一种薄层稠油油藏泡沫油辅助甲烷吞吐的实验方法

摘要

一种薄层稠油油藏泡沫油辅助甲烷吞吐的实验方法，包括步骤如下：在所述填砂腔的石英砂层注入地层原油、稠油降压冷采阶段、泡沫油辅助甲烷吞吐注入阶段、焖井阶段、生产阶段以及多轮次吞吐阶段。注入阶段，首先注入能够形成泡沫油的油溶性表面活性剂溶液，之后注入甲烷气体，增加地层压力，扩大表面活性剂溶液与原油接触面积。多轮次吞吐阶段，根据剩余油分布改变注入位置，扩大注入表面活性剂和甲烷与原油的接触面积。本发明克服常规甲烷吞吐生产阶段地层压力迅速降低，原油粘度重新升高的不足以及热力方法开发薄层稠油油藏热损失严重、投资成本高的问题，对于薄层稠油油藏开发具有较大的应用前景。

说明书

技术领域

本发明涉及一种薄层稠油油藏泡沫油辅助甲烷吞吐的实验方法，属于稠 油油藏开采的技术领域。

背景技术

我国稠油资源十分丰富，目前探明和控制的储量达19亿吨以上，主要分 布在辽河、新疆、胜利、河南等十几个油田。随着常规油气资源勘探程度的 不断提高以及开发难度的日益加大，稠油资源的有效开发越来越受到重视。

我国地下稠油流动性能普遍较差，或根本不具备流动能力，目前通常采 用蒸汽吞吐、蒸汽驱和SAGD等利用热力的方法对稠油进行降粘开采，但对 于薄层稠油油藏，由于热损失严重、投资成本高等原因，上述注热方法应用 受到了极大的限制。因此，注气吞吐技术受到了较为广泛的关注。注气吞吐 过程与蒸汽吞吐过程相似，不同之处在于注入气体(CO₂、天然气、甲烷、丙 烷等轻组分气体)代替蒸汽。注入阶段，具有较强溶解能力的气体注入地层， 迅速填充因原油采出而产生的亏空体积，补充地层压力。焖井阶段，注入气 体通过扩散作用溶于稠油，降低稠油粘度，为生产阶段溶解气驱提供能量。 生产阶段，原油在溶解气驱的作用下从注入井产出。注气吞吐技术为薄层稠 油油藏的开发提供了一种开发方式，但该技术存在以下不足之处：由于甲烷 等气体在原油中的扩散、溶解能力较差，吞吐生产阶段，未溶解的气体以及 析出的溶解气快速从生产井产出，使得地层压力迅速降低，原油粘度重新升 高，无法形成有效的溶解气驱过程，极大地影响了该方法在薄层稠油油藏中 的应用效果。

加拿大和委内瑞拉等地区部分稠油油藏降压冷采过程中产出油呈现连续 的泡沫状态，原油中含有大量稳定小气泡，人们称上述原油为泡沫油。由于 泡沫油现象的存在，该类油藏生产气油比上升速度缓慢，采收率较常规溶解 气驱油藏高出5～25％，采油速度高出10～30倍，有的甚至高达100倍。

泡沫油产生的原因在于溶解气驱过程中，由于稠油粘滞力大于重力，从 原油中逸出的溶解气泡不是直接聚并形成连续的气相，而是以小气泡的形式 分散在原油中所致。因此可知，泡沫油机理对于提高该类特殊稠油油藏采收 率至关重要。

由于上述泡沫油现象的产生只存在于加拿大等地少数几个特殊稠油油藏 中，且上述泡沫油油藏降压冷采过程与注气吞吐生产过程相似，均为溶解气 驱过程，因此，如果能将上述稠油油藏冷采过程中所特有的泡沫油现象引入 常规薄层稠油油藏注气吞吐过程中，将会克服注气吞吐技术的不足，从而具 有较大的应用前景和提高采收率潜力。

发明内容

针对现有技术的问题，本发明提供一种薄层稠油油藏泡沫油辅助甲烷吞 吐的实验方法。本发明将泡沫油增油现象引入常规稠油油藏溶剂吞吐过程中， 用以解决薄层稠油油藏现有的油田采收率不高的问题。

本发明的技术方案如下：

一种薄层稠油油藏泡沫油辅助甲烷吞吐的实验方法，所述实验方法利用 一维可视化填砂模型，包括填充有石英砂层的填砂腔、在所述填砂腔的四周 设置有多个注入/生产口，在填砂腔内的液体沿一维方向流动；所述实验方法 包括步骤如下：

1)在所述填砂腔的石英砂层注入地层原油，使模型压力为所要模拟薄 层稠油油藏地层压力；

2)稠油降压冷采阶段：对填砂腔内的稠油进行降压冷采；

3)泡沫油辅助甲烷吞吐注入阶段：选定一个注入/生产口，先后注入使 所述稠油形成泡沫油的油溶性表面活性剂溶液和甲烷气体；

4)泡沫油辅助甲烷吞吐焖井阶段：使注入甲烷在高压下通过扩散作用 溶解入稠油；起到降低原油粘度，为后续泡沫油形成提供分散气 泡的作用；

5)泡沫油辅助甲烷吞吐生产阶段：打开所述注入/生产口，对所述填砂 腔内的稠油进行降压冷采，析出的溶解气在稠油中形成分散气泡， 产生泡沫油现象。

根据本发明优选的，所述薄层稠油油藏泡沫油辅助甲烷吞吐的实验方法 还包括多轮次泡沫油辅助甲烷吞吐过程，包括：

6)根据填砂腔内剩余稠油的分布，保持或改变油溶性表面活性剂溶液和 甲烷气体注入位置，重复步骤3)～步骤5)，进行多轮次泡沫油辅助甲烷吞 吐生产，最后，计算泡沫油辅助甲烷吞吐最终采收率。

根据本发明优选的，所述一维可视化填砂模型的长度与深度之比大于30， 所述一维可视化填砂模型上部为可视化树脂材料，所述一维可视化填砂模型 的承压大于300psig；所述步骤1)所注入地层原油粘度大于1000mPa·s。

根据本发明优选的，所述步骤2)中，对填砂腔内的稠油进行降压冷采的 方法为：

a.打开所述注入/生产口，通过注入/生产口外接的回压阀调整填砂腔的 降压速度，以1～20psig/min的压降速度对稠油进行降压冷采；在降压过程中 记录时间、产油量、产气量和所述注入/生产口的压力；

b.稠油降压冷采阶段生产时间为20～400分钟，该阶段结束后关闭注入/ 生产口；

c.根据降压过程中记录的降压冷采阶段产油量m_{冷采产出油}以及初始饱和原油 量m_{原始饱和油量}，计算降压冷采采收率R_冷采

根据本发明优选的，所述步骤3)中，具体步骤如下：

首先，注入使所述稠油形成泡沫油的油溶性表面活性剂溶液，注入压力 大于30psig，所述油溶性表面活性剂溶液的浓度＝油溶性表面活性剂质量/地层 原油的质量×100％＝0.01wt％～0.5wt％，当油溶性表面活性剂溶液全部注入时 停止；

其次，观察油溶性表面活性剂溶液在填砂腔中的渗流规律及其前缘与注 入/生产口距离，用于判断不同实验条件下油溶性表面活性剂溶液深入地层， 接触原油的程度；

最后，注入甲烷气体，注入压力大于500psig，使填砂腔内压力大于 250psig。

根据本发明优选的，所述步骤4)的焖井时间为2～4天，其中，记录时间 和填砂腔中部压力，当所述压力随时间改变较小时，焖井阶段结束。

根据本发明优选的，所述步骤5)中，以1～20psig/min的压降速度降低所 述填砂腔内的压力，降压生产时间为20～400分钟，之后，关闭所述注入/生产 口；

降压过程中记录时间、产出液质量m_{产出表+油}、产出液体积V_{产出表+油}、产气量 和注入/生产口的压力；

对产出的稠油进行脱气，得脱气稠油密度ρ_产出油；

已知油溶性表面活性剂溶液的密度ρ_产出表、注入油溶性表面活性剂溶液前 填砂腔的质量m_{注入前模型}、注入油溶性表面活性剂溶液后填砂腔的质量m_{注入后模型}；

计算本实验方法实际的产出油溶性表面活性剂溶液的体积V_产出表、产出油 的体积V_产出油、实际注入油溶性表面活性剂溶液的质量以及填砂腔中剩余油溶 性表面活性剂溶液质量，并计算本实验方法的轮次采收率，公式如下：

V_{产出表+油}＝V_产出表+V_产出油(I)

m_{产出表+油}＝V_产出表×ρ_产出表+V_产出油×ρ_产出油(II)

m_注入表＝m_{注入后模型}-m_{注入前模型}(III)

m_剩余表＝m_注入表-V_产出表×ρ_产出表(IV)；

根据本发明优选的，所述步骤6)中，保持或改变油溶性表面活性剂溶液 和甲烷气体的注入位置，重复步骤3)-步骤5)，进行3～7轮次泡沫油辅助甲 烷吞吐生产，其中最后1～2轮次泡沫油辅助甲烷吞吐生产的压降速度为初始 1～2轮次泡沫油辅助甲烷吞吐生产压降速度的1～5倍；最后，计算泡沫油辅助 甲烷吞吐最终采收率公式如下：

本发明有益效果如下：

1、本发明首先注入能够形成泡沫油的油溶性表面活性剂溶液，之后注入 甲烷气体，一方面起到增加地层压力，降低原油粘度的作用，另一方面可以 推动油溶性表面活性剂溶液深入地层，扩大其与原油接触面积，为生产阶段 的溶解气驱过程提供能量。

2、本发明从稠油中析出的溶解气在油溶性表面活性剂的作用下以小气泡 的形式分散在稠油中形成泡沫油。由于泡沫油现象的产生，稠油粘度大幅降 低，体积迅速膨胀，从而起到有效延缓气体产出速度，降低地层压力下降速 度，大幅提高薄层稠油油藏采收率的目的。

3、本发明根据剩余油饱和度情况，改变注入位置，将油溶性表面活性剂 和甲烷注入剩余油饱和度较高的区域，进行多轮次泡沫油辅助甲烷吞吐过程， 可以大幅提高泡沫油辅助甲烷吞吐开发效果。

4、本发明弥补传统甲烷吞吐方法生产阶段注入甲烷快速产出，难以起到 降粘、增油作用的不足，并克服蒸汽吞吐、蒸汽驱和SAGD等热力方法开发 薄层稠油油藏热损失严重、投资成本高的问题，对于薄层稠油油藏开发具有 较大的应用前景。

附图说明

图1是本发明所述步骤1)～2)的示意图；

图2是本发明所述步骤3)的示意图，是注入油溶性表面活性剂溶液的过 程；

图3是本发明所述步骤3)的示意图，是注入甲烷气体的过程；

图4是本发明所述步骤4)的示意图；

图5是本发明所述步骤5)的示意图；

图6是本发明所述步骤6)的示意图；

在图1-图6中，1、一维可视化填砂模型；2、填砂腔；3、石英砂层；4-1、 位于一维可视化填砂模型端部的注入/生产口；4-2、位于一维可视化填砂模型 中部的注入/生产口；5、降压冷采产出的稠油；6、注入的油溶性表面活性剂 溶液；7、注入的甲烷；8、扩散的油溶性表面活性剂溶液；9、泡沫油辅助甲 烷吞吐产出的泡沫油；10、改变油溶性表面活性剂溶液和甲烷气体的注入位 置，即由注入/生产口4-1变为注入/生产口4-2后，一维可视化填砂模型中产 生的泡沫油。

图7是本发明所述实验方法与常规甲烷吞吐的实验方法采收率的对比图；

图8a-图8d是常规甲烷吞吐实验与本发明实施例一中甲烷第1轮次吞吐 实验结果对比图：

图8a为气油比对比图；图8b为累积产气量对比图；图8c为模型压力对 比图；图8d为采收率对比图；

图9为本发明实例二中第2轮次泡沫油辅助甲烷吞吐后，所述填砂腔端 部注入/生产口4-1附近剩余油分布图。

具体实施方式

下面结合实例和说明书附图对本发明做详细的说明，但不限于此。

实例一、

一种薄层稠油油藏泡沫油辅助甲烷吞吐的实验方法，所述实验方法利用 一维可视化填砂模型1，包括填充有石英砂层的填砂腔2、在所述填砂腔2的 四周设置有多个注入/生产口4-1，在填砂腔2内的液体沿一维方向流动；所述 实验方法包括步骤如下：

1)在所述填砂腔2的石英砂层3注入地层原油，使模型压力为所要模 拟薄层稠油油藏地层压力；从图1所示注入/生产口4-1注入地层 原油，使得填砂模型压力为地层压力430psig；

2)稠油降压冷采阶段：对填砂腔内2的稠油进行降压冷采；如图1所 示；

3)泡沫油辅助甲烷吞吐注入阶段：选定一个注入/生产口4-1，先后注 入使所述稠油形成泡沫油的油溶性表面活性剂溶液6和甲烷气体 7；如图2、图3所示；

4)泡沫油辅助甲烷吞吐焖井阶段：使注入甲烷在高压下通过扩散作用 溶解入稠油；起到降低原油粘度，为后续泡沫油形成提供分散气 泡的作用；如图4所示；

5)泡沫油辅助甲烷吞吐生产阶段：打开所述注入/生产口4-1，对所述 填砂腔2内的稠油进行降压冷采，析出的溶解气在稠油中形成分 散气泡，产生泡沫油现象，如图5所示。

所述薄层稠油油藏泡沫油辅助甲烷吞吐的实验方法还包括多轮次泡沫油 辅助甲烷吞吐过程，包括：

6)根据填砂腔内2剩余稠油的分布，保持或改变油溶性表面活性剂溶液 和甲烷气体注入位置，重复步骤3)～步骤5)，进行多轮次泡沫油辅助甲烷 吞吐生产，最后，计算泡沫油辅助甲烷吞吐最终采收率，如图6所示。

所述一维可视化填砂模型1的长度与深度之比大于30，所述一维可视化 填砂模型1上部为可视化树脂材料，所述一维可视化填砂模型1的承压大于 300psig；所述步骤1)所注入地层原油粘度大于1000mPa·s。本实例中一维 可视化填砂模型长度为1.013m，深度为0.032m，宽度为0.049m，长度与深度 之比为31.65，可以反映薄层油藏特征。模型上部为可视化树脂材料，模型最 大承受压力为500psig。填砂后模型孔隙度、渗透率和原始含油饱和度分别为 35.4％、31.58μm²和84％。所述步骤1)所注入地层原油为脱气原油与甲烷 在22℃和地层压力430psig下复配而成，所用甲烷纯度为99.99％，地层原油 粘度为1080.6mPas。

所述步骤2)中，对填砂腔内2的稠油进行降压冷采的方法为：

a.打开所述注入/生产口4-1，通过注入/生产口4-1外接的回压阀调整填 砂腔2的降压速度，以1～20psig/min的压降速度对稠油进行降压冷采；在降 压过程中记录时间、产油量、产气量和所述注入/生产口4-1的压力；打开注 入/生产口4-1，通过注入/生产口4-1外接的回压阀调整填砂腔的降压速度， 以5psig/min的压降速度对稠油进行降压冷采；在降压过程中记录时间、产油 量m_产出油、产气量和所述注入/生产口的压力；

b.稠油降压冷采阶段生产时间为20～400分钟，该阶段结束后关闭注入/ 生产口4-1；本实例中稠油降压冷采阶段生产时间为180分钟；

c.根据降压过程中记录的降压冷采阶段产油量m_{冷采产出油}以及初始饱和原油 量m_{原始饱和油量}，计算降压冷采采收率R_冷采

本实例中，降压冷采采收率R_冷采为30.8％。

所述步骤3)中，具体步骤如下：

首先，注入使所述稠油形成泡沫油的油溶性表面活性剂溶液，注入压力 大于30psig，所述油溶性表面活性剂溶液的浓度＝油溶性表面活性剂质量/地层 原油的质量×100％＝0.01wt％～0.5wt％，当油溶性表面活性剂溶液全部注入时 停止；本实例中油溶性表面活性剂溶液注入压力为50psig，浓度为0.5wt％；

其次，观察油溶性表面活性剂溶液在填砂腔中的渗流规律及其前缘与注 入/生产口距离，用于判断不同实验条件下油溶性表面活性剂溶液深入地层， 接触原油的程度；本实例中，通过一维可视化模型观察油溶性表面活性剂溶 液前缘距离模型端部注入/生产口4-1距离为45cm，表明以油溶性表面活性剂 溶液已进入油藏深部与稠油充分接触；

最后，注入甲烷气体，注入压力大于500psig，使填砂腔内压力大于 250psig；本实例中，以650psig的注入压力注入甲烷，注气量为4369cm³，所 述填砂腔内压力为361psig。

所述步骤4)的焖井时间为2～4天，其中，记录时间和填砂腔中部压力， 当所述压力随时间改变较小时，焖井阶段结束；本实例中，泡沫油辅助甲烷 吞吐焖井时间为21.43小时，焖井后模型压力278psig。

所述步骤5)中，以1～20psig/min的压降速度降低所述填砂腔内的压力， 降压生产时间为20～400分钟，之后，关闭所述注入/生产口；

降压过程中记录时间、产出液质量m_{产出表+油}、产出液体积V_{产出表+油}、产气量 和注入/生产口的压力；

对产出的稠油进行脱气，得脱气稠油密度ρ_产出油；

已知油溶性表面活性剂溶液的密度ρ_产出表、注入油溶性表面活性剂溶液前 填砂腔的质量m_{注入前模型}、注入油溶性表面活性剂溶液后填砂腔的质量m_{注入后模型}；

计算本实验方法实际的产出油溶性表面活性剂溶液的体积V_产出表、产出油 的体积V_产出油、实际注入油溶性表面活性剂溶液的质量以及填砂腔中剩余油溶 性表面活性剂溶液质量，并计算本实验方法的轮次采收率，公式如下：

V_{产出表+油}＝V_产出表+V_产出油(I)

m_{产出表+油}＝V_产出表×ρ_产出表+V_产出油×ρ_产出油(II)

m_注入表＝m_{注入后模型}-m_{注入前模型}(III)

m_剩余表＝m_注入表-V_产出表×ρ_产出表(IV)；

本实例中，以5psig/min的压降速度降低所述填砂腔2内的压力，降压生 产时间为120分钟，之后，关闭所述注入/生产口4-1。计算该轮次吞吐采收率 R_第1轮次为10.41％。

所述步骤6)中，保持或改变油溶性表面活性剂溶液和甲烷气体的注入位 置，重复步骤3)-步骤5)，进行3～7轮次泡沫油辅助甲烷吞吐生产，其中最 后1～2泡沫油辅助甲烷吞吐生产的压降速度为初始1～2泡沫油辅助甲烷吞吐 生产压降速度的1～5倍；最后，计算泡沫油辅助甲烷吞吐最终采收率公式如 下：

本实例中，由于第1轮次泡沫油辅助甲烷吞吐后模型端部注入/生产口4-1 附近剩余油丰富，因此，在原注入位置，重复步骤3)-步骤5)，进行4轮次 泡沫油辅助甲烷吞吐生产。最后1轮次吞吐(第5轮次)生产阶段压降速度 为初始第1轮次吞吐生产阶段压降速度的2倍。各轮次吞吐过程中操作参数 见表1所示，实验结果见图7所示。

图7中所示常规甲烷吞吐实验与本实例中的泡沫油辅助甲烷吞吐的操作 条件相同，包括稠油降压冷采阶段、甲烷吞吐注入阶段、焖井阶段和生产阶 段，不同之处在于注入阶段只注入甲烷，未注入油溶性表面活性剂。

由图7可知，常规甲烷吞吐实验采收率为32.56％(5轮次甲烷吞吐采收 率为2.29％)，而本实例中的泡沫油辅助甲烷吞吐最终采收率R为64.05％。 通过对比可知，泡沫油辅助甲烷吞吐过程可以大幅提高薄层稠油油藏甲烷吞 吐采收率。分析主要原因是泡沫油现象的产生，该结论可由图8a-图8d所示 第1轮次吞吐实验结果证明。对于常规甲烷吞吐过程，填砂模型压力较快降 低，使得溶解气迅速逸出，气油比升高(最大气油比值为3520cm³/cm³)，第 1轮次甲烷吞吐采收率只有0.8％，而本实施例中的泡沫油辅助甲烷吞吐过程 气油比较低(最大气油比为443cm³/cm³)，且与常规甲烷吞吐相比，累积产 气量前期较低，后期较高，表明在前期析出的溶解气分散在油相中形成泡沫 油，在后期以较慢的速度逐渐聚并形成自由气相。此外，由于稠油粘度减低 和体积膨胀，使得模型压力下降放缓(图8c所示压力曲线右移动)，采收率 增加到9.61％。综上所述，泡沫油辅助甲烷吞吐过程由于泡沫油现象的产生， 大幅改善薄层稠油油藏甲烷吞吐开发效果。

所述油溶性表面活性剂主要成分为氟化高聚物、超轻矿物油(C₁₂-C₃₀) 和丙烯酸甲酯，其比重约为0.85，沸点大于200℃，挥发率小于10％。

向一维可视化填砂模型中注入油溶性表面活性剂的方式是首先采用一定 量的矿物油将油溶性表面活性剂快速溶解配置成目标浓度表面活性剂溶液， 然后，将溶液转移至体积小于100ml的高压中间容器中，最后，通过恒速泵 增压推动中间容器活塞将表面活性剂溶液从注入口注入一维可视化填砂模 型。

表1实例一中各吞吐周期操作参数表

实例二、

如实例一所述的实验方法，其中，本实例中实验用一维可视化填砂模型 与实例一相同，其区别在于：

所述步骤1)中填砂后一维可视化填砂模型孔隙度、渗透率和原始含油饱 和度分别为35.22％、33.33μm²和89％。

所述步骤2)中降压冷采采收率R_冷采为30.04％。

所述步骤3)中，具体步骤如下：

首先，注入甲烷气体，注入压力大于650psig，注气量为4759cm³，焖井 前填砂模型压力为367psig；

其次，注入使所述稠油形成泡沫油的油溶性表面活性剂溶液，注入压力 为50psig，浓度为0.5wt％；

最后，通过可视化模型观察油溶性表面活性剂溶液前缘距离模型端部生 产口距离为25cm，由此可知，与实例一中先注入油溶性表面活性剂后注入甲 烷的方式相比，实例二中先注入甲烷后注入油溶性表面活性剂的方式使得油 溶性表面活性剂溶液难以进入油藏深部与稠油充分接触。

所述步骤4)中泡沫油辅助甲烷吞吐焖井时间为21.88小时，焖井后模型 压力273psig。

所述步骤5)中，以5psig/min的压降速度降低所述填砂腔内的压力，降 压生产时间为120分钟，之后，关闭所述注入/生产口。计算该轮次吞吐采收 率R_第1轮次为7.28％。

所述步骤6)中，在原注入位置，重复步骤3)-步骤5)进行第2轮次泡 沫油辅助甲烷吞吐过程，由图9可知，2轮次泡沫油辅助甲烷吞吐后，一维可 视化填砂模型端部注入/生产口4-1附近原油已基本采出，剩余油饱和度较低， 因此，第3～4轮次吞吐注入阶段改变油溶性表面活性剂溶液和甲烷气体的注 入位置至填砂模型中部注入/生产口4-2，注入顺序改变为先注入油溶性表面活 性剂后注入甲烷，泡沫油辅助甲烷吞吐生产阶段生产口位置不变，为一维可 视化填砂模型端部注入/生产口4-1。之后，由于第3～4轮次吞吐过程中模型中 部的稠油在泡沫油溶解气驱的作用下移动至一维可视化填砂模型端部注入/生 产口4-1，因此，第5轮次吞吐过程中，重新改变油溶性表面活性剂溶液和甲 烷气体的注入位置至一维可视化填砂模型端部注入/生产口4-1。生产阶段压降 速度为初始第1轮次吞吐生产阶段压降速度的2倍。各轮次泡沫油辅助甲烷 吞吐的详细参数见表2所示。

表2实施例二中各吞吐周期操作参数表

实例二与实例一第1、2轮次操作参数相似，参见表1和表2，只是油溶 性表面活性剂和甲烷注入顺序不同。由图7可知，实例二第1、2轮次吞吐采 收率分别为7.28％和4.25％，而实例一第1、2轮次吞吐采收率分别为10.41％ 和7.34％，通过对比两者可知，注入顺序对泡沫油辅助溶剂吞吐开发效果影响 较大，注入顺序为先注入油溶性表面活性剂后注入甲烷时，有利于油溶性表 面活性剂溶液进入油藏深部与稠油充分接触，进而提高采收率。

实例二与实例一第3、4轮次操作参数相似，参见表1和表2，只是油溶 性表面活性剂和甲烷注入位置不同。由图7可知，实例二第3、4轮次吞吐采 收率分别为11.71％和17.74％，而实例一第3、4轮次吞吐采收率分别为6.86％ 和4.41％，通过对比两者可知，根据剩余油饱和度分布，改变注入位置可以在 一定程度上提高泡沫油辅助甲烷吞吐开发效果。此外，实例二中泡沫油辅助 甲烷吞吐最终采收率可达75.85％，与常规甲烷吞吐过程相比提高43.29％。

综上可知，本发明提供了一种开发薄层稠油油藏的方法，通过注入油溶 性表面活性剂和甲烷气体，在吞吐生产阶段生成泡沫油提高稠油甲烷吞吐开 发效果，可以大幅度提高薄层稠油采收率。

以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不 局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可 轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。