摘要:
靖安油田Q1区位于中国西部鄂尔多斯盆地陕北油气叠合富集带，是一个低渗、低压、低丰度的“三低”岩性油藏。现用的AES起泡体系是由AES起泡剂和PAM稳泡剂独立复配而成，施工难度大且低温流动性差，因此优选出了适合Q1区的新型CSGY-FPJ泡沫体系。研究结果表明，CSGY-FPJ起泡剂在起泡性能、表面张力、低温流变性能等方面都明显优于AES起泡剂。通过物模试验可知，当空气泡沫驱注入量为1.0 PV时，CSGY-FPJ泡沫体系和AES泡沫体系的采收率分别为37.5%和32%，继续水驱后最终采收率提高了5.9%。2015年11月，A4、A5注入井开始现场试验，试验后对应油井生产形势变好，液量稳定，含水率下降(由59.7%下降至57.8%)，日增油0.94 t。空气泡沫驱在低渗油层的开发中具有很重要的意义，该研究对低渗油藏的增产具有借鉴作用。
Abstract:
Q1 Area of Jing’an Oilfield was located in the oil and gas folded and enriched belt of Northern Shaanxi in Ordos Basin of Western China, which was a low permeability, low pressure, low abundance (three low properties) lithologic reservoir. The AES foaming system was mixed with the AES foaming agent and foam stabilizer PAM independently; it was difficult for operation and poor flowing at low temperature, so the new CSGY-FPJ foam system was chosen for Q1 Area. The results showed that the CSGY-FPJ foaming agent was better than that of AES foaming agent in the foaming properties, surface tension, and low-temperature rheological properties. The physical model experiment indicated that as the air foam flooding injection volume was 1.0 PV, the recovery rate of CSGY-FPJ foam system and AES foam system was 37.5% and 32% respectively; after water flooding the recovery increased by 5.9%. In November, 2015, field tests were carried out in A4 and A5 Injection Wells. After the test, the production in the corresponding wells is improved, the fluid volume is stable, and the water content decreases from 59.7% to 57.8%, and the daily oil increment is 0.94 t. Air foam flooding is very important in the development of low permeability reservoir. This study can be used as a reference for the production of low permeability reservoirs.
1. 引言
靖安油田Q1区是一个低渗、低压、低丰度的“三低”岩性油藏。空气泡沫驱是适用于该岩性油藏的一种提高采收率技术，具有调剖和驱油双重作用 [1] [2] [3] 。目前国内运用空气泡沫驱油体系有两种，一种是起泡剂和稳泡剂单独成型，配合使用；一种是起泡剂和稳泡剂复配形成复配起泡剂，既具有很好的起泡性能，而且泡沫体系稳定，便于运输和管理。靖安油田Q1区现场现用的起泡体系属于起泡剂和稳泡剂单独成型，现场配合使用，增加了施工难度和管理难度，起泡剂在低于10℃的条件下已凝固为块状固体，不便于现场投加，难以溶于10℃以下注入水 [4] 。针对上述状况，研发开发质量可靠、性能稳定、更加经济的起泡剂和稳泡剂体系，根据生产需要进一步升级为复配起泡剂。
2. 试验药品与仪器
1) 试验材料：现场用起泡剂AES(脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，浓度为70%)，起泡剂CSGY-FPJ (自主研发)，稳泡剂HJ2000聚合物，A3水井注入水(矿化度为3511 mg/L)，B1油井地面产出水(矿化度为24,110 mg/L)，B2油井取样原油(黏度为10 mPa∙s)。
2) 试验仪器：Warning Blender搅拌器，试验人造岩心(尺寸为ø38 mm × 300 mm)，表面张力仪，驱替物模装置(图1)。
Figure 1. The core physical simulation displacement device
图1. 岩心物模驱替装置
3. 新型起泡剂的研究
现场用起泡剂AES能降低油水界面张力，增加油对岩石表面的润湿角，有利于提高驱油效率；但其低温流动性较差，在0℃下已凝固，无法测定其黏度，因此研究了新型起泡剂CSGY-FPJ。CSGY-FPJ主要是由腰果酚聚氧乙烯醚和异构醇聚氧乙烯醚按质量比1:1复配而成，CSGY-FPJ起泡体系中加入稳泡剂抗盐型聚合物HJ2000。
4. 试验结果与讨论
4.1. 起泡剂与注入水的配伍性评价
分别取一定浓度的现场起泡剂AES和新型起泡剂CSGY-FPJ，用A3水井注入水进行配制，加入到B1油井地面产出水中，其中注入水与地层水的体积比为1:1，试验温度45℃，放置时间24 h。试验结果见表1，试验现象均为透明无沉淀，说明AES和CSGY-FPJ与注入水均有良好的配伍性。
Table 1. The compatibility evaluation results of foaming agents
表1. 起泡剂配伍性评价结果
4.2. 起泡剂起泡性能评价
分别取50 mg/L的现场起泡剂AES和新型起泡剂CSGY-FPJ，在30、50、60、80℃温度下进行循环水浴，用模拟注入水配制质量分数为0.5%的起泡剂溶液，测定起泡剂的起泡体积及半衰期。试验结果如表2所示。
Table 2. The performance evaluation results of foaming agents
表2. 起泡剂起泡性能评价结果
在60℃前AES和CSGY-FPJ的起泡体积随温度的升高而增大，但温度继续上升，起泡体积和半衰期急剧下降。这是因为在30℃~60℃范围内，温度升高起泡剂分子间距增大，动能增加，导致表面活性剂的起泡分子增多，表面张力下降。当温度继续上升，至80℃时，疏水基碳链之间的凝聚能力减弱，起泡剂分子间的缔合作用减弱，形成了带电大分子，难以继续形成胶束，因而起泡体积呈下降趋势 [5] [6] [7] 。相同温度下，起泡剂CSGY-FPJ的起泡体积和半衰期明显优于AES。
4.3. 油水表面张力的影响
首先测试A3水井注入水的表面张力为65.021 mN/m，B1油井地层水的表面张力为58.702 mN/m，与起泡剂配伍之后，表面张力和黏度均减小，其中CSGY-FPJ的表面张力和黏度均比AES小，说明了CSGY-FPJ起泡剂更有利于提高驱油效率。
取200 mL B2油井原油分别加入10 mL质量浓度为50 mg/L的起泡剂AES和CSGY-FPJ，搅拌混合均匀后测表面张力，结果如表3所示，当原油中含有起泡剂AES和CSGY-FPJ后，其混合原油的表面张力基本无变化，原油容易混于水中，并能形成乳化液体被采出。
Table 3. The test results of sample surface tension
表3. 样品表面张力测试结果
4.4. 流变性评价
分别称取1 g AES和CSGY-FPJ，加入50 mL蒸馏水，搅拌，30℃水浴静置，测得其溶解时间为1.5 min和1 min，继续水浴约30 min后，冷却，放入0℃冰箱约30 min。试验现象如图2所示，AES在0℃下已凝固，无法测定其黏度。而CSGY-FPJ低温下流动性良好，其黏度20 mPa∙s。
4.5. 物模试验评价
原现场泡沫驱体系(AES泡沫体系)配方：0.5% AES + 0.1% PAM；
改进后泡沫驱体系(CSGY-FPJ泡沫体系)配方：0.5% CSGY-FPJ + 0.1% HJ2000。
物模试验步骤：① 将天然岩心洗油后烘干，测气测渗透率；② 将原油、模拟地层水、稀释后的起泡剂装入样品桶中，升温至80℃，建立束缚水，设置环压泵压力为35 MPa；③ 先模拟地层水开始驱替(至含水率达98%)，再空气泡沫驱替(空气与起泡剂体积比为1:1)，最后水驱(至含水率98%) [8] [9] 。
在试验注入速度为0.02 mL/min的条件下，注入孔隙体积倍数与采收率的关系如图3所示，在初始水驱过程中采收率大致相同；当注入体积达到1.5 PV时，开始转为空气泡沫驱，注入1 PV后，AES泡沫驱体系和CSGY-FPJ体系采收率分别为32.0%和37.5%；再转为水驱至结束，最终采收率分别为40.2%和46.1%。很显然，CSGY-FPJ泡沫驱体系明显要优于AES泡沫驱体系，这是因为CSGY-FPJ起泡体积和半衰期要优于AES，在泡沫驱替过程中，作用范围和作用时间要大，从而提高了洗油效率和空气泡沫驱的采收率。
Figure 3. The evaluation result of foam displacement model test
图3. 泡沫驱物模试验评价结果
5. 现场试验
现场试验选择独立性比较好的A4、A5注入井作为试验井，从2015年11月开始加注新型CSGY-FPJ起泡体系。由B3井组生产曲线(图4)可以看出，在加注新型CSGY-FPJ起泡体系后含水率明显下降，产液量下降的同时油量又呈上升趋势，说明新型CSGY-FPJ起泡体系的起泡能力好于AES体系，驱替体积有所增加，有明显的二次、三次起泡能力，起泡性能优于起泡剂AES。从新型起泡剂使用井组效果(表4)可以看出，对应油井生产形势变好，液量稳定，含水率下降，由59.7%下降至57.8%，日增油0.94 t。
Figure 4. The production curve of Wellblock B3
图4. B3井组生产曲线
Table 4. The effect of new foaming agent application in wells
表4. 新型起泡剂使用井组效果
6. 结论
1) 新型起泡剂CSGY-FPJ在起泡性能、表面张力、低温流变性能等方面都明显优于AES起泡剂。
2) 物模试验表明，在注入速度为0.02 mL/min的条件下，当空气泡沫驱注入量为1.0 PV时，CSGY-FPJ泡沫体系和AES泡沫体系的采收率分别为37.5%和32%，继续水驱后最终采收率提高了5.9%。
3) 选取Q1区的A4、A5注入井作为试验井，在2015年11月由AES泡沫体系改为CSGY-FPJ泡沫体系开始注入，试验后，对应油井生产形势变好，产液量稳定，含水率下降，日增油0.94 t。
NOTES
*通信作者。