不同驱替方式下复模态微观孔隙原油动用规律——以克拉玛依油田530井区八道湾组油藏为例

张 菁，谭锋奇，王晓光，秦 明，黎宪坤，谭 龙

(1.中国石油新疆油田公司 勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000；2.中国科学院大学 地球与行星科学学院，北京 100049；3.中国科学院 计算地球动力学重点实验室，北京 100049)

引 言

目前，对于聚合物驱油机理的研究，国内外相关领域的学者均进行了比较深入的探讨，明确了聚合物溶液在孔隙渗流中驱替原油的微观机制[1-3]、驱油性能[4]、影响因素[5-6]及剩余油的赋存状态[7]，但是，不同孔隙空间内原油动用规律的研究则比较少，特别是砾岩油藏不同驱替方式下微观孔隙原油动用规律的对比研究，国内外文献鲜有报道。

砾岩油藏是一种特殊的油气藏[8]，由于近物源、多水系和快速多变的沉积环境，其最大的特点就是微观孔隙结构呈现复模态特征，与单模态的砂岩相比，砾石悬浮于砂泥中，孔喉分布极不均匀，喉道半径均值小、孔喉比大、孔喉配位数低，整体呈现多峰偏细态的特点[9]。复杂的孔隙结构导致微观孔隙原油的动用规律更加复杂，是聚合物驱提高油藏采收率必须解决的地质难题。众所周知，油水相渗及压汞实验等常规方法只能获取不同驱替阶段下的流体相渗透率[10-11]，并结合一些静态参数能够对驱油机理及驱替结果进行解释与分析[12-15]。但是，如何研究不同驱替方式、不同驱替阶段油水分布规律及特征，直观表征渗流特征及油水分布状态，就需要利用新技术来实现。随着CT扫描及电镜扫描技术的快速发展，微纳米成像技术能够将微观孔隙结构以数字化的图像直接表达，可以精细刻画岩石孔隙空间及流体相渗流空间[16-17]。因此，本研究将CT扫描技术与数字岩心技术相结合，建立不同驱替状态下复模态砾岩岩心孔隙及流体的三维空间分布，从微观机理出发来解释常规流动驱替实验所反映出的宏观现象及变化趋势，从而更加深入地了解不同阶段油水渗流特征及赋存状态，指导砾岩油藏聚合物驱的有效开发。

1 油藏地质背景

克拉玛依油田八区530井区八道湾组油藏平均孔隙度16.7%，平均渗透率185.7×10-3μm2，主要含油岩性以细砂岩、含砾粗砂岩和砂砾岩为主，含砾粗砂岩和砂砾岩占比最大，整体上属于中孔—中高渗砾岩油藏[18]。目前已进入高含水开发阶段，综合含水率达到95%以上，注水波及体积有限，产吸动用比逐渐下降，年产油量递减率不断增大[19]。因此，采用以聚合物驱为先导试验的三次采油技术成为提高砾岩油藏采收率的必然趋势，而砾岩油藏不同驱替方式下微观孔隙原油动用规律及剩余油分布特征的研究则成为聚合物驱能否成功的关键。

2 样品选择与实验步骤

2.1 实验样品选择

本次驱替实验的岩心样品来自克拉玛依油田530井区八道湾组油藏，该油藏是化学驱的试点推广区域。通过对比分析，优选出实验样品，岩性为砂砾岩，孔隙度19.22%，渗透率347.5×10-3μm2。实验时将密闭取心的原始岩心加工为直径8 mm、长度20 mm的小柱样，便于驱替和CT扫描。

2.2 实验流体

本次驱替实验包括水驱与聚合物驱两种方式，涉及的流体类型包括模拟地层水、孔隙原油和聚合物溶液。为了使实验结果更加接近油藏条件，模拟地层水的配方与油藏地层水保持一致，聚合物溶液依据现场实际驱替条件选择相应的分子量和浓度进行配置。孔隙原油取自八道湾组油藏。

(1)模拟地层水配方。每1 000 g溶液中的组分含量：氯化钠8.072 7 g，七水合硫酸镁0.215 3 g，无水氯化钙0.102 7 g，碳酸氢钠3.974 2 g，碳酸钠0.394 0 g，总矿化度12 800 mg/L。

(2)聚合物溶液配置。聚合物溶液的配置采用模拟地层水，聚合物分子量1500万，聚合物质量浓度1 200 mg/L，采用一字型四氟搅拌桨配置，转速200 r/min，搅拌3 h左右。聚合物黏度依据实际油藏温度29.5 ℃，在转速10 s-1下进行测定。

2.3 实验步骤

CT岩心驱替扫描实验要求对不同驱替方式、不同驱替阶段的样品图像进行对比分析，采用原位扫描模式。实验步骤如下：①样品准备，岩心样品钻取完成后，在60 ℃条件下烘干24 h，记录岩心尺寸8 mm×20 mm；②将样品放入夹持器中，加围压到3 MPa，稳定3 h后，设置CT扫描仪器参数，进行第一次CT扫描，扫描分辨率为3 μm；③岩心饱和水，岩心抽真空5 h，饱和水3 h以上，至夹持器出口见水后并持续出水，实验用水为配置的模拟地层水；④岩心饱和油，采用油藏孔隙原油，以0.01 mL/min的速度饱和油，净围压3 MPa，直至不出水为止，实验过程中由于要区别油水灰度值，因此在油中添加显影剂来增强CT扫描结果中油的灰度值。此时岩心样品处于饱和油和束缚水状态，按照干岩心扫描设置的参数进行第二次原位CT扫描；⑤水驱过程，以0.02 mL/min的恒定速度进行水驱油，水驱2～3 PV后，按照干岩心扫描设置的参数进行第三次原位CT扫描；⑥聚合物驱过程，在水驱的基础上，以0.02 mL/min的恒定速度进行聚合物驱油，聚驱2 PV左右，按照干岩心扫描设置的参数进行第四次原位CT扫描；⑦依据四次原位CT扫描的结果，在图像处理的基础上，分析不同驱替方式下砾岩油藏复模态微观孔隙原油的动用规律及剩余油赋存状态。

3 复模态微观孔隙流体分布特征

3.1 图像处理

驱替实验对同一块砾岩岩心4个不同状态进行了CT扫描，由于实验过程中采用的是原位扫描模式，扫描后的重构数据体经过图像裁减剪、图像对齐、图像平滑以及区域选择后，孔隙及矿物颗粒在不同数据体的空间位置一致，因此，可以采用图像差值法来获取孔隙空间及流体渗流空间的分布特征。其机理为CT扫描重建后的数据体，其灰度值的分布是根据岩石中的矿物密度及原子序数来进行调配，密度越大及原子序数越大，扫描后的灰度数值就越大，表现在图像上为亮色部位。由于干样品孔隙中不含油水，因此其灰度数值偏小，表现在图像上为黑色区域；水的密度偏低及水中元素的原子序数也偏小，扫描重构后的灰度数值也偏小，表现在图像上也偏黑色；而原油的原子序数比较大，在图像上则表现为亮色区域。依据扫描图像灰度值的大小可以判断孔隙流体的动用情况。

由于不同驱替状态下矿物颗粒的灰度值相差不大，图像差距较大的是含有显影剂的油相所占据的孔隙空间，因此，可以用原位扫描的不同含水状态的岩心数据体减去干岩心数据体，相减后的数据体就是不同驱替方式下孔隙流体的赋存差异。从图1中不同驱替状态下CT扫描的三维立体和切片图中可以看出，干样品中黑色区域为孔隙，饱和油后孔隙中含油区域变成亮白色，可以确定原始油藏状态下孔隙原油的分布特征；水驱油后孔隙中黑色区域为水相，亮色区域为油相，依据灰度值的差异可以分析水驱原油的动用规律及剩余油赋存状态；水驱后进行聚合物驱油，孔隙黑色区域面积增大，说明聚合物对原油的动用程度增加，油藏采收率进一步提高。另外，基于不同驱替状态下岩心数据体与干岩心数据体的差值，结合微观孔隙结构参数，可以确定水驱原油主要动用的孔隙空间及剩余油分布特征，进而在水驱的基础上，分析聚合物驱主要动用的孔隙空间及剩余油分布特征，明确不同驱替方式对复模态微观孔隙原油的动用规律及相应的采收率。

图1 砾岩岩心不同驱替状态下的CT扫描图像

3.2 微观孔隙流体分布特征

岩石的孔隙空间依据测量仪器的分辨率可以分为两种，一种是可以有效划分的孔隙空间即宏孔孔隙，另一种是无法识别划分的孔隙空间即微孔孔隙[20]。本次驱替实验CT扫描仪的分辨率为3 μm，因此，大于3 μm分辨率的孔隙可以确定为宏孔，而小于3 μm的孔隙由于无法直接识别则确定为微孔。基于CT扫描的图像(图2)，利用数值模拟的方法确定不同类型孔隙中流体的特征参数，对于油驱水样品，含油饱和度为84.3%，其中宏孔油占比90.1%，微孔油占比9.90%；含水饱和度为15.7%，其中宏孔水占比14.2%，微孔水占比85.8%，由此可见，原始油藏状态下复模态微观孔隙流体分布主要以宏孔油和微孔水为主，并且束缚水大部分赋存于黏土孔、晶间孔等微孔中。当原始饱和油样品经过水驱以后，含油饱和度为49.4%，水驱导致含油性降低34.9%，其中宏孔油占比87.8%，微孔油占比12.2%；含水饱和度增加到50.6%，其中宏孔水占比69.4%，微孔水占比30.6%，说明注入水进入微观孔隙以后，主要驱替大孔隙中的原油，进而导致宏孔油占比降低，而宏孔水占比则大幅度增加，上升幅度达到了55.2%。在水驱的基础上进行聚合物驱油，驱替后含油饱和度为17.4%，聚驱导致含油性降低32%，其中宏孔油占比83.6%，微孔油占比17.4%；含水饱和度增加到82.6%，其中宏孔水占比77.5%，微孔水占比22.5%。由此可见，当聚合物溶液进入储层渗流体系后，聚合物的增黏作用可以有效降低驱替液相的渗透率，改变油水流度比，进而通过一定的调驱功能使注入水更多地进入到水驱无法波及的小孔隙，并驱替其赋存的原油，导致微孔油的绝对含量下降，含油饱和度大幅度降低，从而提高油藏采收率。

图2 不同驱替状态下微观孔隙流体分布CT扫描图像

4 微观孔隙原油动用规律

4.1 采收率变化规律

由于水驱与聚合物驱对孔隙原油的驱替机理不同，因而不同的驱替方式会导致油藏采收率存在较大差异[21-22]。明确两种驱替方式油藏采收率的变化规律，是复模态砾岩油藏高效开发的基础。首先，基于岩心CT扫描的三维立体图，按照3 μm的分辨率界限确定宏孔孔隙和微孔孔隙所占的百分比；进而对油驱水、水驱油和聚合物驱油后的样品进行原位CT扫描，确定饱和油状态和不同驱替方式下油相和水相的空间数据体；在此基础上，利用数值模拟方法计算宏孔孔隙和微孔孔隙内油相和水相的相对含量，确定水驱和聚合物驱的采收率数值。

基于不同驱替方式下岩心CT扫描的三维立体图，结合数值模拟的计算结果可以看出(图3)，砾岩样品的总孔隙度为19.22%，其中宏孔孔隙度为15.1%，微孔孔隙度为4.12%，对于油驱水样品，即原始油藏状态下的油水分布，宏孔油占比14.6%，微孔油占比1.61%，宏孔水占比0.5%，微孔水占比2.51%，整体上含油饱和度为84.3%，束缚水饱和度为15.7%。当水驱油结束后，宏孔油占比为8.35%，降低了6.25%，微孔油占比1.14%，降低了0.47%。由此可见，水驱主要动用宏孔孔隙原油，微孔孔隙原油的降低对整个采收率的影响比较小，水驱结束后样品的含油饱和度为49.4%，含水饱和度为50.6%，水驱油效率为41.4%。在水驱的基础上进行聚合物驱油，驱替结束后，宏孔油占比为2.8%，降低了5.55%，微孔油占比0.55%，降低了0.59%。与水驱结果对比可知，聚合物驱主要动用的也是宏孔孔隙原油，但是聚驱对微孔孔隙原油的动用程度要高于水驱，整体上聚驱结束后样品的含油饱和度为17.4%，含水饱和度为82.6%，聚合物驱油效率为79.4%。因此，对于复模态砾岩油藏，在水驱41.4%的油藏采收率基础上，聚合物驱对采收率的提高幅度可以达到38%。

图3 不同驱替方式下孔隙流体动用特征三维立体CT扫描图像

4.2 微观孔隙原油动用规律

储层微观孔隙的差异会导致孔隙流体的赋存状态和分布特征不尽相同，水驱和聚合物驱对不同尺寸孔隙原油的动用规律也存在差异。对于复模态砾岩油藏，由于孔喉分布极不均匀，大、中、小不同尺度的孔喉呈现多峰偏细态的展布特征，当注入水进入微观孔隙结构后，储层中连通的大孔隙会形成优势渗流通道，注入水沿着优势渗流通道突进并驱替原油，对与其连通的小孔隙具有一定的屏蔽作用，造成注入水很难有效地进入到更小尺寸的孔隙中，因此，整体上水驱主要动用的是大孔隙中的原油，宏孔原油的动用占到42.8%，微孔原油的动用则只有29.2%(图4)。从动用孔隙空间的半径分布图可知，饱和油状态下，油相的平均孔隙半径为17.6 μm，水相的平均孔隙半径为8.34 μm，注水驱油结束后，水驱波及的孔隙空间尺寸相对较大，主要动用孔隙半径大于20 μm中的原油(图4)，对小孔隙原油的动用程度比较低，水驱油后剩余油主要分布在孔隙半径小于20 μm的孔隙中，水驱采收率达到41.4%。

在水驱的基础上进行聚合物驱油，由于聚合物的增黏作用可以有效降低驱替液相的渗透率，改变油水流度比，通过一定的调驱功能使注入水有更多机会进入到水驱无法波及的小孔隙中，并驱替其赋存的原油，从而通过扩大波及体积提高聚合物溶液的驱油效率。因此，聚驱主要动用较小孔隙中的原油，即CT切片图中黄色区域的孔隙空间(图4)，聚驱宏孔原油的动用百分比为38.0%，相对水驱降低了4.8%，而微孔原油的动用百分比则达到65.8%，相对水驱增加了36.6%，说明聚合物驱可以波及更小孔隙空间中的原油。从动用孔隙空间的半径分布图也可以看出，聚合物驱主要动用孔隙半径8～20 μm中的原油，对小孔隙原油的动用程度比较高，聚合物驱替后剩余油主要分布在孔隙半径小于10 μm的孔隙中，聚驱采收率达到了79.4%，相对于水驱方式，油藏采收率提高了38%。由此可见，在水驱油的基础上，利用聚合物本身特殊的物理化学性质，可以动用更小孔隙空间中的原油，对水驱剩余油进一步有效驱替，进而提高油藏采收率。

图4 不同驱替方式下微观孔隙流体动用规律

4.3 剩余油分布规律

不同驱替方式下剩余油的分布特征和赋存状态对提高油藏采收率有着重要的影响[23]。由于驱替机理的差异，水驱与聚合物驱对不同孔隙空间内原油的动用程度不同，因而会导致不同的剩余油分布规律。对于复模态砾岩油藏，水驱主要动用大孔隙内的原油，因而水驱后剩余油的赋存状态主要以连片状分布为主，分布空间主要集中在小于20 μm的孔隙中，其次为孔隙角隅状的剩余油，粒间裂隙剩余油和黏土微孔剩余油也有分布，但是所占比例比较小(图5)。在水驱的基础上进行聚合物驱油，由于聚合物本身特殊的物理化学性质，其驱油机理与水驱有着本质区别，针对水驱后形成的四种类型剩余油，一方面，聚合物通过增黏作用降低驱替液相的渗透率，改变油水流度比，利用一定的调驱功能使注入水更多地进入到水驱无法波及的小孔隙中，从而有效驱替赋存的剩余油，扩大聚合物驱的波及体积；另一方面，当原油从小孔隙中被置换出来后，聚合物溶液通过较强的剪切拖拽力可以更加有效地携带和驱替原油，特别是对于矿物或黏土颗粒表面的剩余油，更强的剪切力有利于吸附态的原油被聚合物驱替带走，提高油藏的驱油效率。从水驱与聚合物驱的切片对比图中可以清楚的看出(图5)，聚驱后连片状的剩余油大量减少，出现少量簇状剩余油，说明聚合物溶液对细小孔隙中的原油动用程度比较高，因而，聚驱后剩余油的赋存状态主要以孔隙角隅状为主，该类剩余油主要分布在细小的喉道中，粒间裂隙剩余油和黏土微孔剩余油也相应地减少，但是其总体的占比同样比较小。综上分析，聚驱后复模态微观孔隙的剩余油主要以孔隙角隅状为主，分布空间主要集中在小于10 μm的孔隙中，聚合物对水驱后小孔隙中原油的有效动用是砾岩油藏采收率大幅度提高的关键因素。

图5 不同驱替方式剩余油分布切片图像

5 结 论

(1)水驱和聚合物驱对复模态微观孔隙原油的动用规律差异明显，水驱主要动用大于20 μm的孔隙原油，对小孔隙原油的动用程度比较低，而聚合物驱主要动用孔隙半径介于8～20 μm中的原油，对水驱后小孔隙原油的有效动用是聚合物驱提高油藏采收率的物质基础和主要途径。

(2)驱油机理及微观孔隙原油动用规律的差异导致不同驱替方式下剩余油的赋存状态不尽相同，水驱后剩余油主要以连片状分布为主，分布空间主要集中在小于20 μm的孔隙中，而聚驱后连片状的剩余油大量减少，说明聚合物对细小孔隙中的原油进行了有效的动用。聚驱后剩余油的赋存状态主要以孔隙角隅状为主，分布空间主要集中在小于10 μm的孔隙中。

(3)水驱主要动用宏孔孔隙原油，微孔孔隙原油的降低对整个采收率的影响比较小。聚合物驱主要动用的也是宏孔孔隙原油，但是聚驱对微孔孔隙原油的动用效率要高于水驱，相对于水驱41.4%的采收率，聚合物驱可以将砾岩油藏采收率提高38%，达到79.4%。