引言

20世纪50年代以来，CO₂驱作为一项提高油气采收率技术就在美国、加拿大等国得到了应用^[1-3]。注CO₂气体提高原油采收率技术^[4-6]具有成本低廉、成效显著的特点，并且能够减少空气污染、降低温室效应、有利于环境保护^{[7, 8]}。在腰英台油田下部，存在一个高含CO₂的火山岩松南气田，此气藏产出的大量CO₂为腰英台油田进行CO₂驱油提供了一个天然气源，具有开展低渗透油藏CO₂驱的天然优势。但是，由于腰英台油田天然裂缝和人工压裂裂缝比较发育，在该油田腰西区块CO₂驱油先导试验中，首批7个试验井组注气时间一年多，对应采油井31口，气窜比较严重。截止到2012年10月，气窜井总数占首批试验区总采油井数的61.3%，导致油井气油比明显升高、产量明显下降。由于泡沫具有良好的封堵性能、对油水选择封堵以及降低气体流度等特点^[9-11]，因此，本文开展了低渗透裂缝性油藏CO₂驱油泡沫防气窜实验研究。

1 实验部分 1.1 实验材料和流程

实验用油为煤油和原油组成的模拟油，在24 ℃和50 ℃时黏度分别为12.7，6.4 mPa$\cdot$s。实验用水为人工合成水，由3%NaCl和2%CaCl₂组成。起泡剂为国产HY-2，CO₂纯度为99.99%。

实验装置包括驱替液体和气体的双柱塞计量泵、中间容器、恒温箱、压力表、压力变送器、岩芯夹持器、环压泵、回压阀、CO₂气瓶、量筒等。实验流程如图 1所示。

1.2 裂缝性岩芯的制作

为了研究CO₂泡沫在低渗透裂缝性岩芯中的渗流规律，需要制作一个带裂缝的岩芯。采用岩芯切割技术，将人工胶结岩芯沿着轴线方向切开，从而可以获得人工裂缝。将切开的两部分岩芯合并即可形成裂缝性岩芯模型，如图 2所示。

裂缝岩芯的渗透率及裂缝开度测量过程如下：将抽真空饱和地层水的岩芯放入岩芯夹持器中，设定围压为5 MPa，岩芯以0.2 mL/min的驱替速度进行水驱，记录岩芯两端的压差，计算岩芯基质渗透率$K_{\rm{m}}$；将已经饱和地层水的岩芯从岩芯夹持器中取出，采用岩芯切割技术将岩芯按图 2所示的方法切割，制作裂缝性岩芯；将裂缝性岩芯放回岩芯夹持器中，设定围压5 MPa，以1.0 mL/min的驱替速度进行水驱，记录岩芯两端的压差，计算裂缝性岩芯的有效渗透率$K_{\rm{e}}$，采用文献[12]中的方法计算裂缝的渗透率$K_{\rm{f}}$

$ K_{\rm{f}} = \dfrac{{K_{\rm{e}} - K_{\rm{m}} }}{{\phi _{\rm{f}} }} $

(1)

式中：

$K_{\rm{f}}$-裂缝渗透率，mD；

$K_{\rm{e}}$-有效渗透率，mD；

$K_{\rm{m}}$-基质渗透率，mD；

$\phi _{\rm{f}} $-裂缝孔隙度，无因次。

裂缝开度$w_{\rm{f}}$可以采用以下公式计算

$ w_{\rm{f}} = \sqrt {\dfrac{{12K_{\rm{f}} }}{{\phi _{\rm{f}} }}} $

(2)

式中：

$w_{\rm{f}}$-裂缝开度，μm。

1.3 实验方法

(1) CO₂泡沫封堵能力实验。将岩芯在恒温箱中烘干，称干重，测量长度和直径，计算岩芯体积；岩芯抽真空，饱和地层水，计算岩芯孔隙体积；采用岩芯切割技术制作裂缝性岩芯；泡沫驱过程中，分别改变注气速度、注液速度和泡沫速度，实验中记录不同时刻裂缝性岩芯的两端压力，计算压差和阻力因子。

(2) CO₂泡沫驱油实验。以0.1 mL/min的速度饱和原油，记录岩芯中析出地层水的体积，计算含油饱和度；采用岩芯切割技术制作带裂缝的含油岩芯模型；以0.1 mL/min的速度进行油驱，使裂缝中充满原油，记录油驱时岩芯两端的压差，计算裂缝开度$w_{\rm{f}}$和裂缝渗透率$K_{\rm{f}}$；对裂缝性岩芯分别进行水驱和CO₂驱，记录不同时刻岩芯的产油量和压差，当岩芯出口不出油时，停止驱替，开始转为CO₂泡沫驱替，并记录产油量和岩芯两端压差，计算原油采收率。

2 实验结果分析 2.1 CO₂泡沫封堵能力实验

泡沫封堵能力实验采用的岩芯长度为9.78 cm，直径2.5 cm，孔隙度为21.3%，基质渗透率为4.0 mD，进行岩芯切割后形成的裂缝性岩芯有效渗透率为41.55 mD，裂缝渗透率为3.755 D，开度为67.13 μm。实验中采用以下3种不同泡沫注入方案，其中每次流量的变化需要30$\sim$60 min的时间使压力稳定：(1) 起泡剂溶液的注入速度为0.5 mL/min，CO₂的注入速度为1.5$\sim$2.8 mL/min；(2)  CO₂的注入速度为2.0 mL/min，起泡剂溶液的注入速度为0.5$\sim$2.0 mL/min；(3) 气液比一定，固定泡沫质量为0.8，逐渐增加泡沫总注入速度。

图 3表明当起泡剂溶液注入速度恒定时，随着CO₂注气速度的增加，泡沫质量由75%增加到85%，泡沫在裂缝中的压差与注气速度存在线性递增关系，压差增加了0.1 MPa，阻力因子由45增加到64，提高了42.2%，表明泡沫对裂缝具有良好的封堵作用。尽管气泡会在裂缝中发生膨胀，但是压差曲线表明泡沫在这种注入方案下会显示出不可压缩流体的特征，因为延长图中的直线可知，压差曲线并没有经过原点，说明裂缝中的泡沫存在启动压力，它阻止了泡沫开始阶段的流动。

在图 4中，当注气速度恒定时，压差和阻力因子随着起泡剂溶液注入速度的增加而降低，其中泡沫质量由80%降低到50%，压差减小了0.34 MPa，阻力因子降低到46，下降了42.5%。这是因为低泡沫质量的泡沫比高泡沫质量的泡沫流动性强，低泡沫质量的泡沫含有较多的液体，它可以润滑粗糙的裂缝表面，从而降低泡沫流动阻力。

图 5为当泡沫质量为0.8，不同注气和注液速度所产生的泡沫在稳态时的压差。压差随着总流量的增加而线性增加，而且，直线的截距也不等于零，说明泡沫存在启动压力。

Hirasaki G J^[13]指出泡沫在毛细管中的黏度主要来自气泡之间的液体段塞，气泡界面的变形，以及起泡剂溶液的表面张力梯度3个方面。但是，由于裂缝性岩芯中裂缝具有一定的粗糙程度和几何形状，因而它们会对泡沫的流动产生较大影响，因此泡沫在裂缝中的流动阻力主要是因为气泡在裂缝表面形成了一层具有润滑作用的液体薄膜，并且气泡之间的液体段塞能对裂缝表面产生拖拽力。由于表面张力梯度并不影响流量对泡沫阻力的权重，所以此处可以忽略表面张力梯度的影响。Kovscek A R^[14]通过引入表征液体黏度、表面张力、界面弯曲度、裂缝形态等对泡沫在裂缝中黏度的影响，从而得到了泡沫在裂缝中流动的方程。

$ - \Delta p\!=\!\dfrac{{12}}{{e^3 }}q_{{\rm{ml}}}\!\left[{\alpha_1 \ln \left( {\dfrac{{R_2 }}{{R_1 }}} \right)\!+\!\int\limits_{R_1 }^{R_2 }\!{\dfrac{{\alpha _2 L_{\rm{s}} q_{{\rm{mg}}} ^{1/3} }}{{(ep)^{1/3} r^{4/3}\!}}{\rm{d}}r} }\right]$

(3)

式中：

$\Delta p$-压差，Pa；

$R_1$，$R_2$-裂缝进口和出口的半径，μm；$\alpha _1$，$\alpha _2$-比例系数，表征液体性质、泡沫结构等的综合影响；

$q_{{\rm{mg}}}$，$q_{{\rm{ml}}}$-气体和液体质量流量，μg/s；

e-裂缝之间的厚度，μm；p-压力，Pa；

$L_{\rm{s}} $-气泡之间的液体段塞长度，μm。

式(3)括号里面的第一项与气体流量无关，所以它是产生泡沫视屈服黏度的来源。第二项并不与气体质量流量成正比，但可以预测出在液体注入速度一定的情况下，压差应该随着气体流量的增加而增加(图 3)。式(3)说明当泡沫质量很高时，即气体质量流量远大于液体质量流量，压差随着液体速度的增加而线性增加。当气体速度恒定，在高泡沫质量下式(3)右边括号里的表达式接近常数。但是，随着气泡弯曲度的降低，比例系数$\alpha _1$和$\alpha _2$也降低。它说明压差会随着液体速度的增加而降低，如图 4所示。

2.2 CO₂泡沫驱油实验

该实验的目的是利用物理模拟技术，研究在低渗透裂缝性油藏中水驱或气驱过程中发生窜流后，采用泡沫驱替技术降低注入液在裂缝中的流度，同时迫使表面活性剂溶液进入基质中，从而改善注入液的波及体积和洗油效率，提高原油采收率。在室温条件下，两个裂缝性岩芯分别进行完水驱和气驱后，连续注入CO₂泡沫提高采收率的实验效果见表 1。

图 6为岩芯1在不同驱替方式下的压差和采收率曲线。首先以0.5 mL/min的注入速度驱替，然后以0.5 mL/min的速度注入预先生成的泡沫。水驱时的采收率为16%，其产量主要是来自储存在裂缝中的原油，而在基质中存在的大量原油并没有得到动用。水驱时的压差较低，注入一定孔隙体积后，压差逐渐稳定。当开始注入泡沫时，压差逐渐增大，说明泡沫在裂缝中的流动阻力增大，黏性力增强，从而可以使更多的流体进入基质中，驱替出了储存在基质中的剩余油，其中泡沫驱的采收率为26%。

图 7为岩芯2在不同驱替方式下的压差和采收率曲线。首先以0.5 mL/min的注入速度进行气驱，然后以0.5 mL/min的速度注入预先生成的泡沫。气体的采收率只有不到10%，同样大部分的采油量也是来自裂缝中。气驱时岩芯两端的压差也很小，当开始注入泡沫时，压力逐渐增加，原油产量也逐渐增加。

在驱替实验过程中，在岩芯出口端的透明塑料管中发现了泡沫的流出。这说明当泡沫在裂缝中推进时，它已经被破坏或改变了几何形态。泡沫的破坏阻止了泡沫前缘的进一步推进。注水开发低渗透裂缝性油藏的一个重要机理是通过毛管力将水从裂缝中渗吸到基质中，从而替代出基质中的原油。但是，泡沫提高低渗透裂缝性油藏采收率的机理并不同于此。首先，泡沫体系中含有性能优良的起泡剂溶液，它会降低油水界面张力，根据公式(4)可知毛管力将减小，渗吸作用减弱。

$ p_{\rm{c}} = \dfrac{{2\sigma \cos \theta }}{r} $

(4)

式中：$p_{\rm{c}}$-毛管力，Pa；

$\sigma$-油水界面张力，mN/m；

$\theta$-接触角，(°)；

r-毛细管半径，mm。

其次，根据泡沫“遇水稳定，遇油消泡”的特性，基质中的高含油饱和度不利于泡沫在基质中的形成；另一方面，起泡剂溶液进入基质的毛细管起始压力大，也限制了泡沫前缘在基质中的运移。最后，由于泡沫表观黏度大，注入泡沫后导致岩芯两端压差增大，使泡沫在裂缝中缓慢移动。Yousef A A^[15]指出裂缝中泡沫会产生一个横向的压力梯度，这是因为表面张力的作用，泡沫趋于保持球型形状，裂缝中泡沫变形，变形的泡沫会产生一个微观法向力，它促使起泡剂溶液进入基质中，进而降低油水界面张力，并取代出基质中的原油，其机理如图 8所示。图 8中灰色部分表示基质，蓝色和黄色分布表示水和起泡剂溶液。

3 结论

(1) CO₂泡沫封堵实验表明泡沫能增加其在裂缝中的流动阻力，有效降低气体和液体在裂缝中流度，泡沫阻力因子在46$\sim$80。

(2) 低渗透裂缝性岩芯中，泡沫渗流阻力随着泡沫质量的增大而增大。同时，当泡沫质量一定时，泡沫渗流阻力随着总流量的增加近似线性增加，而且，泡沫在裂缝中存在启动压力。

(3) 泡沫体系能有效增加流体在裂缝中的流动阻力，控制流体在裂缝中的窜流，在水驱或气驱基础上，泡沫调驱可以提高采收率20%以上，适用于低渗裂缝性油藏开发中后期提高采收率。