屈鳴，侯吉瑞，馬仕希，王倩，羅旻

中國石油大學(北京)提高采收率研究院，北京102249

碳酸鹽巖油氣藏是全球油氣最重要的組成部分，其油氣可采儲量占全球油氣總可采儲量一半之多[1]。我國的碳酸鹽巖油氣藏主要是位于塔里木盆地的塔河油田，塔河油田為碳酸鹽巖縫洞型油藏，奧陶系是其主力儲產(chǎn)層，受構(gòu)造運動和成巖作用的影響，奧陶系碳酸鹽巖儲集體具有很強的非均質(zhì)性，裂縫與大型溶洞并存[2-5]。縫洞型碳酸鹽巖油藏儲集體形態(tài)多樣，儲層空間分布極不均勻，儲集空間主要由孔、縫、洞組成，具有極強的非均質(zhì)性[6-8]。開發(fā)初期依靠天然能量開采，產(chǎn)量遞減快，注水補充能量后含水上升快，采收率低[9-10]，注氣在礦場試驗中取得一定效果，但是容易發(fā)生氣竄，最終采收率較低[11-12]。氮氣泡沫驅(qū)在縫洞型碳酸鹽巖油藏的開發(fā)方面有一定的優(yōu)勢[13-14]。這是因為：1)氮氣泡沫遇油不穩(wěn)定，消泡后氮氣在重力分異的作用下進入構(gòu)造高部位并不斷聚集，形成次生氣頂，頂替出閣樓油。2)氮氣泡沫在大通道內(nèi)的不斷堆積增加了運移阻力并對氣體產(chǎn)生封堵作用，控制氣體流度，使氣體界面均勻下降，可以抑制氣竄的發(fā)生。3)氮氣泡沫堆積產(chǎn)生的阻力可以促使液流轉(zhuǎn)向，擴大波及體積。4)泡沫體系中的表面活性劑可以改善巖石表面的潤濕性、降低界面張力、提高微觀洗油效率。本文對兩種溶洞發(fā)育模式下氮氣泡沫驅(qū)的注入段塞尺寸、注入時機、注采井別等參數(shù)進行可視化研究，直觀展示了注入?yún)?shù)對縫洞型油藏驅(qū)油效果的影響，分析了氮氣泡沫驅(qū)啟動剩余油的機理，為縫洞型油藏礦場剩余油的挖掘提供理論支持。

1 實驗?zāi)Ｐ驮O(shè)計制作

20世紀末縫洞單元的提出為碳酸鹽巖縫洞型油藏的進一步研究提供了便利。由于碳酸鹽巖縫洞型油藏縫洞系統(tǒng)分布復(fù)雜，縫洞內(nèi)流體的流動模式呈現(xiàn)多樣化，模型設(shè)計時同一模型無法同時滿足多個相似準則，只能側(cè)重局部流體進行相似模擬[15-16]，結(jié)合礦場實際地質(zhì)資料，考慮壓力與重力的關(guān)系、注入速度與采油量的關(guān)系以及溶洞的大小及發(fā)育形式等，設(shè)計制作孤立溶洞可視化物理模型。

縫洞型碳酸鹽巖儲層基質(zhì)基本不具備滲流能力，可不考慮基質(zhì)的孔隙度與滲透率，因此模型的主體是以碳酸鈣為主要成分的人造膠結(jié)巖心。人造膠結(jié)巖心是將碳酸鈣粉末與石英砂按一定比例混合，以有機膠為膠結(jié)物，在高壓下壓制而成的，其基本不具備滲透能力，潤濕性為弱親油。結(jié)合礦場實際地質(zhì)資料，設(shè)計孤立溶洞可視化物理模型，刻蝕人造膠結(jié)巖心，將刻蝕出的溶洞用石蠟填充，對巖心表面使用環(huán)氧樹脂對模型進行澆鑄密封，按照設(shè)計進行鉆井。本研究制作出孤立溶洞可視化物理模型(模型尺寸：15 cm×7 cm×0.68 cm)，并對溶洞進行編號(圖1)。

2 實驗部分

2.1 實驗材料與設(shè)備

實驗用油為模擬油，由液體石蠟與煤油按一定比例配制而成，加入適量蘇丹紅染色劑后呈紅色，25 ℃的黏度為23.9 mPa·s(模擬塔河油田原油地下黏度)，密度為0.821 g/cm3。

實驗用水為按照油田采出水樣的分析結(jié)果配置的模擬地層水，加入適量亞甲基藍染色劑后呈藍色，黏度為1 mPa·s，密度為1 g/cm3。

氮氣泡沫氣液比為1:1，起泡劑為十二烷基硫酸鈉，起泡劑溶液濃度為0.3%，加入質(zhì)量濃度為1.5%聚合物(相對分子量600萬～800萬)增強泡沫穩(wěn)定性。

實驗設(shè)備分為3部分(圖2)：孤立溶洞可視化物理模型系統(tǒng)、實驗控制系統(tǒng)和數(shù)據(jù)采集處理系統(tǒng)。

(1)孤立溶洞可視化物理模型系統(tǒng)由支撐平臺和實驗?zāi)Ｐ?部分組成。支撐平臺由不銹鋼鋼條焊接而成，并用鐵夾對模型進行固定，實驗?zāi)Ｐ蛣t是自主設(shè)計制作的孤立溶洞可視化物理模型。

(2)實驗控制系統(tǒng)主要由恒壓恒流計量泵(工作壓力為0～30 MPa，流速范圍為0.001～9.999 mL/min)、活塞容器(500 mL，最高工作壓力32 MPa)、恒溫箱組成。

圖1 孤立溶洞模型實物圖及井位布置Fig. 1 Material objects and well locations of isolated cave model

(3)數(shù)據(jù)采集處理系統(tǒng)包括計算機及圖片數(shù)據(jù)處理軟件、數(shù)據(jù)采集器、壓差傳感器、溫度傳感器、攝像設(shè)施(Logitech Pro C910，分辨率1920×1080)、面板光源。

2.2 實驗設(shè)計與實驗方案

按照相似準則確定注采參數(shù)，研究氮氣泡沫驅(qū)注入?yún)?shù)和機理的實驗方案如下所述。

(1)注入段塞尺寸研究實驗方案

轉(zhuǎn)注水結(jié)束后，注入不同段塞尺寸的氮氣泡沫進行對比實驗，研究泡沫注入段塞尺寸對驅(qū)油效果的影響(表1)。

(2)注入時機研究實驗方案

選取底水結(jié)束和轉(zhuǎn)注水結(jié)束2個時間點進行氮氣泡沫驅(qū)實驗，研究泡沫注入時機對驅(qū)油效果的影響(表2)。

(3)注采井別研究實驗方案

底水驅(qū)結(jié)束后，分別選取低位井和高位井進行氮氣泡沫驅(qū)實驗，研究泡沫注入井別對驅(qū)油效果的影響(表3)。

圖2 氮氣泡沫驅(qū)實驗流程圖Fig. 2 Experimental diagram of nitrogen foam flooding

表1 注入段塞尺寸研究實驗方案Table 1 The experiments scheme of studies on injected slug size

表2 注入時機研究實驗方案Table 2 The experiments scheme of studies on injection time

3 實驗結(jié)果

橫向孤立溶洞模型與縱向孤立溶洞模型在3種不同參數(shù)條件下動態(tài)驅(qū)替特征、剩余油分布均存在差異，下文闡述不同注入?yún)?shù)對它們的影響。

3.1 注入段塞尺寸

3.1.1 橫向孤立溶洞模型

轉(zhuǎn)注水結(jié)束后(圖3(a))，從1號溶洞注入泡沫，受泡沫液膜兩親性質(zhì)與油-水-泡沫三相密度差異影響，泡沫在油水界面處堆積。泡沫具有“遇水穩(wěn)定、遇油消泡”的性質(zhì)，與油接觸的泡沫緩慢消泡，消泡后氣體上浮于洞頂形成氣頂，置換低位井上部的“閣樓油”，油水界面下降，在此過程中采出井持續(xù)產(chǎn)水。待1號溶洞油水界面下降至中心溶洞時，在底水和氮氣泡沫的協(xié)同作用下產(chǎn)出原油，氮氣泡沫沿中心溶洞緩慢流向3號洞和5號洞，置換剩余油。

注入氮氣泡沫段塞為0.2 PV時，只能置換出1號洞低位井上部剩余油和3號洞小部分剩余油(圖3(b))。注入泡沫段塞為0.4 PV時，氮氣泡沫啟動1、3號洞剩余油和5號洞近一半的剩余油(圖3(c))。注入泡沫的PV數(shù)達到0.6 PV時，模型中1、3、5號溶洞剩余油被完全啟動(圖3(d))。

3.1.2 縱向孤立溶洞模型

轉(zhuǎn)注水結(jié)束后(圖4(a))，泡沫從低位井注入溶洞后與水相接觸，泡沫與水存在密度差異，泡沫逐漸上浮至油水界面處堆積，與油接觸逐漸消泡。消泡后的氮氣進入中心溶洞上部和2號洞頂部聚集形成氣頂，置換“閣樓油”，泡沫起到控制氣體流度的作用，阻止氮氣由中心溶洞竄流至生產(chǎn)井所在的1號洞。消泡后的起泡劑溶液溶解于水，進入水中的表面活性劑兩親分子吸附于油水界面上，降低3號洞、5號洞與6號洞中油水界面張力，改變模型內(nèi)部流體壓力場，增大水進入溶洞的體積，置換剩余油(圖4(b)、圖4(c)、圖4(d))。

注入泡沫段塞0.2 PV， 中心溶洞頂部閣樓油被完全啟動，但2號洞底部殘留剩余油未被波及(圖4(b))。注入0.4 PV和0.6 PV泡沫段塞后，2號洞中的剩余油被完全啟動(圖4(c)和圖4(d))，且最終采收率也基本相同。在該類油藏中，泡沫主要靠重力分異作用啟動高部位剩余油，與橫向孤立溶洞模型不同，縱向孤立溶洞水驅(qū)后“閣樓油”體積有限，而增大泡沫段塞也無法啟動低部位剩余油，說明存在最佳的注入泡沫段塞尺寸。

3.2 注入時機

3.2.1 橫向孤立溶洞模型

在底水驅(qū)結(jié)束和轉(zhuǎn)注水驅(qū)結(jié)束分別進行氮氣泡沫驅(qū)實驗。圖5為在兩種不同注入時機條件下采出程度與注入體積的關(guān)系曲線，底水驅(qū)過程中采收率曲線上升較快，受泡沫堆積、壓縮、消泡等影響，注泡沫階段曲線較為平緩，但兩種不同注入時機條件下最終采收率基本一致。底水驅(qū)結(jié)束后注氮氣泡沫至失效時，注入流體總累積孔隙體積倍數(shù)(PV)為1.97 PV，轉(zhuǎn)注水結(jié)束后注氮氣泡沫至失效，注入流體總累積孔隙體積倍數(shù)(PV)為2.39 PV，比前者多0.42 PV，而轉(zhuǎn)注水的體積基本為0.42 PV(圖5)。因此，無論是否轉(zhuǎn)注水，在達到最終采收率時泡沫的注入PV數(shù)基本相同，選擇底水驅(qū)結(jié)束后轉(zhuǎn)注氮氣泡沫可以加快產(chǎn)出井的見效時間，節(jié)省注水成本。

表3 注采井別研究實驗方案Table 3 The experiments scheme of studies on injection wells and production wells

圖3 橫向孤立溶洞注入段塞尺寸研究實驗結(jié)果圖Fig. 3 Experimental results of injected slug size studies on horizontally isolated caverns

3.2.2 縱向孤立溶洞模型

轉(zhuǎn)注水0.48 PV，采出井發(fā)生暴性水淹，轉(zhuǎn)注水僅啟動1號溶洞中剩余油(圖6(a)，圖6(b))，中心溶洞垂向水流通道一旦形成，流場很難改變，導致3號溶洞、5號溶洞、6號溶洞中剩余油被中心溶洞中的水體封閉，在轉(zhuǎn)注水過程中未能被啟動。底水驅(qū)后注氮氣泡沫會先啟動1號溶洞中的剩余油，泡沫消泡后在中心溶洞和2號洞形成氣頂，頂替出其中的剩余油，使剩余油沿主流道產(chǎn)出。消泡后的起泡劑溶液溶解于水，進入水中的表面活性劑兩親分子吸附于油水界面上，降低油水界面張力，改變模型內(nèi)部流體壓力場，3號溶洞、5號溶洞、6號溶洞中剩余油均被不同程度采出(圖6(c))。轉(zhuǎn)注水后注泡沫與底水驅(qū)后注泡沫動態(tài)過程基本一致，只是轉(zhuǎn)注水后1號洞已基本不存在待啟動剩余油(圖6(b))，因此在后續(xù)注氮氣泡沫時，采出井會出現(xiàn)一段產(chǎn)水期，待油水界面下降至采出井井底時才開始產(chǎn)油。

底水驅(qū)結(jié)束后和轉(zhuǎn)注水結(jié)束后進行氮氣泡沫驅(qū)效果基本一致，最終都能將中心溶洞、2號洞和6號洞的剩余油驅(qū)出(圖6(c)和圖6(d))。不同的是，在轉(zhuǎn)注水結(jié)束后注入泡沫，生產(chǎn)井增加了產(chǎn)水階段，使生產(chǎn)井較長時間未見效，因此應(yīng)在底水驅(qū)結(jié)束之后注入泡沫，可以減少注水量，節(jié)約資源，促使該類油藏高效開發(fā)。

圖4 縱向孤立溶洞注入段塞尺寸研究實驗結(jié)果圖Fig. 4 Experimental results of injected slug size studies on vertically isolated caverns

圖5 不同注入時機下采出動態(tài)曲線圖Fig. 5 Dynamic production curves at different injection time

3.3 注采井別

3.3.1 橫向孤立溶洞模型

轉(zhuǎn)注水結(jié)束之后，模型中的剩余油主要是分布于1、3、5號洞的“閣樓油”(圖7(a))。低位井注泡沫時，泡沫在1號洞上部堆積置換 “閣樓油”，并導致油水界面下降，當油水界面下降至主溶洞時，生產(chǎn)井開始出現(xiàn)油水同產(chǎn)，隨后泡沫沿中心溶洞進入3號洞和5號洞置換剩余油，置換過程中泡沫逐漸消泡，后續(xù)注入的泡沫可補充減少的泡沫，而消泡后產(chǎn)生的氣體則被泡沫封堵于于3、5號洞頂部，形成次生氣頂。當泡沫進入7號洞時，在重力分異作用下泡沫會沿7號洞右側(cè)壁面運移至上側(cè)分支洞，并隨生產(chǎn)井產(chǎn)出，而波及不到左側(cè)水平分支洞，導致在高位井下部會殘留少量“繞流油”。泡沫形成流動通道后，在泡沫與底水共同作用下形成協(xié)同流場，部分原油被驅(qū)替至中心溶洞底部且遠離協(xié)同流場，無法被波及(圖7(b))。高位井注泡沫與低位井轉(zhuǎn)注泡沫動態(tài)過程基本一致，但只會在低位井下部產(chǎn)生少量“繞流油”(圖7(c))。

3.3.2 縱向孤立溶洞模型

轉(zhuǎn)注水結(jié)束后，剩余油主要分布在中心溶洞頂部、2號洞、3號洞、5號洞和6號洞(圖8(a))，低位井注氮氣泡沫和高位井注氮氣泡沫均可以啟動中心溶洞頂部、2號洞和6號洞的剩余油，且最終采收率基本一致，但兩者生產(chǎn)動態(tài)及泡沫注入量存在差異。由圖8(b)和圖8(c)不同注采井別氮氣泡沫驅(qū)結(jié)果可以看出，低位井泡沫注入量遠低于高位井泡沫注入量，采用低位井注氮氣泡沫更為經(jīng)濟。低位井注泡沫時，泡沫-油-水密度差導致泡沫沿溶洞上浮至中心溶洞頂部聚集，向下頂替“閣樓油”，當油水界面到達高位井井底時，高位井開始油水同產(chǎn)(圖8(b))，驅(qū)替結(jié)束后會在2號洞殘留部分“繞流油”。高位井注氮氣泡沫時，氮氣泡沫直接在井底堆積并逐漸運移至中心溶洞頂部，向下置換“閣樓油”，隨后向2號洞運移，置換2號溶洞中的“閣樓油”，油水界面逐漸降低，在油水界面未達到低位井井底時，生產(chǎn)井一直產(chǎn)水，直到油水界面位置到達生產(chǎn)井井底，開始油水同產(chǎn)，驅(qū)替結(jié)束后會在主溶洞與4號洞連接處形成“繞流油”(圖8(c))。

圖8(b)與圖8(c)中5號溶洞內(nèi)(黃色圈標記)，泡沫驅(qū)后油水分布發(fā)生變化，水驅(qū)波及體積增加。分析認為，氮氣泡沫消泡后表面活性劑溶于水，水中的表面活性劑分子吸附于油水界面，降低油水界面張力，促進后續(xù)底水侵入。溶洞頂部泡沫的堆積下移與底水的向上補充形成協(xié)同作用，增加驅(qū)替動力，造成底水入侵，油水分布發(fā)生變化。

圖6 不同注入時機實驗結(jié)果圖Fig. 6 Experimental results at different injection time

圖7 橫向孤立溶洞注采井別實驗結(jié)果圖Fig. 7 Experimental results of different injection wells and production wells of horizontally isolated caverns

4 氮氣泡沫驅(qū)機理研究

對于縫洞型油藏，氮氣泡沫驅(qū)是一種有效的擴大波及體積、提高采收率的方法，其提高采收率機理包括重力分異作用、降低油水界面張力、氣體流度控制、乳化、遇油消泡、遇水穩(wěn)定等。本文實驗研究結(jié)果表明，重力分異作用和降低油水界面張力是提高縫洞型油藏溶洞儲集體石油采收率的主要機理。

4.1 重力分異作用

圖9所示為泡沫驅(qū)重力分異作用提高采收率機理示意圖。以泡沫-油界面為研究對象，進行受力分析，GF：泡沫重力；PG：氣體作用于泡沫的力；Po：油相作用于泡沫的力；PF：泡沫作用于油相的力；Go：油相自身重力；Pw：水相作用于油相的力。假設(shè)驅(qū)替過程中體系內(nèi)處于穩(wěn)定驅(qū)替狀態(tài)，忽略熱交換和流體膨脹，結(jié)合實驗過程中流體流動情況(圖9中藍色箭頭表示水體流動方向；白色箭頭表示原油流動方向；黑色箭頭表示泡沫流動方向)可得原油在驅(qū)替過程中的受力關(guān)系式：

圖8 縱向孤立溶洞注采井別實驗結(jié)果圖Fig. 8 Experimental results of different injection wells and production wells of vertically isolated caverns

圖9 泡沫驅(qū)重力分異作用機理Fig. 9 Gravity effect mechanisms of foam flooding

由于泡沫-油的密度差異，在重力分異作用(GF＜Go)下進入溶洞高部位并不斷聚集，泡沫遇油不穩(wěn)定，逐漸消泡形成次生氣頂，置換閣樓油。

劉中春等[17]將縫洞型油藏的等效驅(qū)替動力與油水密度差產(chǎn)生的重力的比值定義為重力準數(shù)，用以衡量驅(qū)替的穩(wěn)定性，但該重力準數(shù)僅反映油水兩相流的力學機制。筆者在其研究基礎(chǔ)上，根據(jù)重力準數(shù)的物理意義，推導出氮氣泡沫與底水共同存在情況下驅(qū)替力與重力分異產(chǎn)生的重力關(guān)系，即“三相重力準數(shù)”。

縫洞型油藏的等效驅(qū)替動力用式(1)計算，

油水密度差產(chǎn)生的重力(阻力)

泡沫與油的密度差產(chǎn)生的重力(動力)

三相重力準數(shù)

式中：θo—油的流速，m/s；μo—地下原油黏度，mPa·s；k—等效滲透率，μm2；g—重力加速度，m/s2；ρw—模擬地層水密度，kg/m3；ρF—泡沫密度，kg/m3；ρo—地下原油密度，kg/m3。

Nr的物理意義是泡沫與底水在驅(qū)油過程中的協(xié)同效應(yīng)度量。Nr≤1時，驅(qū)替穩(wěn)定，泡沫與底水的協(xié)同作用明顯；Nr＞1時，驅(qū)替不穩(wěn)定，泡沫與底水容易竄流，不利于協(xié)同作用的發(fā)揮，易在主溶洞形成繞流油。

線路二：P-A-E，4.7+32+36.7KM，貨物重量共計2.9噸，可選車型II，共節(jié)約里程8.7KM。

4.2 降低油水界面張力

圖10所示為泡沫驅(qū)降低油水界面張力提高采收率的機理。以油水界面為研究對象，分別對油相和水相進行受力分析，其中?P：水相受到的驅(qū)替力；Gw：水相自身重力；Po：油相作用于水相上的力；Pw：水相作用于油相上的力；Go：油相自身重力；PF：泡沫作用于油相上的力；PM：封閉邊界作用于油相上的力；Pw/o：界面張力引起的彎曲液面附加壓力。假設(shè)驅(qū)替處于穩(wěn)定狀態(tài)，忽略熱交換，結(jié)合實驗過程中流體流動情況(圖10中藍色箭頭表示水體流動方向；白色箭頭表示原油流動方向；黑色箭頭表示泡沫流動方向)以及油水界面形態(tài)，對5號洞中油相進行受力分析，可得到受力平衡關(guān)系式：

溶于水中的表面活性劑分子吸附于油水界面，降低油水界面張力，Pw/o減小，導致Pw＞Go+PM+Pw/o，底水二次進入5號洞置換剩余油。隨著水相持續(xù)侵入，PM增加，最終5號洞油相受力達到新的平衡，原油不再被置換。

圖10 泡沫驅(qū)降低油水界面張力機理Fig. 10 Reducing oil and water interface tension mechanisms of foam flooding

1號洞連接采出井，忽略邊界效應(yīng)，由于采出井井深較短不考慮井底流壓影響，對1號洞油相進行受力分析，并結(jié)合油、水、泡沫流動關(guān)系及油水界面形態(tài)得到受力關(guān)系式：

油水界面上表面活性劑分子吸附排列，降低油水界面張力，Pw/o減小，1號洞油相受力維持Pw＞Go+PF+Pw/o的關(guān)系，原油持續(xù)采出。泡沫析出液中含有表面活性劑，其溶解于水中使油水界面張力降低，水進入盲端洞的阻力減小，從而改變油藏內(nèi)部壓力分布，導致流場發(fā)生變化，部分盲端洞剩余油能夠被采出。

5 結(jié)論

(1)溶洞型儲集體中存在最佳注入泡沫段塞尺寸(0.4～0.6 PV)。在注入泡沫段塞未達到最佳泡沫段塞范圍時，注入泡沫段塞尺寸越大，最終采收率越高。最佳段塞尺寸與溶洞發(fā)育形態(tài)、剩余油分布有關(guān)。

(2)底水驅(qū)結(jié)束后轉(zhuǎn)注氮氣泡沫可以縮短生產(chǎn)井的高含水期，使生產(chǎn)井提早見效，同時也可以減少注水量，橫向孤立溶洞可節(jié)約注水量0.42 PV，縱向孤立溶洞可節(jié)約注水量0.48 PV。

(3)注水失效后，低位井注氮氣泡沫和高位井注氮氣泡沫均能影響剩余油分布，氮氣泡沫與底水產(chǎn)生協(xié)同效應(yīng)，改變水驅(qū)失效后部分溶洞中油水分布狀態(tài)，增加波及體積。

(4)氮氣泡沫驅(qū)提高縫洞型油藏溶洞儲集體石油采收率的主要機理是重力分異作用和降低油水界面張力。重力分異作用使泡沫與底水產(chǎn)生協(xié)同效應(yīng)，定義了泡沫、油、水三相重力準數(shù)來判斷泡沫與底水協(xié)同作用的驅(qū)油效果。油水界面張力的降低可以改變壓力場，促進底水二次侵入盲端洞以置換剩余油。

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