針對(duì)高溫高鹽油藏的特點(diǎn)，采用分子模擬和室內(nèi)實(shí)驗(yàn)等手段，研制了低張力氮?dú)馀菽w系。室內(nèi)評(píng)價(jià)結(jié)果表明，當(dāng)溫度為80℃時(shí)，不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的氮?dú)馀菽w系在吸附前后發(fā)泡體積均保持在200 mL左右，半衰期大于5 000 s，表明其具有良好的起泡性能和泡沫穩(wěn)定性能。為了驗(yàn)證該體系在高溫高鹽油藏中的起泡性能、泡沫穩(wěn)定性能及對(duì)高滲透條帶的封堵性能，優(yōu)選合理的注入方式和氣液比，于2011年8月30日在勝坨油田二區(qū)沙二段3砂組高溫高鹽油藏開展了為期1個(gè)月的低張力氮?dú)馀菽?qū)單井試驗(yàn)，30 d累積注入泡沫劑溶液2 087 m3，3口受效油井平均綜合含水率由試驗(yàn)前的98.5%降至試驗(yàn)結(jié)束后的97.8%，平均單井產(chǎn)液量保持穩(wěn)定，產(chǎn)油量由6.3 t/d上升到9.2 t/d。油水井動(dòng)態(tài)變化及吸水剖面變化結(jié)果表明：低張力氮?dú)馀菽w系在高溫高鹽油藏條件下能夠形成穩(wěn)定的泡沫，且封堵高滲透條帶性能好；氣液混合注入滲流阻力大，封堵效果好；試驗(yàn)條件下最佳氣液比為1∶1。

近年來(lái)，中國(guó)東部主力油區(qū)相繼進(jìn)入特高含水開發(fā)階段，三次采油技術(shù)已成為老油區(qū)大幅度提高采收率的主要手段，在大慶、勝利、河南等油區(qū)聚合物驅(qū)和復(fù)合驅(qū)技術(shù)得到廣泛應(yīng)用，并取得了較好效果。受油藏高溫高鹽的限制，很大一部分油藏難以實(shí)施化學(xué)驅(qū)。由于泡沫具有超低的界面張力、較強(qiáng)的耐溫抗鹽能力且阻力系數(shù)較高，不但能夠擴(kuò)大波及體積，還可提高驅(qū)油效率，因此泡沫驅(qū)成為一種很有前途的提高采收率方式。目前，中外學(xué)者開展了大量低張力泡沫驅(qū)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究，研制了具有超低界面張力的配方，評(píng)價(jià)了泡沫體系的性能，優(yōu)化了注入方式，但由于室內(nèi)實(shí)驗(yàn)所用模型的局限性，實(shí)驗(yàn)結(jié)果難以反映驅(qū)油體系在實(shí)際油藏中的性能。為研究新型低張力泡沫體系在高溫高鹽油藏中的起泡性能、泡沫穩(wěn)定性能及對(duì)高滲透條帶的封堵性能，優(yōu)選合理的注入方式和氣液比，在勝坨油田二區(qū)沙二段3砂組高溫高鹽油藏開展了為期1個(gè)月的低張力氮?dú)馀菽?qū)單井試驗(yàn)，以期為低張力泡沫體系的研制和方案優(yōu)化設(shè)計(jì)提供依據(jù)。

1低張力氮?dú)馀菽w系的研制

通過(guò)分子模擬和室內(nèi)實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，烷基苯磺酸鹽、帶有陰離子磺酸根的陰-非兩性表面活性劑和磺基甜菜堿型的陰陽(yáng)兩性表面活性劑均具有耐溫抗鹽、泡沫性能好及超低界面張力的特點(diǎn)?；腔鸩藟A分子結(jié)構(gòu)中具有強(qiáng)酸根基團(tuán)，是集典型的陰離子型和陽(yáng)離子型于一體的季銨內(nèi)鹽型兩性表面活性劑。通過(guò)原料及合成條件的優(yōu)化，合成了磺基甜菜堿泡沫劑，對(duì)其相關(guān)性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)。

將研制的磺基甜菜堿泡沫劑與洗凈烘干的油砂以質(zhì)量比為3∶1的比例混合，在80℃的水浴中振蕩24 h，取出后進(jìn)行離心處理，測(cè)定質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%的磺基甜菜堿泡沫劑吸附前后與原油的界面張力。結(jié)果（圖1）表明，無(wú)論是吸附前還是吸附后，在20 min內(nèi)磺基甜菜堿泡沫劑與原油的界面張力均能達(dá)到超低，且與吸附前相比，吸附后兩者的界面張力變化不大。

圖1磺基甜菜堿泡沫劑吸附前后與原油的界面張力

配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.05%，0.10%，0.20%和0.30%的磺基甜菜堿泡沫劑，再分別充入純度為99.9%的氮?dú)?，利用羅氏泡沫儀測(cè)試氮?dú)馀菽w系吸附前后的泡沫性能。評(píng)價(jià)結(jié)果（表1）表明，當(dāng)溫度為80℃時(shí)，不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的氮?dú)馀菽w系在吸附前后發(fā)泡體積均保持在200 mL左右，半衰期大于5 000 s，表明均具有良好的起泡性能和穩(wěn)定性能。

表1氮?dú)馀菽w系性能評(píng)價(jià)結(jié)果

2試驗(yàn)井組概況

試驗(yàn)井組位于勝坨油田二區(qū)沙二段3砂組，為單斜構(gòu)造油藏，油層自東北向西南方向傾斜，構(gòu)造簡(jiǎn)單，地層平緩，傾角為2°～5°。油藏分為6個(gè)含油小層，其中34和35小層為主力層，儲(chǔ)層物性較好，平均孔隙度為28%，平均空氣滲透率為1 780×10-3μm2，地層原油粘度為11 mPa·s，地層水礦化度為17 435 mg/L，鈣鎂離子質(zhì)量濃度為475 mg/L，原始地層壓力為22.07 MPa，原油飽和壓力為11.9 MPa，原始地層溫度為80℃。試驗(yàn)井組包括注入井ST2-0-206，生產(chǎn)井ST2-0-139，ST2-1-173和ST2-0X305，井距為350 m，主要層位為32，33和34共3個(gè)小層，井組內(nèi)連通性好。試驗(yàn)井組于1966年投入開發(fā)，試驗(yàn)前ST2-0-206井注水量為120 m3/d，井口注入壓力為12 MPa，3口受效油井的平均產(chǎn)液量為140 m3/d，含水率高達(dá)98.5%，采出程度為49.9%，水驅(qū)提高采收率難度很大。