超低界面张力泡沫体系性能研究

张立东，黄 鹏，吴 迪，李 乾，祝洪爽，何 刚

（1.中国石油 吐哈油田分公司 工程技术研究院，新疆 鄯善 838202；2.成都理工大学 能源学院，四川 成都 610059）

目前国内主力油田已步入了中后期高含水开发阶段［1］，常规注水开发效果减弱，且在缺水地区注水成本异常高，三次采油技术已成为重要开发手段。中国石油吐哈油田温西一区块的低渗透稀油油藏的开采已经进入了高含水阶段，温西一区块储层深度较深、地层温度较高、渗透率低、原油黏度低。现有的XHY-4 泡沫体系已不能完全满足需要。新的KX-037 超低界面张力泡沫体系可以更好的解决现有问题。低界面张力泡沫体系比传统泡沫体系有更高强度的调剖封堵能力、很强的洗油能力、耐高温和耐低渗储层吸附的优点。国内学者通过室内实验对低界面张力泡沫体系进行综合评价，并用泡沫驱数值模拟对它的驱油效果加以验证，充分说明低界面张力泡沫体系驱油效果可观［2］。大量的先导性矿场试样也说明了超低界面张力泡沫体系驱比水驱的采收率更高，同时注入井注入压力上升，注采压差大幅增加，吸液指数和产液指数大幅下降，增油降水效果显著，气窜现象也得到抑制［3］。超低界面张力泡沫体系在性能方面前人也做了很多研究，发现超低界面张力泡沫体系在高温高矿化度条件下仍能保持较高的稳定性［4-6］。超低界面张力泡沫体系还具有较好的乳化能力，抗吸附性强，较好的耐油性能［7-9］。

本工作采用温西一区块的模拟地层水对KX-037 超低界面张力泡沫体系和原有XHY-4 泡沫体系进行油水界面张力、高温高压条件下的泡沫性能评价和抗油性能进行评价，并模拟地层条件考察了泡沫体系的驱油效果。

1 实验部分

1.1 材料和仪器

表面活性剂KX-037（有效含量30%（w））、表面活性剂XHY-4（有效含量30%（w））：吐哈油田。

实验用水为配置的模拟地层水，模拟温西一区块地层水离子成分，矿化度为18 038.57 mg/L，具体离子组成见表1。

实验用油为温西一区块产出脱气原油，85 ℃时原油黏度为18 mPa·s。实验所用岩心为温西一区块实际储层岩心，高渗岩心（100×10-3μm2）4 枚，低渗岩心（10×10-3μm2），直径为25 mm，长度为100 mm。

表1 模拟地层水离子组成Table 1 Ion composition of simulated formation water

JJ2000B2 型旋转滴界面张力测量仪：上海中晨科技有限公司；HKY 型高温高压泡沫稳定性评价装置：海安石油科研仪器有限公司。

1.2 实验方法

1.2.1 油水界面张力评价

采用温西一区块的模拟地层水配制起泡剂溶液，泡剂溶液含量（w）为0.025%，0.050%，0.075%，0.100%。测定85 ℃下起泡剂溶液与温西一区块脱气原油之间的界面张力。

1.2.2 起泡剂泡沫性能评价

采用温西一区块的模拟地层水配制起泡剂溶液100 mL，泡剂溶液含量（w）为0.025%，0.050%，0.075%，0.100%，实验在海安石油科研仪器有限公司高温高压泡沫评价装置中进行，设定实验温度为85 ℃、压力为5 MPa。将配置好的溶液放入中间容器中，通过平流泵将溶液泵入高温高压泡沫评价装置中的可视化高温高压玻璃筒内，再通入高压空气，当压力达到实验设定压力5 MPa 时停止，然后将磁力搅拌转速设置为10 000 r/min，开启开关，搅拌2 min 停止。关闭搅拌器开关同时按下秒表开始计时，与此同时通过可视化高温高压玻璃筒上的刻度读出泡沫高度，观察泡沫高度随时间的变化情况。在析出液达到50 mL 时，记录所用时间，即析液半衰期。在泡沫高度只为起始高度的一半时，记录所用时间，即泡沫半衰期。实验结束后缓慢释放高温高压玻璃筒中的压力至常压，清洗高温高压玻璃筒［10］。重复以上操作并记录数据。

1.2.3 起泡剂抗油性能评价

采用温西一区块的模拟地层水配制两种0.10%（w）的起泡剂溶液，按含油量体积百分数为0.1%，3.0%，5.0%，10.0%的比例配制100 mL 含油的起泡剂溶液。实验在高温高压泡沫评价装置中进行，设定实验温度为85 ℃、压力为5 MPa。将配置好的溶液放入中间容器中，通过平流泵将溶液泵入高温高压泡沫评价装置中的可视化高温高压玻璃筒内，再通入高压空气，当压力达到实验设定压力5 MPa 时停止，然后将磁力搅拌转速设置为10 000 r/min，开启开关，搅拌2 min 停止。关闭搅拌器开关同时按下秒表开始计时，与此同时通过可视化高温高压玻璃筒上的刻度读出泡沫高度，观察泡沫高度随时间的变化情况。在析出液量达到50 mL 时，记录所用时间，即析液半衰期。在泡沫高度只为起始高度的一半时，记录所用时间，即泡沫半衰期。实验结束后缓慢释放高温高压玻璃筒中的压力至常压，清洗高温高压玻璃筒。重复以上操作并记录数据。

1.2.4 驱替实验及驱油效率评价

首先将岩心烘干，称量岩心干重，将烘干岩心进行抽真空饱和模拟地层水，饱和4 h，将岩心表面多余水分擦干，称量岩心湿重，计算岩心的孔隙体积。将岩心放入岩心夹持器中，用环压泵加压2 MPa，饱和温西一区块脱气原油，计算含油饱和度，注水驱替至含水率98%（w）时，注入0.05 PV 有效浓度0.10%（w）的起泡剂溶液和0.05 PV 氮气，共注3 个轮次，气液交替注入总量为0.3 PV，继续后续水驱，当含水率达到98%（w）时停止，计算各阶段驱油效率。整个驱替过程在温度为85 ℃下进行。

2 结果与讨论

2.1 室内模拟地层温度及常压条件下界面张力评价

不同有效浓度下泡沫体系油水界面张力的变化曲线见图1。从图1 可看出，KX-037 泡沫体系为超低界面张力泡沫体系，有效浓度在0.025%（w）时，油水界面张力可达10-4mN/m 数量级；有效浓度（w）在0.050%～0.100%时，油水界面张力达10-3mN/m 数量级。XHY-4 泡沫体系为普通的泡沫体系，有效浓度（w）在0.025%～0.100%时，油水界面张力在10-2～10-1mN/m 数量级。因此，KX-037 超低界面张力泡沫体系更有优势。在温西一这样的低渗储层中，超低油水界面张力可以活化残余油，从而提高采收率［11］。

图1 泡沫体系界面张力变化曲线Fig.1 Interfacial tension curves of foam system.

2.2 起泡剂性能评价

评价泡沫体系性能的指标包括泡沫体积、泡沫半衰期、析液半衰期及泡沫综合指数等。其中，泡沫体积可由高温高压玻璃筒的刻度直接读取，析液半衰期和泡沫半衰期分别记录析液量达到50 mL时（实验用100 mL 起泡剂溶液进行发泡性能评价）所需要的时间和泡沫体积为初始最大泡沫体积一半的时间；而泡沫综合指数反映泡沫体系的综合能力，在实验条件下获得发泡和消泡时间与泡沫体积之间的关系曲线，关系曲线的最大发泡体积到最大发泡体积一半的曲线的闭合面积反映泡沫的综合指数［12-14］，计算公式见式（1）。

式中，FCI 为泡沫综合指数，mL·s；hmax为最大发泡体积，mL；t1/2为从最大发泡高度到消泡到一半高度所用时间，s。高温高压下起泡剂性能参数见表2。

泡沫体系有效浓度与泡沫高度、泡沫半衰期和泡沫综合指数的关系见图2。从图2 可看出，随泡沫体系有效浓度的增加，泡沫高度增高，泡沫半衰期也增加，泡沫综合指数呈上升趋势。在高温高压条件下，KX-037 泡沫体系比XHY-4 泡沫体系的泡沫稳定性强，泡沫综合指数也更高，泡沫稳定性更佳。从表2 和图2 还可看出泡沫半衰期和析液半衰期都随泡沫体系有效浓度的增加而增加。

2.3 起泡剂耐油性能评价

在泡沫体系的有效浓度为0.10%（w）、原油体积分数为0，1%，3%，5%，10%条件下评价两个泡沫体系耐油性能，两种泡沫体系耐油性能参数见表3，原油含量与泡沫体积、泡沫半衰期和泡沫综合指数的关系见图3。

表2 高温高压条件下起泡剂性能参数Table 2 Performance parameters of foaming agent under high temperature and pressure

图2 泡沫体系有效浓度与泡沫体积、泡沫半衰期和泡沫综合指数的关系Fig.2 Relationship between effective concentration of foam system and foam volume，foam half life and foam composite index.

表3 高温高压条件下起泡剂耐油性能参数Table 3 Oil resistance parameters of foaming agent under high temperature and pressure

从表3 和图3 可看出，随原油含量的增加，泡沫高度而减小，泡沫半衰期先增加后迅速减小，综合指数呈下降趋势。两个泡沫体系的泡沫半衰期和析液半衰期随着原油量的增加呈先增加后减小的趋势，这是由于起泡剂与少量原油和水在高速搅拌下发生乳化，在乳化状态下，气泡、液体和乳状液分层不明显，析出液体的能力减弱，从而析液半衰期延长［7-9］。随着原油含量的继续增加，泡沫体系的析液速度增加，析液半衰期减小，泡沫的半衰期也减小。

图3 原油含量与泡沫体积、泡沫半衰期和泡沫综合指数的关系Fig.3 Relationship between crude oil content and foam volume，foam half life，and foam composite index.

从两种泡沫体系的耐油性评价来看，超低界面张力体系KX-037 的泡沫性能比泡沫体系XHY-4的泡沫性能好，KX-037 超低界面张力泡沫体系的泡沫高度、泡沫半衰期、析液半衰期和泡沫综合指数都在较好。因此，KX-037 泡沫体系比XHY-4普通泡沫体系的耐油性能更强，可在地层中保持更长时间的封堵，以增加原油产量，提高原油采收率。

2.4 室内模拟地层条件下驱替实验评价

表4 为两种泡沫体系岩心驱替的结果。两种泡沫体系均采用了高低渗透率并联实验，模拟温西一区块实际非均质地层条件下的泡沫驱替实验。

表4 驱替实验驱油效率参数Table 4 Displacement efficiency parameters of displacement experiment

从表4 可以看出，高、低渗岩心水驱采收率有明显的的差异，通过渗流理论的分析知道启动压力梯度与渗透率呈反比，故高渗岩心的启动压力小于低渗岩心的启动压力，结合前人的水驱油实验结果发现，驱油效率是压力梯度的函数，压力梯度越大，驱油效率越大，相应的采收率也越大［15］。在低渗岩心中微细孔道占总孔隙体积的比例大，从而原油的动用程度差，当含水率达到极限含水率时，剩余油主要分布在低渗岩心中。在进行泡沫驱时，溶液中的一部分表面活性剂会与原油发生乳化作用，从耐油性实验结果也可以证明。但采用的并联驱实验，注入端压力一定，不能达到低渗岩心的启动压力梯度，绝大部分起泡剂溶液沿着优势通道进入高渗岩心中，以液-气的方式交替注入，在高渗岩心中生成大量泡沫产生封堵，使注入压力升高，达到低渗岩心的驱动压力梯度，超低界面张力泡沫体系开始进入低渗岩心导致驱油效率大幅增加，高渗岩心中的泡沫段塞在高驱替压力下活塞式缓慢推进，由于本身剩余油含量少且驱替阻力增大，从而泡沫驱采收率小。表面活性剂的乳化夹带作用只发生在高渗岩心中，且只起到了极小的作用，泡沫驱起到了提高采收率的作用。同时在后续水驱阶段，由于泡沫不能一直稳定存在，泡沫消泡导致气体逸出，会出现气窜现象，泡沫段塞不能保证从注入端运移到出口端，在后续水驱某时刻，气体会突破泡沫段塞，导致注入压力下降，从而低渗岩心产量下降，最终在后续水驱阶段高低渗岩心采收率差异不明显。

从表4 还可看出，两种泡沫体系在泡沫驱后，采收率差异较大，KX-037 泡沫体系是XHY-4 泡沫体系泡沫驱采收率的2 倍多。KX-037 超低界面张力体系提高的采收率为15.82%，XHY-4 泡沫体系提高的采收率为7.03%。KX-037 泡沫体系能够降低油水界面张力，提高洗油效率，泡沫驱的优势在于泡沫可以堵大不堵小，在层间存在渗透率极差的非均质地层中，交替注入起泡剂溶液和氮气在地层渗流通道中形成泡沫，既可以扩大波及体积，还可以提高驱油效率，从而可以提高中低渗层的采收率［16-17］。

3 结论

1）KX-037 泡沫体系为超低界面张力泡沫体系，有效浓度在0.025%（w）时，油水界面张力可达10-4mN/m 数量级。

2）在高温高压条件下，KX-037 泡沫体系仍比XHY-4 普通泡沫体系的泡沫稳定性强，泡沫综合指数也更高，泡沫稳定性更佳。

3）KX-037 泡沫体系比XHY-4 泡沫体系的耐油性能更强，可在地层中保持更长时间的封堵，以增加原油产量，从而提高原油采收率。

4）KX-037 超低界面张力泡沫体系提高的采收率为15.82%，而XHY-4 泡沫体系提高的采收率仅为7.03%。因此超低界面张力泡沫体系可通过极大的降低油水界面张力和提高洗油效率来提高低渗油藏的采收率。