趙方劍，侯健，元福卿，王代剛，劉永革

（1.中國石油大學（華東）石油工程學院，山東 青島 266580；2.中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257015；3.中國石油大學（北京）非常規(guī)油氣科學技術(shù)研究院，北京 102249）

0 引言

以大慶油田和勝利油田為代表的中國東部陸上油田，由于沉積環(huán)境復(fù)雜，儲層滲透率在平面和縱向2個維度存在較強非均質(zhì)性，多年注水開發(fā)進一步加劇了儲層的非均質(zhì)性，部分層段甚至出現(xiàn)了高耗水條帶，導(dǎo)致采收率較低。以聚合物驅(qū)為主的三次采油技術(shù)通過改善流度比、擴大波及系數(shù)可以有效改善驅(qū)油效果，但是在油層深部區(qū)域，特別是當聚合物遇到高耗水條帶后，依然會發(fā)生竄流現(xiàn)象，導(dǎo)致油井見聚問題的發(fā)生，降低了三次采油驅(qū)油體系的作用范圍，增加了油井產(chǎn)出液處理成本，影響了油田開發(fā)的經(jīng)濟效益［1-6］。

近年來，為了解決高含水開發(fā)階段油藏控水穩(wěn)油的難題，勝利油田研制出一種新型支化預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒（B-PPG）驅(qū)油劑。該顆粒由化學主劑、交聯(lián)劑和引發(fā)劑在一定條件下發(fā)生交聯(lián)反應(yīng)，然后經(jīng)粉碎、篩分等處理得到。內(nèi)部獨特的預(yù)交聯(lián)網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)使B-PPG具有優(yōu)異的黏彈性能和耐溫抗鹽性能，部分支化分子結(jié)構(gòu)造就了B-PPG良好的增黏性能和顆粒懸浮性能［7-9］。由聚合物、表面活性劑和B-PPG組成的非均相復(fù)合驅(qū)油體系已經(jīng)在勝利油田進行了大規(guī)模礦場應(yīng)用，取得了明顯的降水增油效果［10-12］。為了進一步明晰該驅(qū)油體系的驅(qū)油機理，需要開展B-PPG微觀驅(qū)油機理研究。常規(guī)研究方法是通過巖心驅(qū)替實驗?zāi)M礦場驅(qū)油過程，但是對于微觀孔喉中剩余油動用狀況無法進行表征，因此，本文將B-PPG巖心驅(qū)替實驗與CT掃描技術(shù)相結(jié)合，實現(xiàn)了B-PPG驅(qū)替過程中剩余油的三維可視化；同時，深入認識該驅(qū)油劑在多孔介質(zhì)中的微觀滲流機制，為進一步增強其油藏適應(yīng)性、提高原油采收率提供理論基礎(chǔ)。

1 實驗部分

1.1 材料

實驗用水為勝利油田的模擬地層水溶液，由NaCl，CaCl2，MgCl2·6H2O和蒸餾水配制而成，密度為1.017 6 g/cm3，礦化度為10 000 mg/L。實驗用油為勝利油田外輸原油與煤油按體積比1∶1調(diào)制的混合油，密度為0.86 g/cm3，黏度為63 mPa·s。聚合物為現(xiàn)場使用的常規(guī)聚合物，水解度為23%，相對分子質(zhì)量約為2×107，室溫條件下黏度為30 mPa·s（質(zhì)量濃度為2 000 mg/L時）。選用100～150目的B-PPG，按照聚合物與B-PPG質(zhì)量比1∶1配制成B-PPG顆粒懸浮驅(qū)油體系，總的質(zhì)量濃度為2 000 mg/L，25℃下溶液黏度為130 mPa·s。實驗用填砂管模型由人工石英砂制作而成，模型直徑2.5 cm，長度5.0 cm。

1.2 層析成像CT掃描系統(tǒng)

為了更好地獲取不同階段巖心中流體的分布形態(tài)，實驗研究選用工業(yè)用微焦點CT掃描系統(tǒng)。該系統(tǒng)主要由X射線源、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)、控制系統(tǒng)和成像系統(tǒng)4個部分組成。進行CT掃描時，X射線源按照設(shè)定的速度圍繞被掃描樣品旋轉(zhuǎn)，全方位測量某一固定橫截面X射線強度，通過數(shù)據(jù)處理系統(tǒng)得到單個橫截面的空間圖像［13-15］，再通過一系列橫截面圖像疊加，最終得到樣品的三維掃描圖像。

工業(yè)用微焦點CT掃描系統(tǒng)不同于一般的醫(yī)用CT系統(tǒng)，主要優(yōu)勢有以下3個方面：1）X射線源由穿透能力強的320 kV小焦點源和225 kV微焦點源構(gòu)成，二者的加速電壓都遠高于醫(yī)用CT，更有利于穿透大直徑巖心，實現(xiàn)巖石孔隙微觀結(jié)構(gòu)成像，空間分辨率可以達到10μm數(shù)量級。2）數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)檢測器采用三視野圖像增強器，一次掃描后可以實現(xiàn)100個切片成像和體積層析，確保準確觀察油水運移過程。3）控制系統(tǒng)對被掃描物體采用整體旋轉(zhuǎn)控制模式，設(shè)計立式轉(zhuǎn)臺和臥式轉(zhuǎn)臺2種機械轉(zhuǎn)臺，分別從靜態(tài)和動態(tài)2種途徑記錄不同時刻巖心內(nèi)流體的形態(tài)，更有利于全時段捕捉孔隙結(jié)構(gòu)間的油水分布形態(tài)。

1.3 方法

為對比研究微觀剩余油分布規(guī)律，分析驅(qū)油機理差異性，利用上述CT掃描系統(tǒng)對B-PPG驅(qū)的巖心模型，進行了重要實驗節(jié)點剩余油分布掃描，分析巖心中油水分布信息，探究驅(qū)替體系的驅(qū)油機理。實驗選取的掃描節(jié)點共5處，分別為飽和水結(jié)束時、飽和油結(jié)束時、水驅(qū)2.00 PV時、B-PPG驅(qū)0.35 PV時和后續(xù)水驅(qū)結(jié)束時。在各掃描節(jié)點處進行全巖心切片CT掃描，每個節(jié)點約掃描100個切片。掃描完成后，首先進行掃描圖像的預(yù)處理，選取合理圖像區(qū)域進行亮度、對比度調(diào)整和銳化，通過圖像插值和分割功能實現(xiàn)孔喉、油水分割，最后進行CT圖像的三維重建，得到三維數(shù)字巖心模型。

2 結(jié)果與分析

2.1 微觀波及系數(shù)的統(tǒng)計結(jié)果

驅(qū)油體系驅(qū)油效果的差別在于動用的孔隙個數(shù)不同，同時反映微觀波及作用的差異性。由于存在CT掃描精度和圖像處理誤差，必須制定合理的含油飽和度變化閾值（合理波及閾值），從而判斷真正意義上的波及現(xiàn)象。定義含油飽和度變化值超過合理波及閾值的孔隙體積與所有孔隙體積的比值為微觀波及系數(shù)Emv：

式中：N為有效孔隙個數(shù)；Vsi為第i個孔隙的體積，μm3；ΔSi為第i個孔隙的含油飽和度變化值；Sc為合理波及閾值。

為了進一步研究B-PPG驅(qū)微觀驅(qū)油機理，選取水驅(qū)實驗過程作為對比，可以看出（見圖1），當含油飽和度變化值大于0.14時，水驅(qū)微觀波及系數(shù)下降較為迅速，并且與B-PPG驅(qū)微觀波及系數(shù)曲線的差異性變大［16-20］，所以合理的波及閾值取值為0.14。

圖1 微觀波及系數(shù)與含油飽和度變化值的關(guān)系

分別選取不同驅(qū)替階段統(tǒng)計了微觀波及系數(shù)（見圖2），可以看出，水驅(qū)、B-PPG驅(qū)各驅(qū)替階段的微觀波及系數(shù)均隨驅(qū)替時間的增加而增大。由于實驗所用填砂管巖心尺寸有限，水驅(qū)至殘余油階段微觀波及系數(shù)已高達0.894，B-PPG驅(qū)后僅提高了0.088。

圖2 微觀波及系數(shù)的計算結(jié)果

2.2 微觀驅(qū)油效率的統(tǒng)計結(jié)果

被波及孔隙的含油飽和度變化值加權(quán)平均為微觀驅(qū)油效率：

式中：EmD為微觀驅(qū)油效率；M為波及孔隙的個數(shù)；Sbi為第i個孔隙的原始含油飽和度。

經(jīng)過計算得到了水驅(qū)和B-PPG驅(qū)各驅(qū)替階段的微觀驅(qū)油效率（見圖3）。水驅(qū)至殘余油階段的微觀驅(qū)油效率為49.5%，而B-PPG驅(qū)后，微觀驅(qū)油效率提高了11.0百分點。

圖3 微觀驅(qū)油效率計算結(jié)果

在確定了微觀波及系數(shù)和微觀驅(qū)油效率后，計算水驅(qū)和B-PPG驅(qū)各驅(qū)替階段的采收率［21-22］。與巖心驅(qū)替前后統(tǒng)計得到的采收率進行對比（見圖4），可以看出，采用計算方法與驅(qū)替實驗統(tǒng)計方法得到的采收率值相近，證明了計算方法的合理性。相比水驅(qū)，B-PPG驅(qū)采收率提高了16.0百分點。

圖4 采收率結(jié)果統(tǒng)計對比

2.3 微觀受效剩余油表征分析

微觀受效剩余油是指當B-PPG驅(qū)替體系進入儲層后，孔喉中被體系波及后多動用的剩余油。為了表征剩余油的動用過程，需要選取不同時間點的剩余油分布圖像進行對比分析，對剩余油動用前后的圖片進行對比（見圖5），每1個方格代表圖片的1個像素。方格中標識值為0的黃色方格代表巖石骨架，這部分像素在剩余油動用前后是保持不變的；藍色方格中采用標識值1來代表孔喉中的水；紅色方格中采用標識值2來代表孔喉中的油，驅(qū)替實驗之后若剩余油被動用，則把被動用部分方格的標識值改為1；發(fā)生變化的方格標記成粉色，定義為微觀受效剩余油。

圖5 微觀受效剩余油標記示意

根據(jù)上述定義，將CT掃描得到的巖心切片進行三維重建，受效剩余油重建結(jié)果見圖6。從圖中可以看出，B-PPG驅(qū)受效剩余油形態(tài)更加飽滿，并且斑塊狀剩余油占比多，這是由于B-PPG顆粒注入后，其粒徑超過孔喉直徑時，會發(fā)生暫時封堵現(xiàn)象，迫使驅(qū)替相發(fā)生液流轉(zhuǎn)向，擴大波及體積，隨著后續(xù)注入壓力的上升，孔喉兩端驅(qū)替壓差增大，B-PPG顆粒產(chǎn)生變形通過孔喉繼續(xù)運移，從而達到擴大波及體積的目的，使得原來未動用體積較大的剩余油被沖刷下來。

圖6 受效剩余油三維分布

為表征受效剩余油的位置，定義了接觸面積比（ROR）這一指標。其物理意義為某一塊剩余油與巖石基質(zhì)的接觸面積，反映了剩余油與孔隙表面的相對位置關(guān)系，接觸面積比越大，剩余油越貼近巖石表面。

式中：Scor為剩余油與巖石的接觸面積，μm2；Soil為剩余油的表面積，μm2。

對不同驅(qū)替階段孔隙中剩余油的接觸面積比進行統(tǒng)計（見圖7），可以看出，B-PPG驅(qū)與水驅(qū)相比，剩余油的接觸面積比更小。這進一步證明了B-PPG驅(qū)擴大波及范圍的作用，使更多連片的剩余油從巖石表面被剝離下來。

圖7 不同驅(qū)替階段剩余油接觸面積比統(tǒng)計

2.4 剩余油微觀賦存形態(tài)定量表征

剩余油在孔隙和喉道空間中的微觀賦存形態(tài)是多種多樣的，特別是注入不同的驅(qū)油體系后，所呈現(xiàn)的形態(tài)更是多種多樣，但是總體可以歸納為以下4種：1）網(wǎng)絡(luò)連片狀——體積較大，呈現(xiàn)連片交聯(lián)形態(tài)，分布于多個孔喉中；2）多孔復(fù)雜狀——形狀較為復(fù)雜，貫穿于部分孔隙和喉道中；3）單個孤立狀——形狀比較規(guī)則，通常分布于單個孔隙中；4）附著油膜狀——呈連續(xù)薄膜狀形態(tài)，附著于巖石表面。

假設(shè)剩余油賦存形態(tài)為標準球形時，呈現(xiàn)為最規(guī)則狀態(tài)，定義此時剩余油微觀賦存形態(tài)因子為1；如果演化成其余形狀時，則剩余油微觀賦存形態(tài)因子變小，用G來表示這一形態(tài)因子。

式中：V為剩余油所占體積，μm3。

由式（5）可知，相同體積下，形態(tài)因子越小，表明剩余油在孔隙空間中的分布越復(fù)雜，形狀越不規(guī)則。分析不同孔隙空間里的分布形態(tài)，結(jié)合形態(tài)因子及接觸面積比，將剩余油微觀賦存形態(tài)劃分成4類（見表1）。

表1 剩余油微觀賦存形態(tài)劃分標準

根據(jù)劃分標準，繪制B-PPG驅(qū)不同驅(qū)替階段的剩余油形態(tài)（見圖8）。B-PPG驅(qū)過程動用的剩余油是由網(wǎng)絡(luò)連片狀向其他類型轉(zhuǎn)化的過程，當驅(qū)替至殘余油狀態(tài)時，多孔復(fù)雜狀剩余油的含量已超過網(wǎng)絡(luò)連片狀，而通過水驅(qū)是無法實現(xiàn)這一狀態(tài)轉(zhuǎn)換的。這表明，由于B-PPG顆粒的注入，原本水驅(qū)無法被驅(qū)動的連片狀剩余油得以充分動用。

圖8 各驅(qū)替階段不同形態(tài)剩余油所占比例

3 結(jié)論

1）基于工業(yè)用微焦點CT掃描系統(tǒng)完成了B-PPG驅(qū)的層析成像驅(qū)替實驗，引入“微觀波及系數(shù)”和“微觀驅(qū)油效率”概念，定量表征B-PPG驅(qū)的微觀驅(qū)油過程。與水驅(qū)相比，B-PPG驅(qū)采收率提高了16.0百分點。

2）對驅(qū)油體系注入前后的微觀受效剩余油研究發(fā)現(xiàn)，B-PPG驅(qū)的暫堵—變形—運移驅(qū)替過程使更多連片的剩余油從巖石表面被剝離下來，剩余油呈現(xiàn)的接觸面積比更低。

3）相比于水驅(qū)，B-PPG驅(qū)之后剩余油分布更加分散，驅(qū)替至殘余油階段時，形態(tài)復(fù)雜的多孔狀剩余油成為主要賦存形態(tài)。