支化预交联凝胶颗粒微观驱油机理可视化实验

赵方剑，侯健，元福卿，王代刚，刘永革

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛 266580；2.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东 东营 257015；3.中国石油大学（北京）非常规油气科学技术研究院，北京 102249）

0 引言

以大庆油田和胜利油田为代表的中国东部陆上油田，由于沉积环境复杂，储层渗透率在平面和纵向2个维度存在较强非均质性，多年注水开发进一步加剧了储层的非均质性，部分层段甚至出现了高耗水条带，导致采收率较低。以聚合物驱为主的三次采油技术通过改善流度比、扩大波及系数可以有效改善驱油效果，但是在油层深部区域，特别是当聚合物遇到高耗水条带后，依然会发生窜流现象，导致油井见聚问题的发生，降低了三次采油驱油体系的作用范围，增加了油井产出液处理成本，影响了油田开发的经济效益［1-6］。

近年来，为了解决高含水开发阶段油藏控水稳油的难题，胜利油田研制出一种新型支化预交联凝胶颗粒（B-PPG）驱油剂。该颗粒由化学主剂、交联剂和引发剂在一定条件下发生交联反应，然后经粉碎、筛分等处理得到。内部独特的预交联网状结构使B-PPG具有优异的黏弹性能和耐温抗盐性能，部分支化分子结构造就了B-PPG良好的增黏性能和颗粒悬浮性能［7-9］。由聚合物、表面活性剂和B-PPG组成的非均相复合驱油体系已经在胜利油田进行了大规模矿场应用，取得了明显的降水增油效果［10-12］。为了进一步明晰该驱油体系的驱油机理，需要开展B-PPG微观驱油机理研究。常规研究方法是通过岩心驱替实验模拟矿场驱油过程，但是对于微观孔喉中剩余油动用状况无法进行表征，因此，本文将B-PPG岩心驱替实验与CT扫描技术相结合，实现了B-PPG驱替过程中剩余油的三维可视化；同时，深入认识该驱油剂在多孔介质中的微观渗流机制，为进一步增强其油藏适应性、提高原油采收率提供理论基础。

1 实验部分

1.1 材料

实验用水为胜利油田的模拟地层水溶液，由NaCl，CaCl2，MgCl2·6H2O和蒸馏水配制而成，密度为1.017 6 g/cm3，矿化度为10 000 mg/L。实验用油为胜利油田外输原油与煤油按体积比1∶1调制的混合油，密度为0.86 g/cm3，黏度为63 mPa·s。聚合物为现场使用的常规聚合物，水解度为23%，相对分子质量约为2×107，室温条件下黏度为30 mPa·s（质量浓度为2 000 mg/L时）。选用100～150目的B-PPG，按照聚合物与B-PPG质量比1∶1配制成B-PPG颗粒悬浮驱油体系，总的质量浓度为2 000 mg/L，25℃下溶液黏度为130 mPa·s。实验用填砂管模型由人工石英砂制作而成，模型直径2.5 cm，长度5.0 cm。

1.2 层析成像CT扫描系统

为了更好地获取不同阶段岩心中流体的分布形态，实验研究选用工业用微焦点CT扫描系统。该系统主要由X射线源、数据采集系统、控制系统和成像系统4个部分组成。进行CT扫描时，X射线源按照设定的速度围绕被扫描样品旋转，全方位测量某一固定横截面X射线强度，通过数据处理系统得到单个横截面的空间图像［13-15］，再通过一系列横截面图像叠加，最终得到样品的三维扫描图像。

工业用微焦点CT扫描系统不同于一般的医用CT系统，主要优势有以下3个方面：1）X射线源由穿透能力强的320 kV小焦点源和225 kV微焦点源构成，二者的加速电压都远高于医用CT，更有利于穿透大直径岩心，实现岩石孔隙微观结构成像，空间分辨率可以达到10μm数量级。2）数据采集系统检测器采用三视野图像增强器，一次扫描后可以实现100个切片成像和体积层析，确保准确观察油水运移过程。3）控制系统对被扫描物体采用整体旋转控制模式，设计立式转台和卧式转台2种机械转台，分别从静态和动态2种途径记录不同时刻岩心内流体的形态，更有利于全时段捕捉孔隙结构间的油水分布形态。

1.3 方法

为对比研究微观剩余油分布规律，分析驱油机理差异性，利用上述CT扫描系统对B-PPG驱的岩心模型，进行了重要实验节点剩余油分布扫描，分析岩心中油水分布信息，探究驱替体系的驱油机理。实验选取的扫描节点共5处，分别为饱和水结束时、饱和油结束时、水驱2.00 PV时、B-PPG驱0.35 PV时和后续水驱结束时。在各扫描节点处进行全岩心切片CT扫描，每个节点约扫描100个切片。扫描完成后，首先进行扫描图像的预处理，选取合理图像区域进行亮度、对比度调整和锐化，通过图像插值和分割功能实现孔喉、油水分割，最后进行CT图像的三维重建，得到三维数字岩心模型。

2 结果与分析

2.1 微观波及系数的统计结果

驱油体系驱油效果的差别在于动用的孔隙个数不同，同时反映微观波及作用的差异性。由于存在CT扫描精度和图像处理误差，必须制定合理的含油饱和度变化阈值（合理波及阈值），从而判断真正意义上的波及现象。定义含油饱和度变化值超过合理波及阈值的孔隙体积与所有孔隙体积的比值为微观波及系数Emv：

式中：N为有效孔隙个数；Vsi为第i个孔隙的体积，μm3；ΔSi为第i个孔隙的含油饱和度变化值；Sc为合理波及阈值。

为了进一步研究B-PPG驱微观驱油机理，选取水驱实验过程作为对比，可以看出（见图1），当含油饱和度变化值大于0.14时，水驱微观波及系数下降较为迅速，并且与B-PPG驱微观波及系数曲线的差异性变大［16-20］，所以合理的波及阈值取值为0.14。

图1 微观波及系数与含油饱和度变化值的关系

分别选取不同驱替阶段统计了微观波及系数（见图2），可以看出，水驱、B-PPG驱各驱替阶段的微观波及系数均随驱替时间的增加而增大。由于实验所用填砂管岩心尺寸有限，水驱至残余油阶段微观波及系数已高达0.894，B-PPG驱后仅提高了0.088。

图2 微观波及系数的计算结果

2.2 微观驱油效率的统计结果

被波及孔隙的含油饱和度变化值加权平均为微观驱油效率：

式中：EmD为微观驱油效率；M为波及孔隙的个数；Sbi为第i个孔隙的原始含油饱和度。

经过计算得到了水驱和B-PPG驱各驱替阶段的微观驱油效率（见图3）。水驱至残余油阶段的微观驱油效率为49.5%，而B-PPG驱后，微观驱油效率提高了11.0百分点。

图3 微观驱油效率计算结果

在确定了微观波及系数和微观驱油效率后，计算水驱和B-PPG驱各驱替阶段的采收率［21-22］。与岩心驱替前后统计得到的采收率进行对比（见图4），可以看出，采用计算方法与驱替实验统计方法得到的采收率值相近，证明了计算方法的合理性。相比水驱，B-PPG驱采收率提高了16.0百分点。

图4 采收率结果统计对比

2.3 微观受效剩余油表征分析

微观受效剩余油是指当B-PPG驱替体系进入储层后，孔喉中被体系波及后多动用的剩余油。为了表征剩余油的动用过程，需要选取不同时间点的剩余油分布图像进行对比分析，对剩余油动用前后的图片进行对比（见图5），每1个方格代表图片的1个像素。方格中标识值为0的黄色方格代表岩石骨架，这部分像素在剩余油动用前后是保持不变的；蓝色方格中采用标识值1来代表孔喉中的水；红色方格中采用标识值2来代表孔喉中的油，驱替实验之后若剩余油被动用，则把被动用部分方格的标识值改为1；发生变化的方格标记成粉色，定义为微观受效剩余油。

图5 微观受效剩余油标记示意

根据上述定义，将CT扫描得到的岩心切片进行三维重建，受效剩余油重建结果见图6。从图中可以看出，B-PPG驱受效剩余油形态更加饱满，并且斑块状剩余油占比多，这是由于B-PPG颗粒注入后，其粒径超过孔喉直径时，会发生暂时封堵现象，迫使驱替相发生液流转向，扩大波及体积，随着后续注入压力的上升，孔喉两端驱替压差增大，B-PPG颗粒产生变形通过孔喉继续运移，从而达到扩大波及体积的目的，使得原来未动用体积较大的剩余油被冲刷下来。

图6 受效剩余油三维分布

为表征受效剩余油的位置，定义了接触面积比（ROR）这一指标。其物理意义为某一块剩余油与岩石基质的接触面积，反映了剩余油与孔隙表面的相对位置关系，接触面积比越大，剩余油越贴近岩石表面。

式中：Scor为剩余油与岩石的接触面积，μm2；Soil为剩余油的表面积，μm2。

对不同驱替阶段孔隙中剩余油的接触面积比进行统计（见图7），可以看出，B-PPG驱与水驱相比，剩余油的接触面积比更小。这进一步证明了B-PPG驱扩大波及范围的作用，使更多连片的剩余油从岩石表面被剥离下来。

图7 不同驱替阶段剩余油接触面积比统计

2.4 剩余油微观赋存形态定量表征

剩余油在孔隙和喉道空间中的微观赋存形态是多种多样的，特别是注入不同的驱油体系后，所呈现的形态更是多种多样，但是总体可以归纳为以下4种：1）网络连片状——体积较大，呈现连片交联形态，分布于多个孔喉中；2）多孔复杂状——形状较为复杂，贯穿于部分孔隙和喉道中；3）单个孤立状——形状比较规则，通常分布于单个孔隙中；4）附着油膜状——呈连续薄膜状形态，附着于岩石表面。

假设剩余油赋存形态为标准球形时，呈现为最规则状态，定义此时剩余油微观赋存形态因子为1；如果演化成其余形状时，则剩余油微观赋存形态因子变小，用G来表示这一形态因子。

式中：V为剩余油所占体积，μm3。

由式（5）可知，相同体积下，形态因子越小，表明剩余油在孔隙空间中的分布越复杂，形状越不规则。分析不同孔隙空间里的分布形态，结合形态因子及接触面积比，将剩余油微观赋存形态划分成4类（见表1）。

表1 剩余油微观赋存形态划分标准

根据划分标准，绘制B-PPG驱不同驱替阶段的剩余油形态（见图8）。B-PPG驱过程动用的剩余油是由网络连片状向其他类型转化的过程，当驱替至残余油状态时，多孔复杂状剩余油的含量已超过网络连片状，而通过水驱是无法实现这一状态转换的。这表明，由于B-PPG颗粒的注入，原本水驱无法被驱动的连片状剩余油得以充分动用。

图8 各驱替阶段不同形态剩余油所占比例

3 结论

1）基于工业用微焦点CT扫描系统完成了B-PPG驱的层析成像驱替实验，引入“微观波及系数”和“微观驱油效率”概念，定量表征B-PPG驱的微观驱油过程。与水驱相比，B-PPG驱采收率提高了16.0百分点。

2）对驱油体系注入前后的微观受效剩余油研究发现，B-PPG驱的暂堵—变形—运移驱替过程使更多连片的剩余油从岩石表面被剥离下来，剩余油呈现的接触面积比更低。

3）相比于水驱，B-PPG驱之后剩余油分布更加分散，驱替至残余油阶段时，形态复杂的多孔状剩余油成为主要赋存形态。