冀东油田用CO2泡沫驱体系筛选与评价

纪娜　马英　李芳芳　杨晓拂　张帆

摘 要：目前冀东油田已经进入高含水开发期，三采工作已经开始，CO2驱油作为新技术已经在高浅北等区块开展实施，但在具体施工过程中出现了地层内窜流问题，严重影响了提高采收率的效果。室内开展了一系列泡沫体系的评价手段， 研究开发新的适合冀东油田的地层封堵技术，最大限度地抑制层间水、气的窜流。优选出了一种由阴离子表面活性剂和其他药剂复配而成的BH-1泡沫体系，确定了现场BH-1泡沫体系的最优加量为0.8%，气液比为1：1。渗透率气液比是影响泡沫封堵能力的最主要的因素，随着渗透率和气液比的增加，泡沫的封堵能力均呈现现增加后减小的趋势;泡沫封堵窜流通道的能力减弱，在气液比达到1：1的时候达到最佳的封堵效果。

关键词：CO2驱;泡沫驱;综合指数;封堵能力

1 实验部分

1.1 实验仪器

秒表、电子天平（AR1530/C、分辨率0.001g）、变频高速搅拌器（GJS-B12K）、恒温箱（DHP-9082）、量筒（500 mL）等。

1.2 实验药品

发泡剂：JRPM-1、JRF-2、ZY-1、SD、HM-2;实验用水：冀东油田高尚堡高浅北区块地层水;试验用油：密度0.8613g/cm3，黏度11.68MPa.s（油层温度50℃），凝固点36℃;试验用岩心：人造岩心，渗透率8×10-2-1×10-3μm2，尺寸100mm×Φ25mm。

1.3 实验方法

1.3.1 泡沫剂的性能评价

本实验所用的方法为高速搅拌法，该法所用仪器为高速搅拌器，试验时，先将100 mL表面活性剂（起泡剂）溶液在恒温水浴锅中恒温至实验温度，开启搅拌器，在2000±100 r/min转速下搅拌溶液1 min，关闭搅拌器，开始计时;记录起泡剂的泡沫体积（起泡能力）。将搅拌量杯中泡沫快速倒入500 mL恒温（实验温度）量筒中，记录最大泡沫体积，记为V;然后记录量筒中泡沫泡沫析出50 mL液体所需时间，称为析液半衰期，记为t1/2;体积衰减一半时所需时间，称为泡沫半衰期，记为T1/2。为了考察泡沫质量和泡沫半衰期对泡沫性能的综合影响，提出了泡沫综合指数概念，泡沫综合指数综合表征了泡沫的发泡效果和泡沫稳定性。[2]

通过进行室内试验，得到发泡及消泡时间与泡沫高度h之间的关系，表示为泡沫的综合指数（FCI）。用曲线方程h=f（t）表示，则有：

为了方便计算，近似将梯形ABCD的面积当成S，即得到以下公式：

FCI=S=0.75hmaxt1/2

1.3.2 泡沫剂的封堵实验

岩心的渗透率对泡沫体系的封堵能力有较大的影响，渗透率越大泡沫体系封堵能力就越强，也就是所谓的堵大不堵小。

岩心驱替实验方法：室内配制浓度为0.8%的泡沫剂JRPM-1溶液。用500 mL的烧杯，称量蒸馏水496 g，发泡剂4 g，用电动搅拌器搅拌5 min，配制成浓度为0.8%发泡剂溶液，待用;安装岩心夹持器。选用10 cm的人造岩心，渗透率范围在100～300×10-3um2之间，然后将岩心进行抽真空饱和后，接好进出口和围压的进口，拧紧;将配制好的泡沫剂JYPM-1溶液装入驱替装置的样品罐中，连接好气源、注入液体的管线，设置高压氮气瓶的出口压力为0.2 MPa;启动驱替装置注入泵，设置注入泡沫剂JYPM-1的速度为2 mL/min，注入气体的速度为2 mL/min，（气液比1：1），接通气源，开始进行泡沫剂JYPM-1驱实验，进行数据记录。

2 結果与讨论

2.1 气液比确定

气液比也是影响泡沫性能的重要指标。实验设定气液体积比为1：2，1：1，2：1，4：1，泡沫剂的浓度为0.5%。在65℃实验条件下得到如图2所示的结果，表明在所测的范围内气液比越大，泡沫的综合指数越高，但是综合泡沫的性能和经济效益考虑，确定泡沫剂的最佳气液比1：1。

2.2 泡沫体系优选

用现场水配制质量分数为0.5%的泡沫剂溶液，在固定气液比为1：1的情况下，65℃实验条件下测量其泡沫的半衰期，起泡高度及泡沫的综合指数。由表1可知，泡沫剂JRPM-1的综合指数最高，无论在发泡和稳泡上都有很好的性能，是一种性能很稳定的起泡剂。

2.3 泡沫剂浓度确定

设定实验温度为65℃，发泡体积为CO2，气体的气液体积比分别为1：1，1：2，2：1，4：1，并配制不同质量分数分别为0.1%，0.3%，0.5%，0.7%，0.9%的JRPM-1泡沫剂溶液，测定不同质量分数的泡沫剂对泡沫性能的影响，由图1可知，泡沫剂JRPM-1的浓度由0.1%-0.5%综合指数增长很快，但浓度0.5%后泡沫的综合指数增长缓慢并趋于平稳，最终确定泡沫剂的发泡浓度为0.5%。

2.4 CO2泡沫岩心驱替实验

10cm低渗透率（kg=200-400md）岩心65℃下驱替

10cm低渗透率（kg=200-400md）岩心65℃下驱替结果见图3。

由图3可得出，10 cm低渗透率（kg=200-400md）岩心65℃下驱替的泡沫封堵率为83.97%，残余封堵率为88.60%。阻力因子为12.34，残余阻力因子为12.45。

通过以上实验我们可以看出：封堵率和气液比是影响泡沫封堵能力的主要因素，在加温条件，即65 ℃条件下，对水驱渗透率为140 md的岩心。泡沫的封堵效果较好，阻力因子超过12.00;加温条件下，泡沫剂的瞬时封堵能力较强，虽然不能保持稳定，但依然具有封堵效果，并且残余封堵效果较好。在2.3中也可以的出在气液比约为1：1时，封堵效果较好。

3 现场试验

在室内研究基础上，在冀东油田采用该体系进行了现场应用试验，注泡沫时，压力明显上升，说明泡沫体系起到封堵作用。髙浅北区Ng6小层CO2气体泡沫交替驱试验区综合开采，经过CO2+泡沫驱见到明显效果。日产油由注入前的3.2t上升到2014年1月26日的7.4t，含水由98.2%下降到93.2%，累计增产原油343t。从见效井来看，受效后油井含水降低，日产油显著升高，尤其是G104-5P82井最为明显，日产油约0.52t上升到日产液11.8m3，日产油2.34t，日增油1.8t，至2014年1月27日累计增产原油148t。有力地证明了CO2+泡沫驱中两者协同作用，提高了原油采收率水平。

4 结论与建议

通过上述实验，从以上5种起泡剂中优选出阴离子表面活性剂类JRPM-1泡沫剂。JRPM-1泡沫剂的泡沫高度为14.7h/cm，半衰期400s，综合指数为4000。

最终确定的发泡剂的浓度为0.5%，综合泡沫的性能和经济效益考虑，确定泡沫剂的最佳气液比1：1。

封堵率和气液比是影响泡沫封堵能力的主要因素。

参考文献：

[1]岳湘安，赵仁宝，赵凤兰，我国CO2提高石油采用收率面临的技术挑战[J].中国科技论文在线，2007，2（7）：487-491.

[2]刘宏生，聚驱后超低界面张力泡沫复合驱实验研究[J].西安石油大学学报（自然科学版），2012，27（3）：72-75.