河南稠油水驱油藏氮气泡沫调驱体系的研究及应用

王晓东，王利敏，张红华，郑 会,王喜霞

(中国石化河南油田分公司石油工程技术研究院，河南南阳 473132)

河南油田稠油水驱油藏经过20多年的注水开发，现已进入高含水开发阶段，由于原油粘度高，水油流度比大，导致单层突进和层内指进严重，水驱波及程度低。层间非均质性严重，导致注水层间吸水不均匀，对应油井层间剩余油饱和度差异较大，纵向上储量动用不均，致使油井普遍高含水[1]。目前单靠注水开发不能满足生产需要，因此研究应用了氮气泡沫调驱技术。

氮气泡沫驱技术提高采收率的机理[2]。①调剖作用：当泡沫注入到非均质油藏时，它将首先进入高渗层段，由于存在着气阻效应，而且气阻效应具有叠加性， 随着泡沫的注入，高渗层的流动阻力逐渐提高；随着注入压力的增加，泡沫可以依次进入那些渗透性较小、流动阻力较大、而原先不能进入的低渗层，提高了波及系数。②稠油乳化降粘：发泡剂本身是一种活性很强的表面活性剂，能大幅度降低油水界面张力，使原来呈束缚状态的原油通过油水乳化、液膜置换等方式成为可流动的油，有利于提高驱油效率。③增加弹性气驱能量：气泡破裂之后，氮气在重力分异的作用下，从油层底部向顶部运移，最终聚集顶部，给油藏增加了弹性气驱能量。

1 实验方法

1.1 药品及仪器

KCl，上海化学试剂有限公司；NaCl，上海化学试剂有限公司； CMC，江苏苏化集团；HPAM-1，郑州正力公司；HPAM-2，郑州正力公司。

500型界面张力仪，美国；Waring搅拌器，德国；恒温烘箱，中国；物模装置，自行连接。

1.2 评价方法

泡沫体系室内评价主要是对发泡剂起泡能力和使原油形成超低界面张力能力的评价。

发泡剂起泡能力的评价方法是在搅拌器中加入200 mL一定浓度的发泡剂溶液，高恒速搅拌60 s后，关闭开关，迅速将泡沫倒入1000 mL量筒中，读取泡沫体积，表示泡沫的起泡能力；然后记录从泡沫中析出100 mL液体所需的时间，称为泡沫的析液半衰期，评价其稳定性。

与原油形成超低界面张力的能力的评价方法是采用美国德克萨斯500型界面张力仪进行测定。

2 结果与讨论

2.1 泡沫体系发泡剂的选择

2.1.1 地层离子对泡沫体系发泡剂的影响

河南油田稠油水驱油藏地层水型为NaHCO3型，总矿化度平均为7 500 mg/L，二价阳离子含量低，阳离子K+和Na+的含量较高，阴离子的含量主要以Cl-为主，它们的存在会对发泡剂起泡性能和稳定性产生一定影响。首先须对发泡剂进行抗KCl和NaCl实验。经过前期大量室内实验，初步筛选出ADC、BNPT、CFC三种具有较好性能的发泡剂,最佳使用浓度分别为2000 mg/L、3500 mg/L 、4 000 mg/L，进行抗盐实验。由图1、2表明，发泡剂ADC的起泡体积和半衰期几乎不受KCl和NaCl浓度的影响,而且起泡体积和半衰期均较其它两种活性剂高。因此选择发泡剂ADC进行下步实验。

图1 不同NaCl浓度下起泡剂发泡体积比较

图2 不同KCl浓度下起泡剂半衰期比较

2.1.2 发泡剂界面张力特性测试

发泡剂不仅应具有较强的起泡能力和泡沫稳定性，而且在较宽的碱和发泡剂浓度范围内能与原油形成超低界面张力[3]。室内采用美国德克萨斯500型界面张力仪对ADC型发泡剂的浓度变化和碱对ADC型发泡剂性能的影响进行了测定。

实验结果表明，ADC型发泡剂浓度在200～4 000 mg/L、NaOH浓度在7000～14 000 mg/L范围内，皆能形成10-3mN/m超低油水界面张力。

以上实验表明，ADC型发泡剂不仅具有较好的起泡性、抗盐性，而且具有优异的降低油水界面张力的能力，因此选择ADC作为本次研究的发泡剂，浓度选择为2 000 mg/L。

2.2 泡沫体系稳泡剂的选择[4-6]

2.2.1 稳泡性能对比

选择油田常用的CMC、HPAM-1、HPAM-2等3种增粘剂作为稳泡剂，实验温度为55 ℃，NaCl浓度为4 000 mg/L，KCl浓度为1 500 mg/L，Na2SO4浓度为1 000 mg/L，Na2CO3浓度为1 000 mg/L，总矿化度为7 500 mg/L条件下，配制2 000 mg/L ADC起泡剂溶液，改变稳泡剂的加量，测定起泡体积和析液半衰期(表1)。根据实验结果并考虑到经济性，选择HPAM-2作为实验的稳泡剂。

表1 稳泡剂性能对比

2.2.2 稳泡剂的用量优选

实验考查了HPAM-2用量对泡沫性能的影响。固定ADC起泡剂浓度为2 000 mg/L，改变稳泡剂的加量，测定起泡体积和析液半衰期。从图3可看出，当HPAM-2加量为500 mg/L和1 000 mg/L时，起泡体积下降虽不多，但半衰期还不够长，加量为2 000 mg/L时，半衰期虽已达22 min以上，但起泡体积又下降较多。HPAM-2加量为1 500 mg/L时，半衰期已能接近20 min，而起泡体积也在700 mL以上。综合考虑两种因素，选择HPAM-2加量为1 500 mg/L。

图3 不同NaCl浓度下起泡剂发泡体积比较

2.3 NaOH对泡沫体系影响

考查了 NaOH对泡沫性能的影响，实验结果见表2。从中可看出，NaOH虽然有助于降低表面张力，增加发泡体积，但碱对泡沫半衰期的影响比较大，大幅度降低半衰期；因此在泡沫驱油应用中，可适当降低NaOH的用量以适当改善泡沫的综合性能。

表2 NaOH对泡沫性能的影响

通过以上实验确定泡沫剂配方为：2 000 mg/L发泡剂ADC+1 500 mg/L稳泡剂HPAM-2+10 000 mg/L NaOH。

2.4 氮气泡沫调驱物理模拟研究

选择渗透率级差为10和20倍并联双层模型，进行了两组非均质模型氮气泡沫调驱评价实验。设计气液比(氮气∶泡沫剂)为1∶1，泡沫段塞注入量为0.3PV，驱替实验结果见图4。从图4中两条曲线的形态可以确定，这是一个比较典型的“调剖”发挥作用的曲线。从高、低两个渗透层采出程度增加的过程中可以看出，从注入泡沫段塞开始，至后续水驱结束，高渗透层提高采出程度达到7.6个百分点，而低渗透层达到22.6个百分点，累计提高采出程度30.2个百分点，表明泡沫段塞是一个比较典型的“移动”式调剖剂段塞，从而获得了非常明显的“调驱”效果。

图4 纵向非均质模型驱替实验结果

3 现场应用及效果分析

3.1 现场应用

氮气泡沫驱油体系在河南油田现场试验3口井，累计注泡沫剂2 700 m3，氮气17.7×104Nm3，折算注入地下气液总体积5 400 m3，累计气液比1∶1。三井组在泡沫液注入过程中，注入压力均呈现波动上升的趋势，注入氮气泡沫后，初期效果比较明显，启动压力均有所上升，其中G322井启动压力由5.9 MPa升至6.21 MPa，上升了0.31 MPa。C41井启动压力由2.36 MPa升至8.92 MPa，上升了6.56 MPa。L812井启动压力由6.6 MPa升至8.13 MPa，上升了1.53 MPa。

3.2 剖面调整情况

对G322井进行了氮气泡沫调驱技术实施前后吸水剖面测试，结果见图5。措施前有5个层不吸水，措施后Ⅳ53层的吸水能力得到抑制，Ⅳ9层上部由吸水差转为吸水好；各层间吸水状况差异大的状况得到明显改善，吸水强度趋向均匀 。

3.3 连通油井增油效果

措施后，全部12口对应油井中有5口井见效，阶段累计增油1 298 t。G322对应的G323井日产量由原平均7.38 t上升为12.07 t，最高日产油达到13.1 t, 含水由70%下降为58%，降低12个百分点，动液面由原702 m上升到515 m。 C41对应的C平6井动液面由原378 m上升到60 m，平均日产油量由10.02 t上升为13.6 t，增油效果明显。

图5 古322井氮气泡沫调驱前后吸水剖面对比

4 结论和认识

(1)研究了氮气泡沫调驱体系中泡沫剂配方，确定其最佳配方为： 2 000 mg/L发泡剂ADC+1 500 mg/L稳泡剂HPAM-2+10 000 mg/L NaOH ，该泡沫剂配方具有界面张力低、泡沫稳定性好的特点。

(2)氮气泡沫对存在渗透率级差的砂管有明显的调驱作用，对高渗透砂管有很好的封堵效果，对低渗透砂管又具有较好的驱油作用，表明氮气泡沫具有调驱的双重作用。

(3)矿场试验结果表明，氮气泡沫能够有效调整油层非均质性造成的注水不均衡，增油效果明显，适应河南油田稠油常采油藏的地质特征。

[1] 唐纪云.注水开发稠油油藏氮气泡沫调驱技术[J].钻采工艺，2009,(5)：93-95.

[2] Holm L W.Factors to consider when designing a CO2flood[A].SPE14105.

[3] 刘永兵，杨燕，蒲万芬.驱油用NACP泡沫体系的配方研究及效果评价[J].钻采工艺，2007，(3):120-123.

[4] 郭万奎.注气提高采收率技术[M].北京：石油工业出版社，2003:131-137.

[5] 王其伟.泡沫稳定性改进剂研究[J].大庆石油地质与开发,2003,6(3):80-84.

[6] 龙大锋.石油工业清洁生产技术——泡沫驱特性及采油机理浅析[J].石油化工设计，2007，24(1)：47-50