耐温耐盐冻胶泡沫体系的优选与评价

吴胜飞，李子甲，，何龙，，张雯，黄雪莉，原红杰

(1.新疆大学 化工学院，新疆 乌鲁木齐 830046；2.中国石化西北油田分公司，新疆 乌鲁木齐 830011)

塔河油田为碳酸盐岩油气藏，储深5 400～6 600 m，储温130 ℃，矿化度高达2.1×105mg/L[1]。经过长期的注水采油，地层非均质性严重，层间和层内渗透率差异较大，导致注入水通常会绕过阻力较大的含油区，沿水驱高渗通道到达油井，致使地层的含油区变为“死区”，水驱波及区域减小，导致注入水无效循环，油井采收率大幅度下降，其深部调驱是目前亟需解决的问题[2-3]。普通泡沫体系的作业时间和强度有限，单一冻胶体系选择性差，难以满足深井调驱的要求[4]。

本文将泡沫驱油和冻胶调剖技术相结合，研发出一种集洗、驱、调为一体的冻胶泡沫调驱体系，其油水选择性强，适应于塔河高温高盐油藏深井调驱的冻胶泡沫体系。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

聚丙烯酰胺P-71(相对分子量400万)、聚丙烯酰胺与磺酸盐共聚物P-9(相对分子量600万，AMPS含量>30%)、短碳链甜菜碱LHSB、长碳链甜菜碱OHSB、十二烷基氧化胺类、起泡剂SLSF-3、SLNC-02、SLSF-4均为工业级；海藻酸钠(SA)、对苯二酚、乌洛托品(六亚甲基四胺)均为分析纯；塔河模拟地层水，自配，离子组成见表1。

表1 塔河四区模拟地层水离子组成Table 1 Ion composition of simulated formation water in Tahe four area

TRACER界面张力流变仪；BSRD-3060型混调器/搅拌器；173-001-1-C型五轴滚子炉；LDY50-200采油化学剂评价仪。

1.2 实验方法

1.2.1 起泡剂性能评价 实验采用Waring-Blende法评价起泡剂的起泡性能[5]，以起泡体积(V0)和析液半衰期(t1/2)作为主要评价指标，FCI反应泡沫综合性能，其计算公式为：

式中FCI——泡沫综合指数，mL·s；

Vmax——最大起泡体积，mL；

t1/2——泡沫析液半衰期，s。

1.2.2 冻胶泡沫基液的配制 自来水配制浓度 5 g/L 的起泡剂溶液，按最优配比分别加入海藻酸钠0.5%、乌洛托品0.5%和对苯二酚0.5%，搅拌30 min，加入聚合物P-71 0.5%和P-9 1%，充分搅拌1 h，即可得冻胶泡沫基液。整个搅拌过程不能过快，否则基液易起泡。

1.2.3 起泡剂和冻胶配伍性评价 采用界面张力流变仪对起泡剂和冻胶体系的配伍性进行评价。取25 mL冻胶泡沫基液放入样品池中，采用上升法进行测试，选取稳定段进行计算。仪器设定参数为：每隔30 s开始振荡，振荡体积为10%，每周期振荡5次。选取稳定段通过程序计算出动态表面张力均值。

1.3 填砂管物模实验

1.3.1 油水选择性实验 实验选用一定目数的石英砂装填两根相同渗透率的填砂管，其编号为a、b。装填准则和评定方法参照中国石油天然气行业标准SY/T 5345—2007《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》，具体实验步骤：①湿法填砂，记录孔隙体积；②地层水以1.5 mL/min流速正向水驱至压力稳定，并记录压力，计算填砂管渗透率；③将b填砂管以1.5 mL/min流速注入饱和煤油(染红色)；④两根填砂管高温老化24 h后，按气液比1∶1分别注入 0.5 PV 冻胶泡沫体系，130 ℃老化12 h；⑤分别以1.5 mL/min流速再次水驱至压力稳定；⑦计算填砂管a、b的阻力系数/残余阻力系数。

1.3.2 双管驱油实验 实验通过改变石英砂目数来调控填砂管的渗透率，采用高低渗双管并联模型模拟塔河油藏地层的非均质性。其实验步骤：①湿法填砂，记录孔隙体积；②地层水以1.5 mL/min流速正向水驱至压力稳定，并记录压力(P0)，计算填砂管渗透率；③在130 ℃下以1.5 mL/min流速分别向高低渗砂管注入煤油(染红色)直至压力稳定。④将砂管高温老化24 h后，双管并联以1.5 mL/min流速水驱至含水率98%以上；⑤按气液比1∶1注入1 PV冻胶泡沫体系，记录稳定压力(P1)，并在高温130 ℃下放置12 h；⑥继续以1.5 mL/min流速水驱至含水率98%以上，记录稳定压力(P2)；⑦计算其分流率和采收率。

2 结果与讨论

2.1 起泡剂评价条件的确定

2.1.1 实验转速的优选 通过Waring-Blende评价泡沫性能时，目前无明确的转速标准。然而转速的大小直接影响泡沫的气液比，从而进一步影响其结构和性能。因此，实验采用自来水配制5 g/L的起泡剂溶液，评价6种起泡剂在1 000～5 000 r/min范围内，每隔1 000 r/min转速的泡沫性能，实验温度为室温25 ℃。结果见图1、图2。

图1 转速对起泡体积的影响Fig.1 Influence of rotating speed on foaming volume

图2 转速对析液半衰期的影响Fig.2 Influence of rotating speed on half-life

由图1和图2可知，6种起泡剂的起泡体积和析液半衰期随着转速的增加先迅速增加后稳定或略有降低，长碳链甜菜碱类在转速为3 000 r/min时起泡性能达到最优，这是因为长碳链甜菜碱类溶于自来水中导致溶液黏度增加，致使溶液起泡能力降低，但稳定性大幅度增强，当转速继续增大，长碳链甜菜碱类起泡剂分子受到一定程度的破坏，导致起泡性能下降[6]。其余5种类型的起泡剂均在4 000 r/min时为趋缓特征点，起泡性能差别不大。6种起泡剂的泡沫性能在4 000 r/min时均表现良好，因此确定 4 000 r/min 为以下实验的转速。

2.1.2 起泡剂浓度梯度实验 起泡剂浓度对起泡体积和析液半衰期的影响见图3、图4。

图3 起泡剂浓度对起泡体积的影响Fig.3 Influence of foaming agent concentrationon foaming volume

图4 起泡剂浓度对析液半衰期的影响Fig.4 Influence of foaming agent concentrationon the half-life

由图3和图4可知，随着起泡剂浓度的增加，起泡体积及析液半衰期均有不同程度的上升，长碳链甜菜碱类起泡剂起泡性能差，说明其不适合自来水配液体系，因此，后续不再考察其性能。其余5种起泡剂均在浓度为5 g/L时，出现趋缓特征点。综合上述实验分析及油田实际应用情况，起泡剂较合适的浓度为5 g/L。

2.2 耐温抗盐起泡剂的筛选

2.2.1 矿化度对泡沫性能的影响 分别采用自来水和地层水配制浓度为5 g/L的起泡剂溶液，分析矿化度对5种起泡剂性能的影响，结果见图5和图6。

图5 自来水和地层水配液的起泡体积对比Fig.5 Comparison of foaming volume between tapwater and formation water

图6 自来水和地层水配液的析液半衰期对比Fig.6 Comparison of the half-life of tap waterand formation water

由图5和图6可知，5种类型的起泡剂采用地层水作为溶剂时，对比自来水配液起泡体积均发生不同幅度的下降，但下降幅度较小，同时其析液半衰期的增幅在2倍左右。这是因为在高矿化度下，高含量的无机盐使泡沫变的细腻、均匀，液膜厚度增大[7]，同时与表面活性剂分子作用形成复合膜，阻碍液膜的排液速度和泡沫间气体的扩散，从而增强了泡沫的稳定性。短碳链甜菜碱类采用地层水为溶剂时，起泡能力和泡沫稳定性均明显小于其他4种起泡剂，说明短碳链甜菜碱类起泡剂耐盐性较差，因此，后续实验不再考察其性能。

2.2.2 起泡剂耐温实验 将自来水配制的5 g/L的起泡剂溶液装入老化罐中，放置于130 ℃的五轴滚子炉中老化，到达设定的时间节点时，取出部分起泡剂溶液，冷却至室温，测定气泡体积和析液半衰期，结果见表2。根据老化前后的泡沫性能，评判起泡剂的热稳定性。

表2 起泡剂130 ℃热滚后发泡性能Table 2 Foaming properties of foaming agent after hot rolling at 130 ℃

由表2可知，SLSF-4、SLNC-02、SLSF-3三种起泡剂在130 ℃条件下处理8 d，其泡沫性能依旧稳定，说明三种起泡剂未发生引起性能改变的热分解行为，均表现出优良的起泡性能和稳定性。

十二烷基氧化胺类起泡剂，随着老化时间的增加，泡沫性能迅速下降，当老化4 d时，即无法形成稳定性泡沫，且起泡剂溶液变为暗黄色，说明十二烷基氧化铵类起泡剂由于长时间的受热，发生引起性能变化的热分解行为[8]，导致起泡能力失效。

2.3 起泡剂与冻胶配伍性实验

SLNC-02、SLSF-3、SLSF-4三种起泡剂的动态表面张力测试结果见图7～图9。

图7 SLNC-02起泡剂动态表面张力测试Fig.7 Dynamic surface tension test ofSLNC-02 foaming agent

图8 SLSF-3起泡剂动态表面张力测试Fig.8 Dynamic surface tension test of SLSF-3 foaming agent

图9 SLSF-4起泡剂动态表面张力测试Fig.9 Dynamic surface tension test of SLSF-4 foaming agent

由图7～图9可知，三种起泡剂的动态表面张力在200～300 s时间段趋于平稳，通过程序分别计算出SLNC-02、SLSF-3、SLSF-4起泡剂的表面张力均值为34.15，36.05，29.81 mN/m，SLSF-4起泡剂的表面张力最低，说明其与冻胶基液复配后起泡性能和泡沫稳定性较好[9]，即SLSF-4起泡剂和冻胶的配伍性最好。因此，后续实验选择SLSF-4起泡剂进行测试。

2.4 填砂管物模实验

2.4.1 冻胶泡沫体系的油水选择性能 冻胶泡沫体系的油水封堵调流性能见图10。

表3 填砂后填砂管的参数Table 3 Parameters of sand filling pipe after sand filling

图10 冻胶泡沫体系的油水封堵调流性能Fig.10 Oil-water plugging and flow regulationperformance of gel-foam system

由图10可知，注入冻胶泡沫后，填砂管a和b的残余阻力系数先上升后趋于稳定，说明冻胶泡沫对地层中的含水层和含油层都有不同程度的调流降渗作用[10]，但在相同渗透率下，饱和水填砂管的残余阻力系数为36.21，是饱和油填砂管的2.5倍。一方面，是因为向饱和油填砂管中注入0.5 PV冻胶泡沫后，其残余油使冻胶泡沫在成胶前发生“遇油消泡”行为[11]，仅在多孔介质表面形成胶体，并未对孔喉进行有效的封堵；另一方面，由于冻胶泡沫具有一定的盐敏性，成胶前其液膜与地层水中的Ca2+发生作用，增强冻胶泡沫的稳定性，致使饱和水填砂管的残余阻力系数远高于饱和油填砂管。

2.4.2 双管驱油实验 冻胶泡沫体系注入前后各填砂管分流情况和驱油效果见图11、图12。

表4 双管并联模型填砂后填砂管参数Table 4 Parameters of sand filling pipe after sand filling in the dual-pipe parallel model

由图11可知，水驱段主要是高渗填砂管出油和水为主，经过冻胶泡沫调驱后，主要是低渗填砂管流出液体，同时伴随着压力增大，说明注入冻胶泡沫时，由于高渗管流动阻力小，其大部分被注入高渗管中，老化后形成有效封堵，使后续水驱主要是低渗填砂管产出油和水。由此可知，冻胶泡沫体系优先进入高渗区，降渗效果明显，表现出较好的选择性增油控水能力。

图11 冻胶泡沫体系注入前后各填砂管分流情况(c和d并联)Fig.11 Distribution of sand filling pipes before and afterthe injection of gelatin foam system(c and d in parallel)

图12 冻胶泡沫体系注入前后驱油效果(c和d并联)Fig.12 Oil displacement effect of gel-foam systembefore and after injection(c and d in parallel)

由图12可知，注入冻胶泡沫体系后，含水率明显下降，采收率大幅度上升，说明其作用效果明显，正常水驱，采收率仅为40.38%，注入冻胶泡沫时起泡剂对高渗管中的残余油起到乳化作用，并将其携带而出，采收率增长为3.75%，老化后，低渗出油采收率增长为35.67%，最终采收率达到79.79%，说明该冻胶泡沫体系使注入水转向，提高水驱波及系数[12]，同时具有强的洗油能力，进一步提高采油效率。

3 结论

(1)在室温条件下，通过对6种起泡剂在不同转速和浓度下的泡沫性能评价，确定了起泡剂评价较适的转速4 000 r/min和质量分数0.5%。

(2)通过起泡剂的耐温耐盐性实验，SLSF-4、SLNC-02、SLSF-3均适应于塔河高温高盐油藏，但SLSF-4起泡剂与抗稀释冻胶配伍性最优，其动态表面张力为29.81 mN/m。

(3)在相同渗透率下，冻胶泡沫体系对饱和水填砂管封堵调流性能好，其残余阻力系数为36.21，是饱和油填砂管的2.5倍，说明在注水采油时当压力达到一定范围，含油区将变为优势通道，采收率随之增大，因此冻胶泡沫体系具有好的油水选择性。

(4)双管驱油实验表明，冻胶泡沫优先进入高渗层，并进行强有力的封堵，同时洗出高渗管的残余油3.75%，后续水驱增油高达35.67%，极大提高采收率。