冻胶泡沫体系调剖规律实验研究

刘 巍，李松岩，张 东，李兆敏，李宾飞，林珊珊

(1.中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院，山东 东营 257000; 2.中国石油大学(华东)石油工程学院，山东 青岛 266580; 3.中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452; 4.中海油田服务股份有限公司油田生产研究院，天津 300450)

随着油田开发的深入，许多注水开发油田进入了中高含水开发阶段[1]，开发过程中面临的主要问题：一是储层纵向矛盾导致注入水不平衡推进[2-4]，含水上升速度快；二是纵向上单层突进；三是同一防砂段内注入水沿优势通道突进[5]。目前油田层间非均质性严重，导致注入水单层突进，含水上升速度快[6]。利用泡沫具有“堵高不堵低，堵水不堵油”的选择性封堵特性，可以有效改善注入水不平衡推进。但是普通泡沫的稳定性差，注入过程中易发生气窜，导致普通泡沫调剖堵水封堵强度有限，封堵有效期较短[7-8]。冻胶泡沫体系是针对普通泡沫体系调剖封堵能力弱有效期短的缺点，而提出的一种调剖堵水的方法[9]。冻胶泡沫是由聚合物溶液通过交联所构成的一种复合体系，该溶液添加有表面活性剂，通入气体后能使该溶液发泡形成泡沫，该泡沫体系成冻后，能有效封堵高渗透层[10]，且体系中的表面活性剂能降低油水界面张力，提高驱油效率冻胶泡沫体系调剖堵水技术可以改善波及效率，也可以提高调剖堵水的封堵强度及有效期，是一种极具潜力的油田调剖堵水的新方法[11]。

1 实 验

1.1 仪器与试剂

100DX双柱塞计量泵，美国A Teledyne Technologies Company；EV2000-4T1600G压力变送器，美国EMERSON公司。

起泡剂DY-1(烷基聚氧乙烯醚硫酸钠)，分析纯；聚合物AP-P4，水解度25.3%，相对分子质量107，四川光亚科技股份有限公司；交联剂YG107(乳酸铬)，自制；氮气(纯度为99%)；地层水。

1.2 实验方法

实验装置流程图如图1所示。

图1 实验装置流程

根据实验拟定渗透率条件，填制填砂管模型2个；将填砂岩心管分别抽真空4 h后，饱和地层水，计算孔隙度；水测渗透率；用地层水驱替岩心，流量设定为2 mL/min；地层水驱替并联岩心稳定后，注入起泡剂段塞0.2 PV；以2 mL/min的速率注入冻胶泡沫体系，该体系配方为AP-P4(0.3%)+YG107(0.3%)+DY-1(0.6%)，气液比1∶1，在调剖能力对比实验中，相同的渗透率级差条件下分别注入3种体系；将并联岩心在70 ℃条件下候凝，成冻后以2 mL/min的速率进行后续水驱，实验过程中记录各阶段岩心管两端压力变化及分流量变化情况[12-13]。

2 结果与讨论

2.1 渗透率级差对冻胶泡沫体系调剖能力的影响

储层层间非均质性差异是影响非均质油藏调剖堵水的重要因素，实验评价了不同渗透率级差下冻胶泡沫体系的调剖能力，以确定合理的层系内渗透率级差。渗透率级差为7时，高低渗岩心分流量、压差变化实验结果如图2所示。

图2 渗透级差为7.00时的冻胶泡沫体系调剖能力

实验考察不同渗透率级差对冻胶泡沫体系调剖能力的影响，结果如表1所示。

表1 渗透率级差对调剖效果的影响规律

注：分流量比值为后续水驱4 PV高低渗岩心累积分流量比值。

从表1可以看出：随着渗透率级差的增加冻胶泡沫的调剖效果先增加后减小，当极差为7时调剖效果最好。其原因是：对于冻胶泡沫体系，渗透率级差较小时，会导致较多的冻胶泡沫体系进入低渗岩心，成冻后冻胶泡沫会增加后续水驱过程中低渗岩心的渗流阻力，导致非均质岩心的调剖效果变差；渗透率级差较高时，注入高渗岩心的冻胶泡沫容易发生气窜，导致非均质岩心调剖效果变差。从表1还可以看出：渗透率级差为14.86时，累积分流量比值仍能达到2.70，说明冻胶泡沫体系对非均质性严重的地层仍然具有较好的调剖效果。

2.2 注入方式对冻胶泡沫体系调剖能力的影响

根据现场地面起泡、地下起泡、段塞注入等方式，实验拟定的3种方式分别为气液经过泡沫发生器后注入、气液不经过泡沫发生器注入、气液段塞式注入，其中段塞注入组合方式为0.25 PV液+0.25 PV气+0.25 PV液+0.25 PV气。其中，气液经过泡沫发生器注入方式下高低渗岩心分流量、压差变化实验结果如图3所示。从3种注入方式的实验结果中可以得到不同注入方式对冻胶泡沫体系调剖能力的影响规律，其他注入方式的最终结果如表2所示。

图3 冻胶泡沫体系调剖能力

注入方式高低渗岩心分流量比值最高压力梯度/(MPa·m-1)气液经过泡沫发生器后注入0.496.63气液不经过泡沫发生器注入1.134.62气液段塞式注入1.822.27

从表2可以看出：不同注入方式中气液经过泡沫发生器后注入调剖效果最佳，后续水驱最高压力梯度最大，说明气液经过泡沫发生器后注入为最佳注入方式。这主要是后两种驱替方式气体与液体不能够充分接触形成稳定的泡沫，多孔介质中的泡沫主要是通过液膜滞后、液膜分断和气泡缩颈分离等产生和运移的。这种机理的前提条件是需要气体和液体不断相互作用，但是由于后两种方式气体与液体不能够充分混合，且气体与液体的密度、黏度等性质存在较大差别，导致多孔介质中气体与液体存在不同的流动通道，很难产生高质量的泡沫，因此，气液经过泡沫发生器形成稳定泡沫后，注入非均质岩心中才能达到最佳的调剖效果。

2.3 段塞大小对冻胶泡沫体系调剖能力的影响

实验拟定不同注入段塞大小，从而优选出近井地带堵水时合适的段塞大小，其中实验岩心的孔隙体积代表近井地带需要堵水的孔隙体积。实验评价了段塞体积分别为0.5， 1.0，2.0 PV条件下冻胶泡沫体系的调剖能力，其中段塞体积为0.5 PV时的高低渗岩心分流量、压差变化实验结果如图4所示。段塞体积对调剖效果的影响结果如表3所示。

图4 注入段塞为0.5 PV时的冻胶泡沫体系调剖能力

泡沫段塞体积/PV高低渗岩心分流量比值最高压力梯度/(MPa·m-1)0.51.195.831.00.496.632.01.166.37

从表3可以看出：不同段塞大小条件下注入段塞1 PV非均质岩心调剖效果最佳，高低渗岩心能够达到吸液剖面反转。冻胶泡沫注入段塞较小时，高渗岩心冻胶泡沫注入量少，封堵效果有限，影响后续水驱调剖效果；胶泡沫注入段塞较大时，较多的冻胶泡沫在高渗岩心中形成较强的封堵，使得一部分冻胶泡沫进入低渗岩心，成冻后低渗岩心中的冻胶泡沫额外增加了低渗岩心中的渗流阻力，从而降低了后续水驱调剖效果。因此冻胶泡沫注入段塞1 PV最佳。

2.4 不同调驱方式调剖能力对比

实验对比分析了水基泡沫调驱(0.6%发泡剂DY-1+N2，气液比1∶1)、强化泡沫调驱(0.6%起泡剂DY-1+N2+0.30%AP-P4，气液比1∶1)、冻胶调驱(0.30%AP-P4+0.30%YG107)、冻胶泡沫调驱(0.60%起泡剂DY-1+N2+0.30%AP-P4+0.30%YG107，气液比1∶1) 4种不同的调驱方式的调剖能力，前4种调驱方式的高低渗岩心分流量、压差变化实验结果如图5～图7所示。

图5 水基泡沫体系调剖性能随注入量变化曲线

图6 强化泡沫体系调剖性能随注入量变化曲线

图7 冻胶体系调剖性能随注入量变化曲线

从4种调驱方式的实验结果中对比分析不同调驱方式的调剖能力，结果如表4所示。

表4 不同驱替方式对调剖效果的影响规律

从表4可以看出:冻胶泡沫调驱后续水驱高低渗岩心分流量比值最低，高低渗岩心发生吸液剖面反转，后续水驱最高压力梯度值最大，说明强冻胶泡沫体系调驱方式最佳，具有一定的耐冲刷性能。强冻胶泡沫调驱结合了冻胶稳定时间长及泡沫选择性调驱的特点，因此后续水驱调剖效果最好。冻胶调驱不具有泡沫的选择性调驱的特点[14]，而强化泡沫调驱和水基泡沫调驱封堵能力弱，耐冲刷性能较低，调剖效果及耐冲刷性能不如强冻胶泡沫调驱方式。

3 结 论

a.随着渗透率级差的增加冻胶泡沫的调剖效果先增加后减小，当级差为7时调剖效果最好。

b.实验比较了气液经过泡沫发生器后注入、气液不经过泡沫发生器注入、气液段塞式注入3种注入方式的调剖效果，结果表明：气液经过泡沫发生器形成稳定泡沫后注入非均质岩心中，调剖效果最佳。

c.不同段塞大小条件下注入段塞1 PV非均质岩心调剖效果最佳，注入段塞过大或过小都会降低冻胶泡沫体系的调剖效果。

d.在水基泡沫调驱、冻胶泡沫调驱、强化泡沫调驱、冻胶调驱4种调驱方式中，冻胶泡沫调驱后续水驱高低渗岩心分流量比值最低，高低渗岩心发生吸液剖面反转，后续水驱最高压力梯度值最大，说明强冻胶泡沫体系调驱方式最佳。

参 考 文 献

[1] 张星，赵金省，张明，等．氮气泡沫在多孔介质中的封堵特性及其影响因素研究[J]．石油与天然气化工，2009，38(3)：227-230．

[2] 李宾飞．氮气泡沫调驱技术及其适应性研究[D]．中国石油大学(华东)，2007．

[3] 张波，戴彩丽，赵娟，等．海上油田酚醛树脂冻胶调剖性能评价[J]．油气地质与采收率，2010，17(5)：42-45．

[4] 李兆敏，孙茂盛，林日亿，等．泡沫封堵及选择性分流实验研究[J]．石油学报，2007，28(4)：115-118．

[5] 徐春碧,王明俭,吴文刚，等．一种自生泡沫凝胶复合堵剂的室内研究[J]．西南石油大学学报，2009，31(4)：138-140．

[6] 戴彩丽，赵福麟，由庆，等．冻胶泡沫在火烧山裂缝性油藏油井堵水中的应用[J]．石油天然气学报，2007，29(1)：129-132．

[7] Miller M J, Scoff Fogler H . A mechanistic investigation of waterflood diversion using foamed gels [C].SPE 24662，1994．

[8] Laura Romero. The effect of wettability and pore geometry on foamed gel blockage performance in gas and water producing zones [C]. SPE 89388, 2004．

[9] Liang Jenn-Yai, Seright R S. Further investigation of why gels reduce water permeability more than oil permeability [C]. SPE 89452, 2004．

[10] Wassmuth F R, Hodgins L A, Schramm L L. Screening and coreflood testing of gel foams to control excessive gas production in oil wells [C]. SPE 59283, 2000．

[11] 李兆敏，张东，刘崴挂．冻胶泡沫体系选择性控水技术研究与应用[J]．特种油气藏，2012，19(4)：1-6．

[12] 赵群．冻胶类调剖剂性能评价方法及适用条件研究[D]．大庆石油学院，2004．

[13] 代清，赵文森，樊仓栓，等．泡沫凝胶调剖体系的流变性[J]．油气田地面工程，2010，29(11)：15-16．

[14] 陈启斌，马宝岐，倪炳华．泡沫凝胶性质的几种影响因素[J]．华东理工大学学报:自然科学版，2007，1(4)：73-76．