高溫高鹽油藏聚合物增強泡沫驅(qū)驅(qū)油性能評價①

黃亞杰 周 明 張 蒙 陳航 葉馨憶

1.中國石油化工集團江漢油田分公司工程技術(shù)研究院 2.“油氣藏開發(fā)及地質(zhì)國家重點實驗室”·西南石油大學(xué) 3.西南石油大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院 4.北京科技大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院

?

高溫高鹽油藏聚合物增強泡沫驅(qū)驅(qū)油性能評價①

針對適合高溫(90 ℃)高鹽(TDS=95 994 mg/L)油藏的聚合物增強泡沫驅(qū)油體系(0.2 %(w)PSDA+0.1%(w)Triton X-100+0.2%(w)KYPAM-II+地層水)開展其注入模式、氣液比、剖面調(diào)整能力和現(xiàn)場試驗評價。氣和液同時注入就地發(fā)泡是最有效的注入模式，而氣液交替注入效果最差，氣液比明顯影響驅(qū)油效率。在油藏條件下，優(yōu)化氣和液同時注入模式的氣液體積比為3∶1。雙巖心驅(qū)替實驗結(jié)果表明，泡沫驅(qū)明顯提高高滲層和低滲層的采收率，具有良好的調(diào)剖改善能力，聚合物增強泡沫驅(qū)可提高原油平均采收率15.3%?，F(xiàn)場試驗結(jié)果表明，兩口井組采用泡沫驅(qū)原油采收率效果顯著。

高溫 高鹽 泡沫驅(qū) 聚合物 注入模式 氣液比 巖心驅(qū)替實驗

泡沫驅(qū)綜合了注氣技術(shù)和化學(xué)驅(qū)的性能，主要用于非均質(zhì)嚴重油藏提高采收率[1-4]。泡沫驅(qū)具有高阻力系數(shù)和低殘余阻力系數(shù)，可以調(diào)節(jié)多層的注水剖面，并且提高采收率，其應(yīng)用效果取決于發(fā)泡劑的選擇、注入模式和氣液比等[5-8]。特定的表面活性劑及其配方能夠產(chǎn)生足夠的泡沫，而這些泡沫耐電解質(zhì)、耐溫，且在井下的壓力和溫度下耐油[9-10]。但對于高溫高鹽油藏，如采用常規(guī)化學(xué)劑進行泡沫驅(qū)，達不到實際應(yīng)用效果，表面活性劑和聚合物在高溫高鹽的作用下界面張力和黏度的能力都會下降，從而導(dǎo)致泡沫的起泡性和穩(wěn)定性差，難以達到提高采收率的目的。實驗采用抗溫抗鹽性好的聚合物KYPAM-II(抗溫抗鹽性聚丙烯酰胺)、抗鹽性好的甜菜堿型表面活性劑PSDA(N,N′,N″-十二烷基二乙烯三胺五乙酸，含有三個十二烷基，三個季胺鹽陽離子基團和五個乙酸鈉陰離子基團)和Triton X-100(辛基酚聚氧乙烯醚)，對已優(yōu)化的泡沫驅(qū)油體系(0.2%(w)PSDA+0.1%(w)Triton X-100+0.1%(w)KYPAM-II+地層水)進行了動態(tài)性能評價。

1 材料和裝置

1.1 化學(xué)藥品及材料

1.2 實驗裝置

DOZ-II多功能巖心驅(qū)替實驗裝置及配件，成都巖心科技有限責(zé)任公司制造。

2 動態(tài)實驗

2.1 泡沫驅(qū)氣液比的篩選

泡沫驅(qū)氣液比的篩選采用單一巖心實驗驅(qū)替裝置，如圖1所示。圖中，虛線框內(nèi)為恒溫箱里的設(shè)備和儀器，溫度恒定為90 ℃。

(1) 直接注入泡沫(帶有泡沫發(fā)生器)。發(fā)泡劑流入泡沫發(fā)生器，在一定壓力下，通過氣體流量計精確控制中間容器的N2進入N2泡沫發(fā)生器，來自泡沫發(fā)生器的N2流經(jīng)六通閥，進入巖心夾持器，直接注入0.5 PV泡沫。

(2) 氣液同時注入(無泡沫發(fā)生器)。N2和表面活性劑溶液同時通過流量分配器注入。N2和表面活性劑溶液流經(jīng)六通閥，進入巖心夾持器，同時注入0.1 PV溶液和0.4 PV氣體。

(3) 水氣交替注入是表面活性劑溶液和N2交替注入的一種方式，依次注入0.05 PV表面活性劑溶液、0.20 PV N2、0.05 PV表面活性劑溶液和0.20 PV N2。

2.2 剖面調(diào)整能力實驗

剖面調(diào)整能力采用雙巖心實驗裝置。雙巖心實驗采用兩個巖心夾持器并聯(lián)安裝在一起，其他裝置如圖1的單巖心實驗一樣。兩個巖心夾持器有相同的入口和不同的出口，壓力傳感器連接在入口端。用錐形瓶分別收集兩個出口端液體，天平放置在錐形瓶下面，稱量流出液體質(zhì)量。首先，在油藏條件下，模擬巖心中水驅(qū)替原油，含水率達到98%后，采用氣/液交替注入、直接注入泡沫和氣液同時注入三種注入模式;最后注入10 PV的地層水，考察驅(qū)油效率。

3 結(jié)果與討論

3.1 泡沫注入模式

表1 某油田TH42?3井的三塊巖心實驗基本參數(shù)Table1 BasicparametersofcoresexperimentinTH42?3well巖心號長/cm半徑/cm質(zhì)量/g孔隙度/%Kw/(10?3μm2)w(含油飽和度)/%注入體積/PV1#8．312．5389．8715．4134．556．20．502#8．342．5190．2414．7122．752．90．503#8．292．5088．4615．5128．554．60．50

本實驗是一個典型的泡沫驅(qū)油過程。采用滲透率相近的巖心，使驅(qū)替過程穩(wěn)定，產(chǎn)生黏性指進不變，泡沫不會繞流，不會降低原油采收率。巖心實驗的物理參數(shù)如表1所示，泡沫驅(qū)的結(jié)果如表2所示。泡沫驅(qū)的注入模式是一個重要的影響因素，可用驅(qū)替實驗來確定。在90 ℃下，氣液體積比為3∶1，使用地層水飽和巖心，以0.02 m/min的速率注入油以驅(qū)替水，建立束縛水飽和度。然后分別采用直接注入0.5 PV的泡沫或氣液同時注入(0.4 PV氣體+0.1 PV溶液)或液氣交替注入0.5 PV溶液(0.20 PV氣體+0.05 PV溶液+0.20 PV氣體+0.05 PV溶液)3種泡沫注入方式中的一種進行驅(qū)油。

比較3種泡沫注入方式，由表2可知，氣和液同注的采收率(20.4%)高于直接注入泡沫的采收率(18.2%)和液氣交替注入的采收率(15.8%)，液氣交替注入的最終采收率最差。此外，Triton X-100在巖心泡沫驅(qū)油實驗中的動態(tài)吸附損失范圍在0.06～0.07 mg/g，滿足小于0.1 mg/g的業(yè)內(nèi)要求。實驗中，巖心出口的回壓是46 MPa。與最初水驅(qū)的注入相對壓力差相比，泡沫驅(qū)后注水10 PV的注入相對壓力差降低了1.5 MPa。

表2 注入模式對泡沫驅(qū)驅(qū)油效率的影響Table2 Effectofinjectionmodeontheefficiencyoffoamflooding巖心號泡沫注入模式注入段塞/PV水驅(qū)效率/%泡沫驅(qū)油效率/%1#直接注入泡沫0．5PV泡沫53．418．22#氣液同注0．1PV液+0．40PV氣46．720．43#液和氣交替注0．05PV液+0．20PV氣+0．05PV液+0．20PV氣42．715．8

水驅(qū)效率 (%)=(水驅(qū)油驅(qū)出的油質(zhì)量/ 飽和油時進入巖心的油質(zhì)量)×100%；泡沫驅(qū)油效率 (%)=(泡沫驅(qū)油驅(qū)出的油質(zhì)量/飽和油時進入巖心的油質(zhì)量)×100%。

氣液同注，泡沫驅(qū)油效率最高。分析其原因，主要是同時注入液和氣有利于氣液充分接觸，氣液流動和混合導(dǎo)致流體攪拌作用明顯，起泡充分、均勻且細膩，泡沫穩(wěn)定性好。

3.2 泡沫驅(qū)的氣液比

泡沫驅(qū)的氣液比是另外一個重要的影響參數(shù)。表3為在1 000 mL的不銹鋼杯中，使用不同體積比的氮氣和表面活性劑溶液制備得到了9種不同種類的泡沫。每種泡沫都被裝在帶有活塞的1 000 mL不銹鋼容器中，微量柱塞泵推動活塞，活塞的入口位于容器頂端，出口在低端。每種氣液比條件下，注入泡沫體積均為0.3 PV，在注入速率為0.02 m/min， 實驗溫度90 ℃，回壓為46 MPa的條件下，泡沫被注入進巖心。通過氣體和溶液同時注入的方式，進行了巖心驅(qū)替實驗。氣液體積比從1∶1到9∶1的影響結(jié)果如表3所示。單巖心實驗評估表明，氣液同時注入的最佳氣液體積比為3∶1，經(jīng)水驅(qū)后，采收率達到45.8%，泡沫驅(qū)依然能提高18.4%的原油采收率。

表3 氣液比對驅(qū)油效率的影響Table3 Foamfloodinggas?liquidratioofsimultaneousinjectionliquidandgasmode巖心號氣液體積比/(mL·mL?1)巖心滲透率/(10-3μm2)Sor/%水驅(qū)提高采收率/%泡沫驅(qū)提高采收率/%4#1∶1139．851．347．312．35#2∶1103．452．148．413．86#3∶1121．753．445．818．47#4∶1118．253．745．217．58#5∶1127．350．345．516．89#6∶185．7255．643．513．610#7∶1106．554．442．612．511#8∶1114．853．243．810．312#9∶1125．153．043．79．6

氣液體積比太小，氣體少，泡沫質(zhì)量差，液膜太厚，積液顯著，泡沫容易消亡，因而驅(qū)油效率低。氣液體積比太大，氣體多，形成的泡沫往往較大，液膜太薄，泡沫容易破裂，泡沫驅(qū)油效率也低。

3.3 雙巖心采收率實驗

進行滲透率極差為5和10的兩組雙巖心驅(qū)替實驗，其實驗參數(shù)如表4所示。實驗在注入泡沫體積為0.5 PV，注入速率為0.02 m/min， 實驗溫度90 ℃，氣液體積比為3∶1，回壓為46 MPa條件下將泡沫擠注進巖心。

表4 雙巖心泡沫驅(qū)實驗Table4 Doublecorefoamfloodingexperiments實驗組數(shù)巖心號巖心滲透率/(10-3μm2)滲透率極差Sor/%水驅(qū)采收率/%泡沫驅(qū)采收率/%113#14#126．421．45557．346．855．243．311．818．6215#16#132．713．321058．841．556．739．410．720．1

兩組實驗的采收率結(jié)果如表4所示。第1組實驗：當(dāng)滲透率極差為5時，在高滲透巖心和低滲透巖心的采收率分別為11.8%和18.6%。滲透率極差(Kmn)是最大滲透率(Kmax)和最小滲透率(Kmin)之間的比值。第2組實驗：當(dāng)滲透率極差為10時，在高滲透巖心和低滲透巖心的采收率分別為10.7%和20.1%。在滲透率極差為5和10的上述兩組實驗中，低滲透巖心泡沫驅(qū)比高滲透巖心的采收率分別提高了6.8%和9.4%，泡沫驅(qū)平均提高采收率達15.3%。這表明在低滲透巖心泡沫驅(qū)明顯提高了采收率，氮氣泡沫驅(qū)具有良好的調(diào)剖能力。

4 現(xiàn)場試驗

2013年4月到2014年2月，泡沫驅(qū)現(xiàn)場試驗在某油田TH42-3和TH43-8兩個井組進行，并取得了初步成效。油田注入泡沫壓力保持在44.0～48.0 MPa，在TH42-3井，正常的注入壓力大約為45.5 MPa，而在TH43-8井，正常的注入壓力為47.0 MPa，兩口井的注入壓力均低于方案中限制的50 MPa。從2013年7月開始，隨著含水量的大幅度減少，產(chǎn)油量明顯增加。2013年7月1日到2014年2月28日，累計注入泡沫液為1 406.5 m3，累計注入氣體為161 703.8 m3，轉(zhuǎn)換為地下氣體體積為4 211.4 m3，泡沫體積為5 617.9 m3(按地層溫度90 ℃，平均壓力46 MPa, 地面溫度30 ℃，壓力1.0 MPa計算氣體體積)，保證地層下氣液體積為3∶1，對應(yīng)兩口井共增油總量為555.9 t。

5 結(jié) 論

(1) 針對某油田高溫高鹽油藏TH42-3井，進行了泡沫注入模式篩選。結(jié)果表明，氣液同注是最有效的模式，最佳的氣液體積比為3∶1。

(2) 雙巖心實驗表明，低滲透巖心泡沫驅(qū)采收率明顯提高，氮氣泡沫驅(qū)具有良好的調(diào)剖能力，經(jīng)水驅(qū)后聚合物增強泡沫能夠提高原油平均采收率達15.3%。

(3) 現(xiàn)場試驗表明，兩口井組采用泡沫驅(qū)，原油采收率顯著增加。

[1] PEI H H, ZHANG G C, GE J J, et al. Investigation of polymer enhanced foam flooding with low gas/liquid ratio for improving heavy oil recovery. Canadian unconventional resources and international petroleum conference, 2010, SPE137171.

[2] 劉勇， 唐善法， 薛汶舉. 低界面張力氮氣泡沫驅(qū)提高采收率實驗[J]. 油田化學(xué)， 2015， 32(4)： 520-524.

[3] 張星， 趙金省， 張明， 等. 氮氣泡沫在多孔介質(zhì)中的封堵特性及其影響因素研究[J]. 石油與天然氣化工， 2009， 38(3)： 227-230.

[4] 鄭力軍， 張濤， 王興宏， 等. 氮氣泡沫驅(qū)油用起泡劑的篩選與評價[J]. 石油與天然氣化工， 2011， 40(6)： 607-609.

[5] WANG J, GE J J, ZHANG G C, et al. Low gas-liquid ratio foam flooding for conventional heavy oil. Pet Sci, 2011, 8(3): 335-344.

[6] 裴戈， 杜朝鋒， 張永強， 等. 長慶高礦化度致密油藏空氣泡沫驅(qū)適應(yīng)性研究[J]. 油田化學(xué)， 2015， 32(1)： 88-92.

[7] 杜建芬, 張倩， 郭平， 等. 高溫高壓下DP-4泡沫性能實驗研究[J]. 石油與天然氣化工， 2008， 37(3)： 223-225.

[8] VIKINGSTAD A K, AARRA M G. Comparing the static and dynamic foam properties of a fluorinated and an alpha olefin sulfonate surfactantOriginal Research Article, Journal of Petroleum Science and Engineering, 2009, 65(1): 105-111.

[9] 王杰祥， 王騰飛， 韓蕾， 等. 特低滲油藏空氣泡沫驅(qū)提高采收率實驗研究[J]. 西南石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版)， 2013， 35(5)： 131-132.

[10] 孫琳， 魏鵬， 蒲萬芬， 等. 抗溫耐油型強化泡沫驅(qū)油體系性能研究[J]. 精細石油化工， 2015， 32(3)： 19-23.

[11] 周明， 喬欣， 邱丹， 等. 一種新型甜菜堿表面活性劑N, N' , N'' -十二烷基二乙烯三胺五乙酸鈉的合成與性能評價[J]. 油田化學(xué)， 2016， 33(1)： 107-111.

Displacement oil performance evaluation of polymer enhanced foam flooding in high-temperature and high-salinity reservoirs

Huang Yajie1, Zhou Ming2,3, Zhang Meng3, Chen Hang3, Ye Xinyi4

(1.EngineeringandTechnologyResearchInstitute,JianghanOilfieldCompanyofChinaPetroleum&ChemicalCorporation,Jianghan433123,China; 2.StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,Chengdu610500,China; 3.CollegeofMaterialsScienceandEngineering,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu610500,China; 4.CollegeofMaterialsScienceandEngineering,UniversityofScienceandTechnologyBeijing,Beijing100083，China)

Aiming at the high temperature (90 ℃) and high salinity (TDS=95 994 mg/L) reservoirs, the injection mode, gas liquid ratio, profile control and field test of polymer enhanced foam flooding system (0.2 wt% PSDA+0.1 wt% TritonX-100+0.2 wt% KYPAM-II+ formation water) were evaluated in this paper. The co-injection of gas and solution for foaming-in-site is the most effective mode, but the alternative injection of gas and solution is the worst. The gas liquid ratio may greatly affect the flooding efficiency. The optimized gas liquid ratio is proposed as 3∶1 for co-injection mode at the reservoir condition. Results of dual cores flooding experiments indicate that the foam flooding can obviously increase oil recoveries of high and low permeability zones, the foam flooding has excellent profile control ability, polymer enhanced foam flooding can improve 15.3% average OOIP (original oil in place) recovery. The field test results show that the effect of enhance oil recovery rate by using foam flooding is significant in two wells group.

high temperature, high salinity, foam flooding, polymer, injection mode, gas-liquid ratio, core displacement experiment

國家自然科學(xué)基金面上項目“特高溫高鹽用TTSS系列表面活性劑的開發(fā)”(51074133)。

黃亞杰(1970-)，女，高級工程師，從事提高采收率技術(shù)研究及應(yīng)用。

周明(1973-)，男，教授，從事油氣田材料及應(yīng)用相關(guān)研究及教學(xué)。E-mail:mr.zhouming@163.com

黃亞杰1周 明2，3張 蒙3陳航3葉馨憶4

1.中國石油化工集團江漢油田分公司工程技術(shù)研究院 2.“油氣藏開發(fā)及地質(zhì)國家重點實驗室”·西南石油大學(xué) 3.西南石油大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院 4.北京科技大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院

TE357

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2016.06.015

2016-04-20；編輯：馮學(xué)軍