深水濁積巖油藏提高采收率方法研究
——以安哥拉X油藏為例

牟漢生，陸文明，曹長(zhǎng)霄，宋兆杰，石軍太，張 洪

（1.中國(guó)石化東北油氣分公司，吉林長(zhǎng)春130062；2.中國(guó)石化石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京102206；3.中國(guó)石油大學(xué)（北京）非常規(guī)油氣科學(xué)技術(shù)研究院，北京102249；4.中國(guó)石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京102249）

濁積巖油藏屬于典型的深海油藏圈閉，由深水環(huán)境中的濁流沉積而成[1–3]。根據(jù)沉積特性，濁積巖油藏同一平面儲(chǔ)層的孔隙度、滲透率等物性參數(shù)具有較大差異，平面非均質(zhì)性強(qiáng)[4–7]，在實(shí)際生產(chǎn)中易出現(xiàn)注入流體竄逸，影響油藏開(kāi)發(fā)效果[8–9]。

氣水交替驅(qū)和氮?dú)馀菽?qū)是提高原油采收率的有效方法。氣水交替驅(qū)可通過(guò)氣、水段塞的交替注入，在擴(kuò)大水驅(qū)波及系數(shù)的同時(shí)，實(shí)現(xiàn)氣體流度控制，從而延緩氣體竄逸[10–13]；氮?dú)馀菽?qū)兼具改善水油流度比、降低油水界面張力、選擇性封堵等驅(qū)油特性[14–17]，可增大波及體積、提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度，達(dá)到提高采收率的目的。國(guó)內(nèi)外現(xiàn)有研究主要集中于不同提高采收率方法在縱向非均質(zhì)儲(chǔ)層的適應(yīng)性方面[18–23]，針對(duì)氣水交替驅(qū)或氮?dú)馀菽?qū)的效果評(píng)價(jià)的研究較少[24–25]。張麗娟等人[26]針對(duì)縱向非均質(zhì)儲(chǔ)層，通過(guò)篩選注入氣體種類(lèi)，提高了氣水交替驅(qū)的采油效果；M.M.Salehi等人[27]對(duì)比了氣水交替驅(qū)和泡沫驅(qū)兩種方法，發(fā)現(xiàn)泡沫驅(qū)可以減緩油水前緣黏性指進(jìn)；元福卿等人[28]優(yōu)化了氮?dú)馀菽?qū)所用泡沫配方，提高了泡沫調(diào)堵、分流性能，從而改善了地層縱向非均質(zhì)性。

不同于縱向非均質(zhì)性，平面非均質(zhì)性主要為同一深度儲(chǔ)層在平面上由于沉積條件不同而產(chǎn)生的滲透率差異，一般不涉及流體重力差異對(duì)驅(qū)替介質(zhì)波及效率的影響。因此，對(duì)于縱向非均質(zhì)儲(chǔ)層，可以利用凝膠調(diào)剖實(shí)現(xiàn)對(duì)注入井近井地帶的封堵；但對(duì)于平面非均質(zhì)儲(chǔ)層，其條帶間復(fù)雜的連通性導(dǎo)致難以采用近井調(diào)剖措施，而需考慮采用具有深度驅(qū)替特性的注入介質(zhì)。從理論角度分析，氣水交替驅(qū)或氮?dú)馀菽?qū)的注入介質(zhì)為氣、水/泡沫液段塞，地層注入性優(yōu)于凝膠類(lèi)調(diào)剖堵水劑，具有深度驅(qū)替和整體波及特性，更適于平面非均質(zhì)油藏。但是，目前針對(duì)平面非均質(zhì)儲(chǔ)層調(diào)驅(qū)效果的研究較少，滲透率級(jí)差、高滲條帶寬度占比等非均質(zhì)特性對(duì)氣水交替驅(qū)或氮?dú)馀菽?qū)效果的影響機(jī)制尚不清楚。因此，筆者結(jié)合室內(nèi)試驗(yàn)和數(shù)值模擬，開(kāi)展不同平面非均質(zhì)條件下的氣水交替驅(qū)與氮?dú)馀菽?qū)的適用性及提高采收率機(jī)制研究，為濁積巖油藏開(kāi)發(fā)中后期延緩水竄、穩(wěn)油控水提供了新的技術(shù)思路。

1 油藏地質(zhì)背景

X油藏為非洲西海岸安哥拉典型濁積巖油藏，屬于新近–古近系中新統(tǒng)、漸新統(tǒng)深海沉積儲(chǔ)層，含油砂體為海底水道形成的濁積砂體和席狀砂，儲(chǔ)層含少量泥質(zhì)膠結(jié)物，巖性為長(zhǎng)石、石英砂巖，油藏構(gòu)造和砂體共同控制油氣聚集。X油藏由海岸沿斜坡向下（北—南）發(fā)育3條濁積水道及席狀砂體系。河道儲(chǔ)層由2部分砂體構(gòu)成，中部高凈毛比砂巖構(gòu)成高滲條帶，與邊緣砂體呈現(xiàn)顯著的物性差異，儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性強(qiáng)。水道中心軸線以中粗砂為主，物性較好，滲透率達(dá)800～3 000m D；水道邊緣天然堤沉積則以砂泥互層為主，電性特征為鋸齒狀，滲透率通常低于500mD，中心軸線、邊緣沉積及周?chē)钏噘|(zhì)沉積在平面上構(gòu)成了3層結(jié)構(gòu)。地質(zhì)模型計(jì)算及前期地質(zhì)勘探結(jié)果表明，高滲條帶寬度占砂體整體寬度的1/6～1/3（見(jiàn)圖1）。

X油藏平均孔隙度為26.0%，平均氣測(cè)滲透率為408mD。地層壓力為33MPa，地層溫度為85℃，地層原油黏度為0.52～0.79mPa·s，地面脫氣原油密度為0.85～0.86 kg/L。目前采用5注6采井網(wǎng)開(kāi)發(fā)，其中一口注水井X-IF井已轉(zhuǎn)為注氣井（見(jiàn)圖1），當(dāng)前油井產(chǎn)出液綜合含水率為59%。

2 巖心驅(qū)替試驗(yàn)

基于X油藏中部滲透率較高、邊緣滲透率較低和高滲條帶寬度占比變化大等地質(zhì)特征，設(shè)計(jì)制作代表不同平面非均質(zhì)性的巖心模型，進(jìn)行了室內(nèi)巖心驅(qū)替試驗(yàn)，研究了滲透率級(jí)差和高滲條帶寬度占比對(duì)X油藏提高采收率效果與驅(qū)油動(dòng)態(tài)特征的影響。

2.1 試驗(yàn)材料與試驗(yàn)設(shè)備

圖1 X油藏濁積水道分布示意Fig.1 Turbidity channel distribution of X reservoir

由于深海濁積巖油藏天然巖心鉆取困難，設(shè)計(jì)制作了標(biāo)準(zhǔn)尺寸人造方巖心（45 mm×45 mm×300mm）。根據(jù)上述X油藏儲(chǔ)層物性和分布特征，設(shè)計(jì)了2類(lèi)人造方巖心（見(jiàn)圖2），平均孔隙度均為26.0%?？紤]X油藏高滲條帶寬度占砂體整體寬度的1/6～1/3，2類(lèi)平面非均質(zhì)巖心的高滲條帶寬度占比分別取上、下極值。其中，X-1型巖心滲透率級(jí)差為2.08，模擬X油藏的中部或西部濁積水道儲(chǔ)層非均質(zhì)性較弱的情況（巖心平均滲透率為408mD，高滲條帶的寬度占比為1/3，條帶滲透率為624mD；兩側(cè)低滲條帶的寬度占比均為1/3，條帶滲透率均為300mD）；X-2型巖心滲透率級(jí)差為3.16，模擬X油藏的東部濁積水道儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)的情況（巖心模型平均滲透率為408mD，高滲條帶的寬度占比為1/6，條帶滲透率為948mD；兩側(cè)低滲條帶的寬度占比均為5/12，條帶滲透率均為300mD）。

圖2 非均質(zhì)巖心實(shí)物Fig.2 Heterogeneous core samp les

2類(lèi)非均質(zhì)巖心模型的各條帶滲透率和孔隙度均符合油藏實(shí)際地質(zhì)認(rèn)識(shí)。人造方巖心選用不同粒徑的天然石英砂膠結(jié)而成，各條帶要滿足濁積巖油藏不同區(qū)域的滲透率；同時(shí)，不同條帶間直接接觸且相互連通，以模擬平面非均質(zhì)油藏的條帶間復(fù)雜連通性。

采用85℃下黏度為0.472mPa·s的原油進(jìn)行模擬試驗(yàn)，其黏度與地層原油黏度一致；采用由蒸餾水和氯化鈉配制而成、礦化度為133 000mg/L的地層水進(jìn)行試驗(yàn)。氮?dú)馀菽?qū)所用的泡沫液采用蒸餾水配制而成，發(fā)泡劑選用十二烷基硫酸鈉（SDS），質(zhì)量濃度為4 000mg/L；穩(wěn)泡劑選用部分水解聚丙烯酰胺（HPAM，相對(duì)分子質(zhì)量1.2×107，水解度17%，工業(yè)品），質(zhì)量濃度為800mg/L。氣水交替驅(qū)和氮?dú)馀菽?qū)所用氮?dú)饧兌葹?9.95%。氣水交替驅(qū)或氮?dú)馀菽?qū)的巖心驅(qū)替試驗(yàn)裝置主要由ISCO泵（驅(qū)替液體）、LF485-FD型氣體質(zhì)量流量控制器（控制注氣流速）、壓差變送器及數(shù)據(jù)采集模塊、DHZ-50-180型自控恒溫箱、高壓中間容器、方巖心夾持器（適用巖心規(guī)格45 mm×45mm×300 mm）、氣液分離裝置、六通閥、試管、量筒和若干管線組成（見(jiàn)圖3）。

圖3 氣水交替驅(qū)和氮?dú)馀菽?qū)試驗(yàn)裝置Fig.3 Experimental set-up of water and gasalternating flooding and nitrogen foam flooding

2.2 試驗(yàn)方法

進(jìn)行氣水交替驅(qū)和氮?dú)馀菽?qū)試驗(yàn)前，根據(jù)X油藏注水井的實(shí)際注入量，計(jì)算油水井中部的線性滲流速率[29–31]，得到試驗(yàn)條件下的注入體積流量。X油藏中部典型井P井的日注入量為4 770 m3/d，油水井距為2 000 m，油層厚度為7.30m，注入水在油水井中部的線性滲流速率為0.104m/d，利用式（1）計(jì)算出巖心尺度下注入體積流量為0.146 m L/m in。

式中：qV為巖心尺度的注入體積流量，mL/min；Qi為P井的實(shí)際注入量，m3/d；h為油層厚度，m；D為單井控制直徑，即油水井距，m；L為人造方巖心截面寬度，cm。

2.2.1 氣水交替驅(qū)試驗(yàn)

1)巖心抽真空、飽和水。將巖心放入抽真空、飽和水的密封鋼筒中，用真空泵將壓力降至–0.1 MPa并持續(xù)抽真空24 h；將模擬地層水注入鋼筒中，待壓力穩(wěn)定后，利用手搖泵繼續(xù)向鋼筒加注模擬地層水，直至壓力達(dá)到10MPa，飽和24 h。

2）測(cè)定巖心孔隙度。根據(jù)巖心抽真空、飽和水前后的質(zhì)量差以地層水密度，計(jì)算得到巖心孔隙度。

3）測(cè)定飽和油及含油飽和度。用雙缸恒流泵以0.05～0.30m L/m in的變流速?gòu)膸r心夾持器兩端反復(fù)注入配制好的模擬油，直至出口端產(chǎn)油率達(dá)到100%且模擬油注入量達(dá)到10倍孔隙體積以上。根據(jù)驅(qū)替出的水相體積，計(jì)算巖心含油飽和度。

4）開(kāi)始注水驅(qū)替，注入體積流量為0.146 m L/min，驅(qū)替至巖心出口端含水率達(dá)到X油藏當(dāng)前綜合含水率（即59%）后轉(zhuǎn)為氣水交替驅(qū)；氣水交替驅(qū)時(shí)，氣、水注入體積流量均為0.146m L/min，每個(gè)交替注入輪次的注氣段塞為0.3倍孔隙體積、注水段塞為0.1倍孔隙體積。

5）巖心出口端含水率達(dá)到95%時(shí)，停止試驗(yàn)。

2.2.2 氮?dú)馀菽?qū)試驗(yàn)

1）巖心抽真空、飽和水及飽和油，具體操作過(guò)程與氣水交替驅(qū)試驗(yàn)相同，在完全飽和油后進(jìn)行后續(xù)試驗(yàn)。

2）以注入體積流量0.146m L/m in注水驅(qū)替，待巖心出口端含水率達(dá)到59%后，轉(zhuǎn)為氣–泡沫液交替注入的氮?dú)馀菽?qū)；氮?dú)馀菽?qū)時(shí)，氣、泡沫液的注入體積流量均為0.146m L/m in，每個(gè)交替注入輪次注氣段塞0.3倍孔隙體積、注泡沫液段塞0.1倍孔隙體積。

3）巖心出口端含水率達(dá)到95%時(shí)，停止試驗(yàn)。

氣水交替驅(qū)和氮?dú)馀菽?qū)試驗(yàn)過(guò)程中，實(shí)時(shí)記錄各時(shí)間段的產(chǎn)液量、產(chǎn)油量和驅(qū)替壓差等產(chǎn)出參數(shù)，并計(jì)算瞬時(shí)含水率與原油采出程度。

2.3 試驗(yàn)結(jié)果分析

2.3.1 弱非均質(zhì)條件對(duì)驅(qū)替效果的影響

選用X-1型巖心進(jìn)行弱非均質(zhì)條件下的氣水交替驅(qū)和氮?dú)馀菽?qū)試驗(yàn)，巖心滲透率級(jí)差為2.08，巖心編號(hào)、注入方式及驅(qū)油結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 不同注入方式X-1型巖心提高采出程度結(jié)果Tab le 1 Oil recovery percent from different injection m ethods of X-1 core

分析表1可知，采用氣水交替驅(qū)和氮?dú)馀菽?qū)均可提高采出程度，且氮?dú)馀菽?qū)效果略優(yōu)于氣水交替驅(qū)，相比提高了5.22百分點(diǎn)。對(duì)于氣水交替驅(qū)，注入水后，孔隙中的水相飽和度增加，氣相相對(duì)滲透率降低，可以在孔隙尺度減緩氣體竄逸，同時(shí)注入氮?dú)舛稳梢栽谒?qū)基礎(chǔ)上進(jìn)一步增大波及體積；由于泡沫具有洗油和調(diào)驅(qū)雙重功能，氮?dú)馀菽?qū)既能提高洗油效率，又能有效封堵高滲條帶并提高波及系數(shù)，采出程度提高幅度較大。

X-1型巖心氣水交替驅(qū)和氮?dú)馀菽?qū)試驗(yàn)的采出程度、驅(qū)替壓差及出口端含水率隨注入體積的變化曲線如圖4—圖6所示。

圖4 不同注采方式下X-1型巖心采出程度隨注入體積的變化關(guān)系Fig.4 Relationship of oil recovery percentage and injected volume in different injectionmethods of X-1 core

由圖4可知，在前期水驅(qū)結(jié)束后，氣水交替驅(qū)和氮?dú)馀菽?qū)在注入體積小于0.7倍孔隙體積時(shí)，采出程度曲線幾乎一致，且上升較為緩慢。這是由于二者在第一輪次（將一個(gè)注氣段塞與一個(gè)注水或泡沫液段塞的組合視為一個(gè)注入輪次）中均為先注入氮?dú)?，再注入水或泡沫液。第一輪次注入氮?dú)膺^(guò)程中，氣相為連續(xù)相，與水驅(qū)過(guò)程相近，采出程度上升幅度較??；但注入0.7～0.9倍孔隙體積流體時(shí)，二者的采出程度出現(xiàn)明顯躍升。研究表明，隨著注入體積增大，氣水交替驅(qū)和氮?dú)馀菽?qū)的賈敏效應(yīng)提高了相對(duì)低滲條帶的原油動(dòng)用程度，該部分原油逐漸被驅(qū)替至出口端，產(chǎn)油量明顯上升。由于氮?dú)馀菽?qū)的賈敏效應(yīng)更強(qiáng)、且兼具表面活性劑的洗油作用，其采出程度的上升幅度更為明顯。

圖5 不同注采方式下X-1型巖心驅(qū)替壓差隨注入體積的變化關(guān)系Fig.5 Relationship of disp lacem ent pressure and injected volume in different injectionm ethodsof X-1 core

圖6 不同注采方式下X-1型巖心出口端含水率隨注入體積的變化關(guān)系Fig.6 Relationship of water cut and injected volume in different injection methodsof X-1 core

由圖5可知，氣水交替驅(qū)過(guò)程中，注氣時(shí)驅(qū)替壓差先上升后迅速下降，注水時(shí)驅(qū)替壓差保持平穩(wěn)，與前期水驅(qū)接近。這是由于注氣時(shí)，賈敏效應(yīng)的存在使驅(qū)替壓差大幅度增大，擴(kuò)大了驅(qū)替劑的波及范圍；但隨著氣體繼續(xù)注入，形成氣流通道，氣體變?yōu)檫B續(xù)相，賈敏效應(yīng)減弱，出現(xiàn)氣竄現(xiàn)象，驅(qū)替壓差迅速下降。后續(xù)注水時(shí)，注入水主要流入氣竄大孔道，填補(bǔ)地層能量，驅(qū)替壓差變化較小。氮?dú)馀菽?qū)過(guò)程中，驅(qū)替壓差隨著注入輪次增加而逐漸上升。注入泡沫液后，由于其黏度較高，驅(qū)替壓差上升，隨后注氣在巖心中形成氮?dú)馀菽舛赂邼B條帶。此外，第二輪次和第三輪次注入泡沫液后，后續(xù)氣驅(qū)驅(qū)替壓差均明顯高于氣水交替驅(qū)，表明氮?dú)馀菽舛赂邼B條帶的效果優(yōu)于氣水交替驅(qū)。

由圖6可知，氣水交替驅(qū)和氮?dú)馀菽?qū)過(guò)程中，巖心出口端含水率曲線的整體變化趨勢(shì)基本一致，且在注入體積小于0.7倍孔隙體積時(shí)，出口端含水率繼續(xù)上升；注入0.7～0.9倍孔隙體積流體時(shí)，含水率明顯下降，曲線呈漏斗形。結(jié)合圖5中的驅(qū)替壓差分析認(rèn)為，對(duì)于氣水交替驅(qū)，由于驅(qū)替壓差增大，非均質(zhì)巖心中相對(duì)低滲條帶的部分原油被動(dòng)用，產(chǎn)油量增加，導(dǎo)致出口端含水率降低；但在后續(xù)注入輪次中，隨著驅(qū)替壓差下降，相對(duì)低滲條帶的原油動(dòng)用逐漸困難，出口端含水率逐漸上升。對(duì)于氮?dú)馀菽?qū)，其驅(qū)替壓差上升幅度較大，調(diào)驅(qū)效果明顯，且泡沫可以提高洗油效率，使產(chǎn)油量大幅度上升，出口端含水率明顯降低。但由于平面非均質(zhì)性較弱，氮?dú)馀菽?qū)過(guò)程中所形成的泡沫沿前緣地帶均勻推進(jìn)，未能有效封堵高滲條帶，后續(xù)注入輪次中氮?dú)馔黄婆菽怄i，發(fā)生氣竄，出口端含水率逐漸上升。

氣水交替驅(qū)和氮?dú)馀菽?qū)的前2個(gè)注入輪次中，氮?dú)馀菽?qū)穩(wěn)定出口端含水率的效果明顯優(yōu)于氣水交替驅(qū)。但隨著注入輪次增加，2種方法在第三輪次的效果均明顯下降，表明弱平面非均質(zhì)條件下氣水交替驅(qū)和氮?dú)馀菽?qū)的增油期主要集中在前2個(gè)注入輪次。

2.3.2 強(qiáng)非均質(zhì)條件對(duì)驅(qū)替效果的影響

選用X-2型巖心模型開(kāi)展了強(qiáng)非均質(zhì)條件下的氣水交替驅(qū)和氮?dú)馀菽?qū)試驗(yàn)，滲透率級(jí)差為3.16，所用巖心編號(hào)、注入方式和驅(qū)油結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 不同注入方式下X-2型巖心提高采出程度結(jié)果Table 2 Oil recovery percentage from different in jection m ethods of X-2 core

分析表2可知，氮?dú)馀菽?qū)提高原油采出程度的效果明顯優(yōu)于氣水交替驅(qū)，相比提高了31.87百分點(diǎn)。這是因?yàn)?，X-2型巖心高滲條帶寬度較窄且滲透率更高，平面非均質(zhì)性更強(qiáng)，氣水交替驅(qū)雖然能夠提高波及系數(shù)，但其調(diào)整儲(chǔ)層非均質(zhì)的能力有限，難以有效控制強(qiáng)平面非均質(zhì)條件下的氣體竄逸，使得最終采出程度大幅度降低。然而，氮?dú)馀菽?qū)對(duì)于非均質(zhì)油藏的適用性更強(qiáng)，可以延緩強(qiáng)非均質(zhì)條件下高滲條帶中的氣體竄逸，使低滲條帶的原油得到有效動(dòng)用，同時(shí)泡沫可以提高洗油效率，使最終采出程度顯著提高。對(duì)比表1和表2可以看出，氣水交替驅(qū)較適用于弱非均質(zhì)條件，在強(qiáng)非均質(zhì)條件下的適用性較差；而氮?dú)馀菽?qū)在弱非均質(zhì)和強(qiáng)非均質(zhì)條件下都適用。

X-2型巖心氣水交替驅(qū)和氮?dú)馀菽?qū)試驗(yàn)的采出程度、驅(qū)替壓差及出口端含水率隨注入體積的變化曲線如圖7—圖9所示。

圖7 不同注采方式下X-2型巖心采出程度隨注入體積的變化關(guān)系Fig.7 Relationship of oil recovery percentage and injected volume in different injection methodsof X-2 core

圖8 不同注采方式下X-2型巖心驅(qū)替壓差隨注入體積的變化關(guān)系Fig.8 Relationship of disp lacem ent pressure and injected volume in different injection methodsof X-2 core

圖9 不同注采方式下X-2型巖心出口端含水率隨注入體積的變化關(guān)系Fig.9 Relationship of water cut and injected volume in different injection methodsof X-2 core

由圖7可知，注入體積小于0.6倍孔隙體積時(shí)，氣水交替驅(qū)和氮?dú)馀菽?qū)的采出程度曲線變化幾乎一致，其原因與圖4相同。后續(xù)注入輪次中，氣水交替驅(qū)的采出程度僅在第二輪次有明顯提升，整體提高幅度較小；氮?dú)馀菽?qū)每個(gè)注入輪次的采出程度均有明顯提高，驅(qū)替效果顯著。平面非均質(zhì)性較強(qiáng)時(shí)，氣水交替驅(qū)在高滲條帶中的氣竄現(xiàn)象較為明顯，提高采出程度的效果降低；由于強(qiáng)非均質(zhì)條件下高滲條帶的孔隙半徑較大，氮?dú)馀菽姆€(wěn)定性增強(qiáng)[32–33]，延緩竄逸效果更優(yōu)，使得低滲條帶得到有效動(dòng)用，因此采出程度明顯提高。

由圖8可知，氣水交替驅(qū)過(guò)程中，驅(qū)替壓差波動(dòng)較小，且在2個(gè)注入輪次后迅速下降，表明在強(qiáng)平面非均質(zhì)條件下，氣水交替驅(qū)的波及范圍主要集中在高滲條帶，低滲條帶難以被波及，因此提高采出程度的效果較差；氮?dú)馀菽?qū)過(guò)程中，驅(qū)替壓差隨著注入輪次增加而逐漸上升，表明在強(qiáng)平面非均質(zhì)條件下氮?dú)馀菽梢苑舛赂邼B條帶的大孔隙，迫使后續(xù)注入流體轉(zhuǎn)向并波及低滲條帶，從而提高低滲條帶的原油動(dòng)用程度。

由圖9可知，氣水交替驅(qū)和氮?dú)馀菽?qū)的出口端含水率曲線呈現(xiàn)明顯差異。氣水交替驅(qū)的前2個(gè)注入輪次中，巖心出口端含水率先明顯降低后迅速上升，表明強(qiáng)非均質(zhì)條件下氣水交替驅(qū)可以降低出口端含水率，但穩(wěn)定性較差，僅能維持一個(gè)注入輪次；氮?dú)馀菽?qū)過(guò)程中，出口端含水率先下降至0，后穩(wěn)定在50%附近，低含水階段能夠持續(xù)4個(gè)注入輪次，說(shuō)明氮?dú)馀菽?qū)降低并穩(wěn)定巖心出口端含水率的效果顯著。這是由于隨著注入體積增大，巖心中泡沫含量增加，封堵高滲條帶大孔道的效果提升，氮?dú)馀菽?qū)波及范圍逐漸從高滲條帶延伸到低滲條帶，從而降低并穩(wěn)定了巖心出口端含水率。

3 氣水交替驅(qū)/氮?dú)馀菽?qū)數(shù)值模擬研究

由于巖心驅(qū)替試驗(yàn)難以可視化描述注入介質(zhì)在巖心中的波及規(guī)律，因此在巖心試驗(yàn)基礎(chǔ)上進(jìn)行了氣水交替驅(qū)和氮?dú)馀菽?qū)的數(shù)值模擬研究。以強(qiáng)非均質(zhì)巖心為例，建立了巖心尺度的數(shù)值模擬模型，其中的模型尺寸、孔滲物性以及初始含油、含水飽和度均與巖心試驗(yàn)參數(shù)保持一致；通過(guò)調(diào)整油–水、油–氣相對(duì)滲透率曲線和毛管力曲線等，實(shí)現(xiàn)氣水交替驅(qū)或氮?dú)馀菽?qū)試驗(yàn)結(jié)果的歷史擬合，進(jìn)而通過(guò)分析驅(qū)替過(guò)程中不同滲透率條帶的含油飽和度的變化特征，揭示不同提高采收率方法提高采收率的機(jī)制。

利用CMG數(shù)值模擬軟件的STARS模塊進(jìn)行巖心尺度數(shù)值模擬，單位制選用LAB試驗(yàn)單位制。模型選用正交網(wǎng)格，i，j和z方向網(wǎng)格數(shù)分別為32，3和1個(gè)，i方向網(wǎng)格尺寸為1.000 cm，j方向3個(gè)網(wǎng)格尺寸分別為18.75，7.50和18.75mm，z方向網(wǎng)格尺寸為45.00 mm。各條帶滲透率分別為300，948和300 m D。設(shè)定模型左側(cè)為注入端，設(shè)置一口注水井、一口注氣井，右側(cè)為出口端，設(shè)置一口生產(chǎn)井；巖心數(shù)值模型尺寸、孔隙度、含油/含水飽和度、滲透率分布均與試驗(yàn)參數(shù)保持一致。模型初始?jí)毫蜕a(chǎn)井井底流壓均設(shè)定為33MPa，以模擬巖石試驗(yàn)的圍壓和出口端回壓條件。

選用機(jī)理法進(jìn)行氮?dú)馀菽?qū)數(shù)值模擬，利用反應(yīng)式表示泡沫的生成和破滅（S表示表面活性劑，L表示液膜）：

式（2）中，左側(cè)表示水、表面活性劑與氮?dú)獾姆磻?yīng)，右側(cè)表示反應(yīng)形成液膜（泡沫）。其中，式（2）左右兩側(cè)均含有氮?dú)?，左?cè)氮?dú)獗硎镜獨(dú)庾鳛榉磻?yīng)物參與反應(yīng)，右側(cè)氮?dú)鈩t表示生成的泡沫具有氮?dú)獾慕M分特性。

根據(jù)氣水交替驅(qū)和氮?dú)馀菽?qū)的巖心試驗(yàn)步驟，先注水驅(qū)替300m in，然后開(kāi)始?xì)馑惶骝?qū)或氮?dú)馀菽?qū)。每個(gè)注入輪次均先注375m in的氮?dú)庠僮?25m in的水或表面活性劑溶液，以此循環(huán)注入，驅(qū)替至2175m in停止模擬運(yùn)算。氣水交替驅(qū)和氮?dú)馀菽?qū)采出程度的數(shù)值模擬歷史擬合結(jié)果如圖10（a）、圖10（b）所示。由圖10可知，氮?dú)馀菽?qū)的開(kāi)發(fā)效果遠(yuǎn)優(yōu)于氣水交替驅(qū)。

圖10 氣水交替驅(qū)和氮?dú)馀菽?qū)采出程度數(shù)值模擬歷史擬合結(jié)果Fig.10 History matching of recovery percentage from water and gasalternating flooding and nitrogen foam flooding

由10（a）可知，對(duì)于氣水交替驅(qū)，前2個(gè)輪次的采出程度試驗(yàn)數(shù)據(jù)與模擬數(shù)據(jù)擬合效果較好，表明可以用數(shù)值模擬結(jié)果研究氣水交替驅(qū)的提高采收率機(jī)制。利用該巖心尺度數(shù)值模型，對(duì)比開(kāi)展注水驅(qū)替數(shù)值模擬。水驅(qū)和氣水交替驅(qū)過(guò)程中，不同滲透率條帶的含油飽和度變化特征對(duì)比如圖11所示。水驅(qū)過(guò)程中，注入水主要波及高滲條帶（見(jiàn)圖11（a）所示的巖心模型中間層網(wǎng)格），導(dǎo)致含油飽和度降低，但即使繼續(xù)注水驅(qū)替，低滲條帶（見(jiàn)圖11（a）所示的巖心模型上、下兩層網(wǎng)格）的含油飽和度未發(fā)生明顯變化，表明注入水主要沿高滲條帶低效循環(huán)，需要進(jìn)行液流轉(zhuǎn)向措施。對(duì)于氣水交替驅(qū)，氣水交替注入的初始時(shí)刻（t=300m in），高滲條帶的含油飽和度較低，剩余油主要賦存在低滲條帶；隨著氣水交替注入輪次增多，低滲條帶含油飽和度逐漸降低，且降低幅度比水驅(qū)方案大，表明氣水交替驅(qū)在平面非均質(zhì)巖心模型中發(fā)揮了擴(kuò)大波及體積的作用，能夠驅(qū)動(dòng)剩余油。

圖11 水驅(qū)與氣水交替驅(qū)過(guò)程中含油飽和度變化特征對(duì)比Fig.11 Com parison of oil saturation distribution change during water flooding and water and gasalternating flooding

由圖10（b）可知，氮?dú)馀菽?qū)驅(qū)替過(guò)程中的采出程度試驗(yàn)數(shù)據(jù)與模擬數(shù)據(jù)擬合效果較好，表明可以用數(shù)值模擬結(jié)果研究氮?dú)馀菽?qū)的驅(qū)替規(guī)律。對(duì)比注水驅(qū)替數(shù)值模擬，氮?dú)馀菽?qū)過(guò)程中不同滲透率條帶的含油飽和度變化特征如圖12所示。初始時(shí)刻（t=300 min），高滲條帶（見(jiàn)圖12（b）所示的巖心模型中間層網(wǎng)格）含油飽和度較低，剩余油主要賦存于低滲條帶（見(jiàn)圖12（b）所示的巖心模型上、下兩層網(wǎng)格）。隨著氮?dú)馀菽?qū)的進(jìn)行，高滲條帶含油飽和度基本不變，表明氮?dú)馀菽l(fā)揮了堵大不堵小、堵水不堵油的性能，迫使后續(xù)注入介質(zhì)進(jìn)入低滲條帶。分析低滲條帶含油飽和度變化特征可知，氮?dú)馀菽诘蜐B條帶近乎呈活塞式驅(qū)替，將低滲條帶中的剩余油采出，因此能夠大幅度提高采收率，這與巖心驅(qū)替試驗(yàn)的分析結(jié)果基本一致，表明氮?dú)馀菽?qū)可以作為平面非均質(zhì)油藏剩余油挖潛的有效手段。

圖12 水驅(qū)與氮?dú)馀菽?qū)過(guò)程中含油飽和度變化特征對(duì)比Fig.12 Com parison of oil saturation distribution change during water flooding and nitrogen foam flooding

4 結(jié) 論

1）驅(qū)替試驗(yàn)結(jié)果表明，氮?dú)馀菽?qū)效果優(yōu)于氣水交替驅(qū)。氣水交替驅(qū)的主要增油期為前1～2個(gè)輪次，而氮?dú)馀菽?qū)增油期可以持續(xù)2～4個(gè)輪次，穩(wěn)油控水效果更優(yōu)。

2）巖心模型滲透率級(jí)差較小時(shí)，氣水交替驅(qū)表現(xiàn)出良好的提高波及系數(shù)和降低出口端含水率的能力，但當(dāng)滲透率級(jí)差較大時(shí)，該方法控制氣體流度的能力降低，驅(qū)替壓差上升幅度較小，提高采收率效果變差。

3）巖心模型滲透率級(jí)差較大時(shí)，氮?dú)馀菽?qū)仍可發(fā)揮泡沫堵大不堵小、堵水不堵油及表面活性劑洗油的多重特性，抑制高滲條帶中的流體竄逸，使得氮?dú)馀菽诘蜐B條帶近似呈活塞式驅(qū)替，從而實(shí)現(xiàn)深部調(diào)驅(qū)，大幅度提高采收率。

4）氣水交替驅(qū)及氮?dú)馀菽?qū)數(shù)值模擬結(jié)果與試驗(yàn)結(jié)果擬合度較好，綜合巖心驅(qū)替試驗(yàn)和數(shù)值模擬結(jié)果可知，氣水交替驅(qū)較適用于弱非均質(zhì)條件，但在強(qiáng)非均質(zhì)條件下適用性較差；氮?dú)馀菽?qū)可同時(shí)適用于弱非均質(zhì)和強(qiáng)非均質(zhì)條件，有效提高深水濁積巖油藏采收率，為該類(lèi)油藏的經(jīng)濟(jì)高效開(kāi)發(fā)提供技術(shù)支持。