淺層邊水?dāng)鄩K油藏氮?dú)鈴?fù)合吞吐實(shí)驗(yàn)

趙鳳蘭 ，宋黎光 ，侯吉瑞 ，李文峰 ，王 鵬 ，郝宏達(dá)

（1.中國(guó)石油大學(xué)（北京），北京102249；2.中國(guó)石油三次采油重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室低滲油田提高采收率應(yīng)用基礎(chǔ)理論研究室，北京102249；3.北京市重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室溫室氣體封存與石油開采利用，北京102249）

“十三五”油氣資源開發(fā)受油價(jià)低的影響，油藏開發(fā)方式受限于經(jīng)濟(jì)適用性［1］。淺層邊水?dāng)鄩K油藏由于含油面積小，非均質(zhì)性強(qiáng)，且存在強(qiáng)邊水能量，難以進(jìn)行合理有效地開發(fā)。注氣進(jìn)行吞吐開發(fā)可充分補(bǔ)充地層能量，以實(shí)現(xiàn)油藏的持續(xù)有效開發(fā)。吞吐開發(fā)只能開采注入井附近區(qū)域的原油，具有單井吞吐開發(fā)規(guī)模小，經(jīng)濟(jì)效益高的特點(diǎn)，對(duì)于開發(fā)斷塊油藏具有適應(yīng)性［2］。注氮?dú)?、二氧化碳等氣體進(jìn)行吞吐作業(yè)可明顯提高油藏采收率［3-9］。二氧化碳在與原油的接觸過程中，會(huì)與原油發(fā)生傳質(zhì)、溶解降黏等作用［10］，改善原油性質(zhì)，因此二氧化碳吞吐開發(fā)具有較高的提高采收率效果。與二氧化碳相比，氮?dú)饩哂辛己玫呐蛎浶阅?，將其注入天然能量低的非常?guī)油藏進(jìn)行吞吐開發(fā)，可持續(xù)補(bǔ)充地層能量，延緩產(chǎn)量的遞減速度［11］，對(duì)于抑制天然能量的推進(jìn)具有較好的效果［12］，且來源廣、價(jià)格低，開發(fā)成本低；但與原油的相互作用能力較弱，驅(qū)油效率低，因此復(fù)合吞吐開發(fā)效益更高。對(duì)淺層邊水?dāng)鄩K油藏進(jìn)行氮?dú)鈴?fù)合吞吐開發(fā)，具有控抑邊水、增加原油產(chǎn)量的潛力。目前，有關(guān)氮?dú)馔掏碌难芯枯^為深入，孫永鵬等研究了低滲油藏單井氮?dú)馔掏碌挠绊懸蛩?，確定了周期注入量和井底流壓是影響周期采出程度的重要因素［13］；張國(guó)強(qiáng)等通過數(shù)值模擬研究，分析了氮?dú)馔掏孪啾扔诙趸纪掏赂m合ZY小斷塊油藏［14］；李亮等研究了底水油藏高含水水平井氮?dú)馔掏聦?shí)驗(yàn)，分析了氮?dú)馔掏碌淖⑷霑r(shí)機(jī)和影響氮?dú)馔掏滦Ч膮?shù)［15］；但有關(guān)淺層邊水?dāng)鄩K油藏氮?dú)馔掏录捌鋸?fù)合吞吐開發(fā)效果方面的研究相對(duì)較少。為此，筆者利用自行研制的邊水徑向流物理模型，研究氮?dú)馔掏录捌鋸?fù)合吞吐在儲(chǔ)層非均質(zhì)和原油較高黏度條件下開發(fā)淺層邊水?dāng)鄩K油藏的可行性，并對(duì)比分析3種吞吐介質(zhì)作用下的控抑邊水效果及增油效果，以期為邊水油藏吞吐開發(fā)提供理論支持。

1 實(shí)驗(yàn)器材與方法

1.1 實(shí)驗(yàn)器材

實(shí)驗(yàn)儀器主要包括KDHW-Ⅱ型自控恒溫箱、HAS-100HSB型恒壓恒速泵、高溫高壓徑向流巖心夾持器、活塞中間容器、回壓閥、壓差變送器及數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)、氣液分離裝置、液體收集裝置和管線若干。

實(shí)驗(yàn)用油為由淺層油藏脫氣原油與煤油復(fù)配而成的模擬油，黏度為94 mPa?s（實(shí)驗(yàn)溫度為65℃，剪切速率為7.34 s-1）。

實(shí)驗(yàn)用水為總礦化度為1 572 mg/L的淺層油藏模擬地層水，Na+，K+，Ca2+，Mg2+，Cl-，HCO-，SO2-和34CO32-質(zhì)量濃度分別為 473，473，37，37，413，548，88和25 mg/L，水型為NaHCO3型。

實(shí)驗(yàn)用氣包括純度均為99.9%的氮?dú)夂投趸肌?/p>

實(shí)驗(yàn)用劑為起泡劑EC-1（陰離子型）。

1.2 實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ驮O(shè)計(jì)

實(shí)驗(yàn)所用邊水徑向流模型（圖1）為石英砂壓制的人造層內(nèi)非均質(zhì)巖心，直徑為40 cm，厚度為4.5 cm，分為上、下2層，呈正韻律分布，滲透率為500 mD/1 000 mD（級(jí)差為2）。巖心上分布5口模擬井，均位于高滲透層中部，井5處于模型中心，其他井圍繞井5等距分布在同心圓上。井1為注入井，井3為采出井，其他3口井用于壓力監(jiān)測(cè)，井1向巖心中注地層水模擬邊水驅(qū)的天然能量開采階段，井3注氮?dú)饧皬?fù)合介質(zhì)模擬吞吐過程。

圖1 邊水徑向流模型Fig.1 Radial flow model with edge water

1.3 實(shí)驗(yàn)方法及步驟

實(shí)驗(yàn)方法主要為選取滿足尺寸要求的人造層內(nèi)非均質(zhì)巖心，先通過邊水驅(qū)替至出口端含水率為98%，向巖心注入各吞吐介質(zhì)，記錄吞吐過程中各點(diǎn)壓力變化及出口端含水率變化，分析各吞吐過程中的邊水控抑及增油效果。

實(shí)驗(yàn)步驟主要包括：①準(zhǔn)備工作。打磨模型使表面平整，計(jì)算模型視體積；模型表面涂防腐蝕層，干燥；將徑向流巖心模型準(zhǔn)確放置于徑向流巖心夾持器內(nèi)，加圍壓和軸壓；用真空泵將巖心抽真空8 h以上，巖心飽和模擬地層水，計(jì)算巖心孔隙體積；將徑向流巖心夾持器放置在實(shí)驗(yàn)溫度為65℃的恒溫箱內(nèi)，用恒速泵低流速（0.1 mL/min）驅(qū)替模擬地層水飽和模擬油，計(jì)算含油飽和度，飽和后的模擬油在恒溫箱內(nèi)老化48 h。各組實(shí)驗(yàn)巖心參數(shù)如表1所示。②井1以恒定流速（1 mL/min）注入地層水，井3連通回壓閥控制井底流壓為5 MPa，邊水驅(qū)替至井3含水率為98%后，井1停注，井3停采，并記錄不同時(shí)間的產(chǎn)液量、產(chǎn)油量和產(chǎn)水量；井1—井5均連通壓力傳感器，自動(dòng)采集記錄各井點(diǎn)壓力變化。③向井3注入吞吐介質(zhì)（氮?dú)馔掏聦?shí)驗(yàn)注入0.2 PV的氮?dú)?；氮?dú)?表面活性劑復(fù)合吞吐實(shí)驗(yàn)段塞式間歇注入0.05 PV表面活性劑、0.05 PV氮?dú)狻?.05 PV表面活性劑、0.05 PV氮?dú)?；氮?dú)?二氧化碳復(fù)合吞吐實(shí)驗(yàn)注入0.2 PV物質(zhì)的量比為1∶1的氮?dú)夂投趸嫉膹?fù)合氣）。④注入吞吐介質(zhì)后，悶井12 h，保證各井點(diǎn)壓力不發(fā)生變化為止。⑤悶井結(jié)束后，井1以恒定流速（1 mL/min）注入模擬地層水進(jìn)行吞吐和后續(xù)邊水驅(qū)替，井3連通回壓閥開井采液至含水率為98%，記錄該階段的產(chǎn)液量、產(chǎn)油量和產(chǎn)水量。⑥更換巖心及吞吐介質(zhì)，進(jìn)行下一組吞吐實(shí)驗(yàn)，重復(fù)步驟②—⑤。

表1 實(shí)驗(yàn)所用巖心基礎(chǔ)參數(shù)Table1 Basic parameters of experimental cores

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

2.1 氮?dú)馔掏聦?shí)驗(yàn)

可將氮?dú)馔掏聦?shí)驗(yàn)整個(gè)過程劃分為邊水驅(qū)替、氮?dú)庾⑷?悶井、“吐”+邊水驅(qū)3個(gè)階段（圖2）。

圖2 氮?dú)馔掏绿岣卟墒章屎涂匾诌吽Ч鸉ig2 Results of enhancing oil recovery and controlling edge water coning with N2huff and puff

2.1.1 控水增油效果

從圖2可以看出，在邊水驅(qū)替階段，當(dāng)邊水注入體積較小時(shí)，出口端含水率為0，即無水產(chǎn)油階段，此階段注入體積約為0～0.3 PV。無水產(chǎn)油階段是邊水驅(qū)替階段采收率貢獻(xiàn)最大的階段，此時(shí)由于巖心中含油飽和度較高，邊水均勻地將處于大孔道中的油驅(qū)向出口端，產(chǎn)出井持續(xù)產(chǎn)油。注入0.3 PV之后，出口端見水，且含水率在較短時(shí)間（約為1.1 h，孔隙體積為1 326 mL，以注入速率1 mL/min注入0.05 PV）內(nèi)迅速由0上升至90%，這一階段為含水率迅速上升階段。含水率的快速上升與邊水驅(qū)的特點(diǎn)有關(guān)，邊水驅(qū)是典型的面驅(qū)替，即水驅(qū)前緣近乎處于同一平面，當(dāng)水驅(qū)前緣到達(dá)出口端時(shí)，邊水突破，注入的邊水將直接被采出井產(chǎn)出，形成無效驅(qū)替。含水率的快速上升還與水油流度比直接相關(guān)，原油黏度過大（該實(shí)驗(yàn)條件下的原油黏度為94 mPa?s，水油流度比達(dá)到 100），水驅(qū)前緣不穩(wěn)定，且注入水沿大孔道形成指進(jìn)，其他小孔道未被水波及到，造成水驅(qū)波及體積較低，采收率下降。在這一階段采收率基本沒有增加，因此在邊水油藏開發(fā)中應(yīng)采取措施盡量避免邊水過早突破。

當(dāng)含水率上升至較高后，隨著邊水驅(qū)的進(jìn)行，含水率增加速度減緩，由90%回升至98%需要較長(zhǎng)時(shí)間（約持續(xù)了2.2 h，孔隙體積為1 326 mL，模擬地層水以注入速率1 mL/min注入了0.1 PV），為含水率緩慢上升階段。雖然還有原油產(chǎn)出，但只是水流通道形成后，水持續(xù)沖刷通道內(nèi)巖石壁面油膜而剝離下來的部分原油。另外其他小孔道內(nèi)，孔徑較小，毛管壓力較大，從而阻礙水的快速推進(jìn)，也會(huì)產(chǎn)出少量原油，延緩含水率的上升。

邊水驅(qū)經(jīng)過3個(gè)階段后，出口端含水率達(dá)到98%，累積產(chǎn)油量為335.8 mL，采收率為36.24%。吞吐階段，產(chǎn)出井壓力降低，氮?dú)馀蛎浺种七吽耐七M(jìn)，出口端含水率下降至33.8%，隨后很快上升至較高含水率維持一段時(shí)間后回升至98%。將吞吐階段含水率從最低值回升至98%過程的持續(xù)時(shí)間定義為控水持續(xù)時(shí)間，氮?dú)饪厮掷m(xù)時(shí)間約為3.3 h（孔隙體積為1 326 mL，以注入速率1 mL/min注入了0.15 PV的邊水），氮?dú)馔掏录斑吽?qū)替共同作用階段累積增油量為27.2 mL，采收率增加2.9%，增加幅度不明顯，原因在于氮?dú)庠谠椭械娜芙舛鹊停档驮宛ざ扔邢?，?duì)近井地帶的洗油效果差。

2.1.2 壓力變化

從氮?dú)馔掏逻^程各井點(diǎn)壓力變化曲線（圖3）可以看出，在注氮?dú)膺^程中，各井點(diǎn)壓力持續(xù)上升，其原因?yàn)榈獨(dú)庠谀Ｐ蛪毫蜏囟认?，在原油中的溶解度較低，隨著注入量的增加，未溶于原油中的氮?dú)庥捎诰哂辛己玫呐蛎浶?，使模型壓力持續(xù)升高。模型壓力增加速率隨氮?dú)庾⑷肓康脑黾又饾u增大，且最終增加至9 MPa。

注氣結(jié)束后，關(guān)閉井3，進(jìn)入悶井階段。吞吐介質(zhì)充分與原油接觸，膨脹原油，降低黏度，并向遠(yuǎn)井地帶運(yùn)移。在悶井期間，由于氮?dú)獾牟粩嗳芙夂拖蜻h(yuǎn)井地帶的運(yùn)移，各點(diǎn)地層壓力逐漸下降。由于氮?dú)庠谠椭腥芙舛群偷貙又械倪\(yùn)移距離有限，后續(xù)溶解量減少，各井點(diǎn)壓力下降幅度趨于平緩，至開井采液前由9 MPa降至6.7 MPa。

悶井結(jié)束后，井3開井采液，井1注模擬地層水，在開井“吐”及邊水驅(qū)共同作用下，開井瞬間，由于模型壓力高于回壓（5 MPa），氮?dú)鈹y帶部分原油噴出。同時(shí)由于壓力降低，氮?dú)獍l(fā)生膨脹、部分溶解氣析出，產(chǎn)生賈敏效應(yīng)，對(duì)已形成的邊水流動(dòng)通道產(chǎn)生阻力，抑制邊水的推進(jìn)，并迫使邊水向小孔道波及，這種對(duì)邊水的控抑效果體現(xiàn)在井2、井4和井5壓力上升（圖3）以及含水率下降（圖2）。開井采液后，井2、井4和井5壓力明顯上升，井5從5 MPa上升至5.7 MPa，對(duì)應(yīng)圖2中的含水率快速下降，由98%下降至33.8%，表明氮?dú)饪匾诌吽Ч黠@。在邊水驅(qū)替大約100 min（0.1 PV）時(shí)，由于吞吐氣體能量的消耗，氮?dú)饪匾诌吽男Ч麥p弱，井2、井4和井5壓力回落，對(duì)應(yīng)圖2中含水率的上升，最后各點(diǎn)壓力與回壓平衡。

圖3 氮?dú)馔掏逻^程中各井點(diǎn)壓力變化曲線Fig.3 Pressure change curves for well points in N2huff and puff

2.2 氮?dú)?表面活性劑復(fù)合吞吐實(shí)驗(yàn)

在純氮?dú)馔掏聦?shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，考慮到氮?dú)馔掏略鲇托Ч畹膯栴}，設(shè)想氮?dú)?表面活性劑復(fù)合吞吐，采用段塞式注入，利用氮?dú)獾呐蛎浱匦詫⒈砻婊钚詣┻\(yùn)送至遠(yuǎn)井地帶，以期獲得比氮?dú)馔掏赂叩牟墒章省?/p>

2.2.1 控水增油效果

該實(shí)驗(yàn)結(jié)果（圖4）中邊水驅(qū)替階段，依靠邊水能量驅(qū)替至出口端含水率達(dá)到98%，該階段累積產(chǎn)油量為346.2 mL，采收率為35.84%。

吞吐階段，由于表面活性劑的洗油作用，開井瞬間含水率由98%下降至27.8%，含水率下降幅度明顯。隨后含水率處于較高值一段時(shí)間后回升至98%，控水持續(xù)時(shí)間約為3.24 h（孔隙體積為1 296 mL，以注入速率1 mL/min注入0.15 PV的邊水），氮?dú)?表面活性劑復(fù)合吞吐對(duì)邊水有較好的控抑效果。吞吐階段累積增油量為32.6 mL，提高采收率3.37%，相比于純氮?dú)馔掏?，采收率有所提高，原因在于表面活性劑有效地增加了近井地帶的洗油效率?/p>

圖4 氮?dú)?表面活性劑復(fù)合吞吐提高采收率及控抑邊水效果Fig.4 Results of enhancing oil recovery and controlling edge water coning with N2and surfactant compound huff and puff

2.2.2 壓力變化

從吞吐過程各井點(diǎn)壓力變化（圖5）可以看出，在注入吞吐介質(zhì)階段，先注入0.05 PV的表面活性劑，各井點(diǎn)壓力明顯上升，隨后注入0.05 PV的氮?dú)?，氮?dú)饽懿糠秩芙庠谠椭校⑶揖哂辛己玫膲嚎s性，因而氮?dú)獾淖⑷霚p緩了模型壓力的上升幅度，繼續(xù)注表面活性劑，模型壓力以更大幅度上升，最后再注入氮?dú)舛稳蛯?duì)氮?dú)獾娜芙饬肯陆?，模型壓力下降幅度低于前一個(gè)氮?dú)舛稳Ｍ掏陆橘|(zhì)注入完成后，模型壓力上升至約為9 MPa。

圖5 氮?dú)?表面活性劑復(fù)合吞吐過程中各井點(diǎn)壓力變化曲線Fig.5 Pressure change curves for well points during N2and surfactant compound huff and puff

悶井過程中，相比純氮?dú)馔掏聬灳^程，可能是注入的表面活性劑在油水界面上吸附，阻礙了氮?dú)馀c原油的相互接觸，促使整個(gè)悶井過程中各井點(diǎn)壓力下降幅度緩慢，在相同的悶井時(shí)間下，開井生產(chǎn)前各井點(diǎn)壓力僅下降至約為7.9 MPa。

悶井結(jié)束后，由于吞吐介質(zhì)的段塞注入，吞吐過程呈現(xiàn)段塞特征。壓力上升段為氮?dú)獾呐蛎涀饔?，控抑邊水的推進(jìn)，由于氮?dú)庾⑷肓枯^少，壓力上升幅度不大，僅由5 MPa上升至5.3 MPa，對(duì)邊水的控抑效果不強(qiáng)，壓力平緩段表現(xiàn)為表面活性劑作用效果，降低油水界面張力，提高近井地帶洗油效率。

2.3 氮?dú)?二氧化碳復(fù)合吞吐實(shí)驗(yàn)

圖6 氮?dú)?二氧化碳復(fù)合吞吐提高采收率及控抑邊水效果Fig.6 Results of enhancing oil recovery and controlling edge water coning with N2and CO2compound huff and puff

吞吐階段，由于二氧化碳充分與近井地帶的原油接觸，原油黏度大幅度降低，加上復(fù)合氣的膨脹作用，產(chǎn)油量增加，含水率由98%下降至36.5%。隨著地層壓力的不斷降低，部分溶解的二氧化碳從原油中析出，產(chǎn)生賈敏效應(yīng)，對(duì)邊水推進(jìn)有一定的阻礙作用，且二氧化碳在水中的溶解改善了油水流度比，因而后續(xù)的邊水驅(qū)替過程含水率上升幅度較小。復(fù)合氣吞吐階段，控水持續(xù)時(shí)間為2.66 h（孔隙體積為1 331 mL，以注入速率1 mL/min注入0.12 PV的邊水），累積增油量為44 mL，提高采收率4.4%，二氧化碳對(duì)原油的溶解降黏作用提高了邊水對(duì)近井地帶的洗油效率，整體上體現(xiàn)為采收率增加值最大。

2.3.2 壓力變化

從氮?dú)?二氧化碳復(fù)合吞吐過程中各井點(diǎn)壓力變化（圖7）可以看出，注0.2 PV氮?dú)馀c二氧化碳混合氣過程中，各井點(diǎn)壓力出現(xiàn)了類似注氮?dú)鈺r(shí)的變化過程，各井點(diǎn)壓力先緩慢增加，后迅速上升，原因是雖然二氧化碳在原油中的溶解度大，但是隨著二氧化碳溶解的量不斷增加，后續(xù)的氣體越來越難溶解，造成各井點(diǎn)壓力的持續(xù)上升，最終上升至約為9.5 MPa。悶井過程中，同樣由于溶解性，壓力下降幅度越來越小，開井前壓力下降至6.8 MPa。

圖7 氮?dú)?二氧化碳復(fù)合吞吐過程各井點(diǎn)壓力變化曲線Fig.7 Pressure change curves for well points during N2and CO2compound huff and puff

由于二氧化碳在原油中的溶解性好，對(duì)原油具有良好的膨脹性，二氧化碳溶于原油后可顯著降低原油黏度（該實(shí)驗(yàn)所用原油在壓力為18.23 MPa，溫度為65℃時(shí)，溶解二氧化碳后，黏度由94 mPa?s降至20 mPa?s，降黏率達(dá)79%），降低油水界面張力，且二氧化碳在水中的溶解可改善油水流度比，因此，考慮氮?dú)?二氧化碳復(fù)合吞吐是否有利于提高氮?dú)饪匾诌吽Ч驮鲇托Ч?/p>

2.3.1 控水增油效果

從氮?dú)?二氧化碳復(fù)合吞吐提高采收率及控抑邊水效果（圖6）可以看出，邊水驅(qū)替至含水率98%時(shí)，累積采油量為345.8 mL，采收率為34.58%。

悶井結(jié)束，開井產(chǎn)液瞬間，各井點(diǎn)壓力上升，由5 MPa上升至5.4 MPa，并且后續(xù)壓力下降幅度較純氮?dú)庑?，?jīng)過一段較長(zhǎng)的時(shí)間才與回壓平衡，氮?dú)?二氧化碳復(fù)合吞吐與氮?dú)馔掏孪啾?，控抑邊水時(shí)間較短，可能是悶井過程中二氧化碳在原油中的溶解量較多，吞吐生產(chǎn)時(shí)留在模型孔隙中的量較少，膨脹作用較氮?dú)馊?，因而氮?dú)?二氧化碳控抑邊水效果較氮?dú)獠睢?/p>

2.4 3種吞吐介質(zhì)控抑邊水效果對(duì)比

從3種吞吐介質(zhì)吞吐過程中井5的壓力（可近似代表模型壓力）變化曲線（圖8）可以看到，3種吞吐介質(zhì)在悶井階段的地層壓力變化各不相同。對(duì)純氮?dú)夂偷獨(dú)馀c二氧化碳的復(fù)合氣而言，悶井過程中壓力下降幅度明顯，原因是氣體在原油中的不斷溶解和向遠(yuǎn)井地帶的擴(kuò)散運(yùn)移，氮?dú)馀c表面活性劑的壓力下降幅度較小，原因可能是表面活性劑在油水界面上的吸附阻礙了氮?dú)庀蛟椭械娜芙猓蚨趷灳Y(jié)束時(shí)，壓力明顯高于其他2種吞吐介質(zhì)。

悶井結(jié)束后，開井采液的瞬間，氮?dú)馔掏聦?shí)驗(yàn)的模型壓力增加值相比于其它兩種吞吐介質(zhì)要大，但壓力很快又下降至回壓，說明氮?dú)饪匾诌吽Ч@著，但持續(xù)效果相對(duì)較差；氮?dú)?表面活性劑復(fù)合吞吐壓力上升幅度不大，一方面是氣體的用量減少，另一方面可能是表面活性劑阻礙了氮?dú)馀c邊水的接觸，并且每個(gè)壓力峰值下降時(shí)間快，對(duì)邊水的控抑持續(xù)時(shí)間短，因此，表面活性劑對(duì)氮?dú)饪匾诌吽Ч脑黾硬幻黠@；氮?dú)?二氧化碳復(fù)合吞吐開井瞬間壓力峰值較純氮?dú)獾?，是由于氮?dú)饪偟奈镔|(zhì)的量減少一半，且部分二氧化碳溶解在原油中，因而開井瞬間對(duì)邊水推進(jìn)的阻礙作用減弱，另外由于壓力降低，溶于原油中的二氧化碳持續(xù)析出，二氧化碳膨脹作用和產(chǎn)生的賈敏效應(yīng)對(duì)邊水推進(jìn)有一定的阻力，模型壓力先是保持在一定值一段時(shí)間后，上升到最大值然后緩慢降低，說明氮?dú)?二氧化碳的復(fù)合吞吐具有一定的持續(xù)控抑邊水效果。

從3種吞吐介質(zhì)作用下的邊水控抑時(shí)間和采收率增加值對(duì)比可知，氮?dú)馔掏碌牟墒章试黾又底畹停瑸?.9%；氮?dú)?表面活性劑復(fù)合吞吐控水持續(xù)時(shí)間與純氮?dú)鈱?duì)比相差不大（3.31 h與3.24 h），且增加了近井地帶的洗油效率，采收率提高至3.37%；二氧化碳具有一定的膨脹性，以及壓力降低產(chǎn)生的賈敏效應(yīng)，對(duì)氮?dú)饪匾诌吽鹨欢ǖ某掷m(xù)作用，但是相比于純氮?dú)猓趸荚谠椭械娜芙饬枯^多，游離在孔隙中的氣體量較少，控抑邊水持續(xù)時(shí)間較短，為2.66 h，另外二氧化碳對(duì)原油的降黏作用，增加了吞吐過程的驅(qū)油效率，提高采收率4.4%，整體上表現(xiàn)為氮?dú)?二氧化碳復(fù)合吞吐增油效果最好。

圖8 3種吞吐介質(zhì)吞吐過程中井5壓力變化曲線Fig.8 Pressure change curves for Well5 during huff and puff by three huff and puff media

3 結(jié)論

吞吐過程中含水率變化及井點(diǎn)壓力變化分析表明，氮?dú)馔掏录暗獨(dú)?表面活性劑/氮?dú)?二氧化碳復(fù)合吞吐具有控抑?jǐn)鄩K油藏邊水突進(jìn)的可行性；3種吞吐介質(zhì)的控水效果與采收率效果對(duì)比分析表明，氮?dú)馔掏驴厮芰ψ顝?qiáng)，但采收率較低；相比于氮?dú)馔掏?，氮?dú)馀c表面活性劑及二氧化碳的復(fù)合吞吐，不但可以控抑邊水突進(jìn)，還可增加近井地帶的驅(qū)油效率，進(jìn)一步提高采收率。

淺層邊水?dāng)鄩K油藏開發(fā)方案設(shè)計(jì)中，應(yīng)考慮采用既具有控抑邊水能力又能進(jìn)一步提高原油采收率的氮?dú)鈴?fù)合吞吐，可在控抑邊水突進(jìn)，提高邊水波及體積的同時(shí)，利用表面活性劑和二氧化碳增加近井地帶的驅(qū)油效率，取得最佳的吞吐開發(fā)效果。

氮?dú)?表面活性劑吞吐實(shí)驗(yàn)中未考慮氮?dú)馀c表面活性劑形成泡沫對(duì)實(shí)驗(yàn)結(jié)果的影響，實(shí)驗(yàn)結(jié)果可能有所偏差；另外，該實(shí)驗(yàn)是在淺層邊水?dāng)鄩K油藏特高含水期進(jìn)行的氮?dú)饧捌鋸?fù)合吞吐實(shí)驗(yàn)研究，若在油藏高含水或較高含水期進(jìn)行吞吐實(shí)驗(yàn)，控抑邊水及采收率效果會(huì)更好。