高温高盐油藏聚合物增强泡沫驱驱油性能评价①

黄亚杰 周 明 张 蒙 陈航 叶馨忆

1.中国石油化工集团江汉油田分公司工程技术研究院 2.“油气藏开发及地质国家重点实验室”·西南石油大学 3.西南石油大学材料科学与工程学院 4.北京科技大学材料科学与工程学院



高温高盐油藏聚合物增强泡沫驱驱油性能评价①

针对适合高温(90 ℃)高盐(TDS=95 994 mg/L)油藏的聚合物增强泡沫驱油体系(0.2 %(w)PSDA+0.1%(w)Triton X-100+0.2%(w)KYPAM-II+地层水)开展其注入模式、气液比、剖面调整能力和现场试验评价。气和液同时注入就地发泡是最有效的注入模式，而气液交替注入效果最差，气液比明显影响驱油效率。在油藏条件下，优化气和液同时注入模式的气液体积比为3∶1。双岩心驱替实验结果表明，泡沫驱明显提高高渗层和低渗层的采收率，具有良好的调剖改善能力，聚合物增强泡沫驱可提高原油平均采收率15.3%。现场试验结果表明，两口井组采用泡沫驱原油采收率效果显著。

高温 高盐 泡沫驱 聚合物 注入模式 气液比 岩心驱替实验

泡沫驱综合了注气技术和化学驱的性能，主要用于非均质严重油藏提高采收率[1-4]。泡沫驱具有高阻力系数和低残余阻力系数，可以调节多层的注水剖面，并且提高采收率，其应用效果取决于发泡剂的选择、注入模式和气液比等[5-8]。特定的表面活性剂及其配方能够产生足够的泡沫，而这些泡沫耐电解质、耐温，且在井下的压力和温度下耐油[9-10]。但对于高温高盐油藏，如采用常规化学剂进行泡沫驱，达不到实际应用效果，表面活性剂和聚合物在高温高盐的作用下界面张力和黏度的能力都会下降，从而导致泡沫的起泡性和稳定性差，难以达到提高采收率的目的。实验采用抗温抗盐性好的聚合物KYPAM-II(抗温抗盐性聚丙烯酰胺)、抗盐性好的甜菜碱型表面活性剂PSDA(N,N′,N″-十二烷基二乙烯三胺五乙酸，含有三个十二烷基，三个季胺盐阳离子基团和五个乙酸钠阴离子基团)和Triton X-100(辛基酚聚氧乙烯醚)，对已优化的泡沫驱油体系(0.2%(w)PSDA+0.1%(w)Triton X-100+0.1%(w)KYPAM-II+地层水)进行了动态性能评价。

1 材料和装置

1.1 化学药品及材料

1.2 实验装置

DOZ-II多功能岩心驱替实验装置及配件，成都岩心科技有限责任公司制造。

2 动态实验

2.1 泡沫驱气液比的筛选

泡沫驱气液比的筛选采用单一岩心实验驱替装置，如图1所示。图中，虚线框内为恒温箱里的设备和仪器，温度恒定为90 ℃。

(1) 直接注入泡沫(带有泡沫发生器)。发泡剂流入泡沫发生器，在一定压力下，通过气体流量计精确控制中间容器的N2进入N2泡沫发生器，来自泡沫发生器的N2流经六通阀，进入岩心夹持器，直接注入0.5 PV泡沫。

(2) 气液同时注入(无泡沫发生器)。N2和表面活性剂溶液同时通过流量分配器注入。N2和表面活性剂溶液流经六通阀，进入岩心夹持器，同时注入0.1 PV溶液和0.4 PV气体。

(3) 水气交替注入是表面活性剂溶液和N2交替注入的一种方式，依次注入0.05 PV表面活性剂溶液、0.20 PV N2、0.05 PV表面活性剂溶液和0.20 PV N2。

2.2 剖面调整能力实验

剖面调整能力采用双岩心实验装置。双岩心实验采用两个岩心夹持器并联安装在一起，其他装置如图1的单岩心实验一样。两个岩心夹持器有相同的入口和不同的出口，压力传感器连接在入口端。用锥形瓶分别收集两个出口端液体，天平放置在锥形瓶下面，称量流出液体质量。首先，在油藏条件下，模拟岩心中水驱替原油，含水率达到98%后，采用气/液交替注入、直接注入泡沫和气液同时注入三种注入模式;最后注入10 PV的地层水，考察驱油效率。

3 结果与讨论

3.1 泡沫注入模式

表1 某油田TH42⁃3井的三块岩心实验基本参数Table1 BasicparametersofcoresexperimentinTH42⁃3well岩心号长/cm半径/cm质量/g孔隙度/%Kw/(10⁃3μm2)w(含油饱和度)/%注入体积/PV1#8．312．5389．8715．4134．556．20．502#8．342．5190．2414．7122．752．90．503#8．292．5088．4615．5128．554．60．50

本实验是一个典型的泡沫驱油过程。采用渗透率相近的岩心，使驱替过程稳定，产生黏性指进不变，泡沫不会绕流，不会降低原油采收率。岩心实验的物理参数如表1所示，泡沫驱的结果如表2所示。泡沫驱的注入模式是一个重要的影响因素，可用驱替实验来确定。在90 ℃下，气液体积比为3∶1，使用地层水饱和岩心，以0.02 m/min的速率注入油以驱替水，建立束缚水饱和度。然后分别采用直接注入0.5 PV的泡沫或气液同时注入(0.4 PV气体+0.1 PV溶液)或液气交替注入0.5 PV溶液(0.20 PV气体+0.05 PV溶液+0.20 PV气体+0.05 PV溶液)3种泡沫注入方式中的一种进行驱油。

比较3种泡沫注入方式，由表2可知，气和液同注的采收率(20.4%)高于直接注入泡沫的采收率(18.2%)和液气交替注入的采收率(15.8%)，液气交替注入的最终采收率最差。此外，Triton X-100在岩心泡沫驱油实验中的动态吸附损失范围在0.06～0.07 mg/g，满足小于0.1 mg/g的业内要求。实验中，岩心出口的回压是46 MPa。与最初水驱的注入相对压力差相比，泡沫驱后注水10 PV的注入相对压力差降低了1.5 MPa。

表2 注入模式对泡沫驱驱油效率的影响Table2 Effectofinjectionmodeontheefficiencyoffoamflooding岩心号泡沫注入模式注入段塞/PV水驱效率/%泡沫驱油效率/%1#直接注入泡沫0．5PV泡沫53．418．22#气液同注0．1PV液+0．40PV气46．720．43#液和气交替注0．05PV液+0．20PV气+0．05PV液+0．20PV气42．715．8

水驱效率 (%)=(水驱油驱出的油质量/ 饱和油时进入岩心的油质量)×100%；泡沫驱油效率 (%)=(泡沫驱油驱出的油质量/饱和油时进入岩心的油质量)×100%。

气液同注，泡沫驱油效率最高。分析其原因，主要是同时注入液和气有利于气液充分接触，气液流动和混合导致流体搅拌作用明显，起泡充分、均匀且细腻，泡沫稳定性好。

3.2 泡沫驱的气液比

泡沫驱的气液比是另外一个重要的影响参数。表3为在1 000 mL的不锈钢杯中，使用不同体积比的氮气和表面活性剂溶液制备得到了9种不同种类的泡沫。每种泡沫都被装在带有活塞的1 000 mL不锈钢容器中，微量柱塞泵推动活塞，活塞的入口位于容器顶端，出口在低端。每种气液比条件下，注入泡沫体积均为0.3 PV，在注入速率为0.02 m/min， 实验温度90 ℃，回压为46 MPa的条件下，泡沫被注入进岩心。通过气体和溶液同时注入的方式，进行了岩心驱替实验。气液体积比从1∶1到9∶1的影响结果如表3所示。单岩心实验评估表明，气液同时注入的最佳气液体积比为3∶1，经水驱后，采收率达到45.8%，泡沫驱依然能提高18.4%的原油采收率。

表3 气液比对驱油效率的影响Table3 Foamfloodinggas⁃liquidratioofsimultaneousinjectionliquidandgasmode岩心号气液体积比/(mL·mL⁃1)岩心渗透率/(10-3μm2)Sor/%水驱提高采收率/%泡沫驱提高采收率/%4#1∶1139．851．347．312．35#2∶1103．452．148．413．86#3∶1121．753．445．818．47#4∶1118．253．745．217．58#5∶1127．350．345．516．89#6∶185．7255．643．513．610#7∶1106．554．442．612．511#8∶1114．853．243．810．312#9∶1125．153．043．79．6

气液体积比太小，气体少，泡沫质量差，液膜太厚，积液显著，泡沫容易消亡，因而驱油效率低。气液体积比太大，气体多，形成的泡沫往往较大，液膜太薄，泡沫容易破裂，泡沫驱油效率也低。

3.3 双岩心采收率实验

进行渗透率极差为5和10的两组双岩心驱替实验，其实验参数如表4所示。实验在注入泡沫体积为0.5 PV，注入速率为0.02 m/min， 实验温度90 ℃，气液体积比为3∶1，回压为46 MPa条件下将泡沫挤注进岩心。

表4 双岩心泡沫驱实验Table4 Doublecorefoamfloodingexperiments实验组数岩心号岩心渗透率/(10-3μm2)渗透率极差Sor/%水驱采收率/%泡沫驱采收率/%113#14#126．421．45557．346．855．243．311．818．6215#16#132．713．321058．841．556．739．410．720．1

两组实验的采收率结果如表4所示。第1组实验：当渗透率极差为5时，在高渗透岩心和低渗透岩心的采收率分别为11.8%和18.6%。渗透率极差(Kmn)是最大渗透率(Kmax)和最小渗透率(Kmin)之间的比值。第2组实验：当渗透率极差为10时，在高渗透岩心和低渗透岩心的采收率分别为10.7%和20.1%。在渗透率极差为5和10的上述两组实验中，低渗透岩心泡沫驱比高渗透岩心的采收率分别提高了6.8%和9.4%，泡沫驱平均提高采收率达15.3%。这表明在低渗透岩心泡沫驱明显提高了采收率，氮气泡沫驱具有良好的调剖能力。

4 现场试验

2013年4月到2014年2月，泡沫驱现场试验在某油田TH42-3和TH43-8两个井组进行，并取得了初步成效。油田注入泡沫压力保持在44.0～48.0 MPa，在TH42-3井，正常的注入压力大约为45.5 MPa，而在TH43-8井，正常的注入压力为47.0 MPa，两口井的注入压力均低于方案中限制的50 MPa。从2013年7月开始，随着含水量的大幅度减少，产油量明显增加。2013年7月1日到2014年2月28日，累计注入泡沫液为1 406.5 m3，累计注入气体为161 703.8 m3，转换为地下气体体积为4 211.4 m3，泡沫体积为5 617.9 m3(按地层温度90 ℃，平均压力46 MPa, 地面温度30 ℃，压力1.0 MPa计算气体体积)，保证地层下气液体积为3∶1，对应两口井共增油总量为555.9 t。

5 结 论

(1) 针对某油田高温高盐油藏TH42-3井，进行了泡沫注入模式筛选。结果表明，气液同注是最有效的模式，最佳的气液体积比为3∶1。

(2) 双岩心实验表明，低渗透岩心泡沫驱采收率明显提高，氮气泡沫驱具有良好的调剖能力，经水驱后聚合物增强泡沫能够提高原油平均采收率达15.3%。

(3) 现场试验表明，两口井组采用泡沫驱，原油采收率显著增加。

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Displacement oil performance evaluation of polymer enhanced foam flooding in high-temperature and high-salinity reservoirs

Huang Yajie1, Zhou Ming2,3, Zhang Meng3, Chen Hang3, Ye Xinyi4

(1.EngineeringandTechnologyResearchInstitute,JianghanOilfieldCompanyofChinaPetroleum&ChemicalCorporation,Jianghan433123,China; 2.StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,Chengdu610500,China; 3.CollegeofMaterialsScienceandEngineering,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu610500,China; 4.CollegeofMaterialsScienceandEngineering,UniversityofScienceandTechnologyBeijing,Beijing100083，China)

Aiming at the high temperature (90 ℃) and high salinity (TDS=95 994 mg/L) reservoirs, the injection mode, gas liquid ratio, profile control and field test of polymer enhanced foam flooding system (0.2 wt% PSDA+0.1 wt% TritonX-100+0.2 wt% KYPAM-II+ formation water) were evaluated in this paper. The co-injection of gas and solution for foaming-in-site is the most effective mode, but the alternative injection of gas and solution is the worst. The gas liquid ratio may greatly affect the flooding efficiency. The optimized gas liquid ratio is proposed as 3∶1 for co-injection mode at the reservoir condition. Results of dual cores flooding experiments indicate that the foam flooding can obviously increase oil recoveries of high and low permeability zones, the foam flooding has excellent profile control ability, polymer enhanced foam flooding can improve 15.3% average OOIP (original oil in place) recovery. The field test results show that the effect of enhance oil recovery rate by using foam flooding is significant in two wells group.

high temperature, high salinity, foam flooding, polymer, injection mode, gas-liquid ratio, core displacement experiment

国家自然科学基金面上项目“特高温高盐用TTSS系列表面活性剂的开发”(51074133)。

黄亚杰(1970-)，女，高级工程师，从事提高采收率技术研究及应用。

周明(1973-)，男，教授，从事油气田材料及应用相关研究及教学。E-mail:mr.zhouming@163.com

黄亚杰1周 明2，3张 蒙3陈航3叶馨忆4

1.中国石油化工集团江汉油田分公司工程技术研究院 2.“油气藏开发及地质国家重点实验室”·西南石油大学 3.西南石油大学材料科学与工程学院 4.北京科技大学材料科学与工程学院

TE357

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2016.06.015

2016-04-20；编辑：冯学军