渤海J油田氮气复合泡沫调驱室内实验研究

郑继龙，翁大丽，宋志学，陈 平，赵 军，胡 雪，张 强

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 天津300452)

渤海J油田氮气复合泡沫调驱室内实验研究

郑继龙，翁大丽，宋志学，陈 平，赵 军，胡 雪，张 强

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 天津300452)

为了能够给JZ25-1S油田氮气泡沫调驱现场施工应用提供理论依据，基于JZ25-1S油田油藏特征，采用Waring Blender法为其筛选出氮气泡沫调驱用起泡剂体系：质量浓度为0.5%,QP-18＋800,mg/LHPAM。通过室内岩心流动阻力因子实验研究，优选了该体系的注入参数，实验结果表明，最佳气液比1∶3，最佳注入速度2,mL/min，通过室内实验研究，能够为现场施工提供指导性意见。

渤海油田 泡沫综合值 氮气复合泡沫 注入速度 泡沫调驱

0 引 言

JZ25-1S油田位于辽西凸起中北段，西侧紧邻辽西凹陷中洼，东侧毗邻辽中凹陷中、北洼，属于断裂半背斜构造。储层孔隙度多大于25%,，渗透率100～6,117,mD，属于中高孔渗油藏，地层油粘度为3.31,mPa．s。

JZ25-1S油田A22井沙二段III油组采油井出现水淹，2013 年1月见水后，含水上升迅速，调驱前井组含水100%,，目标井组油藏存在非均质性较强、渗透率相对较低、注入压力较高问题。氮气能够有效进入地层，泡沫封堵水流优势通道，同时泡沫无污染，对地层没有伤害。推荐采用氮气泡沫调驱技术来抑制井组水流优势通道，扩大波及体积，提高原油采收率。

基于此，本文针对JZ25-1S油田储层特征，通过室内实验研究筛选出一种适合该油田的新型氮气泡沫调驱体系，并对注入参数进行室内动态优化，从而评价该体系的调驱性能，为JZ25-1S油田A22井氮气泡沫调驱的现场施工提供参考。

1 实验仪器及试剂

1.1 实验条件

实验用水：JZ25-1S油田A22井地层水，地层水总矿化度为5,253.64,mg/L。

实验试剂：阴离子起泡剂QP-1、QP-2、QP-3、QP-4、QP-5、QP-6、QP-7、QP-8、QP-9、QP-10、QP-11、QP-12、QP-13、QP-14、QP-15、QP-16、QP-17、QP-18、QP-19、QP-20、QP-21、QP-22、QP-23、QP-24，天津市雄冠科技发展有限公司；聚合物HPAM，四川光亚聚合物化工有限公司；分析纯，无水氯化钙、氯化镁、氯化钾、氯化钠，天津科密欧化学剂有限公司。

实验装置：Waring Blender搅拌器，美国科尔帕默仪器公司；动态驱替实验装置，海安县石油科研仪器有限公司；填砂管3.8,mm×300,mm，海安发达石油仪器科技有限公司；Quizix高精度驱替泵，美国Chandler公司；其他，量筒、秒表等。

1.2 实验方法

本文采用Waring Blender法对氮气泡沫调驱用起泡剂体系进行筛选，[1]首先取一定质量浓度的起泡剂200,mL，在搅拌速度7,500,r/min的条件下，搅拌3,min，然后迅速倒入1,000,mL的量筒，观察体系的起泡高度和半衰期。[2]

泡沫体系参数优选主要是基于泡沫阻力因子，筛选起泡剂体系的最佳注入参数，泡沫体系阻力因子是泡沫体系注入跟水驱注入压差的比值。[3]

2 结果与讨论

2.1 起泡剂初筛选

通过对室内24种起泡剂进行配伍性、起泡高度、半衰期和泡沫综合值的测定，[4]实验过程采用JZ25-1S油田A22井地层水，其中起泡剂起泡能力和泡沫综合值实验结果见图1：

图1 不同起泡剂起泡能力实验对比柱状图Fig.1 Histogram of foaming abilities of different foaming agents

通过实验数据可知，通过分析起泡剂起泡能力跟泡沫综合值，从以上24种起泡剂中最终筛选出QP-8、QP-17、QP-18和QP-20进行配伍性试验研究。通过室内配伍性实验研究结果显示，QP-17在溶解8,h的时候，产生白色沉淀，最终筛选出3种最优的起泡剂进行氮气泡沫调驱用起泡剂筛选评价。

2.2 起泡剂耐油性能评价

配制浓度为0.5%,的起泡剂，分别取JZ25-1S油田原油20,mL、40,mL、60,mL、80,mL和100,mL与起泡剂混合至200,mL，在室内条件下测混合原油后起泡剂的起泡高度，[5]结果见图2：

图2 不同含油比例起泡剂耐油性能实验Fig.2Oil resistivity performance of foaming agent with different oil ratios

通过图2的实验数据可知，JZ25-1S油田原油对起泡剂性能影响较大。当含油比例低于20%,时，起泡剂起泡体积变化较小；当含油比例高于20%,时，起泡剂起泡高度明显降低；因此，通过实验可知，QP-18和QP-8具有一定的耐油能力。

2.3 起泡剂界面张力评价

用JZ25-1S油田A22井地层水分别配起泡剂质量浓度为0、0.1%,、0.2%,、0.3%,、0.5%,、0.8%,和1.0%,不同浓度的起泡剂溶液，在地层温度(75,℃)条件下，与JZ25-1S油田脱水原油进行起泡剂界面张力评价实验，[6]实验结果见图3：

图3 不同浓度起泡剂的界面张力变化曲线Fig.3Interfacial tension curves of foaming agent with different concentrations

通过分析图3中的实验数据可知，两种起泡剂均具有一定的降低油水界面张力的能力，其界面张力随着起泡剂浓度的变化趋势一致，在质量浓度为0.3%,～0.8%,之间时界面张力趋于稳定。但分析两种起泡剂降低界面张力的能力后，选择QP-18为JZ25-1S油田A22井氮气泡沫调驱用起泡剂，其使用浓度为0.3%,～0.8%,。

2.4 起泡剂浓度筛选

现场施工过程中，起泡剂的使用浓度对整个施工影响非常大，因此，施工前对起泡剂浓度筛选意义重大。[7]将筛选出的起泡剂QP-18配置浓度分别为0.3%,、0.4%,、0.5%,、0.6%,、0.7%,和0.8%,的溶液，进行阻力因子测定实验，筛选出起泡剂最佳使用浓度。实验结果见图4，考虑施工的经济性，结合实验结果最终筛选JZ25-1S油田A22井氮气泡沫调驱用起泡剂的使用浓度为0.5%,。

图4 起泡剂浓度与阻力因子关系曲线Fig.4 Relation curve of foaming concentration and resistance factor

2.5 稳泡剂浓度筛选

起泡剂稳定性能决定其在地层中的封堵性能，稳泡剂能够有效提高泡沫的稳泡能力，提高体系的封堵能力。[8]JZ25-1S油田A22井氮气泡沫调驱用聚合物HPAM作为稳泡剂，选用不同浓度(500,mg/L、800,mg/L、1,000,mg/L、1,200,mg/L和1,500,mg/L)的HPAM与质量浓度为0.5%,的起泡剂QP-18进行稳泡剂浓度筛选研究，实验结果见图5。通过数据分析，聚合物HPAM对起泡剂起泡性高度有所降低，但是不明显，考虑施工的经济性，结合实验结果最终筛选JZ25-1S油田A22井氮气泡沫调驱用稳泡剂的使用浓度为800,mg/L。由此最终筛选出JZ25-1S油田A22井氮气泡沫，调驱用氮气泡沫体系为：0.5%,QP-18＋800,mg/L HPAM。

图5 稳泡剂不同浓度起泡高度、稳泡时间关系曲线Fig.5 Relation curve of foaming height and foaming stabilization time under different concentrations

2.6 体系现场最佳气液比实验

合理的气液比能够有效提高泡沫在地层中的封堵性。[9]该实验注入速度为2,mL/min，测定不同气液比(1∶1、2∶1、3∶1、4∶1、5∶1)下，氮气与起泡体系(0.5%,QP－18＋800,mg/L HPAM)的阻力因子，从而筛选出JZ25-1S油田A22井氮气泡沫调驱最佳气液比，实验结果见图6：

图6 泡沫体系阻力因子随气液比变化曲线Fig.6 Variation curve of resistance factor with GLR

通过图6中的实验结果可知，气液比对于该体系的阻力因子影响较大，随着气液比的增加，体系的阻力因子呈现先增加后降低的趋势。当气液比为3∶1时，阻力因子达到最大195，封堵性能最大。

2.7 体系最佳注入速度实验

注入速度的大小对泡沫体系的封堵性能影响较大。[10]该实验气液比3∶1，不同注入速度(0.5,mL/min、1.0,mL/min、1.5,mL/min、2.0,mL/min、2.5,mL/min、3.0,mL/min)下，分析氮气与起泡体系(0.5%,QP－18＋800,mg/L HPAM)的阻力因子，从而筛选出JZ25-1S油田A22井氮气泡沫调剖最佳注入速度，实验结果见图7。

图7 阻力因子随注入速度的变化曲线Fig.7Variation curve of resistance factor with injection speed

通过图7中的实验数据可知，泡沫注入速度过低会导致其在地层中无法形成良好的封堵效果。随着注入速度的不断增加，泡沫在地层中的封堵效果也在不断增加，但当其注入速度增加到一定值后，泡沫封堵效果逐渐降低，主要是由于随着注入速度的不断增加，地层中的气量过高引起气体窜流，降低了其封堵效果。通过实验可知，该体系的最佳注入速度为2,mL/min，阻力因子为195。

3 结 论

通过起泡剂初筛选、耐油性能评价、界面张力评价和浓度筛选以及稳泡剂浓度筛选，最终筛选出JZ25-1S油田A22井氮气泡沫调驱用氮气泡沫体系为：0.5%,QP－18＋800,mg/LHPAM。

通过阻力因子测定实验，优选出JZ25-1S油田A22井氮气泡沫调驱体系的最佳注入气液比为3∶1，最佳注入速度为2,mL/min，阻力因子为195。■

［1］ 朱明，姚凯，叶惠民，等. 高温氮气泡沫调剖技术在Girasol油田的应用[J]. 特种油气藏，2015(2)：137-139.

［2］ 张杰. 栲胶复合氮气泡沫体系调堵剂性能评价及应用[J]. 断块油气田，2012(5)：642-645.

［3］ 蒋晓波. 超稠油氮气泡沫凝胶调剖体系的研究与应用[J]. 中外能源，2012(3)：61-64.

［4］ 石海磊，王彦春. 海上油田氮气泡沫压锥堵水技术应用[J]. 化工进展，2014(S1)：299-302.

［5］ 王晓东，王利敏，张红华，等. 河南稠油水驱油藏氮气泡沫调驱体系的研究及应用[J]. 石油地质与工程，2014(4)：141-143.

［6］ 马跃，唐晓旭，刘晖，等. 海上底水稠油油藏氮气泡沫压锥技术研究与应用[J]. 中国海上油气田，2012(1)：45-50.

［7］ 周根荣. 蒸汽氮气泡沫调驱实验研究[J]. 科学技术与工程，2012(6)：1393-1396.

［8］ 金伟. 氮气泡沫驱体系筛选与评价[J]. 内蒙古石油化工，2011(15)：22-23.

［9］ 刘清栋，祝红爽，权莉，等. 超深稠油泡沫驱泡沫体系优选[J]. 油田化学，2014(2)：247-251.

［10］ 曹健. 春光油田氮气泡沫堵水技术可行性实验研究[J]. 石油地质与工程，2015(2)：140-142.

An Indoor Experimental Study of Nitrogen Composite Foam Flooding in Bohai J Oilfield

ZHENG Jilong，WENG Dali，SONG Zhixue，CHEN Ping，ZHAO Jun，HU Xue，ZHANG Qiang
(CNOOC EnerTech-Drilling & Production Co.，Tianjin 300452，China)

In order to provide a theoretical basis for the field application of nitrogen foam profile controlling and flooding in JZ25-1S oil field, the Waring Blender method was used to screen out the nitrogen foam profile control with foaming agent system on the basis of characteristics of the oil reservoir. The system consists of the mass concentration 0.5% QP-18+800 mg/L HPAM. On the basis of an indoor experimental study of core flow resistance factors, injection parameters of the system were chosen and experimental results showed that the optimum gas-liquid ratio was 1∶3 and the optimal injection speed was 2,mL/min. The indoor experimental study can provide guidance for onsite construction.

Bohai oilfield；foam combined value；complex nitrogen foam；injection speed；foam profile

TE254

：A

：1006-8945(2016)10-0059-03

2016-09-09