深水濁積巖油藏提高采收率方法研究
——以安哥拉X油藏為例

牟漢生，陸文明，曹長霄，宋兆杰，石軍太，張 洪

（1.中國石化東北油氣分公司，吉林長春130062；2.中國石化石油勘探開發研究院，北京102206；3.中國石油大學（北京）非常規油氣科學技術研究院，北京102249；4.中國石油大學（北京）石油工程學院，北京102249）

濁積巖油藏屬于典型的深海油藏圈閉，由深水環境中的濁流沉積而成[1–3]。根據沉積特性，濁積巖油藏同一平面儲層的孔隙度、滲透率等物性參數具有較大差異，平面非均質性強[4–7]，在實際生產中易出現注入流體竄逸，影響油藏開發效果[8–9]。

氣水交替驅和氮氣泡沫驅是提高原油采收率的有效方法。氣水交替驅可通過氣、水段塞的交替注入，在擴大水驅波及系數的同時，實現氣體流度控制，從而延緩氣體竄逸[10–13]；氮氣泡沫驅兼具改善水油流度比、降低油水界面張力、選擇性封堵等驅油特性[14–17]，可增大波及體積、提高儲量動用程度，達到提高采收率的目的。國內外現有研究主要集中于不同提高采收率方法在縱向非均質儲層的適應性方面[18–23]，針對氣水交替驅或氮氣泡沫驅的效果評價的研究較少[24–25]。張麗娟等人[26]針對縱向非均質儲層，通過篩選注入氣體種類，提高了氣水交替驅的采油效果；M.M.Salehi等人[27]對比了氣水交替驅和泡沫驅兩種方法，發現泡沫驅可以減緩油水前緣黏性指進；元福卿等人[28]優化了氮氣泡沫驅所用泡沫配方，提高了泡沫調堵、分流性能，從而改善了地層縱向非均質性。

不同于縱向非均質性，平面非均質性主要為同一深度儲層在平面上由于沉積條件不同而產生的滲透率差異，一般不涉及流體重力差異對驅替介質波及效率的影響。因此，對于縱向非均質儲層，可以利用凝膠調剖實現對注入井近井地帶的封堵；但對于平面非均質儲層，其條帶間復雜的連通性導致難以采用近井調剖措施，而需考慮采用具有深度驅替特性的注入介質。從理論角度分析，氣水交替驅或氮氣泡沫驅的注入介質為氣、水/泡沫液段塞，地層注入性優于凝膠類調剖堵水劑，具有深度驅替和整體波及特性，更適于平面非均質油藏。但是，目前針對平面非均質儲層調驅效果的研究較少，滲透率級差、高滲條帶寬度占比等非均質特性對氣水交替驅或氮氣泡沫驅效果的影響機制尚不清楚。因此，筆者結合室內試驗和數值模擬，開展不同平面非均質條件下的氣水交替驅與氮氣泡沫驅的適用性及提高采收率機制研究，為濁積巖油藏開發中后期延緩水竄、穩油控水提供了新的技術思路。

1 油藏地質背景

X油藏為非洲西海岸安哥拉典型濁積巖油藏，屬于新近–古近系中新統、漸新統深海沉積儲層，含油砂體為海底水道形成的濁積砂體和席狀砂，儲層含少量泥質膠結物，巖性為長石、石英砂巖，油藏構造和砂體共同控制油氣聚集。X油藏由海岸沿斜坡向下（北—南）發育3條濁積水道及席狀砂體系。河道儲層由2部分砂體構成，中部高凈毛比砂巖構成高滲條帶，與邊緣砂體呈現顯著的物性差異，儲層平面非均質性強。水道中心軸線以中粗砂為主，物性較好，滲透率達800～3 000m D；水道邊緣天然堤沉積則以砂泥互層為主，電性特征為鋸齒狀，滲透率通常低于500mD，中心軸線、邊緣沉積及周圍深水泥質沉積在平面上構成了3層結構。地質模型計算及前期地質勘探結果表明，高滲條帶寬度占砂體整體寬度的1/6～1/3（見圖1）。

X油藏平均孔隙度為26.0%，平均氣測滲透率為408mD。地層壓力為33MPa，地層溫度為85℃，地層原油黏度為0.52～0.79mPa·s，地面脫氣原油密度為0.85～0.86 kg/L。目前采用5注6采井網開發，其中一口注水井X-IF井已轉為注氣井（見圖1），當前油井產出液綜合含水率為59%。

2 巖心驅替試驗

基于X油藏中部滲透率較高、邊緣滲透率較低和高滲條帶寬度占比變化大等地質特征，設計制作代表不同平面非均質性的巖心模型，進行了室內巖心驅替試驗，研究了滲透率級差和高滲條帶寬度占比對X油藏提高采收率效果與驅油動態特征的影響。

2.1 試驗材料與試驗設備

圖1 X油藏濁積水道分布示意Fig.1 Turbidity channel distribution of X reservoir

由于深海濁積巖油藏天然巖心鉆取困難，設計制作了標準尺寸人造方巖心（45 mm×45 mm×300mm）。根據上述X油藏儲層物性和分布特征，設計了2類人造方巖心（見圖2），平均孔隙度均為26.0%。考慮X油藏高滲條帶寬度占砂體整體寬度的1/6～1/3，2類平面非均質巖心的高滲條帶寬度占比分別取上、下極值。其中，X-1型巖心滲透率級差為2.08，模擬X油藏的中部或西部濁積水道儲層非均質性較弱的情況（巖心平均滲透率為408mD，高滲條帶的寬度占比為1/3，條帶滲透率為624mD；兩側低滲條帶的寬度占比均為1/3，條帶滲透率均為300mD）；X-2型巖心滲透率級差為3.16，模擬X油藏的東部濁積水道儲層非均質性較強的情況（巖心模型平均滲透率為408mD，高滲條帶的寬度占比為1/6，條帶滲透率為948mD；兩側低滲條帶的寬度占比均為5/12，條帶滲透率均為300mD）。

圖2 非均質巖心實物Fig.2 Heterogeneous core samp les

2類非均質巖心模型的各條帶滲透率和孔隙度均符合油藏實際地質認識。人造方巖心選用不同粒徑的天然石英砂膠結而成，各條帶要滿足濁積巖油藏不同區域的滲透率；同時，不同條帶間直接接觸且相互連通，以模擬平面非均質油藏的條帶間復雜連通性。

采用85℃下黏度為0.472mPa·s的原油進行模擬試驗，其黏度與地層原油黏度一致；采用由蒸餾水和氯化鈉配制而成、礦化度為133 000mg/L的地層水進行試驗。氮氣泡沫驅所用的泡沫液采用蒸餾水配制而成，發泡劑選用十二烷基硫酸鈉（SDS），質量濃度為4 000mg/L；穩泡劑選用部分水解聚丙烯酰胺（HPAM，相對分子質量1.2×107，水解度17%，工業品），質量濃度為800mg/L。氣水交替驅和氮氣泡沫驅所用氮氣純度為99.95%。氣水交替驅或氮氣泡沫驅的巖心驅替試驗裝置主要由ISCO泵（驅替液體）、LF485-FD型氣體質量流量控制器（控制注氣流速）、壓差變送器及數據采集模塊、DHZ-50-180型自控恒溫箱、高壓中間容器、方巖心夾持器（適用巖心規格45 mm×45mm×300 mm）、氣液分離裝置、六通閥、試管、量筒和若干管線組成（見圖3）。

圖3 氣水交替驅和氮氣泡沫驅試驗裝置Fig.3 Experimental set-up of water and gasalternating flooding and nitrogen foam flooding

2.2 試驗方法

進行氣水交替驅和氮氣泡沫驅試驗前，根據X油藏注水井的實際注入量，計算油水井中部的線性滲流速率[29–31]，得到試驗條件下的注入體積流量。X油藏中部典型井P井的日注入量為4 770 m3/d，油水井距為2 000 m，油層厚度為7.30m，注入水在油水井中部的線性滲流速率為0.104m/d，利用式（1）計算出巖心尺度下注入體積流量為0.146 m L/m in。

式中：qV為巖心尺度的注入體積流量，mL/min；Qi為P井的實際注入量，m3/d；h為油層厚度，m；D為單井控制直徑，即油水井距，m；L為人造方巖心截面寬度，cm。

2.2.1 氣水交替驅試驗

1)巖心抽真空、飽和水。將巖心放入抽真空、飽和水的密封鋼筒中，用真空泵將壓力降至–0.1 MPa并持續抽真空24 h；將模擬地層水注入鋼筒中，待壓力穩定后，利用手搖泵繼續向鋼筒加注模擬地層水，直至壓力達到10MPa，飽和24 h。

2）測定巖心孔隙度。根據巖心抽真空、飽和水前后的質量差以地層水密度，計算得到巖心孔隙度。

3）測定飽和油及含油飽和度。用雙缸恒流泵以0.05～0.30m L/m in的變流速從巖心夾持器兩端反復注入配制好的模擬油，直至出口端產油率達到100%且模擬油注入量達到10倍孔隙體積以上。根據驅替出的水相體積，計算巖心含油飽和度。

4）開始注水驅替，注入體積流量為0.146 m L/min，驅替至巖心出口端含水率達到X油藏當前綜合含水率（即59%）后轉為氣水交替驅；氣水交替驅時，氣、水注入體積流量均為0.146m L/min，每個交替注入輪次的注氣段塞為0.3倍孔隙體積、注水段塞為0.1倍孔隙體積。

5）巖心出口端含水率達到95%時，停止試驗。

2.2.2 氮氣泡沫驅試驗

1）巖心抽真空、飽和水及飽和油，具體操作過程與氣水交替驅試驗相同，在完全飽和油后進行后續試驗。

2）以注入體積流量0.146m L/m in注水驅替，待巖心出口端含水率達到59%后，轉為氣–泡沫液交替注入的氮氣泡沫驅；氮氣泡沫驅時，氣、泡沫液的注入體積流量均為0.146m L/m in，每個交替注入輪次注氣段塞0.3倍孔隙體積、注泡沫液段塞0.1倍孔隙體積。

3）巖心出口端含水率達到95%時，停止試驗。

氣水交替驅和氮氣泡沫驅試驗過程中，實時記錄各時間段的產液量、產油量和驅替壓差等產出參數，并計算瞬時含水率與原油采出程度。

2.3 試驗結果分析

2.3.1 弱非均質條件對驅替效果的影響

選用X-1型巖心進行弱非均質條件下的氣水交替驅和氮氣泡沫驅試驗，巖心滲透率級差為2.08，巖心編號、注入方式及驅油結果見表1。

表1 不同注入方式X-1型巖心提高采出程度結果Tab le 1 Oil recovery percent from different injection m ethods of X-1 core

分析表1可知，采用氣水交替驅和氮氣泡沫驅均可提高采出程度，且氮氣泡沫驅效果略優于氣水交替驅，相比提高了5.22百分點。對于氣水交替驅，注入水后，孔隙中的水相飽和度增加，氣相相對滲透率降低，可以在孔隙尺度減緩氣體竄逸，同時注入氮氣段塞可以在水驅基礎上進一步增大波及體積；由于泡沫具有洗油和調驅雙重功能，氮氣泡沫驅既能提高洗油效率，又能有效封堵高滲條帶并提高波及系數，采出程度提高幅度較大。

X-1型巖心氣水交替驅和氮氣泡沫驅試驗的采出程度、驅替壓差及出口端含水率隨注入體積的變化曲線如圖4—圖6所示。

圖4 不同注采方式下X-1型巖心采出程度隨注入體積的變化關系Fig.4 Relationship of oil recovery percentage and injected volume in different injectionmethods of X-1 core

由圖4可知，在前期水驅結束后，氣水交替驅和氮氣泡沫驅在注入體積小于0.7倍孔隙體積時，采出程度曲線幾乎一致，且上升較為緩慢。這是由于二者在第一輪次（將一個注氣段塞與一個注水或泡沫液段塞的組合視為一個注入輪次）中均為先注入氮氣，再注入水或泡沫液。第一輪次注入氮氣過程中，氣相為連續相，與水驅過程相近，采出程度上升幅度較小；但注入0.7～0.9倍孔隙體積流體時，二者的采出程度出現明顯躍升。研究表明，隨著注入體積增大，氣水交替驅和氮氣泡沫驅的賈敏效應提高了相對低滲條帶的原油動用程度，該部分原油逐漸被驅替至出口端，產油量明顯上升。由于氮氣泡沫驅的賈敏效應更強、且兼具表面活性劑的洗油作用，其采出程度的上升幅度更為明顯。

圖5 不同注采方式下X-1型巖心驅替壓差隨注入體積的變化關系Fig.5 Relationship of disp lacem ent pressure and injected volume in different injectionm ethodsof X-1 core

圖6 不同注采方式下X-1型巖心出口端含水率隨注入體積的變化關系Fig.6 Relationship of water cut and injected volume in different injection methodsof X-1 core

由圖5可知，氣水交替驅過程中，注氣時驅替壓差先上升后迅速下降，注水時驅替壓差保持平穩，與前期水驅接近。這是由于注氣時，賈敏效應的存在使驅替壓差大幅度增大，擴大了驅替劑的波及范圍；但隨著氣體繼續注入，形成氣流通道，氣體變為連續相，賈敏效應減弱，出現氣竄現象，驅替壓差迅速下降。后續注水時，注入水主要流入氣竄大孔道，填補地層能量，驅替壓差變化較小。氮氣泡沫驅過程中，驅替壓差隨著注入輪次增加而逐漸上升。注入泡沫液后，由于其黏度較高，驅替壓差上升，隨后注氣在巖心中形成氮氣泡沫，封堵高滲條帶。此外，第二輪次和第三輪次注入泡沫液后，后續氣驅驅替壓差均明顯高于氣水交替驅，表明氮氣泡沫封堵高滲條帶的效果優于氣水交替驅。

由圖6可知，氣水交替驅和氮氣泡沫驅過程中，巖心出口端含水率曲線的整體變化趨勢基本一致，且在注入體積小于0.7倍孔隙體積時，出口端含水率繼續上升；注入0.7～0.9倍孔隙體積流體時，含水率明顯下降，曲線呈漏斗形。結合圖5中的驅替壓差分析認為，對于氣水交替驅，由于驅替壓差增大，非均質巖心中相對低滲條帶的部分原油被動用，產油量增加，導致出口端含水率降低；但在后續注入輪次中，隨著驅替壓差下降，相對低滲條帶的原油動用逐漸困難，出口端含水率逐漸上升。對于氮氣泡沫驅，其驅替壓差上升幅度較大，調驅效果明顯，且泡沫可以提高洗油效率，使產油量大幅度上升，出口端含水率明顯降低。但由于平面非均質性較弱，氮氣泡沫驅過程中所形成的泡沫沿前緣地帶均勻推進，未能有效封堵高滲條帶，后續注入輪次中氮氣突破泡沫封鎖，發生氣竄，出口端含水率逐漸上升。

氣水交替驅和氮氣泡沫驅的前2個注入輪次中，氮氣泡沫驅穩定出口端含水率的效果明顯優于氣水交替驅。但隨著注入輪次增加，2種方法在第三輪次的效果均明顯下降，表明弱平面非均質條件下氣水交替驅和氮氣泡沫驅的增油期主要集中在前2個注入輪次。

2.3.2 強非均質條件對驅替效果的影響

選用X-2型巖心模型開展了強非均質條件下的氣水交替驅和氮氣泡沫驅試驗，滲透率級差為3.16，所用巖心編號、注入方式和驅油結果見表2。

表2 不同注入方式下X-2型巖心提高采出程度結果Table 2 Oil recovery percentage from different in jection m ethods of X-2 core

分析表2可知，氮氣泡沫驅提高原油采出程度的效果明顯優于氣水交替驅，相比提高了31.87百分點。這是因為，X-2型巖心高滲條帶寬度較窄且滲透率更高，平面非均質性更強，氣水交替驅雖然能夠提高波及系數，但其調整儲層非均質的能力有限，難以有效控制強平面非均質條件下的氣體竄逸，使得最終采出程度大幅度降低。然而，氮氣泡沫驅對于非均質油藏的適用性更強，可以延緩強非均質條件下高滲條帶中的氣體竄逸，使低滲條帶的原油得到有效動用，同時泡沫可以提高洗油效率，使最終采出程度顯著提高。對比表1和表2可以看出，氣水交替驅較適用于弱非均質條件，在強非均質條件下的適用性較差；而氮氣泡沫驅在弱非均質和強非均質條件下都適用。

X-2型巖心氣水交替驅和氮氣泡沫驅試驗的采出程度、驅替壓差及出口端含水率隨注入體積的變化曲線如圖7—圖9所示。

圖7 不同注采方式下X-2型巖心采出程度隨注入體積的變化關系Fig.7 Relationship of oil recovery percentage and injected volume in different injection methodsof X-2 core

圖8 不同注采方式下X-2型巖心驅替壓差隨注入體積的變化關系Fig.8 Relationship of disp lacem ent pressure and injected volume in different injection methodsof X-2 core

圖9 不同注采方式下X-2型巖心出口端含水率隨注入體積的變化關系Fig.9 Relationship of water cut and injected volume in different injection methodsof X-2 core

由圖7可知，注入體積小于0.6倍孔隙體積時，氣水交替驅和氮氣泡沫驅的采出程度曲線變化幾乎一致，其原因與圖4相同。后續注入輪次中，氣水交替驅的采出程度僅在第二輪次有明顯提升，整體提高幅度較小；氮氣泡沫驅每個注入輪次的采出程度均有明顯提高，驅替效果顯著。平面非均質性較強時，氣水交替驅在高滲條帶中的氣竄現象較為明顯，提高采出程度的效果降低；由于強非均質條件下高滲條帶的孔隙半徑較大，氮氣泡沫的穩定性增強[32–33]，延緩竄逸效果更優，使得低滲條帶得到有效動用，因此采出程度明顯提高。

由圖8可知，氣水交替驅過程中，驅替壓差波動較小，且在2個注入輪次后迅速下降，表明在強平面非均質條件下，氣水交替驅的波及范圍主要集中在高滲條帶，低滲條帶難以被波及，因此提高采出程度的效果較差；氮氣泡沫驅過程中，驅替壓差隨著注入輪次增加而逐漸上升，表明在強平面非均質條件下氮氣泡沫可以封堵高滲條帶的大孔隙，迫使后續注入流體轉向并波及低滲條帶，從而提高低滲條帶的原油動用程度。

由圖9可知，氣水交替驅和氮氣泡沫驅的出口端含水率曲線呈現明顯差異。氣水交替驅的前2個注入輪次中，巖心出口端含水率先明顯降低后迅速上升，表明強非均質條件下氣水交替驅可以降低出口端含水率，但穩定性較差，僅能維持一個注入輪次；氮氣泡沫驅過程中，出口端含水率先下降至0，后穩定在50%附近，低含水階段能夠持續4個注入輪次，說明氮氣泡沫驅降低并穩定巖心出口端含水率的效果顯著。這是由于隨著注入體積增大，巖心中泡沫含量增加，封堵高滲條帶大孔道的效果提升，氮氣泡沫驅波及范圍逐漸從高滲條帶延伸到低滲條帶，從而降低并穩定了巖心出口端含水率。

3 氣水交替驅/氮氣泡沫驅數值模擬研究

由于巖心驅替試驗難以可視化描述注入介質在巖心中的波及規律，因此在巖心試驗基礎上進行了氣水交替驅和氮氣泡沫驅的數值模擬研究。以強非均質巖心為例，建立了巖心尺度的數值模擬模型，其中的模型尺寸、孔滲物性以及初始含油、含水飽和度均與巖心試驗參數保持一致；通過調整油–水、油–氣相對滲透率曲線和毛管力曲線等，實現氣水交替驅或氮氣泡沫驅試驗結果的歷史擬合，進而通過分析驅替過程中不同滲透率條帶的含油飽和度的變化特征，揭示不同提高采收率方法提高采收率的機制。

利用CMG數值模擬軟件的STARS模塊進行巖心尺度數值模擬，單位制選用LAB試驗單位制。模型選用正交網格，i，j和z方向網格數分別為32，3和1個，i方向網格尺寸為1.000 cm，j方向3個網格尺寸分別為18.75，7.50和18.75mm，z方向網格尺寸為45.00 mm。各條帶滲透率分別為300，948和300 m D。設定模型左側為注入端，設置一口注水井、一口注氣井，右側為出口端，設置一口生產井；巖心數值模型尺寸、孔隙度、含油/含水飽和度、滲透率分布均與試驗參數保持一致。模型初始壓力和生產井井底流壓均設定為33MPa，以模擬巖石試驗的圍壓和出口端回壓條件。

選用機理法進行氮氣泡沫驅數值模擬，利用反應式表示泡沫的生成和破滅（S表示表面活性劑，L表示液膜）：

式（2）中，左側表示水、表面活性劑與氮氣的反應，右側表示反應形成液膜（泡沫）。其中，式（2）左右兩側均含有氮氣，左側氮氣表示氮氣作為反應物參與反應，右側氮氣則表示生成的泡沫具有氮氣的組分特性。

根據氣水交替驅和氮氣泡沫驅的巖心試驗步驟，先注水驅替300m in，然后開始氣水交替驅或氮氣泡沫驅。每個注入輪次均先注375m in的氮氣再注125m in的水或表面活性劑溶液，以此循環注入，驅替至2175m in停止模擬運算。氣水交替驅和氮氣泡沫驅采出程度的數值模擬歷史擬合結果如圖10（a）、圖10（b）所示。由圖10可知，氮氣泡沫驅的開發效果遠優于氣水交替驅。

圖10 氣水交替驅和氮氣泡沫驅采出程度數值模擬歷史擬合結果Fig.10 History matching of recovery percentage from water and gasalternating flooding and nitrogen foam flooding

由10（a）可知，對于氣水交替驅，前2個輪次的采出程度試驗數據與模擬數據擬合效果較好，表明可以用數值模擬結果研究氣水交替驅的提高采收率機制。利用該巖心尺度數值模型，對比開展注水驅替數值模擬。水驅和氣水交替驅過程中，不同滲透率條帶的含油飽和度變化特征對比如圖11所示。水驅過程中，注入水主要波及高滲條帶（見圖11（a）所示的巖心模型中間層網格），導致含油飽和度降低，但即使繼續注水驅替，低滲條帶（見圖11（a）所示的巖心模型上、下兩層網格）的含油飽和度未發生明顯變化，表明注入水主要沿高滲條帶低效循環，需要進行液流轉向措施。對于氣水交替驅，氣水交替注入的初始時刻（t=300m in），高滲條帶的含油飽和度較低，剩余油主要賦存在低滲條帶；隨著氣水交替注入輪次增多，低滲條帶含油飽和度逐漸降低，且降低幅度比水驅方案大，表明氣水交替驅在平面非均質巖心模型中發揮了擴大波及體積的作用，能夠驅動剩余油。

圖11 水驅與氣水交替驅過程中含油飽和度變化特征對比Fig.11 Com parison of oil saturation distribution change during water flooding and water and gasalternating flooding

由圖10（b）可知，氮氣泡沫驅驅替過程中的采出程度試驗數據與模擬數據擬合效果較好，表明可以用數值模擬結果研究氮氣泡沫驅的驅替規律。對比注水驅替數值模擬，氮氣泡沫驅過程中不同滲透率條帶的含油飽和度變化特征如圖12所示。初始時刻（t=300 min），高滲條帶（見圖12（b）所示的巖心模型中間層網格）含油飽和度較低，剩余油主要賦存于低滲條帶（見圖12（b）所示的巖心模型上、下兩層網格）。隨著氮氣泡沫驅的進行，高滲條帶含油飽和度基本不變，表明氮氣泡沫發揮了堵大不堵小、堵水不堵油的性能，迫使后續注入介質進入低滲條帶。分析低滲條帶含油飽和度變化特征可知，氮氣泡沫在低滲條帶近乎呈活塞式驅替，將低滲條帶中的剩余油采出，因此能夠大幅度提高采收率，這與巖心驅替試驗的分析結果基本一致，表明氮氣泡沫驅可以作為平面非均質油藏剩余油挖潛的有效手段。

圖12 水驅與氮氣泡沫驅過程中含油飽和度變化特征對比Fig.12 Com parison of oil saturation distribution change during water flooding and nitrogen foam flooding

4 結 論

1）驅替試驗結果表明，氮氣泡沫驅效果優于氣水交替驅。氣水交替驅的主要增油期為前1～2個輪次，而氮氣泡沫驅增油期可以持續2～4個輪次，穩油控水效果更優。

2）巖心模型滲透率級差較小時，氣水交替驅表現出良好的提高波及系數和降低出口端含水率的能力，但當滲透率級差較大時，該方法控制氣體流度的能力降低，驅替壓差上升幅度較小，提高采收率效果變差。

3）巖心模型滲透率級差較大時，氮氣泡沫驅仍可發揮泡沫堵大不堵小、堵水不堵油及表面活性劑洗油的多重特性，抑制高滲條帶中的流體竄逸，使得氮氣泡沫在低滲條帶近似呈活塞式驅替，從而實現深部調驅，大幅度提高采收率。

4）氣水交替驅及氮氣泡沫驅數值模擬結果與試驗結果擬合度較好，綜合巖心驅替試驗和數值模擬結果可知，氣水交替驅較適用于弱非均質條件，但在強非均質條件下適用性較差；氮氣泡沫驅可同時適用于弱非均質和強非均質條件，有效提高深水濁積巖油藏采收率，為該類油藏的經濟高效開發提供技術支持。