CO2泡沫體系性能評價及驅油實驗研究

王 曦

（中國石化勝利油田分公司勘探開發研究院，山東東營 257015）

中外研究成果表明，CO2驅可通過降低原油黏度和油水界面張力、與原油形成混相或近混相而成為提高原油采收率的主要技術之一，但由于地層存在非均質性、CO2流度比原油和水高，會出現CO2氣竄和黏性指進現象，影響CO2驅提高采收率的效果。前人根據不同油藏類型、不同地層水礦化度以及不同地層滲透率，研究了不同相態CO2與多種表面活性劑之間的構效關系，對CO2泡沫體系在多孔介質中的運移規律以及微觀機理進行了研究［1-5］。CO2泡沫體系能有效控制氣體流度并能改善氣驅在非均質油藏中的氣竄和黏性指進現象，在多孔介質中大部分氣體被圈閉在孔隙中，形成較低的水相滲透率，改善水和氣的流度比，進而提高CO2泡沫的波及效率。筆者應用分子模擬設計思想，篩選出能與CO2形成穩定泡沫的表面活性劑體系S6-1，利用室內FOAMSCAN 泡沫掃描儀對泡沫體系性能進行評價，模擬油藏條件進行CO2泡沫體系驅油實驗，以期為大規模礦場注入奠定基礎。

1 實驗試劑與器材

1.1 實驗試劑

實驗藥品主要包括：十二烷基硫酸鈉（SDS），純度≥99%，Sigma；十二烷基苯磺酸鈉（SDBS，C.R），純度≥99%，中國醫藥上?；瘜W試劑公司；烷基聚氧乙烯醚硫酸鈉（AES），純度＞70%，中國醫藥上?；瘜W試劑公司；磺基甜菜堿（DSB），純度＞99%，金陵石化合成提純；椰油酸二乙醇酰胺（6501），純度＞90%，四川花語精細化工；單硬脂酸甘油酯（GMS），純度＞99%，中國醫藥上?；瘜W試劑公司；PEG-100，純度＞99%，中國醫藥上?；瘜W試劑公司；氯化鈉、氯化鎂、氯化鈣和碳酸氫鈉，均為分析純。油相：甲苯，分析純，天津市廣成化學試劑有限公司；正辛烷、癸烷、十二烷，分析純，純度≥99%，天津市科密歐化學試劑開發公司。

1.2 實驗器材

實驗器材主要包括：Ross—miles 泡沫測試儀（50 ℃，常壓）、恒溫水?。?0 ℃，常壓）、萬分之一電子天平、物理模擬驅油流程（80 ℃，工作壓力為24 MPa）、泡沫發生器（自行研制，常溫，工作壓力為10 MPa）、注入泵（常溫，工作壓力為70 MPa）和不同目數的石英砂。

2 起泡劑篩選

目前常用的起泡劑為表面活性劑，通過分子模擬的方式，從眾多表面活性劑中篩選出適合油藏要求的磺基甜菜堿型低張力起泡劑，但是單一的表面活性劑很難達到各項指標的要求，通常通過復配的方式使其達到最優的效果［6-8］。復配不同質量比的SDBS 與6501 兩種表面活性劑制成S6-1，S6-2 和S6-3 3 種起泡劑，對比50 ℃下CO2起泡體積隨時間的變化。實驗結果（圖1）表明，S6-1 具有起泡體積好、穩定性優的特點。

圖1 SDBS與6501不同質量比復配后起泡體積Fig.1 Bubble volume after compounding of SDBS and 6501 with different mass ratios

表面活性劑分子結構是影響泡沫穩定的內在根本因素，不同的表面活性劑由于分子結構不同，其在液膜中的排列以及與水的相互作用不同，從而影響液膜的厚度、彈性以及溶液的黏度，導致泡沫攜液、排液的過程不同，使得泡沫表現出不同的穩定性［9-10］。將S6-1以及二十幾種不同類型的表面活性劑進行了50 ℃下CO2起泡性能對比，結果（圖2）表明，S6-1的起泡體積為213 mL，半衰期為1 112 s，均優于其他表面活性劑，所以選擇S6-1作為起泡劑。

3 CO2泡沫體系靜態物性評價

CO2泡沫體系靜態物性評價包括抗鹽和抗鈣鎂能力評價、耐溫抗老化能力評價和吸附性能評價3部分。

圖2 不同表面活性劑起泡體積和半衰期Fig.2 Bubble volume and half-life period of different surfactants

3.1 抗鹽和抗鈣鎂能力評價

不同起泡劑與礦化度及鈣鎂離子的配伍性不同，一些陰離子表面活性劑易受無機電解質的影響，適量無機電解質可延長泡沫半衰期，但鈣鎂離子過多將嚴重影響起泡能力及穩定性。分別配制了礦化度為10 000，20 000，30 000 mg/L，鈣鎂離子質量濃度均為500 mg/L，起泡劑質量分數為0.5%的泡沫體系，使用泡沫掃描儀對泡沫體系的性能進行測試。從圖3可以看出，隨著礦化度的增加，起泡體積沒有明顯變化，但對半衰期有一定影響，在礦化度為30 000 mg/L 時，泡沫穩定性變差［11-12］，因此礦化度為20 000 mg/L 時對CO2泡沫體系起泡能力與半衰期影響較小。

圖3 泡沫體系抗鹽能力評價結果Fig.3 Evaluation results of salt resistance of foam system

3.2 耐溫抗老化能力評價

泡沫體系注入地層后，要長時間經受地層的溫度、壓力等條件的考驗，所以其耐溫抗老化能力將直接影響驅油效果。用模擬水配制起泡劑溶液質量分數為0.5%的泡沫體系100 mL，密閉放置于85 ℃恒溫箱中，48 h 取出，測試其起泡體積和半衰期。從圖4 可以看出，耐溫前后起泡體積和半衰期都有所下降，但下降幅度不大，維持在較高水平，耐溫后泡沫體系沒有沉淀、渾濁現象發生，熱穩定性好。耐溫前后起泡體積和半衰期降低的原因是：溫度升高后包圍氣體的泡沫液膜蒸發加劇，加速了液膜破裂過程，還會使液膜表面黏度和彈性降低，液膜強度下降，排液速率加快，最終導致所產生CO2泡沫的性能下降［13-14］。

圖4 泡沫體系耐溫能力評價結果Fig.4 Evaluation results of temperature resistance of foam system

3.3 吸附性能評價

當氣相或液相中的分子（或原子、離子）碰撞到固體表面時，由于它們之間的相互作用，使一些分子（或原子、離子）停留在固體表面上，造成CO2泡沫體系驅油效率下降，所以應當盡量降低對泡沫體系的吸附。用模擬地層水配制起泡劑溶液質量分數分別為0.2%，0.3%，0.4%，0.5%，0.6%和0.8%的泡沫體系，各取120 g 置于試劑瓶中，加入80 g 天然河道沙（經過清洗、烘干、過篩，粒徑為70目），密閉；將密閉的試劑瓶固定于80 ℃的恒溫振蕩水浴中，恒溫振蕩24 h，分別測試起泡體積和半衰期。從實驗結果（圖5）可以看出，吸附前后泡沫體系的起泡體積和半衰期均有不同程度的下降，起泡劑溶液質量分數較低時下降的幅度更大，當質量分數大于0.5%后，吸附損耗對溶液的性能幾乎沒有太大影響。在現場應用時，為消除地層對CO2泡沫體系吸附損耗的影響，適當加大起泡劑溶液的質量分數能起到更好的效果［15］。

圖5 吸附前后泡沫體系的起泡體積和半衰期Fig.5 Bubble volume and half-life period of foam system before and after adsorption

4 CO2泡沫體系封堵能力

評價泡沫體系封堵能力的關鍵指標是阻力因子，而阻力因子與注入氣液比、起泡劑溶液質量分數有關［16］。

4.1 注入氣液比

由于地層是非均質的，所以物理模擬實驗設計了高滲透和低滲透模型：模型尺寸為Φ2.5 cm× 30 cm，填充石英砂，實驗溫度為80 ℃，高、低滲透模型滲透率分別為2 870 和20.59 mD，注入速度為0.5 mL/min，注入水為黃河水，起泡劑溶液質量分數為0.5%，回壓為8.5 MPa。首先測定水驅模型進出口兩端壓差作為基礎壓差，然后以氣液比分別為1∶1，2∶1，4∶1和9∶1注入泡沫體系，測定模型進出口兩端壓差，阻力因子為兩者之比（表1）。

表1 高、低滲透模型注入量與氣液比Table1 Injection volume and gas-liquid ratio of high-permeability model and low-permeability model

圖6 高、低滲透模型阻力因子曲線Fig.6 Resistance-factor curves of high-permeability model and low-permeability model

從實驗結果（圖6）可以看出，隨著氣液比的增大，低滲透模型阻力因子增大，當氣液比超過4∶1時，阻力因子下降，這是隨著氣液比的增大，泡沫體系的穩定性下降造成的，體系很難建立起較大的壓差，氣液比為1∶1 或2∶1 時效果較好；高滲透模型阻力因子沒有明顯的增大，氣液比增加到1∶1之后，阻力因子呈現出穩定的趨勢，再增加氣量并不能使阻力因子再增加，所以綜合考慮合理氣液比為1∶1。

4.2 起泡劑溶液質量分數

注入氣液比為1∶1，起泡劑溶液質量分數分別為0.1%，0.3%，0.4%和0.5%時利用高滲透模型測試阻力因子。實驗結果（圖7）表明，當質量分數為0.4%和0.5%時泡沫體系阻力因子比較穩定，質量分數為0.3%時阻力因子明顯變小，質量分數為0.1%時阻力因子很小，考慮吸附實驗結果，確定注入起泡劑溶液質量分數為0.5%。

圖7 不同起泡劑溶液質量分數時泡沫體系的阻力因子Fig.7 Resistance factors of foam system with different mass fractions

5 CO2泡沫體系驅油效率

5.1 不同注入方式篩選

不同的注入方式對驅油效率影響較大［17-18］。設計模型為人工充填石英砂，滲透率為500 mD；實驗原油為勝二區脫水原油；注入水為過濾黃河水；起泡劑溶液質量分數為0.5%；驅替速度為0.5 mL/min；氣液比為1∶1；注入方式包括氣液混合連續注入和氣液混合與水交替注入。由不同注入方式的采收率對比（圖8）看出，連續注入方式采收率穩步提高，但最終采收率較小，而交替注入最終采收率達到60%，高于連續注入方式。

5.2 長巖心驅油實驗

圖8 不同注入方式采收率對比Fig.8 Recoveries of different injection methods

利用高89 塊高89-10 井的井口原油和高89-6井套管氣復配模擬地下原油，模擬地下實驗溫度為126 ℃，模擬地層壓力為29 MPa。長巖心參數包括：長度為95.9 cm，直徑為2.5 cm，有效孔隙體積為81.04 cm3，孔隙度為16.955%，氣測滲透率為5.11 mD，水測滲透率為3.0 mD。從實驗結果（圖9）可以看出：長巖心混相驅采收率為82.74%，進行CO2泡沫驅后采收率達到91.0%，提高了8.53%，證明CO2驅后再進行CO2泡沫驅仍然可以較大幅度提高采收率；CO2泡沫驅后壓差上升到10 MPa左右，體現泡沫體系具有良好的封堵性能，后續水驅仍具有良好的殘余阻力。

圖9 長巖心驅油采收率和壓差變化曲線Fig.9 Oil recovery and differential pressure curves of long core flooding

6 結論

成功設計了陰非型表面活性劑S6-1 作為CO2泡沫體系的起泡劑。CO2泡沫體系具有耐礦化度20 000 mg/L、耐溫80 ℃、起泡劑溶液質量分數大于0.5%時吸附損耗小的優良特點。最佳注入氣液比為1∶1，礦場最佳注入方式為CO2泡沫體系與水交替注入，最終采收率可達到60%。CO2泡沫體系具有良好的封堵性能，后續水驅仍具有良好的殘余阻力。