郭長春

（中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營 257015）

提高采收率是老油田開發(fā)的永恒主題，尤其是在保障國家能源安全、大力提升油氣勘探開發(fā)力度背景下，老油田進(jìn)一步提高采收率更為重要。以孤島油田為代表的中國東部老油田大都經(jīng)歷注水二次開發(fā)和注聚合物等三次采油，面臨著儲層非均質(zhì)性更強、剩余油分布更加零散、綜合含水率高、采出程度較低的問題，實現(xiàn)經(jīng)濟有效持續(xù)開發(fā)的難度大。為進(jìn)一步提高聚合物驅(qū)后油藏采收率，在勝利油區(qū)孤島油田中一區(qū)Ng3開展了非均相復(fù)合驅(qū)的先導(dǎo)試驗［1-2］。非均相復(fù)合驅(qū)是一種提高采收率的化學(xué)驅(qū)技術(shù)，其驅(qū)油體系主要包括黏彈性顆粒驅(qū)油劑（PPG）、表面活性劑和聚合物［3-5］，該體系既能有效的擴大波及體積，又能提高洗油效率［2，6-7］，進(jìn)而實現(xiàn)進(jìn)一步提高采收率的目的。

孤島油田中一區(qū)Ng3 先導(dǎo)試驗區(qū)自2010 年實施非均相復(fù)合驅(qū)以來，綜合含水率由98.3%降至79.8%，單元日產(chǎn)油量由4.5 t/d 增至81.2 t/d［1］，累積產(chǎn)油量為10.4×104t，采出程度由52.3%增至60.8%，取得了良好的開發(fā)效果。但是，非均相復(fù)合驅(qū)后剩余油分布特征、微觀賦存形態(tài)、非均相復(fù)合驅(qū)前后剩余油變化規(guī)律尚不明確，從而影響非均相復(fù)合驅(qū)開發(fā)效果精準(zhǔn)評價和規(guī)?；耐茝V實施。為此，基于孤島油田中一區(qū)Ng3 油藏地質(zhì)特征及開發(fā)動態(tài)，筆者綜合研究非均相復(fù)合驅(qū)后密閉取心井剩余油分布特征和微觀賦存形態(tài)，并與非均相復(fù)合驅(qū)前密閉取心井剩余油分布進(jìn)行對比，分析非均相復(fù)合驅(qū)前后剩余油變化規(guī)律，為非均相復(fù)合驅(qū)的礦場實施提供技術(shù)支撐。

1 研究區(qū)概況

孤島油田是發(fā)育在古生界潛山之上的大型披覆構(gòu)造，中一區(qū)位于孤島油田中部，其Ng3 埋深為1 175～1 220 m，共發(fā)育Ng31，Ng32，Ng33，Ng34和Ng35等5 個小層，其中Ng33和Ng35為主力含油小層，單層砂體厚度多為8～12 m，為曲流河沉積的疏松砂巖正韻律儲層［8-9］。經(jīng)巖石薄片鑒定，Ng3 儲層的石英含量為40%～48%，長石含量為20%～39%，巖屑含量為10%～35%，巖性為巖屑長石砂巖或長石巖屑砂巖。Ng3 儲層物性較好，平均孔隙度為33.5%，滲透率為180～3 500 mD；其平均孔喉半徑主要為6～15 μm，最大平均孔喉半徑超過30 μm，孔喉結(jié)構(gòu)類型以大孔中喉型和大孔粗喉型為主。

孤島油田中一區(qū)Ng3 于1971 年9 月投產(chǎn)開發(fā)，先后經(jīng)歷了天然能量開發(fā)、注水開發(fā)、聚合物驅(qū)開發(fā)和后續(xù)水驅(qū)開發(fā)階段。2010年10月，孤島油田中一區(qū)Ng3 開展了井網(wǎng)調(diào)整非均相復(fù)合驅(qū)的先導(dǎo)試驗。先導(dǎo)試驗區(qū)通過油井間加密水井、水井間加密油井，排間加密新井和隔井轉(zhuǎn)注，井網(wǎng)由270 m×300 m 的行列井網(wǎng)調(diào)整為135 m×150 m 的變流線強波及加密井網(wǎng)［10］。采用的非均相復(fù)合驅(qū)油體系由1 200 mg/L 的聚合物、1 200 mg/L 的PPG 和0.2%的石油磺酸鹽等構(gòu)成［3，11］，油藏工程方案計劃注入0.35 PV。實施非均相復(fù)合驅(qū)后，注入井的壓力普遍上升2～3 MPa，油藏滲流阻力增加，生產(chǎn)井的降水增油效果顯著［1］。為了研究非均相復(fù)合驅(qū)前后剩余油分布，孤島油田中一區(qū)先后完鉆了4口密閉取心井（圖1），其中中13-斜檢9、中14-檢10 和中14-斜檢11 井是2008 年完鉆且未實施非均相復(fù)合驅(qū)，分別位于原井網(wǎng)的油井排、排間和油井排上；而中12-斜檢3011井是2018年完鉆并實施了非均相復(fù)合驅(qū)，位于非均相復(fù)合驅(qū)井網(wǎng)的分流線上。中12-斜檢3011井總?cè)⌒倪M(jìn)尺為67.07 m，共收獲65.77 m 的巖心，從中選取235 塊巖心樣品開展儲層物性、含油性、微觀孔喉結(jié)構(gòu)等20余項的分析化驗測試。

圖1 孤島油田中一區(qū)非均相復(fù)合驅(qū)前后密閉取心井分布Fig.1 Distribution of sealed cored wells before and after heterogeneous combination flooding in Zhongyi area，Gudao Oilfield

2 非均相復(fù)合驅(qū)后剩余油分布特征

2.1 宏觀分布特征

2.1.1 剩余油飽和度

分析中12-斜檢3011 井143 塊巖心樣品，測試結(jié)果表明Ng3 有效儲層平均剩余油飽和度為24.77%，最高為41.9%；其中74.1%的樣品剩余油飽和度為16%～32%；剩余油飽和度大于30%的樣品有58 塊，占比為40.6%（圖2）?？紤]到降壓脫氣、泥漿侵入等因素造成巖心樣品剩余油飽和度的損失，實驗剩余油飽和度與油藏實際剩余油飽和度存在一定差異，需對取心井的剩余油飽和度進(jìn)行校正［12-13］。剩余油飽和度的校正量為2%～5%，校正后剩余油飽和度主要為20%～36%，平均值為28.3%。

2.1.2 剩余油垂向分布

受儲層韻律性及夾層的控制，非均相復(fù)合驅(qū)后剩余油垂向上主要分布在正韻律儲層頂部和夾層附近。中12-斜檢3011 井Ng3 鉆遇了Ng33和Ng35兩套含油小層，Ng34不發(fā)育有效儲層。

Ng33剩余油垂向分布 中12-斜檢3011 井Ng33砂巖厚度為8.5 m，中部發(fā)育的厚度為0.75 m 的鈣質(zhì)夾層將其分成上、下兩段。Ng33上段砂巖厚度為4.5 m，巖性以泥質(zhì)粉砂巖為主，呈正韻律；泥質(zhì)含量較高，平均值為9.95%，最高可達(dá)17.58%；顆粒較細(xì)，平均粒度中值僅為0.088 mm；儲層物性相對較差，平均孔隙度為30.5%，平均滲透率為421 mD，滲透率多為500 mD 以下。Ng33下段砂巖厚度為4.0 m，巖性以棕色粉砂巖為主，呈復(fù)合正韻律；泥質(zhì)含量較低，平均值僅為4.61%，最低為2.01%；顆粒較均勻，平均粒度中值為0.159 mm；儲層物性相對較好，平均孔隙度為37.4%，平均滲透率為2 295 mD，底部滲透率多為3 000 mD 以上。非均相復(fù)合驅(qū)后的Ng33剩余油分段分布特征明顯，每個韻律層的中上部都存在一定剩余油，剩余油飽和度為25%～30%，平均值為30.1%。Ng33上段儲層由于物性差且原始含油性低，油藏動用程度較低，驅(qū)油效率多為40%以下，平均剩余油飽和度為28.7%，其中30%的樣品剩余油飽和度高于30%。Ng33下段儲層由于物性好且原始含油性高，油藏動用程度也高，驅(qū)油效率多為50%以上，平均剩余油飽和度為30.9%，其中28%的樣品剩余油飽和度高于30%，主要位于Ng33下段中上部（圖2）。

圖2 孤島油田中一區(qū)中12-斜檢3011井剩余油綜合柱狀圖Fig.2 Comprehensive histogram of remaining oil of Well Zhong12-Xiejian3011 in Zhongyi area，Gudao Oilfield

Ng35剩余油垂向分布 中12-斜檢3011 井Ng35砂巖厚度為11.2 m，1 465.0～1 466.4 m 井段發(fā)育的5 個厚度為5～10 cm 的泥質(zhì)夾層將Ng35分成上、下兩段。Ng35上段砂巖厚度為7.2 m，巖性以棕色粉砂巖為主，呈正韻律；泥質(zhì)含量較低，平均值僅為3.61%，多數(shù)樣品的泥質(zhì)含量低于5%；顆粒較粗，平均粒度中值為0.146 mm；儲層物性較好，平均孔隙度為37.9%，平均滲透率為2 180 mD，底部滲透率多為3 500 mD 以上。Ng35下段砂巖厚度為4.0 m，巖性以棕色細(xì)砂巖為主，呈復(fù)合正韻律；砂巖較純，泥質(zhì)含量低，平均值僅為1.24%；顆粒較粗，平均粒度中值為0.349 mm；儲層物性好，平均孔隙度為39.2%，平均滲透率高達(dá)12 591 mD。Ng35儲層由于物性好且砂巖厚度大，油藏動用程度高，平均驅(qū)油效率為64.5%，平均剩余油飽和度僅為26.8%，其中48%的樣品剩余油飽和度低于25%（圖2，圖3）。但在5個薄泥質(zhì)夾層附近的1.4 m 儲層內(nèi)，由于泥質(zhì)夾層發(fā)育且位于正韻律儲層頂部，剩余油飽和度仍較高，最高可達(dá)46.5%，平均剩余油飽和度為38.7%，平均驅(qū)油效率僅為50.9%。

圖3 孤島油田中一區(qū)中12-斜檢3011井各小層剩余油飽和度分布Fig.3 Remaining oil saturation distribution of sublayers in Well Zhong12-Xiejian3011 in Zhongyi area，Gudao Oilfield

2.2 微觀分布特征

2.2.1 孔喉結(jié)構(gòu)

巖石孔喉結(jié)構(gòu)對剩余油微觀賦存形態(tài)有決定性影響，故分析剩余油微觀賦存形態(tài)需對巖石孔喉結(jié)構(gòu)特征進(jìn)行精細(xì)研究［14-16］。

鑄體薄片分析表明孤島油田中一區(qū)Ng3的巖石孔隙以粒間孔為主，孔隙直徑一般為0.1～0.2 mm，最大可達(dá)0.5 mm；喉道為片狀喉，其喉道寬度為0.01 mm 左右，孔隙連通性較好。壓汞資料證實孤島油田中一區(qū)Ng3 平均孔喉半徑為1.7～30.4 μm，主要為5～12 μm；孔喉結(jié)構(gòu)類型有中孔細(xì)喉型、大孔中喉型和大孔粗喉型3種，以大孔中喉型為主，垂向上孔喉結(jié)構(gòu)特征差異顯著。Ng33上段孔隙小、喉道細(xì)，孔隙連通性較差，平均孔喉半徑多為1～3 μm，孔喉結(jié)構(gòu)類型為中孔細(xì)喉型，相應(yīng)儲層宏觀物性較差，滲透率多為300～500 mD。Ng33下段和Ng35上段的孔喉結(jié)構(gòu)特征相似，儲層宏觀物性相近，即孔隙大、喉道中等，孔隙連通性較好，平均孔喉半徑多為5～10 μm，孔喉結(jié)構(gòu)類型為大孔中喉型，相應(yīng)儲層宏觀物性好，滲透率多為1 000～4 000 mD。Ng35下段孔隙大、喉道粗，孔隙連通性更好，平均孔喉半徑多為20～30 μm，孔喉結(jié)構(gòu)類型為大孔粗喉型，相應(yīng)儲層宏觀物性更好，滲透率極高，多數(shù)樣品的滲透率高于1×104mD。

2.2.2 剩余油微觀賦存形態(tài)

鑒于含油巖石薄片基本保持了油藏內(nèi)部剩余油的原始分布狀況，利用偏光顯微鏡分析含油巖石薄片是研究非均相復(fù)合驅(qū)后剩余油微觀賦存形態(tài)的有效手段［17］。

含油巖石薄片分析表明孤島油田中一區(qū)Ng3非均相復(fù)合驅(qū)后剩余油微觀賦存形態(tài)有網(wǎng)絡(luò)狀、斑塊狀、浸染狀和珠狀4 種類型（圖4），以斑塊狀和浸染狀為主。局部區(qū)域內(nèi)多個孔隙和喉道的空間被剩余油所占據(jù)，形成網(wǎng)絡(luò)狀剩余油，多分布于連通性較差的孔隙中，對應(yīng)的樣品剩余油飽和度較高，多為35%以上，常出現(xiàn)在正韻律儲層頂部和夾層附近。少數(shù)粒間孔中存在的剩余油呈斑塊狀分布，對應(yīng)的樣品剩余油飽和度多為25%～30%，位于儲層中下部。浸染狀剩余油是指以油膜形式被吸附在黏土礦物上或顆粒表面上的剩余油，多位于儲層下部。珠狀剩余油多出現(xiàn)在連通性差、較孤立的小孔隙中，即使采用了非均相復(fù)合驅(qū)，這類剩余油也難以采出。通過中12-斜檢3011井的含油巖石薄片來看，孤島油田中一區(qū)Ng3 非均相復(fù)合驅(qū)后的剩余油以斑塊狀或浸染狀存在的樣品占80%以上；網(wǎng)絡(luò)狀和珠狀剩余油相對較少，分別只有1塊樣品中可見。

將核磁共振測試技術(shù)與常規(guī)的壓汞實驗相結(jié)合，利用壓汞曲線和核磁共振T2譜曲線一致性，可將巖心核磁共振T2譜轉(zhuǎn)化為偽毛管壓力曲線［15］，實現(xiàn)剩余油賦存孔隙大小及分布表征。孤島油田中一區(qū)Ng3 非均相復(fù)合驅(qū)后，剩余油主要賦存在10～25 μm 的孔隙中，這是因為中一區(qū)Ng3 儲層物性好、孔隙半徑大，即使經(jīng)歷了長期的水驅(qū)、聚合物驅(qū)、后續(xù)水驅(qū)和非均相復(fù)合驅(qū)后，剩余油還是主要賦存于較大孔隙中，平均孔喉半徑小于6 μm的較小孔隙中的剩余油飽和度為5%左右，占總剩余油飽和度的23.9%（圖5）。

3 非均相復(fù)合驅(qū)前后剩余油變化規(guī)律

3.1 宏觀變化規(guī)律

由圖6 可以看出，孤島油田中一區(qū)Ng3 非均相復(fù)合驅(qū)前3 口密閉取心井的平均剩余油飽和度為35.1%，剩余油飽和度分布區(qū)間較廣，主要為30%～50%，最高為63.8%，其中71.8%的樣品剩余油飽和度大于30%；非均相復(fù)合驅(qū)后中12-斜檢3011 井的剩余油飽和度平均為28.1%，主要為15%～40%，最高為46.5%，剩余油飽和度大于30%的樣品僅占40.4%，且超過40%的樣品僅為10.2%，集中出現(xiàn)于泥質(zhì)夾層下部儲層中。與非均相復(fù)合驅(qū)前相比，剩余油飽和度大于40%的樣品比例明顯減少，由非均相復(fù)合驅(qū)前的41.1%減少至非均相復(fù)合驅(qū)后的10.3%，且未見剩余油飽和度高于50%的樣品；剩余油飽和度為15%～30%的樣品比例明顯增加，由非均相復(fù)合驅(qū)前的14.9%增加至非均相復(fù)合驅(qū)后的39.0%。非均相復(fù)合驅(qū)后平均剩余油飽和度降低了7%，表明非均相復(fù)合驅(qū)有效動用了油藏內(nèi)剩余油。

從油藏動用程度來看，非均相復(fù)合驅(qū)的驅(qū)油效率明顯增高。非均相復(fù)合驅(qū)前平均驅(qū)油效率為48.4%。水淹級別為見水的厚度比例為33.5%，而水洗、強水洗的厚度比例分別為40.5%和26.0%（表1）；非均相復(fù)合驅(qū)后平均驅(qū)油效率高達(dá)61.5%，驅(qū)油效率超過60%的樣品比例高達(dá)53.2%，水洗、強水洗的厚度比例分別為21.8%和78.2%，且見水級別儲層不發(fā)育。通過非均相復(fù)合驅(qū)前后密閉取心井對比分析，平均驅(qū)油效率提高了13.1%，油藏動用程度進(jìn)一步提高，非均相復(fù)合驅(qū)取得了明顯開發(fā)效果。

表1 非均相復(fù)合驅(qū)前后不同水淹級別剩余油特征Table1 Characteristics of remaining oil at different flooded levels before and after heterogeneous combination flooding %

孤島油田中一區(qū)Ng3 非均相復(fù)合驅(qū)前的中14-檢10 井Ng35正韻律儲層頂部與底部的剩余油飽和度相差為10.1%；與之相似的中12-斜檢3011 井，非均相復(fù)合驅(qū)后的Ng35正韻律儲層頂部與底部的剩余油飽和度相差僅為3.1%。分析認(rèn)為非均相復(fù)合驅(qū)油體系中PPG 顆粒通過喉道時堆積增壓、擴大波及的特點［4，7］，使得非均相復(fù)合驅(qū)能夠克服重力影響，減小正韻律儲層頂部與底部的剩余油分布差異，以致油藏垂向上動用更均衡。因此，非均相復(fù)合驅(qū)既使各小層剩余油飽和度有所降低、水洗程度有所增強，又使層內(nèi)垂向動用更均勻、頂?shù)撞渴Ｓ嘤筒町悳p小。

3.2 微觀變化規(guī)律

非均相復(fù)合驅(qū)前后剩余油微觀賦存形態(tài)變化不大，兩者都見有網(wǎng)絡(luò)狀、浸染狀、珠狀和斑塊狀，但不同形態(tài)比例有所變化。非均相復(fù)合驅(qū)前的54塊含油巖石薄片分析表明，剩余油微觀賦存形態(tài)以浸染狀、網(wǎng)絡(luò)狀為主［8］，樣品分別占42.6%，31.5%；而珠狀、斑塊狀所占比例較少，樣品分別占13.0%，12.9%，其中珠狀剩余油的油珠半徑多為0.05～0.1 mm，分布于粒間孔中，含量可達(dá)5%。非均相復(fù)合驅(qū)后的12 塊含油巖石薄片分析表明，7 塊樣品的剩余油為浸染狀，占58.3%；3塊樣品的剩余油為斑塊狀，占25.0%；網(wǎng)絡(luò)狀和珠狀剩余油很少，分別只有1 塊樣品中可見，其中珠狀剩余油油珠半徑多小于0.05 mm，分布于粒間孔中，含量為2%左右。

綜上所述，與非均相復(fù)合驅(qū)前相比，非均相復(fù)合驅(qū)后網(wǎng)絡(luò)狀剩余油減少，樣品比例從31.5%減至8.3%；浸染狀剩余油增多，樣品比例從42.6%增至58.3%；斑塊狀和珠狀剩余油所占比例變化不大，但是油珠半徑變小。由此可見，非均相復(fù)合驅(qū)可使不同形態(tài)剩余油進(jìn)一步得到動用，洗油效率更強。

4 結(jié)論

密閉取心井非均相復(fù)合驅(qū)后存在一定剩余油，剩余油飽和度多為20%～36%，平均值為28.3%。受儲層韻律性及夾層的控制，非均相復(fù)合驅(qū)后剩余油在正韻律儲層頂部和夾層附近相對較多，夾層附近的剩余油飽和度高達(dá)38.7%。非均相復(fù)合驅(qū)后剩余油微觀賦存形態(tài)以斑塊狀和浸染狀為主，核磁共振證實非均相復(fù)合驅(qū)后剩余油賦存于10～25 μm 的孔隙中。

與非均相復(fù)合驅(qū)前相比，非均相復(fù)合驅(qū)后剩余油飽和度明顯降低，平均降低了7%，剩余油飽和度大于30%的樣品明顯減少，驅(qū)油效率顯著提高。非均相復(fù)合驅(qū)使垂向動用更均衡，正韻律儲層頂部與底部剩余油飽和度差異由非均相復(fù)合驅(qū)前的10.1%降至非均相復(fù)合驅(qū)后的3.1%。非均相復(fù)合驅(qū)前后剩余油賦存形態(tài)變化不大，但是不同形態(tài)比例變化明顯，浸染狀樣品比例增加，網(wǎng)絡(luò)狀樣品比例減少，表明非均相復(fù)合驅(qū)具有更強洗油效率。密閉取心井證實井網(wǎng)調(diào)整非均相復(fù)合驅(qū)是進(jìn)一步提高特高含水后期油藏采收率的有效途徑。