耐高温冻胶泡沫选择性堵水剂——适用于东海气田高温气藏堵水稳产

针对东海气田产水严重的开发现状,通过室内实验研究,研制了适用于其气藏条件的冻胶泡沫堵水体系。该体系由质量分数为0.4%的CAB-35耐高温起泡剂和0.4%LF聚合物+0.4%RELMNE交联剂冻胶稳泡剂复配而成,并优化了冻胶泡沫的注入方式、气液比和注气速度等施工参数,评价了冻胶泡沫的性能,形成了适用于东海气藏条件的耐高温冻胶泡沫堵水技术。评价结果表明:LF聚合物冻胶体系作为耐高温冻胶泡沫的稳泡体系,具有较好的稳泡效果,能大幅度提高泡沫的半衰期;冻胶泡沫堵水体系在气液混注、气液比1:1、注气速度为0.5 mL/min时性能最佳,易注入且封堵能力强。驱替实验结果表明:当地层情况相同时,冻胶泡沫堵剂封堵水的能力大干封堵气的能力,且堵剂对水的封堵率随着地层渗透率的增加而增强;当地层存在渗透率差异时,堵剂具有较好的地层非均质选择性能,堵剂优先封堵高渗透水流通道,而低渗透产气通道未被堵死。因此通过地层渗透率差异能够实现选择性堵水的目的。     

自生气耐温冻胶泡沫调驱体系研制与性能评价

针对强非均质油藏和大孔道稠油油藏提高采收率的需要,开展了自生气耐温冻胶泡沫调驱技术研究.冻胶泡沫是由起泡剂、聚合物和交联剂的溶液在气体作用下发泡形成的.它是以冻胶为外相的泡沫,比以水为外相的普通泡沫稳定性好.通过Ross发泡仪测定冻胶泡沫体系各组分对起泡和稳泡性能的影响,进行耐温性能评价,确.定了自生气耐温冻胶泡沫复合交联体系配方,即0.2%起泡剂AOS+0.1%复合交联体系+3 500 mg/L聚丙烯酰胺+3.45%亚硝酸钠+2.7%氯化铵+0.1%催化剂+0.1%热稳定剂.封堵实验结果表明,该体系在150 ℃下具有很好的选择性封堵能力和耐冲刷能力;并联岩心调驱实验结果表明,该体系具有明显的提高采收率效果,提高采收率为4.68%～47.73%.     

赵凹油田高温油藏冻胶泡沫调驱体系的研制及性能评价

针对赵凹油田安棚主体区主力油层水窜严重的开发现状,通过室内实验方法,研制了适用于其油藏条件的冻胶泡沫调驱体系,该体系主要包括耐高温起泡剂和冻胶稳泡体系,即由质量分数为0.2％～0.3％的HN-1起泡剂、0.25％～0.35％的KY-6梳形聚合物和0.6％～0.8％的YG103酚醛树脂交联剂复配而成,并优化了冻胶泡沫的注入方式、气液比和注气速度,评价了冻胶泡沫的驱油性能,形成了适用于赵凹油田油藏条件的耐高温冻胶泡沫调驱技术.评价结果表明:酚醛树脂冻胶体系作为耐高温冻胶泡沫的稳泡体系,具有较好的稳泡效果,能够大幅度提高泡沫的半衰期;与分段塞注入方式相比,气液混注方式产生的冻胶泡沫具有更好的封堵性能;冻胶泡沫的最佳气液比为1∶1,气液比过高或过低均会导致冻胶泡沫的阻力系数和封堵能力下降;最佳注气速度为0.5 mL/min,注气速度过高或过低均会使冻胶泡沫封堵能力下降.驱油实验结果表明,冻胶泡沫调驱体系具有良好的选择性封堵性能,剖面改善率达99％,采收率提高了44.6％.     

氮气泡沫吞吐的控水增油机理

对于存在边水的复杂断块油藏,无法实现远距离的泡沫堵水调剖,而泡沫吞吐刚好解决了这一问题。为了明确吞吐井的泡沫控水增油作用机理,在评价泡沫体系的性能、动态吸附性能及封堵性能的基础上,通过物理模拟实验对比氮气体系、起泡剂+稳泡剂体系及氮气泡沫吞吐的实施效果,分析氮气、起泡剂及稳泡剂各自在氮气泡沫吞吐中所发挥的作用,明确氮气泡沫吞吐控水增油机理。研究结果表明:所选的氮气泡沫体系与目标地层适应性良好,在矿化度4176 mg/L、温度85℃下与原油的界面张力为1.097 mN/m,泡沫综合指数为14750 mL·min,阻力因子在地层渗透率500×10-3数1500×10-3μm2情况下为26数103。氮气泡沫吞吐的作用机理如下:氮气的保压增能作用贯穿始终,并且占主导地位;起泡剂+稳泡剂能控制氮气的气窜,与氮气形成泡沫扩大波及体积;泡沫的形成发挥了独有的选择性封堵作用,良好的控抑了边水。     

海上底水稠油油藏氮气泡沫压锥技术研究与应用

基于QHD32-6油田西区底水稠油油藏底水锥进控制水淹的需要,分析了氮气泡沫压锥堵水敏感性因素,研制了氮气泡沫压锥液。模拟分析表明,注氮20 d、表活剂溶液质量浓度10 g/L、气液比2∶1、焖井2～5 d时压锥堵水效果最好;室内评价实验表明,起泡剂YS-FA150与生产污水、地层水及水源井水之间的配伍性较好;起泡剂的泡沫半衰期为3 871 s,排液半衰期215 s,气液比为2∶1的泡沫体系的阻力因子高达90,饱和起泡剂的岩心渗透率恢复率可达99.8%。现场应用结果表明,新研制的氮气泡沫压锥液能有效地抑制底水沿高渗透部位的锥进,试验井含水率由92.8%下降到62.5%,日产液量降低60 m3,日产油量增加22 m3,累积增油3 500 m3,综合效益显著。氮气泡沫压锥技术适合底水油藏锥进后进一步提高产量,具有较好的应用前景。     

冻胶泡沫体系室内实验研究

通过室内模拟实验,将聚合物ZWP与交联剂DY-1复配优选出性能较优的冻胶体系,加入起泡剂GX与氮气后形成冻胶泡沫体系,同时评价了不同因素对冻胶泡沫体系成冻性能和起泡性能的影响。冻胶泡沫体系配方(质量分数)为ZWP(0.3%)+DY-1(0.3%)+GX(0.6%),该体系的稳定性随温度的升高而下降,压力对起泡体积的影响较小,且随着压力的升高半衰期明显增加。在冻胶驱、聚合物驱、水基泡沫驱、冻胶泡沫驱四种驱替方式中,相同渗透率及注入速率下冻胶泡沫的封堵能力最强。     

低密度负压泡沫洗井用泡排剂的室内研究

以α烯烃磺酸盐(AOS)为主剂,选择泡沫基液和气源,考察起泡剂和稳泡剂对泡排剂泡沫性能的影响,确定了低密度负压泡沫洗井用泡排剂最佳配方:0.5%AOS发泡剂+0.6%W-1稳泡剂+清水+氮气,泡沫体系密度为0.92 g/cm3。室内评价结果表明,该泡排剂在负压泡沫洗井中具有较好的起泡、稳泡、耐高温和抗腐蚀能力,在低压高温洗井作业中具有良好的应用前景。     

吉木萨尔页岩油藏注气吞吐泡沫防窜实验研究

页岩油藏基质渗透率极低,注气吞吐是一种有效的页岩油提高采收率技术。由于人工裂缝与天然裂缝的存在,矿场试验表明注气吞吐过程中邻井气体窜流严重。注入泡沫可有效降低气体流度,增大吞吐波及体积,抑制气体在裂缝中的窜流。通过室内实验,筛选4种起泡剂,对其起泡能力和稳泡能力进行评价,优选泡沫综合性能最好的起泡剂,继而探究页岩裂缝岩心注气吞吐过程中的气窜规律,明确裂缝岩心注入泡沫后的封堵性能,以探究泡沫防窜对页岩岩心注气吞吐提高采收率的应用潜力。结果表明：质量分数为0.4%的AOS起泡剂稳定性最好;气液同注后产生的泡沫气体封堵压差增至6.67 MPa,气体突破时间增加了13.72倍;在泡沫封堵的基础上,进行5个轮次的吞吐可使总采收率提高6.58%。     

红河油田长8油藏CO2泡沫剂配方的研究

针对红河油田低渗裂缝性储层地层能量不足、注C02会发生气窜的问题,优选了CO2泡沫起泡剂和稳泡剂,确定了泡沫剂配方由起泡剂AOS、咪唑啉、Bs-12和稳泡剂烷基醇酰胺组成,其组分配比为38：19：38：5,泡沫剂最佳使用浓度为0．5％,发泡体积〉540mL,析液半衰期〉6min,泡沫半衰期〉10h,泡沫稳定性能优越,泡沫阻力因子可达28．684,封堵性能较好。CO2泡沫在高渗透率岩心中的阻力因子较大,说明泡沫更易封堵高渗储层及裂缝,可有效解决注c0：的气窜问题。     

氮气泡沫吞吐控抑断块油藏边水效果

存在边水的复杂断块油藏,开发过程中由于边水不均匀推进,导致水淹程度严重不均,严重影响开发效果。通过建立相应的实验模型,对比氮气吞吐、起泡剂+稳泡剂吞吐的物理实施效果,分析了氮气泡沫控抑边水效果的影响因素、优化了注采参数,并简要探讨了其控水增油机理。结果表明:氮气泡沫吞吐发挥了起泡剂+稳泡剂和氮气"1+1大于2"的效果,其驱油效率比水驱开采阶段提高了6.12%,含水率最大下降幅度达到21.81%;氮气泡沫吞吐在非均质储层和低黏原油条件下控抑边水效果更佳;在边水能量较弱(折算泵度0.5 m L/min)情况下,氮气泡沫吞吐控抑边水效果更好;在边水能量较强(折算泵度2.5 m L/min)的情况下,选择泡沫注入量0.1 PV、闷井时间24 h、注入时机在含水85%数98%范围内能使氮气泡沫吞吐控抑边水取得更好的效果。     

Foam Stability and Foam-oil Interactions

Gas injection into reservoirs can be used to increase oil recovery. However, reservoir heterogeneity and high gas mobility reduce sweep efficiency and decrease recovery. Using foam can reduce gas mobility and therefore increase sweep efficiency. Foam is thermodynamically unstable, so it is important to predict the foam stability. In order to understand the influence of oil presence on foam stability, static experiments performed on foam by varying the type and amount of added oil and molecular weight of added alkane. Also static foam properties have been investigated by varying the surfactant concentration, ionic strength, composition of different salts in the sample, and addition of polymer.     

泡沫复合驱体系稳定性及稳泡机理研究

泡沫复合驱油技术目前已在我国部分油田应用,选择泡沫性能优良的复合体系会推动该技术的广泛应用。文章研究了泡沫复合体系中发泡剂、稳泡剂和碱对复合体系稳定性的影响。筛选出配伍性较好配方是1.0%十二烷基苯磺酸、0.5%木质素黄酸盐与0.5%碱水复合体系,并对其进行了耐温、抗盐、抗油污染性能评价。通过扫描电子显微镜拍摄的泡沫照片分析,一般情况下泡沫体系Plateau边界越规则,泡沫半衰期越长,泡沫越稳定;泡沫间液膜越厚,发泡体积越小,发泡性能越差。该泡沫复合配方的确定对矿场实验具有一定的指导意义。     

泡沫钻井流体消泡技术研究进展

泡沫钻井技术具有携岩能力强、耗气量少、能够防止地层漏失、有效处理地层出水等优点.从钻井实践看,泡沫流体稳定性强,返至地表后难以消泡,泡沫基液只能一次性使用,泡沫材料消耗多、成本高,制约了泡沫钻井技术的发展.对国内外现有消泡技术进行了调研分析,对自然消泡法、物理消泡法和化学消泡法的消泡机理及特点进行了详细介绍和分析.     

高含水后期厚油层注氮气泡沫控水增油技术研究

挖潜厚油层顶部的剩余油是油田进入高含水开发后期的主攻方向之一。由于氮气泡沫具有对高含水层和高渗透带的选择性封堵及提高驱油效率的作用,因此可以利用向厚油层中注氮气泡沫的方法来控制厚油层水窜,挖潜厚油层中的剩余油。通过室内实验,研制了与试验区地质条件相适应的泡沫剂,并开展了1口井的现场试验,取得了增油2286t,含水下降1．6个百分点的较好效果。     

喇嘛甸油田泡沫复合驱油效果室内研究

多元泡沫复合体系由聚合物、碱、表活剂、天然气组成.喇嘛甸油田聚合物驱取得了较好的效果,但仍有50%左右的剩余储量.为进一步提高聚驱后采收率,在喇嘛甸油田开展了聚驱后泡沫复合驱现场试验.在试验中,通过对表活剂种类及浓度的筛选、碱浓度的筛选、聚合物体系对性能的影响以及水质对泡沫体系性能的影响等研究,初步确定了泡沫体系配方.通过室内岩心驱油实验,研究了聚合物相对分子质量、气液比、注入速度、注入方式等对泡沫体系聚驱后驱油效果的影响,为矿场试验提供了有效的依据与指导.     

泡沫复合驱泡沫稳定性及影响因素研究

馥志细管粘度计和多功能驱替装置,研究了泡沫复合体系组分中不同起泡剂、聚合物、碱、气体对泡沫稳定性的影响规律,以及泡沫复合体系驱替过程中,不同的气液比、注入速度、岩心渗透率、原油存在（残余油饱和度）等条件对泡沫稳定性的影响规律,对泡沫复合驱配方的确定及矿场试验具有一定的指导意义。     

泡沫体系在油田中的应用及发展趋势

泡沫体系在钻井、采油、含水气井的排水采气、冲砂洗井、调剖堵水、压裂酸化及水泥固井等油气田开发中的诸多方面获得了长足发展,并取得了较好的效果。大量实践表明,运用泡沫流体是保护油层、防止油层污染、提高油气产量的重要手段。     

Experimental Study on Polymer-enhanced Nitrogen Foam Flooding

In order to improve the traditional foam stability, a kind of polymer enhanced foam was proposed to enhance oil recovery in Gan’guyi oilfield. Based on experiments, the polymer concentration of 1,500 ppm was firstly determined by measuring the foam volume and half-life time. The investigation of the effect of polymer on foam plugging ability proved that polymer enhanced foam has excellent plugging capacity both with and without oil. The oil displacement experiments showed that polymer enhanced foam flooding increased oil recovery by 40.6% after waterflooding and the total recovery could reach 79.2%, which was 20.7% higher than that of traditional foam flooding, indicating polymer enhanced foam has excellent oil displacement performance.