适合新疆SN油藏的生物多糖强化泡沫体系的确定及调驱效果评价

杨雪瑞，蒲万芬，张明科，米翔，方正魁

(1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500;2.克拉玛依市宝石路256号石西油田作业区，新疆 克拉玛依 834000)

在中国已探明的储量中，低渗透油藏储量约占2/3以上，然而低渗透油气田在合理高效开发上一直存在很多尚未完全解决的技术难题[1]。对于低渗油藏而言，气驱提高采收率比传统的水驱效果更好，但是气驱容易产生气窜从而导致驱油效果下降。泡沫驱油技术则在气驱提高采收率技术的基础上发展起来的，它既可以发挥气驱的驱替作用又能减少气窜的不利影响[2-4]。

除此之外，泡沫可以显著改善油藏的吸水剖面，提高洗油效率进而扩大后续水驱的波及系数，能有效防止水驱过程中的窜流和指进现象[5]。近年来，泡沫驱提高采收率技术已经在各大油田成功应用，特别是在低渗油藏以及特低渗油藏中作用效果尤为显著[6]，与普通泡沫比较而言，强化泡沫能够大幅度提高泡沫的洗油效率和驱油效率[7-11]。

新疆SN油藏的主力油层为K1q1-3砂层，渗透率分布0.6×10-3～358×10-3μm2，平均渗透率为23×10-3μm2、渗透率变异系数为0.45，平均渗透率级差为9.35，油藏温度为73 ℃，地层水矿化度为12 486.1 mg/L。该油藏经过多年高效开发，目前采出程度已高达27.6%，目前油藏存在含水上升快，递减加大的问题，为了实现油藏的高产稳产，针对油藏低渗、非均质较强的特点，可采用泡沫调驱技术来解决[12]，为此，本工作针对油藏条件构筑了强化泡沫体系配方，研究了对低渗透油藏开展强化泡沫调驱的效果，为泡沫调驱技术在该油藏的顺利实施提供技术支持。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

起泡剂：α-烯基磺酸钠(AOS)、十二烷基苯磺酸钠(LAS-30)、辛癸基葡糖苷(APG0810)、椰子油二乙醇酰胺(CDEA1∶1.5L)、月桂基两性咪唑啉(LAD-40)、复配表面活性剂(NB-95)、甜菜碱类表面活性剂(SB)、十二烷基羟磺基甜菜碱(LHS)，山东优索化工有限公司；稳泡剂：三乙醇胺、丙三醇、聚丙烯酰胺、羧甲基纤维素钠、亲水型气相纳米SiO2、生物多糖X、刺槐豆胶、瓜尔豆胶，阿拉丁试剂(上海)有限公司；可得然胶、卡拉胶和结冷胶，湖北糖柜食品有限公司。

Memmert恒温箱，德国Memmert公司；Waring Blender搅拌器，美国Waring公司；布氏黏度计，美国Brookfield公司；Leica显微镜，德国Leica公司。

1.2 实验方法

1.2.1 实验条件

1.2.2 泡沫体系筛选

1.2.2.1 泡沫单剂优选

用地层水配制8组100 mL质量分数均为0.2%的各起泡单剂溶液，放入73 ℃恒温箱中预热3～5 h。将预热后的起泡剂体系倒入搅拌器中，以6 000 r/min转速搅拌1 min形成泡沫，迅速将生成的泡沫倒入己预热的1 L量筒中，用塑料薄膜将量筒封口并置于73 ℃恒温箱中，记录起泡体积(V0)和起泡剂体系析出50 mL液体时所需时间(t1/2)即析液半衰期。每组实验重复一次，取其平均值，并计算泡沫综合指数(Fq)：Fq=0.75V0t1/2。

1.2.2.2 复配体系优选

固定总起泡剂质量分数为0.2%，将初筛的4种起泡剂分别按照不同比例进行两两复配，确定最优的复配体系的组成。

1.2.2.3 强化泡沫体系的构筑

固定0.25% AOS/SB(质量比4∶1)复配泡沫体系加量，加入不同类型的稳泡剂，确定适合油藏温度条件的稳泡剂；调整稳泡剂加量，确定最佳浓度范围。

1.2.3 强化泡沫体系本体溶液黏度及泡沫的微观结构测定

将旋转黏度测试仪温度调至73 ℃，剪切速率为7.34 s-1，测试强化泡沫溶液和普通泡沫溶液的黏度；利用Leica显微镜观察强化泡沫和普通泡沫的微观结构(为保证泡沫结构不被外力破坏，此时观察泡沫时未加盖玻片)。

1.2.4 并联岩心实验

模拟目标油藏温度、压力，采用两组不同渗透率的并联岩心，开展泡沫调驱室内物理模拟实验，水驱以及泡沫驱的速度均为3.97 m/d、泡沫气液比2∶1(常温常压气液比161∶1)、泡沫注入总量为0.5 PV，泡沫驱开始以及后续水驱结束的时间节点均为高渗透岩心产水率为98%。实验流程如图1所示。

图1 并联岩心模拟泡沫调驱实验流程

2 结果与讨论

2.1 泡沫体系的确定

2.1.1 起泡剂配方

起泡剂的起泡体积越大，析液半衰期越长，综合指数越大，其起泡性能越强。根据8组不同类型起泡剂的起泡体积、析液半衰期以及综合指数(表1)三个指标，优选出起泡性能良好的4种起泡剂：AOS、APG0810、SB、NB-95。通过它们之间的两两复配研究其协同效应，实验结果如图2所示。

表1 起泡单剂的泡沫性能评价

图2 复配体系起泡性能

从图2可以看出， AOS/SB(4∶1)的复配体系的泡沫综合指数最高，其次是AOS/NB-95(1∶2)、SB/APG(1∶2)，通过调整此三组复配体系的浓度来确定最适宜的复配体系的组成。设置质量分数范围为0.1%～0.4%，均匀选取7个浓度点进行测试，结果如图3所示。

图3 不同质量分数下的各复配体系的综合指数

从图3可以看出：AOS/SB(4∶1)复配泡沫体系在选定的浓度范围内均具有较高的综合指数值，故确定该复配体系为最优组合。从成本角度考虑，选取浓度0.25%的AOS/SB(质量比4∶1)复配组成构筑强化泡沫体系。

2.1.2 稳泡剂配方

表2为不同稳泡剂对起泡体积的影响。

表2 不同稳泡剂对泡沫性能的影响

从表2可以看出，11种稳泡剂对起泡体积的影响不明显，对析液半衰期的影响呈现较大差异，其中生物多糖X可将泡沫的析液半衰期(t1/2=3.1 min)提高至32.6 min，即稳泡效果最好。其原因可能是：一方面，稳定剂生物多糖X加入溶液中可形成超会合结构大大提高液体的黏度；另一方面，大分子可以进入气液界面，增加界面膜厚度和提高界面分子排列的紧密程度(图4)，从而降低泡沫排液速度，使泡沫更稳定，析液半衰期延长。但是实验发现稳定剂加量太大会使泡沫体积降低，为了保证泡沫体系能够具有高效性，通过调整稳定剂加量确定最佳配方。由图5中综合指数各节点之间的斜率发现，稳泡剂加量为0.05 g时V0>500 mL且此时t1/2>9 min，从成本角度考虑，最佳稳泡剂加量定为0.05%，即最终确定0.05% X+0.25% AOS/SB(4∶1)的强化泡沫体系构成。

图4 生物多糖X泡沫增稳示意

图5 生物多糖X加量对强化泡沫体系的泡沫性能的影响

2.2 强化泡沫体系的稳泡性能分析

从前述实验结果可知，加入0.05%稳泡剂后形成的强化泡沫的体系的析液半衰期是普通泡沫体系的2～3倍，该现象说明了生物多糖X对该泡沫体系的稳泡作用较强。采用两种方式来解释其稳泡的原因：一方面，利用液相黏度测试强化泡沫体系的本体黏度，实验得到在相同温度和剪切速率条件下它的黏度是普通泡沫体系的黏度(0.56 mPa·s)的3倍以上，由此可以说明生物多糖X通过增加液相的黏度实现稳泡。另一方面，利用Leica显微镜观察强化泡沫与普通泡沫形态(图6)可知，随着时间的延长，两种泡沫的气泡液膜均会因为重力等因素发生排液而导致液膜变薄，而使泡沫破裂，但对比发现0.05% X+0.25% AOS/SB(4∶1)构筑的强化泡沫体系形成的泡沫(图6b)排列更紧密，膜壁厚实，理论上排液速度降低，气泡间的气体交换速度降低，稳定性较好，观察气泡消泡数量明显小于普通泡沫，即验证了稳定剂的加入抑制了泡沫的破裂，在一定程度下可以增强泡沫的稳定性。

图6 显微镜下泡沫形态随时间的变化情况

2.3 强化泡沫的调驱效果

2.3.1 不同渗透率级差条件下的调驱效果

截止目前，泡沫调驱在现场应用上仍面临很多问题[13-15]。泡沫必须具有良好的封堵效果，才能建立较高的阻力，从而提高采收率[16]。本实验采用渗透率不同的两组并联岩心模拟油藏纵向非均质条件，渗透率大小在22～330 mD范围内选取，分别组成渗透率级差为9.42、14.86的两组岩心，在温度73 ℃、压力20 MPa条件下进行物理模拟实验，强化泡沫体系0.05% X+0.25% AOS/SB(4∶1)在并联岩心中的驱油效果见表3及图7、图8所示。

表3 不同级差下的N2泡沫驱油情况

图7 双并联岩心泡沫驱采收率变化

从表3及图7、图8可以看出，在前期水驱阶段，两种渗透率级差下，低渗岩心无法启动，分流率均为0，原因是由于水驱建立起来的注入压差小于低渗岩心的毛管力，注入水沿着高渗岩心的优势通道渗流；注入泡沫后，高渗岩心的分流率开始明显降低，低渗岩心的分流率逐渐增加，这表明高渗岩心作为优势通道，注入的泡沫体系会优先进入到高渗岩心发生渗流，随着渗流阻力逐渐增大，岩心两端的压差升高，此阶段低渗岩心剩余油被启动；转注水驱后，随着注入体积增加，在一定阶段高渗岩心分流率开始增加，低渗岩心分流率开始减小，表明注入的泡沫主要进入到了高渗岩心，起到了良好的调剖效果，两组岩心分别提高采收率32.06%和14.36%。

图8 双并联岩心泡沫分流率变化

2.3.2 相同级差不同渗透率条件的调驱效果

实验采用3组渗透率不同级差相近的岩心进行泡沫驱油实验研究，考察在非均质不同渗透率条件的泡沫驱油效果，其实验设备及实验流程1.2.4实验步骤一致。岩心数据及实验结果见表4所示。

表4 不同渗透率下的N2泡沫驱油情况

由表4可见，在渗透率不同的双并联岩心进行前期水驱阶段，低渗岩心原油均未被启动，水驱的驱油效率均为0，产油均来自高渗岩心。当注入气/液在岩心形成泡沫后，泡沫首先进入到高渗透层，在通过岩石孔喉处发生贾敏效应产生附加阻力，迫使后续水部分转向低渗透岩心开始启动其中的剩余油，而高渗透岩心继续产油。在实验所设计的级差范围内，高低渗透岩心提高采收率均可提高25%以上，最终岩心总采收率均可达到40%以上。通过三组实验对比发现，高低渗透率组合V的低渗岩心提高采收率可达42.28%，表明当级差相同时，双并联岩心渗透率越低，低渗岩心更易启动。

3 结 论

a.AOS和SB的质量比为4∶1时凭借其优良的协同效应，在体系浓度大于0.25%以后相对其他复配体系具有最强的起泡性能；0.05%生物多糖X的加入，0.25% AOS∶SB(4∶1)体系具有更强的稳泡性能。

b.0.25% AOS∶SB(4∶1)+0.05%生物多糖X强化泡沫体系具有较好的调剖效果，启动低渗层，提高低渗层采收率25%以上，非常适用于新疆SN这一类低渗以及较强非均质油藏的调驱。

c.起泡性能良好的起泡剂其复配体系具有良好的复配效果，为起泡剂的筛选和复配工作提供了新的参考。