高温发泡剂性能评价新方法

王 庆，刘永革，吕朝辉，康爱红

（1.中国石油大学，北京 102249；2.中国石油大学，山东 青岛 266580；3.中油塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000）

引 言

据估计，全球稠油储量丰富，是常规原油和天然气总当量的3倍多［1］。热力采油技术是目前稠油油藏开发的主要技术，而在热力采油中，注蒸汽开采的产量约占97%。矿场应用表明，无论蒸汽吞吐还是蒸汽驱注汽过程中都会出现汽窜现象，汽窜干扰了生产井的正常生产。为了提高注蒸汽开采的效果，需要依靠现有监测技术识别油层的汽窜特征，并选择有效的调堵措施进行综合治理［2－4］。泡沫具有“堵大不堵小、堵水不堵油”的选择性封堵特性，广泛应用于改善稠油油藏注蒸汽开发效果的矿场实践中［5－8］。大量的矿场实践表明，发泡剂性能的优劣是措施成功的关键，而目前国内外关于高温泡沫的发泡性能及稳泡性能的评价方法尚无统一标准［9－10］。稠油热采的过程中高温发泡剂处于一个变温环境内，此时泡沫剂的发泡性能和稳泡性能不断发生变化，为此，建立了一种高温发泡剂性能评价的新方法。采用该方法优选了河南井楼油田蒸汽驱调驱使用的发泡剂，取得了较好的应用效果，该方法对于指导高温发泡剂的优选具有十分重要的意义。

1 高温发泡剂性能评价方法的建立

1.1 实验方法

发泡体积和半衰期的测定：用地层水配制质量分数为0.5%的发泡剂溶液150mL，采用 Waring Blender法测试其发泡体积和半衰期，转速为2 400 r／min，搅拌1min，读取发泡体积并记录泡沫破灭1／2体积所用的时间作为其半衰期。测试温度根据具体要求确定，原则上应保证最高温度达到矿场要求且有足够的温度点，当温度低于100℃时在恒温水浴中进行测试；当温度超过100℃时在高温高压反应釜中进行测试，测试中在不同的温度点时保持压力不低于饱和蒸汽压，以保证溶液为液态。

阻力因子的测定：填砂模型充填160目的玻璃珠，在高压下（20MPa）测定其气密性，抽真空，饱和地层水并测定填砂模型的孔隙度和渗透率。测试温度的确定原则同上，在不同温度点设置回压不低于饱和蒸汽压，以保证溶液为液态。首先向填砂模型中注入2mL／min的地层水和100mL／min（标况）的氮气，待出口端出液和出气稳定后，记录填砂模型两端测压点的压力，此压差即为该温度点下的基础压差。然后向填砂模型中注入2mL／min的质量分数为0.5%的发泡剂溶液和100mL／min（标况）的氮气，待出口端产生的泡沫稳定后，记录稳定状态下填砂管两端测压点的压力，此压差即为该温度点下的工作压差，计算该温度点下的阻力因子。

泡沫能提高驱油效率是因为发泡剂作为一种表面活性剂能够起到降低界面张力，启动残余油的作用。因此，发泡剂溶液的驱油效率也是评价发泡剂性能的一个重要的指标。驱油效率实验：实验温度为油藏温度，填砂模型充填160目的玻璃珠，在高压下（20MPa）测定其气密性，抽真空，饱和地层水并测定填砂模型的孔隙度和渗透率，饱和原油，计算含油饱和度。配制质量分数为0.5%的发泡剂溶液，以1mL／min的速度驱替至出口端含水为98%，计算驱油效率。

1.2 平均泡沫综合指数

图1 泡沫体积随时间变化关系曲线示意图

发泡体积和半衰期是衡量发泡剂性能好坏的2个重要参数，一个反映了起泡的难易和数量，一个反映了泡沫的稳定性。泡沫在地层中的流度调整能力受泡沫的数量和稳定性的综合影响，为了综合评价发泡剂的静态性能，采用泡沫综合指数，综合考虑最大发泡体积和泡沫半衰期对泡沫性能的影响，实验条件下得到的发泡体积与发泡及消泡时间之间的关系曲线（图1）。图1中阴影部分面积可综合反映发泡剂的静态性能，假定发泡体积随时间的变化采用曲线方程V＝f1（t）表示，则泡沫综合指数如公式（1）所示，值越大则发泡和稳泡性能越好。

式中：S为泡沫综合指数，mL·min为半衰期，min；V为发泡体积，mL；Vmax为最大发泡体积，mL。

为了计算方便，近似将梯形的面积当作图中阴影部分的面积，采用公式（2）计算：

由于稠油热采是变温开采的过程，泡沫剂的发泡性能和稳泡性能不断发生变化，因此，需评价不同温度条件下泡沫的综合性能，泡沫综合指数随温度变化的关系满足函数S＝f2（T）。图2中阴影部分的面积Ω可综合反映泡沫体系综合指数的温度效应，由于泡沫群在实际的热采过程中处于变温体系，因此，需要根据温度变化进行加权平均，求得平均泡沫综合指数，作为发泡剂初选的指标，其计算公式为：

图2 泡沫综合指数随温度变化示意图

发泡体积和半衰期的测定相对于泡沫阻力因子及驱油效率实验，具有实验周期短、成本低、操作简单的优点，采用平均泡沫综合指数来进行发泡剂的初选对于缩短实验时间、节约实验成本具有十分重要的意义。但由于泡沫在玻璃器皿中的性能和在油藏多孔介质中的性能有很大差别，因此，在实验室中用玻璃器皿等对泡沫的性能评价有很大的局限性，一定程度上不能反映泡沫在油藏多孔介质中的性能［11－12］，即平均泡沫综合指数不能作为发泡剂最终优选的指标，必须在其初选的基础上选择平均泡沫综合指数较大的发泡剂进行泡沫阻力因子及发泡剂驱油效率的实验。

1.3 平均泡沫阻力因子

图3 泡沫阻力因子随温度变化示意图

实验条件下得到阻力因子随温度的变化满足函数R＝f3（T）（图3）。图3中阴影部分的面积可以综合反映阻力因子的温度效应Ψ，由于泡沫群在实际热采过程中处于变温体系中，因此，需要根据温度变化进行加权平均，求取平均泡沫阻力因子，其计算公式为：

式中：R为泡沫阻力因子；R为平均泡沫阻力因子。

综合考察泡沫的封堵能力及洗油能力，即根据平均泡沫阻力因子和发泡剂溶液的驱油效率来综合评定高温发泡剂的性能，选择最优的发泡剂。

2 河南油田高温发泡剂性能评价

河南油田提供5种发泡剂原样，编号为A、B、C、D、E；实验用水为稠油联合站的地层水；实验用油为GX51217井井口脱气原油，脱水处理，50℃地面脱气原油黏度为280.5mPa·s。按照上述实验方法测试不同温度条件下5种发泡剂的发泡体积和半衰期，测试结果见表1。计算发泡剂A、B、C、D、E的平均泡沫综合指数分别为：57.60×103、27.33×103、49.99×103、57.54×103、50.88×103mL·min。

比较5种发泡剂的平均泡沫综合指数，优选发泡剂A和D进行不同温度条件下的泡沫阻力因子测定实验和油藏温度下（26℃）的发泡剂溶液驱油效率实验。发泡剂A和D不同温度条件下的阻力因子测定结果见表2。计算可知，发泡剂A的平均泡沫阻力因子为109.54，发泡剂D的平均泡沫阻力因子为86.19。一般认为阻力因子达到4.0以上时，泡沫剂在油层中就能起到一定的调剖作用，

由此可知，2种发泡剂均可起到使地层流体转向的作用，但相比而言发泡剂A的封堵效果较好。驱油实验结果表明：发泡剂A的驱油效率为23.15%，发泡剂D的驱油效率为21.79%，发泡剂A的驱油效率较高。综合考虑泡沫的封堵能力和驱油性能，选用发泡剂A作为河南油田LZ27井区泡沫调驱的发泡剂。

表1 发泡体积和半衰期随温度变化

表2 发泡剂A和D阻力因子随温度变化

3 LZ27井区现场试验

河南井楼油田LZ27井区位于河南油区高庄南鼻状构造南部，油层平均有效厚度为5.6m，平均深度为220m，平均孔隙度为34.82%，平均渗透率为2.25μm2，平面和纵向非均质性严重，平均渗透率级差达到5.0以上，油层平均温度为26℃；地层水为 NaHCO3型，平均矿化度为4 735mg／L。该区域的L31713井组2004年正式投入蒸汽吞吐开发，2009年转入蒸汽驱试验，图4为该井组蒸汽吞吐和蒸汽驱阶段的开发效果对比。由图4可知，在蒸汽吞吐阶段的中后期和蒸汽驱阶段井组累计产油量与累计注汽量的对数都近似成线性的关系，但2条直线的斜率不同，蒸汽驱阶段直线的斜率较大，采出同样的油时蒸汽驱开发所需的注汽量比蒸汽吞吐的注汽量要大，转驱后开发效果较差。

图4 L31713井组转蒸汽驱前后开发效果对比

为了抑制蒸汽窜流，扩大蒸汽波及体积，从而提高蒸汽驱的采油效率，根据发泡剂优选的最终结果选用发泡剂A于2010年7月12日至7月17日在该井组进行了氮气泡沫调驱先导实验。蒸汽注入速度为54t／d，发泡剂注入速度为1.4t／d，氮气注入速度为6 000m3／d，注入方式为油管注蒸汽，同时套管注发泡剂和氮气。泡沫调驱后井组月产油量明显上升（调驱前2010年6月的月产油量为140.4t，调驱后2010年8月的月产油量为336.9 t），至2010年10月31日累计增油675.9t，泡沫调驱取得了较好的效果。

4 结 论

（1）稠油热采过程中高温发泡剂处于一个变温环境内，此时泡沫剂的发泡性能和稳泡性能不断发生变化，笔者充分考虑到这一特征，建立了一种高温发泡剂性能评价的新方法，该方法对于指导高温发泡剂的优选具有十分重要的意义。

（2）利用不同温度条件下泡沫发泡体积和半衰期的测试数据，建立了平均泡沫综合指数的计算方法，利用该指标对发泡剂进行初选，可缩短实验时间、节约实验成本。

（3）利用不同温度条件下泡沫阻力因子的测试数据，建立了平均泡沫阻力因子的计算方法，综合考虑泡沫的封堵性能和驱油性能，利用该指标以及油藏温度条件下发泡剂溶液的驱油效率对发泡剂进行综合评价，从而优选出合适的发泡剂。

（4）根据文中建立的方法对河南油田提供的5种发泡剂进行评价，优选发泡剂A在井楼油田LZ27井区L31713井组进行了泡沫调驱先导试验，调驱结束3个半月内，井组累计增油675.9t，泡沫调驱取得了较好效果。

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