二元與泡沫交替驅(qū)油體系室內(nèi)物理模擬研究

孫 寧， 宋考平, 宋慶甲

(東北石油大學 提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163318)

二元與泡沫交替驅(qū)油體系室內(nèi)物理模擬研究

孫 寧， 宋考平, 宋慶甲

(東北石油大學 提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163318)

針對大慶油田的典型非均質(zhì)區(qū)塊，利用三層正韻律非均質(zhì)人造巖心，進行了巖心驅(qū)替實驗，開展了二元與泡沫交替驅(qū)油體系室內(nèi)物理模擬研究，對體系的注入?yún)?shù)進行了優(yōu)化，并探討了低界面張力表面活性劑/聚合物(SP)二元體系與泡沫體系交替注入來提高采收率的可行性。結(jié)果表明，在水驅(qū)采收率接近的情況下，保持驅(qū)油體系總注入量一定，低界面張力二元體系與泡沫體系的交替方式不同，提高采收率的幅度不同。單周期注入0.05 PV泡沫基液+0.05 PV N2+0.10 PV低界面張力二元體系，周期注入量為0.20 PV，交替輪次為3次的注入方式為最優(yōu)注入方式，該注入方式下交替驅(qū)油體系的階段采收率最高，在水驅(qū)的基礎上提高了21.82%。

低界面張力二元體系； 泡沫體系； 交替注入； 提高采收率

以大慶油田為代表的注水開發(fā)老油田現(xiàn)已進入高含水后期，部分典型區(qū)塊的層內(nèi)、層間、平面內(nèi)非均質(zhì)矛盾日益突出。中、低滲層剩余油主要分布于孔隙及喉道中，數(shù)量較多；高滲層剩余油主要呈零星分布，數(shù)量相對較少[1-3]。單一濃度且大段塞的化學驅(qū)并不再適用于此類非均質(zhì)性強的油層。因此，又實施了低界面張力表面活性劑/聚合物(SP)二元體系驅(qū)油實驗研究及泡沫體系驅(qū)油實驗研究，但現(xiàn)場提高采收率效果均不能令人滿意[4-10]。為進一步探究適用于非均質(zhì)性較強油層的驅(qū)油體系，本文基于該區(qū)塊的實際情況，開展了二元與泡沫交替驅(qū)油體系室內(nèi)物理模擬研究，對注入?yún)?shù)進行了優(yōu)化，并探討了二元與泡沫交替注入驅(qū)油體系的可行性。

1 實驗部分

1.1 實驗材料及條件

實驗溫度為45 ℃，實驗用油為大慶油田原油及煤油按一定比例配制的模擬油，45 ℃條件下黏度為9.6 mPa·s。實驗驅(qū)替用水為大慶油田的濾后回注污水。實驗飽和用水為礦化度6 778 mg/L的大慶油田模擬地層水。聚合物保護段塞所用聚合物為平均相對分子質(zhì)量1 600萬的HPAM，固含量為89%。低界面張力二元體系中，所用表面活性劑為石油磺酸鹽，質(zhì)量分數(shù)為55%。所用聚合物為平均相對分子質(zhì)量2 500萬的HPAM，固含量為90%。泡沫體系中，所用發(fā)泡氣體為普通瓶裝N2，純度99.9%。所用發(fā)泡劑為烯烴磺酸鈉，質(zhì)量分數(shù)為50%。實驗用巖心為三層正韻律非均質(zhì)人造巖心，規(guī)格為45 mm×45 mm×300 mm，低滲層氣測滲透率為500×10-3μm2，中滲層氣測滲透率為1 000×10-3μm2，高滲層氣測滲透率為1 800×10-3μm2，平均氣測滲透率為1 100×10-3μm2。

實驗用巖心示意圖如圖1所示。

圖1 實驗用巖心示意圖

Fig.1 Schematic of the experimental cores

1.2 實驗步驟

步驟1：飽和水及飽和油處理。將三層非均質(zhì)人造巖心抽真空處理2 h，在飽和模擬地層水后進行飽和模擬油處理，上述處理完成后，將人造巖心放置在45 ℃恒溫箱內(nèi)老化10 h。

步驟2：空白水驅(qū)處理。用實驗驅(qū)替用水對步驟1中人造巖心進行空白水驅(qū)，注入速度設為0.20 mL/min，水驅(qū)至巖心出口端含水率98%時停止，水驅(qū)過程中記錄出液量及壓力等數(shù)據(jù)。

步驟3：注入聚合物前置保護段塞。向步驟2中人造巖心注入0.10 PV的聚合物前置保護段塞，注入速度為0.20 mL/min。

步驟4：注入二元與泡沫交替體系。以0.20 mL/min的注入速度，按照所設計的實驗方案，向步驟3中人造巖心交替注入二元體系與泡沫體系，在總注入量為0.60 PV的情況下，改變二元體系與泡沫體系的段塞大小、交替次數(shù)等，注入過程中記錄出液量及壓力等數(shù)據(jù)。

步驟5：注入聚合物后續(xù)保護段塞。以0.20 mL/min的注入速度向步驟4中人造巖心注入0.10 PV聚合物后續(xù)保護段塞，注聚完成后進行后續(xù)水驅(qū)，水驅(qū)至巖心出口端含水率98%時停止，記錄相關(guān)實驗數(shù)據(jù)。

實驗裝置流程如圖2所示。

圖2 實驗裝置流程

Fig.2 Flow chart of the experimental facilities

1.3 實驗方案

設計3個實驗方案，方案均為低界面張力二元體系與泡沫體系交替注入，總注入量保持為0.60 PV，改變周期注入量與交替輪次。

方案1：單周期的注入方式為0.05 PV泡沫基液+0.05 PV N2+0.05 PV低界面張力二元體系，周期注入量為0.15 PV，交替輪次為4次。

方案2：單周期的注入方式為0.05 PV泡沫基液+0.05 PV N2+0.10 PV低界面張力二元體系，周期注入量為0.20 PV，交替輪次為3次。

方案3：單周期的注入方式為0.05 PV泡沫基液+0.05 PV N2+0.20 PV低界面張力二元體系，周期注入量為0.30 PV，交替輪次為2次。

2 實驗結(jié)果分析

二元與泡沫交替驅(qū)油體系的實驗結(jié)果見表1。

表1 二元與泡沫交替驅(qū)油體系實驗結(jié)果

從表1可以看出，低界面張力二元體系與泡沫體系的交替方式不同，二元與泡沫交替驅(qū)油體系提高采收率幅度不同。對比以上3個方案，方案2即單周期的注入方式為0.05 PV泡沫基液+0.05 PV N2+0.10 PV低界面張力二元體系，周期注入量為0.20 PV，交替輪次為3次時，交替注入驅(qū)油體系的提高采收率幅度最大，在水驅(qū)的基礎上提高21.82%。

將實驗過程中注入壓力、采收率提高值及含水率數(shù)據(jù)繪制成曲線，結(jié)果如圖3所示。

圖3 方案1—3的實驗結(jié)果

在方案1中，周期注入量為0.15 PV，其中泡沫體系(泡沫基液+N2)注入量為0.10 PV，低界面張力二元體系為0.05 PV。在單個注入周期中，泡沫體系具有一定的封堵調(diào)剖作用，泡沫首先進入高滲層大孔道，隨注入量的增加，泡沫產(chǎn)生了賈敏效應，使得泡沫逐漸進入中、低滲層小孔道，擴大了波及體積。低界面張力二元體系中的表面活性劑則在一定程度上改變了巖石表面潤濕性，降低油水界面張力，可將附著在巖石表面的油膜驅(qū)走[11-13]。但由于方案1中單周期內(nèi)的低界面張力二元體系注入量較少，不能充分發(fā)揮在單周期內(nèi)降低油水界面張力的作用。此外，在泡沫體系調(diào)剖后，進入中、低滲層的低界面張力二元體系注入量少，造成對中、低滲層的動用效果差，導致交替注入驅(qū)油體系的提高采收率幅度最小。

在方案2中，周期注入量為0.20 PV，其中泡沫體系(泡沫基液+N2)注入量為0.10 PV，低界面張力二元體系為0.10 PV。與方案1相比，單個注入周期內(nèi)二元體系的注入量增加了0.05 PV，且泡沫體系與低界面張力二元體系的注入量相等，既充分發(fā)揮了泡沫體系的調(diào)剖作用，使得更多的低界面張力二元體系進入中、低滲透層，擴大了波及體積，又保證了二元體系降低油水界面張力的作用，提高了體系的驅(qū)油效率。因此，交替注入驅(qū)油體系的提高采收率幅度最大。

在方案3中，周期注入量為0.30 PV，其中泡沫體系(泡沫基液+N2)注入量為0.10 PV，低界面張力二元體系為0.20 PV。與方案2相比，單個注入周期內(nèi)，泡沫體系注入量不變，而低界面張力二元體系的注入量增加了0.10 PV。相對于二元體系，泡沫體系的注入量不足，導致泡沫體系對高滲層的封堵調(diào)剖作用減弱，后續(xù)所注入的低界面張力二元體系進入中、低滲透層的量減少，動用效果變差，改善程度降低，交替注入驅(qū)油體系的提高采收率幅度不是特別大。

從方案1至方案3的實驗結(jié)果可以看出，在低界面張力二元體系與泡沫體系交替注入的過程中，壓力曲線均成波動狀上升趨勢，說明隨著二元與泡沫交替驅(qū)油體系的注入，泡沫在不斷地破滅與再生，周期性地對高滲層起到封堵調(diào)剖作用。當二元體系進入中、低滲層時，由于孔喉尺寸變小，滲流阻力增大，注入壓力也隨之上升，提高了中、低滲層的洗油效率，改善了動用程度。對于非均質(zhì)性較強的油層，二元與泡沫交替驅(qū)油體系具有一定的可行性。

3 結(jié)論

(1) 在水驅(qū)采收率接近的情況下，保持交替注入驅(qū)油體系的總注入量一定，低界面張力二元體系與泡沫體系的交替方式不同，即改變周期注入量與交替輪次，二元與泡沫交替驅(qū)油體系的提高采收率幅度不同。

(2) 對于非均質(zhì)人造巖心，二元體系與泡沫體系交替注入的方式具有較好的驅(qū)油效果。其中，單周期注入0.05 PV泡沫基液+0.05 PV N2+0.10 PV低界面張力二元體系，周期注入量為0.20 PV，交替輪次為3次的注入方式為最優(yōu)注入方式，交替注入驅(qū)油體系的階段采收率最高，在水驅(qū)的基礎上提高了21.82%。

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(編輯 王戩麗)

Laboratory Physical Simulation of Surfactant/Polymer-Alternating-Nitrogen Foam Flooding

Sun Ning， Song Kaoping, Song Qingjia

(KeyLaboratoryofOilandGasRecoveryofEducationMinistry，NortheastPetroleumUniversity，DaqingHeilongjiang163318，China)

In view of the typical heterogeneous block of Daqing Oilfield，core displacement experiments are carried out and study on laboratory physical simulation of surfactant/polymer-alternating- nitrogen foam flooding has been introduced by using positive rhythm heterogeneous artificial core. The injection parameters of the system are optimized and the feasibility of improving oil recovery for low interfacial tension surfactant/polymer-alternating- nitrogen foam flooding is discussed. The experimental results show that when the total injection of the oil displacement systems is kept as a fixed value, the enhancement in oil recovery is different under the condition of the same water flooding recovery with changing of the alternating way of low interfacial tension surfactant/polymer and nitrogen foam. The injection pattern of injecting 0.05 PV foam base fluid+0.05 PV N2+0.10 PV low interfacial tension surfactant/polymer in a single cycle with 0.20 PV cyclic injection volume and 3 alternating rounds is the optimal injection pattern. And the stage recovery is the highest under this injection pattern, which can further improve oil recovery by about 21.82% based on water flooding.

Low interfacial tension binary system; Foam system; Alternating injection; Improving oil recovery

2016-10-22

2016-11-27

國家油氣重大專項“碎屑巖油藏EOR可行性實驗研究”(33550000-12-ZC0611-0066)。

孫寧(1991-)，男，碩士研究生，從事油氣田開發(fā)方面的研究；E-mail：549518733@qq.com。

宋考平(1962-)，男，博士，教授，博士生導師，從事油氣田開發(fā)方面的研究；E-mail：skp2001@sina.com。

1006-396X(2017)02-0040-04

投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn

TE357

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2017.02.008