利用CT技术研究交联聚合物与储层渗透率匹配关系

郑 波，侯吉瑞，张 蔓，王 楠

(中国石油大学(北京)提高采收率研究院，北京102249)

在油藏注水开发过程中，由于注入水的长期冲刷，使储层的孔隙结构及其物理性质发生了变化，加剧了层间与层内的非均质性，甚至出现严重的窜流，影响后期开发效果。为解决该问题很多油田采用交联聚合物在平面和纵向上对地层的非均质性进行调整［1-6］。为了不让交联聚合物在进入高渗透窜流层位的同时对非目的低渗层产生伤害，降低整体作业效果［7-13］，很有必要进行交联聚合物溶液与储层渗透率之间匹配关系的研究。

目前开展的有关交联聚合物的室内实验通常是用常规岩心进行驱替实验。CT技术在国外发展很快，已作为岩心分析的常规测试技术［14-16］。它可以在不改变岩心外部形态和内部结构的前提下，通过对岩心驱替过程扫描得到岩心的内部孔隙结构，对驱油过程中岩心含油饱和度分布及其非均质程度进行定量表征［17-19］。本文选取3类不同渗透率的天然岩心分别注入不同交联剂浓度的交联聚合物溶液，利用CT扫描技术研究驱油过程，为矿场作业提供指导。

1 实验原理

应用CT扫描技术确定岩心的孔、渗、饱参数是建立在射线线性衰减的基础上，符合Beer定律［20］。假设实验岩心的骨架和孔隙都是刚性体，抽真空饱和油后孔隙完全被原油饱和;驱油过程中孔隙结构与骨架颗粒形状不发生变化，只有含油饱和度发生变化［20］。利用CT扫描技术，对干岩心和饱和原油之后的湿岩心进行扫描，分别得到

综合式(1)和式(2)可以得到岩心孔隙度计算公式

式中:Cdry为饱和原油前干岩心CT值;Cgrain为岩心骨架的CT值;Cair为空气的CT值;Cwet为饱和原油后湿岩心CT值;Coil为原油的CT值;Φ为岩心孔隙度。

对不同驱替时间的岩心进行扫描，得到岩心CT值

式中:Cflooding为交联聚合物驱油某时刻岩心CT值;Ccp为交联聚合物的CT值;Scp为岩心内含交联聚合物饱和度。

综合式(2)和式(4)得到岩心内交联聚合物饱和度计算公式

为了反映岩心的非均质程度，采用统计学中的离散系数对实验数据进行离散程度的评价，其值越小，说明数据越集中于平均值，非均质程度越小。离散系数

式中:A为数据的离散系数;Cdry1为各干岩心断面的CT值为各干岩心断面CT值平均值;n为干岩心的断面个数。

2 实验装置与方法

2.1 实验装置

采用国产的ProSpeeD CT/e型CT扫描系统，由岩心扫描台架、探测器、X射线源、数据采集与图像处理等部分组成。其主要技术指标:2M球管，扫描电压为120 kV，电流为20～200 mA，HiLight宽体稀土陶瓷探测器，检测通道685个，空间分辨率不大于0.42 mm，图像重建时间不大于6 s，最小扫描层厚度2 mm，扫描架倾斜角度20 °，扫描时间1.5 s，扫描视野12 cm，扫描矩阵512×512。驱替系统可以对岩心驱替过程进行在线CT扫描，同时采集驱替过程中的进出口流量、压力。最后利用CT扫描岩石图像分析软件(Xtream)进行数据处理。

2.2 实验材料及方案

实验岩心为油田的天然岩心;交联聚合物溶液为部分水解聚丙烯酰胺与酚醛的交联体系，其中聚合物质量浓度确定为1 500 mg/L，交联剂酚醛的质量浓度分别选择 200 mg/L、400 mg/L、800 mg/L(溶液浓度的确定是依据其与现场地质条件适应性统计而得);实验用油为油田的地层原油;实验用水为油田地层水;CT值增强剂为溴代癸烷，可以用来提高CT扫描过程中分辨交联聚合物和油的效果(实验方案见表1)。

表1 不同质量浓度交联聚合物溶液驱替不同渗透率岩心的方案Tab.1 Experiment program design of crosslinked polymer flooding

2.3 实验步骤

(1)天然岩心洗油、烘干，测量岩心的孔隙度、渗透率及相关物理参数;

(2)测量干岩心、实验用油及交联聚合物溶液的CT值;

(3)将岩心抽真空并饱和原油(原油中加入CT值增强剂溴代癸烷)，对饱和原油后的岩心进行CT扫描，根据公式(3)计算岩心孔隙度;

(4)以0.3 mL/min的流速注入交联聚合物溶液进行驱油，分别注入不同孔隙体积倍数(0.3 PV、0.6 PV、0.9 PV、1.2 PV、1.5 PV、2.1 PV、2.7 PV、3.4 PV、3.9 PV、7.0 PV)时对岩心进行 CT 扫描，根据公式(5)计算不同断面位置处岩心含交联聚合物饱和度值，同时记录实验压力。实验流程如图1所示。

图1 实验流程Fig.1 Experimental process diagram

3 实验结果与分析

3.1 岩心孔隙度确定及非均质性分析

利用CT扫描技术来确定岩心孔隙度，共扫描27个断面，两断面之间的平均距离为3.2 mm。将扫描所得到的CT值代入公式(3)得出各岩心的孔隙度(表2，其中岩心孔隙度为各断面平均值)。与常规实验方法测得岩心的孔隙度相比，两者相对误差很小，为1.0% ～3.3%，说明应用CT技术测量岩心孔隙度的方法是精确有效的，同样CT技术也可用于测量岩心流体饱和度。

表2 岩心孔隙度Tab.2 Core porosity values obtained by different testing methods

由公式(6)计算各岩心CT值的离散系数如图2所示。由图2可见K7—2、17—3、K11—3岩心各断面的CT值离散系数较高且波动很大，说明这3块岩心无论是纵向上还是横向上的非均质程度都很高;其余3块岩心的离散系数波动较小，基本维持水平状态，说明它们在横向上CT值分布较均匀，但其离散值的水平不尽相同，说明3块岩心在纵向上的非均质程度存在差别，其中008—3纵向非均质程度最大，K27—1纵向非均质程度最小。

图2 各干岩心断面CT值离散系数Fig.2 Discrete coefficients of CT values in different dry core sections

3.2 驱替过程中岩心内交联聚合物饱和度变化

按照表1的驱替方案，以0.3 mL/min流速注入交联聚合物溶液，在实验的过程中，分别在注入不同孔隙体积倍数(0.3 PV、0.6 PV、0.9 PV、1.2 PV、1.5 PV、2.1 PV、2.7 PV、3.4 PV、3.9 PV、7.0 PV)下对岩心进行CT扫描，利用公式(5)计算岩心内不同位置处交联聚合物饱和度(图3)。

其中K7—2和13—4为高渗岩心，由图3可见，K7—2岩心在注入0.3 PV时，交联聚合物饱和度在岩心长度67 mm处迅速下降发生突变，说明交联聚合物驱替前缘在此位置;注入0.6 PV至1.5 PV时，岩心中交联聚合物饱和度逐渐增大，但幅度不大;注入2.1 PV时，由于岩心强非均质性的特点，交联聚合物在岩心中不均匀运移，导致岩心中交联聚合物饱和度开始出现波动，饱和度差异明显;注入7 PV结束，相对注入2.1 PV时，岩心中交联聚合物饱和度增幅不大。13—4岩心分别在注入 0.3 PV、0.6 PV、0.9 PV时，交联聚合物近活塞式驱油至岩心18 mm、42 mm、76 mm的位置;之后驱替至7 PV时，岩心不同位置的交联聚合物饱和度变化不大。将13—4岩心驱替前后的含油饱和度分布进行三维重构，如图4(图中黄色代表原油)，驱替前原油均匀地饱和于岩心内，经过交联聚合物的驱替之后岩心内的原油大幅度减少且未见聚集成块的原油，说明交联聚合物不仅可以提高波及系数，也可以增加微观驱油效率。从K7—2和13—4的驱替现象可以看出，在高渗岩心中注HPAM质量浓度为1 500 mg/L、酚醛质量浓度为400～800 mg/L的交联聚合物溶液不会造成孔隙堵塞。

其中K27—1和17—3为中渗岩心，K27—1岩心分别在注入0.3 PV、0.6 PV时，驱替液以近活塞的方式运移至岩心38 mm、80 mm的位置，之后驱替到7 PV时，岩心内的交联聚合物饱和度变化很小。17—3岩心由于前半部分存在一块较大的砾石颗粒，导致饱和度曲线在岩心入口端的位置出现弯曲，另外可以观察到岩心后半部分注入不同的 PV下，岩心各位置的交联聚合物饱和度变化幅度较大，开始出现吸附滞留的情况，说明在中渗岩心中注HPAM质量浓度为1 500 mg/L、酚醛质量浓度200～400 mg/L的交联聚合物体系会发生不同程度的吸附滞留，但是不会堵塞渗流通道。

其中8—3和K11—3岩心为低渗岩心，8—3岩心在入口端的位置交联聚合物饱和度不断增加，但是在后面部分饱和度基本保持不变且饱和程度很低，说明交联聚合物在注入过程中发生了堵塞，主要波及到了岩心的前半段，岩心后半段的波及程度大大降低;K11—3岩心的情况与8—3岩心类似，只是还有少量的交联聚合物溶液驱替至岩心出口端，说明在低渗透率岩心中注交联聚合物会在孔隙中造成堵塞。

实验过程中各岩心未被交联聚合物溶液填充的孔隙体积变化曲线如图5所示，图中最上方的红色曲线代表干岩心的原始有效孔隙度，可以看到高渗、中渗岩心在注入交联聚合物时，没有发生堵塞，岩心各部位的有效孔隙度下降趋势一致，但是观察8—3岩心可以发现，后半段的有效孔隙度与干岩心的有效孔隙度相近，说明交联聚合物溶液基本没有波及到岩心的后半部分，在注入过程中堵塞了前半部分的孔道。岩心K11—3堵塞情况比8—3稍微减轻，这是因为低浓度交联剂的交联聚合物与高浓度交联剂的交联聚合物相比，分子线团较小的缘故。

图3 不同岩心不同位置交联聚合物饱和度分布Fig.3 Crosslinking polymer saturation distribution in different core sections

图4 13—4岩心驱替前后含油饱和度重构示意图Fig.4 Reconstruction graph of oil saturation of 13-4 core before and after flooding

图5 不同岩心未波及孔隙体积曲线Fig.5 Unswept pore volume of different cores in different sections

3.3 岩心注入压力变化

实验过程中不同岩心的注入压力曲线如图6所示，可以看到 K7—2、13—4、K27—1、17—3这4块岩心的注入压力曲线趋势相近，都是在前期迅速上升，而后压力稳定在一定的数值，说明注入顺利，不存在交联聚合物堵塞孔隙。8—3和K11—3两块岩心的注入压力持续增加，说明在注入过程中发生了严重的交联聚合物堵塞。

图6 各岩心注入压力曲线Fig.6 Injection pressure curves of different cores

4 结论

(1)高渗岩心与HPAM质量浓度为1 500 mg/L、酚醛质量浓度400～800 mg/L的交联聚合物体系适应性好，在注入过程中不发生堵塞;中渗岩心与HPAM质量浓度为1 500 mg/L、酚醛质量浓度200～400 mg/L的交联聚合物体系适应性良好，注入过程中会发生不同程度的吸附滞留，但是不会堵塞渗流通道;低渗岩心注入交联聚合物溶液，注入压力持续上升，溶液吸附滞留量大，注入过程中发生了明显的堵塞。

(2)渗透率高于1μm2的目的层，HPAM质量浓度为1 500 mg/L、酚醛质量浓度800 mg/L的交联聚合物体系可以使驱替前缘均匀推进，并且不会堵塞地层;0.3～1μm2的作业层，可以酌情选用HPAM质量浓度为1 500 mg/L、酚醛质量浓度200～400 mg/L的交联聚合物体系;0.3μm2以下的目的层不能注入交联聚合物，建议直接采用聚合物驱。

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