屈鳴，侯吉瑞*，聞?dòng)畛?，梁拓，馬什希，楊景斌

0 引言

在中國(guó)已發(fā)現(xiàn)的碳酸鹽巖儲(chǔ)層中，塔河油田是典型的縫洞型油藏[1]，其埋藏深度大，巖溶儲(chǔ)層復(fù)雜，縫洞發(fā)育程度高，儲(chǔ)集空間結(jié)構(gòu)多變，油水流動(dòng)關(guān)系復(fù)雜[2-5]，具有極大的開采難度。

縫洞型碳酸鹽巖油藏儲(chǔ)集體是發(fā)育有孔、洞、縫三重介質(zhì)的儲(chǔ)集空間，構(gòu)造裂縫、溶孔和溶洞等是原油的主要儲(chǔ)集空間，基質(zhì)基本不具備儲(chǔ)滲能力。裂縫既是原油的儲(chǔ)集空間，又是流體的重要流動(dòng)通道[6]。在縫洞型油藏開發(fā)過程中，早期一般利用油藏天然能量進(jìn)行開采，中期注水補(bǔ)充地層能量，水驅(qū)效果變差后則會(huì)考慮注氣及其他三采措施。裂縫由于其相對(duì)較高的滲透率，在開發(fā)過程中極易形成流體的流動(dòng)優(yōu)勢(shì)通道，導(dǎo)致水竄或氣竄現(xiàn)象，從而降低最終采收率[7-8]。利用泡沫遇油消泡、遇水穩(wěn)定、封堵高滲層的特性，通過泡沫輔助氣驅(qū)來延緩氣竄優(yōu)勢(shì)通道的形成從而提高最終采收率，是一種行之有效的方法[9-16]?？p洞型油藏泡沫輔助氣驅(qū)技術(shù)已經(jīng)在塔河油田縫洞型油藏完成礦場(chǎng)試驗(yàn)，逐步進(jìn)入推廣應(yīng)用階段，有望成為縫洞型油藏極具潛力的提高采收率技術(shù)。裂縫是縫洞型油藏中多相流體最主要的流動(dòng)通道，研究泡沫在裂縫中的流動(dòng)特征和驅(qū)油效果具有重要意義。

本文設(shè)計(jì)制作了不同開度的等徑、變徑裂縫相似模型和微觀可視化模型，開展泡沫輔助氣驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，研究泡沫在多尺度裂縫中的形態(tài)變化，并分析了裂縫開度、重力分異對(duì)于泡沫在裂縫中運(yùn)移的影響，為縫洞油藏的泡沫輔助氣驅(qū)礦場(chǎng)應(yīng)用提供理論支持。

1 實(shí)驗(yàn)器材與步驟

1.1 物理模型設(shè)計(jì)和制作

為了研究泡沫輔助氣驅(qū)在碳酸鹽巖縫洞型油藏的實(shí)際裂縫中的運(yùn)移特征，我們?cè)O(shè)計(jì)制作了兩類物理模型，分別是“裂縫相似模型”和“微觀可視化模型”。

“裂縫相似模型”是基于相似準(zhǔn)則得到的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)參數(shù)而設(shè)計(jì)組裝的物理模型。由于塔河油田基質(zhì)滲透率低于0.01 mD，與裂縫和孔洞相比基本不具備儲(chǔ)滲能力，因此在裂縫模型設(shè)計(jì)時(shí)重點(diǎn)對(duì)裂縫進(jìn)行相似設(shè)計(jì)。鑒于流體在裂縫中的流動(dòng)主要受到黏滯力和重力的影響，我們優(yōu)先選擇運(yùn)動(dòng)相似和動(dòng)力相似進(jìn)行室內(nèi)模型實(shí)驗(yàn)參數(shù)的設(shè)計(jì)[17]。模型主體選用塔河油田四區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲(chǔ)層巖心，切割成若干50 cm×4.5 cm×4.5 cm巖心，然后按照設(shè)計(jì)的裂縫開度尺寸進(jìn)行切割造縫，使用有機(jī)玻璃蓋板封閉裂縫頂面、底面和端面，并在頂面每隔5 cm鉆孔(孔徑5 mm)作為預(yù)留測(cè)壓點(diǎn)，在2個(gè)端面中心部位鉆孔并安裝螺紋接頭(直徑3 mm)作為流體入口端和出口端，最后使用環(huán)氧樹脂整體澆筑，常溫冷卻48 h后安裝壓力傳感器(圖1)。模型中所使用的有機(jī)玻璃材質(zhì)為聚甲基丙烯酸甲酯，具有較好的耐溫性及化學(xué)穩(wěn)定性，其潤(rùn)濕性為油潤(rùn)濕，與巖心潤(rùn)濕性一致，可以降低實(shí)驗(yàn)誤差。為了研究等開度和變開度裂縫中的泡沫輔助氣驅(qū)效果，我們只做了裂縫開度分別為0.2 mm、0.5 mm、1 mm、2.5 mm、5 mm的等開度裂縫相似模型以及開度變化為0.2～1 mm的均勻變開度裂縫相似模型。

圖1 裂縫相似模型實(shí)物圖Fig. 1 Physical picture of fracture similarity model

“微觀可視化模型”旨在研究氣體在不同裂縫開度下的流動(dòng)機(jī)理而設(shè)計(jì)制作的微觀可視化裂縫物理模型?？紤]與裂縫相似模型相對(duì)應(yīng)，微觀可視化模型也以有機(jī)玻璃(聚甲基丙烯酸甲酯)為材料，其裂縫利用激光刻蝕技術(shù)形成，刻蝕寬度0.5 mm，裂縫開度變化與裂縫相似模型對(duì)應(yīng)。微觀裂縫物理模型外觀尺寸為3 cm×5 cm×0.5 mm。模型如圖2所示。

圖2 微觀可視化模型實(shí)物圖Fig. 2 Physical picture of microscopic visualization model

1.2 實(shí)驗(yàn)材料

按照塔河縫洞型油藏地層流體特征，具體的實(shí)驗(yàn)材料及實(shí)驗(yàn)條件如下：實(shí)驗(yàn)用模擬油由液體石蠟與煤油按20:1配制，其黏度為23.9 mPa·s(25℃)，密度為0.821 g/cm3；為了增強(qiáng)可視化效果，用蘇丹紅將模擬油染為紅色；塔河油田油藏溫度高于120 ℃，地層水礦化度22×104mg/L(表1)，普通起泡劑和穩(wěn)泡劑無法滿足應(yīng)用要求。通過靜態(tài)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，起泡劑優(yōu)選為抗溫抗鹽型起泡劑S-16(宿遷海鵬化工有限公司，耐溫 150 ℃，抗鹽 24×104mg/L)，100 mL起泡劑溶液(質(zhì)量濃度0.3%)，起泡體積350 mL，析液半衰期10 min；通過高溫流變性實(shí)驗(yàn)，穩(wěn)泡劑優(yōu)選為非離子型抗溫抗鹽聚合物FO4000(法國(guó)愛森公司，分子量500萬，水解度1%)，在實(shí)驗(yàn)溫度120 ℃、地層水礦化度22×104mg/L條件下，質(zhì)量濃度0.5% FO4000聚合物溶液黏度為100 mPa·s。泡沫液配方為0.3% S-16起泡劑和0.5% FO4000穩(wěn)泡劑，22×104mg/L礦化度鹽水配置而成100 mL起泡劑溶液，起泡體積300 mL，析液半衰期90 min。實(shí)驗(yàn)用水為與塔河油田地層水型相似的模擬地層水，其礦化度及離子含量如表1所示，并用亞甲基藍(lán)染色，其黏度約1 mPa·s，密度約為1 g/cm3；實(shí)驗(yàn)所用氣體為純度為99.2%的工業(yè)氮?dú)?，泡沫氣液?:1；實(shí)驗(yàn)溫度為25 ℃，設(shè)置出口回壓1 MPa。

表1 塔河油田地層水離子組成及水型Table 1 Ion composition and water type of formation water in Tahe oil field

1.3 實(shí)驗(yàn)流程

1.3.1 裂縫相似模型

裂縫相似模型實(shí)驗(yàn)裝置包括高純高壓氮?dú)馄?、氣體流量計(jì)、恒速恒壓流量泵、中間容器、泡沫發(fā)生器、采出液計(jì)量裝置、壓力圖像采集軟件以及穩(wěn)壓罐等裝置。其中氣體流量計(jì)用于控制氣體注入速度和記錄氣體累計(jì)注入量，根據(jù)實(shí)驗(yàn)需要選用CS200A型氣體流量計(jì)(量程為0～50 mL/min，精度為1%)；流量泵用于控制注入水的流速，選用2PB-2020型注入泵(量程為0.1～20 mL/min，精度為1%)。裂單裂縫物理模型實(shí)驗(yàn)流程如圖3所示。

1.3.2 微觀可視化模型

微觀可視化裂縫物理模型實(shí)驗(yàn)裝置主要包括高純高壓氮?dú)馄俊怏w流量計(jì)、流量泵、中間容器、泡沫發(fā)生器、采出液計(jì)量裝置、壓力圖像采集軟件、高清攝像頭(最大分辨率為1080P)、LED光板和計(jì)算機(jī)等。微裂縫物理模型實(shí)驗(yàn)流程如圖1-4所示。

圖3 裂縫相似模型驅(qū)替實(shí)驗(yàn)流程圖Fig. 3 Flow chart of displacement experiment in fracture similarity model

圖4 微觀可視化模型驅(qū)替實(shí)驗(yàn)流程圖Fig. 4 Flow chart of displacement experiment in microscopic visualization model

1.4 實(shí)驗(yàn)步驟

1.4.1 裂縫相似模型實(shí)驗(yàn)步驟

將裂縫相似模型(圖1)作為縫洞介質(zhì)物理模型系統(tǒng)的主體，并按裂縫相似模型驅(qū)替實(shí)驗(yàn)流程圖(圖3)將實(shí)驗(yàn)控制系統(tǒng)和數(shù)據(jù)采集處理系統(tǒng)按照實(shí)驗(yàn)要求連接，進(jìn)行室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)。具體實(shí)驗(yàn)步驟如下：

① 將裂縫相似模型抽真空后飽和模擬油；

② 以2 mL/min注入模擬地層水開展水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，當(dāng)產(chǎn)出液含水率達(dá)到98%時(shí)停止注水；

③ 按泡沫與氣體段塞比1:1，以2 mL/min注入泡沫段塞，再以2 mL/min持續(xù)注入氮?dú)庵潦А?/p>

1.4.2 微觀可視化模型實(shí)驗(yàn)步驟

將微觀可視化模型(圖2)作為縫洞介質(zhì)物理模型系統(tǒng)的主體，并按微觀可視化模型驅(qū)替實(shí)驗(yàn)流程圖(圖4)將實(shí)驗(yàn)控制系統(tǒng)和數(shù)據(jù)采集處理系統(tǒng)按照實(shí)驗(yàn)要求連接，進(jìn)行室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)。具體實(shí)驗(yàn)步驟如下：

① 將微觀可視化模型抽真空后飽和模擬油；

② 以2 mL/min注入模擬地層水開展水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，當(dāng)產(chǎn)出液含水率達(dá)到98%時(shí)停止注水；

③ 按泡沫與氣體段塞比1:1，以2 mL/min注入泡沫段塞，再以2 mL/min持續(xù)注入氮?dú)庵潦А?/p>

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析與討論

2.1 裂縫相似模型

2.1.1 等開度裂縫

通過計(jì)算不同開度裂縫采收率可得采收率隨介質(zhì)累計(jì)注入量的變化關(guān)系，圖5即為不同開度的裂縫相似模型采出程度和注入PV數(shù)的關(guān)系曲線，由圖中可以看出0.2 mm、0.5 mm、1.0 mm.、2.5 mm和5.0 mm開度裂縫最終采收率分別為44.7%、83.7%、80.4%，92.8%和78.4%。同時(shí)從注入泡沫段塞后至注氣完全失效時(shí)的累積注入氣量角度來分析，注入泡沫段塞后各開度裂縫的后續(xù)注入氣量均大于0.6PV，說明泡沫段塞對(duì)注氣起到了良好的氣體緩沖作用，抑制了氣體沿裂縫中部竄進(jìn)。在0.5 mm、1.0 mm.、2.5 mm和5.0 mm開度的裂縫中，注入氣量相差不大，采收率普遍較高；而在0.2 mm的小開度裂縫中，最終注入氣量達(dá)到了2.4 PV，說明在小開度裂縫中泡沫的流動(dòng)受到賈敏效應(yīng)的影響較為嚴(yán)重，后續(xù)氣體的壓縮程度較大，氣體能量過大后容易突破泡沫段塞形成氣體優(yōu)勢(shì)通道，導(dǎo)致最終的采收率較低。

圖5 不同開度裂縫泡沫輔助氣驅(qū)采收率變化曲線Fig. 5 Recovery ratio curves of foam assisted gas drive in different aperture fractures

2.1.2 變開度裂縫

實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)了兩種變開度裂縫，分別是0.2～1.0 mm擴(kuò)徑裂縫和1.0～0.2 mm縮徑裂縫，實(shí)驗(yàn)得到變開度裂縫采出程度和注入PV數(shù)之間的關(guān)系曲線如圖6所示。由圖6可以看出，水驅(qū)后泡沫輔助氣驅(qū)在擴(kuò)徑裂縫中可增油55%，在縮徑裂縫中可增油43%，泡沫輔助氣驅(qū)的增油效果明顯。在注泡沫階段，采出程度曲線出現(xiàn)平臺(tái)段，結(jié)合裂縫內(nèi)平均壓力曲線分析，在注水階段后期由于水流優(yōu)勢(shì)通道的形成，縫內(nèi)壓力迅速下降，注入泡沫后，壓力逐漸上升，說明泡沫對(duì)水流優(yōu)勢(shì)通道起到了封堵作用，并在此階段逐漸堆積、壓縮，使縫內(nèi)壓力逐漸升高，堆積的泡沫段可緩沖后續(xù)注入的氣體，穩(wěn)定氣體界面，控制氣體流度，從而提高氣驅(qū)波及效率。

圖6 累積注入量與采出程度、裂縫平均壓力關(guān)系圖Fig. 6 Relation diagram between cumulative injection and recovery percent or average fracture pressure

2.2 微觀可視化模型

2.2.1 等開度裂縫

如圖7所示，實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)了0.5 mm和2.5 mm兩種等開度可視化微裂縫模型，注入泡沫段塞后(注入量0.5PV)，泡沫前緣與原油接觸的部分，由于泡沫穩(wěn)定性下降從而使得小泡逐漸聚并成為大泡，并逐漸占據(jù)裂縫空間。在0.5 mm的小開度裂縫中(圖7(a))，與原油接觸部分的泡沫消泡后，析出液在裂縫中形成小段塞，隨著泡沫的不斷注入，逐漸形成小段塞內(nèi)部含有小氣泡，各小段塞之間為大氣泡的結(jié)構(gòu)，這種氣液段塞增強(qiáng)了小段塞的氣體緩沖作用，但同時(shí)也降低了泡沫的穩(wěn)定性；在2.5mm的大開度裂縫中(圖7(b))，由于重力分異作用，與原油接觸部分的泡沫中小泡逐漸在裂縫上部聚并，消泡后的析出液在重力作用下聚集于裂縫底部，故無法形成有效的泡沫段塞；隨著泡沫的持續(xù)注入，大量的泡沫在裂縫空間中堆積逐漸形成穩(wěn)定的泡沫段塞，穩(wěn)定氣體界面。之后的注氣階段(注氣速率：50 μL/min)，氣體推動(dòng)泡沫段塞穩(wěn)定前進(jìn)，驅(qū)替出原油，但最終氣體都會(huì)突破泡沫段塞，形成氣體流動(dòng)優(yōu)勢(shì)通道，突破后的裂縫壁面會(huì)有大量的殘余泡沫，使得泡沫可以波及到裂縫中的油膜，泡沫液中的表面活性劑吸附于壁面有利于驅(qū)動(dòng)油膜及拐角處的殘余油。

2.2.2 變開度裂縫

如圖8所示，實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)了0.5～2.5 mm的擴(kuò)徑裂縫和2.5～0.5 mm的縮徑裂縫，注入泡沫段塞后(注入量0.5 PV)，泡沫前緣遇到原油消泡，小泡逐漸聚并為大氣泡。在0.5～2.5 mm的擴(kuò)徑裂縫中(圖8(a))，隨著泡沫的注入，泡沫段塞在氣體的推動(dòng)下逐漸前移，但由于裂縫開度的擴(kuò)大，泡沫段塞長(zhǎng)度逐漸變小，在裂縫后段泡沫與原油的接觸面積增大，泡沫穩(wěn)定性下降，由于重力分異作用小氣泡在裂縫上方堆積并逐漸聚并，析出液則位于裂縫底部，泡沫對(duì)于氣體的緩沖作用下降。在2.5～0.5 mm的縮徑裂縫中(圖2(b))，現(xiàn)象恰恰相反，裂縫入口端在重力分異的作用下，泡沫聚集于裂縫上部，析出液位于下部，隨著泡沫的注入，形成的泡沫有效段塞長(zhǎng)度逐漸增加，泡沫與原油的接觸面積逐漸減小，泡沫穩(wěn)定性增強(qiáng)，大氣泡不斷推動(dòng)入口處的原油前移，逐漸形成一個(gè)一個(gè)的氣液段塞并不斷前移，增強(qiáng)了泡沫對(duì)于氣體的緩沖作用。

圖8 泡沫和氣體在變開度裂縫中運(yùn)移過程Fig. 8 Migration process of foam and gas in variable-aperture fracture

2.2.3 泡沫驅(qū)替前緣特征

在微觀可視化模型驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中，共出現(xiàn)4類典型的泡沫前緣形態(tài)(圖9)，分別是微尺度泡沫伴隨堆積型、小尺度泡沫堆積型、中尺度泡沫輕微變形型、大尺度泡沫嚴(yán)重變形型。

微尺度泡沫伴隨堆積型(圖9(a))主要特征是尺寸極小的泡沫在尺寸較大的泡沫附近堆積，在驅(qū)替力作用下運(yùn)移并與油相接觸。這兩種泡沫的尺寸分別是微米級(jí)和毫米級(jí)，由于曲率半徑的差異，在毛管力和滲透壓的作用下，微米級(jí)泡沫逐漸被毫米級(jí)泡沫聚并；同時(shí)，由于在泡沫前緣位置含油飽和度較高，液膜中的表面活性劑分子向油相移動(dòng)，導(dǎo)致微米級(jí)泡沫體中的液膜中“親油-親水”分子不斷流失，無法繼續(xù)維持低界面張力，促使泡沫消泡。但是，泡沫的聚并和消泡并非瞬間完成，這種類型泡沫前緣屬于初始狀態(tài)，在4類泡沫前緣中穩(wěn)定性最好、比表面積最大、表面能最低。

小尺度泡沫堆積型(圖9(b))主要特征是直徑小于裂縫開度的泡沫在與油相接觸位置堆積形成泡沫墻。由于單個(gè)泡沫直徑小于裂縫開度(0.5 mm)，泡沫未被壁面壓縮，若干個(gè)泡沫能夠以“圓球型”形態(tài)堆積，形成泡沫前緣，在驅(qū)替力作用下運(yùn)移。這種類型泡沫前緣穩(wěn)定性一般，在運(yùn)移的過程中由于油相對(duì)液膜的破壞作用，若干個(gè)泡沫逐漸聚并形成單泡。在4類典型泡沫前緣形態(tài)中，小尺度泡沫堆積型屬于過渡態(tài)。

中尺度泡沫輕微變形型(圖9(c))主要特征是直徑略大于裂縫開度的泡沫與油相直接接觸，形成泡沫前緣。由于泡沫直徑略大于裂縫開度，在裂縫中單個(gè)泡沫被輕微壓縮，壓縮后成“橢球型”占據(jù)前緣空間。泡沫變形后形成4個(gè)彎曲界面，分別是與上壁面接觸的界面、與下壁面接觸的界面、驅(qū)替相中界面、油相中界面，這些彎曲界面曲率半徑不同，附加壓力不同。在受力不均的情況下，中尺度泡沫容易消泡和聚并，導(dǎo)致這種泡沫前緣類型穩(wěn)定性較差，通常由小尺度泡沫堆積型前緣經(jīng)過一段時(shí)間運(yùn)移后演變而來。

大尺度泡沫嚴(yán)重變形型(圖9(d))主要特征是直徑遠(yuǎn)大于裂縫開度的泡沫與油相直接接觸，形成泡沫前緣。由于泡沫直徑遠(yuǎn)大于裂縫開度，在裂縫中單個(gè)泡沫被嚴(yán)重壓縮變形，壓縮后以“單一扁平橢球型”形式占據(jù)整個(gè)前緣空間。泡沫前緣基本以連續(xù)相的形式存在，液膜數(shù)量較少，通常是中尺度泡沫堆積型前緣經(jīng)過一段時(shí)間運(yùn)移后，消泡、聚并的結(jié)果。由于液膜數(shù)量少，液膜變形產(chǎn)生的“賈敏效應(yīng)”基本消失。

圖9 泡沫在裂縫中的前緣形態(tài)Fig. 9 The displacement front of foam in fracture

在親油性的裂縫中，泡沫在驅(qū)替油的過程中易形成凸液面，后續(xù)的氣體分子流動(dòng)方向由平行于裂縫的方向變?yōu)橄蛲挂好嬷胁苛鲃?dòng)(圖10(a))，凸液面中間的流速較快，兩側(cè)較慢(圖10(b))，隨著時(shí)間的推移，氣液界面在前進(jìn)的過程中界面凸起越來越明顯，加劇彎曲液面附加壓力不平衡，氣相逐漸突破氣液界面的趨勢(shì)更明顯(圖10(c))。劉中春等用水潤(rùn)濕微管研究微尺度流動(dòng)界面現(xiàn)象[18]，發(fā)現(xiàn)在微管內(nèi)流動(dòng)時(shí)氣液界面上的“氣-液-固”接觸點(diǎn)同氣液界面一起向前運(yùn)移，前沿液相分子一旦與壁面接觸后就靜止在壁面上，可動(dòng)層后續(xù)分子繼續(xù)向前運(yùn)移直至與壁面接觸，氣液界面的流動(dòng)不符合Poiseuille速度分布。在本研究中，從現(xiàn)象上觀察，氣液界面軸線處泡沫流體運(yùn)移速度略大于壁面，基本符合Poiseuille速度分布，這主要因?yàn)槲⒂^可視化模型壁面為油潤(rùn)濕，泡沫在油相中流動(dòng)時(shí)壁面處非油相的黏滯力相對(duì)較大，在裂縫中的層流條件下，越遠(yuǎn)離壁面靠近軸線的地方流體受到的黏滯力越小，流速越快，使氣液界面速度剖面呈現(xiàn)出拋物線型。

圖10 前緣界面流動(dòng)示意圖Fig. 10 The flow graph of displacement front

2.2.4 泡沫在裂縫運(yùn)移過程中的毛細(xì)管力

根據(jù)毛細(xì)管力計(jì)算公式：

和任意曲面的附加壓力公式

可推得變徑裂縫中的毛細(xì)管力計(jì)算公式：

其中，Pc為毛細(xì)管力，δ為泡沫與裂縫壁面間的界面張力，R為泡沫與油界面上的曲率半徑，θ為潤(rùn)濕角，ω為裂縫半徑。

如圖11所示的，在變徑裂縫中θ1小于θ2，ω1小于ω2，故實(shí)際的Pc1大于Pc2，即開度較小處的毛細(xì)管阻力大于開度較大處的毛細(xì)管阻力。說明在小開度裂縫中的毛細(xì)管阻力更大，泡沫在小開度裂縫中的壓縮程度更高，更容易出現(xiàn)氣體突破泡沫段塞的現(xiàn)象。在變開度裂縫中，縮徑裂縫由于前段裂縫開度大后段裂縫開度小，毛細(xì)管阻力由小變大，不易形成有效段塞；擴(kuò)徑裂縫由于前段裂縫開度小后段裂縫開度大，毛細(xì)管阻力逐漸由大變小，更容易形成有效段塞，驅(qū)油效果更好。

圖11 變徑裂縫中的毛細(xì)管力Fig. 11 The capillary force in variable-aperture fracture

3 結(jié)論

1)在裂縫中泡沫前緣不斷消泡聚并，按照：“微尺度泡沫伴隨堆積型、小尺度泡沫堆積型、中尺度泡沫輕微變形型、大尺度泡沫嚴(yán)重變形型”4種形態(tài)依次演變，穩(wěn)定性逐漸減弱。

2)在親油性裂縫中，泡沫前緣氣液界面的流動(dòng)基本符合Poiseuille速度分布，中間軸線處流速較快，兩側(cè)越靠近壁面處流速越慢，隨著前緣的逐漸推進(jìn)，彎曲液面附加壓力不平衡逐漸加劇，氣相逐漸突破氣液界面的趨勢(shì)更明顯。

3)在小開度裂縫中泡沫輔助氣驅(qū)容易形成氣液段塞，泡沫的賈敏效應(yīng)較為嚴(yán)重，裂縫中氣體壓縮程度較高，氣體容易突破泡沫段塞形成氣體優(yōu)勢(shì)通道，驅(qū)油效果不佳；在大開度裂縫中由于重力作用消泡后易出現(xiàn)氣液分離現(xiàn)象，但隨著泡沫逐漸堆積形成泡沫段塞，穩(wěn)定了氣體界面，后續(xù)呈活塞式驅(qū)替，驅(qū)油效果較好。

4)在變開度裂縫中，泡沫堆積形成泡沫段塞的有效長(zhǎng)度隨裂縫直徑的變化而變化，有效長(zhǎng)度越長(zhǎng)，泡沫段塞穩(wěn)定性越強(qiáng)，驅(qū)油效果越好。在縫洞型碳酸鹽巖油藏的裂縫中，泡沫輔助氣驅(qū)可以有效提高氣體波及效率及原油采收率。