《Energies》：Numerical Simulation and Parameter Optimization of Air-Foam Flooding in Ultra-Low-Permeability Reservoirs
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空气泡沫驱在超低渗透油藏中综合了气体辅助驱替、泡沫流度控制与表面活性剂诱导的界面张力降低作用。研究人员采用基于矿场尺度油藏模型建立的三维机理模型，对比了六种驱替方案、油藏属性响应及注入制度。基线水驱、气体辅助驱、表面活性剂背景驱、泡沫流度控制、界面张力降低及一
空气泡沫驱在超低渗透油藏中综合了气体辅助驱替、泡沫流度控制与表面活性剂诱导的界面张力降低作用。研究人员采用基于矿场尺度油藏模型建立的三维机理模型，对比了六种驱替方案、油藏属性响应及注入制度。基线水驱、气体辅助驱、表面活性剂背景驱、泡沫流度控制、界面张力降低及一体化空气泡沫驱的最终采收率分别为38.14%、40.50%、40.81%、42.03%、41.44%和47.79%。相对于表面活性剂背景驱，单独激活泡沫流度控制使采收率提高1.22%，而单独激活界面张力降低使其提高0.63%。两者同时激活使采收率提高6.98%，其中包括5.13%的非可加项，表明在模拟条件下泡沫封堵与表面活性剂强化驱油之间可能存在相互作用。在所测试范围内，渗透率级差、垂向与水平渗透率比及平均渗透率的归一化敏感性权重分别为41.13%、34.79%和24.08%。在本模型所研究的参数范围内，单因素结果表明在渗透率级差不大于10、垂向与水平渗透率比不小于0.4、平均渗透率不小于4 mD时具有有利的采收率表现。气液比1:1在所测试的比例中产生最高的最终采收率。在相同规定总注入量下，将交替注入间隔从24个月缩短至3个月使最终采收率从47.60%提高至48.40%。在水 cut 不高于85%时实施转换避免了与最晚转换方案相关的较低采收率。这些发现为空气泡沫驱的油藏筛选和注入方案设计提供了定量依据。
研究背景方面，超低渗透油藏具有孔喉细小、流动阻力高、压力传播受限等特征。长期注水可建立稳定的优势渗流通道，而主流线之外的原油接触不足。油藏进入中高含水期后，单纯增加注水量可能提高产水量而无相应比例的原油采收率，使流度控制与剩余油动用成为进一步开发的核心问题。低渗透油藏的矿场应用同样表明，泡沫处理在注入剖面不均、高渗透层段主导流体吸入时最为适用。注气可补充油藏能量并到达水难以进入的区域，但其低黏度促进黏性指进和沿优势通道的窜流，波及效率仍受非均质性强烈制约。空气泡沫驱将气相驱替与泡沫流度控制相结合，泡沫膜降低气体流度、延迟气体突破并改变层间压力分布。砂充填、岩心驱替、数值模拟及微流控研究表明泡沫优先在高流动能力通道中生成或滞留，提高流动阻力而不完全封闭油藏。这种选择性响应可重新引导后续流体并改善非均质介质中的波及效率。泡沫在多孔介质中的生成、传播与破裂受含水饱和度、含油饱和度、表面活性剂浓度、压力梯度及气液接触历史共同控制。数值描述主要包括追踪膜密度的种群平衡模型与施加经验气体流度降低函数的局部平衡模型。储层条件与操作变量通过不同机制影响泡沫性能：渗透率控制注入能力、极限毛细管压力与泡沫传播，而原油类型、含油饱和度及界面性质影响泡沫稳定性及改善波及向原油采收率的转化。注入设计引入第二组控制因素：泡沫质量与气液比决定气体供给、液体连续性与膜生成之间的平衡；同时或交替气液注入、处理时机及段塞细分影响气液接触、重力分异、泡沫再生与化学剂利用。数值优化研究已单独或组合考察这些变量，但少有研究在一個内部一致的模型中整合机制分解、油藏属性敏感性与注入制度优化。
为此，研究人员首先使用基于实际井网与生产历史的矿场尺度模型评估模拟与观测累积产量之间的一致性。矿场模型为安塞油田王窑地区长6油藏，采用实际井位、完井记录与油藏解释建立，不规则井网包括17口注入井与61口生产井，角点网格包含226,800个网格单元，水平网格间距约20 m，25个垂向层描述含油层段与夹层。模拟始于1988年4月1日，终于2025年12月。空气泡沫注入始于2007年8月。历史拟合以全油田累积产液、产油、产水量评估，观测总量分别为1,298,920 m3、617,632 m3、681,288 m3，模拟总量分别为1,269,465 m3、618,835 m3、650,630 m3，相对误差分别为2.27%、0.19%、4.50%。矿场模型与流体属性范围进而用于构建理想化反九点机理模型，采用CMG STARS建立，以W15-92井属性定义参考方案，网格为35×35×9共11,025个网格单元，平面网格10 m×10 m，总厚度29.8 m，平均孔隙度12.34%，平均渗透率1.36 mD，渗透率范围0.5052至2.8906 mD，厚度加权平均1.3569 mD，孔隙度10.27%至13.85%，初始含油饱和度52.24%至64.73%，原油黏度3.8914 mPa·s。模型包含水、表面活性剂、可动泡沫、死油、溶解气、氮气及捕集液膜七个组分，采用扩展达西定律描述三相流动，泡沫对气体流度的影响采用STARS经验泡沫模型表示，最大流度降低参数设为400，表面活性剂响应参数、毛细管数响应参数及干化临界含水饱和度分别为8.456×10??、0.062和0.402，特征含油饱和度为0.50。捕集液膜组分描述泡沫在孔喉与优势通道中的捕集，随捕集液膜指数从0.10增至5.00，封堵倍数为1.00至8.00。泡沫生成、液膜捕集及液膜释放或衰减由三个组分转化过程表示，频率因子分别为0.08、0.12和8.0×10??。表面活性剂通过降低油水界面张力改变毛细管捕集，界面张力从零表面活性剂摩尔分数时的30 mN/m降至摩尔分数0.015时规定的下限1×10?? mN/m，通过相对渗透率插值表示驱替响应。研究人员建立了六个数值方案以分解采收率贡献，包括基线水驱、气体辅助驱、表面活性剂背景驱、泡沫流度控制、界面张力降低及一体化空气泡沫驱，并采用单因素法考察平均水平渗透率、渗透率级差及垂向与水平渗透率比的影响，以及转换含水率、气液比和段塞交替间隔的注入优化。
关键技术方法方面，研究人员采用CMG STARS建立三维组分机理模型，基于矿场尺度模型提供的油藏与流体属性范围构建理想化反九点井网；采用经验泡沫模型描述气体流度降低，结合捕集液膜组分表征泡沫封堵；通过表面活性剂浓度与界面张力关系表及相对渗透率插值表征界面张力降低效应；采用六方案渐进机制分解设计量化各机制贡献及非可加交互项；采用单因素敏感性分析与基于相邻区间中点的无量纲敏感性系数评价油藏参数影响；注入优化考察转换含水率、气液比与段塞交替间隔。样本队列来源为安塞油田王窑地区长6油藏实际井位、完井记录与78口井的动态数据。
研究结果方面，3.1采收率贡献分析表明，六种驱替方案的最终采收率分别为38.14%、40.50%、40.81%、42.03%、41.44%和47.79%。气体辅助驱相对基线水驱提高采收率2.36%，表面活性剂背景驱相对气体辅助驱进一步提高0.31%，作为背景增量。以表面活性剂背景驱为共同参考，固定界面张力下激活泡沫流度控制提高采收率1.22%，保持泡沫流度控制失活下激活动态界面张力变化提高0.63%。一体化空气泡沫驱相对表面活性剂背景驱提高6.98%，非可加交互增量为5.13%，从基线水驱到一体化空气泡沫驱的总提高9.65%可表示为2.36%、0.31%、1.22%、0.63%与5.13%之和。渗透率在第四模型层达2.89 mD，明显高于相邻层，在约1051至1054 m深度形成连续层间优势通道。2012年9月表面活性剂与泡沫组分自注入井横向扩展，但层间迁移距离差异明显，优势流动层中浓度前缘向生产井延伸更远，低渗透层中分布相对有限。气体饱和度显示明显垂向差异，高气体饱和度主要出现在注入井与生产井之间的优势流动层，并在两侧生产井附近形成局部聚集，高气体饱和度区与表面活性剂及泡沫组分的优势分布基本吻合。含油饱和度自注入井向两侧生产井及模型边界逐渐增加，注入井周围形成连续低含油饱和度带，低含油饱和度区在优势流动层内横向延伸更远并沿表面活性剂与泡沫组分迁移方向分布，相邻层含油饱和度也在一定范围内降低。2048年1月六种驱替方案含油饱和度分布对比表明，一体化空气泡沫驱在高渗透通道及相邻层产生最广泛的低含油饱和度区。3.2泡沫模型参数敏感性表明，特征含油饱和度影响最大，从0.50降至0.40使采收率从基线47.79%降至44.78%，增至0.60使其升至49.07%；干化临界含水饱和度影响次之，降低20%使采收率提高0.61个百分点，升高20%使其降低0.88个百分点；最大流度降低参数与表面活性剂响应参数扰动引起的最大绝对变化分别为0.19和0.08个百分点。3.3油藏参数敏感性表明，3.3.1平均渗透率从1增至10 mD时采收率曲线向上移动，空气泡沫驱阶段采收率增益在1、2、4、6、8、10 mD时分别为18.64%、19.88%、23.59%、25.44%、26.46%和27.15%，2至4 mD之间响应最强，高于4 mD后边际增益减小，平均水平渗透率至少4 mD被视为有利。3.3.2渗透率级差增大通常降低水驱采收率，空气泡沫驱阶段采收率增益在级差2.5、5、7.5、10时分别为16.18%、19.54%、22.54%和25.53%，级差12.5和15时降至25.48%和24.24%，级差10产生最大增益，级差不大于10被视为有利。3.3.3垂向与水平渗透率比在0.2、0.4、0.6、0.8、1.0时空气泡沫驱阶段采收率增益分别为14.78%、16.49%、17.89%、19.24%和20.55%，0.2至0.4之间增幅最大为1.71%，垂向与水平渗透率比至少0.4被视为有利筛选条件。3.4注入参数敏感性表明，3.4.1气液比1:1、2:1、3:1、4:1时2048年最终采收率分别为47.79%、45.23%、42.99%和41.31%，后三者相对1:1分别降低2.56%、4.80%和6.48%，气液比1:1在测试配置中产生最高最终采收率。3.4.2转换含水率40%、50%、60%、70%、75%、80%、85%、90%时最终采收率分别为54.21%、54.01%、53.85%、53.11%、53.08%、52.98%、52.80%和52.03%，相对基线水驱的增量分别为16.07%、15.87%、15.71%、14.97%、14.94%、14.84%、14.66%和13.89%，含水率不高于85%时转换保持最终采收率至少52.80%，从85%延迟至90%使最终采收率降低0.77%，建议含水率超过85%之前实施转换。3.4.3段塞交替间隔24、18、12、9、6、3个月时最终采收率分别为47.60%、47.73%、47.94%、48.07%、48.23%和48.40%，从24缩短至3个月使最终采收率提高0.80%，相邻方案增幅分别为0.13%、0.21%、0.13%、0.16%和0.17%，3个月间隔在测试范围内达到最高最终采收率。3.5油藏参数综合影响表明，基于相邻区间中点的无量纲敏感性系数计算，渗透率级差具有最高敏感性权重，其次为垂向与水平渗透率比和平均水平渗透率，归一化权重分别为41.13%、34.79%和24.08%，渗透率级差的较高权重反映其非单调响应，平均渗透率局部敏感性在2至4 mD之间达到峰值后下降。
讨论部分总结如下：矿场生产历史拟合为综合生产响应提供了约束，但采收率预测仍受泡沫模型参数值不确定性的影响，四个关键泡沫参数的单因素敏感性分析在测试情景中产生44.78%至49.07%的采收率范围，该范围反映选定参数在规定范围内单独扰动引起的预测变化，并非统计置信区间，泡沫模型参数的联合变化效应未评估，敏感性结果适用于本模型及规定油藏条件与参数范围。渗透率级差的非单调响应表明中等渗透率差异允许泡沫流度控制改善流体分布，而更强非均质性可能限制低渗透区域的波及。垂向与水平渗透率比增加提高层间流体交换与垂向波及，但采收率附加贡献递减。气液比增加在相同规定总注入量与液相表面活性剂浓度下同时减少注入溶液体积与总表面活性剂输送量，观测到的采收率趋势反映气液分配与化学剂供给的综合效应而非孤立泡沫质量效应。更频繁交替可能促进气液接触并更规律地补充表面活性剂溶液，有助于维持泡沫流度控制，但最终采收率差异有限表明调整段塞交替间隔在测试条件下提供相对较小的附采收率收益。研究结论翻译如下：（1）基线水驱与一体化空气泡沫驱最终采收率分别为38.14%和47.79%，绝对差值为9.65%。以表面活性剂背景驱为共同参考，单独激活泡沫流度控制提高采收率1.22%，单独激活界面张力降低提高0.63%，联合激活增量6.98%，包括5.13%的非可加交互项，非可加增量表明在模拟条件下泡沫封堵与表面活性剂强化驱油之间可能存在协同效应。（2）在所研究范围内，渗透率级差具有最高归一化敏感性权重41.13%，其次为垂向与水平渗透率比34.79%和平均渗透率24.08%。单因素结果表明在本模型研究范围内渗透率级差不大于10、垂向与水平渗透率比至少0.4、平均渗透率至少4 mD时具有有利采收率表现，这些值作为模拟油藏与操作条件下的筛选参考。（3）在相同规定总注入量与液相表面活性剂浓度下，气液比1:1在测试配置中产生最高最终采收率。在所述等总注入量下，较短交替注入间隔改善采收率，从24个月缩短至3个月使最终采收率从47.60%提高至48.40%。含水率超过85%之前转换避免了与最晚转换方案相关的较低最终采收率。此处报告参数范围与操作偏好来自规定机理模型与单因素对比，需在目标油藏地质与操作条件下评估。
