超稠油注氣次生泡沫油生成機理及滲流特征

盧迎波

（中國石油新疆油田分公司風城油田作業(yè)區(qū)，新疆克拉瑪依 834000）

0 引言

“泡沫油”是由Main 于1993 年首次提出，用來解釋連續(xù)油相中伴隨不連續(xù)氣相的分散流動現(xiàn)象［1］。泡沫油現(xiàn)象是指含氣原油同時存在泡點和擬泡點，當?shù)貙訅毫ο陆档脚蔹c后，溶解氣并不立即脫離原油，而是隨著原油一起流動，形成兩相非達西形態(tài)的油氣分散流。與常規(guī)油氣兩相流相比，其區(qū)別主要在于原油內氣體分散形成的氣泡流動［1-2］。部分學者以委內瑞拉含氣重油油藏（地層原油黏度為5 873 mPa·s）開展了自生泡沫油形成機理、物理特性、驅替特征等研究，并在加拿大、委內瑞拉的重油油藏成功進行了應用［3-4］。熊鈺等［5-6］對稠油油藏泡沫油溶解氣驅形成過程及影響因素進行了詳細研究，明確了飽和壓力、壓力衰竭速率、溶解氣油比、界面張力等因素對泡沫油形成的影響。劉雪琦［7］，孫曉飛等［8］針對泡沫油衰竭開采后的稠油油藏，提出了通過回注氣體再現(xiàn)泡沫油現(xiàn)象大幅提高產(chǎn)量的技術策略。

目前國內外學者對泡沫油的形成機理仍存在爭議，其中包括泡沫油形成的原油黏度界限。以往學者們研究的主要是含氣的中深層普通稠油油藏，利用降壓生產(chǎn)后溶解氣析出自生泡沫油，注氣二次泡沫油研究也是基于自生泡沫油開采的稠油油藏。針對淺層不含溶解氣的超稠油油藏，國內外學者普遍對電加熱輔助、多元介質輔助提高油藏采收率的研究甚多［9-10］，而對利用注氣形成泡沫油提高采收率的研究較少，相應的注氣形成泡沫油機理及微觀滲流特征的相關研究則更少。因此，從超稠油注氣形成泡沫油的角度出發(fā)，開展注氣介質優(yōu)選及注氣形成泡沫油實驗，深入解析注氣形成泡沫油過程中的滲流特征變化情況，并評價注氣泡沫油驅油效果，以期為超稠油次生泡沫油低碳開發(fā)提供借鑒。

1 地質概況

研究區(qū)位于準噶爾盆地西北緣烏夏斷裂帶西北部，地處哈拉阿拉特山以南，緊鄰烏爾禾鎮(zhèn)（圖1a）。烏夏斷裂帶形成于海西運動中晚期，定型于印支運動，終止于燕山運動早中期，屬于擠壓-推覆型斷裂［11］，推覆體構造帶延伸250 km，整體呈北東—南西向展布。斷裂帶內地層發(fā)育較為齊全，侏羅系是主要的油氣成藏地層，自下而上發(fā)育八道灣組（J1b）、三工河組（J1s）和齊古組（J3q）等3 套地層，其中齊古組是超稠油開發(fā)的主要目的層系，與下伏三工河組和上覆清水河組均呈不整合接觸，地層構造為南傾單斜，地層傾角為5°～10°［12］，齊古組自上而下可劃分齊一段（J3q1）、齊二段（J3q2）和齊三段（J3q3）（圖1b）。齊古組油藏屬于典型的砂礫巖辮狀河沉積體，儲層巖性主要為礫巖、中砂巖及粉砂巖，儲集巖碎屑組分以凝灰?guī)r和石英為主，質量分數(shù)分別31.9%和27.8%，其次為長石，質量分數(shù)為18.6%。碎屑顆粒粒徑一般為0.05～2.00 mm，顆粒分選中等，磨圓度以次棱角—次圓狀為主。儲層平均埋深為298 m，平均孔隙度為32.2%，平均滲透率為2 650 mD，含油飽和度為74.8%，原始原油黏度為26.1×104mPa·s，原始地層壓力為3.0 MPa，屬于高孔高滲的淺層構造巖性超稠油油藏［13-14］。

圖1 準噶爾盆地西北緣烏夏斷裂帶位置（a）和侏羅系齊古組巖性地層綜合柱狀圖（b）Fig.1 Location of Wuxia fault zone（a）and stratigraphic column of Jurassic Qigu Formation（b）in northwestern margin of Junggar Basin

2 注氣介質篩選

在進行注氣形成泡沫油實驗前，先進行注氣形成泡沫油最佳介質的篩選。選取研究區(qū)齊古組油藏超稠油油樣，原油密度為0.958 g/cm3，原始原油黏度為26.1×104mPa·s，膠質+瀝青質質量分數(shù)為39.4%，飽和烴質量分數(shù)為40.1%，芳香烴質量分數(shù)為20.5%。實驗所用氣體主要選取CO2，N2和煙道氣（CO2∶N2=1∶4），氣體純度均為99.9%。

注氣介質篩選裝置為高溫高壓配樣器和落球黏度計，其中，高溫高壓配樣器用于使氣體與原油充分接觸，溫控區(qū)間為0～180 ℃，壓控區(qū)間為0～10 MPa；落球黏度計用于測量目標原油黏度。

注氣介質篩選流程：①將配樣器抽真空，向配樣筒內裝入100 mL 的脫氣原油；②將CO2氣體注入到高溫高壓配樣筒中加壓至設定壓力（2.0 MPa，3.5 MPa，5.0 MPa），在不同溫度梯度下（20 ℃，50 ℃，100 ℃）促使氣體與原油充分混合4 h 以上，待系統(tǒng)壓力變化穩(wěn)定時測量原油體積和黏度；③計算出CO2的降黏率；④依次更換氣體為N2、煙道氣，重復上述流程，完成篩選過程。

當注入介質為CO2時，20 ℃條件下，壓力由2.0 MPa 升高至5.0 MPa 時，原油黏度由151 641 mPa·s降低至44 631 mPa·s，降黏率由41.9%提高至82.9%；相同溫度條件下，當注入介質為N2時，壓力升高，原油黏度變化不明顯；煙道氣降黏效果及降黏率介于CO2和N2之間。在溫度為100 ℃和壓力為5.0 MPa條件下，注入介質為CO2時，降黏率最高，為45.8%（表1）。這主要是由于CO2能較好地溶于原油，促使其體積膨脹，界面張力降低，破壞稠油膠體；與CO2相比，N2黏度小，密度較小，在原油中的溶解能力較弱［15-17］。煙道氣中CO2所占比例越大，原油黏度降低幅度越大。由此可見，在相同的溫度條件下，壓力越高，介質降黏率越高；在相同壓力條件下，隨溫度升高，降黏率逐漸下降。因此，選用CO2作為注氣形成泡沫油的最佳注入介質。

表1 不同溫度和壓力下溶解不同介質后原油黏度和降黏率Table 1 Viscosity and viscosity reduction rate of crude oil dissolved in different media at different temperatures and pressures

3 注氣形成泡沫油實驗

超稠油注氣形成泡沫油后的流相與常規(guī)原油存在較大差別。通過開展原油泡點壓力測定實驗、泡沫油微觀可視化實驗、CO2輔助蒸汽驅油實驗等3 個實驗，明確原油泡點壓力、泡沫油形成過程及泡沫油驅油效果，揭示注氣形成泡沫油的形成機理和滲流特征。

實驗裝置：蒸汽發(fā)生器、氣量計、平流泵、多功能巖心驅替裝置、高溫高壓配樣器、落球黏度計、PVT 儀、掃描電子顯微鏡等設備。

泡點壓力測定實驗流程（圖2）：①將配樣器抽真空，向配樣筒內裝入100 mL 的脫氣原油，在取樣點溫度（50 ℃，100 ℃）下將樣品加壓至地層壓力以上；②將一定量CO2氣體注入到配樣筒中，啟動高溫高壓配樣器旋轉裝置促使氣體與原油飽和混合，待系統(tǒng)壓力穩(wěn)定后記錄壓力值和泵讀數(shù)；③將注入氣體的原油導入PVT 儀內，按照0.25 MPa 逐級降壓至大氣壓力，充分搖動至壓力穩(wěn)定后記錄壓力和泵讀數(shù)，依次分別測得各壓力下的泵讀數(shù)；④將測量結果標繪在算術坐標系上，得到泡點壓力測量曲線，曲線之拐點即為泡點壓力。

圖2 PVT 實驗流程及主體裝置Fig.2 PVT experimental flow chart and main apparatus

泡沫油微觀可視化實驗（圖3）流程：①制作微觀玻璃刻蝕模型（尺寸為50 mm×50 mm×3 mm，孔喉直徑為45 μm），設置實驗溫度為50 ℃；②將模型抽真空，飽和蒸餾水；③設置回壓為2.0 MPa，將模型原油飽和；④注入0.3 PV 的CO2充分混合，靜置10 min 后以0.25 MPa/min 的壓降速率進行降壓，采集釋壓過程中的圖像并作處理。

圖3 泡沫油微觀可視化實驗流程Fig.3 Flow chart of microscopic visualization experiment of foamy oil

CO2輔助蒸汽驅油實驗（圖4）流程：①以研究區(qū)齊古組油藏參數(shù)為依據(jù)，制作2 個物性相近的巖心（表2），并均勻填充6.8 mL 原油；②通過回壓閥設置回壓為2 MPa，一根巖心注5 PV 蒸汽后靜置10 min，后以0.25 MPa/min 的壓降速率釋壓，直至無產(chǎn)出液為止；③通過回壓閥設置回壓為2 MPa，一根巖心注0.3 PV CO2+5 PV 蒸汽后靜置10 min，按照上述壓降速率進行生產(chǎn)，直至無產(chǎn)出液為止（因CO2呈泡沫油效果最佳）；④記錄步驟2 和3 在釋壓過程中的產(chǎn)油量隨壓力的變化關系。

表2 實驗巖心參數(shù)Table 2 Experimental core parameters

圖4 巖心驅替實驗流程Fig.4 Flow chart of core displacement experiment

4 實驗結果及分析

4.1 原油擬泡點壓力

擬泡點壓力是指注氣形成的泡沫油在壓力釋放過程中，氣泡逐漸聚并到一定程度后從原油中析出時的壓力［18-19］。當原油的泡點壓力與擬泡點壓力差值越大時，說明該原油具有注氣形成泡沫油的先決優(yōu)勢。通過擬泡點壓力測定實驗，得出原油在不同注氣量條件下的泡點壓力和擬泡點壓力與原油黏度的關系曲線（圖5），原油泡點壓力為9.7 MPa，擬泡點壓力隨著注氣量的增加而升高，隨溫度的上升而上升。在50 ℃條件下，擬泡點壓力隨著CO2注入量的增加而增大，由初始的1.5 MPa 增大至5.7 MPa，壓力上升速度較緩，說明儲層有較好的注氣特性。

圖5 泡點壓力和擬泡點壓力與注氣量和黏度的關系曲線Fig.5 Relationship curves of bubble point pressure and pseudo-bubble point pressure with gas injection volume and viscosity

泡點壓力作為泡沫油形成的壓力，擬泡點壓力作為泡沫油消失的壓力［20-21］。在同一注氣量下，同時存在泡點壓力和擬泡點壓力，即為該注氣量條件下泡沫油存在的壓力區(qū)間范圍。隨著注氣量的不斷增加，泡沫油存在的壓力區(qū)間范圍逐漸變小，形成泡沫油的能力逐漸減弱，且隨著氣體的注入，原油黏度先迅速下降，之后再緩慢下降，表明形成的泡沫油黏度遠低于原始原油黏度，流動性明顯增強。

4.2 泡沫油滲流特征

通過觀察壓力釋放至不同階段時的溶解氣驅微觀滲流圖（圖6），并根據(jù)氣泡發(fā)育大小和多少等情況，將泡沫油滲流分為5 個階段：①無氣泡階段。當釋放后的壓力大于泡點壓力時，尚無氣體從原油中析出，該階段為單相油流（圖6a）。②氣泡析出階段。隨著壓力的進一步釋放，當壓力低于泡點壓力時，原油中的氣體逐漸析出并分散于原油中，此時泡沫油開始逐漸形成，初始氣泡直徑較?。▓D6b）。③氣泡擴張階段。隨著壓力的進一步釋放，氣泡直徑增大，當直徑大于孔喉直徑時，在孔喉處流動受阻，氣泡聚并融合形成大氣泡（圖6c）。④氣泡聚并階段。當壓力再進一步釋放，大氣泡發(fā)生流動，被巖石顆粒切割成小氣泡，再在下一個孔喉處聚并、切割，該階段氣泡聚并且切割往復，最終形成氣包油狀泡沫油流（圖6d）。⑤氣泡消亡階段。當壓力下降至擬泡點壓力之下，氣泡發(fā)生破裂，泡沫油消亡。

圖6 不同壓力下溶解氣驅微觀滲流圖Fig.6 Microscopic seepage flow diagram of dissolved gas drive under different pressures

4.3 CO2輔助驅油效果評價

在注純蒸汽與注蒸汽+CO2這2 種方式下隨壓力釋放的產(chǎn)油量變化情況均顯示，隨著壓力的釋放，氣泡數(shù)目逐漸增多，產(chǎn)油量逐步緩慢上升；當壓力降至泡點壓力后，氣泡數(shù)目趨于平穩(wěn)，此時形成較穩(wěn)定的泡沫油，產(chǎn)油量大幅提升，為主力產(chǎn)油期；當壓力釋放至擬泡點壓力后，氣泡數(shù)目迅速下降，泡沫油逐漸消亡，產(chǎn)油量緩慢下降。整個過程中，蒸汽+CO2方式依托泡沫油的產(chǎn)生，累產(chǎn)油17.1 mL，采收率達42.3%，較注純蒸汽方式提高產(chǎn)油量5.7 mL，提高采收率13.3%（圖7）。

圖7 驅油實驗產(chǎn)油量曲線Fig.7 Oil production curves of oil displacement experiment

5 礦場應用

原油溶解非凝析氣體時，壓降速率越大，則越有利于氣體從原油中析出并保持分散狀態(tài)，就越有利于泡沫油的形成［22-24］。因此在油井注氣后，再注入蒸汽燜井2～3 d，受效區(qū)原油在高壓差作用下向井筒流動，初期壓力在泡點壓力之上，通過油嘴控壓可確保壓力穩(wěn)定釋放，地層原油以單相油流流動；隨著壓力的下降，井底壓力降到泡點壓力以下，井筒附近開始出現(xiàn)泡沫油流，通過提高油井沖次來強化排液，確保井底壓力快速降至擬泡點壓力附近，地層原油流動整體以泡沫油流為主，并持續(xù)穩(wěn)定產(chǎn)出，此為產(chǎn)油主力貢獻期；當壓力繼續(xù)下降至擬泡點壓力之下，出現(xiàn)油氣兩相流，進一步提高油井沖次，加快抽油頻次，確保油井快速排采（圖8）。

圖8 噶爾盆地西北緣烏夏斷裂帶泡沫油開采壓力控制模型Fig.8 Pressure control model of foamy oil production in Wuxia fault zone，Junggar Basin

基于注氣形成泡沫油的室內驅油機理及認識，針對研究區(qū)齊古組超稠油油藏經(jīng)過10 余輪次蒸汽吞吐后面臨地層能量低、周期產(chǎn)油低、油汽比低的生產(chǎn)矛盾，現(xiàn)場開展19口油井注CO2次生泡沫油輔助蒸汽吞吐試驗，試驗井平均油層厚度為14.3 m，滲透率為1 024 mD，地層條件下原油黏度為245 320 mPa·s。實施注氣次生泡沫油措施后，單井增油629 t，油汽比提高0.21，采注比提高0.72，生產(chǎn)時間延長70 d。經(jīng)化驗，采出原油在50 ℃條件下黏度為25 630 mPa·s，遠高于試驗井未注氣前50 ℃條件下的原油黏度（6 055 mPa·s）。由此可見，稠油注CO2復合蒸汽吞吐，可進一步擴大蒸汽的波及范圍，提高難采儲量動用程度，有利于提高產(chǎn)油量和油藏采收率。

6 結論

（1）超稠油注入非凝析氣體形成泡沫油具有較好的可行性，其中，CO2氣體較煙道氣和N2更易形成泡沫油，相同條件下降黏效果最好，煙道氣次之，N2最差。CO2次生泡沫油在溫度為20 ℃、壓力為5 MPa 時降黏率達82.9%，在溫度為100 ℃、壓力為5 MPa 時降黏率達45.8%。

（2）準噶爾盆地西北緣烏夏斷裂帶超稠油擬泡點壓力隨著注氣量的增加，擬泡點壓力由1.5 MPa增大至5.7 MPa，當注氣量為0.04 mol 時能夠達到較好的次生泡沫油效果。在壓力釋放過程中，泡沫油經(jīng)歷了氣泡的析出、聚并、切割、破裂及消亡。

（3）超稠油注CO2次生泡沫油輔助蒸汽吞吐，做好自噴期控壓排液、機抽期調參排采制度的優(yōu)化，有利于提高油井生產(chǎn)效果，具有規(guī)模推廣潛力。