低渗油藏中泡沫对窜流通道封堵能力的影响因素研究

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中图分类号：TE357.46单位代码：11414学号：2013212182题目低渗油藏中泡沫对窜流通道封堵能力的影响因素研究学科专业油气田开发工程研究方向提高采收率与采油化学硕士生张昱指导教师岳湘安教授张立娟讲师二○一六年五月 硕士学位论文独创性声明郑重声明：本硕士学位论文是作者个人在导师的指导下，独立进行研究工作所取得的成果，。除了文中特别加以标注和致谢的地方外论文中不包含其他个人和集体己经发表或撰写的研究成果，也不包含为获得中国石油大学或者其它单位的学位或证书所使用过的材料。对本研究做出贡献的个人和集体＾均已在论文中做了明确的说明并表示了谢意。作者和导师完全意识到本声明产生的法律后果由作者和导师相应承担。：作者签名：Ｆ！期导师签名，＾日期：硕士学位论文版权使用授权书本学位论文作者及指导教师完全了解中国石油大学（北京）学位论文版权使用的有关规定，使用方式包括但不限于：学校有权保留并向有关部门和机构送交学位论文的复印件和电子版：允许学位论文被查阅和借阅；学校可以公布学位论文的全部或部分内容，可以采用影印、缩印或扫描等复制手段保存和汇编学位论。文；可以将本学位论文的全部或部分内容编入有关数据库进行检索。本学位论文属于保密范围，保密期限ｉ年，解密后适用本授权书本学位论文作者如需公开出版学位论文的部分或全部内容，必须征得导师书面同意。：曰期作者签名＾：导师签＾日期：ｉｂｌｉＡａｔＬ￣－Ｉ 摘要摘要目前我国低渗透油藏开采对调剖驱油技术需求日益迫切。泡沫体系因其良好的注入性和封堵能力是低渗透油藏调驱的最佳选择之一，但实际应用中却存在着很多问题。针对这些问题，本文开展了低渗油藏中泡沫对窜流通道封堵能力的影响因素研究，为提高泡沫在低渗油藏的封堵能力和调驱效果提供依据。针对目标油藏的条件，以溶解性为指标筛选出12种发泡剂；使用Waring-Blender法，以发泡体积和泡沫稳定性为指标，确定了发泡剂的最佳使用浓度；复配出1种强发泡能力和1种强稳定性的发泡剂。研究了气液表面张力对发泡能力和稳定性的影响。结果表明，在高表面张力范围内，随着表面张力的降低，发泡剂的发泡能力增强，泡沫稳定性降低；在低表面张力范围内，发泡能力和泡沫稳定性与表面张力无明显相关性。这说明，在低表面张力范围，泡沫性质的主控因素不仅仅是表面张力，而是由多重因素决定。通过泡沫在均质长岩心中的注入实验和在非均质岩心中的驱油实验，研究了发泡能力和稳定性对泡沫封堵能力和调驱效果的影响。实验结果表明，发泡能力强，稳定性相对较弱的发泡剂（0.3%LAO+0.5%OA-12）封堵效果和调驱效果优于弱发泡能力、强稳定性发泡剂（0.3%LAO+0.5%AES）。通过均质长岩心中的泡沫注入实验，研究了储层渗透率、裂缝和储层非均质性对泡沫封堵效果的影响。实验结果表明，泡沫对水流通道的封堵效果与其渗透率的关系存在一个临界值（kc）。在水流通道渗透率低于kc的区间，渗透率越高，封堵效果越好；在水流通道渗透率高于kc的区间，渗透率越高封堵效果越差。采用非均质并联岩心开展了泡沫封堵选择性实验，在本文的实验条件下，渗透率级差为37.1的非均质并联管中，有97.1%的泡沫体系进入高渗管；后续注水过程中，高渗管的分流率由95.1%降低到55.9%。并联管的非均质性过强或者过弱，泡沫对高渗管的封堵效果均变差。采用泡沫在均质长岩心和非均质岩心中注入实验，研究了注入速度、注入量以及注入段塞浓度对泡沫封堵效果和调驱效果的影响。实验表明，适当地提高注入速度有利于提高泡沫封堵强度；但是，注入速度过高，容易形成气窜，封堵能力会下降。在注入泡沫量低于0.6PV区间，增加注入量可改善泡沫调驱效果；在高于0.6PV区间，泡沫调驱效果随注入量增加的改善不明显。发泡剂浓度降低会导致油藏深部发泡效果、泡沫强度大幅下降，不能起到深部调驱，提高波及效率-II- 摘要的作用。因此，实际注入的发泡剂应高于实验优化的浓度，避免在实际油藏中发泡剂吸附和稀释导致浓度降低对发泡效果的影响。关键词：低渗透油藏；提高采收率；调驱；泡沫；封堵能力-III- ABSTRACTStudyonInfluenceFactorsofFoam’sBlockingAbilityonFlowChannelsinLow-PermeabilityOilReservoirABSTRACTNowadays,thedemandforprofilecontrolandoildisplacementtechnologyinlow-permeabilityoilreservoirsisbecomingincreasinglyurgentinChina.Becauseofitsgoodinjectionabilityandblockingability,foamsystemisoneofthebestchoices.However,therearemanyproblemsinitsapplication.Tosolvetheseproblems,thispapercarriedoutaresearchontheinfluencefactorsoffoamsystem’sblockingabilityonwaterchannelinginlow-permeabilityoilreservoirstoprovideabasisforimprovingthefoamsystem’sblockingabilityandoildisplacementeffectinlow-permeabilityreservoirs.Undertargetreservoir’sconditions,12foamingagentswerechosenbasedonsolubility.ByusingWaringBlendermethod,thebestconcentrationofthefoamingagentswasdeterminedbasedoninitialfoamvolumeandfoamstability.1strongfoamingabilityagentand1strongfoamstabilityagentwereselectedthroughcompoundingexperiments.Theeffectofgas-liquidsurfacetensiononfoamingabilityandstabilitywasstudied.Resultsshowthatintheextentofhighsurfacetension,withthedecreaseofthesurfacetension,foamingabilityofthefoamingagentsenhanceswhilefoamstabilitygoesotherwise.Intheextentofthelowsurfacetension,foamingabilityandfoamstabilityhavenoobviousrelevancewiththesurfacetension.Thisindicatesthatinlowsurfacetensionrange,themaincontrolfactorsoffoampropertiesaren’tmerelythesurfacetension.Itmaybedecidedbymultiplefactors.Byfoaminjectingexperimentsinlonghomogeneouscoresandoildisplacementexperimentsinheterogeneouscores,theinfluenceoffoamingabilityandfoamstabilityonfoamsystem’sblockingabilityandoildisplacementeffectwerestudied.Experimentalresultsshowthatthefoamagent(0.3%LAO+0.5%OA-12)withstrong-IV- ABSTRACTfoamingabilityandrelativelyweakerstabilityhasbetterblockingabilityandoildisplacementeffectthanthefoamagent(0.3%LAO+0.5%AES)withweakfoamingabilityandstrongstability.Throughfoaminjectingexperimentinlonghomogeneouscores,theinfluenceofthepermeability,fractureandreservoirheterogeneityonfoamblockingabilitywerestudied.Theexperimentalresultsshowthattherelationshipbetweenthefoam’sblockingeffectonwaterchannelsandthepermeabilityhasacriticalvalue(kc).Intherangeofpermeabilitywhichislowerthanthekc,thehigherthepermeability,thebettertheblockingeffect.Whenpermeabilityishigherthankc,thehigherthepermeability,thepoorertheblockingeffect.Foamblockingselectivityexperimentswereconductedinheterogeneousparallelcores.Undertheexperimentalconditions,intheheterogeneousparallelcoresofpermeabilitycontrast37.1,97.1%ofthefoamsystemflowsintohighpermeabilitycore.Duringsubsequentwaterfloodingprocess,highpermeabilitycoreflowratepercentagedeclinesfrom95.1%to55.9%.Whethertheheterogeneityofparallelcoresistoostrongortooweak,foamblockingeffectforhighpermeabilitycoresbecomespoorer.Theinfluenceofinjectionspeed,injectionvolumeandinjectionslugconcentrationonfoamblockingandoildisplacementeffectwerestudiedbyfoaminjectingexperimentsinhomogeneousandheterogeneouscores.Itshowsthatincreasinginjectionrateappropriatelyhelptoimprovefoamblockingstrength.Butthetoohighinjectionrateiseasytoleadtogaschannelingandblockingabilitywilldecline.Whenfoaminjectionvolumeislowerthan0.6PV,increasinginjectionvolumecanimprovethefoamfloodingeffect.Whenhigherthan0.6PV,thefoamoildisplacementeffectdoesn’triseobviouslywithinjectionvolumeaddition.Decreaseoffoamingagentconcentrationwillreducefoamingeffectindeepreservoirandfoamstrengthgoesdownsharply,soimprovingdeepdisplacementandsweepefficiencycannotbeachieved.Therefore,theactualfoamingagentconcentrationshouldbegreaterthanthatoftheexperimentaloptimizationtoavoidadsorptionanddilutionoffoamingagentinthereservoirs.KeyWords：lowpermeabilityreservoir；enhancedoilrecovery；profilecontrolanddisplacement；foamsystem；blockingability-V- 目录目录硕士学位论文独创性声明...............................................................................................I硕士学位论文版权使用授权书.......................................................................................I摘要..........................................................................................................................IIABSTRACT..................................................................................................................IV第1章绪论..................................................................................................................11.1论文研究的背景及意义.................................................................................11.2国内外研究现状.............................................................................................31.2.1多孔介质内泡沫的泡沫形成与流动.................................................31.2.2油气田开发用泡沫体系的评价方法.................................................51.2.3泡沫调驱的研究现状与前景.............................................................91.3论文主要研究内容及技术路线...................................................................121.3.1研究内容...........................................................................................121.3.2技术路线...........................................................................................12第2章泡沫体系的评价及优化筛选........................................................................132.1配伍性评价...................................................................................................132.1.1实验设备、材料与实验方案...........................................................132.1.2发泡剂单剂的配伍性筛选结果.......................................................142.2发泡剂浓度和组成优化...............................................................................162.2.1实验设备、材料与实验方案...........................................................162.2.2浓度优化...........................................................................................172.2.3复配体系的筛选...............................................................................202.3本章小结.......................................................................................................22第3章泡沫体系性质对泡沫封堵能力的影响........................................................233.1表面张力对泡沫体系性质的影响...............................................................233.1.1表面张力对发泡能力的影响...........................................................233.1.2表面张力对泡沫稳定性的影响.......................................................273.2实验条件对岩心中泡沫性质的影响...........................................................283.2.1段塞大小的影响...............................................................................293.2.2气液比的影响...................................................................................32-VI- 目录3.2.3注入速度的影响...............................................................................333.2.4压力的影响.......................................................................................353.3泡沫性能对岩心中泡沫封堵能力的影响...................................................373.3.1对岩心中发泡效果的影响...............................................................373.3.2对泡沫在油藏中运移阻力的影响...................................................393.3.3对采收率的影响...............................................................................433.4本章小结.......................................................................................................48第4章储层性质对泡沫封堵效果的影响................................................................494.1储层渗透率的影响.......................................................................................494.2裂缝的影响...................................................................................................554.3储层非均质性的影响...................................................................................584.3.1实验设备、材料与实验方案...........................................................584.3.2非均质性对泡沫封堵能力的影响...................................................594.4本章小结.......................................................................................................64第5章注入条件对泡沫封堵效果的影响................................................................665.1注入速度的影响...........................................................................................665.2注入量的影响...............................................................................................705.3注入段塞浓度的影响...................................................................................735.4本章小结.......................................................................................................76第6章结论........................................................................................................77参考文献..................................................................................................................79致谢........................................................................................................................84-VII- 中国石油大学（北京）硕士学位论文第1章绪论1.1论文研究的背景及意义据调研，国内新近勘探且未开发的油田绝大多数以低渗透油田为主，约占新探明储量的90%以上，其中特低渗油田在低渗中占70%-80%[1-4]。面对国际油价低迷的新形势，低成本地开发低渗油田、高效率地提高低渗油田采收率，是我国石油企业可持续发展的关键所在，对保证我国能源安全的意义重大。对于低渗透油藏来说，油藏中存在原生裂缝和油水井压裂形成的人工裂缝，并且长期注水冲刷造成了油藏中大孔道发育，导致注入水沿裂缝或高渗透带突进，形成水窜，造成注入水的无效循环和油井的暴性水淹，从而影响油田高产和稳产[5-7]。因此调剖堵水是低渗透油藏生产亟需解决的关键问题。低渗油藏剩余油所在部位渗透率低，渗流阻力大，注入能力差，因此要求调剖剂既能封堵住水窜又不能把高渗通道完全堵死，导致后续水或驱油剂无法注入。所以低渗油藏调剖技术难度高于中高渗油藏。虽然调剖堵水技术一直是中高渗非均质油藏提高采收率主要手段之一，但是各种调剖技术在低渗油藏中的使用暴露出一定的局限性[8]。早期调剖技术使用的是利用水基水泥和封隔器对高渗层进行分层封堵的方法，即机械调剖。机械调剖施工简单，成本较低，在现场施工中往往成为优先考虑的调剖方法。但是机械调剖法存在较大的应用限制，在非均质性严重的层位，机械调剖很难较好的作用，而且机械调剖法主要在近井地带作用，不能进行深部调剖，而且在水平井中极难应用[9]。单液法调剖指注入单一组分堵剂的调剖方法，调剖剂在进入地层后，会受到地层环境的影响而沉淀或吸附来堵塞、封堵高渗透层。无机单液法调剖剂如硫酸亚铁等来源广、价格低、抗温性好，但是颗粒小、强度低，不能有效地封堵较大孔道[10]。其他无机调剖剂如煤粉灰、高炉矿渣等长期使用后对剩余油部位产生污染，影响剩余油的启动。而有机单液法调剖剂如木质素-聚丙烯酰胺、酚醛树脂、聚合物-高价金属离子、碱木素等粘度过高，注入性差，热稳定性、抗盐性差[11-12]。21世纪之前，C.S.McCool等通过室内实验研究了聚丙烯酞胺和𝐶𝑟3+混合体系封堵高渗通道的机理，N.A.Mumallah通过一种实用方法实验证明封堵强度很高的弱凝胶体系的可实现约99.4%左右的封堵率，此后凝胶调剖技术越来越得到重视-1- 第1章绪论[13-15]。但是凝胶调剖也存在一些缺陷：一、成胶时间难以控制，高温下成胶时间过短，在井筒中形成冻胶堵塞井筒；二、成胶强度难以掌握，受温度、矿化度等影响；三、交联体系在地层孔隙喉道内运移造成接触地层水后的稀释、岩石壁面的吸附，成胶后流动的机械剪切、热降解等[16]。21世纪后，提出了深部调剖剂—聚合物微球。雷光伦[17]等合成了微材料，制作了与孔喉尺度匹配的聚合物微球，并在室内进行了微球调剖实验以及在油田现场进行了少量矿场试验。姚传进[18]等人研究了不同粒径匹配关系下弹性微球的封堵性能以及渗透率级差对剖面改善能力的影响，开展了矿场试验，结果表明一定条件下，弹性微球改善剖面能力较好。但是以化学药剂交联作为生成方式的的纳米级聚合物微球抗拉强度低，热稳定性差（低于100摄氏度），交联程度严重影响储能模量，封堵强度不够高[19-20]。聚合物微球现场应用中使用浓度较高，用量较大，而且所用化学交联剂等的成本较高，现场使用存在经济不划算的问题[21-22]。对于目标油藏CQ油田的C6油层，主力油层C611-2层平均渗透率1.98×10-3μm2。渗透率突进系数5.59，渗透率级差140.2，1/3的井存在天然裂缝和人工裂缝，属于特低渗透岩性油藏。存在储层非均质性强，注入水驱不均，裂缝主侧向的开发矛盾导致侧向油井单井产能较低，常规稳水控油措施效果逐渐变差等开发问题。对于目标油层特低渗、非均质强的特点，调剖剂的强度因注入性和防止污染低渗层的要求而不能过大，调剖剂在窜流通道中要具有一定的运移能力；但是低渗透油藏中剩余油存在部位启动压力大，又要求调剖剂具有一定的封堵能力，能够对高渗层局部形成有效的封堵。因此，对目标油藏，封堵剂要求既能堵得住水，又不能对剩余油所在层位产生污染，低渗油藏水窜通道的治理和利用之间存在矛盾。所以，具有对高渗层封堵能力强、进入低渗孔道量少从而可以选择性地封堵高渗孔道；密度小、注入性好，能运移至油藏深部生泡发挥作用；“遇水稳定、遇油消泡”，不污染剩余油层位等优良性质的泡沫调剖是最佳选择之一[23-26]。当前泡沫调剖技术在一些油田的注水井处理中得到成功实施，但应用主要集中在近井地带的堵水。对于油藏深部封堵方面，尤其是在低渗透、非均质油藏中的泡沫体系的性能评价指标，泡沫体系在油藏中实际的封堵效果和运移规律，泡沫体系在低渗透油藏中的适应性，特别是对于渗透率、裂缝和非均质性的适应范围研究，还需要进一步进行加强。此外泡沫调驱应用中所面临的许多实际问题如注入条件的研究还不够清晰。因此，为了改变这一情况，对低渗油藏中泡沫对窜流通道封堵能力的影响因素的研究就非常有意义。-2- 中国石油大学（北京）硕士学位论文1.2国内外研究现状1.2.1多孔介质内泡沫的泡沫形成与流动（1）泡沫在多孔介质中的形成泡沫是气体在液体中的分散体系，是由水、气和发泡剂组成的具有非牛顿流体流变性的二相体系，产生泡沫的首要条件是气液接触[27]。发泡剂一般是表面活性剂，它的作用机理和结构密切相关。其分子结构包括较长链的非极性亲油基团和较短的极性亲水基团[28]。向发泡剂水溶液中混入气体后，发泡剂分子中的非极性基团进入气相，极性基团进入水相，发泡剂便在这内外气液界面上形成双吸附层，就形成气泡。当气泡聚集量很多时，这些气泡就形成大量而密集的具有空间结构的泡沫。目前，对于泡沫的结构研究一般认为1个平面单元中3个气泡交角彼此呈120°，因此最为常见的泡沫结构是类似于蜂巢状的稳定的六边形泡沫相互接触[29]。在油藏多孔介质中，泡沫的产生主要有三种机理：液膜滞后（Leave-behind）、缩颈分离（CapillarySnap-off）、液膜分断（LamellaeDivision）[30-32]。①液膜滞后[27、29、30]王增林、李兆敏、杜庆军认为液膜滞后是泡沫在低气液流速时生成的重要机理。孔隙中存在来自各个方向进入的气体，孔隙中原先充满的液体被气体压缩变形，形成液膜，但并未形成气泡，仅是毛管力的作用下被拉长，气体仍为连续相。由于阻力而阻塞气体通道，从而使气体的相对渗透率下降。江建林[31]认为液膜滞后发生在气体流动速度较高时，气体流经孔隙中发泡剂溶液后，液膜滞留在气体后面，在与流动方向同向上生成连续泡沫。徐锋[32]认为气体从上游的小孔隙流入下游的大孔隙导致液膜滞后。②缩颈分离泡沫的缩颈分离也称卡断作用。杜庆军认为缩颈分离是气体流速较高下产生泡沫的主要机理，气体前缘在喉道处伸入喉道另一侧，毛管压力沿着气体长度方向逐渐减小，如果毛管压力低于临界值，在压差作用下进入喉道的液体会使气泡分断，形成离散态的气泡，气泡中的气体为不连续相。江建林则认为是气体低速通过孔隙介质时生成泡沫的主要机理，气体通过充满液体的喉道时，毛管力发生改变，喉道处的毛管压力增大，原有气泡截断生成新气泡。徐锋认为孔喉中充填了液体，气体侵入后驱替液体，如果气体与孔喉的长度之比较大，在孔喉处气体-3- 第1章绪论运移时易被卡断而产生离散的气泡。缩颈分离能否发生取决于喉道处毛管压力与孔隙处毛管压力的相对大小及孔喉比[33-34]。在均质油藏中，由于泡沫的生成使孔隙中毛管力上升，因而无法连续发生缩颈分离[35]。在非均质油藏中，缩颈分离重复发生在气体从较小喉道进入较大孔道时，在大孔道中生成，这使得泡沫具有选择性封堵高渗层的能力[36]。③薄膜分断薄膜分断需要有移动的液膜，是进一步重新变形或第二次再生的机理，孔隙具有一定的几何形状和驱动力。当气泡运移至多分支的孔隙时，液膜被孔隙分割形成两个或两个以上的非连续泡沫。这一现象在某一点可能发生无数次。当泡沫大小远小于孔隙尺度或驱动压力梯度较小，即使气泡经过分支孔隙也不能被分割。（2）泡沫在多孔介质中的破灭泡沫破裂是由于液膜破裂或气体通过液膜扩散所致。原油的存在与否对泡沫破裂情况有着很大影响[37]，因此泡沫破裂分为两种不同情况。①原油存在的情况：表面活性剂是两亲结构，其非极性基团优先进入油相而非气相，使得表活剂分子离开气水界面，有效浓度降低，泡沫稳定性变差，液膜变薄。当原油接近多个气泡的交界处时，随着气泡液膜与油滴的相互作用，油滴变成薄膜状后平铺到气泡液膜上，导致气泡液膜的变薄最终破裂，多个气泡合并为一个气泡，在泡沫驱油的前缘处经常发生这种原油存在情况下的泡沫破灭。②原油不存在的情况：没有油时，气体透过液膜扩散是导致气泡破灭的主要原因。由Laplace方程可知，液膜弯曲处内外界面压差与曲率半径成反比，两个气泡如果具有不同的主曲率半径，则半径较小的气泡内的气体压力大于半径较大的气泡，因而当二者相接触时气体会从压力较高的小气泡通过液膜扩散到压力较低的大气泡中，前者体积变小，后者体积变大，最终导致小气泡破裂的现象。（3）泡沫在多孔介质中的流动Marsden和Khan认为[40]泡沫体系是作为整体同时流过孔隙介质的。然而Holm[41]的实验结果表明，泡沫不是整体通过多孔介质的，泡沫内气体先从液相中逸出导致泡沫破灭，然后又形成新的泡沫。Best等人[42]推测气体程离散相在发泡剂溶液中流动，他们发现当多孔介质中不含气体时，一部分水和气体会在岩心空隙中同时流动，甚至同时流过细小的喉道。而且认为是泡沫膜界面处毛管力作用形成的阻力降低了气体相对渗透率。庞占喜[43]等研究表明多孔介质中泡沫大小随孔隙直径而改变，泡沫通过曲折狭小的喉道时，大气泡破裂，在压力梯度作用下-4- 中国石油大学（北京）硕士学位论文生成的小气泡。液相连续流动，气相则以破裂后再生的不连续形式流动。程浩[44]等人研究表明孔隙介质中大孔道中存在泡沫，中孔道中存在被捕集的气体，而小孔道中为剩余的水相的自由流动。有学者[27]通过实验发现注入泡沫后，泡沫在油层内的流动是一种复杂的物理化学渗流，沿流动方向有三个渗流带：从前到后依次是水包油乳状液，泡沫混气水和水包油乳状液共存带，泡沫渗流带。泡沫持续地破灭后重新生成是通过多孔介质内孔隙喉道时发生的，气体是离散相，液体是连续相。综合上述研究，至少有如下三种泡沫在多孔介质中的流动机理的观点：①泡沫流动在多孔介质中大部分气体被捕集，只有一少部分气体作为游离气流动，流动规律符合达西定律；②泡沫流动不破坏泡沫体系结构的完整性，泡沫体系中气体、液体的流速一致；③泡沫流动是经由泡沫持续地破灭与重新生成进行，泡沫中的气体流动类似离散相，而液体则构成一种连续相的流动；大多数研究结果表明第三种流动方式是泡沫在多孔介质中流动的主要方式。在泡沫调驱技术中，在油藏中能够连续生成泡沫是技术应用成功的前提条件。然而泡沫在油藏中的实际生成过程是泡沫不断破灭与再生的动态过程，生成泡沫的条件是泡沫生成速度大于破灭速度[38-40]。由泡沫在多孔介质中生成和破灭的主要机理可以看出，油藏中泡沫形成需要具备的条件不一定等同于体相泡沫。因此，如何在泡沫调驱过程中使注入的发泡剂及气体能够生成泡沫，改善发泡效果是泡沫调驱过程中需要研究的一个问题。1.2.2油气田开发用泡沫体系的评价方法油气田开发用泡沫体系的性质主要指气液表面张力、发泡剂发泡能力和形成泡沫的稳定性。（1）气液表面张力与气液界面相切、垂直于作用线、指向液面缩小的方向上的单位长度上的收缩力就是气液界面张力，即表面张力[8]。泡沫形成后整个体系的总表面积增大，因而体系具有较大的能量；泡沫的破灭减小了体系的总表面积，降低了原有体系的能量。从能量的角度来说降低表面张力可以在生成泡沫时较少做功，所以液体的表面张力很可能是影响发泡剂发泡能力和形成泡沫的稳定性的因素之一[24]。一些研究表明液体的低表面张力有利于生成泡沫。陈伟章等[45-46]测定了四种-5- 第1章绪论不同阴离子表面活性剂的表面张力和发泡能力，在表面活性剂质量分数较低时，表面张力随浓度的增大降低，起泡高度随表活剂质量分数的增大迅速增加，在达到临界胶束浓度（CMC）后表面张力达到稳定值，浓度到达2倍CMC附近，起泡高度趋于平衡值，表面张力和起泡高度存在明显的负相关关系。另一些研究[47-48]指出液体的表面张力低有利于生成泡沫，这是仅就与表面张力高的液体相对而言的，在浓度低于CMC时，随着表面张力的降低泡沫起泡高度迅速增加，但是浓度高于CMC后直到起泡体积达到稳定的浓度，泡沫起泡高度增加幅度十分有限。即生成泡沫时，低表面张力不能保证泡沫有较好的稳定性，只有当泡沫能形成蜂巢状多面体液膜时（这种液膜具有较高的强度），降低表面张力才有利于泡沫的稳定。根据Laplace公式，多个六边形液膜的交界点处与各个液膜之间的压差与正比于表面张力，降低表面张力，则压差减小，减慢了泡沫间排液速度，使得泡沫更稳定。但是，也有研究表明[49-51]表面张力单一因素并不能决定泡沫的性质。比如，一些有机物溶液，如乙醇、异丁醇等，它们的表面张力比纯水低很多，可能比某些表活剂溶液还要低，但是向这些溶液中通入气体生成稳定的泡沫很困难。发泡剂的发泡能力与表面张力之间不存在明显相关性[52]。在常温下浓度达到CMC后，十二烷基硫酸钠水溶液的表面张力约为38mN/m，这个值很高，而且一些氨基酸水溶液的表面张力更高，但它们均能生成较稳定泡沫，而丁醇水溶液的表面张力为较低的25mN/m，却不能生成稳定的泡沫。测量表面张力的静力学法有吊片法、旋滴法、悬滴法、滴体积法、最大气泡压力法，毛细管上升法、duNoüy环法、Wilhelmy盘法；动力学法有震荡射流法、毛细管波法等。①吊片法吊片法测量界面张力的基本原理是当吊片与两相界面接触时，必须施加一个与界面张力大小相等方向相反的平衡力。但是该方法仅适用于油水两相密度差不大于0.4g/cm2，界面张力在5.0~105mN/m之间的样品，不能测量低界面张力样品。②悬滴法悬滴法测量界面张力的基本原理是在恒定的温度下，细管中被测的液体（相对密度大的一项）在重力和界面张力的作用下形成具有一定形状的悬于针头的液滴（悬滴）浸没在另一相（密度较低）中。通过光学系统对悬滴摄影成像，对图像进行测量后，计算出该试样与周围介质的界面张力。该方法适用于一般液体和粘稠液体，虽然可以测量比吊片法更低界面张力的样品，测量范围达到-6- 中国石油大学（北京）硕士学位论文10-2~10-1mN/m，但是仍然无法测量超低界面张力样品。③旋滴法旋滴法测量界面张力的基本原理是将密度较低相置于密度较高相的液体中，二者一同在水平管中高速旋转时，液滴在离心力的作用下沿水平管轴线方向被拉长。在特定液滴长度时，离心力与界面张力平衡。该方法可以测定高密度相为透明相的两相之间的超低界面张力，测量范围：10-6~100mN/m。（2）发泡能力和稳定性泡沫的发泡能力和稳定性在宏观空间中和油藏多孔介质中由于存在机理的本质区别，所以评价方法上也截然不同。目前，国内外对评价宏观空间中油气田开发用的泡沫发泡能力和稳定性的方法已经研究多年，有很多种成熟的评价方法[53-56]。国际石油工程师协会（SPE）常用搅拌法评价发泡剂性能，其优点为实验步骤简洁，实验耗时短，发泡剂用量小，结果准确。搅拌法测量发泡能力和泡沫稳定性的搅拌工具常用Warning-Blender调混器。实验步骤一般为在调混器筒中倒入指定体积的发泡剂溶液，以相同的转速搅拌相同的时间后记录筒内泡沫体积（即初始发泡体积）和泡沫底部析出体积为所倒入发泡剂溶液的50%时的时间（即排液半衰期），前者表征发泡能力，后者表征泡沫稳定性。罗氏泡沫仪则是倾倒法的常用仪器，该方法实验过程一般为在泡沫移液管内倒入发泡剂溶液，倾倒液体使其在重力的作用下从相同高度和直径的细孔中下落，流体与底部的刻度管中一定体积的同一发泡剂溶液撞击混合后产生泡沫。以倾倒指定体积的发泡剂溶液时生成泡沫体积表征发泡能力，以经过一定时间后的剩余泡沫体积表征泡沫稳定性。打击法是使用电动或手动方法使得装满发泡剂溶液的带孔圆盘相对于盘中的活塞转动，通过转动在规定的时间内匀速击打发泡剂溶液产生泡沫，用击打结束一定时间后剩余的泡沫体积评价其发泡能力。两次实验分别测量对比用液体的泡沫体积V1和实验用发泡剂溶液的泡沫体积V2，二者比值Vs表示发泡剂溶液的相对发泡能力，即：V2V100%（1-1）sV1美国石油协会（API）常用模拟法评价发泡剂性能。其实验步骤为配制一定体-7- 第1章绪论积的标准溶液，外管中预先放置定量石英砂，将溶液以1:3的比例分别倒入外管和泡沫液罐中，然后以一定流量通入空气混合产生泡沫，直至外管充满泡沫，再以一定速度通入发泡剂溶液一定时间，发泡剂溶液会将携带泡沫返出，测量全部泡沫返出所用液体的体积。相同条件下使用剩余的发泡剂溶液做一组重复实验，求两次实验的平均值，即为综合评价发泡能力和稳定性的指标。但是在油藏孔隙中泡沫发泡能力和稳定性与体相泡沫存在着本质上的区别：一是体相泡沫是气泡与气泡之间的相互接触，泡沫直径在毫米量级，气泡先排液后破灭。而在油藏中泡沫气泡被孔隙壁面的约束，泡沫尺度在微米量级，气泡排液、破灭过程受到孔隙介质性质的制约；二是在油藏中泡沫的性质受到毛管力的作用，而体相泡沫不存在毛管力的作用。因此，必然会导致油藏中泡沫与体相泡沫存在差异。油藏多孔介质中泡沫发泡能力和稳定性的评价方法主要有：①电阻率法[57-60]用玻璃微珠填充成多孔介质模拟储层，将泡沫体系注入到这种多孔介质中进行研究。多孔介质中泡沫体系的性能变化会引起气体及液体的分布状况发生变化进而引起填充流体的电阻值变化，那么测试电阻值的变化就能间接反映泡沫在多孔介质中发生的性能变化。建立泡沫体系在多孔介质中的性能变化与电阻值变化之间的关系，找到用电阻值反映出的泡沫体系性能的依据。通过数据采集系统可以得到多孔介质模型中各个位置处电阻值随时间的变化曲线，从而得到各个位置处含气、液饱和度随时间的变化曲线，即得到了不同时刻的多孔介质模型中气液饱和度分布情况，可以由此研究泡沫体系在多孔介质中的稳定性。②CT扫描法[61-64]注泡沫过程中对实验岩心进行CT扫描，CT扫描仪测得的X射线的衰竭常数和Hounsfieldunits(HU)有如下关系：mHUm10001（1-2）w假设水的HU=0，气体的HU=-1000，含水饱和度Sw可以通过线性插值公式计算泡沫流过处的HU值得到-8- 中国石油大学（北京）硕士学位论文HUHUfoamdryS（1-3）wHUHUwdry下脚标foam,wet和dry分别代表泡沫、饱和水和干岩心情况。通过CT扫描可以得到注泡沫过程中不同时刻的岩心的含水饱和度分布，可以由此研究泡沫体系在多孔介质中的发泡能力和稳定性。1.2.3泡沫调驱的研究现状与前景（1）泡沫驱提高采收率机理国内外公认的泡沫提高采收率原理主要有提高波及效率、提高洗油效率和增大气体弹性能[27]等。泡沫体系提高波及效率主要依靠泡沫体系提供比水和气任意一项都具有更高的视粘度可以改善流度比、泡沫在孔喉中的贾敏效应产生的阻力以及通过桥连作用产生的贾敏效应叠加阻力等原理。泡沫体系提高洗油效率的主要原理是泡沫本身是一种表面活性剂，可以起到降低油水界面张力，改变岩石润湿性，使原油乳化形成乳状液等作用；泡沫流动具有很高视粘度，增大毛管数，产生高压力梯度克服毛管力；泡沫液膜的剪切力把岩石壁面上附着的油膜冲洗下来形成可流动的油滴；泡沫在孔喉中的贾敏效应及其叠加效应可以提高微观驱油效率。徐晖[65]等人三维物理模型中展开实验，测量了多元泡沫复合驱过程中的采收率、压力和饱和度场的变化，实验中模型对角线主流线外剩余油得到明显动用，证明了泡沫驱提高采收率的宏观渗流机理主要是贾敏效应提高阻力为主，主流线上残余油的采出则说明泡沫改善了油水流度比。曹嫣镔[66]等人蒸汽驱三维物理模拟装置，在蒸汽驱的基础上研究了采用氮气泡沫的方式改善超稠油蒸汽驱的开发效果。实验中模型的边井的含水率大幅下降，角井的产液量增大、含水率下降，泡沫的贾敏效应使得蒸汽的波及效率明显提高。唐亮[67]在蒸汽驱填砂管实验中注入了发泡剂和CO2，形成了CO2泡沫，提高封堵蒸汽的能力，可以用来封堵蒸汽窜流的通道和大孔道。单管驱替实验证明泡沫蒸汽驱可以明显提高驱油效率，双管驱油实验则证明CO2泡沫调整了层间剖面，动用了低渗储层。魏新辉等[68]通过室内模拟实验和数值模拟研究表明高温泡沫剂-高温驱油剂复合体系能够有效降低单管模型的油水界面张力，降低残余油饱和度，并且在双-9- 第1章绪论管实验中高渗管驱油效率达到泡沫生成临界条件后，泡沫对高渗管产生较好的封堵效果，增大波及体积，提高驱油效率约15%。丁杨海[69]在10cm圆柱岩心中水驱后采用氮气泡沫驱油，结果提高采收率幅度远超过其他驱油剂。认为氮气泡沫驱提高采收率既有气驱保持地层能量、调高注入压力的作用；也有表活剂驱降低界面张力，提高驱油效率的功劳；还有泡沫体系高视粘度，调堵能力强的贡献。（2）泡沫调驱在国内外现场应用1960年代，世界首例泡沫矿场实验在美国伊利诺伊州Siggins油田开展，泡沫试验区油水比下降1/4，产量递减速度远小于正常水驱，注入1%浓度的表活剂溶液0.08PV后注入空气的流度下降一半，指进现象消失，油层内形成了泡沫，改善了吸水剖面[70]。1987年初，加拿大KnybobSouth油田利用该油田天然岩心进行了泡沫注入室内实验，对几种不同发泡剂在不同注入速度、气液比和发泡剂浓度下的封堵效果进行了对比，结果显示气体流度急剧降低，仅为原来的4%。同年9月的矿场试验中，1号、7号井组取得了良好成效[71]。Turta等[72]在MidwaySunset26区等地开展了矿场试验，考察了3种不同方式即地面生成泡沫后注入、发泡剂和空气同时注入、发泡剂和空气段塞交替注入对封堵高深层位、提高波及效率的影响。结果表明，效果最好的是表面活性剂和空气段塞交替注入方式。1996年，挪威Snorre油田采用泡沫辅助水气交替注入高渗层位方法来抑制气窜。同时完成了北海Oseberg泡沫试验区先导性注入实验，通过对生产动态的检测和分析发现，泡沫能有效延迟气体锥进速度并在至少半年之内控制了油井的产气量，在中央和西部断块共注220t表面活性剂，汽油比由400m3/m3下降为小于200m3/m3。表明泡沫降低气体流度、提高波及体积的作用显著，而且保护了油井和储层，经济上也合算[73]。克拉玛依油田从上世纪八十年代中期用泡沫调整注水井剖面115井次，成功率超过7成，有效期长达1年半。有超过6成油井见效，井组含水率下降7%以上，累计增产4万吨，经济效益巨大[74]。胜利孤岛油田28-8井区2003年4月见聚后开始强化泡沫驱试验。方案共设计注入氮气130.9×104m3，聚合物28.5t，发泡剂118t。强化泡沫驱试验3个月后见效，注水井压力上升了0.3-1.0MPa，6口生产井产油量共增加74.3t/d。吸水剖面改善明-10- 中国石油大学（北京）硕士学位论文显，综合含水约下降6%。表明强化泡沫驱作为聚合物驱后的提高采收率技术潜力巨大[75]。吴起油田旗胜井区35井2005年12月11日正式开始空气泡沫调驱，共注入泡沫液和隔离液共1160m3，采用空气和泡沫交替注入的方式，注空气14787方，补充了油层能量，恢复地层压力，控制了产量递减速度，提升了井组产量。试验期4年，多产原油一万多吨，经济利益可观[76]。中原油田胡12-152井组于2007年5月进行了空气泡沫调驱现场试验，试验中前置段塞、主段塞0.1PV、空气（气液比1:1）交替注入，共累计注入发泡剂溶液为2000m3，注入空气为46×104m3，井组含水下降5.2%，累计产油量增加达800t以上。2007年10月，胡12-17、65井组也开始泡沫试验，三个井组共增产1500t以上。说明空气泡沫调驱具有在非均质严重的中高渗层良好的封堵特性和调剖效果[77]。吐哈克沁油田玉东203井2012年10月开始氮气泡沫驱试验。矿场试验注入2%的XHY-4溶液前置段塞，之后注入0.3%的溶液作为主段塞，最后注入氮气为一个周期，气液比1:1。试验共三个周期，注入液氮333m3，发泡剂用量5.7t。注泡沫后注水井压降曲线变缓，吸水剖面增加，对水流通道封堵效果明显。证明气液段塞注入地层发泡方式开发深层稠油技术可行[78]。（3）泡沫调驱的前景多年的室内研究与矿场试验研究表明，泡沫调驱一项非常有潜力的提高采收率的技术。但是泡沫是一种不稳定的体系，对体系的性能的影响因素较多。其性能受到表面活性类型、气体的类型、油藏温度压力条件、油藏的非均质性、渗透率、润湿性以及注入条件等因素的影响。目前泡沫驱提高采收率的研究在国内外都是研究热点，但在低渗透非均质油藏中实际应用成功的例子并不多，而且主要集中在泡沫辅助蒸汽驱油和聚合物强化泡沫驱方面，对于低渗透、非均质油藏的泡沫调驱研究较少。虽然近年来的研究也尝试着解决低渗透、非均质油藏泡沫调驱中的各种问题，但基本上停留在理论研究阶段。尤其是在油藏中泡沫的基本性能评价；在油藏深部的发泡效果和泡沫运移规律；泡沫在油藏深部发泡后的封堵能力以及驱动低渗、特低渗油藏剩余油条件；泡沫调驱应用中所面临的许多实际问题如注入条件等的研究还很不充分。-11- 第1章绪论1.3论文主要研究内容及技术路线1.3.1研究内容本文以低渗透油藏为研究对象，以CQ油田的C6油层为具体研究目标。对低渗油藏中泡沫对窜流通道封堵能力的影响因素进行研究，主要内容有（1）泡沫体系的评价及优化筛选发泡剂配伍性评价，发泡剂浓度优化，发泡剂复配体系的筛选。（2）泡沫体系性质对泡沫封堵能力影响气液表面张力对发泡剂发泡能力和泡沫稳定性的影响，实验条件对岩心中泡沫性质的影响，发泡剂发泡能力和泡沫稳定性对泡沫封堵效果的影响。（3）储层性质对泡沫封堵效果影响包括储层渗透率、裂缝、储层非均质性对泡沫封堵效果的影响。（4）注入条件对泡沫封堵效果的影响包括注入速度、注入量、注入段塞浓度对泡沫封堵效果的影响。1.3.2技术路线静态评价实验泡沫体系的评价及优化筛选岩心注入、驱替实验表面张力对泡沫性质的影响泡沫体系性质对泡沫封堵储层性质对泡沫封堵注入条件对泡沫封能力的影响效果的影响堵效果的影响渗透率、裂缝、非注入速度、注入量、发泡能力、稳定性均质性注入段塞浓度改善泡沫在低渗油藏封堵能力和调驱效果的依据-12- 中国石油大学（北京）硕士学位论文第2章泡沫体系的评价及优化筛选驱油用发泡剂的性能主要指的是发泡能力和泡沫稳定性。泡沫体系的性质受到表面活性类型、浓度、气体的类型、油藏温度、压力、地层水矿化度等条件的影响。本章针对目标油藏C6油层的具体条件对常见发泡剂进行溶解性试验，泡沫性质评价实验和复配实验确定了最佳使用浓度并筛选出了良好的配伍性的强发泡能力和强稳定性的泡沫复配体系。将筛选出的体系用于后续评价泡沫封堵能力和泡沫调驱实验中。2.1配伍性评价2.1.1实验设备、材料与实验方案（1）实验设备与材料100mL容量瓶（25℃），高精度电子天平（德国梅特勒托利多，精度0.00001g），恒温水浴加热器（美国Julabo，温度偏差±0.1℃），玻璃棒、烧杯等玻璃仪器。蒸馏水，常见表活剂16种，氯化钠、氯化钙、硫酸钠、碳酸氢钠和氯化镁（北京现代东方精细化学品有限公司，分析纯）。（2）实验方案通过文献调研结合实验室情况共使用发泡剂16种，对其在C6油层的温度和地层水离子组成的条件下的所配制溶液的溶解性进行测定，根据发泡剂的溶解性来确定其与目标油藏配伍性。所选用的表面活性剂类型及代号详见表2.1。表2.1实验采用的表面活性剂基本参数Table2.1Theparametersofthesurfactantsadoptedintheexperiment有效物含量序号类型名称代号/(%)1椰子油脂肪酸二乙醇酰胺650199.5非离子型2脂肪醇聚氧乙烯醚AEO99.53丙基甜菜碱CAB354椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱CHSB305两性型月桂酰胺丙基氧化胺LAO306月桂酰胺丙基甜菜碱LAB357十二烷基二甲基甜菜碱BS-1240-13- 第2章泡沫体系的评价及优化筛选续表有效物含量序号类型名称代号/(%)8十二烷基二甲基氧化胺OA-12309两性型BS-14-164010十二烷基羟丙基磺基甜菜碱Z-124011乙氧基化烷基硫酸钠AES7012烯烃磺酸盐AOS3513阴离子型仲烷基磺酸钠SAS6014脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸AEC-9H8815烷基苯磺酸钠ABS7016阳离子型122745C6油层的地层水离子组成和矿化度如下表2.2，总矿化度高达81910mg/L，其中钙镁离子矿化度之和为13770.17mg/L，属于高盐高钙镁离子地层。表2.2C6油层的地层水离子组成和矿化度Table2.2IonsandsalinityofC6reservoirformationwater阳离子（mg/L）阴离子（mg/L）++-Na+K16930Cl506372-2+Ca13258SO4534-2+Mg512.17HCO119.63总矿化度81910pH5.82.1.2发泡剂单剂的配伍性筛选结果使用根据目标油层的地层水成分配制的模拟地层水来配制1%质量浓度的发泡剂母液，放置在地层温度50℃的恒温水浴锅中加热2h，然后对发泡剂的溶解性进行测定。测定结果如图2.1所示。-14- 中国石油大学（北京）硕士学位论文(a)6501(b)ABS(c)SAS(d)AOS(e)OA-12(f)Z-12(g)LAO(h)AES(i)LAB(j)CAB图2.1部分发泡剂溶液溶解性（50℃）Fig.2.1Solubilityofsomefoamingagentsolution(50℃)实验表明，除6501、ABS、AOS和SAS会产生浑浊或沉淀，不适合作为目标油层条件下的发泡剂外，其他所有发泡剂均可以用模拟注入水直接配制。对剩余的12种表面活性剂的发泡性能和稳定性进行评价。-15- 第2章泡沫体系的评价及优化筛选2.2发泡剂浓度和组成优化2.2.1实验设备、材料与实验方案（1）实验设备与材料Waring-Blender混调器（图2.2），1000mL量筒（25℃），100mL容量瓶（25℃），秒表，恒温水浴加热器（美国Julabo，温度偏差±0.1℃），玻璃棒、烧杯等玻璃仪器。蒸馏水，使用模拟地层水配制好的各发泡剂母液（1%）。图2.2Waring-Blender混调器和Julabo水浴锅Fig.2.2Waring-BlendermixerandJulabowaterbath（2）实验方案使用Waring-Blender方法测定表面活性剂的发泡能力和泡沫稳定性，其操作方法如下：将100mL发泡剂溶液加入到Waring-Blender混调器中，盖好盖子后以1档（3500转/分）搅拌1min进行发泡，发泡后将全部的泡沫和液体迅速倒入1000mL量筒中（图2.3）并开始计时。计量倒入量筒后0s时的泡沫体积为初始泡沫体积，来表征泡沫的发泡能力；以量筒下方析出50mL液体时的时间为泡沫排液半衰期，表征泡沫的稳定性。-16- 中国石油大学（北京）硕士学位论文图2.3计量初始发泡体积和半衰期Fig.2.3Measurementoftheinitialfoamvolumeandhalf-lifetimeoffoamWaring-Blender方法测定的泡沫体积反映了相同体积的表面活性剂最终能够生成的泡沫体积，其表征的是表面活性剂发泡能力，而排液半衰期反映了泡沫的排液速度，表征了泡沫体系的稳定性。2.2.2浓度优化使用模拟地层水配制12种发泡剂母液（1%），用蒸馏水稀释成不同浓度。在地层温度50℃条件下使用waring-blender方法测量不同浓度发泡剂溶液的发泡体积和半衰期。测量结果如图2.4所示。600450初始发泡体积/mL400500半衰期/s350400300mL)(半衰期250300200(s)200150初始发泡体积1001005000(a)0.1%-17- 第2章泡沫体系的评价及优化筛选700400初始发泡体积/mL600350半衰期/s300500mL)(250半衰期400200(s)300150初始发泡体积2001001005000(b)0.2%800400初始发泡体积/mL700半衰期/s350600300mL)(500250半衰期400200(s)300150初始发泡体积2001001005000(c)0.3%800450初始发泡体积/mL700400半衰期/s350600(mL)300半衰期500250400200(s)300150初始发泡体积2001001005000(d)0.5%-18- 中国石油大学（北京）硕士学位论文800500初始发泡体积/mL700半衰期/s450400600350mL)(500半衰期300400250(s)300200150初始发泡体积2001001005000(e)0.8%800600初始发泡体积/mL700半衰期/s500600mL)(500400半衰期400300(s)300200初始发泡体积20010010000(f)1.0%图2.4不同浓度下各种发泡剂的初始发泡体积和半衰期Fig.2.4Initialfoamvolumeandhalf-lifetimeofdifferentfoamingagentsunderdifferentconcentrations对各发泡剂单剂的发泡体积和半衰期汇总如图2.5、图2.6，分别表明了采用Waring-Blender方法测定的发泡体积、半衰期受表面活性剂浓度变化影响的规律。由图2.5和图2.6可以看出在浓度0.1%-0.8%区间，随着表面活性剂浓度的增加，表面活性剂的初始发泡体积增加，半衰期增长（AES除外）。而当表面活性剂的浓度增加到0.8%以后，随着浓度的增大初始发泡体积和半衰期均无明显变化，继续增大表面活性剂浓度对泡沫性能影响不大。因此，确定发泡剂的使用浓度为0.8%。-19- 第2章泡沫体系的评价及优化筛选AEOCABCHSBLAOBS-12AESLABOA-12BS-14-16Z-12AEC-9H1227800700600(mL)500体积400300初始发泡20010000.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.01.1浓度(%)图2.5不同浓度下各种发泡剂初始发泡体积汇总Fig.2.5InitialfoamvolumeofdifferentfoamingagentsunderdifferentconcentrationsAEOCABCHSBLAOBS-12AESLABOA-12BS-14-16Z-12AEC-9H1227600500400(s)300半衰期20010000.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.01.1浓度(%)图2.6不同浓度下各种发泡剂半衰期汇总Fig.2.6Half-lifetimeofdifferentfoamingagentsunderdifferentconcentrations2.2.3复配体系的筛选为了提高发泡剂的发泡能力和稳定性，研究了发泡剂复配体系。筛选出5种发泡能力较强的发泡剂单剂为LAB、CAB、LAO、Z-12、OA-12，-20- 中国石油大学（北京）硕士学位论文1种稳定性最好的发泡剂单剂为AES。复配实验过程中，保持体系总浓度为0.8%，选择了9种不同的浓度组成，分别将筛选出的其他发泡剂与AES、OA-12和Z-12三种发泡剂进行复配。通过测定Waring-Blender法测出的发泡体积和排液半衰期，比较发泡剂复配后泡沫性能。实验结果见图2.7和图2.8，图中横坐标与浓度组成的对应关系如表2.3表2.3横坐标与浓度组成的对应关系Table2.3Correspondingrelationbetweenabscissaandtheconcentrationratio横坐标12345浓度组成0.8:00.7:0.10.6:0.20.5:0.30.4:0.4横坐标6789浓度组成0.3:0.50.2:0.60.1:0.70：0.8LAO：Z-12LAB：Z-12CAB：Z-12OA-12：Z-12AES：Z-12LAO：AESLAB：AESCAB：AESOA-12：AESCAB：OA-12LAB:OA-12LAO:OA-128000.3%LAO+0.5%OA-12700600(mL)500体积400300200初始发泡1000012345678910浓度组成图2.7复配体系的初始发泡体积汇总Fig.2.7Theinitialfoamvolumedistributionofcompoundedsystems-21- 第2章泡沫体系的评价及优化筛选LAO：AESLAB：AESCAB：AESZ-12：AESOA-12：AESLAO：Z-12LAB：Z-12CAB：Z-12OA-12：Z-12CAB：OA-12LAB:OA-12LAO:OA-1214000.3%LAO+0.5%AES12001000(s)800600半衰期4002000012345678910浓度组成图2.8复配体系的半衰期汇总Fig.2.8Thehalf-lifetimedistributionofcompoundedsystems根据以上复配体系的实验结果，筛选出了2种表面活性剂复配体系①发泡能力强，稳定性相对较弱的（0.3%LAO+0.5%OA-12）②发泡能力弱、稳定性强的（0.3%LAO+0.5%AES）。2.3本章小结（1）针对目标油藏C6油层的温度、矿化度条件，通过溶解性实验筛选出了配伍性好的12种表面活性剂作为备选发泡剂。（2）使用Waring-Blender法测定了12种备选发泡剂的在质量浓度范围0.1%-1.0%的溶液的初始发泡体积和排液半衰期，根据初始发泡体积和排液半衰期随浓度变化的关系确定最佳使用浓度为0.8%。（3）筛选出5种发泡能力较强的发泡剂单剂LAB、CAB、LAO、Z-12、OA-12，1种稳定性最好的发泡剂单剂AES。将筛选出的其他发泡剂分别与发泡剂单剂AES、OA-12和Z-12在保证总浓度为0.8%条件下按不同组成比例进行两两复配，使用Waring-Blender法测定初始发泡体积和排液半衰期，筛选出了2种发泡剂复配体系①发泡能力强，稳定性相对较弱的（0.3%LAO+0.5%OA-12）②发泡能力弱、稳定性强的（0.3%LAO+0.5%AES）。-22- 中国石油大学（北京）硕士学位论文第3章泡沫体系性质对泡沫封堵能力的影响发泡剂是一种表面活性剂，表面活性剂溶液最重要的性质之一就是表面张力。本章通过测定不同浓度下发泡剂溶液的表面张力以及初始发泡体积和排液半衰期，研究了气液表面张力对发泡能力和稳定性的影响。通过在短岩心中的发泡实验研究了实验条件对岩心中泡沫性质的影响，确定了取得良好发泡效果的段塞大小、气液比、注入速度和压力等实验条件。通过在均质长岩心中泡沫注入实验和在非均质岩心的驱油实验，研究了发泡能力和稳定性对泡沫封堵能力和调驱效果的影响。3.1表面张力对泡沫体系性质的影响实验所需的仪器设备和材料如下：JJ2000B型旋滴界面张力仪（上海中晨仪器有限公司生产）（图3.1），5mL注射器，100mL量筒、玻璃棒、烧杯等玻璃仪器。蒸馏水、酒精、氮气、石油醚、使用模拟地层水配制好的发泡剂母液（1%）。图3.1JJ2000B型旋滴式界面张力仪Fig.3.1JJ2000Bspinningdroptypeinterfacialtensiometer3.1.1表面张力对发泡能力的影响配制质量浓度1%的发泡剂母液，静置后稀释至0.8%，使用JJ2000B型旋滴界面张力仪，在50℃、6000转的转速条件下测量了2.2.3节中筛选出的6种发泡剂-23- 第3章泡沫体系性质对泡沫封堵能力的影响单剂LAB、CAB、LAO、Z-12、OA-12、AES以及发泡体积和半衰期均较差的BS-14-16、AEC-9H、AEO和1227的使用模拟地层水配制后的溶液与氮气之间的气液表面张力，测量结果见图3.2。此外，还测量了2.1节中的12种发泡剂母液（1%）的气液表面张力，测量结果见图3.3。50.0AES-0.8%CAB-0.8%LAB-0.8%48.0LAO-0.8%OA-12-0.8%Z-12-0.8%BS-14-16-0.8%1227-0.8%AEO-0.8%46.0AEC-9H-0.8%44.0(mN/m)42.040.0表面张力38.036.034.032.0010203040506070时间(min)图3.2发泡剂单剂（0.8%）的表面张力Fig.3.2Thesurfacetensionofsingledoseoffoamingagents(0.8%)60Z-12-1%BS-12-1%BS-14-16-1%CAB-1%AEO-1%AES-1%55AEC-9H-1%OA-12-1%LAB-1%LAO-1%CHSB-1%1227-1%50mN/m)(45面张力40表3530010203040506070时间(min)图3.3发泡剂母液（1%）的表面张力Fig.3.3Thesurfacetensionofmotherliquoroffoamingagents(1%)-24- 中国石油大学（北京）硕士学位论文从图3.2可以看出浓度为0.8%时，不论是发泡体积和半衰期较差的BS-14-16、AEC-9H、AEO和1227还是其他6种发泡体积和半衰期较好发泡剂的气液表面张力的稳定值均处于35-45mN/m之间。从图3.3可以看出浓度为1%时，除了CAB的表面张力为48mN/m之外，其他发泡剂的气液表面张力的稳定值均处于35-45mN/m之间，与浓度为0.8%时的表面张力基本一致，说明浓度高于0.8%之后，发泡剂单剂的气液表面张力基本不随浓度变化而保持稳定，该浓度已达到或超越临界胶束浓度CMC。使用JJ2000B型旋滴界面张力仪测量了发泡剂单剂Z-12在不同浓度下的表面张力，结果如图3.4。Z-12-1.0%Z-12-0.8%Z-12-0.7%Z-12-0.6%Z-12-0.5%Z-12-0.4%Z-12-0.3%Z-12-0.25%Z-12-0.2%Z-12-0.1%Z-12-0.075%Z-12-0.05%Z-12-0.025%78.073.068.063.0(mN/m)58.053.0表面张力48.043.038.033.001020304050607080时间(min)图3.4不同浓度的发泡剂Z-12的表面张力Fig.3.4ThesurfacetensionoffoamingagentZ-12underdifferentconcentration补测了浓度0.025%、0.05%、0.075%以及0.25%的发泡剂单剂Z-12的发泡体积和半衰期。结合第2章中的数据可得Z-12发泡体积和半衰期随浓度变化关系如图3.5。-25- 第3章泡沫体系性质对泡沫封堵能力的影响800600700500600400(mL)500半衰期体积400300(s)300200初始发泡200100100发泡体积半衰期0000.10.20.30.40.50.60.70.80.911.1浓度(%)图3.5不同浓度的发泡剂Z-12的发泡体积和半衰期Fig.3.5Initialfoamvolumeandhalf-lifetimeoffoamingagentZ-12underdifferentconcentration根据图3.5中发泡体积的数据和图3.4中表面张力数据绘制Z-12溶液发泡体积和气液表面张力关系曲线如图3.6。800Z-12(0.025%-0.2%)Z-12(0.25%-1%)7000.8%AES0.8%12270.8%AEO0.8%OA-126000.8%AEC-9H0.8%LAO(mL)5000.8%BS-14-160.8%LAB0.8%CAB400300初始发泡体积2001000343944495459646974表面张力(mN/m)图3.6初始发泡体积与表面张力关系曲线Fig.3.6Ralationshipofinitialfoamvolumeandsurfacetension从图3.6可以看出对于发泡剂单剂Z-12，在浓度较低的范围内（0.025%-0.2%），表面张力变化剧烈。浓度从0.025%增加到0.2%，表面张力从69mN/m降低到44mN/m，减小了25mN/m。在高表面张力区间内（44-69mN/m），随着表面张力的-26- 中国石油大学（北京）硕士学位论文降低，初始发泡体积从0上升到接近410mL，发泡能力呈逐渐增强趋势。Z-12在浓度较高的范围内（0.25%-1%），表面张力基本达到稳定值，浓度从0.25%上升到1%，表面张力仅从34.5mN/m降低到38.5mN/m左右，减小了4mN/m。说明浓度达到0.25%后，表活剂Z-12溶液已接近临界胶束浓度，表面张力基本达到稳定值。在低表面张力区间内（<44mN/m），随表面张力的降低，初始发泡体积在500-710mL之间来回波动，发泡能力与表面张力并无明显相关性。将之前浓度0.8%的不同发泡剂单剂初始发泡体积与表面张力的关系也标注在图3.6中可知，各发泡剂的表面张力均在低表面张力区间内（<44mN/m），初始发泡体积在180-720mL之间杂乱分布，这一结果也与表活剂Z-12溶液一致，即在低表面张力范围内（<44mN/m），发泡能力与表面张力并无明显相关性。3.1.2表面张力对泡沫稳定性的影响根据图3.5中半衰期的数据和图3.4中表面张力数据绘制Z-12溶液泡沫半衰期和气液表面张力关系曲线如图3.7。600500400(s)300Z-12(0.025%-0.2%)Z-12(0.25%-1%)半衰期0.8%AES0.8%12272000.8%AEO0.8%OA-120.8%AEC-9H0.8%LAO1000.8%BS-14-160.8%LAB0.8%CAB0343944495459646974表面张力(mN/m)图3.7排液半衰期与表面张力关系曲线Fig.3.7Ralationshipofhalf-lifetimeandsurfacetension从图3.7可以看出对于发泡剂单剂Z-12在浓度较低的范围内（0.025%-0.2%），表面张力在较高区间内（44-69mN/m），随着表面张力的降低，泡沫半衰期从510降低到到315s，泡沫稳定性逐渐减弱。Z-12在浓度较高的范围内（0.25%-1%），表面张力基本达到稳定值，表活剂Z-12溶液已接近临界胶束浓度。在低表面张力区间内（<44mN/m），随表面张力的-27- 第3章泡沫体系性质对泡沫封堵能力的影响降低泡沫半衰期在290-410s之间来回波动，泡沫稳定性与表面张力并无明显相关性。将之前浓度0.8%的不同发泡剂单剂的泡沫半衰期与表面张力的关系也标注在图3.7中可知，各发泡剂的表面张力均在低表面张力区间内（<44mN/m），半衰期在50-450s之间杂乱分布，这一结果也与表活剂Z-12溶液一致，即在低表面张力区间内（<44mN/m），泡沫稳定性与表面张力并无明显相关性。综合图3.6和3.7可得，在高表面张力范围内（44-69mN/m），发泡剂的发泡能力随着表面张力的降低而增强，然而泡沫稳定性随着表面张力的降低而减弱；在低表面张力范围内（<44mN/m），发泡剂浓度接近或达到临界胶束浓度，发泡能力和泡沫稳定性与表面张力并无明显相关性。这说明，在低表面张力范围，泡沫性质的主控因素不仅仅是表面张力，而是由多重因素决定。3.2实验条件对岩心中泡沫性质的影响（1）实验设备与材料环氧胶结的人造短岩心（10cm×φ2.5cm，气测渗透率为1000mD），大型恒温箱（江苏海安仪器公司），高压活塞中间容器（规格500mL&250mL，耐压32MPa，江苏海安仪器公司），岩心夹持器（规格10cm，江苏海安仪器公司），平流泵（流量范围0.01-5.00mL/min，北京卫星制造厂），回压阀（耐压30MPa），压力传感器（量程10&20MPa，北京昆仑海岸传感器技术有限公司），MCGS16位压力采集系统，高精度电子天平（德国梅特勒托利多，精度0.00001g），50分度游标卡尺（精度0.01mm），高压氮气瓶（15MPa），手摇式注射泵，不锈钢管线，试管（10&20mL），4L锥形瓶，250mL量筒，5mL注射器。模拟地层水，氮气，模拟地层水配制的发泡剂溶液：发泡剂为0.8%的Z-12。实验温度为C6油层温度50℃。（2）实验步骤：①准备岩心材料，制作岩心样品，并烘干24h；②测量岩心的基础物性参数（长度、直径、气测渗透率、干重）；③按照图3.8所示连接好实验装置，将岩心抽真空12小时；④饱和发泡剂溶液10h后称湿重，计算孔隙度φ和岩心孔隙体积PV；⑤按照不同方式注入氮气和发泡剂段塞；⑥通过计算机自动采集压力数据，通过试管计量产出的发泡剂溶液和泡沫的-28- 中国石油大学（北京）硕士学位论文体积，通过排液法（排出液体体积-试管中液体和泡沫的体积=产出气体体积）测量气体的体积。使用采出液体、气体排液体积（转换到地层条件后）体积之和来度量注入体积，达到所需注入量（如0.1PV）后记录体积并更换中间容器。图3.8短岩心中发泡效果实验装置示意图Fig.3.8Schematicdiagramofthecorefoamingeffectexperimentdevice3.2.1段塞大小的影响在饱和发泡剂后的短岩心中注入总量为3.6PV的不同大小的气-发泡剂段塞，通过采出泡沫体积、压力梯度和产气体积（气窜）随注入量（PV）的变化研究注入段塞大小对岩心中泡沫性质的影响，共完成（1）（2）（3）（4）四组实验。（1）0.1PV发泡剂和0.1PV氮气交替注入18个周期。（2）0.2PV发泡剂和0.2PV氮气交替注入9个周期。（3）0.3PV发泡剂和0.3PV氮气交替注入6个周期。（4）0.6PV发泡剂和0.6PV氮气交替注入3个周期。（1PV=13mL）-29- 第3章泡沫体系性质对泡沫封堵能力的影响256产水量(mL)产泡沫量(mL)520产气量(mL)压力梯度压力梯度(MPa/m)415mL)(3(MPa/m)产量102510000.511.522.533.5PV图3.90.1PV发泡剂和0.1PV氮气交替注入的注入动态曲线Fig.3.9Performanceof0.1PVfoamingagentand0.1PVN2alternatinginjection256产水量(mL)产泡沫量(mL)产气量(mL)压力梯度(MPa/m)520压力梯度415mL)(3(MPa/m)10产量2510000.511.522.533.5PV图3.100.2PV发泡剂和0.2PV氮气交替注入的注入动态曲线Fig.3.10Performanceof0.2PVfoamingagentand0.2PVN2alternatinginjection256产水量(mL)产泡沫量(mL)5压力梯度（20产气量(mL)压力梯度(MPa/m)）415mL3MPa/m（10产量2）510000.511.522.533.5PV图3.110.3PV发泡剂和0.3PV氮气交替注入的注入动态曲线Fig.3.11Performanceof0.3PVfoamingagentand0.3PVN2alternatinginjection-30- 中国石油大学（北京）硕士学位论文256产水量(mL)产泡沫量(mL)520压力梯度产气量(mL)压力梯度(MPa/m)415mL)(3(MPa/m)产量102510000.511.522.533.5PV图3.120.6PV发泡剂和0.6PV氮气交替注入的注入动态曲线Fig.3.12Performanceof0.6PVfoamingagentand0.6PVN2alternatinginjection综合实验（1）（2）（3）（4），对比不同段塞大小的累产泡沫、最大压力梯度和累产气量可得表3.1表3.1不同注入段塞大小实验的累产泡沫、最大压力梯度和累产气量Table3.1Cumulativefoamproduction,maximumpressuregradientandcumulativegasproductionofdifferentinjectedslugsizeexperiments累产泡沫量最大压力梯累计产气量实验段塞类型编号(mL)度(MPa/m)(地层条件)/mL(1)0.1PV发泡剂+0.1PV气交替注入9.62.810(2)0.2PV发泡剂+0.2PV气交替注入1284.165.15(3)0.3PV发泡剂+0.3PV气交替注入51.65.2713.86(4)0.6PV发泡剂+0.6PV气交替注入9.83.0827.66由表3.1中数据可以看出，0.2PV发泡剂和0.2PV氮气交替注入累产泡沫量最大，发泡效果最好；0.2PV发泡剂和0.2PV氮气交替注入和0.3PV发泡剂和0.3PV氮气交替注入方式的最大压力梯度较高，在岩心中产生的阻力较大；气窜情况随着每个注入段塞的增大而愈发严重。可以得到以下认识：过大的段塞（0.6PV交替）会导致严重的气窜，而过小的段塞（0.1PV交替）则会导致压力波动剧烈，气液混合不充分，都会影响发泡剂的生泡效果，因此应选择0.2PV发泡剂和0.2PV氮气交替注入的段塞方式。-31- 第3章泡沫体系性质对泡沫封堵能力的影响3.2.2气液比的影响固定发泡剂段塞大小为0.2PV，控制总注入量相同，研究不同气液比对岩心中泡沫性质的影响，共完成（2）（5）（6）三组实验，其中实验（2）即为气液比1:1的实验。（5）0.4PV氮气和0.2PV发泡剂交替注入6个周期（气液比2:1）（6）0.6PV氮气和0.2PV发泡剂交替注入4.5个周期（气液比3:1）。256产水量(mL)产泡沫量(mL)产气量(mL)压力梯度(MPa/m)205压力梯度415mL)(3(MPa/m)10产量2510000.511.522.533.5PV图3.13气液比2:1注入的注入动态曲线Fig.3.13Performancecurveofgasliquidratio2:1experiment256产水量(mL)产泡沫量(mL)产气量(mL）压力梯度(MPa/m)5压力梯度20415mL)(3(MPa/m)10产量2510000.511.522.533.54PV图3.14气液比3:1注入的注入动态曲线Fig.3.14Performancecurveofgasliquidratio3:1experiment综合实验（2）（5）（6），对比不同气液比实验的累产泡沫、最大压力梯度和累产气量可得表3.2-32- 中国石油大学（北京）硕士学位论文表3.2不同气液比实验的累产泡沫、最大压力梯度和累产气量Table3.2Cumulativefoamproduction,maximumpressuregradientandcumulativegasproductionofdifferentgasliquidratioexperiments实验累产泡沫量最大压力梯度累计产气量气液比编号(mL)(MPa/m)(地层条件)/mL(2)1:11284.165.15(7)2:161.54.089.82(8)3:1553.9416.49由表3.2中数据可以看出，气液比1:1注入累产泡沫量最大，发泡效果最好；气液比1:1注入最大压力梯度最高，在岩心中产生的阻力最大；气窜情况随着气液比的增大而愈发严重。可以得到以下认识：随着气液比增大，气体越容易发生气窜，发泡剂在岩心中的发泡能力越弱。因此气液比应选择1:1。3.2.3注入速度的影响固定注入段塞为0.2PV发泡剂和0.2PV氮气交替注入9个周期，总注入量3.6PV方式（气液比1:1），回压为1MPa。改变注入速度大小，研究注入速度对岩心中泡沫性质的影响。共完成（2）（7）（8）三组实验，其中实验（2）即为注入速度1.0mL/min的实验。（7）注入速度0.5mL/min，（8）注入速度5.0mL/min。2510产水量(mL)产泡沫量(mL)920产气量(mL)8压力梯度压力梯度(MPa/m)7156(mL)5(MPa/)产量1043）5210000.511.522.533.54PV图3.15注入速度0.5mL/min的注入动态曲线Fig.3.15Performancecurveoftheinjectionrateof0.5mL/min-33- 第3章泡沫体系性质对泡沫封堵能力的影响254产水量(mL)产泡沫量(mL)3.5压力梯度（20产气量(mL)3）压力梯度(MPa/m)152.5mL2MPa/m101.5产量（1）50.50000.511.522.533.54PV图3.16注入速度5.0mL/min的注入动态曲线Fig.3.16Performancecurveoftheinjectionrateof5.0mL/min综合实验（2）（7）（8），对比不同注入速度实验的累产泡沫、最大压力梯度和累产气量可得表3.3表3.3不同注入速度实验的累产泡沫、最大压力梯度和累产气量Table3.3Cumulativefoamproduction,maximumpressuregradientandcumulativegasproductionofdifferentinjectionrateexperiments实验注入速度累产泡沫量最大压力梯度累计产气量编号(mL/min)(mL)(MPa/m)(地层条件)/mL(7)0.517.91.94.04(2)11284.165.15(8)578.58.814.34由表3.3中数据可以看出，注入速度为1.0mL/min，累产泡沫量最大，发泡效果最好；注入速度5.0mL/min最大压力梯度最高，在岩心中产生的阻力最大。气窜情况随着注入速度的增大而愈发严重。可以得到以下认识：注入速度太大会导致气窜加剧导致发泡效果下降，而注入速度太小气体扰动不足混合不均，发泡效果较差，因此注入速度应选择1.0mL/min。-34- 中国石油大学（北京）硕士学位论文3.2.4压力的影响固定注入段塞为0.2PV发泡剂和0.2PV氮气交替注入9个周期，总注入量3.6PV方式（气液比1:1），改变回压阀回压大小，研究压力对发泡效果的影响。共完成（2）（9）（10）（11）四组实验，其中实验（2）为回压1.0MPa的实验。（9）回压0.3MPa，（10）回压2.5MPa，（11）回压4.0MPa（1PV=12mL）。256产水量(mL)20产泡沫量(mL)5压力梯度产气量(mL)415压力梯度(MPa/m)mL)(3(MPa/m)10产量2510000.511.522.533.54PV图3.17回压0.3MPa实验的注入动态曲线Fig.3.17Performancecurveofbackpressure0.3MPaexperiment256产水量(mL)产泡沫量(mL)5压力梯度20产气量(mL)4压力梯度(MPa/m)15mL)(3(MPa/m)10产量2510000.511.522.533.54PV图3.18回压2.5MPa实验的注入动态曲线Fig.3.18Performancecurveofbackpressure2.5MPaexperiment-35- 第3章泡沫体系性质对泡沫封堵能力的影响256产水量(mL)产泡沫量(mL)20产气量(mL)5压力梯度压力梯度(MPa/m)415(mL)3(MPa/m)10产量2510000.511.522.533.54PV图3.19回压4.0MPa实验的注入动态曲线Fig.3.19Performancecurveofbackpressure4.0MPaexperiment综合实验（2）（9）（10）（11），对比不同回压实验的累产泡沫、最大压力梯度和累产气量可得下表3.4表3.4不同回压实验的累产泡沫、最大压力梯度和累产气量Table3.4Cumulativefoamproduction,maximumpressuregradientandcumulativegasproductionofdifferentbackpressureexperiments实验累产泡沫量最大压力梯度累计产气量回压编号(mL)(MPa/m)(地层条件)/mL(9)0.3Mpa22.63.412.55(2)1MPa1284.165.15(10)2.5MPa128.546.62(11)4MPa133.54.56.99由表3.4中数据可以看出，回压1MPa，2.5MPa和4MPa实验的累产泡沫量基本相同，发泡效果很好，而回压0.3MPa的实验发泡效果不佳；回压1MPa，2.5MPa和4MPa实验的注入最大压力梯度较高，在岩心中产生的阻力较大，回压0.3MPa的实验在岩心中产生的阻力较小；回压0.3MPa实验的气窜情况要比回压1MPa，2.5MPa和4MPa实验严重，后三者控制气窜能力强。可以得到以下认识：压力低于1MPa时，由于气窜严重，发泡剂在岩心中的发泡效果，回压升高至1MPa以上后，气窜减弱，压力对发泡效果影响不大。-36- 中国石油大学（北京）硕士学位论文综上所述，本文中短岩心发泡实验条件选择0.2PV发泡剂和0.2PV氮气交替注入，气液比1:1，注入速度1.0mL/min，实验回压1MPa以上。3.3泡沫性能对岩心中泡沫封堵能力的影响选用2.2节中通过静态评价筛选出来的发泡能力强，稳定性相对较弱的的发泡剂（0.3%LAO+0.5%OA-12）和发泡能力弱、稳定性强的发泡剂（0.3%LAO+0.5%AES）进行实验。通过对比，研究发泡能力和稳定性对岩心中发泡效果、泡沫封堵能力、调驱效果的影响。3.3.1对岩心中发泡效果的影响使用发泡剂（0.3%LAO+0.5%OA-12）和（0.3%LAO+0.5%AES）在10cm短岩心中进行发泡效果评价的实验，与3.2节中使用的发泡剂单剂0.8%的Z-12进行对比，实验条件和方法同3.2，其中0.8%的Z-12评价实验即为3.2中的实验（2）。（12）发泡能力强、稳定性相对较弱的的发泡剂（0.3%LAO+0.5%OA-12）（13）发泡能力弱、稳定性强的发泡剂（0.3%LAO+0.5%AES）2510产水量(mL)9产泡沫量(mL)20产气量(mL)8压力梯度压力梯度(MPa/m)7156mL)(5(MPa/m)产量10435210000.511.522.533.5PV图3.20发泡剂（0.3%LAO+0.5%OA-12）注入动态曲线Fig.3.20Performancecurveof(0.3%LAO+0.5%OA-12)injection-37- 第3章泡沫体系性质对泡沫封堵能力的影响2514产水量(mL)产泡沫量(mL)1220压力梯度产气量(mL)1015压力梯度(MPa/m)8mL)((MPa/m)6产量104520000.511.522.533.5PV图3.21发泡剂（0.3%LAO+0.5%AES）注入动态曲线Fig.3.21Performancecurveof(0.3%LAO+0.5%AES)injection综合实验（2）（12）（13），对比不同发泡剂实验的累产泡沫、最大压力梯度和累产气量可得下表3.5表3.5不同发泡剂的累产泡沫、最大压力梯度和累产气量Table3.5Cumulativefoamproduction,maximumpressuregradientandcumulativegasproductionofdifferentfoamingagents实验累产泡沫量最大压力梯度累计产气量发泡剂编号(mL)(MPa/m)(地层条件)/mL(2)0.8%Z-121284.165.15(12)0.3%LAO+0.5%OA-12136.710.186.46(13)0.3%LAO+0.5%AES74.612.9713.2由图3.10、3.20和3.21和表3.5可以看到：发泡剂（0.3%LAO+0.5%AES）注入约3.6PV后累产泡沫量74.6mL小于0.8%的Z-12的128mL，但仍具有较强的发泡能力。发泡剂（0.3%LAO+0.5%OA-12）累产泡沫136.7mL，发泡能力最佳。在第2章中发泡剂（0.3%LAO+0.5%AES）使用Warring-blender搅拌法测得在宏观空间中初始发泡体积仅为120mL，而0.8%Z-12初始发泡体积为700mL，约为前者的3.1倍，但是在短岩心发泡实验中相同条件下Z-12累计产泡沫量128mL，仅为（0.3%LAO+0.5%AES）的74.6的1.72倍。实验说明虽然（0.3%LAO+0.5%AES）在宏观空间中发泡能力很差，但在孔隙介质中仍然具有一定的发泡能力。评价连-38- 中国石油大学（北京）硕士学位论文续空间中的体相泡沫的基本性能评价方法对于多孔介质中的泡沫并不一定适用。3.3.2对泡沫在油藏中运移阻力的影响（1）实验设备与材料：前置岩心：环氧胶结的人造短岩心（10cm×φ2.5cm，气测渗透率为1000mD），实验岩心：环氧胶结的人造均质长岩心（30cm×φ2.5cm）。模拟地层水配制的发泡剂溶液：①（0.3%LAO+0.5%OA-12）和②（0.3%LAO+0.5%AES）。其余实验设备、材料与3.2相同（2）实验条件：实验温度为C6油层温度50℃，实验回压为3MPa；（3）实验步骤：①准备实验岩心所用材料并压制岩心，将岩心在恒温箱中烘干24小时备用；②按流程图3.22连接实验装置，将干燥好的岩心分别置于长、短岩心夹持器中使用真空泵抽真空12小时，30cm长岩心夹持器的各测压点分布如图3.23所示；③自吸水并记录自吸水量，去除管线死体积即为孔隙体积PV；④水测渗透率，以0.34mL/min(1m/d)、1.02mL/min(3m/d)和1.7mL/min(5m/d)共3种不同水驱速度进行水驱，记录各测压点压力和采出液体积，计算平均水测渗透率；⑤进行水驱，注入地层水至压力稳定，注入速度1.0mL/min，记录各点压力，计算水驱基础压差；⑥进行注泡沫过程，注入泡沫至压差稳定，泡沫总注入量不超过5PV，注入速度1.0mL/min。实验操作为：气体和发泡剂交替注入短岩心夹持器（气体：发泡剂=1:1），在短岩心夹持器进行发泡后注入实验所用的30cm岩心夹持器中进行实验。气体、发泡剂段塞为1个周期0.2PV气+0.2PV剂（PV为短岩心孔隙体积）注入。记录该过程的压力、出气量、出泡沫量和出液量，记录稳定后的各点压力；⑦进行后续水驱，速度1.0mL/min，直至压差达到稳定，记录各点压力；⑧计算阻力系数及残余阻力系数。泡沫的阻力系数（RF）为注泡沫过程的压差/水驱基础压差，残余阻力系数（RK）为后续水驱过程压力达到稳定时的压差/水驱基础压差。-39- 第3章泡沫体系性质对泡沫封堵能力的影响图3.22泡沫体系封堵能力实验流程图Fig.3.22Schematicdiagramoffoamsystemblockingabilityexperiment图3.2330cm岩心夹持器测压点分布图Fig.3.23Pressuremeasuringpointdistributionof30cmcoreholder（4）实验结果使用发泡剂（0.3%LAO+0.5%OA-12）和（0.3%LAO+0.5%AES）在前置短岩心发泡后注入30cm长岩心中进行泡沫封堵能力比较实验，将各沿程测压点的压力随注入PV数变化曲线绘制如下-40- 中国石油大学（北京）硕士学位论文4500入口5cm处15cm处25cm处出口水4000驱注泡沫阶段后续水驱阶段阶段(kPa)3500压力3000250000.511.522.533.544.555.5PV图3.24（0.3%LAO+0.5%OA-12）沿程压力曲线Fig.3.24Thecurveofpressurealongthecoreholderof(0.3%LAO+0.5%OA-12)入口5cm处15cm处25cm处出口45004000水）驱注泡沫后续水驱Pa阶阶段阶段k3500段压力（3000250000.511.522.533.544.555.5PV图3.25（0.3%LAO+0.5%AES）沿程压力曲线Fig.3.25Thecurveofpressurealongthecoreholderof(0.3%LAO+0.5%AES)将两种发泡剂实验岩心各段的阻力系数和残余阻力系数的列在表3.6和3.7中，并做柱状图如图3.26。表3.6不同发泡剂实验的岩心分段阻力系数Table3.6Resistancecoefficientofdifferentfoamingagents阻力系数RF发泡剂整体0-5cm5-15cm15-25cm25-30cm0.3%LAO+0.5%AES83.37277.6563.4932.0230.430.3%LAO+0.5%OA-1283.0109.960.787.988.1-41- 第3章泡沫体系性质对泡沫封堵能力的影响表3.7不同发泡剂实验的岩心分段残余阻力系数Table3.7Residualresistancecoefficientofdifferentfoamingagents残余阻力系数RK发泡剂整体0-5cm5-15cm15-25cm25-30cm0.3%LAO+0.5%AES32.6876.1926.7522.5720.980.3%LAO+0.5%OA-1249.353.234.064.744.83000.3%LAO+0.5%AES2500.3%LAO+0.5%OA-12200150阻力系数1005000-5cm5-15cm15-25cm25-30cm(a)阻力系数(a)Resistancecoefficient800.3%LAO+0.5%AES700.3%LAO+0.5%OA-1260504030残余阻力系数201000-5cm5-15cm15-25cm25-30cm(b)残余阻力系数(b)Residualresistancecoefficient图3.26不同发泡剂的分段阻力系数和残余阻力系数Fig.3.26Resistancecoefficientresidualandresistancecoefficientofdifferentsystems-42- 中国石油大学（北京）硕士学位论文从表中数据可知发泡能力强，稳定性相对较弱的发泡剂（0.3%LAO+0.5%OA-12）和发泡能力弱、稳定性强的发泡剂（0.3%LAO+0.5%AES）在岩心中的整体封堵能力接近，阻力系数RF均为83左右。但是对于（0.3%LAO+0.5%AES），注泡沫阶段泡沫封堵主要集中在岩心前半段，尤其是入口端（0-5cm）阻力系数高达277.65，而15-30cm段阻力系数只有30左右，前者为是后者约9倍。说明生成的泡沫绝大部分堵塞到了岩心端面上，岩心的中后段封堵效果相对较差。后续水驱阶段入口端（0-5cm）残余阻力系数76.19，约是5-30cm段平均值23.43的3倍多，说明后续水驱时泡沫向岩心中后段运移现象不明显，泡沫体系在岩心深部封堵效果差。对于（0.3%LAO+0.5%OA-12），泡沫不仅在入口端（0-5cm）封堵效果很好，阻力系数为109.9，而且岩心的中段和后段封堵也很明显，后段（25-30cm）的阻力系数和残余阻力系数甚至等于或高于中段（15-25cm），而且实验过程中伴随着出口泡沫的大量产出，说明随着泡沫体系注入，泡沫不断向出口端运移导致中段阻力系数降低，后段升高。发泡能力强，稳定性相对较弱的发泡剂（0.3%LAO+0.5%OA-12）的封堵效果好于发泡能力弱、稳定性强的发泡剂（0.3%LAO+0.5%AES），因此应将发泡能力作为评价发泡剂性能的主要指标。3.3.3对采收率的影响（1）实验设备与材料实验岩心：环氧胶结的人造三层非均质岩心（30cm×4.5cm×4.5cm）渗透率为5/80/200mD。模拟地层水配制的发泡剂溶液：①（0.3%LAO+0.5%OA-12），②（0.3%LAO+0.5%AES），C6储层过滤原油（50℃下粘度6.19mPa·s）。其余实验设备、材料、条件与3.2相同。（2）实验步骤：①准备实验岩心所用材料并压制岩心，将岩心在恒温箱中烘干24小时备用；②测量岩心尺寸，并称量岩心的干重。将岩心置于密闭容器中抽真空24h，自吸水12h后取出岩心并记录湿重，计算孔隙体积PV；③按流程图所示连接实验装置后，水测渗透率：以3种不同速度进行水驱，记录出入口压力，计算平均水测渗透率；④饱和油：在恒温50℃条件下，使用0.1mL/min的速度饱和原油直至驱替压-43- 第3章泡沫体系性质对泡沫封堵能力的影响力稳定且出口完全出油后，在恒温箱中老化12h，记录原始含油体积；⑤水驱：注入地层水至采出液含水率98%以上，注入速度1.4mL/min（1m/d），定时记录出入口压力和出口的产液量；⑥进行注泡沫过程：注入速度4.0mL/min（1m/d）。注入方式为气液段塞注入：直接向30cm方岩心夹持器中注入发泡剂，再注入氮气，在岩心中发泡。定时记录该过程的压力、30cm方夹持器出口的出气量和出液量，产油量（图3.27）；⑦进行后续水驱：速度1.4mL/min（1m/d），直至采出液含水率98%以上，定时记录压力和出口的出气量和产液量，产油量；⑧计算采收率和含水率等数据，做出采收率和含水率、压力梯度随注入PV数变化曲线。图3.27气液段塞注入泡沫驱油实验流程图Fig.3.27SchematicdiagramofGas-liquidsluginjectionfoamfloodingexperiment图3.28非均质岩心模型Fig.3.28Heterogeneouscoremodels-44- 中国石油大学（北京）硕士学位论文（3）实验方案根据C6油层地质条件和4.3节中泡沫体系对岩心非均质性的适应性确定三层非均质岩心渗透率为5/80/200mD，渗透率级差为40左右。发泡剂选择发泡能力强，稳定性相对较弱的发泡剂（0.3%LAO+0.5%OA-12）和发泡能力弱、稳定性强的发泡剂（0.3%LAO+0.5%AES）。通过在水驱后提高采收率的幅度的对比，讨论发泡剂性质对调驱效果的影响。（4）实验结果水驱之后先注0.3PV的（0.3%LAO+0.5%OA-12）溶液，再注0.3PV氮气共0.6PV，再后续水驱的驱油动态曲线如图3.29所示，含水率下降最大约9.1%，注剂、注气阶段采收率提高7.83%。后续水驱阶段采收率提高6.09%，泡沫调驱共提高采收率13.91%。100890780压力梯度(%)注剂阶段670605含水率50水驱阶段注后续水驱阶段4(Mpa/m)气(%)&403阶30段含水率(%)220采收率采收率(%)110压力梯度(MPa/m)0000.511.522.533.544.555.566.5PV图3.29（0.3%LAO+0.5%OA-12）的驱油动态曲线Fig.3.29Thecurveofdynamicoildisplacementwith(0.3%LAO+0.5%OA-12)水驱之后先注0.3PV的（0.3%LAO+0.5%AES）溶液，再注0.3PV氮气共0.6PV，再后续水驱的驱油动态曲线如图3.30所示，含水率下降最大约12.8%，注剂、注气阶段采收率提高0%。后续水驱阶段采收率提高7.74%，泡沫调驱共提高采收率7.74%。-45- 第3章泡沫体系性质对泡沫封堵能力的影响100890注注含水率(%)780剂气采收率(%)压力梯度(%)阶阶压力梯度(MPa/m)670段段605含水率504(MPa/m)(%)&40后续水驱阶段3302采收率20水驱10阶段10000.511.522.533.544.555.56PV图3.30（0.3%LAO+0.5%AES）的驱油动态曲线Fig.3.30Thecurveofdynamicoildisplacementwith(0.3%LAO+0.5%AES)将两种发泡剂调驱实验各阶段提高采收率和总采收率值汇总于表3.8中。并根据表中数据作图3.31。表3.8不同发泡剂实验的提高采收率效果Table3.8Oilrecoveryenhancedwithdifferentfoamingagents采收率（%）岩心注入段塞水驱注剂、后续水总采泡沫调驱编号阶段气提高驱提高收率提高值0.3PVFJZ-1（0.3%LAO+0.5%OA-12）58.267.836.0972.1713.91+0.3PV氮气0.3PVFJZ-5（0.3%LAO+0.5%AES）55.160.007.7462.907.74+0.3PV氮气-46- 中国石油大学（北京）硕士学位论文16后续水驱阶段采收率/%14注泡沫阶段采收率/%12(%)1086提高采收率4200.3%LAO+0.5%OA-120.3%LAO+0.5%AES图3.31不同发泡剂实验的提高采收率效果Fig.3.31Oilrecoveryenhancedwithdifferentfoamingagents由表3.8可知两种不同性质的发泡剂实验中水驱采收率为55-59%之间，相差不大。因此水驱之后的泡沫体系调驱效果具有良好的可比较性。由图3.29、3.30和3.31，水驱后注入发泡能力强、稳定性相对较弱的发泡剂（0.3%LAO+0.5%OA-12），在注气阶段压力梯度大幅上升，含水明显下降。说明注入该发泡剂后在注气阶段一开始气液开始接触便大量生成泡沫，起到了封堵高渗通道提高波及效率的效果。当水驱后注入发泡能力弱、稳定性强的（0.3%LAO+0.5%AES）作为发泡剂，在注剂、注气阶段提高采收率值为0，说明岩心中注入该发泡剂后在注气阶段，岩心中几乎不能生成泡沫，无法改善波及效率。注入（0.3%LAO+0.5%AES）实验中后续水驱阶段的采收率比注入（0.3%LAO+0.5%OA-12）的实验高1.65%，但是压力梯度较低且直到开始后续水驱1.2PV之后采出液才见油，而后者则保持较高的压力梯度，从后续水驱开始阶段连续出油。说明相对于（0.3%LAO+0.5%OA-12），虽然（0.3%LAO+0.5%AES）也能在岩心中发泡，起到封堵高渗水流通道，从而提高波及效率的作用，但是在岩心中发泡困难，发泡速度很慢，见效太晚。综合水驱之后两阶段总的（即泡沫调驱）提高采收率幅度如图3.31，发泡能力强、稳定性相对较弱的发泡剂（0.3%LAO+0.5%OA-12）比发泡能力弱、稳定性强的（0.3%LAO+0.5%AES）高6.17%，约为后者的1.8倍。说明针对目标油藏条件，强发泡能力比强稳定性对提高泡沫调驱效果的作用更加显著。因此，应优先选择发泡能力强的发泡剂（0.3%LAO+0.5%OA-12）。-47- 第3章泡沫体系性质对泡沫封堵能力的影响3.4本章小结（1）在高表面张力范围内（44-69mN/m），发泡剂的发泡能力随着表面张力的降低而增强，然而泡沫稳定性随着表面张力的降低而减弱；在低表面张力范围内（<44mN/m），发泡剂浓度接近或达到临界胶束浓度，发泡能力和泡沫稳定性与表面张力并无明显相关性。这说明，在低表面张力范围内，泡沫性质的主控因素不仅仅是表面张力，而是由多重因素决定。（2）确定了在短岩心中取得最佳发泡效果的实验条件：段塞大小为0.2PV气液交替注入、注入速度1mL/min、气液比1:1和回压1MPa以上。为均质长岩心泡沫注入实验和非均质岩心中的泡沫调驱实验提供了基础。（3）通过泡沫在均质长岩心中的注入实验和在非均质岩心中的驱油实验，研究了发泡能力和稳定性对泡沫封堵能力和调驱效果的影响。实验结果表明，发泡能力强，稳定性相对较弱的发泡剂（0.3%LAO+0.5%OA-12）封堵效果和调驱效果均优于弱发泡能力、强稳定性发泡剂（0.3%LAO+0.5%AES）。-48- 中国石油大学（北京）硕士学位论文第4章储层性质对泡沫封堵效果的影响储层岩石的物性一般包括孔隙度及孔隙结构、渗透率及非均质性、润湿性、敏感性等。而对于低渗裂缝油藏，由于裂缝与基质孔、渗特性的巨大差异，其储层物性和流体渗流特征存在特殊性。储层性质以及裂缝的存在与否对泡沫体系的发泡效果、封堵能力有着很大的影响。本章分别通过不同渗透率的均质长岩心、人造裂缝岩心和不同渗透率级差的并联岩心中泡沫注入实验，研究了储层渗透率、裂缝和储层非均质性对泡沫封堵效果的影响。4.1储层渗透率的影响在前置短岩心发泡后注入30cm长岩心中进行泡沫封堵效果实验。前置岩心：环氧胶结的人造短岩心（10cm×φ2.5cm，气测渗透率为1000mD），实验岩心：环氧胶结的人造均质长岩心（30cm×φ2.5cm），模拟地层水配制的发泡剂溶液（0.3%LAO+0.5%OA-12）。其余实验设备、材料、条件与3.3.2相同。通过岩心分段和整体的阻力系数和残余阻力系数研究储层渗透率对泡沫封堵效果的影响。共设计了水测渗透率为50mD、100mD、500mD、1000mD、2000mD、4000mD的岩心共六组实验。各组实验沿程压力曲线如图4.1-4.6所示。入口5cm处15cm处25cm处出口3000水2500驱注泡沫阶段）阶后续水驱阶段Pa2000段k1500压力（100050000.511.522.533.544.555.5PV图4.150mD岩心的沿程压力曲线Fig.4.1Thecurveofpressurealongthecoreholderof50mDcore-49- 第4章储层性质对泡沫封堵效果的影响入口5cm处15cm处25cm处出口30002500水驱2000阶段(kPa)注泡沫阶段后续水驱阶段1500压力100050000.511.522.533.544.555.5PV图4.2100mD岩心的沿程压力曲线Fig.4.2Thecurveofpressurealongthecoreholderof100mDcore入口5cm处15cm处25cm处出口30002500水）驱注泡沫阶段后续水驱阶段Pa2000阶k段1500压力（100050000.511.522.533.544.55PV图4.3500mD岩心的沿程压力曲线Fig.4.3Thecurveofpressurealongthecoreholderof500mDcore入口5cm处15cm处25cm处出口30002500水驱注泡沫阶段后续水驱阶段阶2000段(kPa)1500压力100050000.511.522.533.544.555.5PV图4.41000mD岩心的沿程压力曲线Fig.4.4Thecurveofpressurealongthecoreholderof1000mDcore-50- 中国石油大学（北京）硕士学位论文入口5cm处15cm处25cm处出口3000后续水驱2500水阶段）注泡沫阶段驱Pa2000k阶段1500压力（100050000.511.522.533.54PV图4.52000mD岩心的沿程压力曲线Fig.4.5Thecurveofpressurealongthecoreholderof2000mDcore入口5cm处15cm处25cm处出口170016001500水）1400驱注泡沫阶段Pa阶k1300段1200后续水驱阶段压力（1100100090000.511.522.533.54PV图4.64000mD岩心的沿程压力曲线Fig.4.6Thecurveofpressurealongthecoreholderof4000mDcore将不同渗透率岩心各段的阻力系数和残余阻力系数列在表4.1和4.2中，并做柱状图如图4.7。-51- 第4章储层性质对泡沫封堵效果的影响表4.1不同渗透率岩心分段阻力系数Table4.1Resistancecoefficientofdifferentpermeabilitycoresineachsection渗透率阻力系数RF(mD)整体0-5cm5-15cm15-25cm25-30cm53.232.1711.280.350.270.49107.413.625.622.35.31.0478.850.5113.530.032.761.41094.483.0109.960.787.988.11990.0230.58333.94185.52190.36260.184080.750.6383.4233.8335.4877.35表4.2不同渗透率岩心分段残余阻力系数Table4.2Residualresistancecoefficientofdifferentpermeabilitycoresineachsection渗透率残余阻力系数RK(mD)整体0-5cm5-15cm15-25cm25-30cm53.233.3210.922.781.310.82107.412.527.921.12.21.0478.817.828.99.8312.832.21094.449.353.234.064.744.81990.099.25117.2167.9391.85134.734080.710.654.591.888.6336.49-52- 中国石油大学（北京）硕士学位论文40053.23mD107.4mD478.89mD3501094.44mD1990.00mD4080.70mD300250200阻力系数1501005000cm-5cm5cm-15cm15cm-25cm25cm-30cm(a)阻力系数(a)Resistancecoefficient16053.23mD107.4mD478.89mD1401094.44mD1990.00mD4080.70mD1201008060残余阻力系数402000cm-5cm5cm-15cm15cm-25cm25cm-30cm(b)残余阻力系数(b)Residualresistancecoefficient图4.7不同渗透率岩心的分段阻力系数和残余阻力系数Fig.4.7Resistancecoefficientresidualandresistancecoefficientofdifferentpermeabilitycoresineachsection从表4.1、4.2和图4.7中可以看出，对于渗透率约为50mD和100mD的岩心，泡沫封堵主要集中在岩心前半段（50mD为0--5cm、100mD为0--15cm），岩心的中后段封堵效果不佳，50mD岩心5-30cmRF小于1，RK约等于1，100mD岩心25-30cmRF和RK约等于1，泡沫封堵几乎没有效果。岩心整体封堵效果一般。对于渗透率约为500mD、1000mD、2000mD和4000mD的岩心，泡沫不仅在-53- 第4章储层性质对泡沫封堵效果的影响入口端（0-5cm）封堵效果很好，岩心的中段和后段起压也很明显，后段（25-30cm）的RF和RK甚至等于或高于中段（15-25cm），而且实验过程中伴随着出口泡沫的产出，说明随着泡沫体系注入，泡沫不断向出口端运移导致中段阻力系数降低，后段升高。岩心整体封堵效果显著。2000mD岩心的阻力系数和残余阻力系数要远远大于1000mD，而4000mD岩心阻力系数RF则远低于2000mD和1000mD，与500mD岩心接近。且4000mD岩心在实验后续水驱过程中从出口大量产出泡沫，使泡沫在岩心中滞留量降低，降低了泡沫的封堵能力，岩心整体残余阻力系数RK为10.65，甚至低于100mD的岩心的12.5。说明过高渗透率岩心具有过大的孔隙，导致孔隙尺度与泡沫粒径不匹配，泡沫自由流动而不能通过贾敏效应滞留在孔隙中产生较高的封堵强度。将整体阻力系数和残余阻力系数随渗透率的关系绘制在图4.8中，实验结果表明，泡沫对水流通道的封堵效果与其渗透率的关系存在一个临界值（kc）。在水流通道渗透率低于kc的区间，渗透率越高，封堵效果越好；在水流通道渗透率高于kc的区间，渗透率越高封堵效果越差。250阻力系数200残余阻力系数150残余阻力系数/10050阻力系数0kc010002000300040005000渗透率(mD)图4.8不同渗透率岩心的总体阻力系数和残余阻力系数Fig.4.8Totalresistancecoefficientsandresidualresistancecoefficientsofdifferentpermeabilitycores-54- 中国石油大学（北京）硕士学位论文4.2裂缝的影响（1）实验方案制作人造裂缝方岩心（30cm×4.5cm×4.5cm，基质气测渗透率为2mD，综合渗透率8.22mD），其中内部5-25cm区域内铺粗砂（40~60目）薄层，用砂粒支撑的高渗通道模拟低渗岩心内裂缝（图4.9）。发泡剂溶液：（0.3%LAO+0.5%OA-12）。分别采用前置短岩心发泡、气液段塞注入2种方式注入等量泡沫（0.3PV），通过观察注入泡沫后岩心内压力梯度情况，评价泡沫对裂缝的封堵能力。前置短岩心发泡注入实验的步骤同3.3.2，气液段塞注入实验的步骤同3.3.3但没有④饱和油过程（图4.10）。（a）铺粗砂（b）岩心成品（a）Puttingcoarsesand（b）Finished图4.9制作人造“裂缝”岩心Fig.4.9Themanufactureofartificial"crack"cores-55- 第4章储层性质对泡沫封堵效果的影响（a）前置短岩心发泡注入方式(a)Thepatternofpreviashortcorefoaming（b）气液段塞注入方式(b)Gas-liquidsluginjectionfoamingpattern图4.10裂缝岩心泡沫封堵能力实验流程图Fig.4.10Schematicdiagramoffoamsystemblockingabilityexperimentincrackcores（2）实验结果水驱压力稳定后，在前置短岩心中发泡向裂缝岩心中注入0.3PV泡沫再转后续水驱实验的岩心两端压力梯度随注入PV数变化曲线如图4.11。水驱阶段稳定压力梯度约为4.2MPa/m，注泡沫阶段压力梯度急剧上升，最大值约为10MPa/m，压力梯度提升至2倍以上，说明注入的泡沫在大量进入裂缝中，并形成了良好的封堵效果。后续水驱阶段压力梯度稍有下降，压力梯度稳定值约为7.5MPa/m。压力梯度是水驱阶段的1.8倍。说明裂缝中的泡沫具有较高的封堵强度，显著降低了裂缝的相对渗透率。-56- 中国石油大学（北京）硕士学位论文1210）水后续水驱阶段驱8阶MPa/m6段注泡4沫压力梯度（2阶段000.511.522.5PV图4.11前置短岩心发泡注入实验压力梯度变化曲线Fig.4.11Pressuregradientcurveofpreviashortcorefoamingpattern水驱压力稳定后，直接向裂缝岩心中注入发泡剂0.15PV，再注0.15PV的氮气，后续水驱实验的岩心两端压力梯度随注入PV数变化曲线如图4.12。水驱阶段稳定压力梯度约为4.2MPa/m，注发泡剂阶段受实验中关泵换活塞容器的影响压力梯度稍有降低，但注气阶段压力梯度显著降低，约为1.45MPa/m，说明后续注入的氮气并没有与已经注入裂缝中的发泡剂段塞接触生成泡沫。后续水驱阶段压力梯度与注气液段塞之前水驱的压力梯度几乎相同，说明该方法在岩心中封堵效果差。5注4.5氮）4气3.5阶3段MPa/m注2.5发2水驱泡后续水驱阶段1.5阶段剂阶1压力梯度（段0.5000.511.52PV图4.12气液段塞注入实验压力梯度变化曲线Fig.4.12PressuregradientcurveofGas-liquidsluginjectionfoamingpattern针对目标油藏条件的裂缝岩心，前置短岩心发泡注入取得良好的封堵效果，说明泡沫体系可以在裂缝中形成有效封堵。气液大段塞分注方法在裂缝中并没有发泡，封堵效果差，说明由于裂缝的存在，注发泡剂后窜流严重，裂缝内发泡剂-57- 第4章储层性质对泡沫封堵效果的影响量很小，气体可能无法和发泡剂很快的充分混合，由于气液充分混合需要一定时间，因此气液段塞不能太大，应采用小段塞，使二者充分混合是裂缝岩心中发泡的先决条件。4.3储层非均质性的影响4.3.1实验设备、材料与实验方案根据目标油层条件，采用并联2个30cm岩心夹持器进行合住分采的方式，完成低渗岩心渗透率1.98mD左右，高渗岩心渗透率分别为5、50、500mD的3组实验（渗透率级差分别约是2.5、25和250）。发泡剂溶液：（0.3%LAO+0.5%OA-12）。分别采用前置短岩心发泡、气液段塞注入2种方式注入等量泡沫（0.6PV），通过观察高渗岩心分流率的变化来评价泡沫对非均质岩心高渗层的选择性封堵能力。高渗岩心分流率=高渗岩心流量/高低渗岩心总流量。前置短岩心发泡注入实验的步骤同3.3.2，气液段塞注入实验的步骤同3.3.3但没有④饱和油过程（图4.13）。（a）前置短岩心发泡注入方式(a)Previashortcorefoamingpattern-58- 中国石油大学（北京）硕士学位论文（b）气液段塞注入方式(b)Gas-liquidsluginjectionfoamingpattern图4.13并联岩心泡沫封堵能力实验流程图Fig.4.13Schematicdiagramoffoamsystemblockingabilityexperimentinparallelcores4.3.2非均质性对泡沫封堵能力的影响（1）水测渗透率为1.34mD岩心作为低渗岩心，水测渗透率464mD的岩心作为高渗岩心。渗透率级差为346.2。在前置短岩心夹持器发泡后注入并联岩心夹持器中共0.6PV泡沫实验的累积流量和高渗岩心分流率曲线见图4.14。直接向并联岩心夹持器中注入发泡剂0.3PV，再注入氮气0.3PV，在岩心中发泡的实验的累积流量和高渗岩心分流率曲线见图4.15。200100.0018090.0016080.00注泡分流率（14070.00）沫阶12060.00段后续水驱阶段mL100水驱阶段50.00%8040.00）高渗累产量6030.00低渗累产量累产量（4020.00高渗岩心分流率2010.0000.000.00.51.01.52.02.53.03.54.04.5PV图4.14并联岩心渗透率级差346.2的前置短岩心发泡后注入的分流率曲线Fig.4.14Flowratepercentageofparallelcoreswithpermeabilitycontrast346.2usingpreviashortcorefoamingpattern-59- 第4章储层性质对泡沫封堵效果的影响200100.00注注发氮80.00150泡气分流率（）剂阶mL阶段60.00100水驱阶段段后续水驱阶段%40.00）高渗累产量累产量（50低渗累产量20.00高渗岩心分流率00.0000.511.522.533.544.5PV图4.15并联岩心渗透率级差346.2的气液段塞注入的分流率曲线Fig.4.15Flowratepercentageofparallelcoreswithpermeabilitycontrast346.2usinggas-liquidsluginjectionfoamingpattern由图4.14、图4.15可以看出，两次实验水驱阶段高渗岩心分流率约为97.0%。注泡沫阶段：前置短岩心发泡实验的高渗岩心分流率迅速上升至100%，说明注入的泡沫全部进入高渗岩心。气液段塞注入实验在注发泡剂阶段的分流率与水驱阶段接近，注气阶段分流率迅速上升至100%，说明注入气与几乎全部与发泡剂在高渗岩心混合后生成的泡沫。后续水驱阶段：两实验的高渗岩心分流率降低至92.1%和92.0%，分流率只降低5%左右。虽然泡沫全部进入高渗岩心，但是采出液中伴随着泡沫产出，使岩心中泡沫量减少，不能起到封堵作用，泡沫对高渗层的封堵能力差。（2）水测渗透率为1.34mD岩心作为低渗岩心，水测渗透率49.8mD的岩心作为高渗岩心。渗透率级差为37.1。在前置短岩心夹持器发泡后注入并联岩心夹持器中0.6PV泡沫实验的累积流量和高渗岩心分流率曲线见图4.16。直接向并联岩心夹持器中注入发泡剂0.3PV，再注入氮气0.3PV，在岩心中发泡的实验的累积流量和高渗岩心分流率曲线见图4.17。-60- 中国石油大学（北京）硕士学位论文200100.00高渗累产量低渗累产量80.00分流率（150高渗岩心分流率注泡沫阶60.00(mL)水驱阶段100段%后续水驱阶段40.00）累产量5020.0000.0000.511.522.533.54PV图4.16并联岩心渗透率级差37.1的前置短岩心发泡的分流率曲线Fig.4.16Flowratepercentageofparallelcoreswithpermeabilitycontrast37.1usingpreviashortcorefoamingpattern200100.00高渗累产量低渗累产量注注高渗岩心分流率80.00分流率（150发气泡阶60.00(mL)剂100水驱阶段阶段%段40.00后续水驱阶段）累产量5020.0000.0000.511.522.533.544.555.566.5PV图4.17并联岩心渗透率级差37.1的气液段塞注入的分流率曲线Fig.4.17Flowratepercentagecurvesofparallelcoreswithpermeabilitycontrast37.1usinggas-liquidsluginjectionfoamingpattern由图4.16、图4.17可以看出，两次实验水驱阶段高渗岩心分流率约为95.1%。注泡沫阶段：前置短岩心发泡实验的高渗岩心分流率迅速上升至97.8%，说明注入的泡沫绝大部分进入高渗岩心。气液段塞注入实验在注发泡剂阶段的分流率与水驱阶段接近，注气阶段分流率迅速上升至99.5%，说明注入气与绝大部分与发泡剂在高渗岩心混合后生成的泡沫。后续水驱阶段：两实验的高渗岩心分流率降低至53.7%和55.9%，分流率降低40%左右。说明泡沫对高渗层选择性封堵效果显著。-61- 第4章储层性质对泡沫封堵效果的影响（3）水测渗透率为1.34mD岩心作为低渗岩心，水测渗透率5.6mD的岩心作为高渗岩心。渗透率级差为4.2。在前置短岩心夹持器发泡后注入并联岩心夹持器中0.6PV泡沫实验的累积流量和高渗岩心分流率曲线见图4.18。直接向并联岩心夹持器中注入发泡剂0.3PV，再注入氮气0.3PV，在岩心中发泡的实验的累积流量和高渗岩心分流率曲线见图4.19。100100.00水驱注泡沫后续水驱阶段80阶段阶段80.00分流率（6060.00(mL)%4040.00）累产量高渗累产量2020.00低渗累产量高渗岩心分流率00.0000.511.522.533.5PV图4.18并联岩心渗透率级差4.2的前置短岩心发泡的分流率曲线Fig.4.18Flowratepercentageofparallelcoreswithpermeabilitycontrast4.2usingpreviashortcorefoamingpattern100.00140高渗累产量90.00低渗累产量120高渗岩心分流率80.00后续水驱阶段分流率（70.00100注注60.00(mL)80发气水驱50.00泡阶%60阶段40.00剂段）累产量30.0040阶20.0020段10.0000.0000.511.522.533.54PV图4.19并联岩心渗透率级差4.2的气液段塞注入的分流率曲线Fig.4.19Flowratepercentageofparallelcoreswithpermeabilitycontrast4.2usinggas-liquidsluginjectionfoamingpattern-62- 中国石油大学（北京）硕士学位论文由图4.18、图4.19可以看出，两次实验水驱阶段高渗岩心分流率约为67.4%。前置短岩心发泡实验，注泡沫阶段一开始分流率上升至80%左右，80%的泡沫进入高渗岩心导致高渗岩心渗透率下降，由于高渗岩心渗透率与低渗接近，泡沫在高渗岩心中的封堵使得后续泡沫转而流向低渗岩心，所以分流率不断下降至30%，使得低渗岩心渗透率又降低，泡沫再次流向高渗岩心，分流率再次增大。后续水驱阶段高渗岩心分流率高达70.6%，比水驱反而高3.2%。说明泡沫不仅没有选择性封堵高深层反而污染了低渗层，封堵效果很差。气液段塞注入实验，泡沫在注气阶段气液接触后分流率上升至77.5%左右，说明约有22.5%的泡沫并没有在高渗层中生成而是进入了低渗层。后续水驱阶段高渗岩心分流率65.2%，仅仅降低了2.2%左右。泡沫对高渗层封堵效果差。将不同渗透率级差的并联岩心注泡沫后的高渗岩心分流率汇总到表4.3中，并将表中气液段塞注入实验的数据作分流率与渗透率级差关系图4.20。表4.3不同渗透率级差的并联岩心的分流率Table4.3Flowratepercentageofparallelcoreswithwithdifferentpermeabilitycontrastexperiments注泡沫阶段（%）后续水驱阶段（%）水驱阶段渗透率级差前置岩心气液段前置岩心气液段（%）发泡塞注入发泡塞注入346.2（1.34mD:464mD）9710010092.19237.1（1.34mD:49.8mD）95.197.899.553.755.980降至304.2（1.34mD:5.6mD）67.477.570.665.2又升到90-63- 第4章储层性质对泡沫封堵效果的影响100908070）%605040分流率（30后续水驱阶段（%）20注泡沫阶段（%）10水驱阶段（%）00306090120150180210240270300330360390渗透率级差Jk图4.20并联岩心分流率随渗透率级差变化曲线Fig.4.20Flowratepercentageofparallelcoresvsdifferentpermeabilitycontrast由图4.20和表4.3可知，注泡沫阶段分流率表示注泡沫阶段进入高渗岩心的泡沫百分比。后续水驱阶段分流率与水驱阶段的差值表示后续水从高渗岩心进入低渗岩心中的百分比。在实验条件下，渗透率级差为37.1的非均质岩心注泡沫后97.8%以上的泡沫能够进入高渗层，对高渗层选择性封堵效果最好，后续水驱阶段分流率从95.1%降低至55.9%以下，约40%后续水从高渗岩心进入低渗岩心中，改变渗流通道的效果最好。级差过大虽然泡沫可以进入高渗层，但高渗层中的泡沫封堵强度不够，后续水进入低渗岩心中很少仅5%。级差过小则由于高渗层渗透率与低渗层太接近，可能使相当多的泡沫进入低渗层，导致低渗层污染，不仅后续注水不能进入低渗层，还会导致注入压力大大增高，导致现场注入困难。4.4本章小结（1）对于目标油藏，泡沫对水流通道的封堵效果与其渗透率的关系存在一个临界值（kc）。在水流通道渗透率低于kc的区间，渗透率越高，封堵效果越好；在水流通道渗透率高于kc的区间，渗透率越高封堵效果越差。（2）低渗油藏中由于裂缝的存在，注发泡剂后窜流严重，气体可能无法和发泡剂很快的充分混合，由于气液充分混合需要一定时间，因此气液段塞不能太大，应采用小段塞，使二者充分混合是裂缝岩心中发泡的先决条件。-64- 中国石油大学（北京）硕士学位论文（3）在实验条件下，渗透率级差约为37.1的非均质岩心中泡沫对高渗层封堵效果最好，改变渗流通道的效果最佳。级差过大则高渗层中的泡沫封堵强度不够，后续注水进入低渗层的量较小。级差过小则由于高渗层渗透率与低渗层太接近，可能使泡沫进入低渗层，导致低渗层渗透率降低，不仅后续注水不能进入低渗层，还会导致注入压力大大增高，导致现场注入困难。-65- 第5章注入条件对泡沫封堵效果的影响第5章注入条件对泡沫封堵效果的影响泡沫调驱现场施工要考虑注入方式，注入速度，注入量和注入段塞浓度等注入条件。注入条件对发泡剂在油藏深部的发泡效果和泡沫体系的封堵能力有着显著影响。对于低渗、特低渗油田，由于地面发泡后注入或者气液同注法的泡沫体系的表观黏度过高，注入性差，易导致低渗层污染，因此宜采用气液段塞注入的注入方式。本章通过在均质长岩心中不同速度泡沫注入实验、非均质岩心中不同注入量和不同发泡剂段塞浓度的泡沫调驱实验研究了注入速度、注入量以及注入段塞浓度对泡沫封堵效果和调驱效果的影响。5.1注入速度的影响在前置短岩心中发泡后以不同的速度注入30cm长岩心中进行泡沫封堵效果实验。前置岩心：环氧胶结的人造短岩心（10cm×φ2.5cm，气测渗透率为1000mD），实验岩心：环氧胶结的人造均质长岩心（30cm×φ2.5cm气测渗透率为1000mD），模拟地层水配制的发泡剂溶液（0.3%LAO+0.5%OA-12）。其余实验设备、材料、条件与3.3.2相同。通过注岩心分段和整体的阻力系数和残余阻力系数研究注入速度对泡沫封堵效果的影响。共设计了注入速度1.0mL/min（2.94m/d）、3.0mL/min（8.82m/d）和5.0mL/min（14.7m/d）共三组实验。各组实验沿程压力曲线如图5.1-5.3所示。入口5cm处15cm处25cm处出口30002500水驱注泡沫阶段后续水驱阶段阶2000段(kPa)1500压力100050000.511.522.533.544.555.5PV图5.1注入速度为1.0mL/min的沿程压力曲线Fig.5.1Thecurveofpressurealongthecoreholderoftheinjectionrateof1.0mL/min-66- 中国石油大学（北京）硕士学位论文入口5cm处15cm处25cm处出口5000后续水驱阶段4500水注泡沫阶段）驱Pa4000k阶段3500压力（3000250000.511.522.533.544.555.56PV图5.2注入速度为3.0mL/min的沿程压力曲线Fig.5.2Thecurveofpressurealongthecoreholderoftheinjectionrateof3.0mL/min入口5cm处15cm处25cm处出口47004500水后续水4300注泡沫驱驱阶段）4100阶阶段kPa3900段3700压力（350033003100290000.511.522.533.544.555.566.57PV图5.3注入速度为5.0mL/min的沿程压力曲线Fig.5.3Thecurveofpressurealongthecoreholderoftheinjectionrateof5.0mL/min将不同注入速度实验的岩心分段阻力系数和残余阻力系数列在表5.1和5.2中，并做柱状图如图5.4。-67- 第5章注入条件对泡沫封堵效果的影响表5.1不同注入速度的岩心分段阻力系数Table5.1Resistancecoefficientofthecoresindifferentinjectionrates注入速度阻力系数RF(mL/min)整体0-5cm5-15cm15-25cm25-30cm1.013.625.622.35.31.03.028.643.128.323.134.65.020.540.620.610.120.7表5.2不同注入速度的岩心分段残余阻力系数Table5.2Residualresistancecoefficientofthecoresindifferentinjectionrates注入速度残余阻力系数RK(mL/min)整体0-5cm5-15cm15-25cm25-30cm1.012.527.921.12.21.03.015.420.712.811.921.55.06.88.54.76.210.3501mL/min3mL/min5mL/min454035302520阻力系数1510500-5cm5-15cm15-25cm25-30cm(a)阻力系数(a)Resistancecoefficient-68- 中国石油大学（北京）硕士学位论文301mL/min3mL/min5mL/min25201510残余阻力系数500-5cm5-15cm15-25cm25-30cm(b)残余阻力系数(b)Residualresistancecoefficient图5.4不同注入速度的分段阻力系数和残余阻力系数Fig.5.4Resistancecoefficientresidualandresistancecoefficientofthecoresineachsectionunderdifferentinjectionrates对于1.0mL/min，泡沫封堵主要集中在岩心前半段（0-5cm、5-15cm），岩心的中后段封堵效果不佳，25-30cmRF和RK约等于1，泡沫封堵几乎没有效果。岩心整体封堵效果一般。在注入速度1.0-3.0mL/min范围内，随着注入速度的增加，阻力系数和残余阻力系数呈增加趋势。对于注入速度3.0和5.0mL/min的实验，泡沫阻力系数均大于20，说明封堵效果较好。泡沫体系在中段和后段起压也很明显，后段的RF和RK高于中段（5-15、15-25cm），说明在较高的注入速度下，泡沫可以不断向出口端运移，在中后段滞留，导致中后段封堵强度升高。速度5.0mL/min的实验阻力系数小于注入速度3.0mL/min，是由于注入速度过大形成气窜，气体不能和发泡剂充分接触就从出口产出，生成泡沫的质量较低，封堵强度较低。速度5.0mL/min的实验残余阻力系数较小，原因是在较高的注入速度下，后续水驱过程中从出口产出泡沫大大增多，使泡沫在岩心中滞留量降低，降低了泡沫的封堵能力。将阻力系数和残余阻力系数随注入速度的关系绘制在下图5.5中，RF和RK随着注入速度的增加先增大后减小。说明在一定范围内，合理提高注入速度有利于提高泡沫封堵强度，但是注入速度提高幅度过大，容易形成气窜，封堵能力反而会下降。应根据现场条件选择合适的注入速度。-69- 第5章注入条件对泡沫封堵效果的影响35阻力系数30残余阻力系数2520残余阻力系数/1510阻力系数500123456注入速度(mL/min)图5.5不同注入速度实验的阻力系数和残余阻力系数Fig.5.5Totalresistancecoefficientsandresidualresistancecoefficientsofdifferentinjectionrates5.2注入量的影响（1）实验方案：实验岩心：环氧胶结的人造三层非均质岩心（30cm×4.5cm×4.5cm），渗透率为5/80/200mD。模拟地层水配制的发泡剂溶液：（0.3%LAO+0.5%OA-12）。注入速度4.0mL/min（1m/d），其余实验条件同3.3.3。气液段塞大小为①0.15PV剂+0.15PV气共0.3PV，②0.3PV剂+0.3PV气共0.6PV，③0.45PV剂+0.45PV气共0.9PV，通过在水驱后三种不同注入量的泡沫体系提高采收率的幅度的对比，讨论注入量对泡沫封堵能力和调驱效果的影响。（2）实验结果：水驱之后先注0.15PV表活剂，再注0.15PV氮气共注入0.3PV，再后续水驱驱油动态曲线如图5.6所示，含水率下降最大值约3.7%，注剂注气阶段采收率提高1.74%。后续水驱阶段采收率提高1.74%，泡沫调驱共提高采收率3.48%。-70- 中国石油大学（北京）硕士学位论文1008含水率(%)780采收率(%)压力梯度6(%)压力梯度(MPa/m)605注注4(MPa/m)含水率剂气40阶阶3(%)&水驱阶段段段后续水驱阶段2201采收率0000.511.522.533.54PV图5.60.15PV剂+0.15PV气的驱油动态曲线Fig.5.6Thecurveofdynamicoildisplacementwith0.15PVfoamingagent+0.15PVN2水驱之后先注0.3PV表活剂，再注0.3PV氮气共注入0.6PV，再后续水驱驱油动态曲线如图5.7所示。含水率下降最大约9.1%，注剂、注气阶段采收率提高7.83%。后续水驱阶段采收率提高6.09%，泡沫调驱共提高采收率13.91%。100890780压力梯度(%)注剂阶段670560含水率注后续水驱阶段(Mpa/m)50水驱阶段4气(%)&40阶330段含水率(%)2采收率20采收率(%)110压力梯度(MPa/m)0000.511.522.533.544.555.566.5PV图5.70.3PV剂+0.3PV气的驱油动态曲线Fig.5.7Thecurveofdynamicoildisplacementwith0.3PVfoamingagent+0.3PVN2水驱之后先注0.45PV表活剂，再注0.45PV氮气共注入0.9PV，再后续水驱驱油动态曲线如图5.8所示。含水率下降最大约11.1%，注剂、注气阶段采收率提高9.57%。后续水驱阶段采收率提高7.39%，泡沫调驱共提高采收率16.96%。-71- 第5章注入条件对泡沫封堵效果的影响100890780压力梯度(%)670含水率(%)560采收率(%)含水率50注注压力梯度(MPa/m)4(MPa/m)剂气(%)&40阶阶330段段水驱阶段后续水驱阶段2采收率2011000012345678PV图5.80.45PV剂+0.45PV气的驱油动态曲线Fig.5.8Thecurveofdynamicoildisplacementwith0.45PVfoamingagent+0.45PVN2将不同注入量实验各阶段提高采收率和总采收率值汇总于表5.3中，并根据表中数据作图5.9。表5.3不同泡沫注入量提高采收率效果Table5.3Oilrecoveryenhancedwithdifferentporevolumesinjectionoffoam采收率（%）岩心注入段塞水驱注剂、后续水总采泡沫调驱编号阶段气提高驱提高收率提高值0.15PVFJZ-3（0.3%LAO+0.5%OA-12）58.701.741.7462.173.48+0.15PV氮气0.3PVFJZ-1（0.3%LAO+0.5%OA-12）58.267.836.0972.1713.91+0.3PV氮气0.45PVFJZ-7（0.30%LAO+0.5%OA-12）59.139.577.3976.0916.96+0.45PV氮气-72- 中国石油大学（北京）硕士学位论文18后续水驱阶段采收率/%16注泡沫阶段采收率/%14(%)121086提高采收率4200.300.600.90注泡沫PV数图5.9不同泡沫注入量提高采收率效果Fig.5.9Oilrecoveryenhancedwithdifferentporevolumesinjectionoffoam由表5.3可知三种不同注入量的实验中水驱采收率均为58-60%。因此水驱之后的泡沫体系调驱效果具有良好的可比较性。如图5.6-5.8，当水驱后，注入0.3PV泡沫（0.15PV剂+0.15PV气），无论是注剂、注气阶段还是后续水驱阶段的采收率提高值均远远低于水驱后注入0.6PV(0.3PV剂+0.3PV气)情况，两阶段分别约为后者的1/5和1/4，且后续水驱阶段压力梯度也低于后者，后续水驱阶段未见明显的泡沫产出。说明注入段塞过小会导致气体和发泡剂混合不均，生成泡沫量过少，封堵强度过低，不能起到封堵高水流通道，提高波及效率的作用。但当注入量增加到0.9PV(0.45PV剂+0.45PV气)后，注入量比0.6PV(0.3PV剂+0.3PV气)增加了50%，但注剂、注气阶段和后续水驱阶段的采收率提高幅度仅分别增加了22%和21%。后续水驱阶段压力梯度基本与0.6PV的情况基本一致。说明注入过大段塞泡沫体系封堵强度增加有限。综合水驱之后两阶段总的（即泡沫调驱）提高采收率幅度如图5.9，注入量从0.3PV增加到0.6PV后，提高采收率幅度大幅增加了10.13%。注入量从0.6PV增加到0.9PV后，提高采收率幅度仅仅增加3.05%。说明在注入量较低范围内（<0.6PV）注入量对泡沫调驱效果存在显著影响，注入量增加泡沫调驱效果大幅提高。而注入量超过一定程度后泡沫调驱效果随注入量的增加的改善并不明显。因此，在保证泡沫调驱效果的情况下应结合经济、技术条件，选择合适的泡沫注入量。5.3注入段塞浓度的影响（1）实验方案：-73- 第5章注入条件对泡沫封堵效果的影响实验岩心：环氧胶结的人造三层非均质岩心（30cm×4.5cm×4.5cm），渗透率为5/80/200mD。注入速度4.0mL/min（1m/d），其余实验条件同3.3.3。注入气液段塞为0.3PV剂+0.3PV气，共0.6PV。发泡剂浓度为①（0.3%LAO+0.5%OA-12）和②（0.15%LAO+0.25%OA-12），通过在水驱后两种不同浓度的泡沫体系提高采收率的幅度的对比，讨论注入段塞浓度对封堵能力和调驱效果的影响。其中①（0.3%LAO+0.5%OA-12）实验即为5.2中的实验②（岩心编号FJZ-1）。（2）实验结果：水驱之后先注0.3PV低浓度发泡剂（0.15%LAO+0.25%OA-12），再注0.3PV氮气共注入0.6PV，再后续水驱的驱油动态曲线如图5.10所示，含水率下降最大值约7.69%，注剂、注气阶段采收率提高0.87%。后续水驱阶段采收率提高6.96%，泡沫调驱共提高采收率7.83%。1008含水率(%)90采收率(%)780压力梯度(MPa/m)压力梯度(%)670560含水率50注注4(MPa/m)(%)&40剂气后续水驱阶段阶阶330段段采收率水驱阶段220110000123456PV图5.10（0.15%LAO+0.25%OA-12）的驱油动态曲线Fig.5.10Thecurveofdynamicoildisplacementwith(0.15%LAO+0.25%OA-12)将不同注入段塞浓度实验各阶段提高采收率和总采收率值汇总于表5.4中，并根据表中数据作图5.11-74- 中国石油大学（北京）硕士学位论文表5.4不同注入段塞浓度提高采收率效果Table5.4Oilrecoveryenhancedwithdifferentconcentrationinjectionoffoam采收率（%）岩心注入段塞水驱注剂、后续水总采泡沫调驱编号阶段气提高驱提高收率提高值0.3PVFJZ-4（0.15%LAO+0.25%OA-12）59.130.876.9666.967.83+0.3PV氮气0.3PVFJZ-1（0.3%LAO+0.5%OA-12）58.267.836.0972.1713.91+0.3PV氮气16后续水驱阶段采收率/%14注泡沫阶段采收率/%12(%)1086提高采收率4200.3%LAO+0.5%OA-120.15%LAO+0.25%OA-12图5.11不同注入段塞浓度提高采收率效果Fig.5.11Oilrecoveryenhancedwithdifferentconcentrationinjectionoffoam由表5.4可知两种不同浓度的实验中水驱采收率均为58-60%。因此水驱之后的泡沫体系调驱效果具有较好的可比较性。当水驱后，注入浓度减半的（0.15%LAO+0.25%OA-12）的复配体系作为发泡剂，在注剂、注气阶段采收率远低于高浓度的情况（0.3%LAO+0.5%OA-12），约为后者的1/9，说明岩心中注入低浓度的发泡剂后在注气阶段，生成泡沫量少、泡沫强度低，改善波及效率效果不佳。注入浓度减半的发泡剂实验中后续水驱阶段的采收率与高浓度的实验接近，前者甚至比后者高0.87%，但是压力梯度仅2MPa/m，比后者低50%，且随着后续水的注入持续下降，出口一直未见泡沫产出。说明浓度减半的实验中后续水的刚-75- 第5章注入条件对泡沫封堵效果的影响刚注入时，气体被向前推进，气液充分混合后生成了一定封堵能力的泡沫，提高了波及效率。但是随着泡沫向出口推移，不断被地层水稀释，浓度不断降低，泡沫强度迅速下降，并在到达岩心出口前全部破裂。因此，低浓度发泡剂在岩心深部的发泡效果、泡沫强度、调剖能力均不及高浓度发泡剂。虽然本组实验未能直接证实，可以推测的是，如果岩心长度更长至50cm甚至100cm，则浓度减半实验的调驱效果必定会变得更差。综合水驱之后两阶段总的（即泡沫调驱）提高采收率幅度如图5.11，注入低浓度发泡剂段塞（0.15%LAO+0.25%OA-12）比高浓度的情况（0.3%LAO+0.5%OA-12）提高采收率幅度低6.08%，约43%。说明发泡剂浓度对泡沫调驱效果存在显著影响，浓度降低会导致油藏深部发泡效果、泡沫强度大幅下降，不能起到深部调驱，提高波及效率的作用。实际注入的发泡剂应高于实验优化的浓度，避免在实际油藏中发泡剂吸附和稀释导致浓度降低对发泡效果的影响。5.4本章小结（1）在实验条件下，1-3mL/min范围内阻力系数和残余阻力系数随着注入速度的增加而增大，超过3mL/min后二者随着注入速度的增加而降低。说明在一定范围内，合理提高注入速度有利于提高泡沫封堵强度，但是注入速度提高幅度过大，容易形成气窜，封堵能力反而会下降。应根据现场条件选择合适的注入速度。（2）注入量从0.3PV（0.15PV剂+0.15PV气）增加到0.6PV（0.3PV剂+0.3PV气）后，提高采收率幅度大幅增加了10.13%。注入量从0.6PV（0.3PV剂+0.3PV气）增加到0.9PV（0.45PV剂+0.45PV气）后，提高采收率幅度仅仅增加3.05%。说明在较低范围内（<0.6PV），注入量对泡沫调驱效果存在显著影响，注入量增加泡沫调驱效果大幅提高。而注入量超过一定程度后泡沫调驱效果随注入量的增加的改善并不明显。因此，在保证泡沫调驱效果的情况下应结合经济、技术条件，选择合适的泡沫注入量。（3）注入低浓度发泡剂段塞（0.15%LAO+0.25%OA-12）比高浓度的情况（0.3%LAO+0.5%OA-12）提高采收率幅度低6.08%，约43%。说明发泡剂浓度对泡沫调驱效果存在显著影响，浓度降低会导致油藏深部发泡效果、泡沫强度大幅下降，不能起到深部调驱，提高波及效率的作用。实际注入的发泡剂应高于实验优化浓度，避免在实际油藏中发泡剂吸附和稀释导致浓度降低对发泡效果的影响。-76- 中国石油大学（北京）硕士学位论文第6章结论（1）针对目标油藏C6油层的温度50℃、高矿化度高钙镁离子的条件，通过溶解性试验筛选出了配伍性好的12种表面活性剂作为备选发泡剂。使用Waring-Blender法测定了备选发泡剂溶液的初始发泡体积和排液半衰期，确定最佳使用浓度为0.8%。将5种发泡能力较强的发泡剂单剂LAB、CAB、LAO、Z-12、OA-12和1种稳定性最好的发泡剂单剂AES在保证总浓度为0.8%条件下按不同组成比例进行复配，筛选出了2种发泡剂复配体系：①发泡能力强，稳定性相对较弱的0.3%LAO+0.5%OA-12②发泡能力弱、稳定性强的0.3%LAO+0.5%AES（2）研究了表面张力对发泡能力和稳定性的影响。结果表明，在高表面张力范围内，随着表面张力的降低，发泡剂的发泡能力增强，泡沫稳定性降低；在低表面张力范围内，发泡能力和泡沫稳定性与表面张力无明显相关性。这说明，在低表面张力范围，泡沫性质的主控因素不仅仅是表面张力，而是由多重因素决定。（3）通过泡沫在均质长岩心中的注入实验和在非均质岩心中的驱油实验，研究了发泡能力和稳定性对泡沫封堵能力和调驱效果的影响。实验结果表明，发泡能力强，稳定性相对较弱的发泡剂（0.3%LAO+0.5%OA-12）封堵效果和调驱效果优于弱发泡能力、强稳定性发泡剂（0.3%LAO+0.5%AES）。（4）通过均质长岩心中的泡沫注入实验，研究了储层渗透率、裂缝和储层非均质性对泡沫封堵效果的影响。实验结果表明，泡沫对水流通道的封堵效果与其渗透率的关系存在一个临界值（kc）。在水流通道渗透率低于kc的区间，渗透率越高，封堵效果越好；在水流通道渗透率高于kc的区间，渗透率越高封堵效果越差。采用非均质并联岩心开展了泡沫封堵选择性实验，在本文的实验条件下，渗透率级差为37.1的非均质并联管中，有97.1%的泡沫体系进入高渗管；后续注水过程中，高渗管的分流率由95.1%降低到55.9%。并联管的非均质性过强或者过弱，泡沫对高渗管的封堵效果均变差。（5）采用泡沫在均质长岩心中注入实验，研究了注入速度对泡沫封堵效果的影响。实验表明，适当地提高注入速度有利于提高泡沫封堵强度；但是，注入速度过高，容易形成气窜，封堵能力会下降。通过非均质岩心泡沫驱油实验研究了注入量和段塞浓度对泡沫调驱效果的影响。在注入泡沫量低于0.6PV区间，增加注入量可改善泡沫调驱效果；在高于0.6PV-77- 第6章结论区间，泡沫调驱效果随注入量增加的改善不明显。发泡剂浓度降低会导致油藏深部发泡效果、泡沫强度大幅下降，不能起到深部调驱，提高波及效率的作用。因此，实际注入的发泡剂应高于实验优化的浓度，避免在实际油藏中发泡剂吸附和稀释导致浓度降低对发泡效果的影响。-78- 中国石油大学（北京）硕士学位论文参考文献[1]潘凌,方全堂,段永刚.低渗油藏非均质性对采收率的影响因素研究.西南石油大学学报(自然科学版),2012,34(3):111-115.[2]李忠兴,杨克文,赵继勇等.特低渗油藏渗流特征及增产技术研究.油气井测试,2003,12(3):21–23.[3]沈平平,袁士义,韩冬等.中国陆上油田提高采收率潜力评价及发展战略研究.石油学报,2001,22(1):45-48.[4]罗宪波.裂缝性低渗透油藏双重交联式新型复合堵水剂研究:(博士学位论文).成都:西南石油大学,2005.[5]穆丽娜,王业飞,赵福麟.裂缝性储层油井冻胶堵水技术.天然气勘探与开发,2007,30(2):57-61.[6]吴永彬,张运军,段文标.致密油油藏空气泡沫调驱机理实验.现代地质,2014,28(6):1315-1320.[7]范天一,宋新民,吴淑红等.低渗透油藏水驱动态裂缝数学模型及数值模拟.石油勘探与开发,2015,42(4):496-501.[8]岳湘安,王尤富,王克亮.提高石油采收率基础.北京:石油工业出版社,2007.[9]姚俊波.疏松砂岩注水井化学防砂调剖技术研究:(硕士学位论文).武汉:长江大学,2013.[10]何德文,刘喜林,暴富昌.热采井高温调剖技术的研究与应用.特种油气藏,1996,3(3):36-37.[11]廖久明,温贤勇,朱文仓.一种新型单液法复合调剖剂的研究.石油与天然气化工,1997,26(4):237-239.[12]彭文.体膨颗粒调剖剂制备及其性能表征方法探讨:(硕士学位论文).北京:中国地质大学(北京),2007.[13]白金莲.特低渗透裂缝性油藏深部调剖技术研究:(硕士学位论文).成都:西南石油大学,2009.[14]许耀波.特低渗透裂缝性油藏多功能复合调驱技术研究:(硕士学位论文).东营:中国石油大学(华东),2009.[15]杨欢,张永刚,魏开鹏等.特低渗油藏表面活性剂改善水驱实验研究及应用.油气藏评价与开发,2014,4(4):53-57.[16]贾晓飞,雷光伦,贾晓宇等.注水井深部调剖技术研究现状及发展趋势.特种油气藏,2009,16(4):7-12.[17]雷光伦,李文忠,贾晓飞等.孔喉尺度弹性微球调驱影响因素.油气地质与采收-79- 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