低滲透油藏再生氮氣泡沫驅實驗與應用

程宏杰，陳玉琨，李鐵栓，張翰清，張基朋，吳永彬

(1.中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124000；3.中國地質大學(北京)，北京 100083；4.中國石油勘探開發研究院，北京 100083)

0 引 言

氮氣泡沫驅是提高低滲透油藏采收率的有效途徑，其驅油機理主要包括選擇性封堵、氣液重力分異作用以及表面活性作用[1-2]。泡沫堵水不堵油的特點使其能更好地應用于封堵高滲層出水層位。同時，泡沫中的氣組分在氣泡破裂后產生重力分異，上升到滲透率更低、注入水難以到達的油層頂部，擴大波及體積，提高驅油效率。起泡劑本身是一種活性很強的表面活性劑，能較大幅度降低界面張力，改善巖石表面潤濕性，剝離出束縛狀態的剩余油，進一步提高驅油效率[3-6]?；谏鲜鰞瀯?，低滲透水驅油藏已經開展了大量的氮氣泡沫驅或者調剖驅替試驗，并見到了良好的現場應用效果[7-10]。

常規泡沫體系通常不耐油，在接觸地層原油后快速消泡，一般很難有再次起泡的能力，大幅削弱了泡沫在油層孔隙體系內的長期作用效果。因此，以往的泡沫驅通常需要連續注入大量的泡沫劑，操作成本高，經濟效益低[11-12]。而再生泡沫體系是近年來化學驅領域的研究熱點，其基本特征是泡沫體系具有較好的耐油性，在油層多孔介質空間和一定的剪切速度作用下，能夠消泡后二次或者多次起泡，實現長期對水竄通道的封堵和調剖作用，從而提高水驅油藏在高含水后期的開發效果。目前該技術在國外主要開展室內實驗研究，現場應用情況鮮有報道[13-21]。因此，以高含水(大于90%)、高溫(73.0 ℃)、高地層水礦化度(24 818.5 mg/L)的新疆SN井區為例，開展了耐溫、耐鹽、具備多次起泡功能的氮氣泡沫配方體系篩選評價，優選最佳注入參數，為礦場應用提供技術支持。

1 泡沫配方體系優化

1.1 發泡性評價

采用Waring Blender法對備選起泡劑和穩泡劑的配伍性、起泡能力、半衰期、泡沫綜合指數FCI等因素進行一系列實驗評價。

起泡劑為實驗室自主研發的FP-1、FP-2、FP-3三種再生泡沫劑配方，主要成分為高耐油的甜菜堿型表面活性劑。穩泡劑分別為多糖聚合物穩泡劑WP-1、生物聚合物穩泡劑WP-2、改性納米穩泡劑WP-3。實驗用水為SN井區注入水(礦化度為17 699 mg/L)，實驗溫度為73 ℃。通過多因素評價實驗，得到不同配方體系的起泡能力、析液半衰期、泡沫綜合指數FCI(表1)。

表1 不同泡沫配方體系性能評價Table 1 The performance evaluation of different foam formulation systems

由表1可知：在相同質量分數下，含FP-1泡沫體系的發泡體積和FCI指數均高于含FP-2和FP-3泡沫體系；WP-1對泡沫穩定的影響小于生物聚合物穩泡劑WP-2，FCI指數小于WP-2，因此，優選發泡劑FP-1和多糖聚合物穩泡劑WP-1為最佳組合。同時，在適量添加改性納米穩泡劑WP-3后，穩泡時間和FCI指數均大幅上升，表明多糖聚合物穩泡劑WP-1和聚合物WP-3的協同作用效果更好。因此，在上述體系中進一步添加WP-3。

當穩泡劑WP-1的質量分數從2.00%下降至1.00%后，發泡體積從730mL升至760 mL，但穩泡時間從2 782 min降至1 402 min，下降明顯；而當WP-3質量分數從1.00%下降至0.50%后，穩泡時間也從2 782 min降至2 110 min。綜合對比發泡效果和穩泡效果，優選0.40%FP-1+2.00%WP-1+0.10%WP-3為最佳泡沫配方體系，且該體系的成本僅為110 元/m3。采用旋轉液滴界面張力儀進行油水界面張力測定，轉速為3 000 r/min，溫度為73 ℃。結果表明，泡沫配方體系與SN井區原油的界面張力為0.32 mN/m，表明其具有較低的界面張力和較好的洗油能力。

1.2 再次起泡性評價

利用高壓填砂發泡管(Φ2.54 cm×30 cm，400目)對優選配方體系泡沫液進行收集，開展多次重復可視化起泡測試(圖1)。由圖1可知：首次起泡時泡沫細膩且微氣泡較多，第2次至第4次氣泡的泡沫尺寸從雜亂逐漸過渡至均衡，直徑逐次增大，表明受到巖心對泡沫劑不斷吸附的影響，實際的泡沫劑濃度逐次偏低，產生的泡沫數量逐次減少；優化配方在油藏溫度、壓力和地層水礦化度條件下，具有優異的多次重復起泡功能，表明泡沫體系內各組分協同性和配伍性好，在通過多孔介質孔隙時未發生明顯的組分分離和分流效應，且適應多孔介質孔隙內的剪切條件，能夠在慢速剪切下快速起泡。

圖1 多次重復起泡實驗的泡沫圖像Fig.1 The foam image of repeated foaming test

1.3 耐鹽性評價

配制礦化度為SN井區注入水礦化度(17 699 mg/L)0.5、1.0、1.4、2.0、2.4、2.6和3.0倍的模擬水，通過Waring Blender攪拌法評價優選配方體系的發泡和穩定性能，實驗溫度為73 ℃。實驗結果如圖2所示。由圖2可知：優選配方體系的穩定性隨著礦化度的增大先增加后減小(圖2)；在3.0倍注入水礦化度條件下，泡沫析液半衰期仍大于1 800 s，最大發泡體積大于700 mL，泡沫綜合指數大于1 310 000，耐鹽穩定性優良，滿足現場高礦化度對泡沫性能要求。

圖2 優選配方的耐鹽性能Fig.2 The salt tolerance of the optimized formula

1.4 耐溫耐壓性評價

采用高溫高壓泡沫性能評價可視裝置(最高耐壓20.00 MPa，最高耐溫200 ℃)，在氣液比為5.0∶1.0、注入速度為24 mL/min、氣液同注、高壓篩網發泡管條件下，測定泡沫配方體系在油藏溫度壓力(溫度為73 ℃、壓力為14.70 MPa)下的泡沫性能。實驗表明，油藏條件下的析液半衰期為253 min，是常壓下的6.5倍，表明配方在高溫高壓條件下穩定性更強。

2 注入參數優化及驅油效率評價

根據目標區儲層孔滲特征，利用SN井區SN-A井巖心(長度為20 cm，截面積為4.91 cm2)，開展了泡沫體系在不同注入方式、注入速度以及氣液比條件下的一維巖心驅替實驗，并利用優選的參數開展了驅油效率評價實驗，論證了再生氮氣泡沫復合配方體系的驅油效果。實驗方案如表2所示。

表2 一維巖心驅替實驗方案Table 2 The scheme for one-dimensional core flooding test

2.1 泡沫體系注入方式優化

泡沫注入方式優選的目的是使注入的氣體和發泡液形成均勻的泡沫體系。采用新疆SN井區SN-A井巖心，在回壓為6.00 MPa、溫度為73 ℃、氣液比為3.0∶1.0條件下，通過氣液同注和氣液交替注入2種方式研究泡沫注入方式對巖心兩端壓差和阻力系數的影響。同時對比了再生氮氣泡沫體系與常規氮氣泡沫體系在后續注氣過程中的再次起泡性能。

2.1.1 氣液同注

圖3為氣液同注方式下，分別采用再生氮氣泡沫體系與常規氮氣泡沫體系的壓差變化。由圖3可知：注入再生氮氣泡沫體系后，巖心兩端的壓差快速增大，兩端壓差最高達到12.67 MPa，穩定一段時間后注入氣體，巖心兩端的壓差有所下降，但很快保持在較高的水平，壓差達到9.78 MPa。該結果表明采用優化的再生氮氣泡沫體系后，后續注氣可以使巖心中的泡沫體系再次成泡并起到較好的封堵作用。而常規泡沫配方在后續注氣時巖心兩端壓差迅速下降，表明泡沫在巖心中消泡后，通過后續注氣二次成泡現象大幅減少，難以產生持久的封堵作用。當注氣量達到18.0倍孔隙體積后再次注入泡沫段塞，巖心兩端的壓差又隨著注入泡沫量的增加而升高，體系阻力系數再次迅速增大，表明重新形成了強封堵的泡沫。再次注入氣體時，體系的壓差逐漸降低，說明驅替已經進入末期，形成了氣竄通道。

圖3 氣液同注情況下不同泡沫體系驅替壓差對比Fig.3 The comparison of displacement pressure difference of different foam systems with gas-liquid injection

2.1.2 氣液交替

圖4為采用氣液交替注入方式的泡沫滲流性能變化。由圖4可知：注入泡沫液時，體系阻力系數增加，注入氣體后阻力系數下降，注入多個段塞后，體系的壓力才逐漸上升；在注入量同為7.0倍孔隙體積的情況下，氣液同注方式壓差高達12.90 MPa(圖3)，而氣液交替方式的壓差僅為1.90 MPa(圖4)；注入28.0倍孔隙體積的泡沫體系后轉為水驅，體系壓力緩慢降低，且壓差不斷波動，表明巖心內仍然不斷產生泡沫；水驅注入量達到30.0倍孔隙體積后轉為氮氣驅，體系的阻力系數快速降低，表明水驅后泡沫劑已經完全產出，氣體難以再次起泡，發生了氣竄。因此，推薦采用氣液同注方式注入再生氮氣泡沫體系。

圖4 氣液交替情況下泡沫滲流特性變化Fig.4 The variation of foam seepage characteristics under gas-liquid alternative injection

2.2 注入速度優化

在氣液同注、氣液比為3.0∶1.0的實驗條件下，對比注入速度分別為0.1、0.3、0.4、0.5 mL/min條件下的泡沫封堵效果，實驗結果見圖5。由圖5可知：初期水驅階段阻力系數波動較小，基本保持穩定；開始注泡沫后，阻力系數快速增加，當注入速度為0.3 mL/min時，體系的阻力系數最高；轉為水驅后，巖心兩端的壓差迅速降低，當注入速度為0.3 mL/min時，阻力系數較為穩定，而其他注入速度下，阻力系數波動較大。因此，綜合確定注入速度為0.3～0.4 mL/min。

圖5 注入速度對泡沫滲流特性的影響Fig.5 The effect of injection rate on foam seepage characteristics

2.3 氣液比優化

在回壓為6.00 MPa、溫度為73 ℃、注入速度為0.3 mL/min條件下，研究泡沫的氣液比對阻力系數變化的影響，實驗結果見圖6。由圖6可知：注入泡沫體系后，體系的阻力系數迅速上升；當氣液比為3.0∶1.0時，巖心兩端的壓差快速增加，泡沫的阻力系數最高，繼續增加氣液比，體系的阻力系數則相對降低；轉為水驅后，巖心兩端的壓差迅速降低，且氣液比為3.0∶1.0時的殘余阻力系數最高，泡沫的封堵性最好。

圖6 氣液比對泡沫滲流特性的影響Fig.6 The effect of gas-liquid ratio on foam seepage characteristics

同時，利用微流控二維可視化微觀模擬實驗裝置，開展了不同氣液比條件下的多孔介質內泡沫驅替原油特征實驗(圖7)，采用同一玻璃蝕刻模型，通過不同的顯微放大倍率，可明顯觀測到不同氣液比條件下的泡沫形態和分散特征。由圖7可知：氣液比為5.0∶1.0時，氣體太多，難以形成明顯分散氣泡，而是以連續氣相驅替原油；氣液比為0.5∶1.0時，氣體太少，零散分布在孔隙空間，發揮的阻力作用和擴大波及體積作用有限；氣液比為3.0∶1.0時，可以形成明顯的氣泡分散流，在封堵大孔隙的同時還能起到分散驅油作用，從而大幅提高驅替效果。

圖7 不同氣液比下的多孔介質內泡沫流動特征Fig.7 The foam flow characteristics in porous media at different gas-liquid ratios

2.4 驅油效率評價

利用新疆SN井區SN-A井巖心(氣測滲透率為19.0 mD)，采用氣液同注的方式，開展一維巖心驅替實驗。實驗注入泡沫組合段塞為0.7倍孔隙體積(0.1倍孔隙體積的前置泡沫液+0.5倍孔隙體積的泡沫+0.1倍孔隙體積的后置泡沫液)。具體流程為：水驅至采出液含水達到98.0%后，注入0.7倍孔隙體積的泡沫段塞，再轉為水驅，直至采出液含水達到98.0%，實驗結果如圖8所示。由圖8可知：泡沫驅及后續水驅階段的壓差大于初次水驅的壓差；二次注水時壓差快速上升后開始回落，但仍高于初次水驅的壓差，表明該階段在巖心中再次產生了一定的泡沫，注入水仍可進入巖心中的基質孔隙驅油；二次水驅結束后總驅油效率達到66.92%，即泡沫驅可在水驅(水驅驅油效率為41.67%)的基礎上提高驅油效率25.25個百分點。

圖8 泡沫驅油實驗驅油效率變化Fig.8 The change of oil displacement efficiency in foam flooding test

實驗結果表明，優化的再生氮氣泡沫配方體系對SN井區原油的驅油效果明顯。

3 現場試驗

新疆油田SN井區縱向發育3套主力油層，正韻律控制下的儲層物性由上向下逐漸變好。儲層平均孔隙度為14.9%，平均滲透率為19.8 mD，屬低孔低滲的強非均質儲層。自2004年采用井距為300 m的反九點井網規模開發以來，目前綜合含水達91.0%，處于高含水開發階段。層間非均質性嚴重造成吸水不均，剩余油飽和度差異大。由于底部物性最好的3號小層水淹嚴重，繼續水驅效率低，階段采出程度僅為31%，迫切需要轉換開發方式大幅提高采收率。為保證泡沫驅先導試驗效果，選擇剖面矛盾突出、剩余潛力大、井網完整、井況良好的SN井區-中1區作為先導試驗區。先導試驗區包含2個反九點注采井組，含油面積為1.71 km2，石油地質儲量為181.60×104t，試驗區平均孔隙度為15.1%，平均滲透率為19.9 mD，滲透率由上而下逐漸增大，1～3號小層的水驅動用程度分別為13.5%、33.9%、52.6%，采出程度為36.5%，轉泡沫驅前含水為87.5%。

采用氣液同注工藝措施，泡沫配方為0.40%FP-1+2.00%WP-1+0.10%WP-3。2019年注泡沫液量為3 475.0 m3，注氮氣量(地下體積)為10 425.0m3(0.2倍孔隙體積)；2020年泡沫液量為4 398.4 m3，注氮氣量(地下體積)為11 829.6 m3(0.2倍孔隙體積)。氣液比為3.0∶1.0。試驗區在注入泡沫段塞后又經歷了常規注水、脈沖周期注水、常規注水和后續注泡沫階段。泡沫段塞起到了長效增油的作用，與水驅相比，日均增油達到8 t/d以上，井組總體含水最高降幅達到6.6個百分點。氮氣泡沫驅后，3號強吸水小層的動用程度從86.7%降至51.4%，而上部2個弱吸水層的動用程度則從13.3%提高至48.6%，實現了縱向小層的均衡動用?？傮w來看，試驗區產量自然遞減明顯減緩，累計增油4 947 t，按照2 554 元/t油價測算的投入產出比為1.0∶1.6，見到了明顯的技術經濟效果，預測泡沫驅在水驅基礎上可進一步提高采收率10.00個百分點以上。

4 結 論

(1) 研制了適合SN井區低滲透水驅油藏的廉價高效再生氮氣泡沫體系(0.40%FP-1+2.00%WP-1+0.10% WP-3)，并確定了合理的注入參數：氣液比為3.0∶1.0，注入速度為0.3～0.4 mL/min，注入方式為氣液同注。

(2) 通過一維巖心驅替實驗，證明優化的再生氮氣泡沫體系具有強發泡、強封堵、再次起泡的多重優勢，泡沫驅可以在水驅基礎上提高驅油效率25.25個百分點。

(3) 在新疆SN井區開展了2個井組的再生氮氣泡沫驅先導試驗，取得了明顯的增油效果，日增油8 t/d以上，井組含水下降6.6個百分點。截至目前累計增油4 947 t，尤其在氮氣泡沫段塞驅結束后，繼續水驅仍然保持較高的產油水平，表明泡沫體系在后續水驅過程中，能夠再次起泡實現長效封堵，進一步提高增油效果。