CN108613991B - 非均质岩心驱替过程中泡沫再生能力的评价方法和装置 - Google Patents

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Abstract

本发明提供一种非均质岩心驱替过程中泡沫再生能力的评价方法和装置，该装置包括：非均质岩心模型一侧开设多个取样口，每个取样口与取样器连接，模型内部可填充不同渗透率的非均质岩心，取样器用于收集对应的取样口位置的岩心流体，非均质岩心模型连接输入阀门，输入阀门分别连接原油、起泡剂和N2气体的中间容器，非均质岩心模型的另一端连接回压阀，回压阀分别与N2气瓶和产出液容器连接，CT扫描仪与非均质岩心模型连接，用于扫描非均质岩心在不同电压和不同条件下的CT值，通过得到的CT值对岩心进行评价，考虑地层中流体饱和度的情况下对泡沫不同位置不同时刻的再生能力进行了评价，没有应用数值模拟，能真实的反应实验真实值。

Description

非均质岩心驱替过程中泡沫再生能力的评价方法和装置
技术领域
本发明涉及油气田开发工程技术，尤其涉及一种非均质岩心驱替过程中泡沫再生能力的评价方法和装置。
背景技术
起泡剂在岩心驱替过程中会不断地破灭和再生，在地层流体的影响下有效浓度会降低，同时也会在岩石表面吸附一部分起泡剂，而且地层中流体的饱和度也会影响地层中泡沫的再生能力。这使得表面活性剂在岩心中的的活度大幅降低，将直接影响表面活性剂驱及泡沫驱的效果。因此，评价在岩心驱替过程中泡沫再生能力既需要获取起泡剂的有效浓度，也需要在此剖面处三相饱和度数值。
专利申请号为CN 201310739301.1的专利通过对产出的起泡剂溶液进行搅拌的方法测定其起泡体积及半衰期，从而评价泡沫再生能力。这种方法通过收集一定体积的产出液进行评价，是一个时间段内产出的起泡剂溶液的性能，不能获取地层不同位置处的泡沫再生能力。而且在地层中油气水的存在会影响起泡剂的再生能力，不得不考虑。此外，2012年在《石油地质与工程》第26卷第1期发表的论文《孔隙介质中泡沫尺寸和再生能力研究与应用》采用自组装可视泡沫发生及运移装置研究了几种起泡剂的再生性能，通过起泡剂在低浓度下产生泡沫的能力、低浓度下的封堵性能以及抗地层水稀释能力来衡量泡沫再生能力，主要利用起泡高度受浓度影响相对较大这一点，用起泡剂产出液的起泡体积来评价泡沫的再生能力。这种方法虽然将起泡剂的再生能力与起泡剂浓度相关联，但是产出液的液量有限，而且是一个时间段的产出液，实验结果可重复性较差，受温度等因素影响较大。
综上所述，目前评价在岩心驱替过程中泡沫再生能力的方法多为数值模拟或者通过搅拌法对产出液进行起泡能力和半衰期，均不能真实有效的评价在岩心驱替过程中泡沫的再生能力。
发明内容
本发明提供一种非均质岩心驱替过程中泡沫再生能力的评价方法和装置，用于解决目前评价在岩心驱替过程中泡沫再生能力的方法多为数值模拟或者通过搅拌法对产出液进行起泡能力和半衰期，均不能真实有效的评价在岩心驱替过程中泡沫的再生能力的问题。
本发明第一方面提供一种非均质岩心驱替过程中泡沫再生能力的评价装置，包括：
非均质岩心模型，所述非均质岩心模型一侧开设有等间距的多个取样口，每个取样口与一个取样器连接；所述非均质岩心模型内部可填充不同渗透率的非均质岩心；每个取样器用于收集对应的取样口位置的岩心流体；
所述非均质岩心模型一端连接有输入阀门，所述输入阀门另一端分别连接原油中间容器、起泡剂中间容器和N2气体中间容器；所述非均质岩心模型的另一端连接回压阀，所述回压阀分别与N2气瓶和产出液容器连接；
CT扫描仪，所述CT扫描仪与所述非均质岩心模型连接，用于扫描所述非均质岩心在不同电压和不同条件下的CT值。
在一种具体地的实现方式中，所述输入阀门为六通阀，所述原油中间容器、所述起泡剂中间容器和所述N2气体中间容器分别设置有平流泵，所述平流泵用于将对应的中间容器中的流体通过所述六通阀输入所述非均质岩心模型。
在一种具体地的实现方式中，所述原油中间容器、所述N2气体中间容器和所述起泡剂中间容器内均设置有活塞，与每个中间容器相连接的平流泵可推动活塞移动从而使容器中的流体进入所述非均质岩心模型。
在一种具体地的实现方式中，每个取样器包括不锈钢外壳和透明玻璃内胆，所述取样器两端分别设置有与透明玻璃内胆相连通的进液口和出液口，所述进液口通过管线与所述非均质岩心模型上对应的取样口连接，所述出液口连接有阀门。
在一种具体地的实现方式中，所述的N2气体中间容器、所述起泡剂中间容器、所述原油中间容器及所述N2气瓶上均连接有压力表。
在一种具体地的实现方式中，所述起泡剂中间容器与所述输入阀门之间设置有泡沫发生器。
在一种具体地的实现方式中，所述N2气体中间容积与所述输入阀门之间设置有气体流量计。
本发明第二方面提供一种非均质岩心驱替过程中泡沫再生能力的评价方法，应用于第一方面任一种实现方式所述的岩心驱替过程中泡沫再生能力的评价装置，所述方法包括：
步骤1、将非均质岩心模型中的非均质岩心充分烘干，分别在两种扫描电压下使用CT扫描仪对干岩心进行扫描，获得两种能量下所述非均质岩心的CT值，记录扫描位置和扫描条件；
步骤2、设置回压后，将非均质岩心模型的岩心抽真空后饱和溴化钠溶液，在与步骤1相同的两种扫描电压、扫描条件和扫描位置下，使用CT扫描仪对非均质岩心进行扫描，获得两种能量下完全饱和溴化钠溶液的所述非均质岩心CT值；
步骤3、通过原油中间容器向所述非均质岩心模型中的所述非均质岩心饱和原油，直至所述非均质岩心内的溴化钠溶液被原油驱替至束缚水状态；
步骤4、将N2气体中间容器和起泡剂中间容器中的N2气体以及起泡剂溶液通过泡沫发生器产生泡沫，并将产生的泡沫注入所述非均质岩心，并在与步骤1相同的两种扫描电压、扫描条件和扫描位置下，使用CT扫描仪对非均质岩心进行扫描，获得两种能量下泡沫渗流过程中的所述非均质岩心的CT值；
步骤5、打开所述非均质岩心模型的所有取样口，让溶液流入相应的取样器；
步骤6、采用高效液相色谱法检测获取每个取样器中的溶液的起泡剂浓度；
步骤7、利用步骤1、步骤2、步骤4中获取的所述非均质岩心的CT值，并分别采用油、气、水的饱和度公式计算所述非均质岩心在的饱和度。
步骤8、对得到的油、气、水饱和度进行分析，得到气液饱和度之比，若所述气液饱和度之比小于1:1或者所述气液饱和度之比大于5:1，则确定所述非均质岩心不能形成稳定的泡沫，在非均质岩心驱替过程中泡沫再生能力很差。
可选的，所述方法还包括：
步骤9、若所述气液饱和度之比在1:1与5:1之间，则通过高效液相色谱法检测取样器中流体所得的起泡剂浓度，配置起泡剂溶液，并在所述起泡剂溶液中加入对应饱和度的原油后再进行搅拌起泡，模拟地层条件下泡沫再生过程。
步骤10、在与步骤1相同的两种扫描电压、扫描条件下，在非均质岩心驱替的不同时刻和不同位置处采用CT扫描仪对岩心进行扫描，获取所述非均质岩心CT值，并采用油、气、水的饱和度公式计算所述非均质岩心在各条件下对应的饱和度；
步骤11、在所述非均质岩心驱替的不同时刻对岩心中的流体取样，获得在非均质岩心驱替过程中不同位置不同时刻的起泡剂活度。
可选的，所述溴化钠溶液的浓度范围4wt％～8wt％。
本发明提供的非均质岩心驱替过程中泡沫再生能力的评价方法和装置，通过CT双能同步扫描法获取非均质地层驱替过程中三相流体饱和度，并且能够利用高效液相色谱法对取样器中的溶液样品进行起泡剂有效浓度的检测，配制相应有效浓度的起泡剂溶液，通过搅拌法评价在不同含油饱和度条件下的起泡剂溶液的起泡能力，进而评价在非均质地层驱替过程中泡沫再生能力。在考虑地层中流体饱和度的情况下对泡沫不同位置不同时刻的再生能力进行了评价，没有应用数值模拟，假设较少，能真实的反应实验真实值。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明提供的非均质岩心驱替过程中泡沫再生能力的评价装置结构示意图；
图2是本发明提供的非均质岩心驱替过程中泡沫再生能力的评价方法实施例一的流程图；
图3是本发明提供的非均质岩心驱替过程中泡沫再生能力的评价方法实施例二的流程图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
图1是本发明提供的非均质岩心驱替过程中泡沫再生能力的评价装置结构示意图，如图1所示，该非均质岩心驱替过程中泡沫再生能力的评价装置包括：
非均质岩心模型9，所述非均质岩心模型9一侧开设有等间距的多个取样口8，每个取样口8与一个取样器10连接；所述非均质岩心模型9内部可填充不同渗透率的非均质岩心；每个取样器10用于收集对应的取样口8位置的岩心流体；如图1所示，该非均质岩心模型9中上下两部分填充不同的渗透率的岩心。
所述非均质岩心模型9一端连接有输入阀门7，所述输入阀门7另一端分别连接原油中间容器2、起泡剂中间容器3和N2气体中间容器4；所述非均质岩心模型9的另一端连接回压阀11，所述回压阀11分别与N2气瓶13和产出液容器12连接；
CT扫描仪14，所述CT扫描仪14与所述非均质岩心模型9连接，用于扫描所述非均质岩心在不同电压和不同条件下的CT值。
在该装置的具体实现中，所述输入阀门7为六通阀7，所述原油中间容器2、所述起泡剂中间容器3和所述N2气体中间容器4分别设置有平流泵1，所述平流泵1用于将对应的中间容器中的流体通过所述六通阀7输入所述非均质岩心模型9。
优选的，所述原油中间容器2、所述N2气体中间容器4和所述起泡剂中间容器3内均设置有活塞，与每个中间容器相连接的平流泵1可推动活塞移动从而使容器中的流体进入所述非均质岩心模型9。
具体实现中，每个取样器10包括不锈钢外壳和透明玻璃内胆，所述取样器10两端分别设置有与透明玻璃内胆相连通的进液口和出液口，所述进液口通过管线与所述非均质岩心模型9上对应的取样口8连接，所述出液口连接有阀门。
为了控制流体输入的压力，所述的N2气体中间容器4、所述起泡剂中间容器3、所述原油中间容器2及所述N2气瓶13上均连接有压力表P。
为了能够使起泡剂充分起泡，所述起泡剂中间容器3与所述输入阀门7之间设置有泡沫发生器6。
并且，为了控制流体的输入情况，所述N2气体中间容积4与所述输入阀门7之间设置有气体流量计5。
在上述方案中，非均质岩心模型9内填充不同渗透率的石英砂，一侧开有等间距的取样口8，每个取样口8连接相应的取样器10，用于收集该位置处的岩心流体，再利用高效液相色谱法(High Performance Liquid Chromatography，HPLC)对取样器10中的溶液样品进行起泡剂有效浓度的检测，配制相应有效浓度的起泡剂溶液，通过搅拌法评价在不同含油饱和度条件下的起泡剂溶液的起泡能力，进而评价在非均质地层驱替过程中泡沫再生能力。非均质岩心模型9一端接六通阀7，由平流泵1通过中间容器2、中间容器3、中间容器4分别向非均质岩心中饱和水、饱和油以及进行泡沫驱，非均质岩心另一端为回压阀11及产出液12。原油中间容器2、起泡剂中间容器3和N2气体中间容器4内均设置有活塞，容积为1L，相连接的平流泵1可推动活塞移动从而使流体进入非均质岩心模型9中。的非均质岩心模型9包括一个侧面上开有若干等间距的取样口8，取样口8与非均质岩心模型9内的岩心相连通，每个取样口8通过带阀门的管路各自连接有取样器10。
的取样器10包括圆筒形的不锈钢外壳和透明玻璃内胆，取样器10两端分别设置有与透明玻璃内胆相连通的进液口和出液口，进液口通过管线与非均质岩心取样口8连接，出液口一端连接有阀门。的原油中间容器2、起泡剂中间容器3、N2气体中间容器4及N2气瓶13上均连接有压力表，压力表量程为16MPa。
图2是本发明提供的非均质岩心驱替过程中泡沫再生能力的评价方法实施例一的流程图，如图2所示，该方法主要是应用在图1所示的非均质岩心驱替过程中泡沫再生能力的评价装置中，该方法的具体实现步骤包括：
步骤1、将非均质岩心模型中的非均质岩心充分烘干，分别在两种扫描电压下使用CT扫描仪对干岩心进行扫描，获得两种能量下所述非均质岩心的CT值，记录扫描位置和扫描条件。
在本步骤中，预先将待评价的岩心置入非均质岩心模型并进行烘干，然后按照预设的两个电压下进行CT扫描，例如：分别在60kV和100kV两种扫描电压下对干岩心进行扫描，获得两种能量下干岩心的CT值，记录扫描位置和扫描条件。
步骤2、设置回压后，将非均质岩心模型的岩心抽真空后饱和溴化钠溶液，在与步骤1相同的两种扫描电压、扫描条件和扫描位置下，使用CT扫描仪对非均质岩心进行扫描，获得两种能量下完全饱和溴化钠溶液的所述非均质岩心CT值。
在本步骤中，可以对回压压力进行配置，一种具体的实现方式中，可设置设置2MPa的回压后，将非均质岩心模型9的岩心抽真空后饱和溴化钠溶液，溴化钠溶液浓度为6wt％，然后再次使用CT扫描仪，在与步骤(1)相同的两种扫描电压、扫描条件和扫描位置下，对非均质岩心进行扫描，获得两种能量下完全饱和溴化钠溶液的岩心CT值。
步骤3、通过原油中间容器向所述非均质岩心模型中的所述非均质岩心饱和原油，直至所述非均质岩心内的溴化钠溶液被原油驱替至束缚水状态。
步骤4、将N2气体中间容器和起泡剂中间容器中的N2气体以及起泡剂溶液通过泡沫发生器产生泡沫，并将产生的泡沫注入所述非均质岩心，并在与步骤1相同的两种扫描电压、扫描条件和扫描位置下，使用CT扫描仪对非均质岩心进行扫描，获得两种能量下泡沫渗流过程中的所述非均质岩心的CT值。
在本步骤中，N2气体与起泡剂溶液通过泡沫发生器6产生泡沫，并将产生的泡沫注入非均质岩心模型9内，通过平流泵1控制起泡剂溶液的泵入速度，通过气体流量计5控制N2气体的流速，使注入泡沫的气液比为2:1，然后在与步骤1相同的两种扫描电压、扫描条件和扫描位置下，对非均质岩心进行扫描，获得两种能量下泡沫渗流过程中的非均质岩心CT值。
步骤5、打开所述非均质岩心模型的所有取样口，让溶液流入相应的取样器。
步骤6、采用高效液相色谱法检测获取每个取样器中的溶液的起泡剂浓度。
在本步骤中，将取样器10前的阀门关闭，将取样器10中的溶液倒入样品瓶，待起泡剂溶液与原油分离后，用高效液相色谱法(HPLC)检测取样器10中流体的起泡剂浓度。
步骤7、利用步骤1、步骤2、步骤4中获取的所述非均质岩心的CT值，并分别采用油、气、水的饱和度公式计算所述非均质岩心在的饱和度。
步骤8、对得到的油、气、水饱和度进行分析，得到气液饱和度之比，若所述气液饱和度之比小于1:1或者所述气液饱和度之比大于5:1，则确定所述非均质岩心不能形成稳定的泡沫，在非均质岩心驱替过程中泡沫再生能力低。
在本步骤中，对三相饱和度进行分析，如果气液饱和度之比小于1:1或者大于5:1，视为不能形成稳定的泡沫，在非均质岩心驱替过程中泡沫再生能力很差，完成对该非均质岩心(也就是非均质岩心)驱替过程中泡沫再生能力的评价。
本实施例提供的非均质岩心驱替过程中泡沫再生能力的评价方法，通过CT双能同步扫描法获取非均质地层驱替过程中三相流体饱和度，并且能够利用高效液相色谱法对取样器中的溶液样品进行起泡剂有效浓度的检测，配制相应有效浓度的起泡剂溶液，通过搅拌法评价在不同含油饱和度条件下的起泡剂溶液的起泡能力，进而评价在非均质地层驱替过程中泡沫再生能力。在考虑地层中流体饱和度的情况下对泡沫不同位置不同时刻的再生能力进行了评价，没有应用数值模拟，假设较少，能真实的反应实验真实值。
图3是本发明提供的非均质岩心驱替过程中泡沫再生能力的评价方法实施例二的流程图。如图3所示，在前述实施例一的基础上，如果气液饱和度之比在1:1与5:1之间，则还需要继续分析处理，即该方法还包括以下步骤：
步骤9、若所述气液饱和度之比在1:1与5:1之间，则通过高效液相色谱法检测取样器中流体所得的起泡剂浓度，配置起泡剂溶液，并在所述起泡剂溶液中加入对应饱和度的原油后再进行搅拌起泡，模拟地层条件下泡沫再生过程。
步骤10、在与步骤1相同的两种扫描电压、扫描条件下，在非均质岩心驱替的不同时刻和不同位置处采用CT扫描仪对岩心进行扫描，获取所述非均质岩心CT值，并采用油、气、水的饱和度公式计算所述非均质岩心在各条件下对应的饱和度。
步骤11、在所述非均质岩心驱替的不同时刻对岩心中的流体取样，获得在非均质岩心驱替过程中不同位置不同时刻的起泡剂活度。
在上述两个实施例中，所述溴化钠溶液的浓度范围4wt％～8wt％。
在上述两个实施例中，均需要根据非均质岩心的CT值，并分别采用油、气、水的饱和度公式计算所述非均质岩心的饱和度，本方案提供一种具体的计算方式：
油、气、水的饱和度计算公式如下：
水的饱和度公式为：
油的饱和度公式为：
气体的饱和度公式：
其中，Sg是气体的饱和度；Sw是水的饱和度；So是油的饱和度；CTE1dry是E1能量下干岩心的CT值；CTE2dry是E2能量下干岩心的CT值；CTE1waterwet是E1能量下完全饱和水的岩石CT值；CTE2waterwet是E2能量下完全饱和水的岩石CT值；CTE1g是E1能量下气体的CT值CTE2g是E2能量下气体的CT值；CTE1w是E1能量下水的CT值；CTE2w是E2能量下水的CT值；CTE1o是E1能量下油的CT值；CTE2o是E2能量下油的CT值；且上述公式满足Sg+Sw+So＝1。
通过上述的公式可以计算出非均质岩心在各条件下对应的饱和度，然后对非均质岩心的泡沫再生能力进行评价。
上述实施例一和实施例二提的方法，通过CT双能同步扫描法获取非均质岩心驱替过程中三相流体饱和度，只有气相饱和度在一定范围内，才可能在起泡剂的作用下形成泡沫，并且能够利用高效液相色谱法(HPLC)对取样器中的溶液样品进行起泡剂有效浓度的检测，配制相应有效浓度的起泡剂溶液，通过搅拌法评价在不同含油饱和度条件下的起泡剂溶液的起泡能力，进而评价在非均质地层驱替过程中泡沫再生能力，考虑在岩心驱替过程中流体的饱和度对起泡剂性能及泡沫再生能力的影响，可真实有效的评价在岩心驱替过程中泡沫的再生能力。
本领域普通技术人员可以理解：实现上述各方法实施例的全部或部分步骤可以通过程序指令相关的硬件来完成。前述的程序可以存储于一计算机可读取存储介质中。该程序在执行时，执行包括上述各方法实施例的步骤；而前述的存储介质包括：只读存储器(英文：read-only memory，缩写：ROM)、RAM、快闪存储器、硬盘、固态硬盘、磁带(英文：magnetictape)、软盘(英文：floppy disk)、光盘(英文：optical disc)及其任意组合。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。

Claims (6)

1.一种非均质岩心驱替过程中泡沫再生能力的评价方法，其特征在于，使用非均质岩心驱替过程中泡沫再生能力的评价装置，
所述非均质岩心驱替过程中泡沫再生能力的评价装置包括：
非均质岩心模型，所述非均质岩心模型一侧开设有等间距的多个取样口，每个取样口与一个取样器连接；所述非均质岩心模型内部可填充不同渗透率的非均质岩心；每个取样器用于收集对应的取样口位置的岩心流体；
所述非均质岩心模型一端连接有输入阀门，所述输入阀门另一端分别连接原油中间容器、起泡剂中间容器和N2气体中间容器；所述非均质岩心模型的另一端连接回压阀，所述回压阀分别与N2气瓶和产出液容器连接；
CT扫描仪，所述CT扫描仪与所述非均质岩心模型连接，用于扫描所述非均质岩心在不同电压和不同条件下的CT值；
所述输入阀门为六通阀，所述原油中间容器、所述起泡剂中间容器和所述N2气体中间容器分别设置有平流泵，所述平流泵用于将对应的中间容器中的流体通过所述六通阀输入所述非均质岩心模型；
所述起泡剂中间容器与所述输入阀门之间设置有泡沫发生器；
所述非均质岩心驱替过程中泡沫再生能力的评价方法包括：
步骤1、将非均质岩心模型中的非均质岩心充分烘干，分别在两种扫描电压下使用CT扫描仪对干岩心进行扫描，获得两种能量下所述非均质岩心的CT 值，记录扫描位置和扫描条件；
步骤2、设置回压后，将非均质岩心模型的岩心抽真空后饱和溴化钠溶液，在与步骤1相同的两种扫描电压、扫描条件和扫描位置下，使用CT扫描仪对非均质岩心进行扫描，获得两种能量下完全饱和溴化钠溶液的所述非均质岩心CT值；
步骤3、通过原油中间容器向所述非均质岩心模型中的所述非均质岩心饱和原油，直至所述非均质岩心内的溴化钠溶液被原油驱替至束缚水状态；
步骤4、将N2气体中间容器和起泡剂中间容器中的N2气体以及起泡剂溶液通过泡沫发生器产生泡沫，并将产生的泡沫注入所述非均质岩心，注入泡沫的气液比为2:1，并在与步骤1相同的两种扫描电压、扫描条件和扫描位置下，使用CT扫描仪对非均质岩心进行扫描，获得两种能量下泡沫渗流过程中的所述非均质岩心的CT值；
步骤5、打开所述非均质岩心模型的所有取样口，让溶液流入相应的取样器；
步骤6、采用高效液相色谱法检测获取每个取样器中的溶液的起泡剂浓度；
步骤7、利用步骤1、步骤2、步骤4中获取的所述非均质岩心的CT值，并分别采用油、气、水的饱和度公式计算所述非均质岩心在的饱和度；
步骤8、对得到的油、气、水饱和度进行分析，得到气液饱和度之比，若所述气液饱和度之比小于1:1或者所述气液饱和度之比大于5:1，则确定所述非均质岩心不能形成稳定的泡沫，在非均质岩心驱替过程中泡沫再生能力低；
步骤9、若所述气液饱和度之比在1:1与5:1之间，则通过高效液相色谱法检测取样器中流体所得的起泡剂浓度，配置起泡剂溶液，并在所述起泡剂溶液中加入对应饱和度的原油后再进行搅拌起泡，模拟地层条件下泡沫再生过程；
步骤10、在与步骤1相同的两种扫描电压、扫描条件下，在非均质岩心驱替的不同时刻和不同位置处采用CT扫描仪对岩心进行扫描，获取所述非均质岩心CT值，并采用油、气、水的饱和度公式计算所述非均质岩心在各条件下对应的饱和度；
步骤11、在所述非均质岩心驱替的不同时刻对岩心中的流体取样，获得在非均质岩心驱替过程中不同位置不同时刻的起泡剂活度。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述原油中间容器、所述N2气体中间容器和所述起泡剂中间容器内均设置有活塞，与每个中间容器相连接的平流泵可推动活塞移动从而使容器中的流体进入所述非均质岩心模型。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，每个取样器包括不锈钢外壳和透明玻璃内胆，所述取样器两端分别设置有与透明玻璃内胆相连通的进液口和出液口，所述进液口通过管线与所述非均质岩心模型上对应的取样口连接，所述出液口连接有阀门。
4.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述的N2气体中间容器、所述起泡剂中间容器、所述原油中间容器及所述N2气瓶上均连接有压力表。
5.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述N2气体中间容器与所述输入阀门之间设置有气体流量计。
6.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述溴化钠溶液的浓度范围4wt%~8wt%。
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