聚驱后泡沫驱配方优选与评价

张 玉 梅

聚驱后泡沫驱配方优选与评价

张 玉 梅

（大庆油田第六采油厂第三油矿，黑龙江 大庆 163000）

针对聚合物驱后油层在纵向上和横向上动用不均匀，剩余油挖潜进一步加大的问题，通过室内实验的方法对聚驱后泡沫驱的可行性进行了研究。结合大庆油田聚合物驱区块实际情况，通过评价泡沫高度、泡沫的半衰期和泡沫综合值方法，对泡沫驱起泡剂种类、起泡剂浓度和稳泡剂浓度进行了优选，考察了不同渗透率岩心、不同气液比和不同注入速度条件下泡沫的封堵能力，确定了泡沫驱的气液比和注入速度，进行了聚驱后泡沫驱的驱油实验，驱油实验结果表明，在聚驱达到含水98%后注入0.4PV泡沫驱能够在聚驱的基础上提高采收率8%左右。

泡沫驱；起泡剂；气液比；注入速度；提高采收率

泡沫驱油作为一种新型三次采油技术，它基于两个机理，一是泡沫具有“遇油消泡、遇水稳定”的特性，在含油饱和度较低的部位泡沫稳定性好，具有较高的渗流阻力，能够迫使注入流体向水驱或聚合物驱未波及的区域流动，从而扩大波及体积[1]；二是泡沫剂本身就是一种表面活性剂，在一定程度上降低油水界面张力，从而提高驱油效率。从国内外文献来看[2,3]，虽然在泡沫驱提高采收率机理及应用方面做了大量工作，但由于各油田实际情况千差万别，研究结果不具普遍意义。

聚合物驱提高采收率技术在大庆油田得到了很好地推广，并取得很好地效果，但大庆油田多数区块已经到达聚驱后期，含水上升较快，如何进一步提高采收率是大庆油田可持续发展的关键。本文根据大庆油田油藏的地质特征，通过泡沫的封堵性实验和驱油实验研究聚驱后进行泡沫驱的可行性，这对于分析泡沫体系渗流特征和认识泡沫驱油提高采收率具有重要意义。

1 泡沫体系的选择

1.1 起泡剂种类的初选

实验用水为大庆油田采油六厂注入水，总矿化度为4 937 mg/L。

目前油田常用的起泡剂主要有阴离子起泡剂、非离子型起泡剂、复合型起泡剂等，各种起泡剂基本的起泡性能差别较大，选择了六种在大庆油田地层流体条件下发泡性能比较好的起泡剂，分别是十二烷基硫酸钠(SDS)、十二烷基苯磺酸钠(ABS)、甜菜碱(BS13)、ST-2、YH-4和DY-1。实验采用浓度为0.5%的起泡剂溶液100 mL，注入气液比为2:1，实验方法是罗氏起泡法。测定产生泡沫后的泡沫高度和半衰期，计算泡沫综合值，泡沫综合值是反映起泡剂起泡能力和稳定性的综合指标，为起泡体积和半衰期的乘积。实验结果见表1。

从实验结果可以看出SDS、ABS、BS13和DY-1四种起泡剂形成的泡沫高度h大，发泡性能好，半衰期t1/2大，形成的泡沫比较稳定，泡沫综合值较大，ST-2和YH-4两种非离子型起泡剂发泡性能较差，半衰期较小，泡沫综合值小。从起泡能力看，SDS和BS13两种起泡剂最佳，从形成的泡沫的稳定性看，BS13和ABS两种起泡剂最佳。初步选择SDS、ABS、BS13和DY-1四种起泡剂进行下面的实验。

1.2 起泡剂浓度的选择

实验中测定了四种起泡剂在不同浓度下起泡剂的起泡体积和半衰期，并计算了泡沫综合值，如图1。

从发泡性能来看，SDS和 BS13在浓度为0.1%～0.5%下发泡性能最好，SDS在较低浓度下发泡较差，随着浓度的增加，发泡能力大幅度增加，而BS13在不同浓度下发泡性能较稳定，差别不大。从稳定性来看，四种起泡剂都随着起泡剂浓度的增加，生成的泡沫半衰期增大，稳定性增加，其中BS13和ABS两种起泡剂发泡生成泡沫稳定性要好于SDS和DY-1。从泡沫的综合值来看，BS13生成的泡沫的综合值明显好于SDS、ABS和DY-1，因此确定起泡剂种类为BS13。随着BS13浓度的增加，生成的泡沫高度增加幅度不大，只是生成的泡沫的稳定性增强，因此确定BS13的浓度为0.3%。

1.3 稳泡剂浓度的选择

为了增加泡沫的稳定性，常常在泡沫中加入一定量的聚合物来增强泡沫的稳定性，实验中研究了聚合物浓度在0～1 500 mg/L生成泡沫的参数。根据实验结果，随着聚合物浓度的增加，产生的泡沫的高度变小，半衰期增大，这是因为随着聚合物浓度的增加，粘度增加，起泡时需要克服的粘滞阻力相应增大[4]，起泡体积减小，起泡高度变小，但有利的一方面是相同条件下液膜排液速度降低，半衰期增加，因此，加入聚合物后泡沫起泡能力降低，但稳定性增加。从泡沫综合值来看，聚合物浓度在500～800 mg/L时，泡沫综合值较大，从经济方面考虑选用聚合物的浓度为500 mg/L。

2 泡沫封堵性实验

2.1 不同渗透率岩心泡沫封堵性

为了研究泡沫对不同渗透率岩心的封堵性，选取了渗透率100×10-3～2 000×10-3µm2的8块岩心进行实验，注入的气液比为2∶1，测定水驱压差和泡沫驱的压差，计算阻力因子，如图2。

从实验结果可以看出，当岩心渗透率小于1 200 ×10-3µm2时，阻力因子随渗透率增加而增加；当岩心渗透率大于1 200×10-3µm2时，阻力因子随渗透率增加而降低；渗透率约1 200×10-3µm2时，阻力因子达到最大值，主要因为泡沫是一种非牛顿流体，具有剪切变稀特性[5]，其在岩心中的封堵作用主要依靠气体的贾敏效应，在渗透率较低时由于具有较强的剪切应力，泡沫流体粘度降低，因此随着渗透率增加，泡沫封堵效果也变强，但是在渗透率超过1 200×10-3µm2后，岩心中孔喉变大，气体的贾敏效应减弱，导致泡沫的封堵能力开始降低。

2.2 不同气液比泡沫封堵性

为了研究不同气液比的泡沫对岩心的封堵性，选取渗透率500×10-3µm2的岩心进行实验，注入速度为0.15 mL/min，考察了气液比从1∶1～5∶1泡沫的封堵性。根据实验结果，当气液比小于3∶1时，随着气液比的增大，阻力因子增大，泡沫封堵能力增强，当气液比大于3∶1后，泡沫稳定性较差，泡沫破裂产生的气体较多，形成气窜，阻力因子变小。因此合理的气液比为 2∶1～3∶1，如果油层渗透率较大，可以适当增大气液比，但要充分考虑到泡沫的稳定性。本研究中选择的气液比为2.5∶1。

3 聚驱后泡沫驱油实验

（1）实验条件

根据大庆油田油藏情况设计尺寸为30 cm×30 cm×4.5 cm的纵向三层非均质正方形模型，渗透率变异系数为0.72，各层渗透率分别为300×10-3、500 ×10-3和800×10-3μm2左右，井网类型为五点法井网，中间一口采油井，边部四口注入井，实验用油：利用井口原油与航空煤油配制成的黏度为 6.84 mPa·s的模拟油。

（2）实验方案与实验结果

方案1：水驱到含水98%；

方案 2：水驱到含水 95%+聚驱（聚合物浓度1500 mg/L）到含水98%+0.3PV泡沫（气液比2.5∶1）+后续水驱到含水98%；驱油实验结果见表2。

从驱油实验结果可以看出，在聚驱达到含水98%后进行泡沫驱能够在聚驱的基础上提高采收率8%左右，比水驱到含水98%提高采收率21%左右。

4 结 论

（1）针对油田地层水特征，对油田常用的起泡剂的起泡性能进行了评价，发现 BS13起泡剂的发泡能力和泡沫稳定性最好，进行了 BS13起泡剂浓度的优选，确定BS13的浓度为0.3%。

（2）对不同渗透率岩心、不同气液比和不同注入速度条件下的泡沫封堵性进行了研究，得出岩心渗透率大于1 200×10-3µm2后，气液比大于2.5:1，注入速度大于0.25 mL/min后，泡沫的封堵能力减弱。

（3）进行了聚驱后泡沫驱的驱油实验，实验结果表明，在聚驱达到含水98%后注入0.4PV泡沫驱能够在聚驱的基础上提高采收率8%左右。

［1］王成文， 王瑞和， 陈二丁，等. 型抗高温耐盐起泡剂AGS合成与性能研究 [J]. 中国石油大学学报(自然科学版), 2004, 28(3), 49-51.

［2］赵金省，李天太，张明. 聚合物驱后氮气泡沫驱油特性及效果[J]. 深圳大学学报理工版, 2010, 27(3), 361-365.

［3］刘承杰. 氟碳表面活性剂复合泡沫驱油体系的驱油实验[J]. 高分子材料科学与工程, 2012, 28(1), 82-85.

［4］Beni Ali Naderi, Varavei Abdoljalil, Delshad Mojdeh, etc. Modeling Gas Solubility in Water for Foam Propagation in Porous Media[C]. SPE 163579, 2013: 49-56.

［5］Mehran Sohrabi, Seyed Amir Farzaneh. A Review of the Status of Foam Application in Enhanced Oil Recovery[C]. SPE-164917, 2013:1-12.

Optimization and Evaluation of Foam Flooding Formula After Polymer Flooding

ZHANG Yu-mei
（Daqing Oilfield Corp.Ltd. No.6 Oil Recovery Plant, Heilongjiang Daqing 163000, China)

Aiming at the problems of vertical and lateral uneven production of the oil reservoir and further tapping the remaining oil after polymer flooding, the foam flooding feasibility after polymer flooding was studied by laboratory experiment. On the basis of the real situation of polymer flooding in Daqing oilfield, by assessing foam height, foam half-life and foam comprehensive value, foam types, foaming agent concentration and foam stabilizer concentration were optimized, the sealing capacity of the foam for various permeability cores under different gas liquid ratio and injection rate was investigated, and suitable gas liquid ratio and injection rate were determined, then foam flooding experiment after polymer flooding was carried out. The results show that after water cut reaches to 98% in polymer flooding, carrying out the foam flooding can further increase the oil recovery by about 8%.

Foam flooding; Foaming agent; Gas-liquid ratio; Injection rate; Enhanced oil recovery

TE 357

： A

： 1671-0460（2015）05-1035-03

2014-12-14

张玉梅（1988-），女，黑龙江大庆人，硕士，2013年毕业于东北石油大学，研究方向：提高采收率原理与技术。E-mail：chhobits520520@163.com。