塔河高温高盐油藏冻胶泡沫调驱技术

李亮方吉超伍亚军由庆王欢戴彩丽.中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院；.中国石油大学（华东）石油工程学院；.中国地质大学（北京）能源学院

塔河高温高盐油藏冻胶泡沫调驱技术

李亮1方吉超2伍亚军1由庆3王欢3戴彩丽2
1.中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院；2.中国石油大学（华东）石油工程学院；3.中国地质大学（北京）能源学院

针对塔河高温高盐油藏强非均质性储层提高采收率的需求，开展了高温高盐油藏冻胶泡沫调驱技术研究。采用Ross-Miles法和GSC强度代码法，优选了耐温抗盐起泡剂和冻胶稳泡体系，进而确定了强度可调的冻胶泡沫调驱体系，配方为0.4%～0.5%HTSP聚合物+0.09%～0.16%REL&MNE交联剂+0.2%～0.3%HTS-1起泡剂，泡沫综合值是普通泡沫的2倍以上。通过物理模拟实验评价了冻胶泡沫体系的地层适应性和提高采收率性能。实验结果表明，冻胶泡沫对地层有较好的选择适应性，在0.6～3.3 μm2范围内，随着渗透率的增加，残余阻力系数增大，剖面改善效果明显。相比于普通泡沫、单纯气驱和水驱，冻胶泡沫技术能有效启动低渗油层，提高采收率幅度达到26.93%，是普通泡沫的2.3倍，是注气调驱的6.2倍，且比普通水驱最终采收率提高14.17%，具有广阔的应用前景，为塔河高温高盐油藏进一步提高采收提供了新方法。

塔河9区；高温高盐；冻胶泡沫；地层适应性；提高采收率

塔河碎屑岩油藏具有“一超三高”的特点：超深（埋深4 200～5 100 m）、高温（温度90～137 ℃）、高盐（地层水总矿化度21×104mg/L，钙、镁离子含量1.2×104mg/L）、高水油体积比（500以上）。随着碎屑岩油藏的开发，由于储层非均质性强，导致注入水沿高渗透条带窜流，致使油井过早高含水，亟需采用选择性较好、强度较高的调驱剂进行调驱，扩大水驱波及体积，从而达到控水稳油提高高温高盐油藏采收率的目的。文献表明泡沫调驱体系的选择性较强，耐温抗盐性能好，能够满足塔河油藏高温高盐的苛刻条件［1-3］。但普通泡沫地层稳定性较差，封堵强度较弱，难以封堵高渗透条带，因此防气窜和控水能力有限。

冻胶泡沫在普通泡沫基础上进一步强化，进而提高了泡沫的稳定性和体系的强度，兼具了泡沫和冻胶的双重特性，在调驱方面具有独特的优势［4-7］。将一定比例微溶或不溶性气体（CO2、N2等）通入含有起泡剂的交联聚合物成胶液中，借助地面起泡设备或地层多孔介质的剪切作用形成交联聚合物强化泡沫，在地层油藏条件下逐渐形成一定强度的交联聚合物冻胶泡沫，即冻胶泡沫。冻胶泡沫利用泡沫本身“遇水稳定，遇油消泡”特性及在地层孔隙中叠加的贾敏效应，对地层渗透率较高和（或）含水饱和度较高的优势通道进行选择性封堵，由于稳泡作用冻胶的加入强化了泡沫的稳定性，达到防气窜和控水的双重目标，提高水驱开发效果。

目前文献中耐温抗盐的冻胶泡沫报道较少，且主要集中在冻胶泡沫耐温方面。李宏等［8］研究了80 ℃条件下耐温型冻胶泡沫性能，韩树柏等［9］研究了低温成胶耐高温的自生气胶体泡沫，戴彩丽等［10］研究的高温冻胶泡沫耐温最高达到110 ℃，但对于塔河高温高矿化度条件下冻胶泡沫的研究未见报道。笔者针对塔河9区油藏条件优选了耐温耐盐的起泡剂和冻胶稳泡体系，优化了冻胶泡沫配方，通过物理模拟实验研究了冻胶泡沫地层适应性及提高采收率性能，为塔河油田碎屑岩高含水油藏进一步提高采收率提供技术支持。

1 实验部分Experiments

1.1实验材料和仪器

Experimental materials and instruments

实验材料：HTS-1和HTS-2为羟磺基甜菜碱，CS-1和CS-2为酰胺丙基甜菜碱，DSB为磺基甜菜碱，TS-1和TS-2为双子季铵盐，中国石化西北油田分公司提供；HTSP聚合物相对分子质量300万，水解度5.6%，德美高科技术有限公司；REL&MNE酚醛类交联剂，宇光科技公司；实验用水为塔河9区地层水，矿化度21×104mg/L，钙镁离子浓度1.2×104mg/L；实验用油为塔河9区脱水脱气原油，95 ℃黏度为5.80 mPa·s；实验用填砂管岩心尺寸Ø25 mm×200 mm，渗透率分布0.6～3.3 μm2；实验用人造双层非均质岩心尺寸45 mm×45 mm×300 mm，高渗透层渗透率为2.5 μm2，低渗透层渗透率为0.6 μm2。

实验仪器：Ross-Miles发泡沫仪，上海耶茂仪器仪表有限公司；恒温箱UF260，德国Memmert有限公司；多功能泡沫驱物理模拟实验装置，海安石油科研仪器有限公司；气体质量流量计，美国Parker Hannifin公司；泡沫发生器，海安石油科研仪器有限公司。

1.2实验方法

Experimental method

1.2.1起泡性能 用塔河地层水配制不同质量分数的起泡剂溶液，按文献［11］中的泡沫性能评价方法在95 ℃条件下对起泡剂进行起泡性能评价，记录起泡体积和半衰期，计算泡沫综合值。

1.2.2冻胶的成胶性能 用塔河地层水配制不同质量分数的成胶液，将其装入安瓿瓶中烧熔密封后置于95 ℃下进行成胶反应，每隔一定时间观察安瓿瓶中的成胶强度，采用Sydansk提出的GSC强度代码法［12］确定冻胶强度等级，冻胶强度稳定时的时间即为成胶时间。

1.2.3封堵性能 实验采用填砂管岩心模拟地层渗流剖面，恒温95 ℃模拟油藏温度，以0.7 mL/min的注气速度，稳定注入冻胶泡沫0.3 PV，记录注入压力，计算阻力系数。将填砂管岩心密封后，成胶72 h后继续水驱，记录注入压力，计算残余阻力系数及封堵率。

1.2.4岩心驱替实验 实验采用双层非均质岩心模拟地层非均质性，实验步骤如下：（1）岩心在95 ℃下烘干5 h，称干重；（2）抽真空饱和地层水，称湿重，计算孔隙体积；（3）在95 ℃下饱和地层脱水脱气原油，恒温老化48 h，计算含油饱和度；（4）以0.5 mL/min的注入速度水驱至含水率76%左右，计算水驱采收率；（5）注入冻胶泡沫0.3 PV，注气速度为0.7 mL/ min，气液比1∶1，气液混注，于95 ℃烘箱中候凝72 h；（6）在95 ℃以1 mL/min的注入速度水驱至含水达98%，计算整体采收率；（7）重复过程1～4，将步骤5中调驱剂变化为继续水驱、普通泡沫、氮气分别进行驱替，继续步骤6。

2 冻胶泡沫配方优化Formulation optimization of gelled foam

2.1起泡剂的优选

Optimization of foaming agent

泡沫体系存在大量的界面，是能量的不稳定体系。起泡剂能够大幅度降低气液界面能，降低泡沫体系能量，使其稳定性得到大幅度提高。在95 ℃下，采用Ross-Miles法优选起泡剂，实验结果如图1所示。

图1　不同起泡剂的起泡性能Fig.1 Foaming properties of different foaming agent

从图1中可以看出，在起泡剂浓度0.05%～0.40%范围内，起泡体积随起泡剂质量分数的增加先上升后趋于平稳，其中HTS-1的起泡体积最高，CS-1与CS-2的起泡性能次之。起泡体积反映起泡剂的起泡能力，随着起泡剂质量分数的增加，起泡剂分子向气液界面吸附，降低表面张力，当增加到一定程度时，即达到起泡剂的临界胶束浓度后，起泡剂分子在气液界面的吸附量达到最大值，表面张力及体系能量不再减小，起泡体积不再增大。随液相内起泡剂分子胶束的形成，在一定程度上会影响液相黏度，造成个别起泡剂起泡体积略有下降［13］。半衰期是泡沫稳定性的重要表征，实验结果表明HTS-1起泡剂的稳定性最好，其次是HTS-2和CS-2。由于临界胶束浓度点为体系能量低点，使得半衰期随起泡剂质量分数的变化也呈现一个先上升后趋于平缓的过程。综合泡沫的起泡体积和半衰期，以泡沫综合值为主要评价指标，优选出冻胶泡沫用起泡剂为HTS-1，使用质量分数为0.2%～0.3%。

2.2冻胶稳泡体系的优选

Optimization of gelled foam stabilizing system用塔河地层水配制不同质量分数的冻胶稳泡体系成胶液，以GSC强度代码法评定成胶液的成胶时间和成胶强度。耐温耐盐聚合物HTSP和酚醛类交联剂REL&MNE在95 ℃下的成胶结果如表1所示。从表中可以看出，当HTSP聚合物质量分数为0.4%～0.5%、REL&MNE酚醛类交联剂为0.09%～0.16%时，可形成冻胶强度从F到H可调、成胶时间38～55 h可控的稳定体系，老化60 d后脱水率小于3%，能够满足构建高强度冻胶泡沫和可动冻胶泡沫体系的需要。随着聚合物和交联剂浓度的增加，酚醛类交联剂中的—CH2OH与聚合物中的酰胺基增多，使交联反应加快，交联点增多，造成冻胶的成胶时间缩短、成胶强度增大。

2.3冻胶泡沫体系配方优化

Formulation optimization of gelled foam system

基于冻胶强度等级、热稳定性及冻胶泡沫综合成本，优选冻胶强度为F、G和H级的冻胶配方与起泡剂构建冻胶泡沫体系（表2），形成弱、中、强3种不同强度的冻胶泡沫配方，以可动冻胶泡沫和高强度冻胶泡沫相结合的方式进行调驱，满足现场对近井封堵远井调驱的需求。采用Ross-Miles法对普通泡沫和不同强度的冻胶成胶液泡沫体系进行了泡沫性能评价，实验结果可以看出成胶液泡沫体系的起泡体积比普通泡沫略有下降，说明冻胶体系的加入对起泡能力有一定的负面影响，但泡沫半衰期得到显著提高。冻胶体系的加入，增加了泡沫体系的液相黏度，造成冻胶泡沫体系的起泡体积有一定的下降，但在很大程度上减弱了冻胶泡沫体系的排液及Plateau边界效应，增强了泡沫液膜的黏弹性，大幅度提高了泡沫综合值，冻胶泡沫成胶液泡沫的综合值是普通泡沫的2倍以上。

表1　HTSP / REL&MNE聚合物冻胶成胶情况Table 1 Gelling performance of the HTSP/REL&MEN polymer

表2　冻胶泡沫体系配方优化Table 2 Formulation optimization of gelled foam system

3 性能评价Performance evaluation

3.1地层适应性

Stratum adaptability

冻胶泡沫的注入性和剖面改善能力受地层非均质程度影响较大，通过阻力系数和残余阻力系数评价冻胶泡沫对不同渗透率地层的选择性封堵能力。实验采用一维填砂管岩心，冻胶配方选用中强度配方0.4 % HTSP+ 0.12 % REL&MNE+0.2%HTS-1，注入参数参考文献［14］优化的泡沫体系注入参数：气液比为1∶1，注气速度0.7 mL/min，气液混注1.0 PV，实验温度95 ℃。实验结果（图2）表明向不同渗透率的地层注入冻胶泡沫体系，渗透率小于3.233 μm2时，阻力系数变化较小，高渗岩心的阻力系数为5.7，低渗岩心的残余阻力系数为3.9。残余阻力系数随渗透率的增加而变大，高渗岩心的残余阻力系数为114.3，而低渗岩心的阻力系数为58.8。由后续水驱稳定压力计算其相对渗透率，高渗管为0.028 μm2，低渗管为0.012 μm2，进一步计算岩心封堵率得高渗管为99.1%，大于低渗岩心的98.3%，表明冻胶泡沫对高渗透层的封堵作用大于低渗层。由于泡沫为非牛顿流体，存在剪切稀释现象，地层渗透率越低对泡沫的剪切作用越强，对泡沫的稳定性及成胶液成胶性有不利影响，注入时的阻力系数偏小。随着岩心渗透率变大，岩心对泡沫流体的剪切作用变弱，冻胶泡沫体系稳定且成胶效果较好，能够对地层产生较有效的封堵。因此泡沫对地层的封堵有较强的选择性，在一定范围内“堵大不堵小”，有效封堵优势通道而对低渗层封堵较小，剖面改善作用明显，能够有效扩大地层水驱波及体积。

图2　渗透率对冻胶泡沫封堵性能的影响Fig.2 Effect of permeability on plugging performance of gelled foam

3.2岩心驱替实验

Core-flooding experiments

冻胶泡沫兼具气驱、泡沫驱和水驱的作用机理，通过实验对比普通水驱、气驱、普通泡沫驱和冻胶泡沫驱效果研究冻胶泡沫提高采收率性能。气驱用气为N2，普通泡沫的配方为0.2%HTS-1起泡剂+N2，冻胶泡沫配方为0.4%HTSP聚合物+0.12%REL&MNE交联剂+0.2%HTS-1起泡剂+ N2，在95 ℃下进行调驱实验，利用双层非均质岩心模拟地层非均质性，实验过程模拟油藏的实际开采情况，含水率达到76%左右时进行增产措施。岩心基本参数见表3，注入调驱剂量为0.3 PV，结果见图3～6。

表3　双层非均质岩心物理参数Table 3 The physical parameter of double-layer heterogeneous core

图3　普通水驱驱替实验Fig.3 The core-flooding experiment with common water flooding

图4　注气调驱驱替实验Fig.4 Profile control and displacement experiment by gas injection

图6　冻胶泡沫调驱驱替实验Fig.6 Profile control and displacement experiment with gelled foam

普通水驱实验（图3）可知，一直进行水驱至含水率达98%时，最终采收率为38.29%。采用注气调驱开采（图4），水驱至含水率76.7%时的采收率为24.47%，注入氮气0.3 PV，注气的过程中很容易发生气窜，气窜后含气率很快上升至96%，含水率与含气率之和达99%，产气后压力有明显的下降趋势，由0.045 MPa下行至0.037 MPa，转水驱后压力进一步下降至0.032 MPa，随着水驱的进行，压力缓慢上升并趋于平稳，含水率与含气率之和先迅速降至82%，后慢慢上升至98%，最终采收率为40.61%，采收率增值为16.14%，较普通水驱最终采收率提高了2.23%。注气调驱有较弱的剖面改善效果，且气窜较严重，产气量较大，提高采收率效果较差。

为了控制气窜，提高波及体积，采用普通泡沫调驱（图5），水驱至含水率78.0%时的采收率为26.22%。注普通泡沫0.3 PV，含水率与含气率之和上升到90%，采收率增至33.28%，出现了明显的气体产出现象。后续水驱的过程中含水率与含气率之和下降至81.0%后慢慢上升，水驱至含水率98%时的最终采收率为45.88%，采收率增值达19.66%，较普通水驱最终采收率提高了7.59%。普通泡沫驱有一定的剖面改善性，注入压力有一定的提高，但防气窜效果不明显，水驱波及体积有限，提高采收率效果一般。

采用冻胶泡沫调驱（图6），水驱至含水率76.0%时采收率为25.53%。注冻胶泡沫0.3 PV，含水率降至58.75%，阶段性产气2次，含气率分别为28.14% 和23.75%，含水率与含气率之和升至82.5%，注入压力由0.050 MPa上升至0.053 MPa，采收率上升至35.27%。后续水驱过程中气体少量阶段性产出，含水率与含气率之和先下降至66%后慢慢上升，当含水率与含气率之和达到98%时，最终采收率为52.46%，采收率增值达26.93%，较普通水驱提高采收率14.17%。在注入冻胶泡沫的过程中，可能由于冻胶泡沫前沿与岩心水接触造成起泡剂及成胶液稀释，导致泡沫稳定性减弱，少量气体突破，含水率与含气率之和呈锯齿状波浪性变化，但冻胶泡沫整体稳定性较好，反映了注入过程中存在较好的防气窜和控水能力。后续水驱过程中含水率与含气率之和先下降后缓慢上升说明冻胶泡沫能够有效改善渗透剖面，扩大了水驱波及体积，提高采收率效果明显。

对比采收率实验结果可以发现，冻胶泡沫调驱效果最好，以含水率达98%时水驱采收率为参比基准，冻胶泡沫驱提高采收率性能是普通泡沫驱的2.3倍，是注气调驱提高采收率性能的6.2倍，充分说明冻胶泡沫具有较好的泡沫稳定性及剖面改善能力，控水稳油效果明显，用于高温高盐调驱具有较强的优势。

4 结论Conclusions

（1）研制了耐温95 ℃、抗盐21×104mg/L的冻胶泡沫体系0.4%～0.5%HTSP聚合物 +0.09%～0.16% REL&MNE交联剂+0.2%～0.3%HTS-1起泡剂，可形成强度可调的冻胶泡沫调驱体系，泡沫综合值是普通泡沫的2倍以上。

（2）冻胶泡沫对地层渗透率有较好的选择适应性，在0.6～3.3 μm2范围内，随着渗透率的增加，阻力系数有小幅度增加，残余阻力系数增加较大，有明显“堵大不堵小”的特性，有利于封堵优势通道，剖面改善作用明显，能够有效扩大波及体积。

（3）相比于普通泡沫、单纯气驱和水驱，冻胶泡沫能有效启动含油饱和度高的低渗油层，提高采收率幅度最大，达到26.93%，是普通泡沫的2.3倍，是注气调驱的6.2倍，且比普通水驱最终采收率提高14.17%。冻胶泡沫调驱技术能有效提高高温高盐油藏采收率，具有广阔的应用前景，为塔河高温高盐油藏进一步提高采收率提供了新途径。

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（修改稿收到日期 2015-12-03）

〔编辑 朱 伟〕

Study on technology of profile control and oil displacement with gelled foam for high temperature and high salinity reservoir of Tahe Oilfield

LI Liang1， FANG Jichao2， WU Yajun1， YOU Qing3， WANG Huan3， DAI Caili2
1. Research Institute of Petroleum Engineering Technology， SINOPEC Northwest Oilfield Company， Urumqi 830011， China；2. Petroleum Engineering College， China University of Petroleum （East China）， Qingdao， Shandong 266555， China；3. School of Energy Resources， China University of Geosciences （Beijing）， Beijing 100083， China

In view of enhanced oil recovery of high temperature， high salinity and significantly heterogeneous reservoir in Tahe Oilfield， research on technology of profile control and oil displacement with gelled foam for high temperature and high salinity reservoir was carried out in this paper. Through Ross-Miles and GSC strength code method， the heat-resistance and salt-tolerance foaming agent and gelled foam stabilizing system was optimized， and the composition and formula of gelled foam profile control and oil displacement system with adjustable strength is determined： 0.4%-0.5% HTSP polymer+0.09%-0.16% REL&MNE crosslinker+0.2%-0.3% HTS-1 foaming agent. The synthetic value of foam is over two times that of common foam. The adaptability of gelled foam system to different strata and its capacity to enhance oil recovery are evaluated through physical simulation experiment. The results show that gelled foamhas great selective adaptability to stratum， for permeability ranging from 0.6μm2to 3μm2， the residual resistance factor increases with increase of formation permeability， leading to obvious profile control effect. Compared with common foam， simple gas flooding and water flooding， the gelled foam system could activate low permeability reservoir effectively and enhance oil recovery up to 26.93%. Incremental oil recovery obtained through gelled foam is 2.3 times that of common foam， 6.2 times that of gas flooding and 14.7% higher than that of common water flooding. Gelled foam has a wide application prospect， which provides a new method for further enhanced oil recovery in Tahe high temperature and high salinity reservoirs.

Tahe 9 Block； high temperature and high salinity； gelled foam； stratum adaptability； enhanced oil recovery

LI Liang， FANG Jichao， WU Yajun， YOU Qing， WANG Huan， DAI Caili. Study on technology of profile control and oil displacement with gelled foam for high temperature and high salinity reservoir of Tahe Oilfield［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38（2）： 260-266.

TE357.46

A

1000 -7393（ 2016 ） 02 -0260-07

10.13639/j.odpt.2016.02.025

北京市自然基金青年项目“高温高盐油藏驱油用表面活性剂的设计合成、表征及性能评价”（编号：3154040）。

李亮（1984-），2009年毕业于中国石油大学（北京），获应用化学专业硕士学位，现从事调剖堵水及三次采油方面工作，工程师。通讯地址：（830011）新疆乌鲁木齐长春南路466号中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院。电话：0991-3161635。E-mail： liliang.xbsj@sinopec.com

由庆（1980-），2009年毕业于中国石油大学（华东），获油气田开发工程博士学位，2013年从北京大学博士后出站到中国地质大学（北京）能源学院工作，现从事提高采收率与采油化学方向的教学与科研工作，副教授。通讯地址：（100083）北京市海淀区学院路29号。电话：010-82322754。E-mail：youqing@cugb.edu.cn

引用格式：李亮，方吉超，伍亚军，由庆，王欢，戴彩丽.塔河高温高盐油藏冻胶泡沫调驱技术［J］.石油钻采工艺，2016，38 （2）：260-266.