吳光煥，吳正彬，李偉忠，韋濤

（1.中國石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東東營257015；2.中國石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京102249）

熱化學(xué)劑性能評價及輔助水平井蒸汽驅(qū)可視化實(shí)驗(yàn)

吳光煥1，吳正彬2，李偉忠1，韋濤1

（1.中國石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東東營257015；2.中國石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京102249）

針對孤島油田中二北區(qū)稠油油藏單純蒸汽驅(qū)開發(fā)效果差的問題，利用室內(nèi)實(shí)驗(yàn)對洗油劑氮?dú)馀菽臒峄瘜W(xué)復(fù)合流體改善蒸汽驅(qū)開發(fā)效果進(jìn)行了研究。發(fā)泡劑性能評價實(shí)驗(yàn)中，以泡沫發(fā)泡體積、半衰期和阻力因子來評價洗油劑對發(fā)泡劑性能的影響。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，洗油劑與發(fā)泡劑有良好的配伍性，洗油劑能夠增強(qiáng)發(fā)泡劑的發(fā)泡能力、泡沫的穩(wěn)定及封堵性能。二維可視化實(shí)驗(yàn)表明：水平井蒸汽驅(qū)波及范圍有限，注入洗油劑氮?dú)馀菽膹?fù)合流體后，能夠有效提高蒸汽驅(qū)剩余油的效率，泡沫的封堵作用則能夠大大提高油層波及范圍，與單純蒸汽驅(qū)相比，復(fù)合流體的波及效率增加了27.25百分點(diǎn)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果為中二北區(qū)稠油油藏?zé)峄瘜W(xué)驅(qū)油先導(dǎo)試驗(yàn)提供了依據(jù)。

蒸汽驅(qū)；洗油劑；氮?dú)馀菽蛔枇σ蜃?；可視化；熱化學(xué)流體

孤島油田中二北區(qū)油藏埋藏深，油層壓力高，非均質(zhì)性強(qiáng)，從而導(dǎo)致注蒸汽開采的過程中蒸汽到達(dá)油藏深部時熱損失大，蒸汽的干度低。在蒸汽驅(qū)的過程中，蒸汽帶小，而熱水帶大，使得蒸汽的熱效率低，所以，單純的蒸汽驅(qū)會造成驅(qū)替不均衡，開發(fā)效果差［1-4］。泡沫作為一種良好的驅(qū)油劑被廣泛應(yīng)用于稠油油藏開發(fā)中。泡沫具有較高的視黏度，能改善油水流度比，擴(kuò)大油層波及范圍，從而進(jìn)一步提高原油采出程度［5-8］。洗油劑作為一種良好的降黏試劑，在油層中極易附著于油水界面，與原油發(fā)生乳化，形成水包油型（O/W）乳狀液，降低油水界面張力，從而攜帶、捕集、聚并剩余油，增加油層的洗油效率［9-10］。本文以孤島油田中二北區(qū)油藏為目標(biāo)區(qū)塊，利用油田現(xiàn)場提供的洗油劑和發(fā)泡劑，對洗油劑和氮?dú)馀菽瓘?fù)合流體輔助蒸汽驅(qū)的開發(fā)機(jī)理進(jìn)行了可視化研究，為現(xiàn)場熱化學(xué)體系開發(fā)稠油先導(dǎo)試驗(yàn)提供依據(jù)。

1　發(fā)泡劑性能評價

在不同溫度下測試洗油劑對發(fā)泡劑的發(fā)泡性能和封堵性能的影響。

1.1洗油劑對發(fā)泡劑靜態(tài)性能的影響

泡沫發(fā)泡體積和半衰期是評價發(fā)泡劑性能的重要指標(biāo)，前者用來評價泡沫的發(fā)泡性能，后者用來評價泡沫的穩(wěn)定性。本文測試了室溫（17℃）和50，70，90，120，150，180，200℃時發(fā)泡劑的發(fā)泡體積和半衰期，以及添加洗油劑后相同溫度下的發(fā)泡體積半衰期，并將兩者進(jìn)行對比。實(shí)驗(yàn)所用的儀器包括羅氏泡沫儀、恒溫水浴、高溫高壓反應(yīng)釜等。實(shí)驗(yàn)所用的材料包括油田現(xiàn)場提供的發(fā)泡劑和洗油劑、配制的模擬地層水等。

實(shí)驗(yàn)過程中，配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%的發(fā)泡劑溶液。當(dāng)溫度低于90℃時，實(shí)驗(yàn)在恒溫水浴中進(jìn)行；當(dāng)溫度高于90℃，實(shí)驗(yàn)在可視化高溫高壓反應(yīng)釜中進(jìn)行。在不同的溫度點(diǎn)時，保持壓力不低于飽和蒸汽壓，以保證溶液為液態(tài)［11］。同樣地，測試洗油劑對發(fā)泡劑的發(fā)泡性能影響時，配制洗油劑和發(fā)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)均為0.5%的復(fù)合流體，在不同的溫度下測試發(fā)泡體積和半衰期。通過2組實(shí)驗(yàn)的對比，來分析洗油劑對發(fā)泡劑性能的影響。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖1所示。

圖1　不同溫度下發(fā)泡劑的實(shí)驗(yàn)結(jié)果

對比圖1a和圖1b可看出：添加洗油劑后，在油藏溫度下，發(fā)泡劑的發(fā)泡體積和半衰期均大于未添加洗油劑的情況；隨著溫度的升高，添加與未添加洗油劑2種情況下發(fā)泡劑的發(fā)泡體積和半衰期都逐漸降低，但在高溫情況下，添加洗油劑的發(fā)泡體積和半衰期都仍略大于未添加洗油劑時。這說明，洗油劑能增強(qiáng)該種發(fā)泡劑的發(fā)泡性能和穩(wěn)泡性能，兩者有較好的協(xié)同作用。1.2洗油劑對發(fā)泡劑封堵性能的影響

發(fā)泡劑的封堵性能可用泡沫阻力因子來表征。阻力因子是指泡沫體系在巖心中運(yùn)移達(dá)到平衡時，巖心兩端產(chǎn)生的壓差與單純注水時產(chǎn)生的壓差之比。泡沫阻力因子可表示為

式中：Rf為泡沫阻力因子；pf為工作壓差，MPa；pm為基礎(chǔ)壓差，MPa。

泡沫阻力因子測試實(shí)驗(yàn)在一維填砂管內(nèi)進(jìn)行，分別測定不同溫度下添加與未添加洗油劑的泡沫阻力因子。實(shí)驗(yàn)流程如圖2所示。

圖2　泡沫封堵實(shí)驗(yàn)流程

主要實(shí)驗(yàn)步驟如下：

1）按照實(shí)驗(yàn)流程安裝好實(shí)驗(yàn)裝置，然后在10 MPa下試壓30 min，保證系統(tǒng)的密封性。

2）以1.0 mL/min的速度向填砂管中注入地層水，出口端出水穩(wěn)定后，通過收集采出液，利用達(dá)西定律計(jì)算填砂管的孔滲數(shù)據(jù)。

3）設(shè)置回壓為1.5 MPa，測試不同溫度下，水氣同注達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)時填砂管的壓差，該壓差即為不同溫度時的基礎(chǔ)壓差pm。其中，地層水和氮?dú)獾淖⑷胨俣确謩e為1.0 mL/min和50.0 mL/min。

4）測試不同溫度下，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%的發(fā)泡劑溶液和氮?dú)馔瑫r注入達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)時填砂管的壓差，該壓差即為不同溫度時的工作壓差pf。其中，發(fā)泡劑溶液和氮?dú)獾淖⑷胨俣确謩e為1.0，50.0 mL/min。

根據(jù)以上實(shí)驗(yàn)可以獲得不同溫度下相對應(yīng)的工作壓差和基礎(chǔ)壓差，從而獲得不同溫度下的泡沫阻力因子。同樣地，將步驟4）中的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%的發(fā)泡劑溶液換成質(zhì)量分?jǐn)?shù)均為0.5%的洗油劑和發(fā)泡劑的復(fù)合流體，測試不同溫度下洗油劑對發(fā)泡劑封堵能力的影響。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖3所示。

圖3　阻力因子隨溫度的變化情況

從圖3可以看出：隨著溫度的升高，2種情況下泡沫的封堵能力都大幅降低；但是，與未添加洗油劑相比，添加洗油劑的泡沫阻力因子始終更大。這說明該洗油劑與發(fā)泡劑有良好的配伍性。洗油劑在油藏溫度以及高溫狀態(tài)下不僅能夠保持良好的性能，還能增強(qiáng)泡沫的封堵能力。

2　復(fù)合流體輔助蒸汽驅(qū)可視化實(shí)驗(yàn)

2.1材料及設(shè)備

實(shí)驗(yàn)材料主要包括耐高溫高壓打孔石英玻璃片、粒徑為40目的玻璃微珠、質(zhì)量分?jǐn)?shù)均為0.5%的發(fā)泡劑和洗油劑的復(fù)合流體等。實(shí)驗(yàn)用油為勝利油田中二北地面脫氣原油，原油密度為0.98～1.09 g/cm3，50℃時黏度為6 500～8 500 mPa·s。

實(shí)驗(yàn)設(shè)備主要包括二維可視化模型、ISCO恒速平流泵、蒸汽發(fā)生器、溫控儀、中間容器、壓力計(jì)、量筒等若干。

本次實(shí)驗(yàn)利用二維平板可視化模型進(jìn)行驅(qū)油，通過圖像采集系統(tǒng)記錄驅(qū)油過程，并分析蒸汽驅(qū)和洗油劑氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)的機(jī)理。實(shí)驗(yàn)流程見圖4。

實(shí)驗(yàn)基本步驟如下：

1）按照實(shí)驗(yàn)流程連接好實(shí)驗(yàn)裝置。

2）飽和水。通過ISCO平流泵，以0.2 mL/min的流量向可視化模型中泵入配制的地層水，出口端見水穩(wěn)定時飽和過程即完成。

3）飽和油。以0.2 mL/min的流量向可視化模型中注入原油，出口端含油率達(dá)到100%且出油穩(wěn)定時飽和油的過程完成。

4）蒸汽驅(qū)。以0.2 mL/min的流量向可視化模型中注入蒸汽，進(jìn)行蒸汽驅(qū)，蒸汽溫度為200℃。產(chǎn)出液含水率達(dá)到90%時停止蒸汽驅(qū)。

5）注洗油劑氮?dú)馀菽瓘?fù)合流體。以0.2 mL/min的流量向可視化模型中連續(xù)注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)均為0.5%的洗油劑和發(fā)泡劑的復(fù)合流體，當(dāng)采出液含水率達(dá)到90%停止驅(qū)替。

實(shí)驗(yàn)過程中記錄產(chǎn)水、產(chǎn)油等數(shù)據(jù)，并用高清相機(jī)記錄模型平面波及效率。

圖4　可視化實(shí)驗(yàn)流程

2.2實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

2.2.1平面波及變化情況

由圖5可知：水平井蒸汽驅(qū)過程中，注入的蒸汽沿著水平井跟端向水平生產(chǎn)井推進(jìn)。初期由于油水黏度差異，存在明顯的黏性指進(jìn)現(xiàn)象；隨著注入汽量的增加，水平井前段波及范圍增加，但是蒸汽波及到的部分仍有大量的剩余油存在。注蒸汽結(jié)束時，蒸汽驅(qū)的平面波及效率為45.06%。

從圖6可以看出：在蒸汽驅(qū)結(jié)束之后注入洗油劑和氮?dú)馀菽膹?fù)合流體，油層平面波及進(jìn)一步擴(kuò)大，能有效擴(kuò)大油層的平面波及，最終的波及效率達(dá)到72.31%，與單純蒸汽驅(qū)相比提高了27.25百分點(diǎn)。復(fù)合流體注入過程中，可視模型中蒸汽掃過的區(qū)域，部分變成了亮黃色，說明復(fù)合流體中的洗油劑能夠有效地提高油層的洗油效率。而注入的泡沫則有利于抑制竄流通道內(nèi)蒸汽和熱水的流動，擴(kuò)大蒸汽和熱水的波及效率。另外，洗油劑與氮?dú)馀菽膮f(xié)同作用，既能夠提高稀油效率，同時又能夠擴(kuò)大波及范圍。

圖5　水平井蒸汽驅(qū)過程

圖6　蒸汽驅(qū)后注洗油劑+氮?dú)馀菽^程

2.2.2微觀機(jī)理分析

對復(fù)合流體輔助蒸汽驅(qū)微觀機(jī)理，主要從洗油劑在孔隙間的附存情況（見圖7）和氮?dú)馀菽⑷牒蟮那闆r（見圖8）來分析。

圖7　洗油劑在孔隙間的附存情況

從圖7可以看出：洗油劑掃過的區(qū)域，部分原油由黑色變成了褐色。在洗油劑的作用下，蒸汽驅(qū)后剩余的連續(xù)油相被分散為球形水包油乳狀液滴（O/W型乳狀液），部分O/W型乳狀液滴被后續(xù)注入流體帶入流動通道而被逐漸采出；分散的乳狀液利用賈敏效應(yīng)封堵竄流通道，在多孔介質(zhì)中的卡堵、捕集也有利于后續(xù)流體轉(zhuǎn)向，從而擴(kuò)大波及范圍［12-13］。

從圖8可以看出：連續(xù)注入的氮?dú)馀菽?jīng)過多孔介質(zhì)后變成了更多的泡沫段塞；蒸汽驅(qū)后，A處的剩余油比B處的少。由于泡沫具有“遇油消泡，遇水穩(wěn)定”的特性［14-15］，因此注入的泡沫首先進(jìn)入A處，并在A處形成穩(wěn)定的泡沫。與蒸汽和熱水相比，泡沫具有更大的表觀黏度，從而使水流方向轉(zhuǎn)向B處，驅(qū)出B處的剩余油。B處驅(qū)替到一定程度后，剩余油變少，開始有泡沫生成，使水流方向轉(zhuǎn)向其他含油部位。氮?dú)馀菽倪@種暫堵和轉(zhuǎn)向功能使得油層平面波及進(jìn)一步擴(kuò)大。

圖8　注氮?dú)馀菽⒂^圖像

3　結(jié)論

1）泡沫發(fā)泡體積和半衰期隨著溫度的升高而降低；添加洗油劑后，在高溫下的發(fā)泡體積和半衰期以及阻力因子都有所增加，洗油劑能增強(qiáng)該種發(fā)泡劑的發(fā)泡性能和穩(wěn)泡性能，增大泡沫的封堵能力。

2）可視化實(shí)驗(yàn)表明：水平井蒸汽驅(qū)出現(xiàn)明顯黏性指進(jìn)，單純蒸汽驅(qū)波及效率有限，存在大量剩余油；注入洗油劑和氮?dú)馀菽膹?fù)合流體，能夠提高蒸汽波及范圍內(nèi)的洗油效率，同時泡沫的封堵作用能夠進(jìn)一步提高油層的波及范圍。與單純蒸汽驅(qū)相比，注入復(fù)合流體后，油層的波及系數(shù)從45.06%增加到了72.31%，增加幅度明顯。

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（編輯李宗華）

Chemical performance evaluation and visualized experiment of thermal chemical-assisted steam flooding for horizontal well

WU Guanghuan1，WU Zhengbin2，LI Weizhong1，WEI Tao1
（1.Geological Research Institute，Shengli Oilfield Company，Dongying 257015，China；2.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Beijing 102249，China）

In view of the poor effect of pure steam flooding for heavy oil reservoirs in Zhong′erbei Block，Gudao Oilfield，the experiment that thermal chemical compound system contains oil displacement agent and nitrogen foam to improve the effect of steam flooding was conducted.In the evaluation experiment of foaming agent performance，foam volume，half-time and resistance factor are used as the indexes to evaluate the effect of oil displacement agent on foaming agent.The results show that oil displacement agent has good compatibility with foaming agent，and could enhance the foaming ability，stability and blocking performance of foaming agent.The results of 2D visible experiment show that the sweep efficiency of steam flooding with horizontal well is limited.The injection of thermal chemical compound fluid could effectively improve displacement efficiency and sweep efficiency because of the synergistic effect of oil displacement agent and foam.Compared with pure steam flooding，the sweep efficiency improves 27.25%with thermal chemical compound fluid.The results of this study provide basis for the thermal chemical flooding pilot test in Zhong′erbei heavy oil reservoir.

steamflooding；oildisplacementagent；nitrogenfoam；resistancefactor；visualization；thermalchemicalfluid

國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目“裂縫型稠油油藏非等溫滲吸機(jī)理及動力學(xué)模型”（51274212）；中海石油（中國）有限公司重大專項(xiàng)“海上稠油油藏?zé)岵晌锬＜皵?shù)模研究”（YXKY-2013-TJ-02）

TE357.4

A

10.6056/dkyqt201605026

2016-01-23；改回日期：2016-07-09。

吳光煥，男，1968年生，高級工程師，1992年畢業(yè)于西南石油學(xué)院油藏工程專業(yè)，主要從事稠油熱采研究工作。E-mail：wuguanghuan.slyt@sinopec.com。

引用格式：吳光煥，吳正彬，李偉忠，等.熱化學(xué)劑性能評價及輔助水平井蒸汽驅(qū)可視化實(shí)驗(yàn)［J］.斷塊油氣田，2016，23（5）：658-662.

WU Guanghuan，WU Zhengbin，LI Weizhong，et al.Chemical performance evaluation and visualized experiment of thermal chemicalassisted steam flooding for horizontal well［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（5）：658-662.