复合泡沫驱油体系材料的优选及驱油实验的研究

张邈，杨明达（.东北石油大学，黑龙江大庆6338；.中国石油天然气股份有限公司管道大庆输油气分公司，黑龙江省大庆市63000）

复合泡沫驱油体系材料的优选及驱油实验的研究

张邈1，杨明达2
（1.东北石油大学，黑龙江大庆163318；2.中国石油天然气股份有限公司管道大庆输油气分公司，黑龙江省大庆市163000）

为了寻求一种适合提高低渗透砂岩油藏采收率的泡沫驱油方法，对模拟大庆油田某化学驱实验区油藏条件下进行了室内驱油实验。因此，通过筛选表面活性剂、发泡剂及稳泡剂，从降低界面张力程度、抗温性、稳定性以及泡沫尺寸等方面考察了复合泡沫体系在不同配制条件下对低渗透砂岩油藏的适应性，得到复合泡沫体系配方为0.4%石油磺酸盐+0.8%羧甲基纤维素钠+0.6%FZC-6330。同时利用柱状岩心进行了驱油效率对比实验，结果表明：该体系与原油形成10-3mN·m-1的低界面张力，进而最大程度的提高原油洗油效率。所形成的稳定泡沫体系，使原油的采收率能够在水驱的基础上提高20%～22%，说明复合泡沫体系驱油是进一步提高原油采收率的一项重要技术，更适应低渗透砂岩油藏的开采。

低渗透油藏；界面张力；泡沫体系；驱替；采收率

低渗透砂岩油藏采用水驱的方法无法进入小孔喉，随着长时间的开发，油田已进入了高含水期。因此，提高小孔喉的洗油能力至关重要。泡沫驱以特有的渗流和驱油性能受到广泛重视，体系能够降低油水之间的界面张力，其封堵性和洗油性可以保证体系注入的同时还可以提高油层压力和驱油效率，从而提高采收率。泡沫体系作为一种三次采油技术[1]，驱油效果取决于发泡能力、泡沫尺寸和稳定性。分析和总结泡沫体系的驱油效果，为低渗透油藏的有效开发提供理论依据。

1 实验设计

1.1 实验条件与仪器

岩心选择人造柱状岩心，平均截面积4.61cm2，平均长度10.2cm，空气渗透率为2×10-3mD；表面活性剂为阴离子型石油磺酸盐（50%大庆炼化公司），阴离子型十二烷基苯磺酸盐（35%大庆炼化公司），非离子型甜菜碱（50%大庆东昊公司）；发泡剂为非离子型SD（50%青岛上兴化工有限公司）；阴离子型HY-3（38.5%大庆市采油二厂）；阴离子型十二烷基硫酸钠（SDS50%国药集团化学试剂有限公司）；阴非离子FZC-6330（38.5%北京新诺安粉末聚合物有限公司）；稳泡剂为羧甲基纤维素钠（隆鑫生物专业）；胍胶（上海微析科技有限公司）；实验用水为大庆一厂地层水（矿化度：6778mg·L-1；含Na+：2180mg·L-1，Mg2+：66mg·L-1，Ca2+：24mg·L-1，Cl-：2165mg·L-1，K+：11mg·L-1，HCO3-：2052mg·L-1，SO42-：77mg·L-）1；根据低渗透油藏温度，测试温度选取75℃。

TX-500C型界面张力仪（美国德克萨斯大学）；IKA-WEARKE搅拌机（德国IKA公司）；UFE-500型恒温箱（江苏海安石油仪器厂）；Ф25mm×300m型岩心夹持器，（江苏海安石油仪器厂）；XSJ-2型显微镜（中国重庆光学仪器厂）。

1.2 实验方案

（1）油水界面张力测量方案：测量泡沫驱油体系的油水界面张力值，每个试样测定时间为2h；

（2）泡沫性能测试方案：配制200mL待测溶液。搅拌3min，转速7000r·min-1，将泡沫倒入1000mL量筒，同时计时，当液体析出100mL时所耗费的时间为析液半衰期。

（3）驱替实验方案：泡沫驱油体系采用单管岩心驱替模型，实验用油为大庆一厂外输油和煤油的复配的模拟油（原油体积∶煤油体积=1.3∶1）。实验温度75℃，注入速度0.5mL·min-1。

1.3 实验步骤

（1）抽空岩心6h，用模拟地层水饱和岩心，测定岩心的孔隙体积和孔隙度；（2）75℃下，用模拟油饱和岩心，注入量为2.0PV，计算出原油饱和度；（3）地层水驱至含水98%，计算水驱采收率；（4）用泡沫驱油体系驱油，注入0.5PV，至含水98%，计算采收率。

2 结果与分析

2.1 微泡沫体系配方的优化

（1）表面活性剂的选择配制0.3%的表面活性剂溶液，测量溶液与油的界面张力情况。

图1表明，石油磺酸盐溶液与油的界面张力值降低幅度大，选用石油磺酸盐为泡沫体系的一部分。

图1 不同表面活性剂与油之间的界面张力Fig.1 Interfacial tension between different kinds of surfactant solutions and oil

配制石油磺酸盐在不同质量浓度下与模拟油的界面张力值（图2）。当表面活性剂质量浓度达0.4%时，界面张力趋于稳定。

图2 石油磺酸盐质量浓度对平衡界面张力的影响Fig.2 Effectof concentration of petroleum sulfonate on equilibrium interfacial tension

（2）稳泡剂的选择选择质量浓度0.5%的羧甲基纤维素钠和胍胶配制的水溶液，在高温加热后恢复至45℃与未经过高温处理的相同温度的溶液进行粘度对比。

表1 温度对不同稳泡剂的影响Tab.1 Effectof temperature on different stable foam agent

通过表1中数据可以看出，羧甲基纤维素纳的粘度随着温度的升高逐渐减少。

质量浓度为0.3%羧甲基纤维素纳在经过120℃高温处理后，恢复到45℃时其粘度仍然较高，达到25.3mPa·s。而当温度超过120℃以后，粘度值逐渐降低。胍胶在45℃时粘度值很高，达到72.5mPa·s。但是其受温度影响大，在经过100℃高温处理后，粘度降至12.3mPa·s。可见胍胶粘度下降很大，耐温效果差，不适合作为稳泡剂。

实验发现，羧甲基纤维素纳抗温性较好，泡沫体系加入这种物质，可以利用协同作用增强泡沫表面吸附分子的相互作用，减缓液膜排液时间。所以本文选择羧甲基纤维素纳作为稳泡剂来提高泡沫的稳定性。结果见图3。

图3 发泡剂质量浓度对泡沫体积的影响Fig.3 Effectof themass concentration of foaming agenton the volume of the foam

通过图3结果可知，将石油磺酸盐与羧甲基纤维素纳混合后，泡沫体积随着发泡剂的质量浓度的增加呈上升趋势，当羧甲基纤维素纳质量浓度达到0.8%时后趋于平稳。所以选择0.8%的羧甲基纤维素纳加入体系中。

（3）发泡剂的选择泡沫的体积直接表征了液体的发泡能力，泡沫的尺寸可通过泡沫扫描仪测量。实验采用一厂地层水配制不同的发泡剂与羧甲基纤维素钠、石油磺酸盐组成的混合体系，记录泡沫半衰期、发泡体积和泡沫尺寸。见表2并引入了泡沫综合指数评价发泡性能。

表2 室内条件下不同泡沫体系性能评价结果Tab.2 Performance evaluation of different foam systems in the laboratorial conditions

由于泡沫的尺寸不同，体系的半衰期比较明显。泡沫尺寸越小，比表面积越大，泡沫越稳定。油藏条件下微泡沫体系性能见表3。

由表3可知，油藏条件下的温度对泡沫体系影响最大。

表3 油藏条件下不同泡沫体系性能评价结果Tab.3 Performance evaluation of different foam systems in reservoir conditions

表2、3中结果表明，油藏条件下，泡沫体系的体积半衰期变化大。这是由于，温度较高的情况下，泡沫内部气体发生了膨胀，加剧了泡沫的不稳定性，而FZC-6330具有较高的活性，且泡沫粒径在100μm以内。满足致密砂岩油藏的条件。

配制FZC-6330在不同质量浓度下加入0.4%石油磺酸盐和0.8%羧甲基纤维素纳的溶液，测量溶液与模拟油的界面张力值结果见图4。

图4 FZC-6330质量浓度对平衡界面张力的影响Fig.4 Effect of concentration of FZC-6330 on equilibrium interfacial tension

图4 表明，随FZC-6330加量的增加，界面张力值呈下降趋势，当质量浓度达到0.6%时，界面张力便不再变化，所以确定FZC-6330最终的质量浓度为0.6%。此时体系的界面张力值达到了10-3mN·m-1，并可以在20min左右趋于平稳。

图5 复合体系的界面张力Fig.5 Interfacial tension of composite system

2.2 微泡沫体系对天然岩心的驱油效果评价

（1）高渗透条带封堵油藏条件下，3组岩心水驱压力平稳后，注入0.3PV复合泡沫体系后，继续水驱，记录压力值，计算封堵率，见表4。

表4 体系封堵性能评价结果Tab.4 Sealing performance evaluation of system

由表4可以看出，体系进入岩心后，首先对高渗透层进行了封堵[2]，渗透率下降。压力升高，封堵率达到90%以上。

（2）实现堵水不堵油对4、5号岩心进行平行驱替实验，饱和水注入复合泡沫体系后继续注水压力上升（表5），封堵作用良好，饱和油岩心注入体系后注水压力变化不大，体系的堵水不堵油效果较好。

表5 体系堵水不堵油性能评价Tab.5 Performance evaluation of sealing water and not sealing oil

3 结论

（1）通过3种表面活性剂的性能和界面张力值测试，筛选出石油磺酸盐更适合体系的配伍。

（2）羧甲基纤维素纳具有很好的抗温性，经过高温加热后，粘度依然很高。

（3）复合泡沫体系在低渗透油藏中起到了增油的效果，改善了非均质性，提高注入压力，促进了岩心更深部的流动，达到了更好的驱油效果。原油采收率在水驱的基础上提高了22%。

［1］王克亮,冷德富,仇凯,等.HY-3型表面活性剂发泡性能室内评价［J］.大庆石油地质与开发,2008,27（3）:106-109.

［2］王克亮,杜姗.稳泡剂对泡沫性能影响室内实验研究［J］.内蒙古石油化工,2008,34（22）:4-5.

Study on optim ization of composite foam flooding system and oil displacement experiment

ZHANGMiao1，YANGMing-da2
（1.Northeast University of Petroleum，Daqing 163318，China；2.Pipeline Daqing Oil and Gas Branch,PetroChina，Daqing 163000，China）

In order to seek a kind of foam floodingmethod to improve the recovery of low permeability sandstone reservoir a foam system the laboratory experimentwas carried out to simulate the condition of oil reservoir of a chemical flooding in Daqing oilfield.Therefore,the surface active agent,the foaming agent and the stabilizing agentwere selected,the adaptability of the composite foam system to the low permeability sandstone reservoir under different preparation conditions was investigated from the aspects of reducing range of the interfacial tension,temperature resistance,stability and foam size.The optimal formula was obtained and given as follows:0.4% petroleum sulfonate+0.8%sodium carboxymethl cellulose+0.6%FZC-6330.The oil displacement efficiency comparison experimentwas carried out by using the cylinder core,the result showed that the system with low oil-water interfacial tension thatwas 10-3mN·m-1orders ofmagnitude,so the foam system can reach the best recovery.The foam system with good stability and oil recovery efficiency is raised by 20%～22%afterwater flooding.The composite foam system is an important technique for enhancing oil recovery and more suitable for the exploitation of low permeability sandstone reservoirs.

low permeability reservoirs;interfacial tension;foam system;displacement;recovery

TQ127.1

A

10.16247/j.cnki.23-1171/tq.20170775

2017-03-09

张邈（1992-），女，东北石油大学油气田开发工程专业在读硕士研究生，从事油气田开发理论与技术工作。