陳 科，張旭東，何 偉，尹 超，唐 磊，張 虎，葉仲斌

（1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司中海油實驗中心（渤海），天津300452；2.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都610500）

河流相沉積儲層的儲量和產(chǎn)量在渤海區(qū)域都占有重要地位，實現(xiàn)此類油藏的高效開發(fā)，對于渤海油田增產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)意義重大[1]。但河流相沉積儲層地質(zhì)條件十分復(fù)雜，橫向變化快，縱向疊合差，儲層非均質(zhì)性嚴(yán)重，開發(fā)難度大，在注水開發(fā)過程中，由于不同滲透率儲層吸水不同導(dǎo)致各儲層平面、層間及層內(nèi)3大矛盾突出，含水上升快，剩余油分布分散，水驅(qū)效果差[2-3]。即便如此，海上河流相沉積儲層剩余油儲量仍然十分可觀，有進(jìn)一步提高原油采收率的空間[4]。對于這類非均質(zhì)儲層，不同滲透率儲層之間水驅(qū)滲流特征差異、剩余油分布差異以及后期剩余油的挖潛方向等都是亟待解決的問題[5-7]。

目前眾多學(xué)者針對不同油藏后期剩余油挖潛進(jìn)行深入研究，但不同滲透率儲層剩余油分布差異研究較少。黎盼[8]認(rèn)為滲透率對可動流體賦存特征影響較大，水驅(qū)油效率與滲透率的相關(guān)性要好于孔隙度，滲透率參數(shù)更能體現(xiàn)儲層巖石的滲流特性。安然[9]認(rèn)為注水開發(fā)的過程中，滲透率高的油層微觀孔隙半徑較大，則其驅(qū)油需要克服的阻力較小，滲透率較低的油層，其微觀孔隙半徑較小，驅(qū)油所需克服的阻力較大。因此，在注水壓力相同時，當(dāng)?shù)蜐B區(qū)域孔道驅(qū)油還未完成時，高滲區(qū)域已經(jīng)完成驅(qū)油過程，吸水壓差減小，壓力不足以使注入水通過半徑較小孔隙，使?jié)B透率相對較低的儲層孔道產(chǎn)生不出油或者出油速度很慢的現(xiàn)象。特別是對于非均質(zhì)性強的儲層，存在較多的這種變斷面毛管，會產(chǎn)生疊加的賈敏效應(yīng)，對生產(chǎn)造成嚴(yán)重不利的影響。

據(jù)此，該文從微觀孔喉尺度，采用壓汞實驗和微觀可視化實驗，研究了不同滲透率儲層的孔喉特征和微觀水驅(qū)滲流特征，從而針對性地指導(dǎo)不同滲透率儲層后期剩余油的挖潛方向。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

實驗用油：模擬油是由渤海油田脫水脫氣原油與柴油按一定比例混合而成，黏度20 mPa·s（油藏溫度50 ℃）。

實驗用水：模擬渤海油田注入水，室內(nèi)配制，礦化度為11 005 mg/L。

實驗用巖樣：渤海油田河流相相沉積儲層不同滲透率巖心，巖樣參數(shù)見表1。

表1 實驗樣品參數(shù)統(tǒng)計Table 1 Statistics of experimental sample parameters

壓汞實驗儀器：全自動壓汞儀（美國麥克儀器公司，最大承壓為228 MPa，孔徑測量范圍為5 nm～360 μm）。

微觀驅(qū)替實驗流程，實驗室自制，組成為：氮氣瓶（純度95 %）、ISCO-260D 雙柱塞微量泵（美國ISCO 公司，排量范圍為0.001～107 mL/min，最大注入壓力50 MPa）、中間容器（江蘇海安公司）、蔡司體視顯微鏡（德國馬爾公司，放大倍率為4.7 x～1 312.5 x，配圖像采集系統(tǒng)）、玻璃模型（自制，尺寸為30 mm×30 mm×2 mm，透明度好、光澤度高）、微觀巖心夾持器（自制）。

1.2 實驗方法

1.2.1 壓汞實驗[10]

1）選取不同滲透率河流相沉積儲層的巖心樣品，直徑為2.5 cm，長度為6～10 cm。

2）對巖心進(jìn)行洗油、烘干等預(yù)處理后，進(jìn)行滲透率、孔隙度等常規(guī)物性測試。

3）將巖心抽真空后浸泡在汞液中，放入壓汞設(shè)備，以低流速向巖心中注入汞。

4）當(dāng)壓力達(dá)到約228 MPa 時，按設(shè)定壓力逐級退汞，直到壓力降到大氣壓力，實驗結(jié)束。

5）實驗的同時，通過數(shù)據(jù)采集設(shè)備記錄實時監(jiān)控和自動采集過程中壓力的變化、注入汞體積等參數(shù)，實驗結(jié)束后對數(shù)據(jù)進(jìn)行后續(xù)處理。

1.2.2 微觀驅(qū)替實驗

1）微觀模型設(shè)計：依據(jù)研究區(qū)塊目的層段巖心樣品的鑄體薄片，將不同圖形的孔隙喉道與巖石顆粒區(qū)分開，依次按要求排列串聯(lián)、提取骨架，將鑄體薄片圖形1∶1制作成玻璃刻蝕模型，利用顯影技術(shù)按照制作模型進(jìn)行曝光刻蝕。

2）檢查微觀驅(qū)替裝置氣密性以及微觀夾持器模型的氣密性。

3）飽和油：分別以0.001，0.005，0.010 mL/min 的速度進(jìn)行交替注入，將模擬油注入非均質(zhì)模型內(nèi)進(jìn)行飽和。

4）水驅(qū)：以0.001 mL/min的速度恒速注入，將已經(jīng)被甲基藍(lán)染色的模擬地層水注入微觀可視化模型內(nèi)，并用顯微鏡、圖像采集設(shè)備觀察和記錄整個驅(qū)替過程。

5）提取實驗過程中所拍攝的實驗圖像，對圖像進(jìn)行分析處理，計算得出該驅(qū)替實驗的波及系數(shù)和采收率等參數(shù)。

2 結(jié)果與分析

2.1 孔喉特征分析

河流的沖淤作用和河床地形地貌是影響河流相儲層滲透率變化的主要因素。河床沉積物的巖性、結(jié)構(gòu)以及顆粒分選直接影響著其滲透性的大小，儲層滲透率受到區(qū)域沉積相的干擾和影響，沿著河道方向儲層的物性較好，容易形成水流通道，而與河道垂直的方向上，儲層的物性較差，且變化較快，造成波及系數(shù)偏低。受河流相沉積特征的影響，存在著主體層位水竄嚴(yán)重、非主體層位動用程度低的問題。

從河流相沉積儲層8 塊巖樣孔喉半徑分布范圍曲線（圖1）可知，1 號、2 號巖樣孔喉分選性差，孔喉半徑差異較大，不符合正態(tài)分布；3～8號巖樣孔喉分布比較均勻，孔喉半徑分布頻率基本符合正態(tài)分布特征，分布范圍大致接近，基本分布在0.05～50.00 μm，主要分布在10～50 μm；峰值分布頻率大小差異較大，分布在15 μm左右。峰值左邊的曲線比較陡峭，右邊相對比較平緩[11]。

圖1 孔喉半徑分布范圍曲線Fig.1 Radius distribution curve of pore throat

通過對8塊巖樣孔喉半徑進(jìn)行加權(quán)平均，得出平均孔喉半徑分布范圍為4.30～22.15 μm。由平均孔喉半徑和滲透率的相關(guān)關(guān)系可知（圖2），其儲集層平均孔喉半徑與滲透率有著良好的對數(shù)相關(guān)性關(guān)系，相關(guān)性系數(shù)為0.963 5，隨著滲透率數(shù)值的增加，平均孔喉半徑逐漸增大[12]。

圖2 平均孔喉半徑—滲透率關(guān)系Fig.2 Relation between average pore throat radius and permeability

2.2 微觀水驅(qū)滲流特征

模擬高含水油藏水驅(qū)開發(fā)，對不同滲透率微觀可視化模型分別水驅(qū)30 PV，觀察分析驅(qū)替過程中水驅(qū)滲流特征以及驅(qū)替結(jié)束后剩余油分布、微觀波及系數(shù)和采收率的差別，進(jìn)一步分析不同滲透率儲層后期剩余油的挖潛方向。

根據(jù)水驅(qū)過程中注入水的滲流規(guī)律以及微觀剩余油的賦存狀態(tài)，將不同滲透率模型按微觀水驅(qū)特征劃分為四類[13]：

第一類：1號、2號模型（圖3）偏向于垂直河道方向，受到側(cè)向堆積的影響，其孔喉分布較復(fù)雜，由于局部泥質(zhì)膠結(jié)嚴(yán)重，孔喉半徑明顯變小，在注水過程中，注入水無法克服較大的毛細(xì)管力進(jìn)入更細(xì)小的孔喉中驅(qū)替原油，微觀指進(jìn)現(xiàn)象明顯，水驅(qū)過程呈指狀驅(qū)替，波及面積小，繞流及水竄現(xiàn)象明顯，驅(qū)油效率低，剩余油大片富集，驅(qū)油效果最差。水驅(qū)結(jié)束后，1 號模型波及系數(shù)為24.93%，采收率為21.0%；2號模型波及系數(shù)為56.57%，采收率為35.8%。

第二類：3號模型（圖4）偏向于沿著河道方向的尾端，其孔喉分布相較于垂直河道方向，相對均勻，然而受到微小顆粒沉積的影響，巖心的滲透性偏低。實驗可見不同時刻水驅(qū)前緣曲線波動幅度大，形狀不規(guī)則，水驅(qū)效果較差。模型見水前，水驅(qū)過程呈指狀驅(qū)替；見水后，隨著驅(qū)替倍數(shù)增大，注入水驅(qū)動力增加，波及面積增大，水驅(qū)過程呈網(wǎng)狀驅(qū)替。水驅(qū)結(jié)束后，波及系數(shù)為64.23%，采收率為38.9%。

圖4 3號模型微觀驅(qū)油實驗Fig.4 Micro oil displacement experiment diagram of model-3

第三類：4號、5號模型（圖5）偏向于沿著河道方向的中部，滲透性較好，孔徑分布較為均勻。驅(qū)替過程中，注入水始終呈網(wǎng)狀驅(qū)替，水驅(qū)前緣雖整體向模型右端出口推進(jìn)，但小范圍內(nèi)水流通道易分叉、匯合，局部繞流現(xiàn)象明顯。水驅(qū)結(jié)束后，4 號模型波及系數(shù)為67.76%，采收率為44.9%；5號模型波及系數(shù)為82.28%，采收率為55.03%。

圖5 4號、5號模型微觀驅(qū)油實驗Fig.5 Micro oil displacement experiment diagram of model-4 and model-5

第四類：7號、8號模型（圖6）偏向沿著河道方向的初始部分，孔徑相對較大，具有很好的滲透性。驅(qū)替過程中，水驅(qū)前緣依次向模型右端出口推進(jìn)，不同時刻水驅(qū)前緣基本與驅(qū)替方向垂直，呈均勻推進(jìn)，注入水波及面積大、水驅(qū)效率高、剩余油含量低。水驅(qū)結(jié)束后，7 號模型波及系數(shù)為82.37 %，采收率為63.7%；8號模型波及系數(shù)為79.4%，采收率為59.6%。

圖6 7號、8號模型微觀驅(qū)油實驗Fig.6 Micro oil displacement experiment diagram of model-7 and model-8

可見，受到河道沖淤影響，造成不同模型非均質(zhì)性差異，具有不同的孔徑分布，造成滲透性的變化。隨著模型滲透率逐漸增大，注入水逐漸呈指狀—網(wǎng)狀—均勻驅(qū)替，波及系數(shù)和采收率均呈逐漸增大的趨勢[14-16]。

不同滲透率模型水驅(qū)油實驗得到的剩余油微觀分布模式主要有如下幾種類型[17-18]：連片狀、油膜狀、油滴狀。

統(tǒng)計各模型下的波及系數(shù)、采收率、剩余油分布比例（圖7、圖8）。隨著滲透率增大，各模型的波及系數(shù)和采收率均呈逐漸增大的趨勢，連片狀剩余油比例呈逐漸減小的趨勢；當(dāng)滲透率增大至2 228.7×10-3μm2時，波及系數(shù)和采收率均達(dá)到最大值，波及系數(shù)為82.97 %，采收率為66.1 %，連片狀剩余油比例達(dá)到最小值，為45.82 %；當(dāng)滲透率大于2 228.7×10-3μm2時，隨著滲透率增大，各模型的波及系數(shù)和采收率反而均呈逐漸減小的趨勢，連片狀剩余油比例逐漸增大。

圖7 滲透率—采收率和波及系數(shù)關(guān)系Fig.7 Relation between permeability/recovery and sweep efficiency

圖8 不同滲透率模型剩余油比例Fig.8 Remaining oil ratio of different permeability models

分析認(rèn)為主要是各模型的孔喉特征差異造成的。當(dāng)滲透率較低時，平均孔喉半徑較小，孔喉分選較差，大孔隙與小喉道連通，注入水的驅(qū)動力不足以克服小喉道產(chǎn)生的較大毛細(xì)管力，無法進(jìn)入小孔喉中驅(qū)替原油，注入水優(yōu)先沿阻力最小的大孔喉驅(qū)替原油并迅速突破至出口端，而繞過與它并聯(lián)的中小孔隙、小喉道，大片油被剩余，形成大片未被波及的連片狀剩余油。水驅(qū)過程為指狀驅(qū)替，指進(jìn)現(xiàn)象明顯，波及面積小，驅(qū)替過程中容易造成卡段、繞流及水竄現(xiàn)象，導(dǎo)致驅(qū)油效率低，剩余油大片富集，連片狀剩余油比例高。隨著滲透率、平均孔喉半徑逐漸增大，孔喉分選性逐漸變好，孔喉非均質(zhì)性減弱，流體在喉道中受到滲流阻力變小，水可以進(jìn)入到喉道中，水驅(qū)過程逐漸向指狀—網(wǎng)狀—均勻驅(qū)替轉(zhuǎn)變，波及面積逐漸增大，連片狀剩余油占比逐漸減少，油滴狀、油膜狀剩余油比例逐漸增多，采收率逐漸增大。當(dāng)滲透率增大至一定范圍后，隨著平均孔喉半徑增大，注入水驅(qū)動力逐漸減小，水驅(qū)過程雖為均勻驅(qū)替，但能量有限，波及面積有限，反而導(dǎo)致波及系數(shù)降低，未波及區(qū)域連片狀剩余油含量增多，驅(qū)油效率降低[19-20]。

2.3 剩余油挖潛方向研究

根據(jù)水驅(qū)滲流特征及剩余油分布特征，將不同滲透率河流相儲層剩余油挖潛方向分成三類。

第一類為滲透率在（73.1～1 005.2）×10-3μm2的儲集層。這類儲集層平均孔喉半徑較小，孔喉分選性較差，大孔隙與小喉道連通，水驅(qū)指進(jìn)現(xiàn)象明顯，形成大量連片狀的剩余油，波及面積小，有足夠的提高空間，后期應(yīng)以提高驅(qū)替液黏度，提高波及系數(shù)作為挖潛主方向。

第二類為滲透率在（1 005.2～3 509.6）×10-3μm2的儲集層。這類儲集層平均孔喉半徑較大，孔喉分選性較好，水驅(qū)波及面積大，波及區(qū)域中油滴狀、油膜狀剩余油比例較高，后期應(yīng)以提高驅(qū)油效率作為挖潛主方向。

第三類為滲透率在（3 509.6～4 040.6）×10-3μm2的儲集層。這類儲集層滲透率高、孔隙度高，注入水驅(qū)動力不足，能量有限，導(dǎo)致波及面積有限，剩余油連片狀比例高。后期適宜以增加注水壓力或封堵見水大孔道，使注入水改向，從而提高波及系數(shù)作為挖潛主方向[21-22]。

采用真實巖心進(jìn)行驅(qū)替實驗研究，得到不同滲透率條件下的驅(qū)油效果，各類剩余油挖潛效果見表2。

表2 水驅(qū)結(jié)束后挖潛效果對比Table 2 Comparison of potential tapping effects after water flooding

第一類采用濃度1 200 mg/L 的聚合物溶液SNF3640C（線性高分子聚合物），黏度44.6 mPa·s；第二類采用1 200 mg/L的聚合物SNF3640C+2 000 mg/L的HDS（α-烯烴磺酸鹽類表面活性劑），組成二元復(fù)合體系，黏度45.8 mPa·s，界面張力為5.7×10-3mN/m；第三類采用2 000 mg/L 的聚合物溶液SNF3640C，黏度151.1 mPa·s。

根據(jù)三類剩余油挖潛結(jié)果，采出程度提高效果均大于10%，表明挖潛方向基本符合要求。

第一類采用1 200 mg/L的SNF3640C溶液進(jìn)行剩余油挖潛，提高波及面積，采出程度提高13.8%；第二類采用1 200 mg/L SNF3640C+2 000 mg/L HDS,以提高驅(qū)油效率為主，采出程度提高14.25%；第三類采用2 000 mg/L 的聚合物溶液SNF3640C，提高波及系數(shù)，采出程度提高12.71%。

3 結(jié)論

1）根據(jù)壓汞實驗結(jié)果，河流相沉積儲層平均孔喉半徑與滲透率有著良好的對數(shù)相關(guān)性關(guān)系，相關(guān)性系數(shù)為0.963 5，伴隨著滲透率數(shù)值的增加，平均孔喉半徑也逐漸增大。

2）根據(jù)微觀水驅(qū)實驗結(jié)果，隨著儲層滲透率逐漸增大，水驅(qū)過程逐漸向指狀—網(wǎng)狀—均勻驅(qū)替轉(zhuǎn)變，各模型的波及系數(shù)和采收率均呈逐漸增大的趨勢，連片狀剩余油比例呈逐漸減小的趨勢，當(dāng)滲透率增大至2 228.7×10-3μm2時，波及系數(shù)和采收率均達(dá)到最大值，波及系數(shù)為82.9%，采收率為66.1%，連片狀剩余油比例達(dá)到最小值，為45.82%；當(dāng)滲透率大于2 228.7×10-3μm2時，隨著滲透率增大，各模型的波及系數(shù)和采收率反而均呈逐漸減小的趨勢，連片狀剩余油比例逐漸增大。

3）滲透率在（73.1～1 005.2）×10-3μm2的儲集層后期應(yīng)以提高驅(qū)替液黏度，提高波及系數(shù)作為挖潛主方向；滲透率在（1 005.2～3 509.6）×10-3μm2的儲集層后期應(yīng)以提高驅(qū)油效率作為挖潛主方向；滲透率在（3 509.6～4 040.6）×10-3μm2的儲集層后期適宜以增加注水壓力或封堵見水大孔道，使注入水改向，從而提高波及系數(shù)作為挖潛主方向。