低渗透油藏ASG复合泡沫体系注入参数优化

王　杰，刘音颂，刘照钰，王梦雨，李　月

(1.东北石油大学 石油工程学院，黑龙江 大庆 163318； 2. 大庆油田有限责任公司 第四采油厂，黑龙江 大庆 163511；3. 大庆油田有限责任公司 第五采油厂，黑龙江 大庆 163513)

我国大多数陆地油田已进入高含水开发阶段，开发矛盾日渐突出。目前聚合物驱、二元驱与三元驱被认为是较为成熟的三次采油技术[1-3]，但其适用油藏条件受到了严格的限制。泡沫驱因其独特的驱油特点与渗流规律而越来越受到人们的关注，被认为是一项很有发展前途的三次采油技术[4-6]。油层平均渗透率为(10.1～50.0)×10-3μm2这类油层称为一般低渗透油层，此类油层油井能够达到工业油流标准，但产量太低，需采取压裂措施提高生产能力，才能取得较好的开发效果和经济效益。气体泡沫驱利用调剖与驱油的双重作用，能够显著扩大油藏波及体积与提高洗油效率，可以大幅增加油藏采收率。对于高温、高矿化度低渗透油藏，聚合物驱与三元复合驱(ASP)受到了较大的限制，聚合物在低渗透储集层注入困难，降解严重，遇高温高矿化度稳定性差是其中重要原因。

针对上述开发问题，通过室内实验发现，利用氮气与十二烷基硫酸钠(上海化学试剂公司)形成泡沫[7]，在与碱的协同作用下，ASG泡沫与水进行交替注入可以高效开发高温与高矿化度低渗透油藏[8-10]。本文针对泡沫与水交替注入过程中段塞大小、注入速度与气液质量比三个参数进行了优化设计。

1　ASG泡沫适用性评价

1.1　实验条件

模型：物理模型以吉林油田扶余油层储集层地质性质为背景，采用自制的三维均质岩心，使用140～200目石英砂填充，并用环氧树脂胶结，压力计压制而成，模型几何尺寸为60 cm×60 cm×4.5 cm。模型气测渗透率为50×10-3μm2。

实验用油：扶余采油厂中心处理站，黏度50 mPa·s。

实验用水：模拟地层水为人工配置模拟地层水，矿化度为50 000 mg/L，模拟水离子成分如表1所示。

表1　模拟水离子成分Table 1　Simulated water ion composition

实验用气体：工业用氮气。

化学试剂：质量分数为0.3%的HY-3型表面活性剂做发泡剂(上海化学试剂公司)、质量分数为0.5%的Na2CO3溶液(自制)。

实验仪器：DO7-11气体质量流量控制器和DO8-8C流量显示仪。

实验温度：110 ℃。

1.2　实验步骤

注入方式为表面活性剂+碱与氮气交替注入，先注0.2 PV表面活性剂和碱的混合溶液，再注0.2 PV氮气，以此方式循环。

1.3　泡沫封堵性能评价

通过计算驱替岩心两端的阻力因子确定表面活性剂的封堵能力，注入泡沫后阻力因子若显著升高，表明泡沫产生了有效的封堵[11-14]。实验结果如图1所示。由图1可知，ASG泡沫可大幅度增加阻力因子，对优势渗流通道形成良好的封堵作用。

2　不同驱替方式采收率对比

实验步骤：①准备5块制备的岩心并将岩心饱和模拟油；②使用地层水开始驱油至综合含水率到90%，注水速度2 mL/min；③对以上岩心分别进行继续水驱、氮气驱、表面活性剂驱、SG驱(气液质量比为1∶1)与ASG泡沫驱(碱、氮气、表面活性剂质量比为1∶2∶1)实验；④驱替至不出油为止，统计不同驱替方式的采收率并计算较水驱提高的采收率值。实验结果如表2所示，对于高温高矿化度低渗透油层ASG泡沫驱较其它驱替方式采收率有较大程度的提高，在油田实际应用中具有一定的应用前景。

图1　阻力因子随注入孔隙体积变化曲线Fig.1　The resistance factor varies with the injection pore volume

表2　不同驱替方式采收率对比Table 2　Data table of recovery ratio of different displacement modes

3　ASG泡沫交替注入参数优化

3.1　ASG泡沫段塞大小优化

准备4块大小属性相同的制备的岩心，将岩心注水驱油至含水率达到90%，然后转为注泡沫驱油。控制泡沫总注入量不变，累计注1.2 PV的泡沫，但以4种不同大小的段塞与水交替注入多次完成，后继续注水驱油，泡沫注入速度为1.5 mL/min，水的注入速度为2.0 mL/min。方案分别为：① 直接注1.2 PV的泡沫；② 0.6 PV的泡沫与水交替，分两次注完；③ 0.4 PV的泡沫与水交替注入，分三次注完；④ 0.3 PV的泡沫与水交替注入，分四次注完。第一次注泡沫段塞后的注入水中加入化学示踪剂溴化钠，测量驱替过程岩心两端注入压力，监测示踪剂突破时间，计算驱替岩心采收率。不同实验方案的结果如表3所示。

表3　不同段塞实验方案及结果对比Table 3　Comparison of parameters of different slug schemes

注：‘—’表示注入压力超过岩心破裂压力(3 MPa)。

由表3可知，大段塞直接混合注入泡沫，造成注入困难，注入压力超过岩石破裂压力，当注入的段塞大小由0.6 PV变成0.4 PV时，溴化钠检测时间仅减少59 min，表明第一次注入的段塞封堵能力变化较小。随着泡沫段塞轮次的增加，波及情况变好，最终综合采收率达到了60.50%，采收率提高了16.61%；但随着泡沫段塞的继续减小，段塞大小由0.4 PV变成0.3 PV时，溴化钠检测时间减少了197 min，封堵效果变差，注入水易突破，泡沫封堵效果减弱，采收率提高幅度降低。所以最佳注入段塞大小为0.4 PV。

3.2　ASG泡沫注入速度优化

按照以上实验步骤，准备5块制备的岩心开展驱油实验，5块岩心相应的泡沫的注入速度分别为0.5、1.0、1.5、2.0、5.0 mL/min，计算实验最终采收率。

统计不同泡沫注入速度与采收率关系如图2所示。由图2可知，泡沫注入速度为1.5 mL/min时的注入压力较小，岩心实验采收率最大。这是由于当注入速度过低时，产生泡沫较少，封堵效果不佳；当注入速度过高时，虽然能够产生足够多的泡沫，但泡沫大小不一，容易发生气泡合并，引起气泡的破裂，同时注入过程中产生的剪切应力也变大，造成泡沫的剪切消泡。

图2　注入速度对采收率影响Fig.2　The injection rate affects the recovery rate

3.3　ASG泡沫段塞气液质量比优化

当气液质量比过大时，注入液量较少，液膜较薄，不利于泡沫的稳定，且容易发生气窜；当气液质量比过小时，产生的气泡不足，泡沫一般为不连续的球形气泡，泡沫直径小，流动阻力小，形成有效封堵。因此选取气液质量比为3∶1、2∶1与1.5∶1的泡沫进行优化。

利用室内岩心驱油实验，在最优段塞大小为0.4 PV泡沫的基础上，每次注入不同气液质量比的泡沫，观察不同气液质量比组合对岩心波及情况的影响，实验方案如表4所示。

表4　泡沫段塞气液质量比组合方案Table 4　The gas-liquid ratio optimization scheme of foam slug

不同注入段塞组合方案的注入孔隙体积与采收率关系如图3所示。

图3　不同段塞组合方案采收率变化曲线Fig.3　The change curve of recovery rate of different slug combination schemes

由图3可知，在所研究的气液质量比范围内，泡沫黏度随着气液质量比的增加而增大。在泡沫驱替过程中，三次注入的泡沫段塞具有不同的作用：第一次注入的段塞主要为封堵优势渗流通道，此时应选择较高的气液质量比，形成有效封堵；第二次与第三次注入的段塞主要为扩大波及体积，应选择气液质量比较低的泡沫段塞，从而扩大泡沫波及范围，提高采收率。根据图3的实验结果可知，泡沫段塞气液质量比为3∶1、2∶1与1.5∶1时，较单一段塞采收率提高了2.04%。

4　结论

(1)对于高温高矿化度低渗透油藏，ASG泡沫与水交替注入可以取得较好的驱油效果。较水驱、氮气驱与表面活性剂驱采收率分别提高了16.61%、10.26%与9.21%。

(2)累计注入泡沫1.2倍孔隙体积时，采用泡沫段塞大小为0.4倍孔隙体积与水交替注入的驱油效果最好。

(3)泡沫注入速度存在最优值为1.5 mL/min，当注入速度过低时，产生泡沫较少，容易发生气液分离，封堵效果不佳，当注入速度过高时，泡沫大小不一，容易发生气泡合并，引起气泡的破裂，同时容易造成泡沫的剪切消泡。

(4)三次注入段塞气液质量比依次为3∶1、2∶1、1.5∶1时，较单一气液质量比泡沫采收率提高了2.04%，驱油效果更佳。