趙鳳蘭 ，王 鵬 ，侯吉瑞 ，李文峰 ，劉懷珠 ，郝宏達(dá) ，付忠鳳

（1.中國石油大學(xué)（北京）提高采收率研究院，北京102249；2.中國石油三次采油重點(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；4.中國石油冀東油田公司鉆采工藝研究院，河北唐山063004）

中國冀東油田某斷塊油藏中部埋深約為3 000 m，地層厚度為150～320 m；平均孔隙度為19%，平均滲透率為170 mD，屬于典型中孔中滲透油藏［1-5］。該油藏具有油水關(guān)系復(fù)雜、天然能量不足等特點(diǎn)。在開發(fā)過程中，由于地質(zhì)認(rèn)識(shí)程度的不足，已開發(fā)區(qū)塊層間非均質(zhì)性較嚴(yán)重，致使油藏存在控制程度低、水驅(qū)采出程度低和含水率上升快等問題［6］。泡沫作為氣液分散體系具有視黏度高、堵水不堵油等特性，且起泡劑本身為表面活性劑，能起到降低油水界面張力、乳化原油和改變巖石表面潤濕性等作用［7-10］。此外，氮?dú)鈦碓磸V、價(jià)格低、物理性能較穩(wěn)定［11-13］，因此氮?dú)馀菽瓱o論是在驅(qū)替、調(diào)剖還是在鉆井、壓水錐等方面均取得了良好的應(yīng)用效果［14-18］，但是氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)體系的油藏適用界限等方面的相關(guān)研究較少［19］。因此，采用巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，重點(diǎn)研究巖心非均質(zhì)性和調(diào)驅(qū)時(shí)機(jī)對(duì)氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)效果的影響，以期為該類儲(chǔ)層氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)方案設(shè)計(jì)提供依據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)器材與方法

1.1 實(shí)驗(yàn)器材

實(shí)驗(yàn)裝置（圖1）主要包括HW-II型自控恒溫箱、LB-05高壓恒速泵、雙層巖心夾持器（使用壓力為32 MPa，實(shí)驗(yàn)用巖心的長、寬、高分別為4.5，4.5，30 cm）、3個(gè)活塞中間容器、D07-7B質(zhì)量流量控制器、D08-1G型數(shù)字流量顯示儀、壓力傳感器及MCGS6.2通用版數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)和液體計(jì)量裝置等。

實(shí)驗(yàn)用油為冀東油田中深層原油與航空煤油（按一定比例）復(fù)配所得模擬地層油，在實(shí)驗(yàn)溫度為85℃條件下黏度為7.4 mPa·s。

實(shí)驗(yàn)用水為與冀東油田中深部地層水離子質(zhì)量濃度一致的模擬地層水，Na+，K+，Mg2+，CO2-，

3HCO3-和Cl-的質(zhì)量濃度分別為1 611，39，39，40，166和1 624 mg/L，總礦化度為5 015 mg/L。

實(shí)驗(yàn)用穩(wěn)泡劑為部分水解聚丙烯酰胺（HPAM），相對(duì)分子質(zhì)量為1 500×104，有效物質(zhì)量分?jǐn)?shù)為88%。

實(shí)驗(yàn)用起泡劑為陰離子型起泡劑TT-2，主要成分是α-烯烴磺酸鈉，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.6%，并采用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%的聚合物作為穩(wěn)泡劑。該體系在實(shí)驗(yàn)溫度為85℃、總礦化度為5 000 mg/L條件下的泡沫半衰期為40 min，起泡體積為517.5 mL，泡沫綜合指數(shù)為20 700 min·mL，實(shí)驗(yàn)方法同趙江玉等［20-21］提出的評(píng)價(jià)泡沫性能方法一致。

實(shí)驗(yàn)用氣為純度為99.99%的氮?dú)狻?/p>

圖1 強(qiáng)化氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)裝置Fig.1 Experimental schematic diagram of enhanced nitrogen foamprofile control and displacement

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

在實(shí)驗(yàn)溫度為85℃的條件下，采用模擬地層水和模擬地層油進(jìn)行強(qiáng)化氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)。設(shè)計(jì)8組實(shí)驗(yàn)，其中4組分別采用滲透率級(jí)差為2—11的層間非均質(zhì)人工壓制砂巖模型（長、寬、高分別為4.5，4.5，30 cm），固定高滲透層滲透率為 200～300 mD，改變低滲透層滲透率，考察不同滲透率級(jí)差（約為2，3，6，11）對(duì)強(qiáng)化氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)效果的影響，并與均質(zhì)巖心條件下的實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行對(duì)比。另外2組采用相同滲透率級(jí)差（約為6）的物理模型，改變泡沫調(diào)驅(qū)時(shí)機(jī)，在采出液含水率分別為60%和80%時(shí)進(jìn)行調(diào)驅(qū)，并與含水率為98%、滲透率級(jí)差為6時(shí)的實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行對(duì)比，考察不同調(diào)驅(qū)時(shí)機(jī)對(duì)采出程度的影響；另有1組對(duì)照實(shí)驗(yàn)，用于泡沫穩(wěn)定性分析。

具體實(shí)驗(yàn)步驟主要包括：①人工壓制一定滲透率級(jí)差的2層非均質(zhì)巖心，烘干，測量長、寬、高，計(jì)算視體積。②將巖心放入對(duì)應(yīng)的巖心夾持器中，加圍壓，抽真空4 h。③飽和模擬地層水，計(jì)量孔隙體積，并計(jì)算孔隙度。④按圖1連接實(shí)驗(yàn)裝置，并水測滲透率。⑤將實(shí)驗(yàn)溫度升至85℃，低速飽和模擬地層油，直至出口端連續(xù)出油為止（雙出口端，按出油順序依次關(guān)閉出口），計(jì)算含油（水）飽和度；并老化24 h以上。⑥以0.2 mL/min的恒定流速進(jìn)行水驅(qū)，記錄壓力和產(chǎn)液（水）量。⑦以1 mL/min的恒定流速交替注入起泡劑和氮?dú)猓ǖ獨(dú)怏w積按實(shí)驗(yàn)條件計(jì)算）；每次注入0.05 PV，交替6次，累積注入0.3 PV；記錄壓力和產(chǎn)液（水）量。⑧后續(xù)水驅(qū)直至高滲透層含水率達(dá)到98%為止，記錄壓力和產(chǎn)液（水）量。⑨實(shí)驗(yàn)結(jié)束，通過記錄的壓力和產(chǎn)液（水）量等數(shù)據(jù)計(jì)算巖心的采出程度、含水率、分流率等數(shù)據(jù)。⑩改變滲透率級(jí)差或產(chǎn)出液含水率（泡沫調(diào)驅(qū)時(shí)機(jī)）進(jìn)行下1組實(shí)驗(yàn)。

按照實(shí)驗(yàn)步驟①—⑤，可得到實(shí)驗(yàn)巖心尺寸、滲透率及其非均質(zhì)性和原始含油飽和度等基礎(chǔ)數(shù)據(jù)（表1）。從表1中可以看出，滲透率及其級(jí)差基本滿足設(shè)計(jì)要求，原始初始含油飽和度約為60%。

表1 實(shí)驗(yàn)巖心基礎(chǔ)數(shù)據(jù)Table1 Basic core data in the experiment

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

2.1 不同滲透率級(jí)差下強(qiáng)化氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)效果

2.1.1 階段采出程度

從不同滲透率級(jí)差條件下的強(qiáng)化氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)效果（圖2）可知，強(qiáng)化氮?dú)馀菽瓕?duì)高滲透層提高采出程度的幅度基本相同，約為8.5%，總提高采出程度主要取決于低滲透層；當(dāng)滲透率級(jí)差為2—6時(shí)，低滲透層提高采出程度幅度較大，均為11%，總提高采出程度在18%以上，其中滲透率級(jí)差為6時(shí)，總提高采出程度最高達(dá)20.0%，說明該滲透率級(jí)差范圍內(nèi)，強(qiáng)化氮?dú)馀菽行Х舛铝烁邼B透通道，使其滲流阻力增大，改變了液流方向，增大波及面積，有效動(dòng)用低滲透層中的剩余油，達(dá)到提高采出程度的目的。此外，起泡劑作為一種表面活性劑，具有降低油水界面張力、乳化原油和改變巖石表面潤濕性等作用，能夠提高驅(qū)油效率，從而提高采收率。而當(dāng)滲透率級(jí)差達(dá)11時(shí)，強(qiáng)化氮?dú)馀菽牡蜐B透層提高采出程度僅為3.6%，表明滲透率級(jí)差過大時(shí)，強(qiáng)化氮?dú)馀菽瓱o法有效啟動(dòng)低滲透層中的剩余油。

圖2 不同滲透率級(jí)差下強(qiáng)化氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)效果Fig.2 Profile control and displacement effect of enhanced nitrogen foamat different permeability ratios

圖3 不同滲透率級(jí)差下含水率隨注入量的變化Fig.3 Relationship between water cut and injection volume at different permeability ratios

2.1.2 含水率

從不同滲透率級(jí)差下含水率隨注入體積變化的關(guān)系（圖3）可以看出，滲透率級(jí)差為2—6時(shí)，強(qiáng)化氮?dú)馀菽⑷胧沟煤首畹徒抵?0%以下，其中，當(dāng)滲透率級(jí)差為3時(shí)，強(qiáng)化氮?dú)馀菽亩滤芰ψ顝?qiáng)，含水率最低降至23.5%，且在注入量為0.3 PV時(shí)將含水率控制在80%以下；而均質(zhì)巖心和滲透率級(jí)差為11時(shí)控水效果相對(duì)較差，強(qiáng)化氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)后的含水率最低約為50%。均質(zhì)巖心控水效果較差是由于前期水驅(qū)效果明顯，巖心中含油飽和度相對(duì)較低；滲透率級(jí)差為11時(shí)控水效果差是由于滲透率級(jí)差太大，低滲透層無法啟動(dòng)，液流通道主要為高滲透層?？傮w來看，強(qiáng)化氮?dú)馀菽亩滤Ч^明顯，在滲透率級(jí)差小于11時(shí)，含水率最低能控制在50%以下，且含水率為80%時(shí)的控水窗口均大于0.25 PV。

2.1.3 產(chǎn)液剖面改善程度

從不同滲透率級(jí)差下驅(qū)替過程中高滲透層和低滲透層分流率變化（圖4）中可以看出，高滲透層分流率明顯高于低滲透層，且隨著滲透率級(jí)差的增加，高滲透層分流率與低滲透層分流率差距更明顯；強(qiáng)化氮?dú)馀菽⑷牒秃罄m(xù)水驅(qū)階段，高滲透層分流率隨著滲透率級(jí)差的增大而增大，低滲透層分流率隨著滲透率級(jí)差的增大而減小，特別是滲透率級(jí)差為2—6時(shí)低滲透層的分流率甚至?xí)^高滲透層的，且剖面改善持續(xù)的時(shí)間較長，而滲透率級(jí)差為3時(shí)，維持產(chǎn)液剖面平衡的注入量達(dá)0.25 PV，說明在該滲透率級(jí)差時(shí)強(qiáng)化氮?dú)馀菽⑷肽軌蛴行Ц纳飘a(chǎn)液剖面，增加高滲透層的滲流阻力，使液流轉(zhuǎn)向，分流率增加，提高低滲透層的波及面積。當(dāng)滲透率級(jí)差為11時(shí)，強(qiáng)化氮?dú)馀菽⑷雽?duì)高滲透層和低滲透層的分流率幾乎無影響，因此沒有對(duì)產(chǎn)液剖面起到改善作用。

綜合采出程度、含水率以及產(chǎn)液剖面改善程度等方面分析實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，強(qiáng)化氮?dú)馀菽谝欢B透率級(jí)差范圍內(nèi)是可以起到較好地改善產(chǎn)液剖面和控水增油的作用，但是當(dāng)滲透率級(jí)差大于10時(shí)，強(qiáng)化氮?dú)馀菽牧鞫瓤刂颇芰Σ荒艹浞职l(fā)揮作用，調(diào)驅(qū)效果有限，因此建議強(qiáng)化氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)技術(shù)在中孔中滲透儲(chǔ)層中應(yīng)用時(shí)非均質(zhì)性不宜太強(qiáng)，滲透率級(jí)差宜在10以內(nèi)。

圖4 不同滲透率級(jí)差下分流率隨注入量的變化Fig.4 Relationship between diversion rate and injection volume at different permeability ratios

2.2 不同調(diào)驅(qū)時(shí)機(jī)的強(qiáng)化氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)效果分析

2.2.1 階段采出程度

從不同含水率對(duì)應(yīng)的調(diào)驅(qū)時(shí)機(jī)下的強(qiáng)化氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)效果（表2）可以看出，在滲透率級(jí)差基本相當(dāng)?shù)臈l件下，含水率為80%時(shí)注入強(qiáng)化氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)效果最好，提高采出程度和總提高采出程度分別為34.2%和55.0%；含水率為60%時(shí)注入強(qiáng)化氮?dú)馀菽牟沙龀潭却沃?dāng)含水率為98%（經(jīng)濟(jì)極限含水率）時(shí)注入強(qiáng)化氮?dú)馀菽?，提高采出程度和總提高采出程度分別為20.0%和45.9%，比含水率為80%時(shí)低10%。這是由于隨著含水率的增大，巖心內(nèi)部將會(huì)逐漸形成穩(wěn)定的滲流通道，且滲流通道的滲流阻力相對(duì)較??；此時(shí)注入強(qiáng)化氮?dú)馀菽?，無法實(shí)現(xiàn)有效封堵。而含水率為60%時(shí)注入強(qiáng)化氮?dú)馀菽奶岣卟沙龀潭鹊陀诤蕿?0%時(shí)的，這是由于泡沫具有遇油消泡的特點(diǎn)，當(dāng)主要滲流通道含有較高比例的原油時(shí)，強(qiáng)化氮?dú)馀菽瓡?huì)快速破滅，從而使采出程度相對(duì)較低。

表2 不同調(diào)驅(qū)時(shí)機(jī)下的強(qiáng)化氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)效果Table2 Profile control and displacement effect of enhanced nitrogen foam at different flooding times

2.2.2 入口壓力

從入口壓力變化及高滲透層和低滲透層產(chǎn)液量可以分析強(qiáng)化氮?dú)馀菽男纬?、運(yùn)移和破滅等過程。整個(gè)驅(qū)替過程可以分為水驅(qū)階段、強(qiáng)化氮?dú)馀菽⑷腚A段、后續(xù)水驅(qū)階段，3個(gè)階段對(duì)應(yīng)的壓力變化規(guī)律截然不同。

水驅(qū)階段的壓力變化表現(xiàn)為先上升而后趨于平緩；前期上升是因?yàn)閷?shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ蛢?nèi)的壓力較低，需要注入一定的液量來提升入口壓力；當(dāng)達(dá)到驅(qū)替的平衡壓力時(shí)，壓力的變化幅度將會(huì)相對(duì)變得很小，從而趨于平緩。

強(qiáng)化氮?dú)馀菽⑷腚A段的壓力變化表現(xiàn)為前期階段式上升和后期起伏較大。前期隨著起泡劑和氮?dú)獾慕惶孀⑷?，入口壓力?huì)迅速上升：第1次入口壓力迅速上升是因?yàn)槠鹋輨﹥?nèi)含有聚合物，其視黏度遠(yuǎn)大于模擬地層油和模擬地層水的黏度，且驅(qū)替速度也由原來的0.2 mL/min提升至1.0 mL/min，注入6 mL起泡劑后入口壓力從200 kPa上升至1 000 kPa；隨后注入6 mL的氮?dú)?，入口壓力?huì)繼續(xù)上升（中間有短暫的下降是因?yàn)榻惶娴拈g隔），此時(shí)氮?dú)夂推鹋輨┗旌蠈?huì)形成強(qiáng)化氮?dú)馀菽?，其視黏度大于起泡劑的視黏度。?輪交替注入起泡劑和氮?dú)?，壓力?huì)繼續(xù)上升，直至達(dá)到一個(gè)較大的峰值，峰值與強(qiáng)化氮?dú)馀菽囊曫ざ取B流通道的含油飽和度和巖心的滲透率等有關(guān)。因?yàn)閺?qiáng)化氮?dú)馀菽牟环€(wěn)定性較大，所以達(dá)到入口壓力峰值后，入口壓力的起伏較大。

后續(xù)水驅(qū)階段的壓力變化表現(xiàn)為先迅速下降，隨后出現(xiàn)峰值，再平穩(wěn)下降。進(jìn)入后續(xù)水驅(qū)階段，二、三階段銜接處的入口壓力迅速下降，主要由于驅(qū)替速度（由1.0變?yōu)?.2 mL/min）和驅(qū)替介質(zhì)的變化（由強(qiáng)化氮?dú)馀菽優(yōu)槟M地層水）；隨后出現(xiàn)入口壓力峰值，同時(shí)表現(xiàn)出低滲透層產(chǎn)液量增加，甚至大于高滲透層的產(chǎn)液量（圖5），這說明高滲透層的主要滲流通道形成了強(qiáng)化氮?dú)馀菽?，?shí)現(xiàn)了短暫性地封堵，迫使液流轉(zhuǎn)向，啟動(dòng)低滲透層的剩余油，也說明氣、液2種介質(zhì)可以在多孔介質(zhì)運(yùn)移過程中相互作用而形成泡沫；而后入口壓力平緩下降，這是因?yàn)閺?qiáng)化氮?dú)馀菽饾u破滅以及部分起泡劑和氮?dú)鈴某隹诙水a(chǎn)出。

圖5 不同調(diào)驅(qū)時(shí)機(jī)下的入口壓力及產(chǎn)液量隨注入量的變化Fig.5 Relationship between inlet pressure，fluid production and injection volume at different flooding times

從滲透率級(jí)差為6時(shí)不同含水率下的入口壓力及產(chǎn)液量的變化（圖5）可以看出，后續(xù)水驅(qū)階段的入口壓力由大到小為：含水率為98%，80%，60%。研究結(jié)果表明，水流通道的含水率越高，其強(qiáng)化氮?dú)馀菽茰缢俣仍铰?，泡?模擬油體系的視黏度越大，所需要的驅(qū)替壓差越大。當(dāng)含水率為60%時(shí)，后續(xù)水驅(qū)階段入口壓力下降較快，也反映了強(qiáng)化氮?dú)馀菽钠茰缢俣容^快。

2.3 泡沫穩(wěn)定性

為進(jìn)一步說明泡沫堵水不堵油和遇油消泡的特點(diǎn)，進(jìn)行未飽和模擬地層油（是指在整個(gè)實(shí)驗(yàn)過程中，略去飽和油過程（實(shí)驗(yàn)步驟⑤）的強(qiáng)化氮?dú)馀菽⑷雽?duì)照實(shí)驗(yàn)。該對(duì)照實(shí)驗(yàn)是參照實(shí)驗(yàn)編號(hào)為4的實(shí)驗(yàn)時(shí)間節(jié)點(diǎn)來進(jìn)行的。

從2組對(duì)照實(shí)驗(yàn)入口壓力與注入倍數(shù)的關(guān)系（圖6）可以看出，在交替注入階段，2組對(duì)照實(shí)驗(yàn)入口壓力所達(dá)到的峰值相近（第8組實(shí)驗(yàn)比第4組實(shí)驗(yàn)高178.5 kPa，約為7%）；而在后續(xù)水驅(qū)階段，第8組實(shí)驗(yàn)的平均入口壓力明顯高于第4組的平均入口壓力；直到水驅(qū)至高含水率階段，兩者才接近，入口壓力趨于1 100 kPa。這說明第4組實(shí)驗(yàn)的強(qiáng)化氮?dú)馀菽诙嗫捉橘|(zhì)運(yùn)移過程中，其破滅速度大于未飽和模擬地層油對(duì)照組的，直到高含水率階段，2組對(duì)照實(shí)驗(yàn)的含水飽和度接近，入口壓力也趨于接近，即泡沫遇油后消泡，從而進(jìn)一步解釋了泡沫調(diào)驅(qū)時(shí)機(jī)選擇的重要性。

圖6 2組實(shí)驗(yàn)入口壓力隨注入量的變化Fig.6 Relationship between inlet pressure and injection volume in the two groups of control experiment

3 結(jié)論

針對(duì)中孔中滲透儲(chǔ)層，強(qiáng)化氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)技術(shù)在一定滲透率級(jí)差范圍內(nèi)具有明顯的控水增油和產(chǎn)液剖面改善效果，但滲透率級(jí)差不宜過大，應(yīng)控制在10以內(nèi)。當(dāng)滲透率級(jí)差為2—6時(shí)，強(qiáng)化氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)后采出程度在水驅(qū)基礎(chǔ)上可提高18%以上；從控水效果來看，強(qiáng)化氮?dú)馀菽⑷胧沟煤蕪?8%降至40%以下，且采出液含水率為80%時(shí)為最佳泡沫調(diào)驅(qū)時(shí)機(jī)，此時(shí)既未完全形成主要的滲流通道，又可保證滲流通道具有較高的含水量。