劉鋆石，王 健，楊志冬，胡占群，路宇豪

（1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室（西南石油大學），四川成都 610500；2.中國石油新疆油田分公司采油一廠，新疆克拉瑪依 834000）

0 前言

稠油油藏的主要開采方式是注蒸汽，由于蒸汽與稠油的黏度差異大，易導致黏性指進，發(fā)生汽竄，影響后期開發(fā)效果［1］。針對這一問題，國內(nèi)外的學者研究出了許多改進方法，如注入耐高溫堵劑封堵汽竄通道，用氣體、泡沫、化學劑等介質(zhì)輔助蒸汽驅(qū)，SAGD技術等［2—8］。其中泡沫輔助蒸汽驅(qū)技術改善稠油開發(fā)效果已在室內(nèi)實驗及現(xiàn)場應用方面得到驗證，該技術在遼河、河南等油田取得了明顯增產(chǎn)效果［9］?，F(xiàn)階段對于泡沫流體與稠油的作用機理研究大多是根據(jù)調(diào)驅(qū)實驗結果進行分析，無法直接觀測到泡沫與稠油的運移過程。本文針對這一問題，設計了可直觀顯現(xiàn)泡沫與稠油作用過程的可視化二維平面模型，通過可視化實驗驅(qū)替系統(tǒng)開展了CO2泡沫在驅(qū)替過程中對殘余稠油啟動效果的微觀動態(tài)實驗，利用高溫高壓配樣裝置開展了CO2+泡沫體系作用下稠油的PVT實驗。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

實驗用油為某區(qū)塊稠油（由于常溫下稠油難以流動，故先用煤油進行稀釋）；注入水為模擬地層水，為了與后續(xù)CO2泡沫驅(qū)替過程區(qū)別，模擬地層水預先用亞甲基藍染色；實驗用氣為純度99%的CO2氣體，四川廣漢勁力氣體有限公司；表面活性劑為α-烯基磺酸鈉（AOS），成都市科龍化工試劑廠。

二維平面模型：將橡膠墊片切割成不規(guī)則的小塊模擬地層中孔隙骨架，將兩塊亞克力板之間夾入具有一定壓縮性的硅膠墊框，使兩塊亞克力板之間形成正方形空間，然后將橡膠小塊置于兩塊亞克力板之間進行拼裝，并在四周用螺絲進行緊固密封；高溫高壓配樣裝置：量程為0～180℃，0～30 MPa，海安石油科技儀器有限公司；LVTD型黏度計，美國Brookfield公司；BH-2型氣體增壓系統(tǒng)，海安石油科技儀器有限公司。

1.2 可視化實驗

具體實驗步驟如下：（1）按實驗示意圖（見圖1）連接好各裝置；（2）以10 mL/min的速率注入用亞甲基藍染色后的模擬地層水飽和模型；（3）以1 mL/min 的速率注入地層原油，以油驅(qū)水方式形成地層中的束縛水環(huán)境；（4）以2 mL/min 的速率注入模擬地層水進行水驅(qū)油，水驅(qū)至模型出口端含水率穩(wěn)定在98%左右，記錄水驅(qū)結束后的平面波及效果；（5）以氣液交替的方式注入起泡劑（0.5%AOS）段塞和CO2，注入速率為0.6 mL/min，交替段塞為0.05 PV，氣液比1∶1，交替總注入量為0.8 PV。在模型中形成CO2泡沫，記錄CO2泡沫的驅(qū)替過程，觀察泡沫及水驅(qū)殘余油的運移情況，并分析CO2泡沫驅(qū)油的機理。

圖1 可視化實驗示意圖

1.3 稠油PVT實驗

稠油PVT 實驗（示意圖見圖2）具體步驟如下：（1）量取一定體積的脫水稠油（約300 mL）注入反應系統(tǒng)的高壓反應釜中，記錄稠油體積為Vo1，則氣體體積為裝稠油后高壓反應釜剩余體積，記錄為Vg1，并抽真空；（2）室溫下注入反應氣體至高壓反應釜內(nèi)至給定壓力，記錄氣體溫度T1和壓力p1；（3）升高溫度至反應溫度（30、50、70和90℃），當溫度升高到所需溫度后，保持恒溫6～10 h，待釜內(nèi)稠油飽和氣體，即壓力不變后為止，記錄此時的溫度T2和壓力p2，之后趁熱緩慢放氣至常壓，量取稠油在高壓反應釜內(nèi)壁的掛壁高度，即可算出此時稠油的體積Vo2和氣體的體積Vg2。

使用以上數(shù)據(jù)，依據(jù)PR 方程即可計算出氣體在稠油中的溶解度（溶解氣體體積與稠油體積之比）及體積因子（溶解氣體后稠油體積與溶解氣體前稠油體積之比）。利用LVTD 型黏度計測定反應前后稠油的黏度，由反應前后稠油的黏度之差與反應前稠油的黏度之比計算稠油降黏率。

圖2 PVT分析實驗示意圖

2 結果與討論

2.1 注泡沫前后模型波及宏觀變化

注泡沫前后模型波及面積變化情況見圖3。從注泡沫前模型波及面積（圖3（a））可以看出，由于二維平面模型的非均質(zhì)性以及氣體與原油的黏度差，導致氣驅(qū)階段很快形成了優(yōu)勢通道，滲流通道基本存在于模型的中上部，氣竄明顯；注入氣突破后，隨著驅(qū)替的進行，右上角及左下方還有較多殘余油無法得到動用，波及區(qū)域呈狹長狀分布，波及面積較小。

圖3 注泡沫前后波及面積變化

隨著多介質(zhì)的連續(xù)注入，形成大量CO2泡沫，泡沫在氣驅(qū)形成的通道內(nèi)堆積，滲流優(yōu)勢通道阻力不斷增加，當滲流阻力大于泡沫推進動力時，注入的多介質(zhì)開始向未動用部位流動，殘余油所處孔隙空間逐漸被泡沫占據(jù)，殘余油開始啟動，使得波及面積明顯擴大，如圖3（b）所示，說明多介質(zhì)在驅(qū)替過程中具有啟動殘余油、擴大波及面積的重要作用。

2.2 CO2泡沫微觀驅(qū)油機理分析

2.2.1 泡沫選擇性封堵

圖4（a）—（c）分別為驅(qū)替中CO2泡沫選擇性封堵過程的3個階段。在驅(qū)替階段一（圖4（a）），由于4號通道孔徑明顯大于其他5 條通道，由此泡沫優(yōu)先進入4 號高滲透率通道，在含油飽和度比較低時形成穩(wěn)定存在的泡沫，如驅(qū)替階段二（圖4（b））所示。

圖4 泡沫選擇性封堵過程

隨著驅(qū)替過程的進行，CO2泡沫通過孔道發(fā)生擠壓產(chǎn)生了疊加的賈敏效應，高滲透率通道流動阻力增大，CO2泡沫在其中流動變得愈加困難，有效地改善了驅(qū)替相的竄流。CO2泡沫的流動方向從4號高滲透率通道變?yōu)檠刂?、2、3、4 號通道流動，如驅(qū)替階段三（圖4（c））所示。

CO2泡沫對發(fā)生氣體竄流的高滲透率通道進行了有效封堵，增加了驅(qū)替相的流動阻力，抑制了注入流體的竄進，增大了的波及系數(shù)。

2.2.2 盲端殘余油的啟動

圖5（a）—（d）分別驅(qū)替中CO2泡沫啟動盲端殘余油過程的4個階段。圖中圓圈位置代表盲端殘余油，箭頭方向為驅(qū)替方向。由于地層中存在盲端孔隙，注入氣只能驅(qū)替出盲端孔隙外部的原油，并不能有效動用盲端孔隙內(nèi)部的殘余油（如圖5（a）所示），孔隙中部分原油被驅(qū)出，但是盲端孔隙內(nèi)部還存有部分殘余油未能啟動。

在注入多介質(zhì)后，CO2泡沫不斷與原油接觸，破裂（如圖5（b）所示），由于表面活性劑的存在，在泡沫驅(qū)油的前期有顯著的乳化作用，產(chǎn)生的乳化液有利于孔隙中的殘余油滴被增溶、降黏，油水界面張力減小，提升了殘余油的流動性能。

隨著孔隙中泡沫的不斷補充，孔隙逐漸被泡沫占據(jù)（如圖5（c）所示），被洗下的原油和乳化油滴沿著泡沫的液膜繼續(xù)向被驅(qū)替的方向前進（如圖5（d）所示），說明泡沫有利于盲端孔隙殘余油的剝離。

圖5 泡沫啟動盲端殘余油過程

2.2.3 油膜剝蝕

圖6（a）—（d）分別為驅(qū)替中CO2泡沫剝蝕油膜過程的4 個階段。由圖6（a）可以看出，氣驅(qū)后的孔隙中存在明顯的油膜附著在孔壁壁面，這是由于稠油的瀝青質(zhì)含量較高，黏度大，在地層孔隙中具有較大界面張力，容易吸附在孔隙壁面，即使該通道已被驅(qū)體流體波及，仍然還有部分稠油黏附在孔隙壁面上未能動用。

CO2泡沫接觸原油后，降低了油水界面張力，油膜流動性增強（如圖6（b）所示）；并且泡沫在集體通過孔喉通道時會發(fā)生擠壓，對孔隙壁面的壓力增大，啟動油膜狀殘余油的方式表現(xiàn)為“擠壓刮蝕”，泡沫裹挾著殘余油向驅(qū)替方向流動（如圖6（c）所示）。隨著多介質(zhì)驅(qū)替的進行，孔隙壁面上的油膜被逐層剝蝕，最終油膜基本剝蝕完全（如圖6（d）所示）。

2.2.4 泡沫段塞前段乳化驅(qū)油

圖6 泡沫剝蝕油膜過程

圖7（a）—（d）分別為泡沫段塞前段乳化驅(qū)油過程的4 個階段。泡沫接觸原油時，由于油水界面張力遠遠小于氣水表面張力，當三相界面共存時，按界面能趨于減小規(guī)律，表面活性劑將大量由水氣界面轉(zhuǎn)移到油水界面，使水氣界面張力升高，破壞了泡沫的穩(wěn)定性，導致泡沫很快破裂，所以在泡沫驅(qū)前緣泡沫實則以表面活性劑溶液的形式存在，此時驅(qū)替前緣驅(qū)替能量不足，基本保持穩(wěn)定（如圖7（a）所示）。隨著后續(xù)泡沫的不斷補充，驅(qū)替前緣的表面活性劑溶液量不斷增加，原油乳化作用愈加明顯，此時驅(qū)替前緣各組分組成為泡沫段塞-表面活性劑溶液-乳化段-原油。表面活性劑溶液與原油發(fā)生乳化作用形成了原油-表面活性劑溶液混相帶，導致原油與表面活性劑溶液間的界面張力降低，流動性增強，當乳化作用達到一定程度時，驅(qū)替前緣開始整體向前推進（如圖7（b）—（c）—（d）所示），從而達到驅(qū)油效果。

圖7 泡沫段塞前段乳化驅(qū)油過程

2.3 CO2泡沫與稠油作用下的PVT分析

為探究CO2泡沫體系啟動殘余油的內(nèi)在機制與表觀機理的聯(lián)系，開展CO2泡沫與稠油作用下的PVT實驗分析。圖8為不同溫度下CO2在起泡劑混合稠油中的溶解度及稠油體積因子變化。從圖8可以看出，CO2在稠油中溶解度隨著溫度的升高而降低，降低趨勢不大，溫度高于70℃后又略有上升；然而體積因子卻隨著溫度的升高而升高，且升高趨勢明顯。CO2溶入混有起泡劑的稠油后，由于起泡劑的存在使得CO2在稠油中溶解度大幅增加，有效減緩了溶解度隨溫度升高而大幅減小的趨勢。此外由于溫度升高，原油體積會發(fā)生膨脹。該機制在啟動殘余油過程中表現(xiàn)為盲端殘余油的啟動及油膜剝蝕。

圖8 不同溫度下CO2在起泡劑混合稠油中的溶解度及稠油的體積因子變化

不同溫度下CO2泡沫作用后稠油降黏率如圖9所示。從圖9 可以看出，在有CO2泡沫作用后稠油的黏度低于原稠油的。40℃時的稠油的降黏率為13.55%；90℃時為55.60%，降黏效果明顯。分析原因可能是CO2與起泡劑作用產(chǎn)生大量氣泡，因稠油的流動性差、黏度較高，氣泡被包裹在稠油中，使得稠油形成類似泡沫油的狀態(tài)，導致稠油整體黏度下降。同時，起泡劑對稠油的乳化作用也會導致其黏度下降。氣體推動的不再是單純的油層而是黏度較低的乳化層，降低了流度比。該機制在啟動殘余油過程中表現(xiàn)為泡沫段塞前段乳化驅(qū)油。

圖9 不同溫度下CO2泡沫作用后稠油黏度變化

3 結論

CO2泡沫具有選擇封堵性，能封堵地層中的較大孔道，迫使后續(xù)液流轉(zhuǎn)向驅(qū)替前期無法波及的小孔道；泡沫啟動殘余油的微觀作用表現(xiàn)為：盲端動用、油膜剝蝕以及泡沫段塞乳化驅(qū)油。CO2泡沫體系膨脹原油的作用促進了盲端殘余油的啟動及油膜的剝蝕，CO2泡沫體系乳化降黏作用促進了泡沫段塞前段乳化驅(qū)油。