特低渗油藏氮气泡沫驱适应性评价及效果分析

杨兴利 张京伦 焦伟杰 涂彬 何敏侠 师晓伟 李梦勤

(1. 延长油田股份有限公司宝塔采油厂， 陕西 延安 716005；2. 中国石油大学(北京)石油工程学院， 北京 102249)

泡沫驱是一种可有效地实现接续开发的三次采油技术[1-2]。其中氮气泡沫驱实施成本低、工艺简单，兼具气驱和表面活性剂驱的优势。氮气泡沫驱过程中，产生的CO2和N2等气体会溶于原油，使原油体积膨胀，增加弹性能量；同时，在储层上形成气液两相的泡沫驱替流体，增加流动阻力及波及体积，改善驱油效果，从而提高采收率[3-5]。迄今为止，已在多个油田开展了矿场氮气泡沫驱先导试验，也取得了一定的成效[6-7]。

沙家沟区块位于陕北斜坡东部宝塔油田南部，主力油层为长6储层，各小层平均渗透率均介于0.69×10-3～1.38×10-3μm2，属于低孔-特低渗储层。油藏埋深浅，地层压力低，属于低温低压油藏。该区块天然能量开发时间长，且注水开发前全区综合含水率高达40%，在经过水驱开发半年后普遍出现水窜、水淹现象。延长油田沙家沟区块由于天然能量开发阶段含水率高，导致后期注水开发见水和含水上升较快，最终发生了大面积水淹水窜，水驱效果较差。此外，沙家沟区块地貌属于黄土高原黄土梁峁地貌，干旱缺水，不适合开展大规模注水作业。

采用氮气泡沫驱可以有效地防止水窜与气窜，实现接续开发，但其具体实施效果受储层特征、开发历史及注采制度等因素的显著影响。目前，国内外针对低温低压特低渗油藏氮气泡沫驱适应性及现场实施效果的研究较少，本次研究将在此方面予以尝试。

1 储层特征及其开发特征

1.1 储层特征

沙家沟区块位于宝塔油田南部，其开发油层集中在三叠系延长组长6层位，主要含油层位为长61、长62、长63层，长64层局部含油，主采层位为长61、长62层。研究区块原始储层压力为4～5 MPa，储层属于常温低压油藏。储层特征可归纳如下：

(1) 物性差，低孔隙度、特低渗透率、高含水率。沙家沟区块三叠系延长组长6储层以三角洲前缘沉积为主，其岩性表现为以灰色细粒长石砂岩为主，其次为中 — 细粒及细 — 粉粒长石砂岩，具有相似的岩石学特征。岩石学特征表现为成分成熟度低、结构成熟度高。平均孔隙度约为10.74%，平均渗透率为0.69×10-3～1.38×10-3μm2，束缚水饱和度高。

(2) 纵向上表现为多油层、多流动单元，跨度较大。流动单元与开发方案关系密切，无论是进行井网井距设置和调整，还是注水注气井位选择都与流动单元关系密切。根据主力油层内流动性质的不同，又可划分多个流动单元，其层间非均质性较强。当实施多层笼统注水时，尤其在注入量较小的情况下，吸水剖面较小，驱油波及体积小，开发效果差。

(4) 特低渗油藏毛管孔喉半径分布广泛，毛管压力差异大，注入困难。由图1可以看出，特低渗油藏岩心孔喉半径分布广泛。不同孔喉半径下毛管力的差异较大， 很难通过驱替压差来驱动较小孔隙内的油。如孔喉半径为50～200 nm(特低渗)的毛管，其压降从0.922 9 MPa降到0.211 2 MPa，差值为0.711 7 MPa；孔喉半径为2 000～5 000 nm(中高渗)的毛管，其压降从0.020 2 MPa降到0.008 0 MPa，差值为0.012 2 MPa。

图1 某特低渗岩心孔喉半径分布

由表1所示孔喉半径与毛管力关系可看出，特低渗油藏不同孔喉半径下毛管力的敏感程度远大于高中渗油藏。

(1)

式中：pc—— 毛管压降；

h—— 水膜厚度；

r—— 孔喉半径；

σ—— 气水界面张力；

θ—— 接触角。

1.2 开发特征

沙家沟区块于2015年12月开始进行注水开发，采用不规则反九点井网。根据沙家沟区块水驱阶段生产统计数据，得到注水开发生产动态曲线(见图2)。将注水开发过程分为2个阶段：初期增产阶段和后期含水率快速上升阶段。在初期增产阶段，通过完善注采井网及温和注水等措施，使生产井产液量和产油量实现缓慢上升。此阶段开始后注水不到1个月，油井综合含水率从30%上升至40%，之后含水率保持稳定。由于该区块非均质性严重，水驱前缘分布不均匀，注入水在优势通道处发生窜流，导致部分生产井水淹而关井，产液量呈增大趋势，产油量开始缓慢下降，大部分生产井见水，含水率大幅度上升。此时，区块进入含水快速上升阶段。2016年10月，含水率呈阶梯式上升到50%。至2017年2月停止注水时，平均含水率已达到55%。

图2 沙家沟注水区2015-01 — 2017-02油井生产曲线

通过对动静态资料进行分析，认为水驱阶段主要表现出以下特征：

(1) 注入井的吸水能力较差，整体注采比偏小。长6储层的渗透率较低，储层吸水能力较差；同时，储层黏土遇水膨胀作用显著，使得随着水驱持续时间的延长，吸水能力进一步下降。单井注水量大约为3～5 m3d，注采比偏小，导致平面上注采不平衡，且油井见水后采油指数大幅下降，难以保持稳产，因此，大部分井组都处于低产低效的状态。

(2) 生产井见水后，含水率上升速度较快。高渗条带的存在，使得生产井一旦见水，采油指数就会较大幅度降低，而水油黏度比和含水饱和度的变化，又使其降低程度加剧，最后，生产井含水率快速上升，极大地增加了井区稳产的难度。

(3) 注入水单向突进，水窜的方向性明显。一方面，在经历注水开发后，非均质性增强；另一方面，沿着主河道方向往往会形成优势通道。于是，注入水沿着某一特定方向优先渗流，导致优势方向的生产井见水时间提前，甚至发生水窜。若某个井组中有一两口井发生水窜，则整个井组的注采效果将会大幅度降低。位于主裂缝条带上的受益井普遍含水率较高，注入水的单项突进使得储层的层间非均质性差异逐渐加大，裂缝侧向油井长期不见效，开发效果很差。

2 氮气泡沫驱的作用机理及适应性分析

2.1 氮气泡沫驱作用机理

氮气泡沫驱提高采收率的机理主要体现在改善油水流度比、提高水驱油的洗油效率以及增加油藏的弹性能量等方面。

(1) 泡沫体系调剖作用机理。进入地层的泡沫液首先进入大孔道，由于液膜层黏度异常和孔径改变，大孔道被堵塞，流体阻力不断增大，使泡沫液依次进入较小的孔道，于是原来水驱不能驱洗的小孔道中的油被驱洗出来。因此，在油层中注入一定体积的泡沫液，就可以在随后注入的驱动剂(水或气)的前面形成一个具有较高黏度的段塞，以降低流度比，从而提高波及系数以提高采收率[8-10]。

(2) 氮气泡沫调驱提高洗油效率作用机理。泡沫剂是一种活性很强的磺酸盐类阴离子表面活性剂，能大幅度降低油水界面张力，改变岩石表面的润湿性，使束缚状态的原油通过油水乳化、液膜置换等方式成为可流动的油。泡沫液膜与油膜相接触，由于泡沫液膜的高剪切力，使原来附着在岩石表面的油膜受剪切作用而成为可流动的原油。依靠叠加的气阻效应(贾敏效应)，可以提高洗油效率。进入地层的泡沫液首先进入孔道，由于液膜层异常黏度和孔径发生改变，大孔道被堵塞，流体阻力不断增大，使泡沫液依次进入较小的孔道，于是原来水驱不能驱洗的小孔道中的油就会被驱替出来[11-12]。

氮气的压缩系数是二氧化碳气体的3倍，在相同的温度条件下，氮气的体积系数大于二氧化碳气体的体积系数。注入相同体积的氮气，可以驱替更多的油气。注入氮气后泡沫体积膨胀，增加了弹性能量。

2.2 氮气泡沫驱适应性

宝塔油田沙家沟区块为轻质黑油油藏，油藏天然能量开发阶段含水率较高，注水开发后发生了大面积水窜。对于此类油藏开发，氮气泡沫驱是一种最有发展前景的提高采收率技术。氮气不是形成泡沫的最佳气相，也非最理想的气驱原料，但其成本和来源具有优势。综合注氮气泡沫驱油的各项技术分析，认为在沙家沟区块实施氮气泡沫驱是可行的。

(1) 氮气作为二次采油、三次采油的注入介质，其来源广泛，费用低，经济效益好。

(2) 沙家沟区块的地面原油相对密度为0.821～0.837 gcm3，油藏属于轻质油藏，适用氮气泡沫驱技术。

(3) 沙家沟区块地层水高矿化度(矿化度11～202 mgL)的特点是注氮气采油技术的最有利因素，有利于提高氮气的利用率，并能间接实现烟道气驱。

(4) 沙家沟区块属于特低渗储层，难采储量占总地质储量的61%，若通过高压注氮气提高油藏能量，有望打破注水开发难的局面。

(5) 目前部分老区已进入开发后期，接近或达到经济开发极限，而且一些老区油层非均质性严重，普遍存在大孔道，适用氮气泡沫驱技术。

因此，将氮气泡沫驱作为三次采油技术的研究方向符合油田实际开发情况。

3 沙家沟氮气泡沫驱现场应用效果评价

所选氮气泡沫驱重点研究区域总共有90口井，其中注入井13口，生产井77口，共分为13个井组。重点研究区内绝大多数井于2013年开井，并经历了注水开发生产过程。

根据沙家沟区块影响开发效果各因素综合评价，建议适当加大交替注入周期，采用“30天气体和10天泡沫液交替注入”的生产方式，注入压力控制在18.0 MPa左右。

图3 氮气泡沫驱实施前重点研究井组含水率分布

图4 氮气泡沫驱实施后重点研究井组含水率分布

实施氮气泡沫驱后，重点研究井组区域的平均含水率明显下降，尤其是高含水井数量显著下降。对比图3和图4可以看出，注水井6820-1井与6393井，6259-1井与6258-2井，6262-1井与6262井，6264-4井与6264井、6266井，6270-1井与6269井，6667-2井与6666井之间存在明显的水窜通道；经过氮气泡沫驱之后，这些井的含水率大幅度下降，说明注入地层的泡沫封堵了水的高渗通道，降低了水的相对渗透率，降低了储层的非均质程度。

在实施氮气泡沫驱之前，全区月平均含水率为54.8%；在实施氮气泡沫驱后，2018年4月，经过一年多的氮气泡沫驱开发，全区月平均含水率下降了11.2%，产油量增加了13.29 t。表2所示为全区实施泡沫驱前、后的生产数据。图5、图6和图7分别统计了典型井组泡沫驱前后含水率下降、产水量下降、产油量增加的井数分布情况。

氮气泡沫驱起到了良好的降水效果：

(1) 含水率下降6%～11%的井数量最多，有28口；其次是含水率下降0～6%的油井，有11口。全区含水率上升的井只有16口，约占总油井数量的21%，全区79%的油井含水率下降。

(2) 产水量下降0～5 m3的井数量最多，达到了60口。产水量增加的井只有10口，占总生产井数量的13%，全区87%的油井产水量下降。

含水率下降比较显著的井主要分布在区域中部。这是由于中部油井基本只受泡沫井控制，受效显著，而区域边缘的油井受到区域外其他水井的控制，导致其他方向发生了水的突进，因而总体降水效果较差。产油量增加井为37口；产油量基本保持不变或下降量不足2 m3的井可视为稳产井，有37口；产油量下降较多的井只有3口。稳产井和增产井合计占总生产井数的96%，增产稳产效果明显。综合分析认为，氮气泡沫驱可以起到显著的稳产增产效果。

4 结 论

(1) 沙家沟区块储层物性差，属于低孔、特低渗、高含水饱和度油藏。纵向上多油层、跨度大，平面非均质性较强。因此天然能量和注水方式开发效果差，采收率低。

图7 产油量增加情况井数分布

(2) 沙家沟储层孔隙尺度小，毛管半径分布广泛，毛管压力差异大，注入困难。氮气泡沫驱产生泡沫对于孔隙具有“堵大不堵小”的特点，可以实现均匀驱替，抑制水窜和气窜，从而提高采收率。

(3) “交替注入3天气体和1天泡沫液”的注入方式使得大量泡沫在近井地带生成，不利于压力波传递，使得注入难度增加。适当加大交替注入周期，采用“30天气体和10天泡沫液交替注入”的方式生产，可以有效提高氮气泡沫驱的生产效果。

(4) 在沙家沟区块典型井组实施了泡沫驱以后，典型井组月平均含水率下降了11.2%，产油量增加了13.29 t。实践证明，氮气泡沫驱应用于沙家沟区块，适应性好，可以有效减缓沙家沟区块的自然递减率，起到了明显的降水增油效果。