氮气泡沫驱体系的筛选与注入性能评价

董家峰

摘 要：针对火山岩裂缝性油藏的特点，使用Waring Blender法评价了几种氮气泡沫体系起泡剂的起泡性能，优选出HZ-1是最适合该类型油藏的氮气泡沫起泡剂：该起泡剂的的耐盐性较好，在高矿化度下任可保持较高的起泡体积与较长的半析水期，最佳浓度为0.8%，最优气液比为2：1。驱油实验表明，现场应用选择注入量为0.6PV时效果最优。

关键词：氮气泡沫体系；注入性能；驱油实验

引言

氮气泡沫是近些年来应用较广泛的一种三次采油新技术。氮气泡沫具有很高的视粘度，具有“堵大不堵小，堵水不堵油”的特性，可以有选择地封堵高渗层，大量注入的氮气还可以保持地层压力，减缓底水锥进，降低油井含水率。HST油田是大型块状火山岩裂缝型油藏，储层具有裂缝性与孔隙性双重特征，非均质性强，受到储层裂缝发育与边底水影响。该油田2005年注水开发，注水波及情况不均。注水突破后形成无效注水通道循环，而常规堵水措施由于受高温高井深的影响，一直未取得实质性突破，开发这类油藏成为世界级技术难题。作者针对火山岩裂缝性油藏的非均质性，研究了浓度、温度、矿化度等因素对起泡剂性能的影响，优选出一种适合该类型油藏的氮气泡沫体系，优化注入参数，评价体系驱油能力，为现场应用提供依据[1-4]。

1 实验部分

1.1 实验试剂

起泡剂五种：PCS、HZ-1、ABS、PZ-2、DF-1。HST油田地层采出水、去离子水、稳定剂：分子量为2000万的聚丙烯酰胺（北京恒聚）。

1.2 实验仪器

Waring Blender搅拌器；电磁搅拌器；电子天平；秒表；恒温干燥箱。

1.3 实验方法

使用 Waring Blender法评价氮气泡沫的性能，筛选出合适的体系。将起泡剂用地层水配制成相同浓度的溶液100mL，设定搅拌器转速6000r/min，搅拌2min后读取泡沫体积，随后记录泡沫液中析出50mL液体所需的时间。改变起泡剂的浓度可以考察浓度对起泡性能的影响；改变溶剂的矿化度可以评价起泡剂的耐盐性；改变实验温度可以评价温度对起泡剂性能的影响，使用填充砂管实验研究起泡剂浓度、注入量与气液比对注入性能的影响。

2 发泡体系筛选

2.1 起泡性及稳定性

泡沫是指由液体薄膜活固体薄膜隔离开的气泡聚集体。在泡沫体系中，液体和气体的界面起着重要作用。根据吉布斯吸附公式，液体中的溶质（起泡剂）吸附在气-液界面上。一种好的起泡剂，必须是既可以降低体系的表面张力，有利于生成泡沫，即具有较强的起泡能力，同时生成的界面膜又具有一定的强度，也就是使泡沫具有稳定性[5]。使用Waring Blender法评价五种起泡剂的起泡体积和半析水期，结果如下。

表1 注氮气前后界面张力变化

从结果可以看出，HZ-1起泡能力最强，而PCS起泡能力最弱；DF-1稳泡能力最强，PCS最弱；综合来看，HZ-1具有最强的起泡能力的同时具有较好的稳泡能力。

2.2 浓度的影响

起泡剂的浓度是影响起泡剂性能与泡沫稳定性的重要因素。合适的起泡剂浓度不仅可以提高起泡体积、延长泡沫的半析水期，还可以提高现场应用的经济性，在其他条件不变的情况下，仅改变起泡剂的浓度测量其起泡体积与半析水期。

实验结果是，随着浓度升高，起泡体积逐渐增大，在浓度达到0.8%左右时，起泡体积的增大趋势放缓；随着浓度升高，半析水期有先增加后降低的趋势，在浓度0.8%-1%时达到最大值。五种起泡剂起泡性与稳定性随浓度的变化趋势基本一致，其中HZ-1起泡能力好而DF-1稳泡能力较强，这也验证了前述实验结论。综合来看，起泡剂应浓度选择0.8%。

2.3 耐盐性

地层中的二价金属离子，如Ca2+、Mg2+等对表面活性剂有一定的影响。为研究地层水的矿化度对泡沫体系的影响，在HST油田地层水矿化度的基础上配制了不同矿化度的模拟水，在其他条件不变的情况下分布测定了起泡体积与半析水期。实验结果是，随着模拟水矿化度的升高，泡沫体系起泡体积与半析水期均显著降低，对半析水期的影响要大于对起泡体积，尤其是在高矿化度的情况下PCS与ABS两种起泡剂的半析水期均在2min以下，泡沫稳定性很差。HZ-1的耐盐性则相对较好，在高矿化度下任可保持较高的起泡体积与较长的半析水期。

3 优化注入参数

3.1 起泡剂浓度对注入压力的影响

填充砂管饱和水样后注入不同浓度起泡剂浓度的氮气泡沫，监测注入压力的变化情况。随着泡沫体系的注入，注入压力逐渐增高，在到达注入峰值后缓慢下降并最终稳定；体系中加入起泡剂可大幅提高注入压力，随着起泡剂浓度增大，注入压力峰值与最终注入压力逐渐增大，考虑到经济性与地层岩石的吸附性，选择起泡剂0.8%可以达到最佳的效果。

3.2 气液比对注入压力的影响

填充砂管饱和水样后注入不同气液比氮气泡沫，监测注入压力的变化情况。分析实验结果可知，随着泡沫体系中气相的比重增加，注入压力峰值与最终注入压力先升高后降低，在气液比为2：1时达到最高，因此最佳气液比为2：1。

3.3 注入量对采收率的影响

将2号填充砂管与3号填充砂并联，模拟地层的非均质情况。饱和油样后置于120℃恒温箱，泡沫体系起泡剂浓度0.8%，气液比2：1，先注入不同气PV数的氮气泡沫，而后转注热水，直至最终含水率达到98%，计算不同注入时期的采收率。分析实验结果可知，随着泡沫注入量的增加采收率逐渐提高，最高采收率达到63%。氮气泡沫优先进入到高渗的砂管，起到一定的封堵作用，而注入量越高则封堵作用越好，最终采收率越高。考虑到经济因素，注入量为0.6PV效果最优。

4 结论与认识

（1）使用Waring Blender筛选出的适合HST油田的起泡剂是HZ-1，该起泡剂的的耐盐性较好，在高矿化度下任可保持较高的起泡体积与较长的半析水期，最佳浓度为0.8%。（2）填充砂管实验表明，随着泡沫体系中气相的比重增加，注入压力峰值与最终注入压力先升高后降低，在气液比为2：1时达到最高，现场应用选择的最优气液比为2：1。（3）随着泡沫注入量的增加采收率逐渐提高。氮气泡沫优先进入到高渗的砂管，起到一定的封堵作用，而注入量越高则封堵作用越好，最终采收率越高。注入量为0.6PV和0.8PV的最终采收率基本一致，考虑到经济因素，现场应用选择注入量为0.6PV时效果最优。

参考文献

[1]贾学高.粘度高稠油开采方法的现状与研究进展[J].石油天然气学报（江汉石油学院学报），2008，30（2）：529-537.

[2]吴国庆，黄立信，陈善锋.稠油化学吞吐技术研究[J].西安石油学院学报：自然科学版，2000，15（2）：29-32.

[3]陈荣灿，霍进，郭新和.稠油注蒸汽加氮气吞吐实验研究[J].特种油气藏，1999，6（3）：62-67.

[4]刘文章.稠油注蒸汽热采工程[M].北京：石油工业出版社，1997.

[5]李睿姗，何建华，唐银明，等.稠油油藏氮气辅助蒸汽增产机理试验研究[J].石油天然气学报（江汉石油学院学报），2006，28（1）：72-75.