稠油油藏CO2與化學劑協(xié)同強化蒸汽驅機制

倫增珉 王海濤 張超 李賓飛 劉雅莉 李兆敏

摘要：為解決單一注蒸汽開發(fā)技術難以突破在稠油深部的攜熱運移問題，提出加入CO2與化學劑協(xié)同輔助注蒸汽開發(fā)技術。該技術不僅可降低蒸汽無效散熱，還能擴大蒸汽攜熱運移距離。同時，以CO2輔助蒸汽熱采并用于稠油開發(fā)的方式可有效捕獲和封存CO2，有助于控制溫室氣體排放。結果表明：CO2與化學劑注入后能夠吸附在蒸汽冷凝介質表面形成隔熱膜，阻礙蒸汽與傳熱介質間的熱交換，“緩釋”蒸汽熱量，增加蒸汽攜熱運移距離，從而起到動用深部地層原油的目的；CO2與化學劑協(xié)同作用下，蒸汽熱損降低了5.48%，采收率提高了14.5%；研究結果可為氣體與化學劑輔助蒸汽驅開發(fā)方式的優(yōu)化提供理論指導。

關鍵詞：蒸汽驅； 稠油； 二氧化碳； 化學劑； 深部攜熱

中圖分類號：TE 355 文獻標志碼：A

引用格式：倫增珉，王海濤，張超，等.稠油油藏CO2與化學劑協(xié)同強化蒸汽驅機制［J］.中國石油大學學報（自然科學版），2023，47（6）：72-79.

LUN Zengmin， WANG Haitao， ZHANG Chao， et al. Mechanisms of synergistic enhancement of steam flooding by CO2 and chemical agents in heavy oil reservoirs［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2023，47（6）：72-79.

Mechanisms of synergistic enhancement of steam flooding by

CO2 and chemical agents in heavy oil reservoirs

LUN Zengmin1， WANG Haitao1， ZHANG Chao2，3， LI Binfei2，3， LIU Yali2，3， LI Zhaomin2，3

（1.SINOPEC Petroleum Exploration & Production Research Institute， Beijing 100083， China;

2.Key Laboratory of Unconventional Oil & Gas Development （China University of Petroleum （East China）），

Ministry of Education， Qingdao 266580， China;

3.School of Petroleum Engineering in China University of Petroleum（East China）， Qingdao 266580， China）

Abstract： In order to solve the problem that steam injection alone is difficult for heat transport into the deep layers of heavy oil reservoir， a steam injection technique assisted by adding carbon dioxide （CO2） and chemical agents was proposed and investigated in this study. This technique can not only reduce the ineffective heat dissipation of steam， but also can expand the heat transport distance of steam. At the same time， CO2 can be effectively captured and sequestered in the heavy oil reservoir， which is beneficial for greenhouse gas emission reduction. The results show that CO2 and chemical agents can adsorb on the surface of steam condensing medium to form a heat insulation film， which can hinder the heat exchange between steam and heat transfer medium， slow down the heat release process， increase the heat transport distance of the steam， and thus mobilize the heavy oil from the deep formation. The experimental results show that the steam heat loss can be reduced by 5.48% with oil recovery rate increased by 14.5% under the synergistic effect of CO2 and chemical agents. The results can provide theoretical guidance for the optimization of the gas and chemical-assisted steam flooding technique.

Keywords： steam flooding; heavy oil; carbon dioxide; chemical agent; deep heat transfer

稠油資源的開發(fā)和利用在石油工業(yè)中具有重要的地位，但稠油在其開采過程中具有很大的困難。在開采過程中，深部油藏稠油的高黏度和高密度為開采帶來了很大的困難［1-2］。蒸汽驅作為一種熱采形式，在稠油油藏生產中被廣泛應用。然而對于埋藏深、黏度大、地層壓力高的深層稠油油藏，常規(guī)蒸汽驅注汽困難［3］。且在蒸汽驅中后期，易發(fā)生蒸汽超覆和竄流等現(xiàn)象，導致油層吸氣剖面不均勻、注入的蒸汽無效循環(huán)［4-6］。面對以上問題，提出了CO2及化學劑協(xié)同輔助蒸汽熱采技術［7］。該技術的基本原理是通過CO2發(fā)揮溶解降黏、膨脹原油、補充地層能量、攜帶熱蒸汽等作用，并結合化學劑進一步降低稠油黏度，增強其流動性［8-11］。在注氣輔助稠油蒸汽驅的研究中，也包含采用注氮氣、空氣輔助蒸汽驅技術，但是使用CO2更符合能源行業(yè)減碳目標［12］。同時，在高溫影響下CO2熱導率較低，上浮至油藏頂部可形成氣體隔熱層，也可有效減少熱損。另外，當蒸汽前緣隨著溫度降低出現(xiàn)冷凝水時，CO2、化學劑、油、冷凝水混合而成的乳狀液等多相流體可封堵高滲通道，降低流體驅動能量的損耗，最終提高稠油采收率［13］。綜上所述，相較于常規(guī)蒸汽驅，CO2與化學劑輔助蒸汽驅技術的注入性更強，對稠油具有多重降黏作用，更適應深層超稠油的開采。筆者開展純蒸汽冷凝傳熱以及CO2與化學劑協(xié)同輔助蒸汽驅油試驗。以三相相互作用改變蒸汽冷凝傳熱性質的全新研究角度，對比探究不同因素對稠油熱采傳熱過程的影響機制。

1 試 驗

1.1 試驗儀器和材料

試驗所用蒸汽由蒸汽發(fā)生器注水預熱生產，超純水由UPT-I-10T凈水器（四川優(yōu)普超純科技有限公司）生產。超純水的電阻率為18.2 MΩ·cm。試驗所用CO2由青島天源氣體制造有限公司（中國）提供，純度（物質的量分數(shù)）為99.9%。試驗所用化學劑為十二烷基硫酸鈉（SDS），質量分數(shù)設定為0.5%，由Sigma（美國）提供。在CO2與化學劑輔助裝蒸汽驅油試驗中所用模擬油由勝利油田提供，黏溫曲線如圖1所示。

模擬油中飽和分、芳香分、膠質和瀝青質的質量分數(shù)分別為39.40%、32.81 %、22.76%和3.356%，模擬油在50 ℃下的黏度為2100 mPa·s。

在蒸汽滲流傳熱試驗中，所用試驗裝置如圖2所示。該裝置包含蒸汽注入系統(tǒng)、蒸汽傳熱系統(tǒng)、冷凝循環(huán)系統(tǒng)以及采出液分離系統(tǒng)。

蒸汽發(fā)生器為GL-01型，最高溫度為350 ℃；柱塞泵選用美國Teledyne ISCO柱塞泵，最高壓力20 MPa，流速精度為0.1 mL/min；氣體流量計選用SLA5850S型，測量精度為0.01 mL/min；量筒精度為0.1 mL；冷凝室尺寸為140 mm×20 mm×300 mm，由不銹鋼框架制成，正面具有可視窗，背面與冷凝循環(huán)系統(tǒng)相連，提供過冷度。冷凝塊安裝在冷凝室內，結構尺寸如圖3所示。

冷凝塊凝結表面經過打磨、清洗及烘干氧化等處理，側面采用聚四氟乙烯進行絕熱處理，冷凝塊鑲嵌5個K型熱電偶， K型熱電偶的測量精度為0.01 ℃。

利用帶測溫裝置和絕熱層的一維填砂管模型，首先進行純蒸汽熱采時采收率的研究。在此基礎上開展CO2-化學劑協(xié)同提高蒸汽熱采采收率研究。通過對比溫度變化、產油規(guī)律差異等進一步分析并驗證CO2及化學劑協(xié)同影響蒸汽傳熱，進而提高蒸汽驅采收率的機制。

CO2與化學劑輔助蒸汽驅熱采的試驗設備如圖4所示。回壓閥為海安石油科研儀器公司生產，精度為0.1 MPa。燒杯量程為1～100 mL，精度為0.1 mL。

一維填砂管由海安石油科研儀器公司生產，規(guī)格為Ф2.54 cm×60 cm；填砂管上均勻分布5個測溫點，中間3個測溫點分別位于距離入口5、30 和55 cm的位置處；為減小填砂管散熱，其內壁裝有樹脂隔熱層，填砂管實物如圖5所示。

1.2 試驗方法

1.2.1 CO2-化學劑促進蒸汽滲流傳熱試驗

（1） 檢測冷凝室氣密性，開始冷卻液預循環(huán)和冷凝室預熱，設定蒸汽發(fā)生器溫度為250 ℃，蒸汽注入速度設定為5 mL/min當量水，冷卻液溫度設定為20 ℃，進行純蒸汽冷凝傳熱試驗。

（2）在冷凝塊表面涂抹一層制備好的質量分數(shù)0.5%的SDS。然后組裝冷凝室并檢測氣密性。從冷凝室上端入口以10 mL/min（常溫常壓下）速度注入CO2與蒸汽，進行CO2與化學劑協(xié)同促進蒸汽冷凝傳熱試驗。

（3） 試驗過程中觀察冷凝塊表面蒸汽凝結現(xiàn)象，記錄冷凝塊溫度變化，并測量冷凝水析出效率。

（4）當冷凝塊表面溫度達到穩(wěn)定后，認為蒸汽傳熱過程達到穩(wěn)定。改變非凝析氣體注入速度并通過調節(jié)冷卻液溫度改變過冷度［14］，重復試驗步驟（2）～（3）。

1.2.2 CO2-化學劑輔助蒸汽熱采提高稠油采收率試驗

（1）采用0.0125和 0.0178 cm的石英砂混合填充填砂管，檢查填砂管氣密性。抽真空4 h，并以1 mL/min的速度飽和水測量填砂管水測滲透率。

（2）將飽和水后的填砂管置于恒溫箱中，設置溫度80 ℃，以0.5 mL/min的速度飽和油，直至填砂管出口端產出油，飽和油過程完成后進行純蒸汽驅油及CO2與化學劑輔助蒸汽驅油試驗。

（3）將蒸汽發(fā)生器溫度設置為250 ℃，首先在填砂管中注入1VP（VP為孔隙體積）化學劑段塞，再以1.5 mL/min當量水注入蒸汽，以10 mL/min（常溫常壓下）注入CO2，記錄驅油過程中填砂管上各測溫點的溫度變化，同時監(jiān)測產油產氣數(shù)據(jù)。

（4）當產出液中含水率超過98 %且填砂管上溫度達到穩(wěn)定后，停止試驗。改變蒸汽、CO2注入速度及化學劑用量、注入方式等參數(shù)，重復步驟（1）～（3）。

2 試驗結果分析

2.1 蒸汽滲流傳熱試驗

2.1.1 CO2及化學劑影響蒸汽傳熱機制

在純蒸汽注入狀態(tài)下，分別研究蒸汽注入速度、注入溫度以及過冷度對冷凝塊表面溫度的影響，如圖6所示。

如圖6（a）所示，以250 ℃的蒸汽注入，隨著蒸汽注入速度的升高，蒸汽傳熱最終穩(wěn)定溫度逐漸攀升，但整體傳熱規(guī)律保持一致線性增長。隨著過冷度增加，熱蒸汽與冷凝塊間的傳導熱及對流換熱過程增強，促進冷凝換熱。最終，當過冷度為60 ℃、蒸汽注入速度為20 mL/min時的蒸汽穩(wěn)定溫度最高，為87.81 ℃。

由圖6（b）可以看出，蒸汽注入速度為20 mL/min時蒸汽注入溫度對最終蒸汽穩(wěn)定傳熱后的溫度影響較大。純蒸汽注入過程中熱損較大，高達64.9%。因此需要考慮通過添加非凝析氣體或化學劑降低蒸汽熱損，提高蒸汽熱利用率［15-18］。

將CO2與熱蒸汽混合，在過冷度60 ℃、蒸汽注入溫度250 ℃條件下，以10 mL/min的速度注入冷凝室，通過測量帶有化學劑涂層的冷凝塊上的溫度分布驗證CO2及化學劑對蒸汽無效熱損的抑制作用，結果如圖7所示。

通過對比圖7與圖6（a）可以看出，同樣的蒸汽注入溫度（250 ℃）、注入速度（10 mL/min）、過冷度（60 ℃）下，當純蒸汽注入時，冷凝塊表面蒸汽傳熱穩(wěn)定溫度平均為87.81 ℃。而當加入CO2以及化學劑涂層（SDS）后，蒸汽最終穩(wěn)定溫度在測溫點1處升高至101.5 ℃，蒸汽熱損從純蒸汽注入時期的64.9 %降低至59.4 %。在實際開發(fā)環(huán)境中，冷凝塊所模擬的巖石骨架會在溫差驅動下增加注入蒸汽的無效散熱，使蒸汽熱量大量流失在近井地帶，而無法驅動遠端稠油。試驗結果證明，通過加入CO2及化學劑可有效降低蒸汽在冷凝塊表面的熱損失。

2.1.2 CO2與化學劑對蒸汽冷凝形式的影響

當蒸汽與冷凝塊表面接觸時呈現(xiàn)兩種不同的凝結方式。如果凝結液能夠很好地潤濕壁面，在壁面上鋪展成膜，這種凝結形式稱為膜狀凝結，此時凝結放出的相變潛熱必須穿過液膜才能傳遞到冷卻壁面上，因此液膜構成了換熱的主要熱阻［19-20］。當凝結液不能很好地潤濕壁面而是在上面形成一個個小液珠時稱為珠狀凝結，受重力作用，液珠長大到一定尺寸后沿壁面滾下，清掃了沿途的液珠，使壁面裸露進而重復液珠的形成和成長過程，在此形式下，由于接觸面積增加，會加劇蒸汽與凝結表面的換熱［21］。

純蒸汽注入過程中冷凝塊表面的凝結現(xiàn)象如圖8所示。可以看出，純蒸汽注入下在冷凝塊表面呈現(xiàn)明顯的珠狀凝結，且冷凝水珠快速形成、頻繁脫落，冷凝周期較短。

加入CO2及化學劑后的冷凝塊表面注蒸汽凝結現(xiàn)象如圖9所示。可以看出，在加入CO2及化學劑后，冷凝塊表面的蒸汽凝結現(xiàn)象為膜狀凝結，此時冷凝水滴形成、脫落較慢，冷凝周期明顯長于純蒸汽時，達到3.2 min。

在對比有、無CO2及化學劑條件下的蒸汽冷凝傳熱試驗結果發(fā)現(xiàn)，CO2及化學劑會在蒸汽與冷凝塊中產生一層“阻膜”，使蒸汽與冷凝塊的接觸量降低，熱傳遞減少。該“阻膜”的形成一方面是由于涂抹的SDS涂層，另一方面是由于加入CO2后在流動過程中氣體分子和蒸汽分子都向著冷凝塊表面運動。蒸汽分子由于冷凝后聚集下落而在冷凝塊表面減少，但氣體分子不會凝結而聚集在冷凝塊表面上，而是在冷凝塊表面形成一層相對高濃度的氣體富集層，該富集層就是氣膜［22-24］。

2.2 強化蒸汽熱采提高稠油采收率試驗

2.2.1 填砂管溫度壓力分布特征

在純蒸汽驅油及CO2-化學劑輔助蒸汽驅油過程中，根據(jù)溫度探針測量結果描述蒸汽溫度傳遞結果，如圖10所示。

保持試驗環(huán)境溫度為65 ℃，蒸汽注入溫度250 ℃。在純蒸汽注入階段，溫度探針最高溫度為179.3 ℃，而加入CO2及化學劑后，最高溫度提升至192.3 ℃。且加入CO2與化學劑后，測溫點3、4、5的溫度都有明顯提升，充分說明蒸汽的熱傳遞距離得到了提升，實現(xiàn)了蒸汽與填砂管深部位置的熱交換。從升溫時間上看，對比測溫點3的溫度提高時間，當純蒸汽注入時，在約150 min后測溫點3的溫度才開始攀升，而加入CO2與化學劑后，從98 min測溫點3的溫度開始增加，這說明在CO2的攜帶作用下蒸汽傳輸速度增加，且蒸汽在注入端的熱損減少，更多的蒸汽熱量用于稠油降黏。

化學劑用量對蒸汽熱傳遞的影響如圖11所示。化學劑注入量對蒸汽在模型內的熱量傳遞影響較大：一方面，由于化學劑注入溫度較蒸汽低，注入量越大，導致的降溫過程就越長；另一方面，化學劑的注入能夠有效封堵大孔道，避免蒸汽的竄流與過度散熱。當化學劑注入量為0.1VP與0.2VP時，雖然化學劑注入后的升溫過程略有不同，但溫度探針最終穩(wěn)定溫度變化不大。當化學劑注入量增加至0.3VP時，溫探1的最終穩(wěn)定溫度有較大提升，說明此時注入的化學劑起到了封堵蒸汽高滲通道的作用，使得較多的蒸汽熱量滯留在注入端，蒸汽傳熱效果增強。

純蒸汽驅替及CO2-化學劑輔助蒸汽驅替過程中填砂管壓力的變化如圖12所示。

由圖12可以看出：當純蒸汽注入時，初期壓力上升，壓力最高達2.418 MPa；當驅替試驗進行到210 min時，稠油開始被驅出，同時氣竄通道出現(xiàn)，壓力急速下降。而對比加入CO2及化學劑后，注入的化學劑段塞與氣體和蒸汽前緣的冷凝水混合后，受滲流作用能夠形成油水乳狀液或泡沫，有效封堵了蒸汽竄流形成的高滲透率大孔道，因此壓力最高達2.539 MPa，且壓力曲線在約295 min時才開始下降，對比純蒸汽注入時期下降較緩。

2.2.2 產液特征

不同驅替方式下的產油速度如圖13所示。從圖13中可以看出：蒸汽驅油時原油產出較為平穩(wěn)；加入二氧化碳與化學劑后驅油速度持續(xù)提高，最高驅油速度從2.5 mL/min增加至3.0 mL/min；加入化學劑后，雖然產油速度有一定提升，但后期產油速度較低，且當氣竄發(fā)生后產油速度波動較大。

純蒸汽驅油與CO2及化學劑輔助蒸汽驅油的采出程度如圖14所示。

觀察圖14采收率曲線可知，當進行純蒸汽吞吐時最終采收率為17.6%，注入CO2的最終采收率為32.1 %。對比純蒸汽，注入化學劑及CO2后最終采收率增長了14.5 %。在蒸汽驅過程中注入化學劑和CO2都有能夠提高采收率的因素，CO2在原油中的溶解度較高，原油溶解CO2后黏度的降幅大［25-26］；其次，CO2的注入會降低油水界面的張力，使原油和水在流度方面非常相近，因而油水流度比得到改善；同時隨著CO2溶解量的上升，原油體積膨脹起到溶解氣驅的作用，從而提高原油采收率。

3 結 論

（1）純蒸汽的冷凝模式接近于珠狀凝結，在加入CO2與化學劑后變?yōu)槟钅Y。CO2會在蒸汽與冷凝塊凝結表面中產生一層氣膜，使蒸汽與冷凝塊的接觸量降低。于是蒸汽冷凝周期變長，冷凝效率下降。

（2）在CO2與化學劑輔助蒸汽滲流傳熱過程中，隨著CO2注入流量增大，CO2攜帶蒸汽，能夠更快地將更多熱量攜帶至模型深部，所以模型深部溫度對比純蒸汽注入時期從179.3 ℃升高至192.3 ℃。

（3）與純蒸汽驅相比，CO2與化學劑輔助蒸汽驅將采收率提高了14.5 %。CO2的加入可以起到稠油降黏、擴大蒸汽熱波及范圍、膨脹原油、增能助排等作用。化學劑可與氣體、蒸汽前緣冷凝水混合后形成乳狀液及泡沫，封堵高滲大孔道，避免蒸汽氣竄，使更多的蒸汽傳遞至油藏深部。

參考文獻：

［1］ 郝宏達，侯吉瑞，黃捍東，等.冀東淺層稠油油藏CO2/N2復合氣體吞吐提高采收率的可行性［J］.油田化學，2020，37（1）：80-85.

HAO Hongda， HOU Jirui， HUANG Handong， et al. Feasibilty of gas-EOR using CO2/N2 mixture for a shallow-buried heavy oil reservoir in Jidong Oilfield［J］. Oilfield Chemistry， 2020，37（1）：80-85.

［2］ 孔凡群.低滲透油藏CO2非混相驅氣竄影響因素試驗［J］.中國石油大學學報（自然科學版），2021，45（3）：97-103.

KONG Fanqun. Experimental study on gas channeling during CO2 immiscible flooding for low-permeability oil reservoirs［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2021，45（3）：97-103.

［3］ 林日億，郭彬，李軒宇，等.過熱蒸汽SAGD循環(huán)預熱模擬及方案優(yōu)化［J］.中國石油大學學報（自然科學版），2021，45（3）：118-126.

LIN Riyi， GUO Bin， LI Xuanyu， et al. Simulation and scheme optimization of using superheated steam for circulating preheating in SAGD［J］. Journal of China University of Petroleum （Edition of Natural Science）， 2021，45（3）：118-126.

［4］ 吳文煒.新疆淺層稠油多元熱流體開采研究［D］.北京：中國石油大學（北京），2019.

WU Wenwei. Study on the exploitation of multivariate thermal fluids for shallow heavy oil reservoir in Xinjiang Oilfield［D］. Beijing：China University of Petroleum（Beijing）， 2019.

［5］LIU Yali， ZHANG Chao， LI Songyan， et al. Study of steam heat transfer enhanced by CO2 and chemical agents： in heavy oil production［J］. Petroleum Science， 2022，20（2）：1030-1043.

［6］ 章敬，郎建軍，謝壽昌，等.超稠油油藏地表竄汽原因分析［J］.新疆石油地質，2012，33（5）：607-609.

ZHANG Jing， LANG Jianjun， XIE Shouchang， et al. The reason analysis for surface steam breakthrough in super heavy oil reservoir［J］. Xinjiang Petroleum Geology， 2012，33（5）：607-609.

［7］ ZHANG Chao， XI Linghui， WU Pingkeng， et al. A novel system for reducing CO2-crude oil minimum miscibility pressure with CO2-soluble surfactants［J］. Fuel， 2020，281：118690.

［8］ YANG Yang， LI Songyan， ZHANG Kaiqiang， et al. Synergy of hydrophilic nanoparticle and nonionic surfactant on stabilization of carbon dioxide-in-brine foams at elevated temperatures and extreme salinities［J］. Fuel， 2021，288：119624.

［9］ 王曉燕，章?lián)P，張杰，等.稠油油藏注CO2吞吐提高采收率機制［J］.中國石油大學學報（自然科學版），2021，45（6）：102-111.

WANG Xiaoyan， ZHANG Yang， ZHANG Jie， et al. EOR mechanisms of CO2 huff and puff process for heavy oil recovery［J］. Journal of China University of Petroleum （Edition of Natural Science）， 2021，45（6）：102-111.

［10］ ZHANG Chao， LIU Yali， GU Zihan. Chemicals-CO2 mechanisms of inhibiting steam heat transfer and enhancing oil film strip： steam flow through the wall-adhering oil film surface in porous medium［J］. Fuel， 2023，356：1-18.

［11］ 孟祥海，劉同敬，李彥閱，等.基于自示蹤的聚驅油藏竄流通道量化模型及應用［J］.中國海上油氣，2022，34（5）：108-116.

MENG Xianghai， LIU Tongjing， LI Yanyue， et al. Modeling and application of channeling path quantification during polymer flooding process based on self-tracingmethod［J］. China Offshore Oil and Gas， 2022，34（5）：108-116.

［12］ 王延永，王曉光，張亮，等.超稠油注空氣輔助蒸汽吞吐開發(fā)氧化結焦機制及其對生產效果的影響［J］.中國石油大學學報（自然科學版），2022，46（3）：113-121.

WANG Yanyong， WANG Xiaoguang， ZHANG Liang， et al. Coke formation during air injection assisted cyclic steam stimulation process of ultra heavy oil and its effect on recovery performance［J］. Journal of China University of Petroleum （Edition of Natural Science）， 2022，46（3）：113-121.

［13］ 劉靜，夏軍勇，劉璽，等.低頻波激勵下泡沫強化起泡特征［J］.中國石油大學學報（自然科學版），2021，45（5）：113-120.

LIU Jing， XIA Junyong， LIU Xi， et al. Enhanced foam generation using low frequency vibration waves［J］. Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2021，45（5）：113-120.

［14］ 王壯壯.煙道氣輔助SAGD開發(fā)中蒸汽傳熱規(guī)律研究［D］.青島：中國石油大學（華東），2019.

WANG Zhuangzhuang. Study of steam heat transfer law in development offlue gas assisted SAGD［D］.Qingdao：China University of Petroleum （East China）， 2019.

［15］ DU Qingjun， LIU Hao， WU Guanghuan， et al. Application of flue-gas foam in thermal-chemical flooding for medium-depth heavy oil reservoirs［J］. Energy Science & Engineering， 2019，7（2）：2936-2949.

［16］ LIU Yali， ZHANG Chao， WEN Quan， et al. Heat-resistant CO2 foam for promoting carbon capture and enhanced oil recovery［J］. Frontiers in Energy Research， 2022，7：1-10.

［17］ 任韶然，杜翔睿，孫志雄，等.油田驅油用CO2泡沫劑體系研究進展［J］.中國石油大學學報（自然科學版），2022，46（4）：102-108.

REN Shaoran， DU Xiangrui， SUN Zhixiong， et al. State of the art in research on CO2 foam agents for oilfield applications［J］. Journal of China University of Petroleum （Edition of Natural Science）， 2022，46（4）：102-108.

［18］ ZHANG Chao， WU Pingkeng， LI Zhaomin， et al. Ethanol enhanced anionic surfactant solubility in CO2 and CO2 foam stability： MD simulation and experimental investigations［J］. Fuel， 2020，267：117-162.

［19］ LI Songyan， WANG Zhoujie， HAN Rui， et al. Experimental study on the cyclic steam stimulation assisted by flue gas under shallow heavy-oil reservoir conditions： optimization of the steam-flue gas ratio［J］. Frontiers in Energy Research， 2020，8（4）：299-370.

［20］ 陳廣衛(wèi)，王慶濤，王新偉，等.稠油油藏單水平井SAGD技術適用性分析及注采方案優(yōu)化［J］.中國石油大學學報（自然科學版），2021，45（6）：136-143.

CHEN Guangwei， WANG Qingtao， WANG Xinwei， et al. Applicability analysis for single horizontal well SAGD in heavy oil reservoir and optimization of injection-production scheme［J］. Journal of China University of Petroleum （Edition of Natural Science）， 2021，45（6）：136-143.

［21］ 朱冬生，孫荷靜.蒸汽滴狀冷凝傳熱機理和實現(xiàn)方法的研究進展［J］.流體機械，2009，37（10）：5-6.

ZHU Dongsheng， SUN Hejing. Research progress and problems of heat transfer of dropwise condensation［J］. Fluid Machinery， 2009，37（10）：5-6.

［22］ LI Songyan， LIN Wang， SU Lina， et al. Carbon dioxide diffusions in methane-dissolved pore fluids： implications for geological carbon storage and utilization in tight formations［J］. Chemical Engineering Journal， 2022，429：132-147.

［23］ 孔慶盼，紀獻兵，周儒鴻，等.親-疏水兩層結構表面強化蒸汽冷凝傳熱［J］. 浙江大學學報（工學版）， 2020，54（5）：1022-1028.

KONG Qingpan， JI Xianbing， ZHOU Ruhong， et al. Enhancement of steam condensation heat transfer onhydrophilic-hydrophobic two-layer structure surface［J］. Journal of Zhejiang University（Engineering Science），2020，54（5）：1022-1028.

［24］ 唐桂華，胡浩威，牛東，等.蒸汽珠狀冷凝傳熱的研究進展［J］.科學通報，2020，65（17）：1653-1676.

TANG Guihua， HU Haowei， NIU Dong， et al. Advances in vapor dropwisecondensation heat transfer［J］. Chinese Science Bulletin， 2020，65（17）：1653-1676.

［25］ LI Songyan， WANG Qun， ZHANG Kaiqiang， et al. Monitoring of CO2 and CO2 oil-based foam flooding processes in fractured low-permeability cores using nuclear magnetic resonance （NMR）［J］. Fuel， 2020，263（5）：116-148.

［26］ 李兆敏，徐亞杰，鹿騰，等.非凝析氣體強化蒸汽深部換熱機理研究［J］.特種油氣藏，2020，27（4）：113-117.

LI Zhaomin， XU Yajie， LU Teng， et al. Heat transfer enhancing mechanism of deep steam with non-condensate gas［J］. Special Oil & Gas Reservoirs， 2020，27（4）：113-117.