稠油油藏氣體-泡沫輔助注蒸汽實(shí)驗(yàn)與數(shù)值模擬

吳正彬劉慧卿龐占喜吳川高民

1.中國(guó)石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；2.中國(guó)石油化工股份有限公司石油勘探開(kāi)發(fā)研究院

稠油油藏氣體-泡沫輔助注蒸汽實(shí)驗(yàn)與數(shù)值模擬

吳正彬1劉慧卿1龐占喜1吳川2高民1

1.中國(guó)石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；2.中國(guó)石油化工股份有限公司石油勘探開(kāi)發(fā)研究院

針對(duì)蒸汽吞吐過(guò)程中由于能量不足以及嚴(yán)重汽竄等導(dǎo)致熱效率低、吞吐效果變差的問(wèn)題，從室內(nèi)物理模擬以及數(shù)值模擬兩方面，開(kāi)展了在蒸汽中添加氣體及高溫泡沫以改善蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)效果的研究。首先，通過(guò)引入泡沫綜合指數(shù)，篩選了合適的發(fā)泡劑；其次，進(jìn)行了4組室內(nèi)平行雙管實(shí)驗(yàn)，分別為單純蒸汽驅(qū)、蒸汽-煙道氣泡沫驅(qū)、蒸汽-氮?dú)馀菽?qū)以及蒸汽-氮?dú)怛?qū)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：在注入條件相同的情況下，蒸汽-煙道氣泡沫驅(qū)和蒸汽-氮?dú)馀菽?qū)均能夠有效地封堵高滲管，啟動(dòng)低滲管，與單純蒸汽驅(qū)相比，采出程度最高分別提高了28.98%和26.04%；蒸汽-氮?dú)怛?qū)調(diào)剖效果有限，不能有效地啟動(dòng)低滲管，采出程度比單純蒸汽驅(qū)提高了10.56%。結(jié)合物理模擬的結(jié)果，采用數(shù)值模擬方法，分析了地層參數(shù)對(duì)煙道氣-泡沫輔助吞吐和單純蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)效果的影響，結(jié)果顯示，對(duì)于層薄、油稠的非均質(zhì)油藏，煙道氣-泡沫輔助吞吐與單純蒸汽吞吐相比具有顯著的優(yōu)勢(shì)，能夠有效地提高蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)效果。對(duì)河南油田井樓零區(qū)煙道氣-泡沫輔助蒸汽吞吐方案進(jìn)行了參數(shù)優(yōu)化，得到最佳日注汽量為100 m3，最佳氣汽比為12，最佳燜井時(shí)間為7 d。

稠油油藏；蒸汽吞吐；泡沫驅(qū)；煙道氣；氮?dú)?；平行雙管實(shí)驗(yàn)；數(shù)值模擬

河南油田井樓零區(qū)稠油油藏以蒸汽吞吐為主要開(kāi)發(fā)工藝。蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)稠油的主要機(jī)理在于加熱降黏、熱膨脹作用以及溶解氣驅(qū)作用等，增加原油流動(dòng)性能，改善近井地帶的地層屬性，從而增加原油產(chǎn)量［1］。但是隨著吞吐輪次的增加，蒸汽吞吐逐漸暴露出一些嚴(yán)重的問(wèn)題。最主要的是蒸汽超覆以及儲(chǔ)層非均質(zhì)性導(dǎo)致注入蒸汽出現(xiàn)汽竄，從而使得油層中出現(xiàn)大量的剩余油［2］。

對(duì)于如何改善蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)效果，很多學(xué)者做了大量的工作。目前主要是應(yīng)用非凝析氣、高溫泡沫以及化學(xué)劑等助劑來(lái)改善注蒸汽開(kāi)發(fā)的效果。徐建軍［3］、宮俊峰等［4］研究了稠油開(kāi)發(fā)過(guò)程中，利用高溫泡沫來(lái)提高采收率；熊啟勇等［5］、王順華等［6］、曹嫣鑌等［7］通過(guò)在蒸汽中添加二氧化碳或氮?dú)?，研究了非凝析氣在改善蒸汽波及效率和提高采收率方面的作用；羅健等［8］、李德儒［9］、賀麗鵬等［10］研究了溶劑、降黏劑等化學(xué)劑在擴(kuò)大蒸汽腔體積、降低油水界面張力等方面的作用，為提高稠油注蒸汽開(kāi)發(fā)效果提供了另一種思路。筆者根據(jù)所研究區(qū)塊的實(shí)際情況，從室內(nèi)物理模擬以及數(shù)值模擬兩方面出發(fā)，開(kāi)展了氣體-泡沫輔助蒸汽吞吐改善開(kāi)發(fā)效果的研究，并對(duì)其機(jī)理進(jìn)行了分析。

1 氣體-泡沫驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

Gas-foam flooding tests

1.1 實(shí)驗(yàn)材料與設(shè)備

Test materials and devices

實(shí)驗(yàn)材料主要包括：粒徑為60目和120目的玻璃珠、質(zhì)量濃度為0.5%的發(fā)泡劑溶液、純氮?dú)狻煹罋?。?shí)驗(yàn)用油為河南油田井樓零區(qū)地面脫氣原油，密度約為0.95 g/cm3，50 ℃時(shí)黏度約為3 800 mPa·s。

實(shí)驗(yàn)設(shè)備及儀器主要包括：蒸汽發(fā)生器、ISCO恒速平流泵、填砂管（?3.8 cm×60 cm）、中間容器、氣體質(zhì)量流量控制器，單向閥、六通閥、恒溫箱、壓力表以及量筒若干。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法與步驟

Test methods and procedures

1.2.1 發(fā)泡劑的篩選 對(duì)發(fā)泡劑靜態(tài)性能的評(píng)價(jià)，發(fā)泡體積（Vmax）和半衰期（t1/2）是2個(gè)重要的指標(biāo)。前者反映了發(fā)泡劑的發(fā)泡性能，后者則反映了泡沫的穩(wěn)定性。以往的很多文獻(xiàn)［11-12］都是將發(fā)泡體積和半衰期分開(kāi)研究，從而評(píng)價(jià)發(fā)泡劑的性能。為了綜合考慮兩者的共同影響，引入泡沫綜合指數(shù)S，S值越大，說(shuō)明發(fā)泡劑的靜態(tài)性能越好。采用參考文獻(xiàn)［13］中提出的S的計(jì)算方法，則有

為了計(jì)算方便，式（1）可以簡(jiǎn)化為

式中，S為泡沫綜合指數(shù)，mL·min；t1/2為半衰期，min；V為發(fā)泡體積，mL；Vmax為最大發(fā)泡體積，mL。

實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)了50 ℃、90 ℃、170 ℃、200 ℃、250 ℃等5種不同溫度，利用油田提供的5種不同的發(fā)泡劑（SDS、AOS、BS-12、ABS、SAS，分別編為1#、2#、3#、4#和5#），配成500 mL質(zhì)量濃度為0.5%的發(fā)泡劑溶液，分別在不同的溫度下測(cè)試其性能，記錄每組實(shí)驗(yàn)下的發(fā)泡體積和半衰期，并據(jù)此計(jì)算5種發(fā)泡劑的綜合泡沫指數(shù)。

1.2.2 動(dòng)態(tài)驅(qū)替實(shí)驗(yàn) 結(jié)合油田現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際，在200℃條件下，利用自制的填砂管平行雙管模型，選取3種不同的流體，即蒸汽+煙道氣（CO2∶N2=0.2∶0.8）泡沫驅(qū)、蒸汽+氮?dú)馀菽?qū)以及蒸汽+氮?dú)怛?qū)，與單純蒸汽驅(qū)對(duì)比，設(shè)計(jì)了4組平行雙管實(shí)驗(yàn)。

每組實(shí)驗(yàn)用目數(shù)不同的石英砂將填砂管分別填成高滲管和低滲管，其中高滲管的滲透率在500 mD左右，低滲管的滲透率在170 mD左右。實(shí)驗(yàn)基本步驟如下：（1）連接好實(shí)驗(yàn)裝置并檢查氣密性；（2）飽和水：利用ISCO平流泵，以2 mL/min的流量分別向填砂管中注入根據(jù)油田水型配置的地層水，出口端見(jiàn)水穩(wěn)定時(shí)飽和過(guò)程完成；（3）飽和油：以2 mL/ min的流量分別向填砂管中注入原油，出口端含油率達(dá)到100%且出油穩(wěn)定時(shí)飽和油的過(guò)程完成；（4）蒸汽驅(qū)：利用蒸汽發(fā)生器，以2 mL/min的流量向填砂管中注入蒸汽，進(jìn)行蒸汽驅(qū)，蒸汽溫度為200 ℃，當(dāng)高滲管含水率達(dá)到95%時(shí)停止實(shí)驗(yàn)；（5）氮?dú)馀菽?qū)：重復(fù)步驟（1）～（4），當(dāng)蒸汽驅(qū)高滲管含水率達(dá)到95%時(shí)，以蒸汽+氮?dú)馀菽男问竭M(jìn)行后續(xù)驅(qū)替，當(dāng)高滲管含水率達(dá)到95%時(shí)停止；（6）煙道氣泡沫驅(qū)：重復(fù)步驟（1）～（4），當(dāng)蒸汽驅(qū)高滲管含水率達(dá)到95%時(shí)，以蒸汽+煙道氣泡沫的形式進(jìn)行后續(xù)驅(qū)替，當(dāng)高滲管含水率達(dá)到95%時(shí)停止；（7）蒸汽氮?dú)怛?qū)：重復(fù)步驟（1）～（4），當(dāng)蒸汽驅(qū)高滲管含水率達(dá)到95%時(shí)，以蒸汽+氮?dú)獾男问竭M(jìn)行后續(xù)驅(qū)替，當(dāng)高滲管含水率達(dá)到95%時(shí)停止。實(shí)驗(yàn)過(guò)程中，氮?dú)夂蜔煹罋獾牧髁繛?5 mL/min。記錄4組實(shí)驗(yàn)過(guò)程中的產(chǎn)液量、產(chǎn)水量以及驅(qū)替壓差，研究不同方式下的驅(qū)油效率和低滲管啟動(dòng)情況。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論

Test results and discussions

2.1 發(fā)泡劑的篩選

Screening of optimal foaming agents

5種發(fā)泡劑的發(fā)泡體積和半衰期，見(jiàn)表1。計(jì)算得到的5種發(fā)泡劑的綜合泡沫指數(shù)如圖1所示。

表1 不同發(fā)泡劑溶液發(fā)泡體積和半衰期隨溫度變化Table 1 Changes of foam volume and half-life of foaming agent solutions with temperature

圖1 不同發(fā)泡劑綜合泡沫指數(shù)對(duì)比Fig.1 Comprehensve foaming indicators of various foaming agents

綜合表1和圖1的實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，1#發(fā)泡劑在不同溫度下的綜合泡沫指數(shù)最大，特別是在高溫條件下，靜態(tài)性能仍然較好，因此選取1#發(fā)泡劑進(jìn)行后續(xù)的動(dòng)態(tài)實(shí)驗(yàn)。

2.2 動(dòng)態(tài)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

Dynamic displacement tests

不同驅(qū)替方式下含水率和驅(qū)油效率隨注入體積倍數(shù)變化關(guān)系如圖2所示。

圖2 不同驅(qū)替方式下含水率和采收率隨注入體積倍數(shù)變化Fig.2 Changes of water cut and oil recovery with injection volume at different displacement modes

雙管不同驅(qū)替方式下的總的驅(qū)油效率以及其他驅(qū)替方式相對(duì)于單純蒸汽驅(qū)提高的驅(qū)油效率見(jiàn)圖3。結(jié)合圖2和圖3可看出：雙管單純蒸汽驅(qū)中高滲管驅(qū)替效率43.79%，由于雙管滲透率級(jí)差，蒸汽沿著高滲管竄流，低滲管沒(méi)有啟動(dòng)，導(dǎo)致雙管驅(qū)油效率很低，僅22.59%；與單純蒸汽驅(qū)相比，在蒸汽中添加氣體或者泡沫后，驅(qū)油效率都明顯提高，各方式提高驅(qū)油效率由大到小的順序?yàn)椋簾煹罋馀菽?qū)＞氮?dú)馀菽?qū)＞蒸汽氮?dú)怛?qū)。其中煙道氣泡沫驅(qū)的驅(qū)油效率可以提高28.98%，蒸汽氮?dú)怛?qū)可提高10.56%。

圖3 雙管不同方式下驅(qū)油效果對(duì)比Fig.3 Performances of flooding operation at different modes in two pipes

3 煙道氣泡沫輔助蒸汽吞吐注采參數(shù)優(yōu)化

Optimization of parameters in flue gas foam assisted steam stimulation

河南油田井樓零區(qū)稠油油藏具有油藏埋深淺、厚度薄、原油黏度高等特點(diǎn)。油層埋藏深度為90～1 000 m，大部分在100～400 m；油層厚度為5～15 m；地層溫度下脫氣原油黏度為3 070～80 000 mPa·s，屬于普通稠油Ⅱ類(lèi)，廣泛地使用注蒸汽來(lái)進(jìn)行開(kāi)發(fā)。但是經(jīng)過(guò)多輪次蒸汽吞吐之后，出現(xiàn)了采出程度低、采油速度低等嚴(yán)重問(wèn)題。為提高稠油采收率，需要采取措施來(lái)轉(zhuǎn)換開(kāi)發(fā)方式。

根據(jù)研究區(qū)塊的實(shí)際地質(zhì)資料，利用CMGSTARS模塊建立數(shù)值模擬模型。數(shù)值模型X、Y、Z方向的網(wǎng)格數(shù)分別為17、29、10，網(wǎng)格步長(zhǎng)為20 m。油層頂面深度為400 m，地層平均絕對(duì)滲透率為1 250 mD，平均孔隙度為25%，原始含油飽和度為65.7%，地層原油黏度為3 800 mPa·s，原油密度為0.95 g/cm3，巖石壓縮系數(shù)為4.5×10-4MPa-1。對(duì)研究區(qū)塊注入方式、氣汽比以及蒸汽吞吐?tīng)F井時(shí)間進(jìn)行了優(yōu)化。

3.1 油藏參數(shù)的影響

Impact of reservoir parameters

針對(duì)目標(biāo)區(qū)塊埋深淺、層薄以及油稠的特點(diǎn)，分析了油藏埋深、有效厚度、原油黏度以及滲透率變異系數(shù)對(duì)煙道氣-泡沫輔助蒸汽吞吐的影響，并以周期油汽比為評(píng)價(jià)指標(biāo)。

3.1.1 油藏埋深的影響 河南稠油油藏埋深淺，地層原始?jí)毫Φ?，在?shí)際開(kāi)采過(guò)程中由于壓力的降低導(dǎo)致地層能量不足，從而對(duì)開(kāi)發(fā)效果產(chǎn)生不利的影響。選取了200 m、400 m、600 m、800 m、1 000 m等5個(gè)深度進(jìn)行數(shù)值模擬，結(jié)果如圖4所示。從圖中可以看出，隨著油藏埋深的增加，煙道氣-泡沫輔助吞吐與單純蒸汽吞吐的油汽比均逐漸降低，但是在相同的油藏埋深下煙道氣-泡沫輔助吞吐的油汽比要比單純蒸汽吞吐高。單純蒸汽吞吐時(shí)，當(dāng)埋藏深度超過(guò)350 m時(shí)，油汽比低于0.2；而煙道氣-泡沫輔助吞吐時(shí)，當(dāng)油藏埋深超過(guò)800 m，油汽比將低于0.2。說(shuō)明注入煙道氣-泡沫之后，能夠很好地補(bǔ)充地層能量，增加蒸汽吞吐的適應(yīng)性，在增產(chǎn)的同時(shí)增加效益。

圖4 油汽比隨油藏埋深的變化Fig.4 Change of oil/steam ratio with buried reservoir depth

3.1.2 有效厚度的影響 有效厚度是影響注蒸汽開(kāi)發(fā)稠油的一個(gè)重要因素。有效厚度較低時(shí)，注入蒸汽的熱量大量散失，導(dǎo)致熱效率低。根據(jù)油田實(shí)際，選取了有效厚度為3.33 m、5 m、6.67 m、10 m、15 m進(jìn)行數(shù)值模擬，結(jié)果如圖5所示。從圖中可以看出，隨著有效厚度的增加，煙道氣-泡沫輔助吞吐與單純蒸汽吞吐的周期油汽比均逐漸增加，在相同有效厚度下，煙道氣-泡沫輔助吞吐的油汽比要比單純蒸汽吞吐高。單純蒸汽吞吐時(shí)，當(dāng)有效厚度低于6.44 m時(shí)，油汽比低于0.2；而煙道氣-泡沫輔助吞吐時(shí)，當(dāng)有效厚度低于4.18 m，油汽比將低于0.2。這是因?yàn)闊煹罋庵械牡獨(dú)夂投趸季欠悄鰵怏w，且具有良好的隔熱性能。在煙道氣-泡沫的注入過(guò)程中，煙道氣密度低，因此在油層上部形成一個(gè)“隔熱帶”，在油層中能夠起到隔熱的作用，有效緩解蒸汽熱量向外界的散失。從圖5中還可以看出，當(dāng)油層厚度超過(guò)12 m之后，油汽比的增幅變緩，此時(shí)則需要增加注汽強(qiáng)度來(lái)提高產(chǎn)油量。

圖5 油汽比隨有效厚度的變化Fig.5 Change of oil/steam ratio with effective reservoir thickness

3.1.3 原油黏度的影響 選取了地層條件5種不同的原油黏度（1 368 mPa·s、3 800 mPa·s、6 689 mPa·s、9 863 mPa·s和11 380 mPa·s），并分析其對(duì)稠油開(kāi)發(fā)的影響，結(jié)果如圖6所示。從圖中可以看出，隨著原油黏度的增加，2種方式的油汽比均降低，但是相同原油黏度下煙道氣-泡沫輔助吞吐的油汽比要比單純蒸汽吞吐更高一些。這是因?yàn)闊煹罋庵械亩趸荚谝欢l件下與稠油發(fā)生混相，減小驅(qū)動(dòng)阻力，起到溶解降黏的作用。另外，泡沫在油藏中是一種分散體系，其中液相是連續(xù)相，氣相是分散相，在液膜表面積聚著大量的表面活性劑，在一定程度上能夠降低油水界面張力。而且泡沫具有較大的視黏度，其本身就能作為一種驅(qū)替劑將黏度降低的原油驅(qū)出。

圖6 油汽比隨原油黏度的變化Fig.6 Change of oil/steam ratio with viscosity of crude oil

3.1.4 滲透率變異系數(shù) 儲(chǔ)層非均質(zhì)性在很大程度上制約稠油注蒸汽開(kāi)發(fā)，注入蒸汽由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性而發(fā)生竄流，一方面導(dǎo)致熱效率低，另一方面造成油層波及不均勻。選取了滲透率變異系數(shù)分別為0.1、0.3、0.5、0.6、0.7、0.9進(jìn)行數(shù)值模擬，結(jié)果如圖7所示。從圖中可以看出，儲(chǔ)層非均質(zhì)性對(duì)單純蒸汽吞吐效果的影響很大。隨著滲透率變異系數(shù)增加到0.3左右，單純蒸汽吞吐的油汽比就降到0.2以下。而對(duì)于煙道氣-泡沫輔助吞吐，雖然隨著儲(chǔ)層非均質(zhì)性的增加開(kāi)發(fā)效果也迅速降低，但是總體來(lái)說(shuō)效果要比單純蒸汽驅(qū)要好，說(shuō)明煙道氣-泡沫輔助吞吐能夠在非均質(zhì)儲(chǔ)層中起到良好的調(diào)剖作用，從而提高蒸汽吞吐的開(kāi)發(fā)效果。這是因?yàn)榕菽鳛橐环N選擇性堵劑，具有“堵大不堵小”，“遇水生泡，遇油消泡”的特點(diǎn)，首先進(jìn)入油層中的大孔道，并占據(jù)孔隙空間；另外由于大孔道中的剩余油含量相對(duì)較低，使得泡沫能夠相對(duì)穩(wěn)定的存在。后續(xù)的泡沫不斷地在大孔道的喉道處聚集，當(dāng)流動(dòng)阻力增大到一定值后，后續(xù)流體轉(zhuǎn)向小孔道和滲透率較低的區(qū)域，從而驅(qū)出其中的剩余油。

圖7 油汽比隨滲透率變異系數(shù)的變化Fig.7 Change of oil/steam ratio with permeability’s coefficient of variation

3.2 注采參數(shù)的優(yōu)化

Optimization of flooding/production parameters

3.2.1 日注汽量的優(yōu)化 蒸汽吞吐過(guò)程中，蒸汽的注入量對(duì)于周期產(chǎn)油量具有重大影響，因此設(shè)計(jì)了6種注汽量進(jìn)行數(shù)值模擬，結(jié)果如圖8所示。從圖中可以看出，隨著日注蒸汽量的增加，周期產(chǎn)油量逐漸增加，但是當(dāng)日注汽量達(dá)到101.82 m3后，周期產(chǎn)油量基本不再變化。從經(jīng)濟(jì)方面考慮，選擇日注汽量100 m3進(jìn)行后面的研究。

圖8 周期產(chǎn)油量隨日注蒸汽量的變化Fig.8 Change of periodical oil productivity with the volume of daily injected steam

3.2.2 氣汽比的優(yōu)化 氣汽比是指在地面條件下，煙道氣的體積與蒸汽體積之比。將歷史擬合部分作為第1周期，選取的注汽參數(shù)為：日注汽量（第2周期）70 m3/d，周期注汽量700 m3，燜井時(shí)間6 d，注汽干度0.8。數(shù)值模擬計(jì)算了在注入煙道氣泡沫之后下一個(gè)周期的開(kāi)采效果，結(jié)果如表2所示?？梢钥闯觯S著氣汽比的增加，單井的周期累積產(chǎn)油量先增加后減小，且當(dāng)氣汽比大于12之后，周期產(chǎn)油量雖然有所增加，但是增量有限，考慮到經(jīng)濟(jì)方面的因素，最佳的氣汽比應(yīng)為12比較合適。

表2 氣汽比優(yōu)化設(shè)計(jì)結(jié)果Table 2 Design optimization for gas/steam ratio

3.2.3 燜井時(shí)間的優(yōu)化 對(duì)于蒸汽吞吐，燜井時(shí)間是一個(gè)重要的參數(shù)。如果燜井時(shí)間過(guò)短，會(huì)使得泡沫隨著采出液返排出來(lái)，不能發(fā)揮泡沫的作用，而且造成浪費(fèi)；而由于泡沫具有衰變周期，燜井時(shí)間過(guò)長(zhǎng)勢(shì)必會(huì)影響到泡沫的封堵性能。數(shù)值模擬計(jì)算了燜井2 d、3 d、5 d、7 d、8 d的周期產(chǎn)油量，模擬結(jié)果表明，隨著燜井時(shí)間的增加，周期產(chǎn)油量呈現(xiàn)先增加后減小的趨勢(shì)，當(dāng)燜井時(shí)間為7 d時(shí)，周期產(chǎn)油量達(dá)到最大值。因此，在實(shí)施煙道氣泡沫輔助蒸汽吞吐工藝時(shí)，燜井時(shí)間應(yīng)在7 d左右。

4 結(jié)論

Conclusions

（1）綜合考慮泡沫的發(fā)泡體積和半衰期，利用泡沫綜合指數(shù)評(píng)價(jià)篩選了最佳發(fā)泡劑，該方法具有一定的可行性。室內(nèi)平行雙管實(shí)驗(yàn)得出的不同驅(qū)替方式的綜合驅(qū)油效率排序是蒸汽-煙道氣泡沫驅(qū)＞蒸汽-氮?dú)馀菽?qū)＞蒸汽-氮?dú)怛?qū)＞單純蒸汽驅(qū)。與單純的蒸汽驅(qū)相比，煙道氣泡沫驅(qū)兼具有表面活性劑、氮?dú)庖约岸趸嫉奶匦?，能夠有效調(diào)整吸汽剖面，啟動(dòng)低滲管，從而改善驅(qū)油效果。

（2）油藏埋深、有效厚度、原油黏度以及油層非均質(zhì)性對(duì)煙道氣-泡沫輔助吞吐以及單純蒸汽吞吐有較大影響，對(duì)于層薄、油稠的非均質(zhì)油藏，煙道氣-泡沫輔助吞吐與單純蒸汽吞吐相比具有顯著的優(yōu)勢(shì)，能夠有效地提高蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)效果。

（3）合理地設(shè)計(jì)煙道氣泡沫輔助蒸汽吞吐的注采參數(shù)對(duì)于該技術(shù)的成功十分重要。對(duì)于所研究的區(qū)塊，通過(guò)數(shù)值模擬方法優(yōu)化得到最佳日注汽量為100 m3、最佳氣汽比為12，最佳燜井時(shí)間為7 d。

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（修改稿收到日期 2016-08-22）

〔編輯 朱 偉〕

Numerical simulation and tests of gas-foam assisted steam-flooding for heavy oil development

WU Zhengbin1,LIU Huiqing1,PANG Zhanxi1,WU Chuan2,GAO Min1
1.Key Laboratory of Petroleum Engineering Education Ministry,China Uniνersity of Petroleum,Beijing 102249,China;2.SINOPEC Petroleum Exploration and Deνelopment Research Institute,Beijing 100083,China

With consideration of low thermal conducting efficiency induced by insufficiency in energy and severe steam channeling during steam stimulation,researches have been conducted through indoor physical simulation and numerical simulation by adding gas and high-temperature foam to enhance performances of steam stimulation.First of all,comprehensive foam indicators have been introduced to identify the optimal foaming agent.Secondly,four indoor parallel dual-pipe tests,namely pure steam flooding,steam-flue gas foam flooding,steam-nitrogen foam flooding and steam-nitrogen flooding,were performed.Test results show under identical flooding conditions,both steam-flue gas foam flooding and steam-nitrogen foam flooding can effectively seal off high-permeability channels to mobilize low-permeability channels.Compared with pure steam flooding,the new technique can enhance oil recovery by 28.98% and 26.04%,respectively.The steam-nitrogen flooding displayed limited profile-control performances because it failed to mobilize lowpermeability channels effectively.It has improved oil recovery by 10.56% higher than that of pure steam flooding.With consideration ofthe results of physical simulation,numerical simulation has been performed to study the impact of formation parameters on the production performances of flue gas-foam assisted stimulation and pure steam stimulation.Test results show flue gas-foam assisted stimulation has outstanding advantages over pure steam stimulation for development of thin and heterogeneous heavy oil reservoirs because it may effectively enhance performances of steam stimulation.After optimization of the parameters for flue gas-foam assisted steam stimulation in Jinglouling Block,Henan Oilfield,the daily steam injection volume has been up to100 m3,gas/steam ratio to 12 and soaking time to 7 days.

heavy oil reservoir;steam stimulation;foam flooding;flue gas;nitrogen;parallel dual-pipe test;numerical simulation

吳正彬，劉慧卿，龐占喜，吳川，高民.稠油油藏氣體-泡沫輔助注蒸汽實(shí)驗(yàn)與數(shù)值模擬［J］.石油鉆采工藝，2016，38（6）：852-858.

TE357.4

A

1000-7393（ 2016 ） 06-0852-07

10.13639/j.odpt.2016.06.027

:WU Zhengbin,LIU Huiqing,PANG Zhanxi,WU Chuan,GAO Min.Numerical simulation and tests of gas-foam assisted steam-flooding for heavy oil development［J］.Oil Drilling &Production Technology,2016,38(6):852-858.

國(guó)家自然科學(xué)基金 “裂縫型稠油油藏非等溫滲吸機(jī)理及動(dòng)力學(xué)模型”（編號(hào)：51274212）；國(guó)家自然科學(xué)基金 “多孔介質(zhì)中預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒滲濾規(guī)律及動(dòng)力學(xué)模型研究”（編號(hào)：51474226）。

吳正彬（1991-），2013年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（北京）石油工程專(zhuān)業(yè)，中國(guó)石油大學(xué)（北京）油氣田開(kāi)發(fā)專(zhuān)業(yè)博士研究生，現(xiàn)主要從事稠油熱采方面的研究。E-mail:wuzhengbincup@126.com