李亮方吉超伍亞軍由慶王歡戴彩麗.中國石化西北油田分公司石油工程技術(shù)研究院；.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院；.中國地質(zhì)大學(xué)（北京）能源學(xué)院

塔河高溫高鹽油藏凍膠泡沫調(diào)驅(qū)技術(shù)

李亮1方吉超2伍亞軍1由慶3王歡3戴彩麗2
1.中國石化西北油田分公司石油工程技術(shù)研究院；2.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院；3.中國地質(zhì)大學(xué)（北京）能源學(xué)院

針對(duì)塔河高溫高鹽油藏強(qiáng)非均質(zhì)性儲(chǔ)層提高采收率的需求，開展了高溫高鹽油藏凍膠泡沫調(diào)驅(qū)技術(shù)研究。采用Ross-Miles法和GSC強(qiáng)度代碼法，優(yōu)選了耐溫抗鹽起泡劑和凍膠穩(wěn)泡體系，進(jìn)而確定了強(qiáng)度可調(diào)的凍膠泡沫調(diào)驅(qū)體系，配方為0.4%～0.5%HTSP聚合物+0.09%～0.16%REL&MNE交聯(lián)劑+0.2%～0.3%HTS-1起泡劑，泡沫綜合值是普通泡沫的2倍以上。通過物理模擬實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)了凍膠泡沫體系的地層適應(yīng)性和提高采收率性能。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，凍膠泡沫對(duì)地層有較好的選擇適應(yīng)性，在0.6～3.3 μm2范圍內(nèi)，隨著滲透率的增加，殘余阻力系數(shù)增大，剖面改善效果明顯。相比于普通泡沫、單純氣驅(qū)和水驅(qū)，凍膠泡沫技術(shù)能有效啟動(dòng)低滲油層，提高采收率幅度達(dá)到26.93%，是普通泡沫的2.3倍，是注氣調(diào)驅(qū)的6.2倍，且比普通水驅(qū)最終采收率提高14.17%，具有廣闊的應(yīng)用前景，為塔河高溫高鹽油藏進(jìn)一步提高采收提供了新方法。

塔河9區(qū)；高溫高鹽；凍膠泡沫；地層適應(yīng)性；提高采收率

塔河碎屑巖油藏具有“一超三高”的特點(diǎn)：超深（埋深4 200～5 100 m）、高溫（溫度90～137 ℃）、高鹽（地層水總礦化度21×104mg/L，鈣、鎂離子含量1.2×104mg/L）、高水油體積比（500以上）。隨著碎屑巖油藏的開發(fā)，由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，導(dǎo)致注入水沿高滲透條帶竄流，致使油井過早高含水，亟需采用選擇性較好、強(qiáng)度較高的調(diào)驅(qū)劑進(jìn)行調(diào)驅(qū)，擴(kuò)大水驅(qū)波及體積，從而達(dá)到控水穩(wěn)油提高高溫高鹽油藏采收率的目的。文獻(xiàn)表明泡沫調(diào)驅(qū)體系的選擇性較強(qiáng)，耐溫抗鹽性能好，能夠滿足塔河油藏高溫高鹽的苛刻條件［1-3］。但普通泡沫地層穩(wěn)定性較差，封堵強(qiáng)度較弱，難以封堵高滲透條帶，因此防氣竄和控水能力有限。

凍膠泡沫在普通泡沫基礎(chǔ)上進(jìn)一步強(qiáng)化，進(jìn)而提高了泡沫的穩(wěn)定性和體系的強(qiáng)度，兼具了泡沫和凍膠的雙重特性，在調(diào)驅(qū)方面具有獨(dú)特的優(yōu)勢(shì)［4-7］。將一定比例微溶或不溶性氣體（CO2、N2等）通入含有起泡劑的交聯(lián)聚合物成膠液中，借助地面起泡設(shè)備或地層多孔介質(zhì)的剪切作用形成交聯(lián)聚合物強(qiáng)化泡沫，在地層油藏條件下逐漸形成一定強(qiáng)度的交聯(lián)聚合物凍膠泡沫，即凍膠泡沫。凍膠泡沫利用泡沫本身“遇水穩(wěn)定，遇油消泡”特性及在地層孔隙中疊加的賈敏效應(yīng)，對(duì)地層滲透率較高和（或）含水飽和度較高的優(yōu)勢(shì)通道進(jìn)行選擇性封堵，由于穩(wěn)泡作用凍膠的加入強(qiáng)化了泡沫的穩(wěn)定性，達(dá)到防氣竄和控水的雙重目標(biāo)，提高水驅(qū)開發(fā)效果。

目前文獻(xiàn)中耐溫抗鹽的凍膠泡沫報(bào)道較少，且主要集中在凍膠泡沫耐溫方面。李宏等［8］研究了80 ℃條件下耐溫型凍膠泡沫性能，韓樹柏等［9］研究了低溫成膠耐高溫的自生氣膠體泡沫，戴彩麗等［10］研究的高溫凍膠泡沫耐溫最高達(dá)到110 ℃，但對(duì)于塔河高溫高礦化度條件下凍膠泡沫的研究未見報(bào)道。筆者針對(duì)塔河9區(qū)油藏條件優(yōu)選了耐溫耐鹽的起泡劑和凍膠穩(wěn)泡體系，優(yōu)化了凍膠泡沫配方，通過物理模擬實(shí)驗(yàn)研究了凍膠泡沫地層適應(yīng)性及提高采收率性能，為塔河油田碎屑巖高含水油藏進(jìn)一步提高采收率提供技術(shù)支持。

1 實(shí)驗(yàn)部分Experiments

1.1實(shí)驗(yàn)材料和儀器

Experimental materials and instruments

實(shí)驗(yàn)材料：HTS-1和HTS-2為羥磺基甜菜堿，CS-1和CS-2為酰胺丙基甜菜堿，DSB為磺基甜菜堿，TS-1和TS-2為雙子季銨鹽，中國石化西北油田分公司提供；HTSP聚合物相對(duì)分子質(zhì)量300萬，水解度5.6%，德美高科技術(shù)有限公司；REL&MNE酚醛類交聯(lián)劑，宇光科技公司；實(shí)驗(yàn)用水為塔河9區(qū)地層水，礦化度21×104mg/L，鈣鎂離子濃度1.2×104mg/L；實(shí)驗(yàn)用油為塔河9區(qū)脫水脫氣原油，95 ℃黏度為5.80 mPa·s；實(shí)驗(yàn)用填砂管巖心尺寸?25 mm×200 mm，滲透率分布0.6～3.3 μm2；實(shí)驗(yàn)用人造雙層非均質(zhì)巖心尺寸45 mm×45 mm×300 mm，高滲透層滲透率為2.5 μm2，低滲透層滲透率為0.6 μm2。

實(shí)驗(yàn)儀器：Ross-Miles發(fā)泡沫儀，上海耶茂儀器儀表有限公司；恒溫箱UF260，德國Memmert有限公司；多功能泡沫驅(qū)物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置，海安石油科研儀器有限公司；氣體質(zhì)量流量計(jì)，美國Parker Hannifin公司；泡沫發(fā)生器，海安石油科研儀器有限公司。

1.2實(shí)驗(yàn)方法

Experimental method

1.2.1起泡性能 用塔河地層水配制不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的起泡劑溶液，按文獻(xiàn)［11］中的泡沫性能評(píng)價(jià)方法在95 ℃條件下對(duì)起泡劑進(jìn)行起泡性能評(píng)價(jià)，記錄起泡體積和半衰期，計(jì)算泡沫綜合值。

1.2.2凍膠的成膠性能 用塔河地層水配制不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的成膠液，將其裝入安瓿瓶中燒熔密封后置于95 ℃下進(jìn)行成膠反應(yīng)，每隔一定時(shí)間觀察安瓿瓶中的成膠強(qiáng)度，采用Sydansk提出的GSC強(qiáng)度代碼法［12］確定凍膠強(qiáng)度等級(jí)，凍膠強(qiáng)度穩(wěn)定時(shí)的時(shí)間即為成膠時(shí)間。

1.2.3封堵性能 實(shí)驗(yàn)采用填砂管巖心模擬地層滲流剖面，恒溫95 ℃模擬油藏溫度，以0.7 mL/min的注氣速度，穩(wěn)定注入凍膠泡沫0.3 PV，記錄注入壓力，計(jì)算阻力系數(shù)。將填砂管巖心密封后，成膠72 h后繼續(xù)水驅(qū)，記錄注入壓力，計(jì)算殘余阻力系數(shù)及封堵率。

1.2.4巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn) 實(shí)驗(yàn)采用雙層非均質(zhì)巖心模擬地層非均質(zhì)性，實(shí)驗(yàn)步驟如下：（1）巖心在95 ℃下烘干5 h，稱干重；（2）抽真空飽和地層水，稱濕重，計(jì)算孔隙體積；（3）在95 ℃下飽和地層脫水脫氣原油，恒溫老化48 h，計(jì)算含油飽和度；（4）以0.5 mL/min的注入速度水驅(qū)至含水率76%左右，計(jì)算水驅(qū)采收率；（5）注入凍膠泡沫0.3 PV，注氣速度為0.7 mL/ min，氣液比1∶1，氣液混注，于95 ℃烘箱中候凝72 h；（6）在95 ℃以1 mL/min的注入速度水驅(qū)至含水達(dá)98%，計(jì)算整體采收率；（7）重復(fù)過程1～4，將步驟5中調(diào)驅(qū)劑變化為繼續(xù)水驅(qū)、普通泡沫、氮?dú)夥謩e進(jìn)行驅(qū)替，繼續(xù)步驟6。

2 凍膠泡沫配方優(yōu)化Formulation optimization of gelled foam

2.1起泡劑的優(yōu)選

Optimization of foaming agent

泡沫體系存在大量的界面，是能量的不穩(wěn)定體系。起泡劑能夠大幅度降低氣液界面能，降低泡沫體系能量，使其穩(wěn)定性得到大幅度提高。在95 ℃下，采用Ross-Miles法優(yōu)選起泡劑，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖1所示。

圖1　不同起泡劑的起泡性能Fig.1 Foaming properties of different foaming agent

從圖1中可以看出，在起泡劑濃度0.05%～0.40%范圍內(nèi)，起泡體積隨起泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加先上升后趨于平穩(wěn)，其中HTS-1的起泡體積最高，CS-1與CS-2的起泡性能次之。起泡體積反映起泡劑的起泡能力，隨著起泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，起泡劑分子向氣液界面吸附，降低表面張力，當(dāng)增加到一定程度時(shí)，即達(dá)到起泡劑的臨界膠束濃度后，起泡劑分子在氣液界面的吸附量達(dá)到最大值，表面張力及體系能量不再減小，起泡體積不再增大。隨液相內(nèi)起泡劑分子膠束的形成，在一定程度上會(huì)影響液相黏度，造成個(gè)別起泡劑起泡體積略有下降［13］。半衰期是泡沫穩(wěn)定性的重要表征，實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明HTS-1起泡劑的穩(wěn)定性最好，其次是HTS-2和CS-2。由于臨界膠束濃度點(diǎn)為體系能量低點(diǎn)，使得半衰期隨起泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的變化也呈現(xiàn)一個(gè)先上升后趨于平緩的過程。綜合泡沫的起泡體積和半衰期，以泡沫綜合值為主要評(píng)價(jià)指標(biāo)，優(yōu)選出凍膠泡沫用起泡劑為HTS-1，使用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%～0.3%。

2.2凍膠穩(wěn)泡體系的優(yōu)選

Optimization of gelled foam stabilizing system用塔河地層水配制不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的凍膠穩(wěn)泡體系成膠液，以GSC強(qiáng)度代碼法評(píng)定成膠液的成膠時(shí)間和成膠強(qiáng)度。耐溫耐鹽聚合物HTSP和酚醛類交聯(lián)劑REL&MNE在95 ℃下的成膠結(jié)果如表1所示。從表中可以看出，當(dāng)HTSP聚合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%～0.5%、REL&MNE酚醛類交聯(lián)劑為0.09%～0.16%時(shí)，可形成凍膠強(qiáng)度從F到H可調(diào)、成膠時(shí)間38～55 h可控的穩(wěn)定體系，老化60 d后脫水率小于3%，能夠滿足構(gòu)建高強(qiáng)度凍膠泡沫和可動(dòng)凍膠泡沫體系的需要。隨著聚合物和交聯(lián)劑濃度的增加，酚醛類交聯(lián)劑中的—CH2OH與聚合物中的酰胺基增多，使交聯(lián)反應(yīng)加快，交聯(lián)點(diǎn)增多，造成凍膠的成膠時(shí)間縮短、成膠強(qiáng)度增大。

2.3凍膠泡沫體系配方優(yōu)化

Formulation optimization of gelled foam system

基于凍膠強(qiáng)度等級(jí)、熱穩(wěn)定性及凍膠泡沫綜合成本，優(yōu)選凍膠強(qiáng)度為F、G和H級(jí)的凍膠配方與起泡劑構(gòu)建凍膠泡沫體系（表2），形成弱、中、強(qiáng)3種不同強(qiáng)度的凍膠泡沫配方，以可動(dòng)凍膠泡沫和高強(qiáng)度凍膠泡沫相結(jié)合的方式進(jìn)行調(diào)驅(qū)，滿足現(xiàn)場對(duì)近井封堵遠(yuǎn)井調(diào)驅(qū)的需求。采用Ross-Miles法對(duì)普通泡沫和不同強(qiáng)度的凍膠成膠液泡沫體系進(jìn)行了泡沫性能評(píng)價(jià)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出成膠液泡沫體系的起泡體積比普通泡沫略有下降，說明凍膠體系的加入對(duì)起泡能力有一定的負(fù)面影響，但泡沫半衰期得到顯著提高。凍膠體系的加入，增加了泡沫體系的液相黏度，造成凍膠泡沫體系的起泡體積有一定的下降，但在很大程度上減弱了凍膠泡沫體系的排液及Plateau邊界效應(yīng)，增強(qiáng)了泡沫液膜的黏彈性，大幅度提高了泡沫綜合值，凍膠泡沫成膠液泡沫的綜合值是普通泡沫的2倍以上。

表1　HTSP / REL&MNE聚合物凍膠成膠情況Table 1 Gelling performance of the HTSP/REL&MEN polymer

表2　凍膠泡沫體系配方優(yōu)化Table 2 Formulation optimization of gelled foam system

3 性能評(píng)價(jià)Performance evaluation

3.1地層適應(yīng)性

Stratum adaptability

凍膠泡沫的注入性和剖面改善能力受地層非均質(zhì)程度影響較大，通過阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)評(píng)價(jià)凍膠泡沫對(duì)不同滲透率地層的選擇性封堵能力。實(shí)驗(yàn)采用一維填砂管巖心，凍膠配方選用中強(qiáng)度配方0.4 % HTSP+ 0.12 % REL&MNE+0.2%HTS-1，注入?yún)?shù)參考文獻(xiàn)［14］優(yōu)化的泡沫體系注入?yún)?shù)：氣液比為1∶1，注氣速度0.7 mL/min，氣液混注1.0 PV，實(shí)驗(yàn)溫度95 ℃。實(shí)驗(yàn)結(jié)果（圖2）表明向不同滲透率的地層注入凍膠泡沫體系，滲透率小于3.233 μm2時(shí)，阻力系數(shù)變化較小，高滲巖心的阻力系數(shù)為5.7，低滲巖心的殘余阻力系數(shù)為3.9。殘余阻力系數(shù)隨滲透率的增加而變大，高滲巖心的殘余阻力系數(shù)為114.3，而低滲巖心的阻力系數(shù)為58.8。由后續(xù)水驅(qū)穩(wěn)定壓力計(jì)算其相對(duì)滲透率，高滲管為0.028 μm2，低滲管為0.012 μm2，進(jìn)一步計(jì)算巖心封堵率得高滲管為99.1%，大于低滲巖心的98.3%，表明凍膠泡沫對(duì)高滲透層的封堵作用大于低滲層。由于泡沫為非牛頓流體，存在剪切稀釋現(xiàn)象，地層滲透率越低對(duì)泡沫的剪切作用越強(qiáng)，對(duì)泡沫的穩(wěn)定性及成膠液成膠性有不利影響，注入時(shí)的阻力系數(shù)偏小。隨著巖心滲透率變大，巖心對(duì)泡沫流體的剪切作用變?nèi)?，凍膠泡沫體系穩(wěn)定且成膠效果較好，能夠?qū)Φ貙赢a(chǎn)生較有效的封堵。因此泡沫對(duì)地層的封堵有較強(qiáng)的選擇性，在一定范圍內(nèi)“堵大不堵小”，有效封堵優(yōu)勢(shì)通道而對(duì)低滲層封堵較小，剖面改善作用明顯，能夠有效擴(kuò)大地層水驅(qū)波及體積。

圖2　滲透率對(duì)凍膠泡沫封堵性能的影響Fig.2 Effect of permeability on plugging performance of gelled foam

3.2巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

Core-flooding experiments

凍膠泡沫兼具氣驅(qū)、泡沫驅(qū)和水驅(qū)的作用機(jī)理，通過實(shí)驗(yàn)對(duì)比普通水驅(qū)、氣驅(qū)、普通泡沫驅(qū)和凍膠泡沫驅(qū)效果研究凍膠泡沫提高采收率性能。氣驅(qū)用氣為N2，普通泡沫的配方為0.2%HTS-1起泡劑+N2，凍膠泡沫配方為0.4%HTSP聚合物+0.12%REL&MNE交聯(lián)劑+0.2%HTS-1起泡劑+ N2，在95 ℃下進(jìn)行調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)，利用雙層非均質(zhì)巖心模擬地層非均質(zhì)性，實(shí)驗(yàn)過程模擬油藏的實(shí)際開采情況，含水率達(dá)到76%左右時(shí)進(jìn)行增產(chǎn)措施。巖心基本參數(shù)見表3，注入調(diào)驅(qū)劑量為0.3 PV，結(jié)果見圖3～6。

表3　雙層非均質(zhì)巖心物理參數(shù)Table 3 The physical parameter of double-layer heterogeneous core

圖3　普通水驅(qū)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)Fig.3 The core-flooding experiment with common water flooding

圖4　注氣調(diào)驅(qū)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)Fig.4 Profile control and displacement experiment by gas injection

圖6　凍膠泡沫調(diào)驅(qū)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)Fig.6 Profile control and displacement experiment with gelled foam

普通水驅(qū)實(shí)驗(yàn)（圖3）可知，一直進(jìn)行水驅(qū)至含水率達(dá)98%時(shí)，最終采收率為38.29%。采用注氣調(diào)驅(qū)開采（圖4），水驅(qū)至含水率76.7%時(shí)的采收率為24.47%，注入氮?dú)?.3 PV，注氣的過程中很容易發(fā)生氣竄，氣竄后含氣率很快上升至96%，含水率與含氣率之和達(dá)99%，產(chǎn)氣后壓力有明顯的下降趨勢(shì)，由0.045 MPa下行至0.037 MPa，轉(zhuǎn)水驅(qū)后壓力進(jìn)一步下降至0.032 MPa，隨著水驅(qū)的進(jìn)行，壓力緩慢上升并趨于平穩(wěn)，含水率與含氣率之和先迅速降至82%，后慢慢上升至98%，最終采收率為40.61%，采收率增值為16.14%，較普通水驅(qū)最終采收率提高了2.23%。注氣調(diào)驅(qū)有較弱的剖面改善效果，且氣竄較嚴(yán)重，產(chǎn)氣量較大，提高采收率效果較差。

為了控制氣竄，提高波及體積，采用普通泡沫調(diào)驅(qū)（圖5），水驅(qū)至含水率78.0%時(shí)的采收率為26.22%。注普通泡沫0.3 PV，含水率與含氣率之和上升到90%，采收率增至33.28%，出現(xiàn)了明顯的氣體產(chǎn)出現(xiàn)象。后續(xù)水驅(qū)的過程中含水率與含氣率之和下降至81.0%后慢慢上升，水驅(qū)至含水率98%時(shí)的最終采收率為45.88%，采收率增值達(dá)19.66%，較普通水驅(qū)最終采收率提高了7.59%。普通泡沫驅(qū)有一定的剖面改善性，注入壓力有一定的提高，但防氣竄效果不明顯，水驅(qū)波及體積有限，提高采收率效果一般。

采用凍膠泡沫調(diào)驅(qū)（圖6），水驅(qū)至含水率76.0%時(shí)采收率為25.53%。注凍膠泡沫0.3 PV，含水率降至58.75%，階段性產(chǎn)氣2次，含氣率分別為28.14% 和23.75%，含水率與含氣率之和升至82.5%，注入壓力由0.050 MPa上升至0.053 MPa，采收率上升至35.27%。后續(xù)水驅(qū)過程中氣體少量階段性產(chǎn)出，含水率與含氣率之和先下降至66%后慢慢上升，當(dāng)含水率與含氣率之和達(dá)到98%時(shí)，最終采收率為52.46%，采收率增值達(dá)26.93%，較普通水驅(qū)提高采收率14.17%。在注入凍膠泡沫的過程中，可能由于凍膠泡沫前沿與巖心水接觸造成起泡劑及成膠液稀釋，導(dǎo)致泡沫穩(wěn)定性減弱，少量氣體突破，含水率與含氣率之和呈鋸齒狀波浪性變化，但凍膠泡沫整體穩(wěn)定性較好，反映了注入過程中存在較好的防氣竄和控水能力。后續(xù)水驅(qū)過程中含水率與含氣率之和先下降后緩慢上升說明凍膠泡沫能夠有效改善滲透剖面，擴(kuò)大了水驅(qū)波及體積，提高采收率效果明顯。

對(duì)比采收率實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以發(fā)現(xiàn)，凍膠泡沫調(diào)驅(qū)效果最好，以含水率達(dá)98%時(shí)水驅(qū)采收率為參比基準(zhǔn)，凍膠泡沫驅(qū)提高采收率性能是普通泡沫驅(qū)的2.3倍，是注氣調(diào)驅(qū)提高采收率性能的6.2倍，充分說明凍膠泡沫具有較好的泡沫穩(wěn)定性及剖面改善能力，控水穩(wěn)油效果明顯，用于高溫高鹽調(diào)驅(qū)具有較強(qiáng)的優(yōu)勢(shì)。

4 結(jié)論Conclusions

（1）研制了耐溫95 ℃、抗鹽21×104mg/L的凍膠泡沫體系0.4%～0.5%HTSP聚合物 +0.09%～0.16% REL&MNE交聯(lián)劑+0.2%～0.3%HTS-1起泡劑，可形成強(qiáng)度可調(diào)的凍膠泡沫調(diào)驅(qū)體系，泡沫綜合值是普通泡沫的2倍以上。

（2）凍膠泡沫對(duì)地層滲透率有較好的選擇適應(yīng)性，在0.6～3.3 μm2范圍內(nèi)，隨著滲透率的增加，阻力系數(shù)有小幅度增加，殘余阻力系數(shù)增加較大，有明顯“堵大不堵小”的特性，有利于封堵優(yōu)勢(shì)通道，剖面改善作用明顯，能夠有效擴(kuò)大波及體積。

（3）相比于普通泡沫、單純氣驅(qū)和水驅(qū)，凍膠泡沫能有效啟動(dòng)含油飽和度高的低滲油層，提高采收率幅度最大，達(dá)到26.93%，是普通泡沫的2.3倍，是注氣調(diào)驅(qū)的6.2倍，且比普通水驅(qū)最終采收率提高14.17%。凍膠泡沫調(diào)驅(qū)技術(shù)能有效提高高溫高鹽油藏采收率，具有廣闊的應(yīng)用前景，為塔河高溫高鹽油藏進(jìn)一步提高采收率提供了新途徑。

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（修改稿收到日期 2015-12-03）

〔編輯 朱 偉〕

Study on technology of profile control and oil displacement with gelled foam for high temperature and high salinity reservoir of Tahe Oilfield

LI Liang1， FANG Jichao2， WU Yajun1， YOU Qing3， WANG Huan3， DAI Caili2
1. Research Institute of Petroleum Engineering Technology， SINOPEC Northwest Oilfield Company， Urumqi 830011， China；2. Petroleum Engineering College， China University of Petroleum （East China）， Qingdao， Shandong 266555， China；3. School of Energy Resources， China University of Geosciences （Beijing）， Beijing 100083， China

In view of enhanced oil recovery of high temperature， high salinity and significantly heterogeneous reservoir in Tahe Oilfield， research on technology of profile control and oil displacement with gelled foam for high temperature and high salinity reservoir was carried out in this paper. Through Ross-Miles and GSC strength code method， the heat-resistance and salt-tolerance foaming agent and gelled foam stabilizing system was optimized， and the composition and formula of gelled foam profile control and oil displacement system with adjustable strength is determined： 0.4%-0.5% HTSP polymer+0.09%-0.16% REL&MNE crosslinker+0.2%-0.3% HTS-1 foaming agent. The synthetic value of foam is over two times that of common foam. The adaptability of gelled foam system to different strata and its capacity to enhance oil recovery are evaluated through physical simulation experiment. The results show that gelled foamhas great selective adaptability to stratum， for permeability ranging from 0.6μm2to 3μm2， the residual resistance factor increases with increase of formation permeability， leading to obvious profile control effect. Compared with common foam， simple gas flooding and water flooding， the gelled foam system could activate low permeability reservoir effectively and enhance oil recovery up to 26.93%. Incremental oil recovery obtained through gelled foam is 2.3 times that of common foam， 6.2 times that of gas flooding and 14.7% higher than that of common water flooding. Gelled foam has a wide application prospect， which provides a new method for further enhanced oil recovery in Tahe high temperature and high salinity reservoirs.

Tahe 9 Block； high temperature and high salinity； gelled foam； stratum adaptability； enhanced oil recovery

LI Liang， FANG Jichao， WU Yajun， YOU Qing， WANG Huan， DAI Caili. Study on technology of profile control and oil displacement with gelled foam for high temperature and high salinity reservoir of Tahe Oilfield［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38（2）： 260-266.

TE357.46

A

1000 -7393（ 2016 ） 02 -0260-07

10.13639/j.odpt.2016.02.025

北京市自然基金青年項(xiàng)目“高溫高鹽油藏驅(qū)油用表面活性劑的設(shè)計(jì)合成、表征及性能評(píng)價(jià)”（編號(hào)：3154040）。

李亮（1984-），2009年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（北京），獲應(yīng)用化學(xué)專業(yè)碩士學(xué)位，現(xiàn)從事調(diào)剖堵水及三次采油方面工作，工程師。通訊地址：（830011）新疆烏魯木齊長春南路466號(hào)中國石化西北油田分公司石油工程技術(shù)研究院。電話：0991-3161635。E-mail： liliang.xbsj@sinopec.com

由慶（1980-），2009年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東），獲油氣田開發(fā)工程博士學(xué)位，2013年從北京大學(xué)博士后出站到中國地質(zhì)大學(xué)（北京）能源學(xué)院工作，現(xiàn)從事提高采收率與采油化學(xué)方向的教學(xué)與科研工作，副教授。通訊地址：（100083）北京市海淀區(qū)學(xué)院路29號(hào)。電話：010-82322754。E-mail：youqing@cugb.edu.cn

引用格式：李亮，方吉超，伍亞軍，由慶，王歡，戴彩麗.塔河高溫高鹽油藏凍膠泡沫調(diào)驅(qū)技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2016，38 （2）：260-266.