底水锥进是底水油藏开发主要矛盾之一，油藏过早底水锥进严重影响了底水油藏的开发效果。为提高底水油藏的开发效果，现场普遍采用控制产量和关井压锥的方式。针对关井压锥，李传亮认为^[1]，压锥有效期较短，产量增加不明显，建议现场不要采用关井压锥的方式以控制底水锥进。近年来，一些油田陆续开展氮气泡沫压锥试验^[2-4], 现场取得较好的效果。说明压锥技术有一定的适用前景，但影响压锥效果的参数较多，且参数间存在交互作用。国内学者大部分研究集中在参数的敏感性分析^{[5, 6]}，但对参数的权重影响分析较少。本文针对氮气泡沫压锥技术注采参数采用正交试验设计和数值模拟研究，定性研究注采参数对开发指标的影响规律，定量研究注采参数对开发指标影响的主次顺序和显著程度，优化注采参数组合。试验结果可为现场氮气泡沫压锥注采参数的优化提供理论指导，具有实际意义。

收集目标区块的静态资料，应用Petrel地质建模软件，结合数字化沉积相研究成果，建立泡沫压锥的地质模型。将模型划分为37× 11 ×26网格，共10 582个节点。根据地质建模输出的模型参数，采用CMG数值模拟软件的STARS模块中泡沫总量平衡模型建立数值模拟模型。此种模型考虑了泡沫的生成、破灭、聚并运移的机理，即泡沫组分物质的量的变化=流入量-流出量+气泡的净生成量+源汇项。在数值模型建立的基础上，对目标井的压力、产量和含水率进行拟合，确保模型的准确性。

研究多因素多水平是正交试验设计的优势所在，它是根据正交性从全面试验中挑选出部分有代表性的点进行试验，这些有代表性的点具备了“均勻分散、齐整可比”的特点^{[7, 8]}。通过对正交数值试验方案结果进行统计分析，可确定参数对指标的影响规律、主次顺序及显著程度。

根据该油田的地质情况和开发动态，结合国内外注采参数研究状况以及现场实际经验，确定优化参数为：注气量、注入速度、注入方式、气液比、焖井时间、焖井后最佳产液量和转注时机等7个注采参数的3个水平值进行研究。因素水平如表 1所示。

表 1(Table 1)

表 1 注采参数因素水平

表 1 注采参数因素水平

产出投人比是衡量油田开发效果的重要指标，它反映了注人单位体积气体和泡沫产生的效益，是氮气泡沫压锥开采的主要控制因素。因此将正交数值试验的评价指标定为产出投人比，对方案计算结果进行优选。产出投人比计算公式如下：

(1)

式中：ΔQ_o。为相对水驱增油量，m³; A_o为原油价格，￥/t; Q_s为起泡剂用量，￥/t; A_s为起泡剂单价，￥/t; Q_N2为氮气用量，t; A_N2为氮气单价，￥/t; R_PI为产出投人比。

试验包括7个因素，每个因素3个水平，根据正交设计原理^[9]，采用L18(37)表设计。应用泡沫总量平衡模型对方案进行模拟计算累增油量，然后由公式1计算产出投入比。得到各个方案产出投入比如表 2所示。

表 2(Table 2)

表 2 正交数值试验表设计及模拟计算结果

表 2 正交数值试验表设计及模拟计算结果

利用各注采参数不同水平的试验均值和级差，可得到注采参数的最优水平和最优注采参数组合方案。均值和级差计算结果如表 3所示。由直观分析表 3可以看出，该正交数值试验中，从产出投人比考虑最优参数组合为注气量40 × 10⁴ m³、注入速度800m³/d、段塞注人、气液比为1 : 1、焖井时间10 d、焖井后最佳产液速度为800 m³/d和注入时机含水为70%时效果最佳。各参数对产出投入比的影响为：注气量 > 产液速度 > 转注时机 > 气液比 > 注人方式 > 注人速度 > 焖井时间。

表 3(Table 3)

表 3 直观分析表

表 3 直观分析表

为研究各注采参数对氮气泡沫压锥开采效果的影响程度，利用方差分析法对正交数值试验结果进行研究，方差分析法^{[10, 11]}是利用数理统计中F检验法判断各因素对试验指标影响的显著程度。它可以确定因素对指标的显著性。计算得到方差分析结果见表 4。

表 4(Table 4)

表 4 注采参数方差分析

表 4 注采参数方差分析

检验水平α取为0.1, 临界值F为9.0。由表 4可以看出，注气量、产液速度和含水时机对产出投入比的影响最为显著。其次为气液比、注入方式、注入速度和焖井时间。

南海东部某油田是典型的中高渗块状底水油藏，油藏中部埋深2 500 m, 油藏温度116℃平均孔隙度19%, 平均渗透率1 176×10^-3μm², 原油黏度3.5 mPa·s，原油性质属于中等密度、中等黏度、低气油比、高凝固点的石蜡基原油。目标井11a井位于油田的高部位的一口直井，最大井斜角27.85°，主要油层厚度21.9 m, 有效厚度20.8。11a井目前产液量1 000 m³/d，日产油为30 m³/d，含水率高达97%。2010年4月5日至17日对11a井进行氮气泡沫压锥作业，注人方式采用段塞注入方式，总计注气量40 ×10⁴m³、注入速度800 m³/h (地面）、气液比为1.07 : 1，焖井时间10 d后，于4月27日开井生产，采用逐步放大油嘴增加产液量的方式，初始产液速度为700 m³/d, 12月1日恢复原工作制度，频率调至60 Hz，油嘴80 mm, 日产液由1 000 m³/d下降至925 m³/d, 下降了75 m³/d。

截止到2010年12月底，开井生产8个月，生产动态曲线如图 1所示，含水率由措施前的97%最大下降到94%，平均日增油11 m³/d, 累积增油2 640 m³。2010年12月将油嘴放大到措施前的水平，产液量只有925 m³/d仍未达到措施前的液量1 000 m³/d，说明氮气泡沫压锥起到了稳油控水的目的，该工艺技术具有较好的现场应用前景。

图 1(Fig. 1)

图 1 lla井措施前后生产动态曲线

(1) 采用正交实验设计方法，以产出投入比作为评价指标，在科学减少模拟次数的同时，从技术和经济不同角度优化参数取值，保证了正交实验设计优化选值的合理性。

(2) 通过正交实验设计分析找出了影响氮气泡沫压锥效果评价参数的主次参数，影响氮气泡沫压锥开采效果的参数影响程度大小依次为注气量、产液速度、转注时机、气液比、注入方式、注入速度和焖井时间，其中注气量、产液速度和转注时机对氮气泡沫压锥产出投人比的影响最为显著，因此进行氮气泡沫压锥工艺时要针对不同的油藏条件进行主要参数的敏感性分析，确保该工艺的成功实施。

(3) 针对11a井泡沫压锥最优参数组合为注气量40 × 10⁴ m³、注入速度800 m³/h、段塞注入、气液比为1 : 1、焖井时间10 d和焖井后最佳产液速度为800m³/d。

(4) 进行氮气泡沫压锥工艺措施时，焖井后重新开井生产应采取稳步增加产液量的方式以增加有效期，从而增加最终累产油量。