泡沫驅(qū)前調(diào)剖提高采收率室內(nèi)實驗

呂春陽，趙鳳蘭，侯吉瑞，張云寶，蘇　偉，任　濤

泡沫驅(qū)前調(diào)剖提高采收率室內(nèi)實驗

呂春陽1，2，3，趙鳳蘭1，2，3，侯吉瑞1，2，3，張云寶4，蘇偉1，2，3，任濤1，2，3

（1.中國石油大學（北京）提高采收率研究院，北京102249；2.中國石油三次采油重點實驗室低滲油田提高采收率應用基礎理論研究室，北京102249；3.石油工程教育部重點實驗室，北京102249；4.中海油田服務股份有限公司生產(chǎn)事業(yè)部，天津300450）

海上油氣藏疏松砂巖地層經(jīng)過長期注水開發(fā)后，其高滲透層易形成大型竄流通道，非均質(zhì)性進一步增強，單獨實施泡沫驅(qū)會導致泡沫在竄流通道中突進，造成無效驅(qū)替，因此有必要在泡沫驅(qū)前進行調(diào)剖。通過室內(nèi)實驗研究，利用3層非均質(zhì)巖心模擬高滲透強非均質(zhì)性油藏，進行單獨泡沫驅(qū)和調(diào)剖后泡沫驅(qū)。實驗結(jié)果表明：一次水驅(qū)后先進行調(diào)剖再進行泡沫驅(qū)的最終采收率比一次水驅(qū)后直接進行泡沫驅(qū)提高了18.0%，最終采收率達50%以上；增大泡沫注入量，有利于提高采收率，最優(yōu)泡沫注入量約為0.4倍孔隙體積；對于層間非均質(zhì)模型來說，選用高強度改性淀粉強凝膠作為調(diào)剖劑，會優(yōu)先選擇性封堵高滲透層，迫使后續(xù)泡沫進入中、低滲透層，從而有效改善吸液剖面，大幅度提高采收率，相對于一次水驅(qū)采出程度可提高36.0%。

泡沫驅(qū)調(diào)剖段塞非均質(zhì)含水率采收率

調(diào)剖堵水技術在油田應用較為廣泛，其作為一種有效的增產(chǎn)措施能有效地封堵高滲透層，是改善油藏非均質(zhì)性的重要手段之一［1］。經(jīng)過多年研究和探索，目前已形成了近百種調(diào)剖堵水化學劑及相應的施工工藝技術和配套優(yōu)化決策［2］。

中國海上油田多為滲透率高、非均質(zhì)性強的疏松砂巖油藏［3］，由于注入水的長期沖刷以及油層溫度和壓力的變化，使得地層孔喉半徑增大，在油藏中形成大型竄流通道［4-5］，從而導致采出液含水率上升快、水竄嚴重等問題。

泡沫流體具有粘度高、封堵能力隨滲透率增大而增大、堵水不堵油等特點［6］，在非均質(zhì)地層中泡沫首先進入高滲透層，隨著注入量的增加，泡沫進入高滲透層的阻力越來越大，當阻力增大到與低滲透層的注入壓力相等時，泡沫開始進入低滲透層，并在地層中均勻推進，提高波及效率［7］。泡沫驅(qū)作為三次采油中的一項重要的提高采收率技術，在當前世界各國油田后期開發(fā)階段中已經(jīng)成為一項重要的技術手段［8-10］。泡沫在非均質(zhì)油藏中具有良好的調(diào)堵效果，但其對油藏非均質(zhì)的適應性不是無限制的，對于滲透率過高、非均質(zhì)性較強的油藏，泡沫在高滲透層中易發(fā)生竄流，不能形成有效堆積來封堵高滲透層，在高滲透層中的滲流阻力達不到低滲透層的注入壓力，導致泡沫無法進入低滲透層，泡沫驅(qū)油效果變差，提高采收率的能力受到限制［11-12］。為此，筆者從改善油藏非均質(zhì)性來提高泡沫驅(qū)油效率的角度出發(fā)，在泡沫驅(qū)前首先封堵高滲透層，從而減小地層滲透率級差，使泡沫在地層中能夠最大限度地發(fā)揮提高采收率的作用。

1　實驗器材與方法

1.1實驗器材

實驗采用由恒溫箱、平流泵、中間容器、壓力傳感器、真空泵和手搖泵等構成的巖心驅(qū)替實驗裝置，由北京昆侖通態(tài)自動化軟件科技有限公司提供的壓力采集系統(tǒng)，電子天平，攪拌器及MCR301流變儀等。

實驗用水采用礦化度為5 863.27 mg/L的BZ19-4模擬地層水，實驗用油由SZ36-1油田脫氣脫水原油與航空煤油按體積比為2∶1配制而成，其粘度為57 mPa·s。

實驗巖心選用人工壓制環(huán)氧樹脂膠結(jié)的3層層內(nèi)非均質(zhì)砂巖巖心，長度為30 cm，截面為正方形，邊長為4.5 cm，各層氣測滲透率分別為4 000×10-3， 2 000×10-3和200×10-3μm2，整體水測滲透率約為2 000×10-3μm2。

填砂模型為由60～100目普通河砂填制的砂管模型，長度為100 cm，直徑為2.5 cm，水測滲透率分別為5 318×10-3，1 391×10-3和450×10-3μm2，采用三管并聯(lián)方式，模擬層間非均質(zhì)地層。

調(diào)剖劑選用改性淀粉強凝膠［13-14］，該調(diào)剖劑以丙烯酰胺和羥丙基淀粉為主劑，通過接枝共聚反應形成高強度凝膠，利用MCR301流變儀測定其粘度與粘彈性，成膠前溶液的粘度為140 mPa·s，成膠后膠體儲能模量大于240 Pa，損耗模量約為20 Pa，封堵率可達98%，具有強度高、良好的選擇注入性和深部運移性能，可有效封堵大孔道。

實驗用表面活性劑為有效成分為α-烯基磺酸鹽的SD-1表面活性劑，穩(wěn)泡劑為抗鹽型疏水締合聚合物HPAM。實驗中形成泡沫的起泡劑為由質(zhì)量分數(shù)為0.5%的表面活性劑和0.2%的穩(wěn)泡劑組成的混合溶液。實驗氣體為高純度氮氣，活性水是質(zhì)量分數(shù)為0.5%的表面活性劑溶液。

1.2實驗方法

不同段塞組合對比實驗、不同泡沫注入量對比實驗均采用3塊人工壓制砂巖巖心分別進行實驗，調(diào)剖與泡沫驅(qū)結(jié)合技術分層增產(chǎn)效果實驗采用3根填砂管進行實驗。3個實驗的第1步相同，即首先將巖心或模型抽真空，飽和地層水，測定孔隙體積，飽和油，計算初始含油飽和度，放入65℃恒溫箱中老化24 h，以0.2 mL/min的流速進行一次水驅(qū)至出口端含水率達90%；然后再分別按各自實驗步驟進行下步實驗。

不同段塞組合對比實驗在第1步的基礎上，3塊巖心分別按照方案1—3進行實驗，方案1，首先以0.2 mL/min的流速注入0.2倍孔隙體積的泡沫，再以0.5 mL/min的流速進行后續(xù)水驅(qū)至出口端含水率達98%；方案2，首先以0.2 mL/min的流速注入0.2倍孔隙體積的調(diào)剖劑，待調(diào)剖劑成膠后，以0.5 mL/min的流速進行后續(xù)水驅(qū)至出口端含水率達到98%；方案3，首先以0.2 mL/min的流速注入0.2倍孔隙體積的調(diào)剖劑，待調(diào)剖劑成膠后，再以1 mL/min的流速注入0.2倍孔隙體積的泡沫，最終以0.5 mL/min的流速進行后續(xù)水驅(qū)至出口端含水率達98%。

不同泡沫注入量對比實驗在第1步的基礎上，將3塊巖心均首先以0.2 mL/min的流速注入0.2倍孔隙體積的調(diào)剖劑，待調(diào)剖劑成膠后，再以1 mL/ min的流速分別注入0.4和0.6倍孔隙體積的泡沫，最終以0.5 mL/min的流速進行后續(xù)水驅(qū)至出口端含水率達98%，計算采收率。方案編號分別為4和5。

調(diào)剖與泡沫驅(qū)結(jié)合技術分層增產(chǎn)效果實驗

在第1步的基礎上，首先以0.2 mL/min的流速注入0.2倍孔隙體積的調(diào)剖劑，待調(diào)剖劑成膠后，再以1 mL/min的流速依次注入0.3倍孔隙體積的泡沫、0.2倍孔隙體積的活性水及0.3倍孔隙體積的泡沫，最終以0.5 mL/min的流速進行后續(xù)水驅(qū)至出口端含水率達98%，計算采收率。方案編號為6。

各方案所使用的模型實驗參數(shù)（表1）如下。

表1　所用模型的實驗參數(shù)Table1　Parameters of experimental models

2　實驗結(jié)果與分析

2.1段塞組合對含水率與采出程度的影響

由于巖心的強非均質(zhì)性，在一次水驅(qū)階段經(jīng)過短暫的無水采油期后，注入水沿高滲透層形成滲流優(yōu)勢通道，采出液的含水率迅速達90%。此時的高滲透層成為注入水的主要流動通道，若再進行注水開發(fā)，注入水會在高滲透層的入口和出口之間無效循環(huán)，采油效率低，此時應實施調(diào)剖或泡沫驅(qū)替等措施。

含水率是評價調(diào)剖劑是否見效和增產(chǎn)措施是否有效的重要指標。由方案1和方案2的含水率與采出程度變化（圖1a，圖1b）可以看出：一次水驅(qū)后進行泡沫驅(qū)與一次水驅(qū)后進行調(diào)剖的含水率下降程度基本相同，最低點分別為63.0%和65.0%；但對于單獨泡沫驅(qū)來說，由于巖心滲透率級差過大，泡沫在高滲透層中產(chǎn)生的流動阻力達不到低滲透層的啟動壓力，無法啟動低滲透層，并且只有少部分泡沫進入中滲透層，中滲透層啟動程度較低，泡沫依舊在高滲透層中的大孔道中竄流，故單純泡沫驅(qū)含水率下降后回升較快；而在一次水驅(qū)后進行調(diào)剖，調(diào)剖劑進入高滲透層中形成封堵，迫使后續(xù)水進入中、低滲透層進行驅(qū)替，很大程度上啟動了中滲透層，因此，其含水率回升比單獨泡沫驅(qū)緩慢，但由于注入水粘度小，后續(xù)水驅(qū)時流度比較大，注入水會繞流到高滲透層的大孔道中，從而形成新的竄流通道。方案3的實驗結(jié)果（圖1c）表明，進行調(diào)剖后再注入0.2倍孔隙體積的泡沫，含水率可降至45.3%。

圖1　不同段塞組合的驅(qū)油動態(tài)曲線Fig.1　Dynamic displacement curves of different injected slug combinations

分析不同段塞組合的驅(qū)油動態(tài)曲線（圖1）可知：方案1的最終采收率為32.3%，比一次水驅(qū)的采出程度（23.9%）提高了8.4%；方案2的最終采收率為44.6%，比一次水驅(qū)的采出程度（25.9%）提高了18.7%；方案3的最終采收率為50.3%，比一次水驅(qū)的采出程度（25.7%）提高了24.6%，比方案1的最終采收率提高了18.0%。對于方案1來說，一次水驅(qū)后直接進行泡沫驅(qū)提高采收率效果差是因為模型的非均質(zhì)性較強，而泡沫的調(diào)剖能力有限，大部分泡沫在高滲透層中的大孔道竄流，無法發(fā)揮其應有的調(diào)剖作用。對于方案2來說，一次水驅(qū)后先進行調(diào)剖再后續(xù)水驅(qū)，注入的調(diào)剖劑主要封堵高滲透層，中、低滲透層依然存在較大的滲透率級差，調(diào)剖后水驅(qū)使注入水優(yōu)先在中滲透層中滲流，低滲透層啟動程度低；比較來看，方案3中一次水驅(qū)后先進行調(diào)剖后再注泡沫采出程度增幅最高，這是由于泡沫具有調(diào)整吸液剖面的作用，調(diào)剖后泡沫進入中滲透層進行驅(qū)替并在其中堆積產(chǎn)生附加阻力，當注入壓力達到低滲透層的啟動壓力時，泡沫開始進入低滲透層，使泡沫在中、低滲透層中均勻推進，中、低滲透層的啟動程度得以提高，同時由于泡沫中含有的表面活性劑有利于洗油，因此，調(diào)剖后注入泡沫段塞再進行后續(xù)水驅(qū)可取得較好的提高采收率效果。

2.2泡沫注入量對采出程度增幅的影響

由于選用的泡沫體系中含有穩(wěn)泡劑，體系穩(wěn)定性較強，在地層中可穩(wěn)定存在一段時間，因此在調(diào)剖后可采用先注泡沫段塞，再進行后續(xù)水驅(qū)的方式來提高采收率。

當泡沫注入量為0.2倍孔隙體積時，含水率最低點為45.3%（圖1c），當注入量增大到0.4和0.6倍孔隙體積時，含水率最低點分別下降至25.6%和32.7%（圖2）。這是由于泡沫具有耐油性差的特點，在與剩余油接觸后，泡沫液膜破裂加快，由于一次水驅(qū)階段注入水主要啟動高滲透層，中、低滲透層的啟動程度低，剩余油飽和度高，調(diào)剖后泡沫進入中、低滲透層與大量的剩余油接觸，導致驅(qū)替前緣泡沫消泡，泡沫注入量過少會導致泡沫段塞消泡速度加快，驅(qū)油效率降低，含水率下降幅度減小。

從圖2中亦可看出，隨著泡沫注入量的增大，注泡沫階段采出程度增幅逐漸增大，泡沫注入量為0.4和0.6倍孔隙體積時，最終采收率分別為52.7%和54.4%，采出程度比一次水驅(qū)分別提高了27.6%和28.8%，二者相差不大；而泡沫注入量為0.2倍孔隙體積時的最終采收率比一次水驅(qū)提高了24.6%，增幅相對于0.4和0.6倍孔隙體積的泡沫注入量來說較小。分析認為，當泡沫注入量為0.2倍孔隙體積時，泡沫量過少，在后續(xù)水驅(qū)階段，泡沫與地層原油接觸消泡過快，相對于大注入量泡沫采出程度增幅較低。由于泡沫注入量為0.4和0.6倍孔隙體積的調(diào)剖后采出程度增幅相近，綜合考慮經(jīng)濟因素，可將泡沫注入量定為0.4倍孔隙體積。

圖2　不同泡沫注入量的驅(qū)油動態(tài)曲線Fig.2　Dynamic displacement curves with different injected foam volumes

2.3調(diào)剖與泡沫驅(qū)結(jié)合技術的分層增產(chǎn)效果

圖3　調(diào)剖與泡沫驅(qū)結(jié)合的驅(qū)油動態(tài)曲線Fig.3　Dynamic displacement curves of profile control and foam flooding

分析各層分流率（圖3a）可以看出：整個一次水驅(qū)階段及注調(diào)剖劑階段高滲透層分流率較高，中、低滲透層產(chǎn)液量較少，分流率較低；第1次泡沫注入階段，高滲透層分流率迅速下降，最終接近于0，中滲透層分流率則迅速上升，由于泡沫的調(diào)剖作用，泡沫在中滲透層中形成的阻力超過低滲透層的注入壓力，泡沫進入低滲透層，在中、低滲透層中同時向前推進，中滲透層分流率上升幅度較大，低滲透層分流率上升幅度較小，最高上升至37.6%；注活性水階段，中滲透層分流率上升，最終接近100%，高、低滲透層產(chǎn)液量減少；第2次泡沫注入階段，中滲透層依舊維持在較高水平，但在注入末期中滲透層分流率急劇下降，而低滲透層分流率迅速上升，說明泡沫在中滲透層中形成了封堵并進入低滲透層進行驅(qū)替，從而進一步啟動了低滲透層。

通過分析各層采出程度變化曲線（圖3b）和總含水率與總采出程度曲線（圖3c）發(fā)現(xiàn)，由于模型的非均質(zhì)性較強，一次水驅(qū)階段總含水率迅速上升，一次水驅(qū)結(jié)束時總采出程度為26.4%，其中，高滲透層的水驅(qū)采出程度達51.9%，而中、低滲透層的水驅(qū)采出程度僅分別為12.5%和11.7%；進行調(diào)剖之后，高滲透層采出程度基本不再變化，最終采收率僅提高了0.7%，中、低滲透層的采出程度明顯提高，由于滲透率級差的存在，中滲透層的采出程度增幅高于低滲透層；第1次泡沫注入階段初期，含水率迅速下降，瞬時含水率最低點甚至接近0，中、低滲透層采出程度明顯提高，增幅分別為44.3%和24.7%，而高滲透層的采出程度增幅較小，說明調(diào)剖劑封堵效果良好，泡沫順利進入中、低滲透層，由于模型為層間非均質(zhì)，泡沫在各層之間不會發(fā)生竄流，調(diào)驅(qū)效果比層內(nèi)非均質(zhì)好；注活性水階段，中、低滲透層采出程度增幅分別為7.5%和5.7%，活性水段塞主要用來保護泡沫段塞，在模型中與泡沫消泡后分離出來的氣體混合重新生成泡沫，同時作為頂替段塞使泡沫向前推進；第2次泡沫注入階段，含水率再次明顯降低，由97.6%降至64.9%，而中、低滲透層的采出程度增幅分別為11.1%和5.8%；模型的最終采收率為63.0%，相對于一次水驅(qū)采出程度提高了36.0%。在模擬的層間非均質(zhì)模型中，泡沫驅(qū)前進行調(diào)剖能夠有效封堵高滲透層，從而啟動中、低滲透層，且與泡沫驅(qū)剖面調(diào)整和驅(qū)油效率的提高作用相結(jié)合，可以同時提高波及效率和驅(qū)油效率，很大程度上保證提高采收率的效果。

3　結(jié)論

由于泡沫驅(qū)油具有一定的條件限制，對于強非均質(zhì)性油藏，為防止泡沫在竄流通道中突進，可先對地層進行調(diào)剖，實驗結(jié)果表明，一次水驅(qū)后，先進行調(diào)剖再注入0.2倍孔隙體積泡沫比直接注入0.2倍孔隙體積泡沫的最終采收率高18.0%。

由于泡沫遇油消泡，所以若想使泡沫在地層中以段塞形式向前推進，應保證泡沫注入段塞的長度。綜合考慮經(jīng)濟因素，泡沫注入量為0.4倍孔隙體積時的提高采收率效果最佳，最終采收率相對于一次水驅(qū)提高了27.6%。

對于層間非均質(zhì)地層來說，水驅(qū)后采用調(diào)剖與泡沫調(diào)驅(qū)結(jié)合的技術能夠大幅度提高采收率，為中、高滲透砂巖油藏調(diào)驅(qū)方案設計提供理論依據(jù)。

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編輯常迎梅

Laboratory experiment of EOR through profile control before foam flooding

Lü Chunyang1，2，3，Zhao Fenglan1，2，3，Hou Jirui1，2，3，Zhang Yunbao4，Su Wei1，2，3，Ren Tao1，2，3

（1.Research Institute of Enhanced Oil Recovery，China University of Petroleum（Beijing），Beijing City，102249，China；2.Basic Theory Laboratory of Enhanced Oil Recovery in Low Permeability Oilfield，Key Laboratory of Tertiary oil Recovery，PetroChina，Beijing City，102249，China；3.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering，Beijing City，102249，China；4.Production Department，China Oilfield Services Limited，Tianjin City，300450，China）

After long-term waterflooding development erosion，large-scale channel is easy to form in the high permeability layers of the unconsolidated sandstone formations in offshore oil reservoirs and the heterogeneity of the layers would be stronger.In this case，foam flooding process alone will lead to the rushing of the foam in the channel，which results in invalid displacement.So it is necessary to take profile control before foam flooding.Through laboratory research，a three-layer heterogeneous core was applied to simulate oil reservoir of high permeability and strong heterogeneity.Foam flooding alone and foam flooding after profile control were implemented.The experimental results show that the ultimate recovery efficiency of the foam flooding after profile control is 18 percent higher than that of the foam flooding alone，and it can reach above 50 percent.More injection volume of the foam slug is better for enhancing oil recovery，and the best injection volume is 0.4 times of the pore volume；for the interlayer heterogeneous core，high strength modified starch gel will plug the high permeability formations，forcing subsequent foam slug to enter the middle-low permeability formations，thus the suction profile will be improved effectively and the recovery efficiency will be greatly improved.The final recovery degree could be increased by 36 percent compared with that after the first time water flooding.

foam flooding；profile controlled slug；heterogeneity；water cut；recovery efficiency

TE357.42

A

1009-9603（2015）05-0069-05

2015-07-31。

呂春陽（1990—），男，山東聊城人，在讀碩士研究生，從事提高采收率方面的研究。聯(lián)系電話：18800124270，E-mail：303097805@qq.com。

國家科技重大專項“油田開采后期提高采收率技術”（2011ZX05009-004）。