基于巖心的化學驅油效率研究

梁 斌

（中國石油大港油田分公司，天津 300280）

油田開發進入三次采油階段，儲層微觀孔隙結構、相滲特征以及驅油效率的研究一直是研究關注的熱點。研究手段主要是薄片鑒定、掃描電鏡[1-3]、壓汞曲線[4]、CT掃描成像技術[5-7]及穩態法、非穩態法相對滲透率曲線測定[8-10]等，對微觀孔隙結構、空間連通關系及滲流特征進行三維表征。由于不同沉積體系的儲層，其儲層分布及屬性特征存在差異，甚至同套儲層屬性在短距離范圍也會發生變化，因此針對不同油田、不同層系在開始三次采油方案研究前，首先應對儲層進行精細研究分析，對后期三次采油的驅替介質的選擇、驅油效率分析及注采方案的優化具有重要意義。本文基于港西油田三次采油區X井不同層系的密閉取心巖樣，通過對不同驅替介質在不同的實驗溫度、流體條件及儲層物性下的相對滲透率曲線進行測定，分析對比相對滲透率曲線特征、不同驅替介質的性能及巖心物性差異對驅油效率的影響。

1 儲層巖石學特征

應用密閉取心技術對港西油田注聚試驗區A井取心，巖樣為碎屑巖，壓實作用相對較弱，通過鑄體薄片資料分析，巖石碎屑顆粒整體分選性中-好，顆粒磨圓多呈次棱角-次圓狀，顆粒間接觸關系以點接觸為主，膠結類型主要為孔隙型，各層位膠結作用主要表現均為泥質膠結及碳酸鹽膠結。不同層段樣品，巖石的主要膠結作用類型和強弱存在差異。主要目的層明二9油組巖樣鑄體薄片（見圖1）分析為泥質、鐵白云石、黃鐵礦膠結，局部可見高嶺石、白云石、石鹽充填孔隙。巖屑是構架顆粒的主要組成部分，其含量為16%～37%。巖塊組合以巖漿巖巖塊、沉積巖巖塊為主，少量變質巖巖塊。巖漿巖巖塊主要為中酸性噴出巖巖塊，含量為6%～22%。變質巖巖塊主要為石英巖巖塊，含量為1%～5%，沉積巖巖塊主要為泥巖巖塊，含量為0～30%。局部層段可見少量云母碎片。石英含量為28%～36%，長石含量為35%～46%。填隙物主要見泥質、鐵白云石和黃鐵礦。泥質廣泛分布于顆粒接觸處，含量在3%～27%。鐵白云石斑塊狀孔隙式膠結碎屑顆粒，含量在1%～5%。黃鐵礦局部富集，團塊狀膠結碎屑顆粒，含量在0～4%。局部層位發育少量白云石和高嶺石。掃描電鏡分析資料（見圖2）顯示巖石自生礦物主要是絲片狀伊蒙混層、高嶺石、菱鐵礦、白云石等。

圖1 1 067.83 m鑄體薄片Fig.1 1 067.83 m casting-thin-section

2 相滲與驅油效率關系分析

按照巖心取樣的地層深度和地層編號不同，將其分別拼接成長度不小于45 cm的長巖心，應用恒速法水驅替至含水99%或不出油結束，驅替不少于50 PV，研究在不同的實驗溫度和流體條件下，不同物性的巖心在不同驅替介質下的滲流特征變化，從而得到長巖心的油水相滲曲線，獲得合理的束縛水飽和度值。相對滲透率曲線的測定方法較多，一般可以通過現場資料進行推算獲取，而常用的是室內實驗測定，包括毛管壓力法、非穩態法、穩態法等，其中，大部分學者采用的都是可以通過室內實驗直接測量計算的穩態法和非穩態法。非穩態法測定油-水相對滲透率曲線是以貝克萊-列維爾特一維兩相水驅油前緣推進理論為出發點，并且忽略毛管壓力和重力作用，假設兩相流體不互溶且不可壓縮，而且巖心內任一橫截面的油水飽和度看成是均勻的。

圖2 1 055.89 m電鏡掃描圖Fig.2 1 055.89 m scanning electron microscopy

本次測定相對滲透率曲線應用非穩態法，通過產出液數據記錄，可以得到系列的瞬時產油率和產聚率，通過對產出液處理，得到累積產液量和累積產油量，通過J.B.N方法處理可以得到不同含水飽和度及對應的相對滲透率。對比不同驅替介質的性能差異和不同巖心物性對驅油效率的影響，對不同體系的相對滲透率曲線進行測定，分析對比相對滲透率曲線特征，從而分析不同體系的滲流特征。

將長巖心飽和油以后，關閉巖心長夾持器兩端的水平閥，進行巖心原油的老化，老化時間24 h，之后再將其接入驅替泵系統中，設定實驗溫度，將長巖心夾持器入口端接入含驅替介質（聚合物溶液、聚表體系和堿聚表體系）的中間容器上，在泵上輸入驅替流速，開始進行相滲實驗。將實驗過程前后的實驗數據加以整理，測得束縛水下油相滲透率、水驅前后液測滲透率、相滲不同時刻驅替壓力、出口油量、液量等參數及完整的油水相滲曲線，獲得合理的束縛水飽和度值。采用非穩態法測定相對滲透率曲線，忽略了重力和毛管力作用，通過產出液數據記錄，可以得到系列的瞬時產油率和產聚率，通過對產出液處理，得到累積產液量和累積產油量，通過J.B.N方法處理可以得到不同含水飽和度及對應的相對滲透率。

J.B.N方法，計算相對滲透率曲線方法如下：

出口端面含水飽和度：

式中：fo（SW）-含油率；（t）-無因次累積采油量；（t）-無因次累積采液量；I-相對注入能力，又稱流動能力比；Qo-初始時刻巖樣出口端面產油流量，（cm3/s）；Q（t）-t時刻巖樣出口端面產液流量，恒速法實驗時Q（t）=Qo，（cm3/s）；ΔP0-初始驅動壓差，MPa；ΔP（t）-t時刻驅替壓差的數值，恒壓法實驗時 ΔP（t）=ΔP0，MPa；Sws-束縛水飽和度；Swe-巖樣出口端面含水飽和度。

為了對比不同巖心物性和不同驅替介質的性能差異對驅油效率的影響，測定不同物性及介質體系的相對滲透率曲線，分析對比相對滲透率曲線特征，從而分析不同體系的滲流特征，實驗參數及結果（見表1）。實驗1和實驗2是對滲透率差異較大的兩塊巖心，在相滲的驅替條件下，分別應用相同的聚合物、聚表二元體系溶液測定相對滲透率曲線，實驗結果表明滲透率高的巖心對應的束縛水飽和度較低，高滲透巖心對應的相滲曲線等滲點右移，說明高滲透巖心流體的流動能力強，殘余油飽和度較低。實驗1高滲透較低滲透巖心驅油效率高4.83%，實驗2高滲透較低滲透巖心驅油效率高2.05%。實驗3和實驗4是在相滲的驅替條件下，應用不同的驅替介質測定相對滲透率曲線。在巖心的滲透率和束縛水飽和度相差不大的條件下，驅替介質表面活性劑、堿均具有降低了油水的界面張力，改變了巖石表面的潤濕性的作用，通過聚合物、聚表二元體系及聚表堿三元體系溶液相滲曲線參數對比，其驅油效率依次增高，使相滲曲線等滲點右移，殘余油飽和度更低。實驗表明聚表二元體系驅油效率較聚合物高約3.0%，聚表堿三元體系驅油效率較聚合物高約7.86%。

表1 相滲曲線參數對比表Tab.1 Contrast table of phase penetration curve parameters

3 微觀刻蝕驅油實驗

將天然巖心切片分別進行電鏡掃描和鑄體薄片分析，觀察天然巖心的孔隙結構特征，根據孔隙結構特點以及鑄體薄片的孔隙分析，制作微觀仿真玻璃刻蝕模型，使微觀仿真玻璃模型的孔隙結構與天然巖心的孔隙結構基本相似（見圖3），使實驗結果更具有實際意義。

在明二9選取深度點1 067.83 m上刻相同孔隙結構的5張微觀模型進行驅油實驗研究，分析驅油機理、驅油劑好壞以及轉注時機。方案1進行水驅1 PV+1 PV聚驅+8 PV水，方案2進行水驅1 PV+1 PV聚/表驅+8 PV水，方案3進行水驅1 PV+1 PV聚/表/堿驅+8 PV水，方案4進行水驅1.5 PV+1 PV聚驅+7.5 PV水，方案5進行水驅1.5 PV+1 PV聚/表驅+7.5 PV水。從實驗結果看（見表2），化學驅可以有效的提高驅油效率，由聚驅-二元驅-三元驅驅替效果逐漸變優，方案3聚表堿三元驅油效果最好，最終采收率達到了71.46%。且相同的驅替方式，化學驅越早實施效果越好。從不同驅替方式的驅油機理分析，聚合物驅主要為擴大波及面積，也具有提高吸油效率的作用；二元驅主要為聚合物擴大波及和表活劑提高洗油效率的協同作用；三元驅中堿的加入強化了聚合物和表活劑的作用，使得驅油效率進一步提高。

4 結論與認識

（1）滲透率差異較大的儲層，應用相同的驅替介質測定相對滲透率曲線，高滲透率巖心對應的束縛水飽和度較低，其對應的相滲曲線等滲點右移，說明流體的流動能力強，殘余油飽和度較低。在巖心的滲透率和束縛水飽和度相差不大的條件下，應用不同的驅替介質測定相對滲透率曲線，驅替介質表面活性劑、堿均具有降低了油水的界面張力，改變了巖石表面的潤濕性的作用，其驅油效率依次增高，使相滲曲線等滲點右移，殘余油飽和度更低。

圖3 微觀刻蝕薄片顯微特征Fig.3 Microscopic characteristics of micro-etched sheets

表2 不同驅替方式的驅油效率對比表Tab.2 Oil displacement efficiency comparison table of different displacement methods

（2）化學驅可以有效的提高驅油效率，從不同驅替方式的驅油機理分析，聚合物驅主要為擴大波及面積，也具有提高吸油效率的作用。二元驅主要為聚合物擴大波及和表活劑提高洗油效率的協同作用；三元驅中堿的加入強化了聚合物和表活劑的作用，使得驅油效率進一步提高。驅替效果由聚驅-二元驅-三元驅逐漸變優，相同的驅替方式，化學驅越早實施效果越好。其中三元驅替介質的兩相滲流區間最寬，殘余油飽和度最低，驅油效率最高，提高驅出程度35.4%。