吴永彬，赵 欣，韩 静，李松林，李秀峦

(1.提高采收率国家重点实验室中油勘探开发研究院，北京 100083; 2.中油大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163000)

委内瑞拉超重泡沫油泡沫强度实验研究

吴永彬1，赵 欣2，韩 静1，李松林1，李秀峦1

(1.提高采收率国家重点实验室中油勘探开发研究院，北京 100083; 2.中油大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163000)

超重泡沫油油藏中“泡沫油现象”的决定性因素在于产生泡沫的强度，而泡沫的强度取决于泡沫存在的时间和产生泡沫的体积。为定量描述泡沫强度的主控因素，自主研制了高温高压可视化泡沫强度测试模型，并利用该模型首次开展了不同温度、溶解气油比、降压速度及孔隙尺寸条件下的泡沫强度实验。实验结果表明，高温条件下泡沫破灭频率远大于生成频率;原始溶解气油比小于5 m3/m3，原油中“泡沫油现象”趋于消失;充分发挥泡沫油作用的最低降压速度应不小于80 kPa/min;多孔介质泡沫油实验趋势分析表明，实际油藏中泡沫存在的时间将远长于实验室内得到的结果。

泡沫油;原油黏度;生产气油比;递减率;溶解气油比

引言

普通含气超稠油只存在一个泡点压力，因此在天然能量开采过程中，当油藏压力下降到泡点压力后，原油迅速脱气，生产气油比迅速升高，脱气以后原油黏度急剧上升，因此普通超稠油天然能量开采采收率只有2～5%［1］。而以中石油委内瑞拉ORINOCO重油带MPE－3区块为代表的超重油油藏，在天然能量开采过程中，具有“原油黏度高(地下黏度10 000～50 000 mPa·s)、生产气油比低(20 m3/m3)、原油日产水平高(100～250 t/d)、产量递减慢(年递减率12%)”等泡沫油特有的开采特征，充分利用“泡沫油现象”可以得到较高的天然能量开采采收率，预期采收率可达到10%以上［2］。

超重泡沫油高产的原因在于其同时存在2个泡点，即:拟泡点和泡点，当油藏压力下降到拟泡点后，油层原油中的溶解气以微气泡形态扩大并分散在原油中，形成“油包气”型泡沫分散流，从而明显降低原油黏度［3－9］。该阶段为泡沫油发挥作用的生产阶段，生产气油比较低。当油藏压力下降到泡点以后，分散在原油中的气泡聚并形成大气泡，并从原油中脱离出来形成自由气，此时原油迅速脱气，产量迅速降低。国外大量实验表明［10－12］，对于整个天然能量开采的采收率，拟泡点以上的弹性能量开采阶段采出程度占20%左右;在拟泡点与泡点之间的泡沫油能量开采阶段采出程度占70%左右;而在泡点压力以下的溶解气驱阶段，采出程度占10%左右。因此，超重泡沫油的开采主要依靠“泡沫油现象”。

“泡沫油现象”的决定性因素在于泡沫的强度(即泡沫在多因素协同作用下的动态稳定性表征参数)，而泡沫的强度取决于泡沫存在的时间和产生泡沫的体积。为此，自主研制了高温高压泡沫油可视化强度测试模型，利用委内瑞拉MPE－3区块地层原油，通过系列实验对温度、溶解气油比、降压速度及孔隙大小等泡沫强度的关键影响参数进行了定量描述，首次系统总结出不同条件下泡沫的动态变化规律。

1 实验部分

1.1 实验设备

高温高压泡沫油可视化强度测试模型主要由原油配样器 注入系统 恒温箱 可视化实验本体以及回压控制系统组成，实验流程如图1所示。注入系统采用ISCO泵抽真空吸入法注入，模型本体尺寸为ø46 mm×1 060 mm，内部可充填透明钢化玻璃珠，最高工作压力为20MPa，最高工作温度为200℃，模型本体竖直放置于恒温箱中，从上到下在模型本体左右两边设置8个连续交错排列的高温高压钢化玻璃观察视窗，模型本体上设置刻度，可适时读取泡沫的高度;回压控制系统由回压阀、JB－3型手动泵、ZR－2型缓冲容器、压力表、冷却器等组成，回压阀最高工作压力为25 MPa。

图1 高温高压泡沫油可视化强度测试实验模型及流程

1.2 实验原理

在一定温度条件下，回压控制在原始油藏压力，将复配的原油注入充满甲烷的高压模型本体，注入0.08 PV原油后，关闭注入端，以瞬间降压和线性降压2种方式降低出口回压，建立压差，模型本体内的含气原油由于压力下降将膨胀产生泡沫，泡沫的增多使得泡沫油的液柱开始升高;随着出口压力的不断下降，当压力下降到泡点与拟泡点之间，由于在此阶段泡沫的生成频率大于破灭频率，因此泡沫越来越多，泡沫油的液柱高度越来越高;当出口压力下降到泡点以后，泡沫的破灭频率大于生成频率，此时泡沫油液柱的高度逐渐下降，最终回到(或略低于)原始液柱高度。任意时刻泡沫油液柱的高度减去原始液柱高度即为产生的泡沫的高度，泡沫的存在时间为液柱开始上升到最后液柱下降到最初水平的时间。通过改变单因素连续观测不同时刻泡沫的高度，可以量化该因素对泡沫强度的影响程度。

1.3 实验条件

实验所用原油为MPE－3区块O－12小层原油，在油层温度(50.5℃)下，地面脱气原油黏度为25 000 mPa·s，密度为0.996 1 g/cm3(在相同温度条件下，原油密度大于水)，原始溶解气油比为19 m3/m3，原始油藏压力下原油体积系数为1.078，原始油藏压力为8.5 MPa，拟泡点压力为5.8 MPa，泡点压力为4.2 MPa。依据O－12小层地层水性质，实验用水为NaHCO3水型，总矿化度为12 500 mg/L，HCO3

－含量为2 450 mg/L，Cl－含量为10 350 mg/L，pH值为7.35～7.75。实验用气体为甲烷。

依据取心分析结果，岩心孔隙度为37%，渗透率为12 000×10－3μm2，油层砂粒为粗砂，因此，为表征孔隙结构，同时兼顾可视化，利用不同粒径透明钢化玻璃珠填充模型本体，开展孔隙尺寸对泡沫油现象的影响实验，通过玻璃珠由大到小的趋势，来表征储集层孔隙由大到小的变化趋势;为分析单因素对“泡沫油现象”的影响，利用不填充玻璃珠的模型本体，开展不同温度、不同降压速度以及不同溶解气油比的影响规律实验。

1.4 实验步骤

①根据原始油藏压力、温度以及溶解气油比配油，为实现甲烷在超重油中更均匀分布，配样器旋转的时间在20 d以上;②将模型本体抽真空，恒温箱温度控制在原始油藏温度50.5℃;③从竖直放置的模型本体底部注入甲烷，使得模型本体中充满甲烷，控制回压在油藏压力8.5 MPa;④用配置好的地层油从模型本体底部注入，注入体积0.08 PV (初始液面高度为84.8 mm)，回压控制在原始油藏压力8.5 MPa;⑤关闭模型本体入口，以一定的降压速度释放模型本体出口回压，回压最低值不低于该温度条件下的饱和蒸汽压力(参考实际油藏井底流压，本次实验设定回压最低值为2.0 MPa);⑥利用高温高压视窗连续观测泡沫上升、稳定、下降的全过程，连续记录不同时刻泡沫抬升的液面高度;⑦对实验数据进行理论分析。

2 实验结果分析

2.1 温度的影响

同样油样在不同的温度条件下进行瞬间降压回压从 直接下降到 实验结果表明:温度在60℃以下泡沫油的起泡高度变化不大;当温度高于60℃以后，其起泡高度与温度呈线性递减关系，递减率为0.360 4 mm/℃(图2);由此推算，当温度达到106.76℃时，降压过程中无气泡产生，原油为瞬间脱气，与普通原油脱气特征一致。国外相关分析认为［12－14］，低温、高原油黏度能有效减少气体分子扩散活性，减缓微气泡聚并成大气泡的频率，因此脱气时间延长;同时，高黏度原油黏滞力较大，有效降低了起泡后气泡的破灭频率，在气泡的产生频率大于破灭频率条件下，气泡将不断生成，因此低温起泡高度越高，而60℃以下起泡高度变化不大，表明60℃以下的原油黏度已经足以产生泡沫油现象。

图2 不同温度下超重泡沫油的泡沫动态变化

此外，60℃以下低温条件下泡沫的稳定时间较长;随着温度升高，泡沫的稳定时间急剧下降，原因在于温度升高，原油黏度降低，黏滞力下降，气泡破灭频率大于生成频率，因此形成的气泡迅速破灭成为自由气。

依据实验结果，60℃以下原油黏度对“泡沫油现象”无明显影响，高于60℃以后，将严重影响泡沫有效期。因此对于该超重泡沫油油藏，注蒸汽等热采方式将无法利用“泡沫油现象”，因此不适宜过早注蒸汽开发。

2.2 溶解气油比的影响

溶解气油比决定着超重泡沫油的气泡泡沫发挥作用的时间，即:泡沫油的能量，因此是影响“泡沫油现象”的一个关键参数。为此，在相同温度、相同油藏压力、均为瞬间降压方式的条件下，对比实验了溶解气油比分别为19、15、10、5 m3/m3的泡沫油气泡动态变化 实验结果表明 随着溶解气油比降低，泡沫高度与存在时间急剧降低，当溶解气油比小于10 m3/m3以后，泡沫的高度及存在时间降速进一步加快，泡沫油现象进一步减弱(图3)。

图3 不同溶解气油比超重泡沫油的泡沫动态变化

2.3 降压速度的影响

在此以前，大量学者通过一维长岩心驱替实验得出，“泡沫油现象”在高降压速度条件下的衰竭实验中发生，其采收率比低降压速度高1倍以上，但尚未对泡沫强度与降压速度的相关性开展研究。

为此，分别实验了5种降压速度:瞬间降压(回压从8.5 MPa直接下降至2.0 MPa)，降压速度80、60、40 kPa/min及20 kPa/min下降至2 MPa。实验结果(图4)表明，降压速度越高，泡沫越稳定，当降压

图4 不同降压速度下超重泡沫油的泡沫动态变化

速度高于80 kPa/min后，泡沫的稳定时间和气泡高度趋于一致。分析认为，泡沫油的泡沫存在时间取决于气泡的产生与破灭的频率。而降压速度较低时，分子活性能较低，因此气泡产生的频率较低，此时气泡破灭频率相对较高;当降压速度较高时，则气泡产生的频率高于破灭频率，因此能维持气泡的动

态稳定性 依据实验结果 要充分发挥泡沫油作用最低降压速度应不小于80 kPa/min。

2.4 多孔介质的影响

为了模拟超重泡沫油在多孔介质中的气泡动态产生与破灭规律，开展了3组实验:向模型本体中装填粒径分别为0.2、1.0、10.0 mm的钢化玻璃珠。并对比分析了4种情况下的实验结果:①未充填玻璃珠;②充填0.2 mm粒径玻璃珠;③充填1.0 mm粒径玻璃珠;④充填10.0 mm粒径玻璃珠。实验结果(图5)表明，充填玻璃珠后，模型出口端回压同样从原始油藏压力8.5 MPa瞬间泄压到2.0 MPa条件下，相比模型本体中没有充填玻璃珠的实验，充填玻璃珠后的模型本体中泡沫的存在时间明显延长;随着玻璃珠粒径的下降，多孔介质中的孔隙尺寸逐渐减小，在越来越接近油藏实际孔隙大小的趋势下，泡沫的存在时间和起泡高度均明显增加。因此，在实际油藏天然能量开采过程中，泡沫的存在时间比室内实验得到的更长。

图5 不同孔隙尺寸下超重泡沫油的泡沫动态变化

3 结论

(1)利用自主研制的高温高压泡沫油可视化强度测试模型，首次实现不同参数对超重泡沫油的影响规律实验。

(2)高温条件下泡沫破灭频率远大于生成频率，60℃以下原油黏度对“泡沫油现象”无明显影响，高于60℃以后，将严重影响泡沫有效期。因此注蒸汽等热采方式将使原油因为过早脱气而消失“泡沫油现象”，因此不适宜过早注蒸汽开发。

(3)溶解气油比决定泡沫油能量及发挥作用的时间，当溶解气油比小于5 m3/m3以后，“泡沫油现象 趋于消失

(4)产生“泡沫油现象”的操作关键之一为高压降速度，要充分发挥泡沫油作用，最低降压速度应不小于80 kPa/min。

(5)通过不同孔隙尺寸的多孔介质泡沫油实验趋势分析表明，实际油藏中泡沫存在的时间将远长于实验室内得到的结果。

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Experimental study on foam strength of super－heavy foamy oil in Venezuela

WU Yong－bin1，ZHAO Xin2，HAN Jing1，LI Song－lin1，LI Xiu－luan1
(1.State Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery，Research Institute of Petroleum Exploration＆Development，PetroChina，Beijing100083，China; 2.Daqing Oilfield Co.，Ltd.，PetroChina，Daqing，Heilongjiang163000，China)

The decisive factor of the“foamy oil phenomenon”in super－heavy foamy oil reservoirs is foam strength，which depends on foam existence time and foam volume.In order to quantitatively describe the major control factors on foam strength，a high－temperature－high－pressure(HTHP)visualized test model has been developed and used for the first time to test foam strength under conditions of different temperatures，dissolved gas/oil ratios(GOR)，pressure drop rates and pore sizes.Experimental results indicate that at high temperature，foam extinction rate is much higher than its formation rate;when dissolved GOR is lower than 5 m3/m3，the“foamy oil phenomenon”tends to disappear，the minimum pressure decline rate should not be less than 80 kPa/min to fully exert foamy oil effect;and experimental analysis of foam strength in porous media shows that the foam existence time in actual reservoir will be much longer than laboratory result.

foamy oil;oil viscosity;producing gas/oil ratio;decline rate;dissolved gas/oil ratio

TE121.1

A

1006－6535(2012)03－0093－04

10.3969/j.issn.1006－6535.2012.03.024

20111031;改回日期:20110312

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”稠油/超稠油开发关键技术项目(2011ZX05012)

吴永彬(1982－)，男，2005年毕业于中国石油大学(北京)石油工程专业，现为中国石油勘探开发研究院油气田开发工程专业在读博士研究生，主要从事稠油/超稠油开发实验及油藏工程方面的研究。

编辑张 雁