国内外底水油田分布广泛，但在底水油藏开发过程中底水脊进(锥进)是面临的一大问题。水平井采油具有生产压差小、泄油面积大等特点，能够减缓底水脊进，因此在底水油藏的开发中广泛应用水平井开发技术^{[1,2,3,4,5,6,7,8]}。但采用水平井开采底水油藏过程中，一旦底水脊进突破，则含水率迅速上升，产油量很快下降，而且水平井见水以后的找水、堵水作业都比直井困难很多。因此，压脊控水成为水平井开发底水油藏的关键^[9,10,11]。

泡沫具有极高的视黏度和选择性封堵能力，在底水油藏开发过程中压脊作用显著^[12,13,14]。开发过程中，向出水严重的水平井注入泡沫，可以将水脊压至一定位置并在水脊区域形成一定范围的泡沫富集带，抑制底水再次脊进，达到控水增油的目的^[15,16,17]。现场作业中使用的起泡剂种类繁多，各种起泡剂的工作原理不尽相同，其起泡效果和泡沫稳定性受到高温高盐的影响程度不同^[18,19]；同时，稳泡剂与起泡剂混合后，体系的热稳定性和盐稳定性也会不同。由于泡沫驱较聚合物驱、碱驱和表面活性剂驱更适合在高温高盐环境下提高采收率^[20]，所以需要筛选出适用于高温高盐环境下的泡沫体系。

笔者通过室内试验筛选出较好的起泡剂，通过复配筛选了4种泡沫综合指数较高的普通泡沫体系，再加入聚合物稳泡剂，得到强化泡沫体系。通过对强化泡沫体系进行老化试验和平板试验，对其压脊效果进行了研究。

试验所用仪器有电子天平、烘箱、电动搅拌器、1 000 mL烧杯、200 mL烧杯、塑料桶、1 000 mL量筒、100 mL量筒、玻璃棒、玻璃瓶、胶塞和封口器。

试验所用药品有WP4、NaCl、KCl、MgCl₂、NaHCO₃、Na₂SO₄、CaCl₂、NaBr、AM、LD、SA、BS、DR、TA、TB、PA、NC、EM、SB、SG和SK。

1) 配制模拟地层水。根据区块地层水成分资料，在室内条件下配制模拟混注地层水，地层水总矿化度达111 376.33 mg/L。根据地层水各组分的质量浓度，用电子天平分别称取79 025.78 mg NaCl、19 715.00 mg KCl、5 215.30 mg MgCl₂、158.79 mg NaHCO₃、221.87 mg Na₂SO₄、6 784.40 mg CaCl₂和255.19 mg NaBr，放入1 000 mL烧杯中，加满清水后用玻璃棒搅拌，使其充分溶解；将配好的地层水倒入清洗干净的塑料桶中备用。

2) 配制起泡剂。

3) 预热起泡剂。将装有200 mL起泡剂的玻璃瓶放入120 ℃烘箱中预热1 h。

4) 测起泡体积。1 h后，取出玻璃瓶，将瓶中的起泡剂倒入搅拌器中搅拌，转速保持为1 500 r/min，搅拌1 min后倒入1 000 mL量筒中，记录起泡体积。

5) 测析液半衰期。用保鲜膜封住量筒口，放入120 ℃烘箱中，待量筒中的液体体积达到100 mL后，记录所用时间。

筛选起泡剂需要考虑起泡体积和析液半衰期2个数据，因此引入了泡沫综合指数将其表示为1个参数：

分别配制质量分数为0.2%的AM、LD、SA、BS、DR、TA、TB、PA、NC、EM、SB、SG和SK溶液各200 mL，分别测起泡体积和析液半衰期，试验结果见表 1。

从表 1可以看出：TA、TB、PA和EM等4种起泡剂在高温高盐条件下起泡体积较小，析液半衰期较短， 表明这4种起泡剂不适合在高温高盐的地层中使用；NC虽然有较长的析液半衰期，但起泡体积较小，泡沫综合指数不高；泡沫综合指数较高的起泡剂为SA、DR和AM。

综合考虑泡沫性质与价格因素，以AM为主剂配制了质量分数为0.2%的AM+LD、AM+SA、AM+BS、AM+DR、AM+TB和AM+NC，比例分别为3∶1、1∶1、1∶3的体系各200 mL；以LD为主剂配制了质量分数为0.2%的LD+SA、LD+BS、LD+DR和LD+NC，比例分别为3∶1、1∶1、1∶3的体系各200 mL。测量了起泡体积和析液半衰期，试验结果分别见表 2、表 3。

从表 2和表 3可以看出：与单泡沫体系泡沫相比，经复配之后泡沫综合指数有明显提高；0.15%AM+0.05%DR、0.15%AM+0.05%SA、0.15%AM+0.05%BS和0.15%AM+0.05%NC的泡沫综合指数较大，0.15%AM+0.05%DR的泡沫综合指数更是高达330 150,说明这4种泡沫体系性能较好，因此选择这4种泡沫体系进行评价试验。

从聚合物作用机理和现场应用来看，聚合物可以增加泡沫强度，因此选择聚合物WP4作为稳泡剂进行试验研究。

配制质量分数为0.4%的WP4母液930 mL；再分别配制质量分数为0.2%的AM+SA(3∶1)、AM+BS(3∶1)、AM+DR(3∶1)和AM+NC(3∶1)，WP4质量分数为0.1%和0.2%的体系各200 mL，分别测起泡体积和析液半衰期，试验结果见表 4。

对比表 2、表 3与表 4的数据发现：1)稳泡剂可以使体系的析液半衰期大大延长，但会使泡沫的起泡体积减小；2)加入WP4后，泡沫综合指数明显增大，体系的泡沫性能明显增强，对于同一种体系来说，加入0.2%WP4的强化效果要好于加入0.1%WP4的强化效果；3)0.15%AM+0.05%NC+0.20%WP4和0.15%AM+0.05%DR+0.20%WP4的泡沫综合指数较大，泡沫性能较好。

将不同配方的强化泡沫体系试剂放入120 ℃烘箱中加热，每隔7 d取出200 mL泡沫体系测量一次数据，测完后重新放入烘箱中，试验结果如图 1所示。

图 1 强化泡沫体系老化试验结果 Fig. 1 Aging test result of enhanced foam systems

图选项

对比老化试验结果发现，随着时间的推移，体系的起泡体积增加，析液半衰期大幅度变短，体系的性能逐渐恢复到没有加稳泡剂之前。这是因为，聚合物分子受热受盐后会卷曲，导致体系黏度下降，泡沫强度降低，出现起泡体积增加、析液半衰期变短的现象；当聚合物分子受热卷曲到一定程度后，聚合物就失去了作用，体系的性能逐渐恢复到了未加稳泡剂之前。

从图 1还可以看出，AM+DR体系所受到的影响最小，其热盐稳定性最好。试验表明，复配强化泡沫体系0.15%AM+0.05%DR+0.20%WP4可以用于高温高盐储层泡沫压脊堵水。

设计平板模型进行普通泡沫和强化泡沫压脊试验，试验温度为室温(20 ℃)，出口回压为2.0 MPa，地层水的矿化度为111 376.33 mg/L ，地层水的密度为1.179 3 kg/L，平板体积为10.00 cm×9.95 cm×2.95 cm=293.525 cm³。试验仪器包括天平、平板模型、管线、压力表、量筒和玻璃棒等。

1) 填砂。将玻璃容器放置于电子天平上，去皮后取一定量的80~160目石英砂倒入玻璃容器中，记录天平读数m₁，再向容器中倒入一定量地层水，记录读数m₂，充分搅拌后，将混和好的湿砂倒入平板模型中，将湿砂压实后，称量剩余部分湿砂的容器质量m₃，并记录。此时，平板中饱和的地层水质量可表示为：

填砂阶段平板模型中饱和的地层水体积为：

2 )水测渗透率。将平板模型密封好后，关闭平板模型下方底水阀门，排空进口处的地层水，清零恒速恒压泵累计流量，将进口管线与平板模型右侧接口连接好，通过手动泵施加环压，随后开始水测渗透率。泵流量设定为1 mL/min，在平板模型左侧出口处放置量筒，待出口处连续出液后，将平板模型翻转90°，使其充分饱和。重复上述操作，待出口处连续出液后，使模型保持平放，打开进口处压力表，当压力表读数稳定后，计量出口处流量，最后用达西公式计算出平板模型的渗透率K。水测渗透率结束后，读取恒速恒压泵的累计注入流量V_p和出口处量筒计量的地层水体积V′_p，则水测渗透率阶段平板模型中饱和的地层水体积为：

平板模型中饱和的地层水的总体积(即平板模型的孔隙体积)为:

3) 饱和油。将原油排空后，接入平板模型右侧接口，开泵，流量设为1 mL/min。在左侧出口处放置量筒，计量流出地层水的体积。待出口处连续一段时间出纯油后，将平板模型翻转90°，使其充分饱和，继续计量出口处水的体积，待出口处连续出纯油后，停泵，并关闭左右两侧阀门，读取量筒中水的体积V′_w，此时平板模型中饱和的原油体积V_o即为V′_w。

4) 第一次注入底水。打开平板模型下侧阀门，接入管线，将平板模型竖立，打开模型左侧阀门。开泵，流量设定为1 mL/min，从平板模型下方注入地层水，模拟底水推进，在模型左侧出口处，每隔5 min用量筒计量一次出液情况，并及时计算瞬时含水率，含水率达到95%时停泵。

5 ) 注入氮气泡沫。在平板模型下方出口处连接回压阀，加回压2.0 MPa，在模型左侧接口处连接好管线后，同时打开泵和气体流量计，向模型中注入1倍孔隙体积的氮气泡沫，在此阶段中，气液比保持为2∶1，气液两相合计流量为1 mL/min，与注入底水阶段保持一致；每隔2 min记录一次压力并用量筒收集模型下方流出的液体。结束注入泡沫后，关闭模型左侧与下侧阀门，开始焖井。

6) 第二次注入底水。焖井结束后，打开模型左侧阀门，观察自喷阶段出液情况。自喷结束后，再次从模型下方注入底水，流量仍为1 mL/min，每隔5 min用量筒计量一次出液情况，并及时计算瞬时含水率，含水率达到95%时停泵，试验结束。

设计平板模型,测得平板模型的孔隙体积为114.86 mL，孔隙度39.13%，渗透率4 372.11 mD，含油饱和度56.16%，饱和油量64.5 mL。注入普通泡沫体系后焖井3 d,试验结果如图 2—图 4所示。

图 2 压力与流体注入体积的关系曲线 Fig. 2 Diagram of pressure and injection PV

图选项

图 3 含水率与流体注入体积的关系曲线 Fig. 3 Diagram of water cut and injection PV

图选项

从图 2—图 4可以看出：

图 4 累计采收率与流体注入体积的关系曲线 Fig. 4 Diagram of cumulative oil recovery and injection PV

图选项

1) 在第一次注入底水过程中，随着底水的注入，压力稳定上升，然后达到平稳，累计采收率平稳上升，含水率开始比较低；当注入的底水达到0.3倍孔隙体积时，底水突破；然后，压力先下降少许，再上升达到稳定；累计采收率的增长速度放缓，而含水率迅速上升至95%以上。

2) 在注入氮气泡沫过程中，压力先上升，然后趋于平稳；累计采收率和含水率不发生变化。

3) 在第二次底水驱过程中，压力上升，最终的压力要高于注泡沫时的压力；累计采收率不断上升，但上升速率逐渐变慢，直到试验结束，不再增长；含水率不断增长，但增长的速率要远小于第一次底水驱，在第二次底水驱注入的底水为1倍孔隙体积后，含水率升至95%以上。而此时，最终的采收率达到64%，比第一次底水驱提高了25.6百分点。

设计平板模型测得模型孔隙体积101.39 mL，孔隙度34.54%，渗透率6 368.77 mD，含油饱和度 50.00%，饱和油量50.7 mL。注入强化泡沫体系，焖井时间为3 d，试验结果如图 5—图 7所示。

图 5 压力与流体注入体积的关系曲线 Fig. 5 Diagram of pressure and injection PV

图选项

图 6 含水率与流体注入体积的关系曲线 Fig. 6 Diagram of water cut and injection PV

图选项

从图 5—图 7可以看出：

图 7 累计采收率与流体注入体积的关系曲线 Fig. 7 Diagram of cumulative oil recovery and injection PV

图选项

1) 在第一次注入底水过程中，随着底水的注入，压力平稳缓慢上升，累计采收率上升，含水率开始比较低。当注入的底水到达0.1倍孔隙体积时，底水突破；底水突破后，压力仍保持原来的缓慢上升状态，累计采收率的增长速度放缓，而含水率则迅速升至95%以上。

2) 在注氮气泡沫的过程中，压力呈缓慢上升的趋势，累计采收率和含水率不发生变化。

3) 在第二次底水驱过程中，压力上升，最终压力要高于注泡沫时的压力；累计采收率不断上升，但上升的速率逐渐变慢，直到本次试验结束，不再增长；含水率不断增长，且增长的速率要大于第一次底水驱，在第二次底水驱注入的底水到达0.5倍孔隙体积后，含水率升至95%以上。而此时，最终的采收率达到61.3%，比第一次底水驱增加了35.0百分点。

对比以上2组试验结果发现：1)强化泡沫的注入压力比普通泡沫的注入压力要高得多；2)注强化泡沫后采收率的提高值要高于注普通泡沫。分析认为这是因为与普通泡沫相比，强化泡沫的强度高、稳定性好、不易破裂。

1) 复配泡沫体系的泡沫性能要好于单泡沫体系，泡沫综合指数有明显提高。稳泡剂可以延长泡沫体系的析液半衰期，加入合适的聚合物稳泡剂后得到强化泡沫体系，泡沫综合指数明显增大，体系的泡沫性能明显增强。

2) 强化泡沫热盐稳定性试验研究以及平板试验研究结果表明，强化泡沫体系的热盐稳定性最好，显示出较好的压脊效果，原油的采收率明显提高。

3) 试验结果表明，强化泡沫驱是提高高温高盐条件下油藏采收率的一种行之有效的技术。不过，还应考虑高温高压条件下泡沫注入量等因素对压脊效果的影响进行后续研究。