聚驅(qū)后強(qiáng)水洗油層微觀剩余油量化分布及挖潛研究

陳文林

（大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江大慶 163712）

截至2015年12月，大慶油田一類油層聚合物驅(qū)結(jié)束已進(jìn)入后續(xù)水驅(qū)區(qū)塊37個(gè)，區(qū)塊平均綜合含水率97.2%，平均采出程度56.9，仍有近一半剩余油殘留在儲(chǔ)層孔隙中。預(yù)計(jì)到“十三五”末，陸續(xù)新增后續(xù)水驅(qū)區(qū)塊33個(gè)。聚合物驅(qū)后剩余油分布高度零散，中強(qiáng)水洗層分布比例大，開采困難，目前對(duì)聚驅(qū)后微觀剩余油分布形態(tài)及其形成機(jī)理認(rèn)識(shí)不清并且還沒有一套成熟的研究手段[1-7]。為此，筆者通過統(tǒng)計(jì)分析大慶油田一類油層密閉取心井及水淹層解釋資料，深化了聚驅(qū)后強(qiáng)水洗層剩余儲(chǔ)量潛力認(rèn)識(shí)。利用激光共聚焦掃描顯微分析技術(shù)，確定了中強(qiáng)水洗油層微觀剩余油分布類型及特征。結(jié)合室內(nèi)物理模擬技術(shù)，開展了不同驅(qū)油體系挖潛聚驅(qū)后強(qiáng)水洗層段剩余油天然巖心實(shí)驗(yàn)，積極探索適合提高強(qiáng)水洗層剩余油的驅(qū)替方法，對(duì)指導(dǎo)聚合物驅(qū)后繼續(xù)挖潛剩余油具有重要意義。

1 聚驅(qū)后強(qiáng)水洗層剩余油潛力分析

利用喇薩杏油田聚驅(qū)前16口、聚驅(qū)后20口密閉取心井和674口二類上返井水淹層解釋資料，根據(jù)驅(qū)油效率分別為大于55%、35%~55%及15%~35%對(duì)應(yīng)強(qiáng)、中、弱三種不同水洗程度，統(tǒng)計(jì)出聚驅(qū)前后天然巖樣水洗厚度比例，具體結(jié)果見表1。其中聚驅(qū)前取心井含水平均值為91%；聚驅(qū)后取心井后續(xù)水驅(qū)階段平均0.15 PV，其中主流線井10口，分流線井3口。

表1 聚驅(qū)前后水洗程度狀況

從表1可以看出，聚驅(qū)后水洗厚度高達(dá)89.4%，比水驅(qū)增加21.4%，驅(qū)替效率提高幅度7.6%。聚驅(qū)后水洗層平均滲透率從2 101h10-3μm2降到1 915h10-3μm2，未水洗層平均滲透率從1 288h10-3μm2降到 855h10-3μm2。這說明水驅(qū)后隨著聚合物溶液注入，降低了油水的流度比，擴(kuò)大了中低滲透層波及系數(shù)，進(jìn)而達(dá)到提高驅(qū)油效果的目的。結(jié)合含油飽和度前后對(duì)比分析，單一聚合物溶液對(duì)提高強(qiáng)水洗層采收率貢獻(xiàn)較小，可以提高中低水洗層的采出程度，強(qiáng)水洗厚度比例較聚驅(qū)前增加了23.2%。

當(dāng)油層含油飽和度降到30%以下時(shí)，基本上可以認(rèn)為已處于水驅(qū)殘余油狀態(tài)[7]。聚驅(qū)前后水洗狀況厚度比例、強(qiáng)水洗油層不同剩余油飽和度下的巖樣厚度比例，見圖1圖2。

從圖1和圖2可以看出，聚驅(qū)后水洗厚度比例有較大的變化，強(qiáng)、中水洗厚度比例明顯增加，比例高達(dá)83.3%，比聚驅(qū)前分別增加了23.2%和7.0%。聚驅(qū)后強(qiáng)水洗層段含油飽和度主要分布在20%~35%區(qū)間，所占水洗厚度比例為91.7%，含油飽和度大于30%的累積厚比例占35.7%，說明聚驅(qū)后強(qiáng)水洗層有一定的物質(zhì)基礎(chǔ)和潛力，仍有進(jìn)一步挖潛的余地。聚驅(qū)后強(qiáng)水洗段中有27.6%的水洗厚度比例處于水驅(qū)殘余油狀態(tài)，14.2%的厚度比例是可動(dòng)的潛力，如何突破強(qiáng)水洗油層水驅(qū)殘余油狀態(tài)、降低殘余油飽和度，是挖潛聚驅(qū)后強(qiáng)水洗層段剩余油的關(guān)鍵。

2 聚驅(qū)后微觀剩余油類型劃分、成因及量化分布

2.1 聚驅(qū)后微觀剩余油類型劃分[8-9]

根據(jù)剩余油與巖石表面的距離，將聚驅(qū)后微觀剩余油分為三種狀態(tài)：束縛態(tài)，主要受界面力影響，吸附在礦物表面的剩余油，包括孔表薄膜狀、顆粒吸附狀；半束縛態(tài)，由于驅(qū)替動(dòng)力不足的影響，在束縛態(tài)的外層或離礦物表面較遠(yuǎn)的剩余油，包括角隅狀、喉道狀；自由態(tài)，離礦物表面較遠(yuǎn)、微觀未波及的剩余油，包括簇狀、粒間吸附狀。

2.2 聚驅(qū)后微觀剩余油成因

聚驅(qū)后剩余油相比水驅(qū)后更加零散，挖潛難度加大。利用激光共聚焦系列檢測(cè)技術(shù)結(jié)合相關(guān)資料，歸納總結(jié)出聚驅(qū)后主要微觀剩余油成因。具體成因如下：

（1）孔隙結(jié)構(gòu)變化：當(dāng)巖石顆粒均勻性較差時(shí)，流體會(huì)在大孔道形成優(yōu)勢(shì)通道，小孔道中由于驅(qū)動(dòng)力不足，發(fā)生繞流顯現(xiàn)，產(chǎn)生簇狀剩余油（圖 3a）。

（2）原油粘度變化：原油在孔隙中運(yùn)移時(shí)會(huì)產(chǎn)生不同程度的乳化現(xiàn)象，當(dāng)產(chǎn)生油包水型乳狀液時(shí)，原油粘度會(huì)增加，運(yùn)移的阻力就會(huì)增加，產(chǎn)生簇狀剩余油（圖3b）。

（3）賈敏效應(yīng)：當(dāng)孔隙連通性較差時(shí)，孔隙間喉道變窄，油滴通過時(shí)會(huì)由于賈敏效應(yīng)產(chǎn)生角隅狀剩余油（圖3c）。

（4）顆粒運(yùn)移：這種現(xiàn)象一般發(fā)生在含泥質(zhì)較高或中高滲透率的油層中，粘土和巖石碎屑發(fā)生運(yùn)移，與原油混合在局部富集，粘度發(fā)生變化，流動(dòng)性變差，產(chǎn)生粒間吸附狀剩余油（圖3d）。

（5）顆粒表面吸附力產(chǎn)生孔隙表面薄膜狀剩余油和喉道狀剩余油，毛管力產(chǎn)生狹縫狀剩余油和顆粒吸附狀剩余油（圖3e）。

（6）聚合物驅(qū)后喉道形成礦物富集結(jié)垢產(chǎn)生的剩余油。

圖1 聚驅(qū)前后密閉取心井水洗狀況

圖2 不同含油飽和度所占厚度比例

圖3 聚驅(qū)后微觀剩余油成因示意圖

2.3 聚驅(qū)后微觀剩余油量化分布特征

選取聚驅(qū)后同一井組四口油井，從油層發(fā)育條件看具有較好的可比性，利用激光共聚焦掃描顯微分析法對(duì)42塊巖樣、378個(gè)視域進(jìn)行觀察分析，研究了聚驅(qū)后微觀剩余油分布特征。水洗程度對(duì)微觀剩余油賦存及量化分布的影響見圖4和圖5。

圖4 水洗程度對(duì)微觀剩余油賦存的影響

圖5 水洗程度對(duì)微觀剩余油類型量化的影響

從圖3和圖4看出，水洗程度對(duì)微觀剩余油賦存及量化分布存在影響。強(qiáng)水洗段自由態(tài)、束縛態(tài)微觀剩余油比例相差不大，中水洗層段自由態(tài)較強(qiáng)水洗層高3.7%。聚驅(qū)后強(qiáng)水洗層段微觀剩余油以顆粒吸附狀、粒間吸附狀、簇狀、孔表薄膜狀為主。

3 聚驅(qū)后強(qiáng)水洗天然巖心微觀驅(qū)油特征

3.1 實(shí)驗(yàn)方案

實(shí)驗(yàn)用油為模擬油，由大慶油田采油三廠脫氣原油與煤油混合而成，45 ℃條件下黏度為10.0 mPa·s。實(shí)驗(yàn)用水配置地層水和污水，其總礦化度分別為6 000 mg/L、4 000 mg/L。物理模型：天然巖心2.5 cmh2.5 cmh10cm，平均滲透率1 032h10-3μm2。

方案1：水驅(qū)至含水98% + 0.7PV聚驅(qū)+后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

方案2：水驅(qū)至含水98% + 0.7PV聚驅(qū)+后續(xù)水驅(qū)至含水98% + 0.5 PV高濃度聚驅(qū)+后續(xù)水驅(qū)至含水98%。（兩塊天然巖樣）

方案3：水驅(qū)至含水98% + 0.7 PV聚驅(qū)+后續(xù)水驅(qū)至含水98% + 0.5 PV弱堿三元驅(qū)+后續(xù)水驅(qū)至含水98%。（兩塊天然巖樣）

其中聚驅(qū)為中分聚合物，相對(duì)分子質(zhì)量為1 500h104，濃度1 000 mg/L，其黏度為28.0 mPa·s。高濃度聚驅(qū)為超高聚合物，相對(duì)分子質(zhì)量為2 500h104，濃度2 500 mg/L，其黏度為185.0 mPa·s。弱堿三元復(fù)合驅(qū)，聚合物為超高聚合物CP= 2 500 mg/L，石油磺酸鹽表面活性劑CS= 0.30%，碳酸鈉CA=1.2%，其黏度為100.0 mPa·s，界面張力5.7h10-3mN/m。

3.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

為了進(jìn)一步研究聚驅(qū)后強(qiáng)水洗油層微觀剩余油分布特征、挖潛強(qiáng)水洗油層剩余油，選用已在室內(nèi)評(píng)價(jià)驅(qū)油效果較好的兩種驅(qū)油體系，在滿足前期統(tǒng)計(jì)聚驅(qū)后強(qiáng)水洗層含油飽和度數(shù)據(jù)基礎(chǔ)上，開展室內(nèi)天然巖心物理模擬實(shí)驗(yàn)。方案2和方案3進(jìn)行重復(fù)性實(shí)驗(yàn)來驗(yàn)證準(zhǔn)確性，采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見表2。

從表2可以看出，聚驅(qū)后不同驅(qū)油體系對(duì)最終采收率存在影響。對(duì)于聚驅(qū)后強(qiáng)水洗巖心，弱堿三元復(fù)合驅(qū)平均提高采收率幅度12.9%，較高濃度聚合物驅(qū)多提高4.7%。這是由于弱堿三元復(fù)合體系的高黏彈性和超低界面張力，可以有效改善繞流現(xiàn)象，將強(qiáng)水洗油層剩余油乳化成油滴、油珠拉成油絲、剝離油膜，既能夠擴(kuò)大波及體積，又能提高微觀驅(qū)油效率[10-13]。從最終含油飽和度可以看出，相對(duì)于聚驅(qū)后平均含油飽和度又降了8.8%，這說明弱堿三元復(fù)合驅(qū)具有超低界面張力可最大限度地降低強(qiáng)水洗層殘余油飽和度，提高最終采收率。

驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)束后，分別在巖心模型頭部、左前、中部、右后和尾部五個(gè)部分切割制成薄片，利用激光共聚焦方法對(duì)強(qiáng)水洗程度下微觀剩余油的動(dòng)用情況進(jìn)行總結(jié)分析。圖6為聚驅(qū)結(jié)束和聚驅(qū)后三元結(jié)束的微觀剩余油狀態(tài)圖，驅(qū)替方式對(duì)強(qiáng)水洗層微觀剩余油分布及類型量化的影響見圖7和圖8。

表2 采收率實(shí)驗(yàn)結(jié)果數(shù)據(jù)表

圖6 激光共聚焦法測(cè)微觀剩余油狀態(tài)

圖7 驅(qū)油體系對(duì)強(qiáng)水洗層微觀剩余油賦存的影響

圖8 驅(qū)油體系對(duì)強(qiáng)水洗層微觀剩余油類型量化的影響

從圖7和圖8可以看出，聚驅(qū)后高濃度聚驅(qū)、弱堿三元復(fù)合驅(qū)驅(qū)均可降低聚驅(qū)后強(qiáng)水洗層自由態(tài)、束縛態(tài)、半束縛態(tài)剩余油。三元驅(qū)降低束縛態(tài)剩余油能力強(qiáng)于高濃度聚驅(qū)，多降低幅度為7.1%。聚驅(qū)后不同驅(qū)油體系均不同程度降低微觀剩余油，弱堿三元復(fù)合驅(qū)降低孔表薄膜狀和角隅狀剩余油效果較明顯。進(jìn)一步分析可知[14-15]：弱堿三元復(fù)合驅(qū)不僅可以降低強(qiáng)水洗層自由態(tài)剩余油，而且還顯著地降低了束縛態(tài)、半束縛態(tài)剩余油。聚驅(qū)后強(qiáng)水洗層孔表薄膜狀剩余油主要存在大孔喉的邊部，是以薄膜狀的形式被吸附在造巖礦物顆粒表面。由于長(zhǎng)時(shí)間沖刷，油膜很薄，單一靠機(jī)械沖刷作用很難剝離下來。弱堿三元復(fù)合溶液在流動(dòng)過程中，降低油水界面張力的作用，改變儲(chǔ)層潤(rùn)濕性，逐步將油膜乳化成油滴并將其剝離下來；強(qiáng)水洗油層由于孔隙連通性更好，顆粒被水沖刷得較干凈，角隅狀剩余油呈孤立的滴狀，賦存于孔隙復(fù)雜空間的角落隱蔽處，一側(cè)依附于顆粒的接觸角，另一側(cè)處于開放的空間呈自由態(tài)。具有粘彈性的弱堿三元復(fù)合體系沿著一側(cè)巖石壁面拉拽和剝離盲端油，同時(shí)表面活性劑可以降低界面張力，乳化邊界油，使大部分角隅狀剩余油被驅(qū)替出來。

4 結(jié)論

（1）大慶油田一類油層聚驅(qū)后強(qiáng)水洗層厚度比例為41.8%，含油飽和度主要分布在20%~35%區(qū)間，大于30%占累積厚度的35.7%，說明聚驅(qū)后強(qiáng)水洗油層還有一定的物質(zhì)基礎(chǔ)和潛力，仍有進(jìn)一步挖潛的余地。

（2）聚驅(qū)后強(qiáng)水洗層微觀剩余油以顆粒吸附狀、粒間吸附狀、簇狀、孔表薄膜狀為主。強(qiáng)水洗段自由態(tài)、束縛態(tài)微觀剩余油比例相差不大，中水洗層段自由態(tài)較強(qiáng)水洗層高3.7%。

（3）天然巖心物理模型實(shí)驗(yàn)表明，聚驅(qū)后強(qiáng)水洗巖心模型，弱堿三元復(fù)合驅(qū)可提高采收率13.3%，較高濃度聚合物驅(qū)多提高4.7%。弱堿三元復(fù)合驅(qū)低束縛態(tài)剩余油能力強(qiáng)于高濃度聚驅(qū)，多降低7.1%，降低孔表薄膜狀剩余油效果明顯。

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