📝 摘要
裂缝性碳酸盐岩油藏占世界石油总资源的25%和伊朗石油储量的90%。由于方解石和白云石矿物呈油湿性，气油重力驱替被认为是最主要的生产机理。气体注入裂缝性介质中最主要的问题是窜流，这导致气体注入过程的效率极低。作为解决方案，泡沫被用来改变流度比、提高体积波及效率并克服指进问题。本研究考察了影响基质原油采出的三个主要机理，即泡沫/油重力驱替、裂缝中泡沫流动产生的粘性压降以及发泡剂从裂缝向基质的扩散。使用CMG STARS 2015对单一基质单元模型和多个垂直剖面模型进行了泡沫注入模拟。对泡沫强度、注入速率、裂缝和基质性质、基质高度以及基质内初始含油饱和度进行了多项敏感性分析。结果表明，发泡剂传质和粘性压降的作用显著，尤其是在基质平均高度较小时。此外，粘性压降机理保持不变，在其他两个机理随时间减弱时持续协助基质采油。
关键词：泡沫；裂缝性油藏；重力驱替；气体侵入区；CMG STARS
🖥️ CMG软件应用情况总结
| 项目 | 内容 |
|---|---|
| 所用软件 | CMG STARS 2015 |
| 模拟器类型 | 热采/化学驱/泡沫模拟器 |
| 模型类型 | 双渗透率模型（Dual Perm） |
| 模拟对象 | 裂缝性碳酸盐岩油藏中的单一基质单元及垂直剖面模型 |
| 泡沫建模方法 | STARS经验泡沫模型（气相相对渗透率乘以流动修正因子FM） |
| 泡沫衰变模型 | 幂律函数（受表面活性剂浓度、油饱和度、水饱和度影响） |
| 主要机理 | 泡沫/油重力驱替、粘性压降、发泡剂扩散 |
| 验证对象 | Hagoort解析解、Farajzadeh等MoReS模拟结果 |
| 敏感性参数 | 泡沫粘度、注入速率、基质渗透率/孔隙度、裂缝渗透率、基质形状（高宽比）、初始含油饱和度 |
文中明确指出：使用CMG STARS 2015进行所有泡沫注入模拟（第2节、第4节）。模型采用Dual Perm（双渗透率）而非Dual Poro（双孔隙度），以更好地描述裂缝性介质中的粘性驱替。
📊 研究方法与模型参数
STARS泡沫模型核心方程：
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泡沫存在时气相相对渗透率：krgFoam=krgGas×FM
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流动修正因子：FM=11+MRFmax×FSurfactant×FOleic×FAqueous
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参数：MRFmax=5000，F_Surf指数=0.0003，F_Oleic指数=1.0，epdry=1.0
基准模型参数（表1）：
| 参数 | 数值 |
|---|---|
| 基质高度 | 200 ft |
| 基质宽度 | 30 ft |
| 基质渗透率 | 5 mD |
| 基质孔隙度 | 32% |
| 裂缝宽度 | 10⁻³ m |
| 裂缝渗透率 | 10³ D |
| 扩散系数 | 10⁻⁸ 至 10⁻¹¹ |
| Corey指数（油-气） | 4.5（油），2.1（气） |
| Corey端点（油-气） | 1.0（油），1.0（气） |
模拟验证：
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与Hagoort（1980）GOGD解析解对比（图4）
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与Farajzadeh等（2012）MoReS泡沫模拟结果对比（图5）
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CMG结果与MoReS吻合良好，相对误差3-5%
单一基质单元泡沫驱敏感性分析（表3、表4）：
| 敏感性参数 | 变化范围 |
|---|---|
| 泡沫粘度 | 10, 20, 30, 40, 50 cP |
| 注入速率 | 150, 200, 300, 400, 500 ft³/天 |
| 基质渗透率 | 5, 15, 45 mD |
| 裂缝渗透率 | 10 D, 10³ D |
| 基质形状 | 垂直伸长 → 立方 → 水平伸长（高度2-50 ft） |
| 初始含油饱和度 | 15%, 30%, 45% |
🧪 主要模拟结果
不同泡沫粘度与注入速率下的采出曲线（图6）：
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泡沫粘度从10 cP增至30 cP（恒注入率）→ 采收率加速约200-300%
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注入率从150增至200 ft³/天 → 采收率提高仅20-30%
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高粘度泡沫在早期出现明显的采油速率下降（泡沫衰变后气体提前产出）
不同基质形状下各机理贡献率（表6）：
| 基质形状 | 高度:宽度 | GOGD贡献 | 粘性压降贡献 | 扩散贡献 |
|---|---|---|---|---|
| 垂直伸长 | 50:2 | 92% → 78% | 5% → 21% | 3% → 1% |
| 垂直矩形 | 20:5 | 72% → 57% | 15% → 36% | 13% → 7% |
| 立方体 | 10:10 | 46% → 35% | 32% → 56% | 22% → 9% |
| 水平矩形 | 5:20 | 32% → 15% | 35% → 68% | 33% → 17% |
| 水平伸长 | 2:50 | 12% → 5% | 48% → 69% | 40% → 26% |
注：数据为“初始 → 10年后”的变化趋势
基质/裂缝渗透率影响（图7）：
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基质渗透率增加 → 采油速率和采收率成比例增加（倍增、三倍增）
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裂缝渗透率增加 → 采油速率降低（粘性压降减小）
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结论：高裂缝渗透率油藏需注入更强泡沫
泡沫侵入区高度（表7）：
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注入率200→500 ft³/天 → 侵入区高度增加至约200%
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泡沫粘度10→50 cP → 侵入区高度翻倍
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结论：泡沫不仅提供粘性压降，还扩大波及区
多介质垂直剖面模拟（表8，三层模型）：
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顶层：高度10 ft，孔隙度8%，渗透率10 mD
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中层：高度15 ft，孔隙度8%，渗透率10 mD
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底层：高度10 ft，孔隙度5%，渗透率8 mD
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中层（基质更高）：重力驱替贡献增加，粘性压降和扩散贡献减少
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底层（更致密）：粘性压降贡献减弱，扩散贡献相对增强
初始含油饱和度对泡沫侵入的影响（图8）：
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高So（45%）：泡沫衰变更严重，侵入深度小
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低So（15%）：泡沫更稳定，侵入深度更大
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介于上下限之间时，泡沫衰变服从幂律函数
✅ 主要结论
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粘性压降和发泡剂扩散在基质采油中的作用与经典重力驱替同等重要，基质高度越小，这两种机理的作用越大。
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泡沫/油重力驱替和发泡剂扩散随时间减弱，但粘性压降机理在泡沫注入过程中保持不变。
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泡沫注入不仅提供粘性压降和扩散机制，还扩大了侵入区，使更多基质块参与生产。
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基质渗透率增加提高采油速率；裂缝渗透率增加则因粘性压降减小而降低采油速率。
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增加泡沫粘度或注入速率可提高采收率；泡沫的假塑性特性无法抵消速率增加带来的正向效果。
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高裂缝渗透率油藏需注入更强泡沫；高基质高度时重力驱替主导；低基质高度时粘性压降和扩散更重要。
🏛️ 作者及单位信息
| 作者 | 单位 |
|---|---|
| Ahmed Zoeir | 萨汉德理工大学（Sahand University of Technology），石油与天然气工程学院，硕士生 |
| Mohammad Chahardowli | 萨汉德理工大学，石油与天然气工程学院，助理教授（通讯作者） |
| Mohammad Simjoo | 萨汉德理工大学，石油与天然气工程学院，助理教授 |