低渗透油藏二氧化碳气溶性泡沫控制气窜实验研究

李宛珊，王 健，任振宇，木合塔尔

(1.西南石油大学，四川 成都 610500；2.油气藏及地质开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500； 3.中国石油吉林油田分公司，吉林 松原 138000；4.中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)

0 引 言

吉林油田黑79区块小井距试验区含油面积为1.46 km2，石油地质储量为108×104t，可采储量为41.0×104t，平均孔隙度为13.0%，平均渗透率为4.5mD，原始地层压力为24.2 MPa[1]。试验区于2012年7月开始实施CO2驱，在开采过程中，表现出气窜十分严重，如黑79-3-1井，气油比达到了11 165 m3/m3，产出气中CO2含量达到75%以上[2-3]。泡沫封窜是一种可行的控制气窜技术[4]，目前常采用的水基CO2泡沫控制气窜技术，必须通过水气交替注入方式，而不能采用水气同时注入的方式，否则CO2会对井筒造成严重的腐蚀[5-8]，而采用水气交替注入方式又会影响泡沫体系的连续性[9]。

CO2气溶性泡沫作为一项新技术，其基本原理是采用超临界CO2携带起泡剂，注入地层遇水生成稳定的泡沫体系，从而封堵气窜通道，扩大CO2驱的波及体积[10-16]。该技术可实现连续注入，不会出现井筒中的腐蚀问题；以CO2作为注入载体，可大大提高低渗透油藏泡沫剂的注入性。针对吉林油田黑79区块的油藏特征，利用高温高压可视化泡沫仪评价了气溶性CO2泡沫体系的溶解性能及起泡性能，并进行了配方筛选，利用高温高压岩心流动装置测定了泡沫阻力因子、剖面改善率和提高采收率值。

1 实验条件与方法

1.1 实验条件

黑79区块地层水及模拟地层水，总矿化度为10 302.6 mg/L，吉林油田提供(表1)；黑79区块原油，黏度为9.34 mPa·s(油藏温度为96 ℃条件下)，吉林油田提供；CO2纯度为99.9%，四川广汉劲力气体有限公司提供；气溶性起泡剂：AOT、SWP10、YJP10，江苏海安石油化工厂提供；气溶性起泡剂：1529、1209非离子表面活性剂，上海旌浩公司提供；YP-1型高温高压可视化泡沫液性能测试装置、高温高压多功能泡沫岩心流动装置、恒压恒速泵，中国海安石油有限公司提供。

表1 黑79区块模拟地层水离子组成

1.2 实验方法

设计了CO2气溶性泡沫体系的溶解性评价实验、起泡性能评价实验及岩心流动实验，并利用高温高压可视化泡沫液性能测试装置，评价优选配方的溶解性能。实验方案：向高温高压泡沫仪内注入CO2及一定质量的气溶性起泡剂，设置实验温度、压力，搅拌一定时间后，记录该条件下气溶性起泡剂在超临界CO2中的最大溶解量；利用高温高压可视化泡沫液性能测试装置，在油藏温度、压力下，测定5种气溶性起泡剂的起泡体积及半衰期[17]；通过泡沫驱岩心流动实验，测定岩心阻力因子，评价CO2气溶性泡沫体系的封堵能力[18]；通过并联岩心流动实验，测定高、低渗透率岩心的分流率，计算吸水剖面改善率；依次进行饱和油、水驱油、CO2驱、泡沫驱、后续CO2驱驱油实验，计算采收率，分析驱油效果。

2 结果与讨论

2.1 CO2气溶性泡沫体系的溶解性能

2.1.1 起泡剂的溶解性能

对非离子型气溶性起泡剂1529、1209、SWP10、YJP10的溶解性能进行了评价，评价方法采用浊点测定法[12,19-20]。表2为油藏温度下气溶性泡沫剂在超临界CO2中的溶解情况。由表2可知，4种起泡剂在油藏温度、不同浊点压力的条件下，在超临界CO2中的溶解度均不高，因此，向超临界CO2体系中加入助溶剂，如低分子质量的醇进行助溶。由于加入等质量的起泡剂，起泡剂溶解的质量相对越多、同时浊点压力越低，则体系的溶解性能越好，因此，选用溶解性相对较为优良的1529起泡剂。

2.1.2 助溶剂对起泡剂溶解性能的影响

由于CO2分子是非极性分子，且其介电常数、范德华力均很低，即CO2在超临界状态下对高分子质量的起泡剂等分子的溶解能力有限，因此，超临界CO2作为溶剂在应用方面受到了制约[11-12]。为了提高起泡剂在超临界CO2中的溶解性能，向超临界CO2体系中加入低分子醇类助溶剂，起泡剂溶液组成为15%的1529起泡剂和85%的助溶剂。加入不同助溶剂后，测试油藏温度下1529起泡剂溶液在超临界CO2中的溶解情况，实验结果详见表3。

表2 油藏温度下气溶性泡沫剂在超临界CO2中的溶解情况

表3 加入助溶剂后的1529起泡剂溶液在超临界CO2中的溶解情况

由表3可知，加入助溶剂后，1529起泡剂溶液在超临界CO2中的溶解量得到了大幅提高。其中，2种不同有机醇混合作为助溶剂的助溶效果要好于单类有机醇的助溶效果。根据相似相溶的原理，溶质与溶剂在结构上相似则更易彼此互溶，由于溶剂CO2是非极性分子，因此，起泡剂体系的极性越小、越接近于非极性，则体系在CO2中的溶解度越高。有机醇类自身在超临界CO2中具有良好的溶解性，因此，选择以其作为助溶剂加入起泡体系内，可有效地改变起泡剂与超临界CO2之间的相行为模式，使得二者间形成利于互溶的化学键，从而提高起泡剂的溶解性。

2.2 CO2气溶性起泡剂的起泡性能

表4为不同气溶性起泡剂的起泡体积、半衰期与浓度关系。由表4可知：在高温高压油藏条件下，浓度为0.1%时，5种起泡剂的起泡体积均不高，随着浓度的升高，各类起泡剂的起泡体积呈现不同幅度增长趋势，其中，0.5%的1529起泡剂起泡体积最高，为657.8mL，泡沫细腻、稠密且状态稳定；5种气溶性起泡剂在浓度为0.1%时，半衰期均小于10 min，消泡速度很快；浓度为0.2%、0.3%时，半衰期有小幅度稳定增长，但增幅不大；浓度大于0.3%时，半衰期均开始呈较大幅度增长趋势，其中，0.5%的1529起泡剂半衰期最长，为47 min，泡沫细腻、稠密且状态稳定。因此，最终优选配方为浓度0.5%的1529起泡剂。

表4 不同气溶性起泡剂的起泡体积、半衰期与浓度关系

2.3 CO2气溶性泡沫岩心流动实验

2.3.1 阻力因子的测定

实验原料为CO2气体及浓度为0.5%的起泡剂1529。注入方式为气溶性起泡剂与CO2段塞式注入，段塞的注入孔隙体积倍数对泡沫的综合性能也有较大影响。设置注入速度为0.01 mL/min，气液比为2∶1，对段塞的注入孔隙体积倍数及注入周期进行优化，测定阻力因子(表5、6)。

表5 岩心基本参数

表6 段塞注入孔隙体积倍数及注入周期对阻力因子的影响

由表6可知：由于段塞的注入孔隙体积倍数及注入周期的不同，最终泡沫的阻力因子存在很大差异。以1号岩心为例，随交替注入周期的增加，泡沫阻力因子随之增大，交替注入6周期后泡沫的阻力因子最大，为37.92，封堵效果明显好于交替注入3周期和交替注入2周期；2号岩心呈相同的规律，交替注入6周期泡沫的阻力因子最大，为28.63。气液交替注入6周期气溶性起泡剂与CO2充分接触，有利于起泡剂在CO2中的更好溶解，随后与水接触产生更加丰富的泡沫，从而提高封堵能力。因此，在设备允许的情况下，推荐使用多周期小段塞的注入方式。

2.3.2 吸水剖面改善率及提高采收率的测定

吸水剖面改善率(η)定义为调驱前后高低渗透层吸水比之差与调驱前高低渗透层吸水比的商值。并联岩心基本参数见表7，实验结果见图1、表8、9。

由图1、表8可知，岩心初始注水过程中，高、低渗岩心的分流率分别约为86.00%和14.00%；随着CO2泡沫的注入，低渗岩心分流率逐渐上升、高渗岩心逐渐下降；后续注水，分流率整体上均呈较为平缓趋势，最终高、低渗分流率分别为58.12%和41.88%。根据公式计算得剖面改善率可达69.89%，因此，具有良好的调驱效果。

表7 实验岩心基本参数

图1 分流率与注入孔隙体积的关系

表9 并联岩心驱油实验结果

由表9可知：高渗岩心的水驱、气驱采收率均大于低渗岩心，这是由于高渗岩心的分流率较大，优先驱替出高渗岩心中的油；低渗岩心的泡沫驱、后续气驱采收率均大于高渗岩心，这是由于泡沫对高渗岩心形成了有效封堵，迫使其分流率下降，从而驱替出更多低渗岩心中的油；总采收率较水驱采收率提高39.045个百分点。

3 指导建议

黑79区块属于低渗透油藏，由于存在注水井吸水能力差，注水压力高，甚至注不进的现象，导致表面活性剂水溶液无法注入，从而限制CO2泡沫调驱技术在低渗透油藏中的应用。通过开展CO2气溶性泡沫控制气窜实验研究，得到了一种溶解性较好的1529气溶性起泡剂体系，阻力因子最高为37.92，剖面改善率为69.89%，较水驱提高采收率39.045个百分点。一方面，1529起泡剂不会带来井筒中的腐蚀问题；另一方面，以CO2作为注入载体，可大大提高低渗透油藏泡沫的注入能力。因此，CO2气溶性泡沫具有良好的现场应用前景，但由于该技术是一项新兴技术，目前在国内仍处于室内研究阶段，尚未有油田开展现场应用，故对于CO2气溶性泡沫的注入工艺适应性等方面还需要做进一步的研究。

4 结 论

(1) 1529起泡剂在超临界CO2中具有较为良好的气溶性，随着醇类助溶剂的加入，其最高溶解量可达1.36%。说明醇类助溶剂能有效提高起泡剂在超临界CO2中的溶解度。

(2) 1529起泡剂在黑79区块低渗透油藏条件下的起泡性能较好，浓度为0.5%时可达最高起泡体积和最长半衰期分别为657.8 mL、47 min，产生的泡沫细腻、稠密且状态稳定。室内实验表明，高、低渗岩心分流率最终分别为58.12%和41.88%，剖面改善率可达69.89%，泡沫体系具有良好的调驱效果，与水驱相比可提高采收率39.045个百分点。该泡沫体系可有效提高原油采收率。

(3) 油藏条件下，气溶性1529起泡剂在气液比为2∶1、注入速度为0.01 mL/min、注入6周期的条件下能产生具有一定稳定性的CO2泡沫，阻力因子最高可达37.92。

(4) 1529起泡剂的应用前景较好，为气溶性CO2泡沫驱控制气窜理论的进一步完善提供了技术参考，同时对于改善黑79区块CO2驱开发效果和提高采收率具有重要的意义。