Experimental Study of CO2 Huff and Puff Combined with N2 Foam for Enhanced Oil Recovery by Three-Dimensional Physical Models
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摘要:
经CO2多轮吞吐后，华北某稠油油藏增油效果逐年变差，为进一步改善开发效果，采用N2泡沫/CO2复合吞吐提高原油采收率。为明确N2泡沫/CO2复合吞吐提高原油采收率机理，通过泡沫体系动、静态性能评价试验，评价了N2泡沫体系的封堵性能；采用自主研制的三维非均质物理模型开展了N2泡沫/CO2复合吞吐室内物理模拟试验，分析了N2泡沫与CO2复合提高采收率的效果及其相关机理。试验结果表明，质量分数0.3%的α-烯烃磺酸钠（AOS）和质量分数0.3%的聚丙烯酰胺（HPAM）可形成稳定的泡沫体系，其封堵率达到99.57%，可实现对高渗层的有效封堵。三维试验结果表明，N2泡沫/CO2复合吞吐可使采收率提高22.74百分点，吞吐过程中含水率最低可降至2.07%，有效作用期是纯CO2吞吐的2.5～3.0倍。N2泡沫/CO2复合吞吐可有效扩大CO2和后续水的波及体积，为其后续现场应用提供理论支撑。
Abstract:The oil increment of a heavy oil reservoir in North China decreases gradually year by year after multiple CO2 huff and puff operations. In order to improve the developmental effect, CO2 huff and puff combined with N2 foam was proposed to enhance the oil recovery. Evaluation experiments on dynamic and static performances of foam systems were conducted to clarify the mechanism of CO2 huff and puff combined with N2 foam in enhancing oil recovery and assess the plugging performance of N2 foam systems. Then, a self-designed three-dimensional heterogeneous physical model was used to carry out laboratory physical simulation experiments on CO2 huff and puff combined with N2 foam, with the effect of which on improving oil recovery and related mechanisms studied. Experimental results showed that a stable foam system could be formed by using α-olefin sulfonate (AOS) and polyacrylamide (HPAM) both with a mass fraction of 0.3%, and the plugging ratio could reach 99.57%, which thus effectively plugged high permeable layers. The results of three-dimensional experiments showed that CO2 huff and puff combined with N2 foam could improve the oil recovery by 22.74 percentage points, and the water cut could be reduced to as low as 2.07% during huff and puff operations, with its effective action period lasting 2.5–3.0 times that of pure CO2 huff and puff. The CO2 huff and puff combined with N2 foam can effectively enlarge the swept volumes of CO2 and subsequent water, which provides theoretical support for its future field applications.
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CO2吞吐技术依靠CO2的溶胀降黏、混相萃取、增能助排等作用可有效改善水油流度比，提高原油采收率，在国内外稠油油藏中已广泛应用[1-4]。华北某稠油油藏自2009年起开展CO2吞吐矿场试验，在取得良好开发效果的同时，发现随着吞吐轮次增多，CO2增油量逐渐减少，换油率逐轮下降。岩心分析数据显示，该油藏渗透率在86～3 231 mD，渗透率突进系数为6.69，储层非均质性较强。受此影响，一方面，注入水沿高渗通道突进明显，形成了大量的井间绕流区[5]；另一方面，注入的CO2沿高渗层发生气窜，难以波及低渗层中的原油[6-8]。有研究表明，CO2吞吐的增油效果往往会在2～3个周期后明显变差[9-11]。因此，如何在CO2多轮吞吐后进一步提高原油采收率已逐渐成为稠油油藏高效开发的难点问题。
N2泡沫作为常用的调驱剂之一，其保压增能效应可实现高含水油藏的控水增油[12-15]；由于泡沫体系具有堵大不堵小、堵水不堵油等特性，可优先进入高渗层实现封堵[16-19]。例如，吕伟等人[20]发现响应性泡沫可有效抑制CO2在低渗透强非均质储层中的气窜；张旋等人[21]研究发现强化泡沫体系在高气液比（8∶2）条件下仍可维持较高的阻力系数[21]；牟汉生等人[22]指出将N2泡沫体系应用于平面非均质油藏，可有效抑制高渗条带中的流体窜逸。大量研究表明，N2泡沫可作为CO2气窜抑制剂，然而相关研究大多侧重于CO2驱替过程，针对CO2吞吐过程中N2泡沫应用的研究较少。与CO2驱过程中N2泡沫的大段塞、长时间注入工艺不同，在应用于CO2吞吐时，N2泡沫仅需作用于吞吐井附近，因此其与CO2复合提高采收率的机理也有所差别，有必要针对N2泡沫/CO2复合吞吐开展研究。为此，以华北某稠油油藏为研究对象，在评价泡沫体系动、静态性能的基础上，采用自主研制的三维物理模拟试验装置开展了N2泡沫/CO2复合吞吐试验，对比了其与纯CO2吞吐的采收率、含水率、驱替压差等生产动态特征，揭示了N2泡沫/CO2复合提高原油采收率的作用机理。
1. 室内评价试验
1.1 泡沫体系静态性能评价试验
采用Waring Blender法评价泡沫体系的起泡性能、稳泡性能及泡沫综合性能，具体试验材料及仪器包括：1）试验用水为矿化度1 937 mg/L的华北某油田模拟地层水；2）化学试剂有α-烯烃磺酸钠（AOS）、聚丙烯酰胺（HPAM，相对分子质量2 500万）；3）试验仪器有Waring Blender搅拌器（8011S）、电子天平（精度为0.001 g）、500 mL烧杯、2 000 mL量筒等。
通过测定泡沫体系的起泡体积和半衰期评价其起泡性能和稳定性，进一步利用式（1）计算泡沫综合指数，评价其综合性能。
具体试验步骤如下：1）在室温条件下，设定稳泡剂HPAM质量分数为0.3 %、发泡剂AOS质量分数为0.3 %，与地层水混合后配制成200 mL起泡液；2）设定搅拌器转速3 000 r/min，搅拌起泡液5 min；3）将形成的泡沫体系立即倒入1 000 mL量筒中，观察起泡体积，记录其半衰期；4）HPAM质量分数固定为0.3 %，AOS质量分数分别设置为0.1 %，0.2 %，0.4 %和0.5 %，重复步骤1）～ 3），分析发泡剂质量分数对泡沫性能的影响；5）AOS质量分数固定为0.3 %，HPAM质量分数分别设置为0.1 %，0.2 %，0.4 %和0.5 %，重复步骤1）～3），分析稳泡剂质量分数对泡沫性能的影响。
IFC=0.75Vft1/2 (1) 式中：IFC为泡沫综合指数，mL·min；Vf为发泡体积，mL；t1/2为泡沫半衰期，min。
1.2 N2泡沫封堵性能评价试验
采用人造方岩心开展N2泡沫封堵性能试验，试验用水和化学试剂同上，试验用N2纯度为99.9%。试验岩心尺寸为30.0 cm × 4.5 cm × 4.5 cm，平均气测渗透率3 000 mD，其基础物性参数见表1。试验仪器包括平流泵、气体质量计、压力传感器、恒温箱、中间容器等。具体试验步骤为：1）试验岩心抽真空，饱和地层水，测其渗透率；2）恒温箱温度设定为地层温度（65 ℃），以0.5 mL/min的排量向试验岩心中注入模拟水，记录水驱稳定压差；3）以0.5 mL/min的排量向试验岩心中交替注入N2和泡沫段塞，初始气液比设定为1∶1，驱替至注采压差稳定时结束试验，记录泡沫注采压差；4）根据水驱平衡压差和泡沫压差计算泡沫体系阻力系数和封堵率；5）将泡沫气液比设定为1∶2、1.0∶1.5、2∶1，重复步骤1）～ 4），评价不同气液比下泡沫体系的封堵性能。
表 1 试验岩心的基础物性参数Table 1. Basic physical parameters of test cores编号 泡沫注入量/PV 孔隙体积/mL 气测渗透率/mD 孔隙度，% 1 0.01 207 2 827 34.07 2 0.03 204 2 718 33.58 3 0.05 210 3 137 34.57 4 0.08 213 3 359 35.06 相同注入排量下，泡沫阻力系数的计算公式为：
fR=ΔpfΔpw (2) 式中：fR为阻力系数；Δpw为水驱稳定压差，kPa；Δpf为泡沫的注采压差，kPa。
泡沫封堵率的计算公式为：
η=(1−ΔpwΔpf)×100% (3) 式中：
η 为泡沫的封堵率，%。1.3 N2泡沫/CO2复合吞吐三维物理模拟试验
采用三维非均质岩心模型开展N2泡沫/CO2复合吞吐物理模拟试验，评价N2泡沫/CO2复合吞吐提高采收率的效果并分析其作用机理。三维非均质模型直径40.0 cm、厚度4.5 cm，分为上、下两层，上层渗透率500 mD、下层渗透率3 000 mD；平均孔隙度30.53%，初始含油饱和度68.41%。模型设置五点井网，中间井#0为注水开发生产井和CO2吞吐、泡沫注入等的措施注入井；周围井#1、#2、#3和#4为4口模拟注水井。试验岩心模型及井网部署如图1所示，采用自行研制的耐温耐压三维岩心夹持器装载岩心模型。试验用水、试验用气、化学试剂等同上，试验用油为华北某油田脱水脱气原油，其黏度为289 mPa·s，密度为0.97 kg/L。
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图 1 N2泡沫/CO2复合吞吐试验三维非均质岩心模型Figure 1. Three-dimensional heterogeneous core model for experiments on CO2 huff and puff combined with N2 foam为便于分析N2泡沫与CO2复合吞吐提高采收率的效果与机理，设置一组纯CO2吞吐试验对照组。N2泡沫/CO2复合吞吐试验的具体操作步骤如下：1）恒温箱温度设定65 ℃，以#0井为生产井，控制压力15 MPa，以0.125 mL/min排量向#1井、#2井、#3井和#4井注水，当#0井含水率达到98%时，注水开发阶段结束；2）以#0井为注入井、#1井、#2井、#3井和#4井为生产井，反向注入N2泡沫体系40 mL；随后关闭#1井、#2井、#3井和#4井，向#0井注入CO2，当#0井压力达到20 MPa时，停止注气，关闭#0井；3）闷井24 h后打开#0井，同时开启#1井、#2井、#3井和#4井并继续注水，待#0井含水率再次达到98%时，结束一轮复合吞吐；4）重复步骤1）～ 2），复合吞吐4轮次，记录注采压差、产油量、产液量和产气量等数据，计算复合吞吐采收率；5）在纯CO2吞吐对照试验中，水驱试验步骤同1），在注气阶段注入CO2直至#0井压力达到20 MPa，吞吐4轮次；记录压力、产液量和产气量等数据，计算纯CO2吞吐采收率，并与复合吞吐采收率对比。
2. 泡沫体系性能分析
2.1 泡沫体系静态性能分析
固定稳泡剂HPAM质量分数，调节发泡剂AOS质量分数，泡沫发泡体积和半衰期的变化规律如图2所示。
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图 2 发泡体积和半衰期与AOS质量分数的关系Figure 2. Variation of foam volume and half-life period with AOS mass fractions从图2可以看出：随发泡剂AOS质量分数增加，泡沫体系的发泡体积和半衰期均呈增加趋势，且起泡剂质量分数对体系发泡能力的影响更为明显；当发泡剂质量分数低于0.3 %时，发泡体积随AOS质量分数增大迅速增大；当AOS质量分数超过0.3 %时，发泡体积的增幅明显变缓；泡沫体系的半衰期随AOS质量分数增大呈缓慢增加趋势，即AOS质量分数对泡沫体系稳定性的影响相对较小。表面活性剂分子可吸附于气−液界面，降低气−液界面张力，AOS质量分数越高，表面活性剂分子在气−液界面的排布越紧密，气−液界面张力降低幅度越大，泡沫体系的发泡能力越强；当发泡剂质量分数超过临界胶束质量分数时，表面活性剂分子在气−液界面的吸附达到饱和状态，气−液界面张力进一步降低的能力有限，进而导致泡沫体系发泡能力的增幅放缓。
固定发泡剂AOS质量分数，调节稳泡剂HPAM的质量分数，泡沫发泡体积和半衰期的变化规律如图3所示。
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图 3 发泡体积和半衰期与HPAM质量分数的关系Figure 3. Variation of foam volume and half-life period with HPAM mass fractions从图3可以看出，稳泡剂的质量分数对泡沫体系的发泡能力和半衰期均有明显影响，随着HPAM质量分数增大，泡沫体系的发泡能力迅速降低，而其稳定性则大幅度提升。一方面，当HPAM吸附在气−液界面时，会占据部分表面活性剂的分子空间，随HPAM质量分数增大，吸附在气液界面的表面活性剂分子减少，影响了泡沫体系的发泡性能；另一方面，当气−液界面吸附一层HPAM分子时，液膜表面的弹性大幅增加，延缓气泡破裂和生成的速度，泡沫体系的稳定性显著增强。
泡沫综合指数综合反映泡沫体系的发泡能力和稳定性。表2为不同配方（发泡剂为AOS、稳泡剂为HPAM）泡沫体系综合指数的计算结果。从表2可以看出：泡沫综合指数对HPAM的质量分数更为敏感；当HPAM质量分数一定时，泡沫综合指数随AOS质量分数增大呈逐渐增加趋势；AOS质量分数一定时，泡沫综合指数随HPAM质量分数增大先显著增大后增幅趋缓，当HPAM质量分数超过0.3 %时，泡沫综合指数增大的幅度有限。因此，综合发泡体积、半衰期和泡沫综合指数，选取质量分数为0.3%的AOS + 质量分数为0.3%的HPAM作为泡沫体系的配方开展后续试验，该体系发泡体积445 mL、半衰期225 min、泡沫综合指数75 094 mL·min，具有良好的发泡性能和稳定性。
表 2 不同配方泡沫体系的综合指数Table 2. Composite indexes of foam systems with different formulas编号 AOS质量
分数，%HPAM质量
分数，%泡沫综合指数/
（mL·min）1 0.1 54 252 2 0.2 61 664 3 0.3 0.3 75 094 4 0.4 83 025 5 0.5 87 995 6 0.1 7 665 7 0.2 38 745 8 0.3 0.3 75 094 9 0.4 91 800 10 0.5 99 693 2.2 N2泡沫体系封堵性能分析
采用平均渗透率为3 000 mD的岩心模型模拟储层中的高渗层，采用N2气体和泡沫液交替注入的方式注入泡沫，试验结果如图4所示。水驱阶段岩心两端的注采压差较低，平均仅约5.28 kPa。当向多孔介质中注入泡沫液时，高黏度泡沫液段塞首先形成封堵屏障，驱替压差快速上升；后续随着N2气体的注入并与泡沫液段塞混合，在多孔介质中逐渐形成泡沫，并且随着泡沫的运移，泡沫在多孔介质中不断破裂与生成，进而导致驱替压差呈现波动性上升趋势。当N2气体和泡沫液的总注入量达到0.6 PV时，在多孔介质中可以生成稳定的N2泡沫体系，驱替压差趋于平稳。
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图 4 不同气液比下N2泡沫体系注入驱替压差曲线Figure 4. Displacement pressure drop curves of N2 foam with different gas/liquid ratios此外，N2气体与泡沫液的气液比在一定程度上影响了多孔介质中泡沫的生成与破裂。当气液比较低（1∶1、1.0∶1.5）时，少量N2气体不足以形成稳定的泡沫，多孔介质中压力的增加主要由高黏度HPAM稳泡剂导致；当气液比超过1∶1时，过量的气体穿透泡沫液段塞，严重影响泡沫的稳定性，气液比越大，泡沫在多孔介质中的稳定性越差。不同气液比下N2泡沫体系的阻力系数和封堵率见表3。
表 3 N2泡沫体系封堵性能评价结果Table 3. Evaluation results of plugging effect of N2 foam systems编号 泡沫
气液比水驱平衡
压差/kPa泡沫稳定
压差/kPa阻力
系数封堵
率，%1 1∶2 6.02 556.17 92.29 98.92 2 1.0∶1.5 4.94 740.43 149.88 99.33 3 1∶1 5.09 1190.09 233.96 99.57 4 2∶1 5.07 1049.09 206.79 99.51 从表3可以看出，当气液比小于1∶1时，阻力系数和封堵率随着气液比增大而增大；当气液比超过1∶1时，阻力系数和封堵率有所降低。由此可见，当气液比为1∶1时，N2与泡沫液在多孔介质中可以形成稳定的泡沫体系，阻力系数可达233.96，封堵率为99.57%，可实现对高渗层的有效封堵。
3. N2泡沫/CO2复合吞吐提高采收率效果与其机理分析
纯CO2吞吐和N2泡沫/CO2复合吞吐物理模拟试验结果见表4。注水开发试验阶段，当含水率达到98%时，累计注入0.86倍孔隙体积的水，纯CO2吞吐试验组水驱采收率为19.27%，复合吞吐试验组水驱采收率为22.37%。高渗层的存在严重影响了水驱开发效果，注入水沿高渗层突进严重，低渗储层滞留大量剩余油。注入CO2阶段，当模型压力由15 MPa增至20 MPa时，纯CO2吞吐试验组单轮次CO2注入量平均为1 250 mL，泡沫/CO2复合试验组单轮次CO2注入量平均为1 100 mL，相差不大。纯CO2吞吐试验组中，4轮次吞吐后累计采收率29.86%，CO2吞吐采收率提高10.59百分点；N2泡沫/CO2复合吞吐试验组中，4轮次吞吐后累计采收率45.11%，复合吞吐采收率提高22.74百分点，复合吞吐的采收率提高幅度是纯CO2吞吐的2.15倍，增油效果显著。
表 4 纯CO2吞吐和N2泡沫/CO2复合吞吐三维物理模拟试验结果Table 4. Results of three-dimensional physical simulation experiments on CO2 huff and puff combined with N2 foam and pure CO2 huff and puff编号 试验方案 吞吐轮次 注入量 采收率增幅/百分点 最低含水率，% 有效期内吞吐量/PV 泡沫/mL CO2/mL（标况） 1 纯CO2吞吐 1 1 128 1.71 61.10 0.09 2 1 200 3.18 54.73 0.12 3 1 443 2.95 45.95 0.13 4 1 228 2.75 58.01 0.12 均值 1 250 2.65 54.95 0.12 总和 5 000 10.59 0.46 2 N2泡沫/CO2
复合吞吐1 40 1 138 8.98 2.07 0.39 2 40 1 130 4.36 31.29 0.28 3 40 1 035 5.11 65.01 0.28 4 40 1 095 4.29 58.42 0.24 均值 40 1 100 5.69 39.20 0.30 总和 160 4 400 22.74 1.19 纯CO2吞吐和复合吞吐过程中的生产动态曲线如图5所示。对比2种措施含水率的变化可见，纯CO2吞吐试验组中，在生产初期，含水率首先降至45%～62%，随注入水的突破，含水率迅速升至90%左右，且单轮次内注水驱替至0.09～ 0.13倍孔隙体积时含水率即升至98%，单轮次内CO2吞吐采收率仅提高1.7～3.2百分点。在复合吞吐试验组中，开井生产初期含水率可迅速降至40%左右，其中，第一轮吞吐含水率最低可降至2.07%；虽然含水率随后同样增至90%以上，但其上升幅度明显放缓，且较长时期内维持在95%～98%。复合吞吐的有效期可维持在0.24～0.39倍孔隙体积，其有效作用期是纯CO2吞吐的1.5倍；复合吞吐单轮次采收率提高4.3～9.0百分点，是纯CO2吞吐单轮次采收率增幅的2.5～3.0倍。
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图 5 纯CO2吞吐与N2泡沫/CO2复合吞吐生产动态曲线Figure 5. Dynamic production curves of CO2 huff and puff combined with N2 foam and pure CO2 huff and puff进一步对比纯CO2吞吐和复合吞吐的驱替压差发现，当开井生产后，纯CO2吞吐试验组的压差从5 MPa迅速降至6 kPa左右；而复合吞吐的压差则先降至20 kPa左右，仅在注入水突破后期才降至8 kPa左右。由此可见，当未封堵高渗层时，注入水沿高渗层迅速突进，低渗层几乎未动用，导致大量的CO2气体和原油圈闭在地层中，CO2吞吐的增油效果较差。采用N2泡沫封堵高渗层后，驱替压差明显升高，注入的水和CO2气体有效启动了低渗层中的剩余油，即N2泡沫与CO2复合后显著地扩大了CO2和后续水的波及体积，提高采收率效果明显。
4. 结论与建议
1）发泡剂对泡沫体系发泡能力的影响显著，而稳泡剂对发泡能力和半衰期均有大幅影响；利用泡沫综合指数可确定发泡剂和稳泡剂的最佳加量，本文试验选用的质量分数0.3 %的 AOS+质量分数0.3 % 的HPAM泡沫体系具有良好的发泡能力和稳定性。
2）气液比对多孔介质中泡沫的生成与破裂有一定影响，N2段塞过小无法形成稳定泡沫，N2段塞过大则会导致气体穿透泡沫液段塞。气液比在1∶1附近时可形成稳定的泡沫体系，有利于封堵高渗层。
3）N2泡沫/CO2复合吞吐可大幅度降低含水率，延长措施有效期，其采收率提高幅度是纯CO2吞吐的2倍左右；N2泡沫可以效封堵高渗层，迫使后续水和CO2气体驱替低渗层中的剩余油，显著提高采收率。
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图 1 N2泡沫/CO2复合吞吐试验三维非均质岩心模型
Figure 1. Three-dimensional heterogeneous core model for experiments on CO2 huff and puff combined with N2 foam
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图 2 发泡体积和半衰期与AOS质量分数的关系
Figure 2. Variation of foam volume and half-life period with AOS mass fractions
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图 3 发泡体积和半衰期与HPAM质量分数的关系
Figure 3. Variation of foam volume and half-life period with HPAM mass fractions
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图 4 不同气液比下N2泡沫体系注入驱替压差曲线
Figure 4. Displacement pressure drop curves of N2 foam with different gas/liquid ratios
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图 5 纯CO2吞吐与N2泡沫/CO2复合吞吐生产动态曲线
Figure 5. Dynamic production curves of CO2 huff and puff combined with N2 foam and pure CO2 huff and puff
表 1 试验岩心的基础物性参数
Table 1 Basic physical parameters of test cores
编号 泡沫注入量/PV 孔隙体积/mL 气测渗透率/mD 孔隙度，% 1 0.01 207 2 827 34.07 2 0.03 204 2 718 33.58 3 0.05 210 3 137 34.57 4 0.08 213 3 359 35.06 
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表 2 不同配方泡沫体系的综合指数
Table 2 Composite indexes of foam systems with different formulas
编号 AOS质量
分数，%HPAM质量
分数，%泡沫综合指数/
（mL·min）1 0.1 54 252 2 0.2 61 664 3 0.3 0.3 75 094 4 0.4 83 025 5 0.5 87 995 6 0.1 7 665 7 0.2 38 745 8 0.3 0.3 75 094 9 0.4 91 800 10 0.5 99 693
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表 3 N2泡沫体系封堵性能评价结果
Table 3 Evaluation results of plugging effect of N2 foam systems
编号 泡沫
气液比水驱平衡
压差/kPa泡沫稳定
压差/kPa阻力
系数封堵
率，%1 1∶2 6.02 556.17 92.29 98.92 2 1.0∶1.5 4.94 740.43 149.88 99.33 3 1∶1 5.09 1190.09 233.96 99.57 4 2∶1 5.07 1049.09 206.79 99.51
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表 4 纯CO2吞吐和N2泡沫/CO2复合吞吐三维物理模拟试验结果
Table 4 Results of three-dimensional physical simulation experiments on CO2 huff and puff combined with N2 foam and pure CO2 huff and puff
编号 试验方案 吞吐轮次 注入量 采收率增幅/百分点 最低含水率，% 有效期内吞吐量/PV 泡沫/mL CO2/mL（标况） 1 纯CO2吞吐 1 1 128 1.71 61.10 0.09 2 1 200 3.18 54.73 0.12 3 1 443 2.95 45.95 0.13 4 1 228 2.75 58.01 0.12 均值 1 250 2.65 54.95 0.12 总和 5 000 10.59 0.46 2 N2泡沫/CO2
复合吞吐1 40 1 138 8.98 2.07 0.39 2 40 1 130 4.36 31.29 0.28 3 40 1 035 5.11 65.01 0.28 4 40 1 095 4.29 58.42 0.24 均值 40 1 100 5.69 39.20 0.30 总和 160 4 400 22.74 1.19
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