趙鳳蘭 ，宋黎光 ，侯吉瑞 ，李文峰 ，王 鵬 ，郝宏達

（1.中國石油大學（北京），北京102249；2.中國石油三次采油重點實驗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.北京市重點實驗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)受油價低的影響，油藏開發(fā)方式受限于經(jīng)濟適用性［1］。淺層邊水斷塊油藏由于含油面積小，非均質(zhì)性強，且存在強邊水能量，難以進行合理有效地開發(fā)。注氣進行吞吐開發(fā)可充分補充地層能量，以實現(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)濟效益高的特點，對于開發(fā)斷塊油藏具有適應(yīng)性［2］。注氮氣、二氧化碳等氣體進行吞吐作業(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，氮氣具有良好的膨脹性能，將其注入天然能量低的非常規(guī)油藏進行吞吐開發(fā)，可持續(xù)補充地層能量，延緩產(chǎn)量的遞減速度［11］，對于抑制天然能量的推進具有較好的效果［12］，且來源廣、價格低，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，因此復合吞吐開發(fā)效益更高。對淺層邊水斷塊油藏進行氮氣復合吞吐開發(fā)，具有控抑邊水、增加原油產(chǎn)量的潛力。目前，有關(guān)氮氣吞吐的研究較為深入，孫永鵬等研究了低滲油藏單井氮氣吞吐的影響因素，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］；張國強等通過數(shù)值模擬研究，分析了氮氣吞吐相比于二氧化碳吞吐更適合ZY小斷塊油藏［14］；李亮等研究了底水油藏高含水水平井氮氣吞吐實驗，分析了氮氣吞吐的注入時機和影響氮氣吞吐效果的參數(shù)［15］；但有關(guān)淺層邊水斷塊油藏氮氣吞吐及其復合吞吐開發(fā)效果方面的研究相對較少。為此，筆者利用自行研制的邊水徑向流物理模型，研究氮氣吞吐及其復合吞吐在儲層非均質(zhì)和原油較高黏度條件下開發(fā)淺層邊水斷塊油藏的可行性，并對比分析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 實驗器材與方法

1.1 實驗器材

實驗儀器主要包括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。

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

實驗用水為總礦化度為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。

實驗用氣包括純度均為99.9%的氮氣和二氧化碳。

實驗用劑為起泡劑EC-1（陰離子型）。

1.2 實驗模型設(shè)計

實驗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，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注氮氣及復合介質(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 實驗方法及步驟

實驗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。

實驗步驟主要包括：①準備工作。打磨模型使表面平整，計算模型視體積；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，計算巖心孔隙體積；將徑向流巖心夾持器放置在實驗溫度為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。各組實驗巖心參數(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，自動采集記錄各井點壓力變化。③向井3注入吞吐介質(zhì)（氮氣吞吐實驗注入0.2 PV的氮氣；氮氣-表面活性劑復合吞吐實驗段塞式間歇注入0.05 PV表面活性劑、0.05 PV氮氣、0.05 PV表面活性劑、0.05 PV氮氣；氮氣-二氧化碳復合吞吐實驗注入0.2 PV物質(zhì)的量比為1∶1的氮氣和二氧化碳的復合氣）。④注入吞吐介質(zhì)后，悶井12 h，保證各井點壓力不發(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)，進行下一組吞吐實驗，重復步驟②—⑤。

表1 實驗所用巖心基礎(chǔ)參數(shù)Table1 Basic parameters of experimental cores

2 實驗結(jié)果與分析

2.1 氮氣吞吐實驗

可將氮氣吞吐實驗整個過程劃分為邊水驅(qū)替、氮氣注入+悶井、“吐”+邊水驅(qū)3個階段（圖2）。

圖2 氮氣吞吐提高采收率和控抑邊水效果Fig2 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，當邊水注入體積較小時，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)替階段采收率貢獻最大的階段，此時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，當水驅(qū)前緣到達出口端時，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（該實驗條件下的原油黏度為94 mPa?s，水油流度比達到 100），水驅(qū)前緣不穩(wěn)定，且注入水沿大孔道形成指進，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。

當含水率上升至較高后，隨著邊水驅(qū)的進行，含水率增加速度減緩，由90%回升至98%需要較長時間（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，也會產(chǎn)出少量原油，延緩含水率的上升。

邊水驅(qū)經(jīng)過3個階段后，出口端含水率達到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，氮氣膨脹抑制邊水的推進，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)時間定義為控水持續(xù)時間，氮氣控水持續(xù)時間約為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），氮氣吞吐及邊水驅(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，原因在于氮氣在原油中的溶解度低，降低原油黏度有限，對近井地帶的洗油效果差。

2.1.2 壓力變化

從氮氣吞吐過程各井點壓力變化曲線（圖3）可以看出，在注氮氣過程中，各井點壓力持續(xù)上升，其原因為氮氣在模型壓力和溫度下，在原油中的溶解度較低，隨著注入量的增加，未溶于原油中的氮氣由于具有良好的膨脹性，使模型壓力持續(xù)升高。模型壓力增加速率隨氮氣注入量的增加逐漸增大，且最終增加至9 MPa。

注氣結(jié)束后，關(guān)閉井3，進入悶井階段。吞吐介質(zhì)充分與原油接觸，膨脹原油，降低黏度，并向遠井地帶運移。在悶井期間，由于氮氣的不斷溶解和向遠井地帶的運移，各點地層壓力逐漸下降。由于氮氣在原油中溶解度和地層中的運移距離有限，后續(xù)溶解量減少，各井點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），氮氣攜帶部分原油噴出。同時由于壓力降低，氮氣發(fā)生膨脹、部分溶解氣析出，產(chǎn)生賈敏效應(yīng)，對已形成的邊水流動通道產(chǎn)生阻力，抑制邊水的推進，并迫使邊水向小孔道波及，這種對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，對應(yīng)圖2中的含水率快速下降，由98%下降至33.8%，表明氮氣控抑邊水效果明顯。在邊水驅(qū)替大約100 min（0.1 PV）時，由于吞吐氣體能量的消耗，氮氣控抑邊水的效果減弱，井2、井4和井5壓力回落，對應(yīng)圖2中含水率的上升，最后各點壓力與回壓平衡。

圖3 氮氣吞吐過程中各井點壓力變化曲線Fig.3 Pressure change curves for well points in N2huff and puff

2.2 氮氣-表面活性劑復合吞吐實驗

在純氮氣吞吐實驗的基礎(chǔ)上，考慮到氮氣吞吐增油效果差的問題，設(shè)想氮氣-表面活性劑復合吞吐，采用段塞式注入，利用氮氣的膨脹特性將表面活性劑運送至遠井地帶，以期獲得比氮氣吞吐更高的采收率。

2.2.1 控水增油效果

該實驗結(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間后回升至98%，控水持續(xù)時間約為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），氮氣-表面活性劑復合吞吐對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%，相比于純氮氣吞吐，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。

圖4 氮氣-表面活性劑復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，各井點壓力明顯上升，隨后注入0.05 PV的氮氣，氮氣能部分溶解在原油中，并且具有良好的壓縮性，因而氮氣的注入減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，最后再注入氮氣段塞，原油對氮氣的溶解量下降，模型壓力下降幅度低于前一個氮氣段塞。吞吐介質(zhì)注入完成后，模型壓力上升至約為9 MPa。

圖5 氮氣-表面活性劑復合吞吐過程中各井點壓力變化曲線Fig.5 Pressure change curves for well points during N2and surfactant compound huff and puff

悶井過程中，相比純氮氣吞吐悶井過程，可能是注入的表面活性劑在油水界面上吸附，阻礙了氮氣與原油的相互接觸，促使整個悶井過程中各井點壓力下降幅度緩慢，在相同的悶井時間下，開井生產(chǎn)前各井點壓力僅下降至約為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。壓力上升段為氮氣的膨脹作用，控抑邊水的推進，由于氮氣注入量較少，壓力上升幅度不大，僅由5 MPa上升至5.3 MPa，對邊水的控抑效果不強，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 氮氣-二氧化碳復合吞吐實驗

圖6 氮氣-二氧化碳復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)，對邊水推進有一定的阻礙作用，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。復合氣吞吐階段，控水持續(xù)時間為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%，二氧化碳對原油的溶解降黏作用提高了邊水對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

從氮氣-二氧化碳復合吞吐過程中各井點壓力變化（圖7）可以看出，注0.2 PV氮氣與二氧化碳混合氣過程中，各井點壓力出現(xiàn)了類似注氮氣時的變化過程，各井點壓力先緩慢增加，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 氮氣-二氧化碳復合吞吐過程各井點壓力變化曲線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（該實驗所用原油在壓力為18.23 MPa，溫度為65℃時，溶解二氧化碳后，黏度由94 mPa?s降至20 mPa?s，降黏率達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，考慮氮氣-二氧化碳復合吞吐是否有利于提高氮氣控抑邊水效果和增油效果。

2.3.1 控水增油效果

從氮氣-二氧化碳復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，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氣小，經(jīng)過一段較長的時間才與回壓平衡，氮氣-二氧化碳復合吞吐與氮氣吞吐相比，控抑邊水時間較短，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)時留在模型孔隙中的量較少，膨脹作用較氮氣弱，因而氮氣-二氧化碳控抑邊水效果較氮氣差。

2.4 3種吞吐介質(zhì)控抑邊水效果對比

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。對純氮氣和氮氣與二氧化碳的復合氣而言，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井地帶的擴散運移，氮氣與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氣向原油中的溶解，因而在悶井結(jié)束時，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，氮氣吞吐實驗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，說明氮氣控抑邊水效果顯著，但持續(xù)效果相對較差；氮氣-表面活性劑復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氣與邊水的接觸，并且每個壓力峰值下降時間快，對邊水的控抑持續(xù)時間短，因此，表面活性劑對氮氣控抑邊水效果的增加不明顯；氮氣-二氧化碳復合吞吐開井瞬間壓力峰值較純氮氣低，是由于氮氣總的物質(zhì)的量減少一半，且部分二氧化碳溶解在原油中，因而開井瞬間對邊水推進的阻礙作用減弱，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)對邊水推進有一定的阻力，模型壓力先是保持在一定值一段時間后，上升到最大值然后緩慢降低，說明氮氣-二氧化碳的復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間和采收率增加值對比可知，氮氣吞吐的采收率增加值最低，為2.9%；氮氣-表面活性劑復合吞吐控水持續(xù)時間與純氮氣對比相差不大（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)，對氮氣控抑邊水起一定的持續(xù)作用，但是相比于純氮氣，二氧化碳在原油中的溶解量較多，游離在孔隙中的氣體量較少，控抑邊水持續(xù)時間較短，為2.66 h，另外二氧化碳對原油的降黏作用，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)為氮氣-二氧化碳復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壓力變化分析表明，氮氣吞吐及氮氣-表面活性劑/氮氣-二氧化碳復合吞吐具有控抑斷塊油藏邊水突進的可行性；3種吞吐介質(zhì)的控水效果與采收率效果對比分析表明，氮氣吞吐控水能力最強，但采收率較低；相比于氮氣吞吐，氮氣與表面活性劑及二氧化碳的復合吞吐，不但可以控抑邊水突進，還可增加近井地帶的驅(qū)油效率，進一步提高采收率。

淺層邊水斷塊油藏開發(fā)方案設(shè)計中，應(yīng)考慮采用既具有控抑邊水能力又能進一步提高原油采收率的氮氣復合吞吐，可在控抑邊水突進，提高邊水波及體積的同時，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。

氮氣-表面活性劑吞吐實驗中未考慮氮氣與表面活性劑形成泡沫對實驗結(jié)果的影響，實驗結(jié)果可能有所偏差；另外，該實驗是在淺層邊水斷塊油藏特高含水期進行的氮氣及其復合吞吐實驗研究，若在油藏高含水或較高含水期進行吞吐實驗，控抑邊水及采收率效果會更好。