泡沫辅助减氧空气驱体系评价及配方优化研究

易永根，段文标，师现云，王小琳，冯笑雅，杜佳璐

（1.西安长庆化工集团有限公司，陕西西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710018；3.中国石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西延安 716000）

空气泡沫驱能够有效封堵储层的部分水窜通道，从而扩大波及体积和提高驱油效率，在中国各大油田均得到了较大的应用[1-3]。长庆油田属于典型低渗、超低渗油田，储层渗透率较低、非均质性强，泡沫辅助减氧空气驱在长庆油田采油厂获得了一定程度的应用[4，5]。其中起泡剂的性能是影响空气泡沫驱体系性能的核心，空气泡沫驱发泡体系主要由表面活性剂类起泡剂与稳泡剂等药品复配组成，目前长庆油田采油厂用表面活性剂类起泡剂用量1 400～1 500 t/a，存在的主要问题为起泡剂的耐油性、耐盐能力相对较低。

因此，通过对起泡剂进行筛选、研究与优化，获得一种新型的耐油、耐盐、驱油用起泡剂[6，7]，提高现场应用效果。同时，对起泡剂耐盐性、耐油性、配伍性进行系统评价，优选出适合的起泡剂、稳泡剂类型，指导现场注入参数的优化，为起泡剂的开发与研究提供理论依据与现场应用评价，具有重要的理论意义及应用价值。

1 实验部分

1.1 药品与仪器

1.1.1 主要药品

样品：起泡剂QP-0、QP-1、QP-30、QP-40，长庆油田分公司勘探开发研究院；CFP-2、CFP-60、CFP-80，西安长庆化工集团有限公司；稳泡剂WP-10、WP-60、WP-90、CQS-5、EM30S，西安长庆化工集团有限公司；烷醇酰胺、聚醚多羟、酰胺改性羧基聚糖，长庆油田分公司勘探开发研究院。

油水样：长庆油田各采油厂。

药品：丙酮，无水乙醇，分析纯，天津红岩试剂厂；氯化钠，硫酸钠，碳酸氢钠，无水氯化钙，六水合氯化镁，分析纯；长庆油田天然岩心。

1.1.2 主要仪器 VISC0370 型全自动黏度测定仪，优莱博制造有限公司；IKA60 强力搅拌器，德国艾卡仪器设备有限公司；ED-19M 型循环水浴，优莱博制造有限公司；R015 型多联搅拌器，德国艾卡仪器设备有限公司；GJ-3S 型数显高速搅拌机，青岛海通达专用仪器有限公司；TX-500C 型全量程界面张力测量仪，美国彪维工业公司；K100MK3 全自动表界面张力仪，德国克吕士公司。

1.2 实验内容

1.2.1 标准盐水的制备 称取4.668 0 g 碳酸氢钠，0.131 0 g 硫酸钠，准确到0.000 1 g，溶于200 mL 去离子水中，用磁力搅拌器搅拌均匀（A 液）；称取0.222 0 g无水氯化钙，0.237 0 g 六水合氯化镁，准确到0.000 1 g，溶于200 mL 去离子水中，用磁力搅拌器搅拌均匀（B液）；将A、B 液倒入1 L 容量瓶中，用去离子水定容，得到总矿化度5 727 mg/L 的标准盐水，其中钙、镁离子的总量为108 mg/L，配制好的矿化水必须透明，不得有沉淀现象，有效期为7 d。

1.2.2 起泡剂溶液的制备 在250 mL 烧杯中，称取起泡剂（有效物含量35%）22.857 1 g，然后加入过滤后的地层水或标准盐水177.142 9 g，放入一个磁力搅拌子，置于磁力搅拌器上搅拌30 min，即配制成起泡剂浓度为4%的母液200.00 g。称取母液20 g，加入地层水或标准盐水180 g，放入一个磁力搅拌子，磁力搅拌30 min，即配制成浓度为0.4%的起泡剂溶液200 g。

1.2.3 聚合物类稳泡剂溶液的制备 称取聚合物类稳泡剂0.888 9 g（有效物含量90%），在500 mL 烧杯中，称取标准盐水或地层水399.111 g，启动恒速搅拌器在（400±20）r/min 下沿旋涡壁30 s 内慢慢加入试样，搅拌30 min，然后在搅拌速率为（700±20）r/min 下搅拌3 h，放置24 h 后，用玻璃棒稍微搅拌再进行稀释，即配制成浓度0.2%的聚合物类稳泡剂母液400 g。

1.2.4 表面活性剂类稳泡剂溶液的制备 称取表面活性剂类稳泡剂1.428 6 g（有效物含量70%），在250 mL烧杯中，称取标准盐水或地层水198.571 4 g，放入一个磁力搅拌子，置于磁力搅拌器上搅拌30 min，即配制成浓度0.5%的表面活性剂类稳泡剂母液200 g。

1.3 实验方法

1.3.1 发泡率和析液半衰期 将配制好的浓度为0.4%起泡剂溶液200 g 密闭放入目标地层温度烘箱中恒温30 min，采用吴茵搅拌器（转速约7 000 r/min）搅拌1 min，立即倒入1 L 的量筒中，保鲜膜封口，开始计时，记录停止搅拌时泡沫的体积V[V 被称为泡沫发泡体积，单位为毫升（mL）]以及从泡沫中分离出100 mL液体所需要的时间t1/2（[t1/2被称为泡沫析液半衰期，简称半衰期，单位为秒（s）]；用发泡率ψ（等于[V/200]×100）表示发泡能力，用t1/2表示泡沫的稳定性；泡沫的发泡率和半衰期测定误差为±5%。

1.3.2 耐油性 将配制好的浓度为0.4%起泡剂溶液和原油质量比10∶1 溶液200 mL，按1.3.1 中的方法测定溶液的发泡体积和析液半衰期。

1.3.3 抗吸附性 采用电子天平称取60 g 油砂（80～100 目），加入到500 mL 具塞磨口锥形瓶中，然后加入240 g 用地层水配制好的0.4%起泡剂溶液，油砂与溶液的质量比为1∶4，盖好瓶塞，振摇混匀。将锥形瓶置于恒温振荡器水浴中，在地层温度下、振荡频率120 次/分钟，振荡24 h。取出锥形瓶，取分离后的上层泡沫体系溶液200 mL，测试发泡体积、析液半衰期。

1.4 实验结果与讨论

1.4.1 基本性能

1.4.1.1 发泡性 采用标准盐水（总矿化度5 727 mg/L）配制0.4%浓度的7 种不同起泡剂溶液，放入45 ℃水浴恒温30 min，测定泡沫的发泡体积V、析液半衰期t1/2。

本实验所用的起泡剂均满足技术标准要求，发泡率≥400%、析液半衰期≥110 s。同时，起泡剂的发泡率越大，析液半衰期也大，说明发泡率与析液半衰期呈正比关系（见图1）。

1.4.1.2 表界面张力 使用TX-500C 型悬滴界面张力仪测试模拟储层温度条件下，浓度0.4%的不同起泡剂体系，表面张力和油水界面张力。

实验用7 种起泡剂的界面张力均能满足实验要求≤1 mN/m，表面张力除QP-30 和QP-40 外，其余均能满足要求≤30 mN/m。同时表面张力越大，界面张力也越大（见图2）。

图2 不同起泡剂表界面性能评价

1.4.2 地层水矿化度对起泡剂的影响 地层水中含有多种盐分及矿物质，本次实验将制备好的浓度0.4%起泡剂溶液用不同地层水进行稀释，考察地层水对发泡率、析液半衰期的影响（见表1）。

表1 不同区块离子组分及矿化度结果 单位：mg/L

起泡剂体系与地层水具有较好的配伍性，无沉淀絮凝产生，其中，QP-1、CFP-80、CFP-60 在王窑长6 区地层水矿化度下，发泡率、析液半衰期相对较好，说明具有较好的耐盐性（见图3、图4）。

图3 不同起泡剂发泡性评价实验

图4 不同起泡剂在王窑区、标准盐水发泡性

QP-1 起泡剂在王窑长6 区、五里湾长6 区、标准盐水（5 727 mg/L）矿化度下，发泡率、析液半衰期较好，说明QP-1 起泡剂适应于王窑长6、五里湾长6 油藏，同时随矿化度的增加，对体系的发泡率和析液半衰期影响较小（见图5）。

图5 QP-1 起泡剂在不同区块发泡性

1.4.3 原油对起泡剂的影响 在上述浓度为0.4%的起泡剂溶液（标准盐水）中加入20 g 现场原油，测试其发泡率、析液半衰期。

实验所用的7 种起泡剂除QP-0 外，其余均能满足技术标准要求，发泡率≥300%，析液半衰期≥90 s（见图6）。

图6 不同起泡剂耐油性能评价（标准盐水）

采用王窑区块地层水配制浓度0.4%的起泡剂溶液，测试其发泡率、析液半衰期。起泡剂QP-1 的发泡率、析液半衰期指标最优，CFP-80、CFP-60 次之，说明起泡剂QP-1 在王窑区块耐油性效果较好（见图7）。

图7 不同起泡剂耐油性能评价（王窑区）

1.4.4 温度对起泡剂的影响 不同的表面活性剂中的活性剂含量和成分不一样，地层温度对活性物性能有一定影响，将制备好的0.4%浓度的起泡剂溶液，放置在不同地层温度下恒温30 min，测定其发泡率、析液半衰期。

QP-1 起泡剂，温度在40～50 ℃时，发泡率较高，且随着温度升高，气体膨胀性越强，对起泡剂性能产生消极作用，泡沫越容易破碎，稳定性变差，析液半衰期呈下降趋势，说明析液半衰期与温度呈反比关系（见图8）。同时也说明起泡剂QP-1 耐温性较好，在75 ℃下，发泡率＞435%，析液半衰期＞200 s。

图8 温度对起泡剂性能影响

1.4.5 抗吸附性评价 采用王窑长6 油藏、五里湾长6 油藏地层水、标准盐水配液，测试QP-1 起泡剂的抗吸附性能。相比未加油砂时，发泡率有所下降、析液半衰期延长，说明加入油砂后，对发泡性有负面影响，而由于有细小油砂存在，使产生的泡沫与泡沫之间黏性、韧性更强，不易破碎，析液半衰期延长（见表2）。

表2 起泡剂抗吸附性评价

1.4.6 老化稳定性能 以新193 长7 油藏为例，采用周二转集中处理站处理完后的地层采出水，配制浓度0.4%QP-1 起泡剂溶液100 mL，在油藏地层温度69 ℃条件下放置2 周，测试起泡剂的发泡率和析液半衰期（见表3）。

表3 老化稳定性实验测试结果

由表3 可以看出，放置14 d 后起泡剂溶液的发泡率、析液半衰期仍能保持较好的水平，发泡率＞450%，析液半衰期＞200 s，说明起泡剂QP-1 耐温性、老化稳定性较好。

1.4.7 凝点性能测试 采用OY-NG 石油产品凝点测定仪测定样品凝点，QP-1 起泡剂凝点为-27 ℃，满足陕北、陇东等冬天极限条件下的存储和使用。

1.4.8 与聚合物类稳泡剂复配体系评价 泡沫辅助减氧空气驱用起泡剂与聚合物类稳泡剂复配后，所检各项指标主要包括：发泡体积（发泡率）、析液半衰期、发泡体积保留率、稳泡率、稳定性（见表4）。

由表4 可以看出，实验条件为温度45 ℃、标准盐水5 727 mg/L、起泡剂浓度0.4%、稳泡剂浓度0.05%时，发泡体积保留率＞92%，其中WP-90、EM30S 相对较好，稳泡率CQS-5＞WP-90＞WP-10＞WP-60=EM30S。

表4 与聚合物类稳泡剂复配实验测试结果

依据SY/T5862-2008《驱油用聚合物技术要求》，对上述聚合物类稳泡剂的相对分子质量、固含量、水解度、溶解时间、过滤因子、表观黏度等指标进行检测，结果（见表5）。

从表5 实验结果来看，加入聚合物类稳泡剂后，发泡率有所下降，同时析液半衰期延长，且随着聚合物的相对分子质量增加，稳泡率越好，但发泡率下降。

表5 聚合物类稳泡剂测试结果

在地层温度45 ℃、标准盐水5 727 mg/L、起泡剂浓度0.4%、稳泡剂浓度0.05%条件下，放置一周时间，测试复配体系的泡沫体积变化率、析液半衰期变化率。

泡沫体积变化率＞95%，析液半衰期变化率＞90%，其中CQS-5、WP-10 相对较好（见图9）。

图9 不同稳泡剂体系发泡性能

1.4.9 与表面活性剂类稳泡剂复配体系评价 泡沫辅助减氧空气驱用起泡剂与表面活性剂类稳泡剂复配后，所检各项指标主要包括：发泡体积（发泡率）、析液半衰期、发泡体积保留率、稳泡率、稳定性（见表6）。

由表6 可以看出，实验条件为温度45 ℃、标准盐水5 727 mg/L、起泡剂浓度0.4%、稳泡剂浓度0.05%时，发泡体积保留率＞95%，其中烷醇酰胺类相对较好，稳泡率＞92%，其中酰胺改性羧基聚糖类较好。

表6 与表面活性剂类稳泡剂复配实验测试结果

在地层温度45 ℃、标准盐水5 727 mg/L、起泡剂浓度0.4%、稳泡剂浓度0.05%条件下，放置一周时间，测试复配体系的泡沫体积变化率、析液半衰期变化率。

泡沫体积变化率＞95%，析液半衰期变化率＞95%，其中泡沫体积变化率（聚醚多羟＞烷醇酰胺＞酰胺改性羧基聚糖类），析液半衰期变化率（烷醇酰胺＞聚醚多羟＞酰胺改性羧基聚糖类），聚醚多羟类、烷醇酰胺类稳定性相对较好（见图10）。

图10 不同稳泡剂体系发泡性能评价

2 结论

（1）筛选出了一种发泡率、析液半衰期、耐油性、抗吸附性、表界面张力指标均较好的起泡剂QP-1，该起泡剂与地层水矿化度具有良好的配伍性，在特低渗透油藏S6 区各项性能指标最优。

（2）QP-1 起泡剂表面张力≤30 mN/m、发泡率≥400%、界面张力≤1 mN/m，属于低张力强发泡性体系。

（3）QP-1 起泡剂在温度40～50 ℃时，发泡率较高，且温度越高，析液半衰期呈下降趋势，稳定性变差，在地层温度条件下放置14 d，发泡率、析液半衰期保持相对稳定，老化稳定性较好。

（4）聚合物类稳泡剂和表面活性剂类稳泡剂的加入，均具有很好的稳泡性，但同时发泡体积有所下降。

（5）起泡剂与聚合物类稳泡剂复配后，具有良好的配伍性，泡沫体积变化率＞95%，析液半衰期变化率＞90%，其中CQS-5、WP-10 相对较好。

（6）起泡剂与表面活性剂类稳泡剂复配后，具有良好的兼容性，泡沫体积变化率＞95%，析液半衰期变化率＞95%，其中聚醚多羟类、烷醇酰胺类稳定性相对较好。

（7）QP-1 起泡剂凝点较低，可以满足陕北、陇东等冬天极限条件下现场存储和使用。