Study on Oil Displacement Effect of Air Foam Flooding in Heterogeneous Reservoir

doi:10.12422/j.issn.1006-396X.2026.03.006

Abstract

Abstract:

In the development process of Block G in Dagang Oilfield, the air foam flooding system exhibits favorable oil displacement performance. However, affected by factors such as foam preparation technology, gas injection volume, gas injection rate and reservoir permeability heterogeneity, gas channeling is prone to occur during oil and gas production. To explore the mechanism of gas channeling in oil reservoirs and its impacts on oil and gas field development, experiments on the oil displacement performance of air foam flooding were conducted using a Brookfield viscometer, gas chromatograph and core flooding apparatus. The experiments investigated the effects of profile control agent types, gas injection modes and reservoir heterogeneity. Corresponding effective technologies for gas channeling control were also proposed. The results show that in the air foam flooding test with heterogeneous models, foam preferentially enters high-permeability layers, which increases seepage resistance and reduces water absorption index, thus achieving excellent effects of water control and oil production enhancement. Compared with conventional air foam flooding, the injection of Cr³⁺ polymer gel and hydrophobic associating polymer can effectively restrain gas channeling, and further improve the oil-increasing and water-reducing performance of air foam flooding. When the injection volume of gel plugging agent is 0.20 PV, the maximum increment of oil recovery factor reaches 15.23%; when the injection volume of polymer is 0.30 PV, the maximum increment of oil recovery factor is 11.35%.

Key words: Heterogeneous reservoir, Profile control, Air foam flooding, Oxidation reaction, Increase oil precipitation

摘要：

在大港油田G区块开发过程中，空气泡沫驱油体系具有良好的驱油效果。但是，受泡沫制备工艺、气体注入量、气体注入速率及油藏渗透性差异等因素的影响，在油气开采过程中，易发生气窜现象。为探索油藏气窜现象的发生机制及其对油气田开发的影响，利用布氏黏度计、气相色谱仪和岩心驱替装置等开展了调剖剂类型、注气方式和油藏非均质对空气泡沫驱驱油效果实验研究，并提出有效的气窜治理技术。结果表明，在非均质模型空气泡沫驱过程中，泡沫率先进入模型高渗透层，引起渗流阻力增加和吸水指数减小，取得较好的控水增油效果；与普通空气泡沫驱相比，注入调剖剂Cr³⁺聚合物凝胶和疏水缔合聚合物实现对空气泡沫气窜的治理，空气泡沫驱增油降水效果均得到提升；当凝胶堵剂注入量为0.20 PV时，采收率增幅最高可达15.23%，聚合物注入量为0.30 PV时，采收率增幅最高为11.35%。

关键词: 非均质储层, 调剖, 空气泡沫驱, 氧化反应, 增油降水

CLC Number:

TE357

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Figures/Tables 16

Table 1 Analysis results of injected water quality

阳离子质量浓度/(mg•L^-1）			阴离子质量浓度/(mg•L^-1）				总矿化度/(mg•L^-1）
Ca²⁺	Mg²⁺	Na⁺+K⁺	CO $3 2 -$	HC $O 3 -$	Cl^-	SO $4 2 -$	总矿化度/(mg•L^-1）
323	47	8 253	0	382	12 248	199	21 452

Table 1 Analysis results of injected water quality

阳离子质量浓度/(mg•L^-1）			阴离子质量浓度/(mg•L^-1）				总矿化度/(mg•L^-1）
Ca²⁺	Mg²⁺	Na⁺+K⁺	CO $3 2 -$	HC $O 3 -$	Cl^-	SO $4 2 -$	总矿化度/(mg•L^-1）
323	47	8 253	0	382	12 248	199	21 452

Table 2 Foam performance test results of binary systems prepared with different mass concentrations of polymers

ρ_p/ (mg·L^-1）	泡沫体积/mL				析液半衰期/s				泡沫综合指数
ρ_p/ (mg·L^-1）	0.05%	0.10%	0.20%	0.30%	0.05%	0.10%	0.20%	0.30%	0.05%	0.10%	0.20%	0.30%
0	145	146	160	163	9 177	9 191	9 591	9 612	34 982	36 756	38 545	41 126
500	130	137	140	142	10 833	10 939	11 515	12 758	37 329	38 957	42 317	47 556
1 000	122	125	130	135	12 442	12 449	13 279	13 560	39 846	40 848	45 315	48 053
2 000	118	123	125	128	10 891	11 158	12 088	13 217	33 734	36 026	39 028	44 410

Fig.1 Effects of different injection modes of air foam systems on the improvement of crude oil recovery factor

Fig.2 The relationship between injection pressure and injection PV number of different core models

Fig. 3 The relationship between water content and injection PV number of different core models

Fig.4 The relationship between recovery and injection PV number of different core models

Table 3 Volume fraction test results of produced gas components in single-tube parallel model

注入方式	PV数	φ（O₂）	φ（CO₂）	φ（N₂）	φ（N₂）/φ（O₂）
气液同注	0.20	4.05	0.10	95.85	23.67
	0.40	4.16	0.16	95.68	23.00
	0.60	4.21	0.20	95.59	22.71
	0.80	4.24	0.21	95.55	22.54
气液交替	0.20	4.11	0.08	95.81	23.31
	0.40	4.23	0.13	95.64	22.61
	0.60	4.30	0.15	95.55	22.22

Table 4 Volume fraction test results of produced gas components in double-tube parallel model

注入方式	PV数	低渗层				高渗层
注入方式	PV数	φ（O₂）	φ（CO₂）	φ（N₂）	φ（N₂）/φ（O₂）	φ（O₂）	φ（CO₂）	φ（N₂）	φ（N₂）/φ（O₂）
气液同注	0.20	-	-	-	-	3.79	0.09	96.12	25.36
	0.40	-	-	-	-	3.88	0.12	96.00	24.74
	0.60	3.84	0.23	95.93	24.98	3.91	0.16	95.93	24.53
	0.80	3.88	0.28	95.84	24.70	3.94	0.21	95.85	24.33
	1.00	3.92	0.35	95.73	24.42	3.95	0.23	95.82	24.26
气液交替	0.20	-	-	-	-	4.14	0.03	95.83	23.15
	0.40	-	-	-	-	4.18	0.05	95.77	22.91
	0.60	4.11	0.17	95.72	23.29	4.22	0.10	95.68	22.67
	0.80	4.19	0.20	95.61	22.82	4.28	0.14	95.58	22.33
	1.00	4.24	0.24	95.52	22.53	4.31	0.19	95.50	22.16

Table 5 Volume fraction test results of produced gas components in three-tube parallel model

注入方式	PV数	低渗层				中渗层				高渗层
注入方式	PV数	φ（O₂）	φ（CO₂）	φ（N₂）	φ（N₂）/φ（O₂）	φ（O₂）	φ（CO₂）	φ（N₂）	φ（N₂）/φ（O₂）	φ（O₂）	φ（CO₂）	φ（N₂）	φ（N₂）/φ（O₂）
气液同注	0.20	-	-	-	-	3.97	0.13	95.90	24.16	4.16	0.11	95.73	23.01
	0.40	4.03	0.27	95.70	23.75	4.13	0.23	95.64	23.16	4.24	0.16	95.60	22.55
	0.60	4.16	0.38	95.46	22.95	4.28	0.32	95.40	22.29	4.34	0.26	95.40	21.98
气液交替	0.20	-	-	-	-	4.12	0.08	95.80	23.25	4.32	0.04	95.64	22.14
	0.40	4.11	0.24	95.65	23.27	4.24	0.17	95.59	22.54	4.47	0.09	95.44	21.35
	0.60	4.21	0.28	95.51	22.69	4.36	0.21	95.43	21.89	4.58	0.15	95.27	20.80

Fig.5 Comparison of recovery efficiency increment in three-tube parallel cores under different plugging agent types and PV numbers

Fig.6 Relationship between injection pressure, water cut, recovery efficiency and PV number under different gel injection volumes

Fig.7 Relationship between injection pressure, water cut, recovery efficiency and PV number under different polymer solution injection volumes

Fig.8 The relationship between φ（N2）/φ（O2）and PV number under different gel injection amount

Fig.9 The relationship between φ（N2）/φ（O2） and PV number under different gel injection amount.

Table 6 Test results of viscosity, density and composition of produced oil

注入方案	取样阶段	w/%				采出油黏度/ （mPa·s）	采出油密度/ （g·mL^-1）
注入方案	取样阶段	饱和烃	芳香烃	胶质	沥青质	采出油黏度/ （mPa·s）	采出油密度/ （g·mL^-1）
注凝胶0.20 PV	注凝胶前	64.60	28.29	6.80	0.31	52.9	0.847
注凝胶0.20 PV	注凝胶后至含水率100%	64.55	28.19	6.95	0.31	54.0	0.856
注聚合物0.30 PV	注聚合物前	64.62	28.31	6.76	0.31	52.9	0.856
注聚合物0.30 PV	注聚合物后至含水率100%	64.49	28.23	6.97	0.31	53.8	0.841

Fig.10 Microscopic morphology of produced liquid during effective period of air foam flooding

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