2016, Vol. 38
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以塔河1、2、9区三叠系油藏为代表的底水砂岩油藏为中孔高渗、块状底水油藏，其孔隙度20%~24%，渗透率733~892 mD，具有油柱高度小、底水能量强的特点，同时具有“一深、四高”的特征，即：埋藏深、压力高、温度高、矿化度高和钙镁离子含量高，其油藏埋深在4 000 m以上，原始油藏压力高于38 MPa，油藏温度在100℃左右，矿化度大于18×104 mg/L，钙镁离子含量高于8 000 mg/L，属于典型的高温高盐油藏[1-2]。
此类油藏在天然能量开发阶段采用不规则水平井开发方式获得了较好的开发效果，水驱采收率在40%以上；但是随着开发的深入，水平井底水脊进严重，堵水治水难度大，高含水井、低产低效井越来越多，影响了开发效果。据统计，含水大于90%、日产油小于5 t的油井占总井数的40%，平均单井日产油2 t，水平井高含水制约了底水油藏的高效开发[3-5]。
针对塔河底水砂岩油藏开发的难题，调研了国内外砂岩油藏提高采收率技术现状，结合油藏高温高盐实际特点，研发了耐温抗盐的泡沫剂，并采用物理模拟方法开展了氮气泡沫驱实验，初步明确了高温高盐底水油藏氮气泡沫驱的可行性，选取了典型井组进行了现场试验，为该类油藏提高采收率指明了方向。
1 国内外砂岩油藏注氮气泡沫技术现状目前，世界上已经成熟的三次采油主要有4大技术系列，即热采、化学驱、气驱和微生物驱，受三采资源和注气气源的影响，其中热采主要分布在北美，气驱主要分布在美国（主要以CO2驱为主），而化学驱技术主要应用在中国[6-7]。
中国稠油资源相对丰富，蒸汽吞吐和蒸汽驱已成为中国稠油开采的主要方法；受CO2气源和注气工艺的限制，中国东部砂岩主力油田化学驱技术得到了充分的发展和长足的进步，虽然东部沿海一带二氧化碳资源丰富，但CO2驱油技术也仅限于低渗透油藏和水驱后中高渗油藏；与CO2驱相比，中国注氮气提高采收率技术发展较晚，前期主要在胜利、中原和江汉油田开展过先导试验，取得了一定效果，但是注气规模都较小[8-10]。
泡沫驱油技术是20世纪50年代开始提出的一项新兴技术，泡沫驱具有黏度高、优先封堵高渗层、堵水不堵油等优点，由于成本较低，工艺简单，提高采收率效果明显，近年来得到迅猛发展。由于N2资源丰富、性能良好，被油田广泛应用于现场，尤其是砂岩稠油热采后期及化学驱后高含水油藏，正在进行氮气泡沫驱先导试验[11-20]。
目前高温高盐油藏的化学驱技术还处于室内实验阶段，耐温抗盐的高效驱油剂还处在攻关中，因此化学驱技术还不适合塔河砂岩油藏；而塔河油田周边缺乏CO2气源，由于N2容易获取，因此初步确定采用氮气泡沫驱方法在底水砂岩油藏中开展提高采收率先导试验。
2 耐温抗盐泡沫剂评价由于塔河油田砂岩油藏温度高、矿化度高、钙镁二价阳离子含量高，常用磺基甜菜碱离子型泡沫剂与地层水中钙镁离子结合性能低，易解离，泡沫剂的起泡性和稳定性较差。针对高温高盐油藏特点，筛选了一种新型羧酸盐双阴离子型耐温抗盐泡沫剂。采用塔河9区地层水样配制泡沫剂溶液进行泡沫性能评价实验。常温常压下，200 mL浓度为1 000 mg/L和2 000 mg/L的泡沫剂溶液的起泡体积分别为770 mL和820 mL。油藏温度条件下，泡沫剂浓度为0.1%时的泡沫半衰期达到13′59′′，析液半衰期为4′32′′，说明该泡沫剂在塔河9区地层水条件下具有良好的泡沫性能。
同样采用塔河油田9区三叠系地层水配制添加0.1%稳泡剂的泡沫剂溶液，模拟地层环境在100 ℃下恒温老化。通过定期测定泡沫起泡体积和析液半衰期评价泡沫的稳定性能。实验结果显示，该泡沫剂在油藏温度和矿化度条件下起泡体积保持程度好；析液半衰期初期快速降低（见图 1），老化10 d后趋于稳定，老化20 d后仍大于7 min。可见，该泡沫剂抗温抗盐能力强，能够在油藏条件下长期发挥泡沫驱油优势。该泡沫剂抗温抗盐能力强，能够在油藏条件下长期发挥泡沫驱油优势。该泡沫剂抗温抗盐能力强，能够在油藏条件下长期发挥泡沫驱油优势。
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| 图1 泡沫剂油藏条件下析液半衰期实验 Fig. 1 The half-life time of foam agent in the reservoir |
根据塔河9区实际油藏地质参数，设计了氮气泡沫驱二维填砂模型，用以模拟底水驱后注入氮气泡沫开发过程。根据二维模型模拟实验结果，注入的氮气泡沫在水平井四周扩散，并优先进入高渗透区域进一步排驱水驱残余油。随着氮气泡沫的注入，高渗透区域的渗流阻力不断增大，进而迫使含油饱和度较高的低渗透区域逐渐启动。如图 2所示，在氮气泡沫的主要波及区，模型含油饱和度显著降低，甚至出现石英砂被完全驱洗干净的现象。
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| 图2 水平井氮气泡沫驱后模型上部和中部效果 Fig. 2 The effectiveness of nitrogen foam flooding in the horizontal well |
通过实施注氮气泡沫开发，模型采出程度较水驱明显改善，采收率提高13.7%，显示出良好的氮气泡沫驱可行性。
4 氮气泡沫驱数值模拟以塔河油田底水砂岩油藏典型区块A井区为例，建立了数值模拟模型，在生产历史拟合的基础上，模拟论证了衰竭开发、注水开发、注氮气泡沫3种开发方式。模拟结果显示，注氮气泡沫方式增油效果最好，而衰竭开发与注水开发增油效果不明显。分析氮气泡沫驱的主要机理认为，通过注氮气不但可驱替水平井段上部剩余油，同时可以抑制底水的脊进。
4.1 形成次生气顶注氮气后能在油井水平段上方形成人工气顶。以A井区为例，注气前水平井水平段上方含油饱和度较高（图 3），注气后水平段之上的顶部砂体含油饱和度降低，说明形成了人工气顶（图 4）。
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| 图3 注气前A井含油饱和度变化 Fig. 3 The oil saturation of Well A before the gas injection |
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| 图4 注气后A井含气饱和度变化 Fig. 4 The oil saturation of Well A after the gas injection |
由于底水脊进，A井在注气前水平段含水饱和度很高（图 5），注气后水平段含水饱和度明显下降（图 6），水脊明显消除，改善了水平段点状出水导致水淹的状态。
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| 图5 注气前A井含水饱和度分布 Fig. 5 The water saturation of Well A before the gas injection |
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| 图6 注气后A井含水饱和度分布 Fig. 6 The water saturation of Well A after the gas injection |
为了验证氮气泡沫驱在塔河油田底水砂岩油藏中的适用性，选择了区块水淹严重、水平段轨迹距砂顶有一定距离、剩余油具有一定规模并且能形成较好注采关系的某井组进行了现场试验。
氮气泡沫试验方案设计注入氮气地下体积0.1 PV，氮气泡沫气液体积比3：1（油藏条件下），设计起泡剂浓度1%，采用段塞式注入方式，即氮气泡沫+氮气+氮气泡沫的方式，最后注入顶替液。
2014-03-22-2014-03-28进行了注氮气泡沫施工，累计注入氮气42.5×104 m3，泡沫液674 m3，顶替油田水41 m3。施工23 d后，邻井见到明显增油效果，如图 7所示，日产油量由注氮气泡沫前的18 t逐渐增加到38 t，有效期202 d，累计增油2 400 t，投入产出比达到了1.0：2.6，氮气泡沫驱现场试验取得了初步成果。
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| 图7 某井组氮气泡沫驱注采响应曲线 Fig. 7 The injection-production curve of some-well during the nitrogen foam flooding |
（1）针对塔河油田三叠系底水砂岩油藏的特点筛选的泡沫剂稳定性强，能够满足高温高盐的需要。
（2）物理实验表明，氮气泡沫驱能够大幅提高底水砂岩油藏的采收率。
（3）塔河底水砂岩油藏氮气泡沫驱现场实践取得了良好效果，为此类油藏提高采收率指明了方向。
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