双河油田泡沫复合驱数值模拟研究方法

黎 明

（中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南郑州 450048）

泡沫驱可以大幅度提高采收率，随着泡沫驱油机理及现场工艺的深入研究，泡沫驱有望成为三次采油的重要技术手段。但是国内外关于泡沫驱的油藏数值模拟研究很少有公开报道，未形成该技术系统的研究体系。本文在充分调研国内外泡沫驱数值模拟文献的基础上，将泡沫驱经验法和机理法结合起来，建立合理的泡沫驱数值模拟模型，并进行室内岩心驱替实验，来验证模型的可靠性，在双河油田Eh3Ⅳ1-3层系进行了效果预测。双河油田Eh3Ⅳ1-3层系经历水驱和聚驱两个阶段，现处于后续水驱阶段。实验室优选出泡沫复合体系配方为0.4%的PM5泡沫剂，有利于在非均质油藏中起到更好的调堵作用，适用于双河油田Eh3Ⅳ1-3层系的地质条件。

1 泡沫复合驱数值模拟新方法

CMG软件中的 STARS模块可以运用两种方法模拟泡沫的流动。一种是机理法，能够详细模拟泡沫的产生、发展、破灭等具体过程，涉及多个化学反应，比较复杂，适用于机理研究，用在实际模型中运算速度很慢。另一种是经验法，通过泡沫选项对相对渗透率曲线进行插值来模拟流度的降低，不需模拟实际泡沫的产生和破灭过程，涉及参数较少，使用方便，适用于矿场规模的模拟，但其无法体现泡沫的半衰期、气体注入量等参数对泡沫驱效果的影响。本次研究将经验法与机理法结合起来，具体描述泡沫复合驱在数值模拟软件中的体现。

1.1 气体注入量在数值模拟中的体现

泡沫驱数值模拟经验法未考虑泡沫的产生，无法体现注气量对泡沫驱效果的影响。在后续进行注入参数优化时，气液比的大小对开发效果基本没有影响，从图1可以看出，气液比由0.5逐渐增大到2.0时，提高采收率值变化不大。而实际矿场试验中气液比越大，产生的泡沫质量越高，气量的增多，可以使更多的液体被带入低渗透层中，发挥超低界面张力驱油作用，增大气液比可以提高驱油效率，提高采收率[1]。因此，在经验法中加上机理法中气体参与反应的方程式：

式中：SUR为表面活性剂；H2O为水；N2为参与反应的氮气；LA为生成的泡沫；2.15×10-5表示参加反应的组分在反应平衡式内的系数。

图2为加反应方程式后气液比对泡沫驱的影响，可以看出，随着气液比的增大，提高采收率值增大。

图1 加反应方程式前气液比对泡沫驱的影响

图2 加反应方程式后气液比对泡沫驱的影响

1.2 泡沫特异性及半衰期模型的实现

泡沫体系具有油敏性，在含油介质中稳定性变差，导致其半衰期变短。消泡后其黏度降低，并远远低于不消泡时的黏度，因此，能起到“堵水不堵油”的作用，从而提高驱油效率[2]。经验法中无法体现泡沫的这种特异性和半衰期，为此，本文在经验法数据体中加入了机理法中表述泡沫半衰期的方程式：

反应式（2）表示在液相状态下，泡沫自然消泡的过程。该式的反应速率体现泡沫半衰期的大小，反应速率与半衰期的关系式为：

式中：Ko为反应速率，无因次；t1/2为半衰期，min。

实验室测得泡沫体系的半衰期为20 min，计算得到反应速率为0.034。

1.3 泡沫体系在地层中吸附的模型实现

泡沫体系在油藏中的吸附损失直接影响泡沫在运移过程中的应用效率。泡沫体系被吸附到岩石矿物上的机理较为复杂，与介质的性质有很大关系，如砂岩、碳酸盐岩、黏土矿物的组成和含量等，同时还与矿化度、温度、pH值等有关。对于好泡沫剂，要求其在地层中的吸附量尽可能小[3]。

泡沫体系抗吸附性指的是泡沫剂对石英砂吸附的耐受能力，故用泡沫体系被石英砂吸附后的泡沫体积和泡沫半衰期来表征。通过室内实验研究（表1），可以看出，经过4次吸附后，发泡体积由初始的255 mL降至250 mL，变化较小；消泡半衰期由初始的34 min降至29 min，这表明泡沫体系抗吸附能力较强。

表1 泡沫体系抗吸附性能评价

在数值模拟软件中是通过关键字 ADMAXT来设置吸附参数，表示最大吸附量。发泡体系抗吸附能力较强，ADMAXT值较小。本次模拟采用泡沫剂浓度为4000 mg/L，根据室内实验评价结果，泡沫剂浓度4000 mg/L时，对应的吸附量为1.12 mg/g（图3）。模拟设置了 5个不同的 ADMAXT值，分别为0.50，0.70，0.90，1.10，1.30 mg/g，对比5种方案的开发效果，来评价吸附量对开发效果的影响。从图4可以看出，随着最大吸附量的增大，累产油逐渐增加，但增加幅度很小，这说明了ADMAXT不敏感，最大吸附量对开发效果的影响较小。

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图3 吸附量随泡沫剂浓度的变化

图4 不同吸附量对应的开发效果

通过添加机理法中的两个反应方程式，并将实验室测得的半衰期应用到方程式中，建立了泡沫复合驱数值模拟模型。为了检验模型的可靠性，进行了室内岩心驱替实验拟合。

2 室内岩心驱替实验拟合

泡沫复合驱因其驱替特征的特殊性，是油藏开发后期具有潜力的提高采收率方法。其模拟过程需要与大量的室内实验相结合，故选择数值模拟真实岩心，并与实验结果相互拟合，以确定数值模拟研究中泡沫驱的特征参数[4-11]。

2.1 实验材料及实验条件

实验材料主要有：实验岩心（具体参数见表2）；实验原油为模拟油，黏度7.61 mPa·s；实验用水为双河陈化污水；聚合物（ZL-1）为双河陈化污水配制，浓度1800 mg/L，黏度68.30 mPa·s；质量分数为0.4%的泡沫剂（PM5）。

表2 泡沫复合驱岩心驱替实验及数值模拟基本参数对比

实验条件为：气源为空气；实验温度80 ℃；注入方式为气液共注，气液比为 1∶1；注入速度 0.5 mL/min；回压设计6 MPa。

2.2 实验步骤

（1）测渗透率、孔隙度。测气相渗透率、抽空饱和水、测孔隙体积。

（2）饱和油。以注入速度0.2 mL/min注入模拟油，得到含油饱和度。

（3）水驱。以注入速度0.5 mL/min进行水驱至产出液不含油，得到水驱采出程度。

（4）聚合物驱。以注入速度0.5 mL/min注入0.5 PV聚合物溶液，然后水驱（注入速度 0.5 mL/min）至产出液无油，得到聚合物驱采出程度。

（5）泡沫驱。气液同注：在温度80 ℃，加回压6 MPa，气液比1∶1条件下，以渗透率200×10-3µm2的1.5 cm短岩心为泡沫发生器，以0.5 mL/min的速度注入0.5 PV的泡沫，然后水驱（注入速度0.5 mL/min）至产出液无油，得到泡沫驱的采出程度。

参考岩心模型基本参数（表2），建立数值模拟模型渗透率（图5），采用与室内岩心驱替实验相同的注入速度和注入段塞，分别进行水驱、聚合物驱、泡沫驱。

表3为泡沫复合驱岩心驱替实验拟合对比结果，可以看出，泡沫驱数值模拟模型计算的采出程度与室内驱油实验的相对误差为-4.54%，说明岩心驱替实验动态拟合程度较好，数值岩心能较为准确地反映真实岩心的驱替过程，泡沫驱数值模拟模型是可靠的，为后续的泡沫复合驱数值模拟研究奠定了良好的基础。

图5 数值模拟模型渗透率

表3 泡沫复合驱岩心驱替实验拟合对比结果 %

3 泡沫复合驱数值模拟预测效果

泡沫复合驱的特征参数给定后，在双河油田Eh3Ⅳ1-3层系实际区块进行了数值模拟研究[7]。该区块1977年底投入开发，1978年开始注水，先后经历了早期注水、层系细分、井网加密调整、局部细分完善调整、聚合物驱+后续水驱五个开发阶段，目前采出程度42.81%，综合含水97.25%。该区块聚合物驱提高采收率4.00%，现已进入后续水驱。为了攻关该区聚驱后提高采收率难题，现对其进行泡沫复合驱数值模拟研究，模拟区共有4口注入井，9口对应油井，控制储量101.73×104t。

泡沫复合驱注入参数采用质量分数为0.4%的泡沫剂（PM5），浓度为2000 mg/L的稳泡剂（WP），注入泡沫段塞0.5 PV，注入速度0.1 PV/a，气液比1∶1。分别进行水驱和泡沫复合驱，驱替至含水 98 %时，来对比这两种不同驱替方式下的提高采收率状况。从两种不同驱替方式下的累计产油及提高采收率结果来看（表4），泡沫复合驱累计增油6.87×104t，提高采收率10.24%，远远高于水驱。这表明聚驱后区块采用泡沫复合驱，能大幅度挖潜剩余油，进一步提高采收率。

表4 不同驱替方式累计增油及采收率结果

4 结论

（1）岩心驱替实验拟合结果表明，将经验法与机理法结合，来具体描述泡沫复合驱在数值模拟软件中的体现，用这种新方法建立的泡沫复合驱模型是合理可靠的。

（2）通过模拟预测得到，泡沫复合驱能提高采收率10.24%，是聚驱后区块进一步提高采收率的有效手段。