石油与天然气化工  2011, Vol. 40 Issue (6): 607-609
氮气泡沫驱油用起泡剂的筛选与评价
郑力军1,2 , 张涛1,2 , 王兴宏1,2 , 马丽萍1,2 , 张伟3     
1. 中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院;
2. 陕西西安"低渗透油气田勘探开发国家工程实验室";
3. 中国石油长庆油田分公司第三采油厂
收稿日期：2011-05-11
作者简介：郑力军：生于1980年，男，助理工程师，主要从事低渗透油藏解堵和泡沫驱油等方面工艺技术研究。地址：(710018)陕西省西安市未央区明光路51号长庆油田油气工艺研究院.
摘要：针对靖安油田地层条件，对起泡剂的起泡能力和稳定性等进行分析，筛选出界面张力达到10-1 mN/m的低界面张力泡沫体系。性能评价表明，该体系具有较好的起泡性、稳泡性和较强的耐温抗盐性。运用单管驱油实验对泡沫体系阻力因子进行了评价，确定最佳气液比为2:1；双管驱油实验表明，泡沫可以实现对高低渗填砂管的均匀分流，水驱后再注入此泡沫体系，综合采收率可以提高10.94%。
关键词：泡沫体系    起泡能力    阻力因子    耐温抗盐    
Screening and Evaluating of Foaming Agent Used for Nitrogen Gas Foam Oil Displacement
Zheng Lijun1,2 , Zhang Tao1,2 , Wang Xinghong1,2 , et al     
1. Research Institute of Oil & Gas Technology, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an 710018, Shaanxi, China;
2. National Engineering Laboratory of Exploration and Development in the Low Permeable Oil & Gas Reserviors, Xi'an 710018, Shaanxi, China
Abstract: In view of reservoir conditions in Jingan oil field, a low interfacial tension's foaming system with interfacial tension of 10-1mN/m was screened out by analyzing the foaming ability and stability of several foaming agents. The result of the performance evaluation shows that the system has good foam performance, good heat resistance and salt tolerance. The resisting force factor of the foaming system is evaluated through singlet-tube flooding experiment, then the optimal gas fluid ratio is determined to be 2:1.The double-tube flooding experiment result shows that foaming system can be distributed uniformly between high and low transmissibility tube, and the comprehensive recovery is enhanced 10.94% by injecting the foam system after water flooding.
Key words: foaming system    foamability    resisting force factor    heat resistance and salt toleranee    

我国现已发现的油田大部分属于陆相沉积储层，非均质性严重。受地层非均质性以及不利的水油流度比的影响，含水率上升快，水驱采收率较低，水驱效果往往不是很理想。近年来，在提高石油采收率的研究中，泡沫驱以其独特的渗流和驱油性能越来越受到人们的重视[1]。泡沫体系既能降低油水界面张力，提高驱油效率，又能降低水油流度比，提高波及效率[2]，因此它是比较有发展前途的一种三次采油技术。

1 试验部分
1.1 试验材料

十二烷基苯磺酸钠ABS、十二烷基硫酸钠K12，西安得鑫化工有限公司；HY-6，山东恒业石油新技术应用有限公司；α-烯烃磺酸盐AOS，西安晋美化工有限公司；椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱CAB，成都科宏达实业发展有限公司；烷基酚聚氧乙烯醚OP-10，江苏省海安石油化工厂；以上试剂均为工业级。

配制起泡剂溶液的水选用长庆靖安油田盘古梁区长61地层水，其矿化度以及离子组成见表 1。试验用填砂管基本参数见表 2。

表 1    靖安油田盘古梁区长61地层水组成

表 2    实验用填砂管基本参数

1.2 试验方法
1.2.1 起泡剂的起泡性能和稳泡性能

用罗氏泡沫法[3]测定起泡剂的起泡性能和稳泡性能。溶液在滴液管中自由流下时冲击刻度量管内起泡剂溶液，同时记录起泡体积和泡沫半衰期即泡沫析出50%液体的时间。

1.2.2 起泡剂溶液界面张力的测定

使用TX-500C旋转滴界面张力仪测定起泡剂溶液的油水界面张力，其测量范围为102mN/m~10-6mN/m，其中实验用油样是在实验室用地层油和煤油按一定比例配制的模拟地层油。

1.2.3 泡沫阻力因子测定

针对靖安油田储层非均质性严重，室内设计了填砂管驱替试验流程来模拟现场，示意图如图 1。

图 1     驱替实验流程图

首先用地层水溶液驱替填砂管，测定驱替压力；然后泡沫驱，用泵分别将氮气和起泡液泵入泡沫发生器，记录泡沫驱替的稳定压力。泡沫阻力因子是泡沫体系在填砂管中运移达到平衡时，填砂管两端所建立的压差与单纯注水时的压差的比值，是泡沫封堵能力的重要指标。

2 结果与讨论
2.1 起泡剂的筛选

用地层水配制起泡剂溶液，用罗氏泡沫仪在54 ℃下测定起泡剂溶液的起泡高度及半衰期，实验结果见表 3。从表 3可以看出，十二烷基苯磺酸钠、十二烷基硫酸钠、α-烯烃磺酸盐和地层水的配伍性较差；羟磺基甜菜碱、1227、OP-10的起泡性能较好，但稳泡性能较差。综合来看，七种起泡剂中，HY-6的配伍性、起泡性及稳泡性最好。HY-6是一种双子表面活性剂和聚合物的复配物。

表 3    地层水条件下起泡剂的性能

2.2 起泡剂HY-6的浓度优选

在不同浓度下测定HY-6起泡性能及稳泡性能，优选最佳浓度。配制起泡剂溶液的地层水矿化度为79 312 mg/L，测试温度为54 ℃。不同浓度下HY-6的起泡性能及半衰期见图 2。

图 2     不同浓度HY-6的起泡及稳泡性能

从图 2可以看出，HY-6的浓度为0.3%时，其起泡性能及稳泡性能较好，起泡高度可以达到13.8 cm，半衰期超过10 h。随着浓度的增加，起泡性能迅速升高，半衰期也迅速增加，当浓度超过0.3%后，起泡性、半衰期基本不再变化，综合考虑，选用0.3%为HY-6的最佳浓度。

2.3 HY-6的耐温性能评价

用罗氏泡沫仪，在不同温度下评价起泡剂的耐温性，结果见图 3。

图 3     0. 3%HY-6起泡剂溶液耐温性能评价

由图 3可知，0.3%HY-6起泡剂溶液的起泡高度随温度的升高，先升高后降低；在30 ℃~60 ℃时，半衰期随温度升高变化不大，稳泡性较好，当温度大于60 ℃后半衰期迅速下降，稳泡性能变差。因此，HY-6适合的温度范围为35 ℃~60 ℃，适应靖安油田的地层温度54 ℃。

2.4 HY-6的抗盐性能评价

用不同矿化度的地层水(20 g/L、50 g/L、80 g/L、100 g/L、120 g/L)配制不同浓度的0.3% HY-6起泡剂溶液，在地层温度54 ℃下，测定起泡剂溶液的起泡性能及稳泡性能。结果见图 4。

图 4     不同矿化度下0.3%HY-6起泡及稳泡性能

从图 4可以看出，随矿化度的变化，起泡剂0.3%HY-6溶液的起泡性能和稳泡性能基本不变，抗盐性能非常好。适用的矿化度范围非常广，可在2×104 mg/L ~12×104 mg/L矿化度下使用。

2.5 泡沫体系的气液比优选

通过研究不同气液比的泡沫体系对岩芯的封堵能力的影响来确定最佳气液比，不同气液比下的阻力因子测试结果见表 4。

表 4    不同气液比与阻力因子的关系表（岩芯水相7526×10－3μm2）

从表 4可以看出，开始时随着气液比的增加，阻力因子逐渐增大，到2:1时阻力因子达到最大值，此时泡沫的封堵能力最强。这是因为当气液比太小时不能充分地形成泡沫；气液比继续增加，阻力因子又随之减小，这是因为气液比太大，必然使孔喉上游的气相压力增大，使形成的泡沫膜厚度变薄，强度变小，同时起泡剂溶液供给量不足，难以形成稳定的泡沫，而当气量继续增加时，很容易形成气窜，根本不能形成泡沫[4-6]。因此，选择气液比为2:1。

2.6 泡沫体系对非均质储层的选择性

在图 1的驱替流程中，将饱和油的两个不同渗透率填砂管并联，第一次水驱后注入0.5PV泡沫，然后进行第二次水驱，实验结果见表 5。

表 5    非均质岩芯泡沫驱实验结果

从表 5可以看出，并联填砂管第一次水驱，主要是高渗填砂管出油，采出程度为40.6%，低渗岩芯采出程度为10.5%，注入泡沫后第二次水驱，高低渗填砂管的采出程度都有较大提高，但低渗填砂管提高幅度较大，主要是由于泡沫进入高渗填砂管，形成有效的封堵，从而使泡沫进入低渗填砂管，实现对高低渗填砂管的均匀分流，可见泡沫体系可以改善层间关系。

3 结论

(1) 针对长庆靖安油田地层条件，筛选出性能较好的HY-6作为起泡剂，其最佳浓度为0.3%。

(2) 在不同气液比的条件下，对泡沫阻力因子进行了评价，确定最佳气液比为2:1。

(3) 进行了高低渗并联填砂管的泡沫驱油试验，泡沫可以实现对高低渗填砂管的均匀分流，从而提高综合采出程度。

参考文献
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