濃度0.4%，氣液比1∶1，后續(xù)水驅98%以上。實驗結果表明，聚合物驅后采用氣液共注方式，泡沫驅提高采收率10.3%；氣液交替注入方式提高采收率8.1%。說明氣液共注是更有效的注入方式。

1.7注入段塞量優(yōu)化

實驗考察不同注入段塞尺寸對泡沫劑驅油效果的影響。選取滲透率0.63μm2左右的人造膠結巖心（2.5×8.0cm），溫度80℃，先進行0.5PV，濃度1800mg·L-1，粘度68.3mPa.s的聚合物驅油，再注入0.5PV，濃度0.4%的泡沫劑ZK-1，氣液比1∶1。

表7　不同段塞尺寸驅油實驗結果Tab.7　Experimental results of oil displacement in different segment plug size

表7和圖3結果表明，注入段塞量由0.1PV升至0.5PV時，泡沫驅提高采收率從3.3%增加到8.9%；繼續(xù)增加段塞量至1.0PV，泡沫驅提高采收率10.2%，提高采收率幅明顯趨緩。綜合考慮礦場注入成本等因素，優(yōu)化段塞量為0.5PV。

2　聚合物驅后油藏泡沫劑驅油效率評價

實驗采用物理模擬巖心實驗考察泡沫劑對聚合物驅后非均質油層驅油效果的影響。填砂管巖心模型（2.5×30cm），高低滲透率分別為1.247和0.213μm2，滲透率極差近6倍，分別測氣相滲透率、飽和水、飽和油（模擬油粘度7.61mPa·s）；并聯(lián)接入物模流程，溫度80℃，回壓6MPa，注入速度0.5mL·min-1，水驅至產(chǎn)出液不含油；再模擬油藏狀況，先注入0.5PV，濃度1800mg·L-1，粘度68.3mPa·s的聚合物，經(jīng)后水驅至無油；再采取氣液共注的注入方式，繼續(xù)注入0.5PV泡沫劑ZK-1，濃度0.4%，氣液比1∶1，注入速度0.5mL·min-1，后水驅至無油，計算泡沫劑提高采收率。

表8　非均質巖心驅油效率評價Tab.8　Evaluation of oil displacement efficiency in heterogeneous cores

表8結果表明，水驅后高滲巖心水驅采出程度高達57.6%，殘余油飽和度相對較低，泡沫驅提高采收率僅比聚合物驅提高5.1%。低滲巖心水驅采出程度只有7.7%，大量殘余油未被驅出，注泡沫劑比注聚合物提高采收率13.3%，聚合物驅后再開展泡沫驅綜合提高采收率8.5%。說明聚合物驅油后開展泡沫驅能夠進一步啟動低滲透層的殘余油，具有改善油層非均質性的能力。

3　結論

（1）通過泡沫劑性能評價，優(yōu)化出性能較好的泡沫劑ZK-1。確定了最佳泡沫劑濃度、氣液比、段塞注入量、注入速度、注入方式等關鍵參數(shù)，為今后礦場試驗提供理論依據(jù)。

（2）針對聚合物驅后油藏開展泡沫驅提高采收率技術是適用于河南油田雙河北塊IV1-3層系的一種有效的三次采油方法。

［1］王德民，程杰成，吳軍政，等.聚合物驅油技術在大慶油田的應用［J］.石油學報，2005，26（1）:74-78.

［2］劉澤凱，閔家華.泡沫驅油在勝利油田的應用［J］.油氣采收率技術，1996.3（3）：23-29.

［3］伍曉林，陳廣宇，張國印.泡沫復合體系配方的研究［J］.大慶石油地質與開發(fā)，2000，19（3）:27-29.

［4］王琦,習海玲,左言軍.泡沫性能評價方法及穩(wěn)定性影響因素綜述［J］.化學工業(yè)與工程技術,2007.28（2）:25-29.

［5］劉宏生.聚驅后超低界面張力泡沫復合驅實驗［J］.西安石油大學學報（自然科學版），2012，27（3）:72-75.

Research on foam flooding technology experiment and parameter optimization

CHANG Run-zhen，CHE Wen-chang，YANG Li-sheng，ZHANG Li-qing
（Exploration and Development Research Institute of Henan petroleum Exploration Bureau，Sionopee Nanyang 473132，China）

This study is mainly on the foam flooding technology experiment，and parameter optimization research of Layer IV1-3，Shuanghe North Block，Henan Oilfield.Through foam agent performance evaluation，the code name of the foam agent，which is ZK-1 has been determined.The results show that，this foam agent has a good performance，the volume is 251mL，the half-life is 41min，and the interfacial tension is 5.7×10-3mN·m.Meanwhile，other crucial parameters also have been figured out，such as，the optimum foam concentration is 0.4%，the best gas liquid ratio is 1∶1，and the injection rate is 0.5mL·min.In the heterogeneous physical simulation of core displacement oil experiment with six times permeability ratio，foam flooding can further improve the recovery rate of 8.5%after polymer flooding.Excellent foaming agent is not only effectively reduce the interfacial tension，but also greatly improve oil-displacement efficiency.

foam flooding；foaming volume；half-life period；interfacial tension；oil recovery

TE357.46

A

10.16247/j.cnki.23-1171/tq.20160843

2016-03-31

昌潤珍（1964-），女，工程師，1984年畢業(yè)于茂名石油學校地質專業(yè)，長期從事三次采油新技術研究工作，在油田化學驅提高采收率技術方面具有豐富經(jīng)驗。