張邈，楊明達(dá)（.東北石油大學(xué)，黑龍江大慶6338；.中國(guó)石油天然氣股份有限公司管道大慶輸油氣分公司，黑龍江省大慶市63000）

復(fù)合泡沫驅(qū)油體系材料的優(yōu)選及驅(qū)油實(shí)驗(yàn)的研究

張邈1，楊明達(dá)2
（1.東北石油大學(xué)，黑龍江大慶163318；2.中國(guó)石油天然氣股份有限公司管道大慶輸油氣分公司，黑龍江省大慶市163000）

為了尋求一種適合提高低滲透砂巖油藏采收率的泡沫驅(qū)油方法，對(duì)模擬大慶油田某化學(xué)驅(qū)實(shí)驗(yàn)區(qū)油藏條件下進(jìn)行了室內(nèi)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。因此，通過(guò)篩選表面活性劑、發(fā)泡劑及穩(wěn)泡劑，從降低界面張力程度、抗溫性、穩(wěn)定性以及泡沫尺寸等方面考察了復(fù)合泡沫體系在不同配制條件下對(duì)低滲透砂巖油藏的適應(yīng)性，得到復(fù)合泡沫體系配方為0.4%石油磺酸鹽+0.8%羧甲基纖維素鈉+0.6%FZC-6330。同時(shí)利用柱狀巖心進(jìn)行了驅(qū)油效率對(duì)比實(shí)驗(yàn)，結(jié)果表明：該體系與原油形成10-3mN·m-1的低界面張力，進(jìn)而最大程度的提高原油洗油效率。所形成的穩(wěn)定泡沫體系，使原油的采收率能夠在水驅(qū)的基礎(chǔ)上提高20%～22%，說(shuō)明復(fù)合泡沫體系驅(qū)油是進(jìn)一步提高原油采收率的一項(xiàng)重要技術(shù)，更適應(yīng)低滲透砂巖油藏的開(kāi)采。

低滲透油藏；界面張力；泡沫體系；驅(qū)替；采收率

低滲透砂巖油藏采用水驅(qū)的方法無(wú)法進(jìn)入小孔喉，隨著長(zhǎng)時(shí)間的開(kāi)發(fā)，油田已進(jìn)入了高含水期。因此，提高小孔喉的洗油能力至關(guān)重要。泡沫驅(qū)以特有的滲流和驅(qū)油性能受到廣泛重視，體系能夠降低油水之間的界面張力，其封堵性和洗油性可以保證體系注入的同時(shí)還可以提高油層壓力和驅(qū)油效率，從而提高采收率。泡沫體系作為一種三次采油技術(shù)[1]，驅(qū)油效果取決于發(fā)泡能力、泡沫尺寸和穩(wěn)定性。分析和總結(jié)泡沫體系的驅(qū)油效果，為低滲透油藏的有效開(kāi)發(fā)提供理論依據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

1.1 實(shí)驗(yàn)條件與儀器

巖心選擇人造柱狀巖心，平均截面積4.61cm2，平均長(zhǎng)度10.2cm，空氣滲透率為2×10-3mD；表面活性劑為陰離子型石油磺酸鹽（50%大慶煉化公司），陰離子型十二烷基苯磺酸鹽（35%大慶煉化公司），非離子型甜菜堿（50%大慶東昊公司）；發(fā)泡劑為非離子型SD（50%青島上興化工有限公司）；陰離子型HY-3（38.5%大慶市采油二廠(chǎng)）；陰離子型十二烷基硫酸鈉（SDS50%國(guó)藥集團(tuán)化學(xué)試劑有限公司）；陰非離子FZC-6330（38.5%北京新諾安粉末聚合物有限公司）；穩(wěn)泡劑為羧甲基纖維素鈉（隆鑫生物專(zhuān)業(yè)）；胍膠（上海微析科技有限公司）；實(shí)驗(yàn)用水為大慶一廠(chǎng)地層水（礦化度：6778mg·L-1；含Na+：2180mg·L-1，Mg2+：66mg·L-1，Ca2+：24mg·L-1，Cl-：2165mg·L-1，K+：11mg·L-1，HCO3-：2052mg·L-1，SO42-：77mg·L-）1；根據(jù)低滲透油藏溫度，測(cè)試溫度選取75℃。

TX-500C型界面張力儀（美國(guó)德克薩斯大學(xué)）；IKA-WEARKE攪拌機(jī)（德國(guó)IKA公司）；UFE-500型恒溫箱（江蘇海安石油儀器廠(chǎng)）；Ф25mm×300m型巖心夾持器，（江蘇海安石油儀器廠(chǎng)）；XSJ-2型顯微鏡（中國(guó)重慶光學(xué)儀器廠(chǎng)）。

1.2 實(shí)驗(yàn)方案

（1）油水界面張力測(cè)量方案：測(cè)量泡沫驅(qū)油體系的油水界面張力值，每個(gè)試樣測(cè)定時(shí)間為2h；

（2）泡沫性能測(cè)試方案：配制200mL待測(cè)溶液。攪拌3min，轉(zhuǎn)速7000r·min-1，將泡沫倒入1000mL量筒，同時(shí)計(jì)時(shí)，當(dāng)液體析出100mL時(shí)所耗費(fèi)的時(shí)間為析液半衰期。

（3）驅(qū)替實(shí)驗(yàn)方案：泡沫驅(qū)油體系采用單管巖心驅(qū)替模型，實(shí)驗(yàn)用油為大慶一廠(chǎng)外輸油和煤油的復(fù)配的模擬油（原油體積∶煤油體積=1.3∶1）。實(shí)驗(yàn)溫度75℃，注入速度0.5mL·min-1。

1.3 實(shí)驗(yàn)步驟

（1）抽空巖心6h，用模擬地層水飽和巖心，測(cè)定巖心的孔隙體積和孔隙度；（2）75℃下，用模擬油飽和巖心，注入量為2.0PV，計(jì)算出原油飽和度；（3）地層水驅(qū)至含水98%，計(jì)算水驅(qū)采收率；（4）用泡沫驅(qū)油體系驅(qū)油，注入0.5PV，至含水98%，計(jì)算采收率。

2 結(jié)果與分析

2.1 微泡沫體系配方的優(yōu)化

（1）表面活性劑的選擇配制0.3%的表面活性劑溶液，測(cè)量溶液與油的界面張力情況。

圖1表明，石油磺酸鹽溶液與油的界面張力值降低幅度大，選用石油磺酸鹽為泡沫體系的一部分。

圖1 不同表面活性劑與油之間的界面張力Fig.1 Interfacial tension between different kinds of surfactant solutions and oil

配制石油磺酸鹽在不同質(zhì)量濃度下與模擬油的界面張力值（圖2）。當(dāng)表面活性劑質(zhì)量濃度達(dá)0.4%時(shí)，界面張力趨于穩(wěn)定。

圖2 石油磺酸鹽質(zhì)量濃度對(duì)平衡界面張力的影響Fig.2 Effectof concentration of petroleum sulfonate on equilibrium interfacial tension

（2）穩(wěn)泡劑的選擇選擇質(zhì)量濃度0.5%的羧甲基纖維素鈉和胍膠配制的水溶液，在高溫加熱后恢復(fù)至45℃與未經(jīng)過(guò)高溫處理的相同溫度的溶液進(jìn)行粘度對(duì)比。

表1 溫度對(duì)不同穩(wěn)泡劑的影響Tab.1 Effectof temperature on different stable foam agent

通過(guò)表1中數(shù)據(jù)可以看出，羧甲基纖維素納的粘度隨著溫度的升高逐漸減少。

質(zhì)量濃度為0.3%羧甲基纖維素納在經(jīng)過(guò)120℃高溫處理后，恢復(fù)到45℃時(shí)其粘度仍然較高，達(dá)到25.3mPa·s。而當(dāng)溫度超過(guò)120℃以后，粘度值逐漸降低。胍膠在45℃時(shí)粘度值很高，達(dá)到72.5mPa·s。但是其受溫度影響大，在經(jīng)過(guò)100℃高溫處理后，粘度降至12.3mPa·s?？梢?jiàn)胍膠粘度下降很大，耐溫效果差，不適合作為穩(wěn)泡劑。

實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，羧甲基纖維素納抗溫性較好，泡沫體系加入這種物質(zhì)，可以利用協(xié)同作用增強(qiáng)泡沫表面吸附分子的相互作用，減緩液膜排液時(shí)間。所以本文選擇羧甲基纖維素納作為穩(wěn)泡劑來(lái)提高泡沫的穩(wěn)定性。結(jié)果見(jiàn)圖3。

圖3 發(fā)泡劑質(zhì)量濃度對(duì)泡沫體積的影響Fig.3 Effectof themass concentration of foaming agenton the volume of the foam

通過(guò)圖3結(jié)果可知，將石油磺酸鹽與羧甲基纖維素納混合后，泡沫體積隨著發(fā)泡劑的質(zhì)量濃度的增加呈上升趨勢(shì)，當(dāng)羧甲基纖維素納質(zhì)量濃度達(dá)到0.8%時(shí)后趨于平穩(wěn)。所以選擇0.8%的羧甲基纖維素納加入體系中。

（3）發(fā)泡劑的選擇泡沫的體積直接表征了液體的發(fā)泡能力，泡沫的尺寸可通過(guò)泡沫掃描儀測(cè)量。實(shí)驗(yàn)采用一廠(chǎng)地層水配制不同的發(fā)泡劑與羧甲基纖維素鈉、石油磺酸鹽組成的混合體系，記錄泡沫半衰期、發(fā)泡體積和泡沫尺寸。見(jiàn)表2并引入了泡沫綜合指數(shù)評(píng)價(jià)發(fā)泡性能。

表2 室內(nèi)條件下不同泡沫體系性能評(píng)價(jià)結(jié)果Tab.2 Performance evaluation of different foam systems in the laboratorial conditions

由于泡沫的尺寸不同，體系的半衰期比較明顯。泡沫尺寸越小，比表面積越大，泡沫越穩(wěn)定。油藏條件下微泡沫體系性能見(jiàn)表3。

由表3可知，油藏條件下的溫度對(duì)泡沫體系影響最大。

表3 油藏條件下不同泡沫體系性能評(píng)價(jià)結(jié)果Tab.3 Performance evaluation of different foam systems in reservoir conditions

表2、3中結(jié)果表明，油藏條件下，泡沫體系的體積半衰期變化大。這是由于，溫度較高的情況下，泡沫內(nèi)部氣體發(fā)生了膨脹，加劇了泡沫的不穩(wěn)定性，而FZC-6330具有較高的活性，且泡沫粒徑在100μm以?xún)?nèi)。滿(mǎn)足致密砂巖油藏的條件。

配制FZC-6330在不同質(zhì)量濃度下加入0.4%石油磺酸鹽和0.8%羧甲基纖維素納的溶液，測(cè)量溶液與模擬油的界面張力值結(jié)果見(jiàn)圖4。

圖4 FZC-6330質(zhì)量濃度對(duì)平衡界面張力的影響Fig.4 Effect of concentration of FZC-6330 on equilibrium interfacial tension

圖4 表明，隨FZC-6330加量的增加，界面張力值呈下降趨勢(shì)，當(dāng)質(zhì)量濃度達(dá)到0.6%時(shí)，界面張力便不再變化，所以確定FZC-6330最終的質(zhì)量濃度為0.6%。此時(shí)體系的界面張力值達(dá)到了10-3mN·m-1，并可以在20min左右趨于平穩(wěn)。

圖5 復(fù)合體系的界面張力Fig.5 Interfacial tension of composite system

2.2 微泡沫體系對(duì)天然巖心的驅(qū)油效果評(píng)價(jià)

（1）高滲透條帶封堵油藏條件下，3組巖心水驅(qū)壓力平穩(wěn)后，注入0.3PV復(fù)合泡沫體系后，繼續(xù)水驅(qū)，記錄壓力值，計(jì)算封堵率，見(jiàn)表4。

表4 體系封堵性能評(píng)價(jià)結(jié)果Tab.4 Sealing performance evaluation of system

由表4可以看出，體系進(jìn)入巖心后，首先對(duì)高滲透層進(jìn)行了封堵[2]，滲透率下降。壓力升高，封堵率達(dá)到90%以上。

（2）實(shí)現(xiàn)堵水不堵油對(duì)4、5號(hào)巖心進(jìn)行平行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，飽和水注入復(fù)合泡沫體系后繼續(xù)注水壓力上升（表5），封堵作用良好，飽和油巖心注入體系后注水壓力變化不大，體系的堵水不堵油效果較好。

表5 體系堵水不堵油性能評(píng)價(jià)Tab.5 Performance evaluation of sealing water and not sealing oil

3 結(jié)論

（1）通過(guò)3種表面活性劑的性能和界面張力值測(cè)試，篩選出石油磺酸鹽更適合體系的配伍。

（2）羧甲基纖維素納具有很好的抗溫性，經(jīng)過(guò)高溫加熱后，粘度依然很高。

（3）復(fù)合泡沫體系在低滲透油藏中起到了增油的效果，改善了非均質(zhì)性，提高注入壓力，促進(jìn)了巖心更深部的流動(dòng)，達(dá)到了更好的驅(qū)油效果。原油采收率在水驅(qū)的基礎(chǔ)上提高了22%。

［1］王克亮,冷德富,仇凱,等.HY-3型表面活性劑發(fā)泡性能室內(nèi)評(píng)價(jià)［J］.大慶石油地質(zhì)與開(kāi)發(fā),2008,27（3）:106-109.

［2］王克亮,杜姍.穩(wěn)泡劑對(duì)泡沫性能影響室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究［J］.內(nèi)蒙古石油化工,2008,34（22）:4-5.

Study on optim ization of composite foam flooding system and oil displacement experiment

ZHANGMiao1，YANGMing-da2
（1.Northeast University of Petroleum，Daqing 163318，China；2.Pipeline Daqing Oil and Gas Branch,PetroChina，Daqing 163000，China）

In order to seek a kind of foam floodingmethod to improve the recovery of low permeability sandstone reservoir a foam system the laboratory experimentwas carried out to simulate the condition of oil reservoir of a chemical flooding in Daqing oilfield.Therefore,the surface active agent,the foaming agent and the stabilizing agentwere selected,the adaptability of the composite foam system to the low permeability sandstone reservoir under different preparation conditions was investigated from the aspects of reducing range of the interfacial tension,temperature resistance,stability and foam size.The optimal formula was obtained and given as follows:0.4% petroleum sulfonate+0.8%sodium carboxymethl cellulose+0.6%FZC-6330.The oil displacement efficiency comparison experimentwas carried out by using the cylinder core,the result showed that the system with low oil-water interfacial tension thatwas 10-3mN·m-1orders ofmagnitude,so the foam system can reach the best recovery.The foam system with good stability and oil recovery efficiency is raised by 20%～22%afterwater flooding.The composite foam system is an important technique for enhancing oil recovery and more suitable for the exploitation of low permeability sandstone reservoirs.

low permeability reservoirs;interfacial tension;foam system;displacement;recovery

TQ127.1

A

10.16247/j.cnki.23-1171/tq.20170775

2017-03-09

張邈（1992-），女，東北石油大學(xué)油氣田開(kāi)發(fā)工程專(zhuān)業(yè)在讀碩士研究生，從事油氣田開(kāi)發(fā)理論與技術(shù)工作。