氮?dú)馀菽?qū)體系的篩選與注入性能評價

董家峰

摘 要：針對火山巖裂縫性油藏的特點，使用Waring Blender法評價了幾種氮?dú)馀菽w系起泡劑的起泡性能，優(yōu)選出HZ-1是最適合該類型油藏的氮?dú)馀菽鹋輨涸撈鹋輨┑牡哪望}性較好，在高礦化度下任可保持較高的起泡體積與較長的半析水期，最佳濃度為0.8%，最優(yōu)氣液比為2：1。驅(qū)油實驗表明，現(xiàn)場應(yīng)用選擇注入量為0.6PV時效果最優(yōu)。

關(guān)鍵詞：氮?dú)馀菽w系；注入性能；驅(qū)油實驗

引言

氮?dú)馀菽墙┠陙響?yīng)用較廣泛的一種三次采油新技術(shù)。氮?dú)馀菽哂泻芨叩囊曊扯龋哂小岸麓蟛欢滦。滤欢掠汀钡奶匦裕梢杂羞x擇地封堵高滲層，大量注入的氮?dú)膺€可以保持地層壓力，減緩底水錐進(jìn)，降低油井含水率。HST油田是大型塊狀火山巖裂縫型油藏，儲層具有裂縫性與孔隙性雙重特征，非均質(zhì)性強(qiáng)，受到儲層裂縫發(fā)育與邊底水影響。該油田2005年注水開發(fā)，注水波及情況不均。注水突破后形成無效注水通道循環(huán)，而常規(guī)堵水措施由于受高溫高井深的影響，一直未取得實質(zhì)性突破，開發(fā)這類油藏成為世界級技術(shù)難題。作者針對火山巖裂縫性油藏的非均質(zhì)性，研究了濃度、溫度、礦化度等因素對起泡劑性能的影響，優(yōu)選出一種適合該類型油藏的氮?dú)馀菽w系，優(yōu)化注入?yún)?shù)，評價體系驅(qū)油能力，為現(xiàn)場應(yīng)用提供依據(jù)[1-4]。

1 實驗部分

1.1 實驗試劑

起泡劑五種：PCS、HZ-1、ABS、PZ-2、DF-1。HST油田地層采出水、去離子水、穩(wěn)定劑：分子量為2000萬的聚丙烯酰胺（北京恒聚）。

1.2 實驗儀器

Waring Blender攪拌器；電磁攪拌器；電子天平；秒表；恒溫干燥箱。

1.3 實驗方法

使用 Waring Blender法評價氮?dú)馀菽男阅埽Y選出合適的體系。將起泡劑用地層水配制成相同濃度的溶液100mL，設(shè)定攪拌器轉(zhuǎn)速6000r/min，攪拌2min后讀取泡沫體積，隨后記錄泡沫液中析出50mL液體所需的時間。改變起泡劑的濃度可以考察濃度對起泡性能的影響；改變?nèi)軇┑牡V化度可以評價起泡劑的耐鹽性；改變實驗溫度可以評價溫度對起泡劑性能的影響，使用填充砂管實驗研究起泡劑濃度、注入量與氣液比對注入性能的影響。

2 發(fā)泡體系篩選

2.1 起泡性及穩(wěn)定性

泡沫是指由液體薄膜活固體薄膜隔離開的氣泡聚集體。在泡沫體系中，液體和氣體的界面起著重要作用。根據(jù)吉布斯吸附公式，液體中的溶質(zhì)（起泡劑）吸附在氣-液界面上。一種好的起泡劑，必須是既可以降低體系的表面張力，有利于生成泡沫，即具有較強(qiáng)的起泡能力，同時生成的界面膜又具有一定的強(qiáng)度，也就是使泡沫具有穩(wěn)定性[5]。使用Waring Blender法評價五種起泡劑的起泡體積和半析水期，結(jié)果如下。

表1 注氮?dú)馇昂蠼缑鎻埩ψ兓?/p>

從結(jié)果可以看出，HZ-1起泡能力最強(qiáng)，而PCS起泡能力最弱；DF-1穩(wěn)泡能力最強(qiáng)，PCS最弱；綜合來看，HZ-1具有最強(qiáng)的起泡能力的同時具有較好的穩(wěn)泡能力。

2.2 濃度的影響

起泡劑的濃度是影響起泡劑性能與泡沫穩(wěn)定性的重要因素。合適的起泡劑濃度不僅可以提高起泡體積、延長泡沫的半析水期，還可以提高現(xiàn)場應(yīng)用的經(jīng)濟(jì)性，在其他條件不變的情況下，僅改變起泡劑的濃度測量其起泡體積與半析水期。

實驗結(jié)果是，隨著濃度升高，起泡體積逐漸增大，在濃度達(dá)到0.8%左右時，起泡體積的增大趨勢放緩；隨著濃度升高，半析水期有先增加后降低的趨勢，在濃度0.8%-1%時達(dá)到最大值。五種起泡劑起泡性與穩(wěn)定性隨濃度的變化趨勢基本一致，其中HZ-1起泡能力好而DF-1穩(wěn)泡能力較強(qiáng)，這也驗證了前述實驗結(jié)論。綜合來看，起泡劑應(yīng)濃度選擇0.8%。

2.3 耐鹽性

地層中的二價金屬離子，如Ca2+、Mg2+等對表面活性劑有一定的影響。為研究地層水的礦化度對泡沫體系的影響，在HST油田地層水礦化度的基礎(chǔ)上配制了不同礦化度的模擬水，在其他條件不變的情況下分布測定了起泡體積與半析水期。實驗結(jié)果是，隨著模擬水礦化度的升高，泡沫體系起泡體積與半析水期均顯著降低，對半析水期的影響要大于對起泡體積，尤其是在高礦化度的情況下PCS與ABS兩種起泡劑的半析水期均在2min以下，泡沫穩(wěn)定性很差。HZ-1的耐鹽性則相對較好，在高礦化度下任可保持較高的起泡體積與較長的半析水期。

3 優(yōu)化注入?yún)?shù)

3.1 起泡劑濃度對注入壓力的影響

填充砂管飽和水樣后注入不同濃度起泡劑濃度的氮?dú)馀菽O(jiān)測注入壓力的變化情況。隨著泡沫體系的注入，注入壓力逐漸增高，在到達(dá)注入峰值后緩慢下降并最終穩(wěn)定；體系中加入起泡劑可大幅提高注入壓力，隨著起泡劑濃度增大，注入壓力峰值與最終注入壓力逐漸增大，考慮到經(jīng)濟(jì)性與地層巖石的吸附性，選擇起泡劑0.8%可以達(dá)到最佳的效果。

3.2 氣液比對注入壓力的影響

填充砂管飽和水樣后注入不同氣液比氮?dú)馀菽O(jiān)測注入壓力的變化情況。分析實驗結(jié)果可知，隨著泡沫體系中氣相的比重增加，注入壓力峰值與最終注入壓力先升高后降低，在氣液比為2：1時達(dá)到最高，因此最佳氣液比為2：1。

3.3 注入量對采收率的影響

將2號填充砂管與3號填充砂并聯(lián)，模擬地層的非均質(zhì)情況。飽和油樣后置于120℃恒溫箱，泡沫體系起泡劑濃度0.8%，氣液比2：1，先注入不同氣PV數(shù)的氮?dú)馀菽筠D(zhuǎn)注熱水，直至最終含水率達(dá)到98%，計算不同注入時期的采收率。分析實驗結(jié)果可知，隨著泡沫注入量的增加采收率逐漸提高，最高采收率達(dá)到63%。氮?dú)馀菽瓋?yōu)先進(jìn)入到高滲的砂管，起到一定的封堵作用，而注入量越高則封堵作用越好，最終采收率越高。考慮到經(jīng)濟(jì)因素，注入量為0.6PV效果最優(yōu)。

4 結(jié)論與認(rèn)識

（1）使用Waring Blender篩選出的適合HST油田的起泡劑是HZ-1，該起泡劑的的耐鹽性較好，在高礦化度下任可保持較高的起泡體積與較長的半析水期，最佳濃度為0.8%。（2）填充砂管實驗表明，隨著泡沫體系中氣相的比重增加，注入壓力峰值與最終注入壓力先升高后降低，在氣液比為2：1時達(dá)到最高，現(xiàn)場應(yīng)用選擇的最優(yōu)氣液比為2：1。（3）隨著泡沫注入量的增加采收率逐漸提高。氮?dú)馀菽瓋?yōu)先進(jìn)入到高滲的砂管，起到一定的封堵作用，而注入量越高則封堵作用越好，最終采收率越高。注入量為0.6PV和0.8PV的最終采收率基本一致，考慮到經(jīng)濟(jì)因素，現(xiàn)場應(yīng)用選擇注入量為0.6PV時效果最優(yōu)。

參考文獻(xiàn)

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