郑 强，刘慧卿，高 超，李 芳

(1.中海油研究总院，北京 100027;2.中国石油大学，北京 102249;3.中国石油天然气勘探开发公司，北京 100034;4.中国国土资源航空物探遥感中心，北京 100083)

引 言

特稠油油藏在长期注蒸汽开发过程中，往往存在吸汽剖面不均、地层中易形成窜流通道的问题，进而导致转蒸汽驱后蒸汽波及体积减小、热效率降低、经济效益变差等问题，严重制约蒸汽驱采收率的提高[1－6]。要想从根本上解决这些问题，需要采取适当的措施改变蒸汽流向，改善吸汽剖面，提高蒸汽波及体积[7－8]。氮气泡沫调剖技术是特稠油油藏开发后期提高采收率的一项有效方法:一方面能够有效控制蒸汽窜流，调整注汽井的吸汽剖面，从而提高蒸汽波及体积;另一方面，泡沫剂的成分能大幅度降低油水界面张力，改变岩石的润湿性，从而提高驱油效率[9－16]。另外，氮气为非凝析气体，其受温度的影响小，在地层中与油、水结合形成似乳状液的流体，从而进一步降低了原油黏度[17－19]。以河南油田某井区特稠油油藏参数为基础建立了机理模型，模拟浅层特稠油油藏蒸汽驱后转氮气泡沫辅助蒸汽驱过程，通过注采参数敏感性分析确定了其主控因素。

1 特稠油油藏蒸汽驱模型

目标油藏油层平均中深为230 m，平均渗透率为2246 ×10－3μm2，平均孔隙度为34.8%，原始油层平均温度为25.2℃，原始油层温度下脱气原油黏度为12749 mPa·s左右，属特稠油油藏。基于以上参数，通过CMG软件建立11×11×10的1/4反九点井网均质模型。在此基础上对蒸汽吞吐、蒸汽驱、氮气泡沫段塞驱、后续蒸汽驱开发过程进行模拟。注氮气泡沫之前，油藏采出程度为59.7%。

2 影响因素敏感性分析

2.1 气液比

模型中气液比分别设定为1∶3、1∶2、1∶1、2∶1、3∶1，保持其他参数不变，蒸汽驱结束后，采出程度随气液比的变化曲线见图1。

由图1可知，随着气液比的增加，采出程度先增加后减小。当气液比小于一定值时，气液比越大，发泡剂在地层内发泡越充分，调剖效果越好;当气液比大于一定值时，注入地层内的发泡剂已充分发泡，继续加大氮气的注入量容易产生气窜，降低波及系数。故气液比应保持在1∶1～2∶1。

图1 采出程度随气液比的变化曲线

2.2 发泡剂浓度

模型中发泡剂质量浓度分别设定为0.25%、0.50%、0.75%、1.00%、1.25%，保持其他参数不变，蒸汽驱结束后，采出程度随发泡剂浓度的变化曲线见图2。

图2 采出程度随发泡剂浓度的变化曲线

由图2可知，随着发泡剂浓度的增加，采出程度逐渐增加，但增加幅度逐渐减小。主要是由于发泡剂浓度越大，生成的泡沫强度越大，并且发泡剂中的表面活性剂也会提高蒸汽的洗油效率，故调剖效果越好，但随着被波及区域采出程度的提高，继续增加发泡剂浓度对采收率的影响会越来越小，故采出程度增加幅度逐渐减小。考虑到成本问题，发泡剂质量浓度应保持在0.50%～0.75%。

2.3 注入段塞体积

模型中段塞注入孔隙体积倍数分别设定为0.05、0.10、0.15、0.20、0.25，保持其他参数不变，后续蒸汽驱结束后，采出程度随注入段塞体积的变化曲线见图3。

图3 采出程度随注入孔隙体积倍数的变化曲线

由图3可知，随着注入段塞体积的增加，采出程度呈现先增加后减小的趋势。当注入段塞体积小于一定值时，注入段塞体积越大，发泡剂在地层内扩散的面积及距离越大，调剖效果越好;当注入段塞体积大于一定值时，一方面氮气注入量增加容易产生气窜，另一方面发泡剂在地层内扩散面积的增大会封堵一部分含油饱和度较高的通道，从而使得调剖效果变差。故注入段塞孔隙体积倍数应保持在0.10～0.15。

2.4 注汽强度

模型中注汽强度分别设定为1.4、1.6、1.8、2.0、2.4 t/(d·m·hm2)，保持其他参数不变，蒸汽驱结束后，采出程度随注汽强度的变化曲线见图4。

图4 采出程度随注汽强度的变化曲线

由图4可知，随着注汽强度的增加，采出程度先增加后减小。当注汽强度小于一定值时，注汽强度越大，蒸汽携带热量越大，热波及范围越大，采出程度就越高;当注汽强度大于一定值时，注汽强度增加会导致蒸汽驱替速度加快，进而加剧蒸汽指进，从而使得开发效果变差。故注汽强度应保持在1.8～2.0 t/(d·m·hm2)。

2.5 采注比

模型中采注比分别设定为0.8∶1.0、1.0∶1.0、1.2∶1.0、1.5∶1.0、2.0∶1.0，保持其他参数不变，蒸汽驱结束后，采出程度随采注比的变化曲线见图5。

图5 采出程度随采注比的变化曲线

由图5可以看出，随着采注比的增加，采出程度呈现先增加后减小的趋势。当采注比小于一定值时，注汽量不变，采注比越大，油井产油越多;当采注比大于一定值时，采注比越大，注采井间的压力梯度越大，会导致蒸汽指进加剧，降低蒸汽波及系数，从而使得采出程度减小。故采注比应保持在1.0∶1.0～1.2∶1.0。

3 主控因素确定

采用正交数值实验方法，分析各因素对采出程度的影响程度，并对其大小进行排序，从而确定特稠油油藏蒸汽驱后转氮气泡沫辅助蒸汽驱的主控因素。25种计算方案的各因素取值和计算结果如表1所示。

利用正交数值实验的计算结果，对各因素不同水平的采出程度进行平均化处理，然后计算出各因素不同水平平均采出程度的级差值，由级差值判断各因素对采出程度的影响。分析结果见表2。

表1 正交数值实验方案及计算结果

表2 不同正交设计方案级差分析

由表2可知，采注比各水平平均值的级差远远大于其他4个因素，说明采注比对采出程度的影响程度最大，为浅层特稠油油藏蒸汽驱后期转氮气泡沫辅助蒸汽驱的主控因素。各因素对采出程度的影响程度大小的排序为采注比、注入段塞体积、注汽强度、发泡剂浓度、气液比。各因素影响程度的确定，为蒸汽驱后期最优方案的制订提供了依据。

4 结论

(1)随着气液比、注入段塞体积、注汽强度、采注比的增加，氮气泡沫辅助蒸汽驱采出程度先增加后减小，随着发泡剂浓度的增加，氮气泡沫辅助蒸汽驱采出程度逐渐增加，但增加幅度逐渐减小。

(2)采注比为浅层特稠油油藏蒸汽驱后期转氮气泡沫辅助蒸汽驱的主控因素，各因素对采出程度的影响程度大小的排序为采注比、注入段塞体积、注汽强度、发泡剂浓度、气液比。

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