泡沫的封堵特性及液流改向作用研究

罗文利, 冯利娟, 何楚琦, 周新宇, 蒋志斌, 罗智忆, 王正波, 罗治形

(1.中国石油勘探开发研究院 提高石油采收率国家重点实验室，北京100083； 2.新疆油田公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000;3.中国石油大学(北京) 提高采收率研究院，北京 102249； )

由于油藏自身非均质性的作用，在注水开发后期，水会自发地沿水井和油井之间的高渗透区域或裂缝驱进，中渗透区域和大量低渗透区域中的原油很难被采出，导致水驱效果并不理想，最低甚至仅有15%左右[1-2]。注水井内非均质性构成的多油层之间先天存在不同的启动压力和吸水性能。在合理的压力下，以适合的注入速度向油层注入化学调剖剂后，调剖剂会优先进入高渗透层中，封堵水通道，使其吸水性降低。此后再次注入水，中低渗透层的吸水量自然得以提高，从而达到提高采收率和原油产量的目的[3-4]。

泡沫是热力学不稳定的体系，由气液两相组成，具有遇水起泡、遇油消泡的优良性能，同时具备堵大不堵小的特点[5-7]。泡沫在进入地层后，首先进入渗透率高的区域，对高渗透区域形成一定封堵，使后续注入水进入低渗透区[8-9]。在现场应用中，泡沫可以就地获取气源，因而成本较低，可以大规模推广。泡沫体系具备的封堵特性和液流改向作用，使它们可以作用于高含水和非均质性强的油藏，对我国油田的原油开采具有很大价值[10-12]。

泡沫容易受到油藏条件的影响，首先需根据不同油藏特点选择合适的调驱体系，并充分考察注入条件对封堵特性、液流改向作用和提高采收率效果的影响。为此，通过测定泡沫体系的阻力系数和残余阻力系数，研究泡沫体系的封堵特性；通过并联双管岩心物模实验，研究了泡沫体系的液流改向作用和提高采收率效果。

1　实验部分

1.1　试剂及材料

起泡剂FP286和聚合物WP212均由中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院提供。实验用水是按油藏采出水分析结果配置的模拟水，其矿化度为10 930 mg/L。实验用油为新疆一中区9-8脱水原油，原油黏度(23 ℃)为30.1 mPa·s。实验气体为瓶装液氮。实验所用岩心为人工胶结砾岩岩心，长度为30 cm，直径为3.8 cm。

1.2　泡沫体系的制备

先称取一定量的起泡剂FP286，搅拌下溶于配制水中。将烧杯放在搅拌器下，调节搅拌棒位置使搅拌棒底部距离烧杯底1 cm左右。开动恒速搅拌器在400 r/min下沿旋涡壁30 s内慢慢加入称好的聚合物WP212，然后在搅拌速率为400 r/min下搅拌2 h至聚合物颗粒完全溶解。室温下放置24 h，得到含一定量的聚合物及起泡剂的溶液。实验所配置的泡沫基液中起泡剂FP286质量分数为0.4%，聚合物WP212质量分数为0.1%。

1.3　方法及流程

将岩心在110 ℃的烘箱中干燥12 h，烘干其中的水分。干燥后的岩心抽真空6 h(真空度-100 kPa)，然后饱和模拟水12 h。将岩心装入岩心夹持器，并在23 ℃恒温箱中恒温6 h。调整回压、注入泵速等条件，水驱至注入压力保持稳定。注入一定量的泡沫体系后，转注水，直至注入压力稳定。

非均质岩心的模拟是采用双管并联实验装置，将高渗透与低渗透岩心并联使用，进而模拟油藏的非均质性。

考察泡沫在非均质岩心中的提高采收率效果时，岩心饱和水后需饱和原油至饱和度达到70%以上。

2　结果与分析

2.1　泡沫体系的封堵特性

2.1.1回压对泡沫体系封堵特性的影响固定岩心气测渗透率为0.2 μm2，泡沫注入速度为0.5 mL/min，气液体积比为3∶1。并使其他条件保持不变，考察回压对泡沫体系封堵特性的影响，结果如图1所示。

图1　不同回压下泡沫体系阻力系数与注入孔隙体积关系Fig.1　Foam system resistance coefficient to injection volume under different back pressure

由图1可知，注水阶段，不同岩心的平衡压力较为接近，均在5 kPa左右。泡沫体系注入后，回压10.12 MPa和5.00 MPa下的岩心两端的压差都经历了从缓慢增加到迅速上升的过程，其阻力系数相对较为稳定，其中5.00 MPa回压体系中的泡沫阻力系数增速更快，平衡后两组实验的阻力系数也较为接近，均为45左右。而回压为2.50 MPa的体系里泡沫的阻力系数从泡沫注入开始后就迅速增加，但波动极大，达到70左右之后才近似于稳定。转注水后，3组实验中的泡沫阻力系数都迅速降低，最终残余阻力系数均稳定在5～10。吴忠正等[13]研究表明,空气泡沫驱的残余阻力系数小于4。因此，本文研究的氮气泡沫体系具有良好的封堵特性。

回压大小对泡沫体系的封堵特性具有显著的影响。在较高的回压下，阻力系数的增长速度较慢，泡沫随压力的增大而减小，使液膜厚度增大、强度增加，因而泡沫封堵能力和稳定性大大提高[13]。而在低回压时，阻力系数曲线波动剧烈，但阻力系数在较高回压时显著增大。残余阻力系数呈现出随回压增大而增大的性质，但增加幅度较低，可以认为回压对残余阻力系数的影响不大。

2.1.2气液体积比对泡沫体系封堵特性的影响固定岩心气测渗透率为0.2 μm2，泡沫注入速度为0.5 mL/min，回压为10.12 MPa，并使其他条件保持不变，考察气液体积比对泡沫体系封堵特性的影响，结果如图2所示。

由图2可知，水驱阶段，不同岩心的注入压力相近。注入泡沫后，不同气液体积比的泡沫的阻力系数都在波动中迅速上升，其中气液体积比为3∶1和5∶1的两组实验阻力系数稳定在20左右，而气液体积比为8∶1的一组阻力系数激增至59才达到平稳。实验中，在气液体积比8∶1组岩心夹持器出口端发现很多气泡，可能与该组实验中气液体积比过高发生气窜现象有关，导致压力居高不下。转注水后，各组的阻力系数都能在一定时间内维持较高水平，之后迅速下降至10以下。

由实验结果可知，气液体积比对泡沫的封堵特性具有较大的影响。在岩心渗透率相近、其他条件相同的情况下，阻力系数和残余阻力系数均随气液体积比的增大而增大，其中阻力系数表现较为明显，残余阻力系数并不十分显著。但过高的气液体积比可能导致泡沫体系的稳定性过于低下，以至于出现气窜现象。综合考虑，气液体积比为3∶1和5∶1时，泡沫体系具有最优良的封堵特性。

2.1.3岩心渗透率对泡沫体系封堵特性的影响固定回压为10.12 MPa，气液体积比为3∶1，泡沫注入速度为0.5 mL/min，并使其他条件保持不变，分别采用气测渗透率为1.54、0.18 μm2的岩心开展实验，考察岩心渗透率对泡沫体系封堵特性的影响，结果如图3所示。

由图3可知，岩心开始水驱时，阻力系数波动较小，基本保持相对平稳，约为1。开始注泡沫后，两组岩心两端的压差都迅速上升，且波动较大，阻力系数快速增加，高渗透组和低渗透组的阻力系数分别达到18.2和14.0后趋于稳定。开始转注水，阻力系数都迅速降低，后续水驱残余阻力系数最终分别稳定在1.6和3.4左右。

图3　不同渗透率下泡沫阻力系数与注入孔隙体积关系Fig.3　Foam system resistance coefficient to injection volume under different permeability

岩心渗透率对泡沫的封堵特性具有一定的影响。岩心渗透率越高，泡沫体系的封堵效果也越好。即，在其他条件相同的前提下，泡沫在高渗透岩心中的相对封堵强度要大于在低渗透岩心中的封堵强度。分析原因，首先是因为泡沫具备剪切变稀性，岩心渗透率越高，孔隙尺寸越大，泡沫在孔隙中的真实流速越小，黏度也越高；此外，渗透率越大，泡沫尺寸越大，从而泡沫在通过多孔介质的孔喉过程中，克服泡沫变形产生的阻力也越大。

2.1.4注入速度对泡沫体系封堵特性的影响固定回压为10.12 MPa，气液体积比为3∶1，岩心气测渗透率为0.18 μm2，并使其他条件保持不变，考察注入速度对泡沫体系封堵特性的影响，结果如图4所示。

由图4可知，开始水驱时，各组的阻力系数波动较小，基本保持相对平稳，约为1。开始注泡沫后，3组岩心两端压差都开始迅速上升，且压力波动较大，阻力系数快速增加，注入速度为0.8、0.5、0.2 mL/min的泡沫体系的阻力系数分别稳定于30、30、40左右。转注水，岩心两端压差都迅速降低，残余阻力系数分别稳定在2、10、17左右。

上述实验结果表明，泡沫体系的注入速度越低，泡沫体系的封堵特性越强。这可能由于泡沫体系的稳定性随注入速度的升高而减弱，在注入速度较低的情况下，泡沫体系具备更高的稳定性，可以形成更稳定的封堵，且封堵压力的保持时间更长。

图4　不同注入速度下泡沫阻力系数与注入孔隙体积关系Fig.4　Foam system resistance coefficient to injection volume under different input rate

2.2　泡沫体系在非均质岩心中的液流改向作用

将两根不同渗透率岩心以平行双管并联，以此形式模拟非均质油藏，考察泡沫体系在非均质油藏中的液流改向作用。实验中所使用的岩心为致密砾岩岩心，岩心气测渗透率分别为高渗1.64 μm2、低渗0.12 μm2，回压为10.12 MPa，气液体积比为3∶1，注入速度为0.5 mL/min。平行双管物模实验压力变化曲线和分水率曲线分别如图5所示。

由图5(a)可知，第1次水驱过程中，压力波动较小，平衡压力为56 kPa。开始注泡沫后，压力缓慢增长，起伏较小。随着泡沫的不断注入，压力增加速度逐渐提升。注入量达到0.5 PV时，压力达到527 kPa。转注水后，压力缓慢降低，最终稳定于120 kPa。

图5　双管并联岩心压力和分水率变化曲线Fig.5　Pressure curves and water rate ratio curves of dual-tube parallel

由图5(b)可以看出，注水过程中，高渗部分与低渗部分的水流量比约为99∶1。注泡沫体系过程中，高渗管分水率逐渐降低，低渗管随之增加。转注水后，高渗管中水的流量明显减小，而低渗管中水的流量开始增加。此时注入水开始向低渗部分转移；水驱一定时间后，低渗管的分水率开始降低，而高渗管的分水率开始增加，即注入水开始转向高渗管。

分析实验结果，注入泡沫后，高渗管分水率下降，是由于泡沫体系开始针对高渗管形成了有效封堵。转注水后，高渗管的分水率持续下降，说明泡沫对高渗区域的封堵依然奏效。而随着注入水的增多，泡沫对高渗区域的封堵逐渐减弱，最终高渗管的分水率重新上升。这一实验证实了泡沫体系的液流改向作用的存在。

2.3　泡沫体系在非均质岩心中的采收率

采用两根渗透率不同的砾岩岩心双管并联驱油的形式，考察泡沫体系在非均质油藏中的液流改向作用和提高采收率效果。实验所用岩心高渗气测渗透率为1.00 μm2、低渗为0.18 μm2(渗透率级差为5.56)，回压为10.12 MPa，气液体积比为3∶1，注入速度为0.5 mL/min。高渗透岩心和低渗透岩心的采收率及含水率变化如图6所示，总采收率、含水率和压力的变化曲线如图7所示。

图6　采收率、含水率及压力与注入孔隙体积关系Fig.6　Recovery efficiency，moisture content and pressure to injection volume

图7　总采收率、含水率及压力与注入孔隙体积关系Fig.7　Total recovery efficiency，moisture content and pressure to injection volume

由图6(a)可知,水驱阶段，高渗透岩心的采收率为43.9%，远高于低渗透岩心的8.9%。而在注入泡沫后，低渗透岩心的采收率提高迅速，最终采收率提升高达45.2%，取得了极好的效果；而高渗透岩心的采收率也有11.3%的提升。低渗透岩心采收率的增加量是高渗透岩心的4倍左右，可见泡沫体系能大幅度提升非均质油藏低渗透区的采收率。

由图6(a)可知，注水阶段，岩心的采收率随注水体积增加。注入泡沫后，高渗透岩心的含水率一直居高不下，采收率提升量不高。注入泡沫段塞及后续水驱后，压力明显增高，说明注入的段塞体系具有较高的渗流阻力，使后续水驱压力升至1 000 kPa左右。

由图6(b)可知，注水阶段，低渗岩心的采收率随注水体积增加，由于渗透率低，水驱阶段采收率仅为8.9%。注入泡沫体系后，低渗岩心的含水率逐渐下降，最低时降至20%，继续注水后含水率逐渐上升。注入泡沫段塞及后续注水中，压力明显增高，表明注入的段塞体系具有较高的渗流阻力，使后续水驱压力升至1 100 kPa左右，并能在一定时间内维持较高的压力。

由图7可知，泡沫体系对双管并联砾岩岩心的采收率提升高达28%，并充分降低了采出液的含水率，具备良好的驱油效果。

上述实验结果表明，对于非均质砾岩岩心，通过注入泡沫段塞可以起到很好的提高采收率作用。泡沫段塞对高渗透层的有效封堵导致了波及系数的提升，使低渗透层中的残余油被大量驱出，继而在宏观上提升了油藏整体的采收率。但对于渗透率级差较大的非均质油藏，泡沫调剖能力将降低，驱油效果变差[14]。

3　结论

(1) 氮气泡沫体系具有较高的阻力系数、残余阻力系数和良好的封堵特性，可以对岩心中的高渗透区域实现封堵。

(2) 回压、气液体积比、岩心渗透率和注入速度对泡沫的封堵特性有影响。在选定的实验条件范围内，回压越高，泡沫体系的稳定性越好，残余阻力系数越大，泡沫的封堵越强。气液体积比越大，泡沫的阻力系数和残余阻力系数越大，封堵越强；但过高的气液体积比会导致泡沫的稳定性差，容易发生气窜。岩心渗透率越大，泡沫体系的封堵强度越高，产生的阻力也越大。泡沫的注入速度越低，泡沫体系的阻力系数和残余阻力系数越高，泡沫的封堵强度也越高。

(3) 泡沫体系对非均质油藏有良好的液流改向作用，通过泡沫对高渗透区的封堵，可以使后续注入水大量进入低渗透区驱出残余油。渗透率级差为5.56的双管并联砾岩岩心泡沫驱油实验表明，泡沫驱提高采收率幅度高达28%。

(4)氮气泡沫体系对新疆一中区砾岩油藏具有良好的封堵和调驱效果，具备良好的应用前景。