孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)礫巖油藏聚表二元復(fù)合驅(qū)提高采收率的影響

劉哲宇，李宜強(qiáng)，冷潤(rùn)熙，劉振平，陳鑫，HEJAZI Hossein

（1.中國(guó)石油大學(xué)（北京）油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249；2.Department of Chemical and Petroleum Engineering，University of Calgary，Calgary T2N 1N4，Canada；3.新疆油田勘探開(kāi)發(fā)研究院，新疆克拉瑪依 834000）

0 引言

新疆礫巖油藏主要分布在準(zhǔn)噶爾盆地西北緣，開(kāi)發(fā)歷史長(zhǎng)達(dá)60年，瑪湖油藏的發(fā)現(xiàn)，使其成為世界上最大的礫巖油藏。礫巖油藏孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，表現(xiàn)為喉道半徑均值小，孔喉比大，孔隙連通性差，并且具有大量盲孔和單通道孔隙網(wǎng)絡(luò)[1]?？紫督Y(jié)構(gòu)的特殊性導(dǎo)致礫巖油藏在水驅(qū)開(kāi)發(fā)過(guò)程中注入水突破快，波及面積小，采收率低，水驅(qū)后仍有大量的剩余油[2]。

聚合物與表面活性劑組成的二元復(fù)合驅(qū)體系是水驅(qū)開(kāi)發(fā)后一種有效的提高采收率技術(shù)[3]，但是快速堆積的沉積模式造就了礫巖油藏多種模態(tài)的孔隙結(jié)構(gòu)，在微觀上不同模態(tài)巖心中的兩相流體流動(dòng)規(guī)律存在很大的差異，反應(yīng)到宏觀上表現(xiàn)為開(kāi)發(fā)特征與常規(guī)砂巖油藏明顯不同；二元復(fù)合驅(qū)過(guò)程中，存在多種物理化學(xué)反應(yīng)，這種差異表現(xiàn)得更加明顯。研究孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)二元復(fù)合驅(qū)提高采收率的影響對(duì)該技術(shù)在礫巖油藏的推廣應(yīng)用至關(guān)重要。

很多學(xué)者通過(guò)各種方法對(duì)孔隙級(jí)別剩余油的形態(tài)和動(dòng)用規(guī)律開(kāi)展了研究，包括數(shù)值模擬[4]、微流控芯片驅(qū)替[5]、孔隙網(wǎng)絡(luò)模型[6]、紫外熒光觀測(cè)[7]以及CT掃描[8]等方法。這些研究雖然在一定程度上揭示了多相流體的流動(dòng)機(jī)理，但受限于模型的表面性質(zhì)、孔隙結(jié)構(gòu)以及樣品的尺寸，很難反映出非均質(zhì)嚴(yán)重的礫巖巖心中剩余油的動(dòng)用規(guī)律[9]。核磁共振作為一種快速、準(zhǔn)確、無(wú)損的檢測(cè)技術(shù)被廣泛應(yīng)用于流體性質(zhì)和巖石性質(zhì)的測(cè)定[10]，也廣泛應(yīng)用于水驅(qū)、凝膠封堵、化學(xué)體系驅(qū)替前后孔隙中剩余油變化情況[11]等方面的研究，但多數(shù)是在驅(qū)替后把巖心從夾持器中取出進(jìn)行掃描[12]，此時(shí)驅(qū)動(dòng)力消失，毛管壓力會(huì)導(dǎo)致油水重新分布，影響實(shí)驗(yàn)的準(zhǔn)確性。

巖心級(jí)別剩余油動(dòng)用規(guī)律的研究，通常使用直徑2.5 cm或3.8 cm柱狀巖心進(jìn)行驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，進(jìn)而研究驅(qū)替特征與驅(qū)油效果[13]。但鉆取礫巖油藏巖心，因橫截面積過(guò)小很難包含大塊礫石，巖樣不具有代表性，并且這種柱狀巖心的孔隙體積過(guò)小，水驅(qū)油后再進(jìn)行化學(xué)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)難度很大。全直徑巖心的直徑可達(dá)10 cm，孔隙體積大，能夠有效避免上述問(wèn)題[14]，因此開(kāi)展全直徑巖心的驅(qū)替實(shí)驗(yàn)?zāi)軌蚋鎸?shí)地反映孔隙結(jié)構(gòu)差異對(duì)驅(qū)替特征的影響。

現(xiàn)階段砂巖油藏二元復(fù)合驅(qū)的礦場(chǎng)數(shù)據(jù)很多，但還沒(méi)有關(guān)于礫巖油藏二元復(fù)合驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果的報(bào)道。新疆礫巖油藏于2010年7月開(kāi)展了二元復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)性試驗(yàn)，歷經(jīng)了配方和井組的調(diào)整，取得了很好的開(kāi)發(fā)效果，其生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)可用于對(duì)比具有不同微觀孔隙結(jié)構(gòu)儲(chǔ)集層的開(kāi)發(fā)特征差異。

為了明確二元復(fù)合驅(qū)在不同區(qū)塊提高采收率的潛力，本文從孔隙、巖心和礦場(chǎng) 3個(gè)尺度分別研究孔隙結(jié)構(gòu)差異對(duì)兩相流動(dòng)規(guī)律的影響。首先利用核磁共振原位監(jiān)測(cè)驅(qū)替過(guò)程中不同級(jí)別孔隙剩余油的變化規(guī)律，判斷水驅(qū)和二元復(fù)合驅(qū)主要?jiǎng)佑玫目缀沓叽绶秶?；再通過(guò)全直徑巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)分析孔隙結(jié)構(gòu)差異對(duì)巖心驅(qū)替特征和驅(qū)油效果的影響；最后對(duì)比雙模態(tài)砂巖和復(fù)模態(tài)礫巖儲(chǔ)集層二元復(fù)合驅(qū)開(kāi)發(fā)特征的差異，明確提高采收率機(jī)理，為不同孔隙結(jié)構(gòu)礫巖油藏二元復(fù)合驅(qū)提高采收率提供技術(shù)支持。

1 礫巖巖心孔隙結(jié)構(gòu)特征

儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)是指巖石所具有的孔隙和喉道的幾何形態(tài)、大小、分布及其相互連通關(guān)系，孔隙結(jié)構(gòu)模態(tài)反映了主要孔隙（或喉道）大小的頻率分布。Clarke[15]在充分研究礫狀砂巖的充填結(jié)構(gòu)的基礎(chǔ)上提出了雙模態(tài)的概念，并建立了雙模態(tài)結(jié)構(gòu)巖石的孔隙度和滲透率的表達(dá)式；劉敬奎[16]研究發(fā)現(xiàn)對(duì)于分選差、粒度粗、粒度分布范圍大的砂礫巖儲(chǔ)集層，其孔隙結(jié)構(gòu)具有復(fù)模態(tài)特征?，F(xiàn)階段常用單模態(tài)、雙模態(tài)、復(fù)模態(tài)來(lái)描述礫巖巖心的顆粒組成方式和堆積方式，其孔隙類型和孔喉組合方式都具有一定規(guī)律。對(duì)新疆礫巖油田二元復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)性試驗(yàn)區(qū)的取心井巖心鑄體薄片、壓汞曲線以及CT掃描圖像進(jìn)行分析，得到不同模態(tài)巖心的孔喉組合類型。

1.1 單模態(tài)孔隙結(jié)構(gòu)

單模態(tài)巖心的分選、磨圓較好，巖石顆粒以粗砂為主，孔隙以原生粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔組合為主（見(jiàn)圖1）。這類巖心的孔隙發(fā)育好，孔喉粗大，以網(wǎng)絡(luò)狀連通，膠結(jié)物含量少，孔喉基本未填充，滲透率普遍較高。單模態(tài)巖心表現(xiàn)為毛管壓力曲線閾壓低（小于0.01 MPa），孔喉分布直方圖呈單峰分布，喉道半徑主要為 1～10 μm。半徑均值小于 7.5，偏態(tài)-0.94～1.74（平均0.45），巖心孔喉分布較均勻，粗喉道發(fā)育，且粗喉道占主導(dǎo)地位；有效孔隙連通率66.87%，平均孔喉配位數(shù)3.08，孔隙、喉道連通性好；主要巖性為小礫巖、含礫粗砂巖、粗砂巖、中砂巖。

1.2 雙模態(tài)孔隙結(jié)構(gòu)

圖1 單模態(tài)（小礫巖）巖心孔隙結(jié)構(gòu)特征

雙模態(tài)巖石顆粒由 2級(jí)顆粒組成，一級(jí)顆粒以礫石為主，二級(jí)顆粒以中粗砂為主，雙模態(tài)巖石孔隙較發(fā)育，以粒間（內(nèi)）溶孔、原生粒間孔、雜基孔組合為主，其次有少量膠結(jié)物溶孔。一級(jí)顆粒形成的孔隙未被充填或半充填，孔喉發(fā)育好—中等，近網(wǎng)絡(luò)狀分布或星點(diǎn)狀分布（見(jiàn)圖2）。毛管壓力曲線略偏粗歪度，喉道半徑主要為1～7 μm，曲線閾壓較高（0.03～0.20 MPa），半徑均值 7.5～9.0，偏態(tài)-1.28～1.45（平均0.24），巖心孔喉分布較均勻，中等喉道較多，在整個(gè)喉道分布中中等喉道占主導(dǎo)地位；有效孔隙連通率57.67%，平均孔喉配位數(shù) 2.88，孔隙、喉道連通性較好；主要巖性為含礫粗砂巖、砂礫巖。

圖2 雙模態(tài)（含礫粗砂巖）巖心孔隙結(jié)構(gòu)特征

1.3 復(fù)模態(tài)孔隙結(jié)構(gòu)

復(fù)模態(tài)巖石顆粒由 3級(jí)顆粒組成，一級(jí)顆粒以礫石為主，二級(jí)顆粒以中粗砂為主，三級(jí)顆粒以粉砂、泥質(zhì)為主。復(fù)模態(tài)巖石孔隙發(fā)育較差，以粒間（內(nèi)）溶孔、原生粒間孔、雜基孔組合為主，其次發(fā)育微裂縫等，且成巖后生作用普遍，一般為零星散亂狀分布，相互連通較差（見(jiàn)圖3）。毛管壓力曲線呈細(xì)歪度，孔喉分布直方圖呈單峰偏細(xì)型或多峰偏細(xì)型，喉道半徑主要為0.5～9.5 μm，曲線閾壓高（0.2～0.6 MPa），半徑均值大于9，偏態(tài)-7.26～0.96（平均-0.22），巖心孔喉分布較不均勻，中等偏小喉道較多；有效孔隙連通率39.07%，平均孔喉配位數(shù)2.42，細(xì)喉道占主導(dǎo)地位，孔隙、喉道連通性一般；主要巖性為砂礫巖、含礫泥質(zhì)粗砂巖。

從單模態(tài)孔隙結(jié)構(gòu)到復(fù)模態(tài)孔隙結(jié)構(gòu)，孔隙發(fā)育由好變差，孔隙由連通較好的網(wǎng)絡(luò)狀過(guò)渡到連通較差的星點(diǎn)狀分布，連通率減小，孔喉配位數(shù)減小。雖然滲透率（500×10-3μm2）相近的不同模態(tài)巖心的孔喉尺寸分布范圍相似，但復(fù)模態(tài)巖心的孔喉分布曲線呈細(xì)歪度，中小孔喉較多，微觀非均質(zhì)性嚴(yán)重。典型的礫巖油藏呈復(fù)模態(tài)孔隙結(jié)構(gòu)特征，砂和泥質(zhì)含量較高，礫鑲嵌于砂泥中，粒徑變化更大，形成的孔隙結(jié)構(gòu)更加復(fù)雜，孔喉分布極不均勻，呈現(xiàn)多峰偏細(xì)態(tài)的特征?？紫督Y(jié)構(gòu)的差異性導(dǎo)致二元復(fù)合體系在不同模態(tài)巖心微觀孔喉中原油動(dòng)用規(guī)律和宏觀開(kāi)發(fā)特征存在明顯差別。

圖3 復(fù)模態(tài)（砂礫巖）巖心孔隙結(jié)構(gòu)特征

2 原位驅(qū)替與全直徑巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

2.1 實(shí)驗(yàn)材料

水：核磁共振中使用加入無(wú)機(jī)鹽的重水（核磁共振中沒(méi)有信號(hào)），確保信號(hào)全部來(lái)自巖心中的油。水中的離子組成如表1所示。

表1 實(shí)驗(yàn)用水離子組成

化學(xué)藥劑：實(shí)驗(yàn)選用新疆油田二元復(fù)合驅(qū)礦場(chǎng)使用的陰離子表面活性劑 KPS-202，為了防止表面活性劑中水帶有的氫離子對(duì)核磁信號(hào)產(chǎn)生影響，將活性劑烘干制備成粉末狀。聚合物使用法國(guó)SNF Floerger公司生產(chǎn)的聚丙烯酰胺，相對(duì)分子質(zhì)量1 900×104，水解度25%～30%。二元復(fù)合體系中聚合物質(zhì)量濃度1 200 mg/L，表面活性劑質(zhì)量濃度3 000 mg/L。在室溫25 ℃、剪切速率7.34 s-1條件下，使用Brookfield DV-II+黏度計(jì)測(cè)得二元復(fù)合體系的黏度為29 mPa·s；使用TX500旋滴界面張力儀測(cè)得轉(zhuǎn)數(shù)5 000 r/min時(shí)體系的界面張力為8×10-3mN/m。

油：從生產(chǎn)井取得脫氣原油，在25 ℃條件下原油的黏度為38 mPa·s，原油組分組成如表2所示。

表2 原油組分組成

巖心：根據(jù)鑄體薄片的分析結(jié)果，從新疆油田取心井巖心中選取物性相近的單模態(tài)、雙模態(tài)和復(fù)模態(tài)孔隙結(jié)構(gòu)的全直徑巖心，開(kāi)展全直徑巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。由于天然全直徑巖心不是均一的多孔介質(zhì)，且?guī)r心的橫截面積大于流體流動(dòng)的滲流面積，無(wú)法使用常規(guī)滲透率測(cè)定方法獲取全直徑巖心的滲透率，通常采用從全直徑巖心上鉆取的柱狀巖心的測(cè)試結(jié)果替代。分別從單模態(tài)、雙模態(tài)和復(fù)模態(tài)孔隙結(jié)構(gòu)全直徑巖心上鉆取3塊直徑2.5 cm柱狀巖心（見(jiàn)圖4），開(kāi)展原位核磁共振實(shí)驗(yàn)，使用X射線衍射（XRD）測(cè)定3塊巖心的礦物含量（見(jiàn)表3）。

2.2 實(shí)驗(yàn)方法與步驟

2.2.1 實(shí)驗(yàn)裝置

表3 3塊巖心的參數(shù)及礦物組成

使用低頻率核磁共振波譜儀（MarcoMR）進(jìn)行巖心核磁共振原位驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。將巖心裝入夾持器（無(wú)磁材料制），夾持器安裝在核磁共振（NMR）設(shè)備上，可避免驅(qū)替結(jié)束后將巖心取出夾持器進(jìn)行掃描時(shí)油水在毛管壓力作用下重新分布的問(wèn)題。全直徑巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)使用帶有壓力監(jiān)測(cè)和采出液計(jì)量裝置的全直徑長(zhǎng)巖心驅(qū)替系統(tǒng)，最高承壓50 MPa、耐溫150 ℃，最大夾持巖心長(zhǎng)度1.0 m，巖心直徑10 cm。

2.2.2 實(shí)驗(yàn)方法

在柱狀巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)中，設(shè)定泵的流量為 0.06 mL/min，3塊巖心對(duì)應(yīng)儲(chǔ)集層中的流速分別為 0.83，0.89，0.92 m/d。分別將3塊柱狀巖心抽真空飽和重水，隨后油驅(qū)重水形成束縛水飽和度，老化一周后置入核磁共振原位驅(qū)替系統(tǒng)中開(kāi)展實(shí)驗(yàn)。首先重水驅(qū)油至不出油（橫向弛豫時(shí)間T2信號(hào)幅度沒(méi)有明顯變化），隨后注入二元復(fù)合體系至不出油。根據(jù)信號(hào)幅度的變化計(jì)算各類孔隙中剩余油的變化[17]。

在全直徑巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)中，設(shè)定模擬流體在儲(chǔ)集層中運(yùn)移速度1 m/d，則3組驅(qū)替實(shí)驗(yàn)泵對(duì)應(yīng)的流量分別為 1.15，1.02，0.91 mL/min。實(shí)驗(yàn)步驟為：①將全直徑巖心放置在全直徑巖心夾持器中，抽真空飽和水，計(jì)算孔隙度；②油驅(qū)水形成束縛水飽和度；③水驅(qū)油至含水率90%轉(zhuǎn)化學(xué)驅(qū)，首先注入0.1倍孔隙體積聚合物前置段塞，再注入0.3倍孔隙體積二元復(fù)合體系，最后注入0.1倍孔隙體積聚合物保護(hù)段塞，后續(xù)水驅(qū)至含水率 98%停止實(shí)驗(yàn)，監(jiān)測(cè)整個(gè)過(guò)程中的壓力、產(chǎn)油量和產(chǎn)水量。

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

3.1 不同模態(tài)柱狀巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果

分別通過(guò)核磁共振信號(hào)的累計(jì)下降幅度以及驅(qū)替出來(lái)的油量計(jì)算不同模態(tài)巖心的最終驅(qū)油效率（見(jiàn)表4）?？梢钥吹剑捎眯盘?hào)能譜、試管計(jì)量?jī)煞N方法計(jì)算的最終采收率基本一致，說(shuō)明采用信號(hào)能譜進(jìn)行計(jì)算結(jié)果可靠。由于巖心中飽和的油量只有 4～5 mL，使用傳統(tǒng)計(jì)量設(shè)備很難對(duì)各個(gè)驅(qū)替階段動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)進(jìn)行精準(zhǔn)計(jì)量，所以使用弛豫時(shí)間T2的累計(jì)信號(hào)下降幅度計(jì)算不同驅(qū)替階段、不同孔喉類型的驅(qū)油效率。

表4 3種模態(tài)巖心驅(qū)替結(jié)果

表4和圖5展現(xiàn)了3種模態(tài)巖心的驅(qū)替結(jié)果，雙模態(tài)和復(fù)模態(tài)巖心在水驅(qū)油階段采出程度相近，分別為28.4%和28.0%。二元驅(qū)結(jié)果有所差異，雙模態(tài)巖心可提高采收率 26.9%，復(fù)模態(tài)巖心可提高采收率25.8%，比雙模態(tài)巖心略低。單模態(tài)巖心的水驅(qū)采出程度與最終采收率均最高，但二元驅(qū)提高采收率的幅度最小，為21.8%。單模態(tài)巖心的孔隙結(jié)構(gòu)相對(duì)簡(jiǎn)單，分選均勻，盡管其滲透率最小，但水更容易波及更多的孔隙空間，驅(qū)油效率最高。雙模態(tài)和復(fù)模態(tài)巖心中的大塊礫石加劇了巖心的微觀非均質(zhì)性，大孔隙毛管壓力限制了小孔隙中剩余油的動(dòng)用。二元復(fù)合體系動(dòng)用剩余油的程度以雙模態(tài)巖心最大，單模態(tài)巖心最小，這是因?yàn)閱文B(tài)巖心的水驅(qū)采收率最高，二元體系可動(dòng)用的剩余油不多，另復(fù)模態(tài)巖心的孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，迂曲狹長(zhǎng)的喉道限制了二元體系對(duì)剩余油的動(dòng)用。

圖5 不同模態(tài)巖心驅(qū)替動(dòng)態(tài)曲線

3種模態(tài)巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)的壓力、采出程度曲線如圖5所示，在水驅(qū)階段三者的注入壓力差別不大，均為0.03～0.04 MPa，但在二元復(fù)合驅(qū)階段復(fù)模態(tài)巖心的注入壓力明顯低于單模態(tài)和雙模態(tài)巖心，這是因?yàn)閺?fù)模態(tài)巖心的滲透率略大于另外 2塊巖心，同時(shí)復(fù)模態(tài)巖心的孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，迂曲變化的喉道對(duì)聚合物產(chǎn)生了更強(qiáng)烈的剪切作用，聚合物的工作黏度低于另外 2塊巖心[18]。

3.2 核磁共振確定孔隙級(jí)別剩余油動(dòng)用規(guī)律

不同巖性巖心的橫向弛豫時(shí)間與孔隙尺寸間具有確定的轉(zhuǎn)換系數(shù)[17]，據(jù)此可將核磁共振橫向弛豫時(shí)間轉(zhuǎn)換為孔隙半徑。3種模態(tài)巖心在水驅(qū)、二元復(fù)合驅(qū)后孔隙中流體的信號(hào)幅度變化如圖6所示。重水沒(méi)有核磁信號(hào)，飽和油后孔隙中流體的信號(hào)即為油的信號(hào)，單相流體的信號(hào)幅度曲線可以反映孔隙的結(jié)構(gòu)特征（圖6中紅色曲線）。盡管3塊巖心的滲透率差別不大，但孔隙分布差異明顯，隨著礫石含量的增加，小孔隙占比增加，雙模態(tài)巖心中半徑小于1.0 μm的孔隙中的流體含量遠(yuǎn)高于單模態(tài)巖心，復(fù)模態(tài)巖心中流體信號(hào)在孔隙半徑1.0 μm處出現(xiàn)峰值，整個(gè)巖心的孔隙分布呈現(xiàn)雙峰態(tài)。

圖6 3種模態(tài)巖心不同驅(qū)替階段后的T2譜分布

根據(jù)不同尺度孔隙內(nèi)流體信號(hào)幅度的變化計(jì)算不同尺寸區(qū)間孔隙中采出油量，進(jìn)而可計(jì)算其對(duì)總采出油量的貢獻(xiàn)率（見(jiàn)表5）。單模態(tài)巖心水驅(qū)油過(guò)程中，從Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ級(jí)孔隙空間驅(qū)出的油量對(duì)總采收率的貢獻(xiàn)率均大于 25%；而另外兩種模態(tài)巖心，尤其孔隙半徑呈雙峰態(tài)分布的復(fù)模態(tài)巖心，驅(qū)替相流體很難波及到Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ級(jí)孔隙，從Ⅳ級(jí)孔隙中驅(qū)替出的油對(duì)總采收率的貢獻(xiàn)明顯大于其他孔隙。在二元復(fù)合驅(qū)過(guò)程中，從單模態(tài)巖心Ⅱ級(jí)孔隙中采出的油量對(duì)總采收率的貢獻(xiàn)與水驅(qū)相比較有所增加；雙模態(tài)和復(fù)模態(tài)巖心，二元復(fù)合體系仍以動(dòng)用Ⅳ級(jí)孔隙為主，很難有效動(dòng)用Ⅰ級(jí)和Ⅱ級(jí)孔隙內(nèi)的剩余油。

表5 水驅(qū)、二元復(fù)合驅(qū)階段不同級(jí)別孔隙的貢獻(xiàn)率

需要注意的是在水驅(qū)過(guò)程中，復(fù)模態(tài)巖心中Ⅰ級(jí)孔隙內(nèi)的剩余油不降反增，這是因?yàn)楹舜殴舱袷峭ㄟ^(guò)流體含量反演孔隙尺寸，孔隙尺寸實(shí)際是剩余油簇的尺寸。由于復(fù)模態(tài)巖心中大小孔隙交錯(cuò)復(fù)雜，在水驅(qū)油過(guò)程中，Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ級(jí)孔隙空間中的剩余油被驅(qū)替分散，以油膜和油簇的形式吸附在孔隙表面或者角隅處，水驅(qū)后小油簇的數(shù)量增多，反映在核磁共振圖譜上表現(xiàn)為Ⅰ級(jí)孔隙內(nèi)的剩余油含量增加。在復(fù)合驅(qū)階段，二元體系具有的流度控制及超低界面張力作用可以有效剝離吸附狀的油膜，聚并小油簇，在核磁共振圖譜上表現(xiàn)為Ⅰ級(jí)孔隙內(nèi)的剩余油大幅度減少。

3種模態(tài)巖心不同級(jí)別孔隙原油相對(duì)采出程度如圖7所示，相對(duì)采出程度表示在驅(qū)替過(guò)程中不同級(jí)別孔隙內(nèi)的原油動(dòng)用程度。孔隙結(jié)構(gòu)越復(fù)雜，水驅(qū)對(duì)Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ級(jí)孔隙的動(dòng)用程度越低；二元體系注入后，單模態(tài)和雙模態(tài)巖心中Ⅱ級(jí)孔隙的采出程度增幅大于Ⅲ級(jí)孔隙（見(jiàn)圖7d、圖7e），說(shuō)明Ⅱ級(jí)孔隙中的原油得到了動(dòng)用；復(fù)模態(tài)巖心中Ⅱ級(jí)孔隙采出程度增幅小于Ⅲ級(jí)孔隙（見(jiàn)圖7f），說(shuō)明嚴(yán)重的非均質(zhì)性使二元體系也很難動(dòng)用復(fù)模態(tài)巖心Ⅱ級(jí)孔隙中的剩余油。

3.3 不同模態(tài)全直徑巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

先用核磁共振測(cè)定3塊全直徑巖心的孔隙結(jié)構(gòu)（見(jiàn)圖8）。含礫粗砂巖（雙模態(tài)）和砂礫巖（復(fù)模態(tài)）巖心的孔隙分布均呈現(xiàn)雙峰態(tài)，雙模態(tài)巖心中大孔隙的占比大于復(fù)模態(tài)巖心，但復(fù)模態(tài)巖心的最大孔隙尺寸以及孔隙分布峰值對(duì)應(yīng)的孔隙尺寸略大于雙模態(tài)巖心。中砂巖（單模態(tài)）巖心的孔隙尺寸分布相對(duì)均一，平均孔喉半徑明顯小于另外兩種巖心。對(duì)比圖8以及圖6中的紅色曲線可以發(fā)現(xiàn)，雙模態(tài)和復(fù)模態(tài)全直徑巖心的孔隙分布與小柱塞巖心有很大的差異，而兩種尺度下單模態(tài)巖心的孔喉分布較為一致，表明全直徑巖心既能反映孔喉分布的微觀非均質(zhì)性，又突出了宏觀大孔道或微裂縫的影響。

圖7 3種模態(tài)巖心不同級(jí)別孔隙中原油采出程度對(duì)比

圖8 3種模態(tài)全直徑巖心孔隙分布特征

3種模態(tài)全直徑巖心的驅(qū)替結(jié)果（見(jiàn)表6）顯示：?jiǎn)文B(tài)巖心的水驅(qū)油效率最高，復(fù)模態(tài)巖心最低；隨著礫石含量的增加，注入水更容易突破，無(wú)水采油期更短，水驅(qū)油效率更低。在化學(xué)驅(qū)及后續(xù)水驅(qū)階段，復(fù)模態(tài)巖心的采收率提高幅度最大，單模態(tài)巖心最小，但總采收率仍然以單模態(tài)巖心最高，復(fù)模態(tài)巖心最小。對(duì)比柱狀巖心的驅(qū)油結(jié)果（見(jiàn)表4）發(fā)現(xiàn)，不同尺度的巖心，其驅(qū)替結(jié)果有相同點(diǎn)，也有差異性。相同點(diǎn)為：?jiǎn)文B(tài)巖心水驅(qū)階段采出程度最高，化學(xué)驅(qū)階段的采收率提高幅度最低；差異性為：全直徑巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)中復(fù)模態(tài)巖心化學(xué)驅(qū)采出程度提高幅度高于雙模態(tài)巖心。這是因?yàn)樵谌睆綆r心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)的水驅(qū)油階段，水很難對(duì)非均質(zhì)性更強(qiáng)的復(fù)模態(tài)巖心進(jìn)行有效的驅(qū)替，后續(xù)化學(xué)驅(qū)有更多的可動(dòng)剩余油；而柱狀巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)中，因尺度小，雙模態(tài)和復(fù)模態(tài)巖心的非均質(zhì)性差異得不到有效體現(xiàn)，二者的水驅(qū)采出程度差別不大，化學(xué)驅(qū)效果差別也不明顯。對(duì)比結(jié)果說(shuō)明全直徑巖心可有效體現(xiàn)不同模態(tài)巖心的非均質(zhì)性差異，也可體現(xiàn)不同模態(tài)巖心的驅(qū)替特征。

表6 全直徑巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果

3種模態(tài)巖心的含水率、采出程度變化曲線（見(jiàn)圖9）顯示，單模態(tài)巖心采出程度在水驅(qū)油階段上升很快，化學(xué)驅(qū)階段升速變緩，后續(xù)水驅(qū)階段采出程度升速變緩又加快，這主要是因?yàn)閱文B(tài)巖心孔喉尺寸小，盡管二元體系中的聚合物與巖心中的大多數(shù)孔喉配伍，但仍然無(wú)法進(jìn)入小孔隙中進(jìn)行有效驅(qū)替，聚合物在相對(duì)均質(zhì)的單模態(tài)巖心中具有選擇性封堵能力，后續(xù)水可進(jìn)入相對(duì)較小的孔隙，進(jìn)而提高采出程度。雙模態(tài)和復(fù)模態(tài)巖心的采出程度曲線較為相似，在水驅(qū)油階段雙模態(tài)巖心的采出程度高于復(fù)模態(tài)巖心，在化學(xué)驅(qū)階段兩條曲線均有一個(gè)明顯的上翹，復(fù)模態(tài)巖心采出程度曲線增長(zhǎng)速度相對(duì)較快，最后趨近。

圖9 3種模態(tài)全直徑巖心含水率、采出程度變化曲線

在化學(xué)驅(qū)階段，雙模態(tài)和復(fù)模態(tài)巖心的含水率曲線均出現(xiàn)一個(gè)明顯“V”形，復(fù)模態(tài)巖心的最低含水率下降到 33%，雙模態(tài)巖心的最低含水率下降到 69%，單模態(tài)巖心在二元復(fù)合驅(qū)階段含水率始終維持在 90%左右，直到復(fù)合驅(qū)末期含水率下降至約 85%，而在后續(xù)水驅(qū)過(guò)程中出現(xiàn)了一個(gè)短暫的“V”形，最低含水率下降到約75%。

復(fù)模態(tài)巖心和單模態(tài)巖心在化學(xué)驅(qū)替階段的采出液如圖10所示。復(fù)模態(tài)巖心中原油在二元復(fù)合驅(qū)階段產(chǎn)生了乳化現(xiàn)象，并一直持續(xù)到后續(xù)水驅(qū)，而單模態(tài)巖心中原油在整個(gè)化學(xué)驅(qū)階段均未出現(xiàn)乳化現(xiàn)象。這是因?yàn)閺?fù)模態(tài)巖心中大小孔隙相互連接，交錯(cuò)復(fù)雜，當(dāng)油和二元復(fù)合驅(qū)體系由大孔道進(jìn)入小孔道時(shí)受阻卡斷，油滴被分散，表面活性劑可使分散油滴穩(wěn)定在水相中直至采出端。而單模態(tài)巖心的孔隙結(jié)構(gòu)相對(duì)簡(jiǎn)單，油水不容易因流動(dòng)通道的劇烈變化發(fā)生卡斷，同時(shí)單模態(tài)巖心的顆粒粒徑小，比表面積大，表面活性劑容易吸附在顆粒表面，不利于乳化作用的發(fā)生。

圖10 二元復(fù)合驅(qū)階段采出液照片

3塊全直徑巖心在整個(gè)驅(qū)替階段的注入壓力曲線如圖11所示。復(fù)模態(tài)巖心的驅(qū)替壓力遠(yuǎn)低于雙模態(tài)和單模態(tài)巖心，在水驅(qū)末期注入壓力僅為4 kPa，結(jié)合含水率曲線分析，發(fā)現(xiàn)其竄流十分嚴(yán)重，注入聚合物前置段塞后注入壓力上升至約 50 kPa，是水驅(qū)末期注入壓力的12.5倍；二元復(fù)合驅(qū)階段由于低界面張力和剩余油的不斷減少，注入壓力開(kāi)始下降，但階段末期注入壓力仍有40 kPa左右，是水驅(qū)末期的10倍；后續(xù)水驅(qū)過(guò)程中壓力快速下降，最后注入壓力穩(wěn)定在7 kPa。水驅(qū)階段雙模態(tài)巖心注入壓力隨注水量的增加先快速上升，隨后緩慢下降，水驅(qū)結(jié)束時(shí)注入壓力為170 kPa；化學(xué)驅(qū)階段注入壓力上升到最大值后緩慢下降，但階段末期注入壓力仍是水驅(qū)末期的 3倍左右，后續(xù)水驅(qū)結(jié)束時(shí)注入壓力為249 kPa。實(shí)驗(yàn)選用的單模態(tài)巖心孔隙半徑相對(duì)較小，水驅(qū)和化學(xué)驅(qū)階段的注入壓力均很高，水驅(qū)末期壓力達(dá)到平穩(wěn)，化學(xué)驅(qū)替階段注入壓力一直上升，最大壓力上升到水驅(qū)階段的1.5倍。

從全直徑巖心上鉆取出的 3種模態(tài)的柱狀巖心滲透率差別不大，但 3塊全直徑巖心的驅(qū)替壓力變化差別很大，這是因?yàn)殡p模態(tài)和復(fù)模態(tài)巖心在鉆取柱狀巖心過(guò)程中無(wú)法包含大粒徑的礫石，而礫石與砂的膠結(jié)處往往發(fā)育礫緣縫或微裂縫，裂縫的存在導(dǎo)致驅(qū)替過(guò)程中極易發(fā)生竄流，采用尺度更大的全直徑巖心進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)則可以有效體現(xiàn)該滲流過(guò)程。

圖11 3種模態(tài)全直徑巖心的驅(qū)替壓力曲線

4 不同孔隙結(jié)構(gòu)儲(chǔ)集層礦場(chǎng)開(kāi)發(fā)效果

4.1 雙模態(tài)砂巖儲(chǔ)集層二元復(fù)合驅(qū)開(kāi)發(fā)效果

遼河油田A區(qū)塊砂巖儲(chǔ)集層為典型雙模態(tài)孔隙結(jié)構(gòu)，平均有效滲透率750×10-3μm2，油藏溫度55.0 ℃，礦化度2 467 mg/L，原油黏度14.3 mPa·s（55 ℃時(shí)），目的層段平均有效厚度13.6 m，原始地質(zhì)儲(chǔ)量298×104t，轉(zhuǎn)二元復(fù)合驅(qū)前使用150 m井距五點(diǎn)法井網(wǎng)開(kāi)發(fā)，共有生產(chǎn)井59口（注水井24口，采油井35口），水驅(qū)階段采出程度46.3%?；瘜W(xué)驅(qū)階段采用3 000×104相對(duì)分子質(zhì)量的聚合物，其中前置段塞為質(zhì)量濃度2 500 mg/L的聚合物溶液，注入量為0.1倍孔隙體積；主段塞為質(zhì)量濃度2 000 mg/L的聚合物溶液和濃度0.4%的表面活性劑組成的二元體系，注入量為0.65倍孔隙體積；副段塞在保證聚合物濃度不變的前提下降低活性劑濃度至0.3%，注入量為0.2倍孔隙體積；保護(hù)段塞為1 400 mg/L的聚合物溶液，注入量為0.1倍孔隙體積，共計(jì)1.05倍孔隙體積，注入速度為每年0.15倍孔隙體積。

在二元復(fù)合驅(qū)過(guò)程中，日產(chǎn)油量大幅度上升，從水驅(qū)階段的67 t最高上升到320 t；綜合含水率由96.7%下降到 82.8%；動(dòng)用儲(chǔ)集層厚度比例由 60.6%上升到85.1%。試驗(yàn)區(qū)的低含水期持續(xù)時(shí)間長(zhǎng)，累計(jì)注入 0.4倍孔隙體積時(shí)含水率開(kāi)始回升，高于常規(guī)復(fù)合驅(qū)的0.2倍孔隙體積，采收率值可提高 18%，比方案預(yù)測(cè)值（15.5%）高2.5%。

4.2 復(fù)模態(tài)礫巖儲(chǔ)集層二元復(fù)合驅(qū)開(kāi)發(fā)效果

新疆油田 B區(qū)塊儲(chǔ)集層為典型的復(fù)模態(tài)孔隙結(jié)構(gòu)，由不等粒砂礫巖及中細(xì)砂巖組成，孔隙度18.0%，滲透率 94×10-3μm2；油藏溫度 40.0 ℃，礦化度 13 700～14 800 mg/L，原油黏度 17.85 mPa·s（40 ℃時(shí)），酸值0.2～0.9 mg/g；目的層段平均有效厚度11.6 m，原始地質(zhì)儲(chǔ)量120.8×104t。轉(zhuǎn)二元復(fù)合驅(qū)前采用150 m井距五點(diǎn)法井網(wǎng)開(kāi)發(fā)，共有生產(chǎn)井55口（注水井29口，采油井26口），水驅(qū)階段末期（2010年6月）綜合含水率95.0%，采出程度42.9%。

試驗(yàn)區(qū)塊儲(chǔ)集層物性變化快，水驅(qū)后期竄流嚴(yán)重，在復(fù)合驅(qū)初期使用相對(duì)分子質(zhì)量為 2 500×104的部分水解聚丙烯酰胺作為二元復(fù)合體系中的流度控制體系。隨著試驗(yàn)時(shí)間的推移，很多生產(chǎn)井產(chǎn)液量大幅度下降，地層壓力分布不均勻，按照聚合物與孔隙配伍和流度控制的指導(dǎo)思想，對(duì)配方進(jìn)行了 4次調(diào)整，主段塞中聚合物的相對(duì)分子質(zhì)量由 2 500×104降低至1 500×104，最終為 1 000×104；黏度由 60 mPa·s下降至 30 mPa·s、15 mPa·s，最終為 10 mPa·s；注入速度由最初的每年0.12倍孔隙體積下降至每年0.10倍孔隙體積；后期將物性相對(duì)較差的南部區(qū)域轉(zhuǎn)水驅(qū)開(kāi)發(fā)，選擇試驗(yàn)區(qū)中儲(chǔ)集層物性好、剩余油富集的北部 8注13采井組繼續(xù)注二元體系開(kāi)發(fā)。

B區(qū)塊2010年7月開(kāi)始實(shí)施二元復(fù)合驅(qū)，試驗(yàn)初期單井產(chǎn)液量低、產(chǎn)出化學(xué)劑早且濃度高、地層壓力不均衡，試驗(yàn)效果不理想。經(jīng)歷配方、井組的調(diào)整后，液量下降幅度趨于合理，含水率大幅度下降。前置段塞階段注入高相對(duì)分子質(zhì)量、高濃度的聚合物，優(yōu)先動(dòng)用高滲層，并逐步封堵高滲通道，此階段產(chǎn)液量明顯下降，但含水率下降幅度有限。二元復(fù)合驅(qū)中期使用中相對(duì)分子質(zhì)量、高濃度的聚合物以及具有強(qiáng)乳化能力的表面活性劑組成二元復(fù)合體系，配合壓裂以及注采調(diào)整等措施動(dòng)用中高滲層，進(jìn)一步擴(kuò)大波及體積。二元復(fù)合驅(qū)晚期，在高滲層仍能保持高阻力的前提下把二元體系調(diào)整為中相對(duì)分子質(zhì)量、中濃度的聚合物和具有適度乳化能力的低界面張力表面活性劑，動(dòng)用中低滲層。2015年11月試驗(yàn)區(qū)整體達(dá)到見(jiàn)效高峰，并持續(xù)有效，液量保持平穩(wěn)，日產(chǎn)油由水驅(qū)末期的14.7 t上升至 54.6 t，含水率由水驅(qū)末期的 86.6%下降至56.1%，降幅超過(guò)30%（見(jiàn)圖12）。截至2018年6月，試驗(yàn)區(qū)累計(jì)注入二元復(fù)合體系溶液0.6倍孔隙體積，完成設(shè)計(jì)注入量的 76.9%，仍保持在低含水期。自 2010年 7月注化學(xué)劑以來(lái)，已累計(jì)生產(chǎn)原油 12.7×104t，階段采出程度 23.6%，其中二元復(fù)合驅(qū)階段采出程度15.6%，預(yù)計(jì)在方案結(jié)束時(shí)可提高采收率18.0%。

圖12 試驗(yàn)區(qū)綜合動(dòng)態(tài)曲線

4.3 不同模態(tài)儲(chǔ)集層開(kāi)發(fā)效果對(duì)比

砂巖油藏（單模態(tài)或復(fù)模態(tài)）與復(fù)模態(tài)孔隙結(jié)構(gòu)為主的礫巖油藏二元復(fù)合驅(qū)開(kāi)發(fā)特征存在明顯差異。砂巖油藏二元復(fù)合驅(qū)注入速度通常為每年 0.12～0.18倍孔隙體積，砂巖油藏一般注入二元體系段塞 0.40～0.70倍孔隙體積，注入0.30倍孔隙體積左右進(jìn)入見(jiàn)效高峰期，注入 0.40～0.50倍孔隙體積時(shí)含水率開(kāi)始回升[19]。相比而言，復(fù)模態(tài)礫巖油藏二元體系復(fù)合驅(qū)開(kāi)發(fā)特征與砂巖油藏差異較大，表現(xiàn)為含水率和產(chǎn)液量持續(xù)大幅度下降，在注入二元體系0.6倍孔隙體積后仍然保持在低含水期。礫巖油藏的微觀和宏觀非均質(zhì)性嚴(yán)重，前期注入的高相對(duì)分子質(zhì)量、高濃度聚合物體系以及在整個(gè)復(fù)合驅(qū)過(guò)程中的規(guī)?；{(diào)剖、典型井的多輪次調(diào)剖有效封堵了竄流通道，同時(shí)后續(xù)降低了復(fù)合體系中聚合物的相對(duì)分子質(zhì)量及濃度，能夠有效波及儲(chǔ)集層中、小孔隙及低滲透層，試驗(yàn)中采用梯次降濃度的注入方式，獲得了很好的效果。

然而礫巖油藏的化學(xué)驅(qū)提高采收率仍然面臨著巨大挑戰(zhàn)，圖13為B區(qū)塊二元復(fù)合驅(qū)典型井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，圖14為相鄰區(qū)塊聚合物驅(qū)典型井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)。聚合物驅(qū)試驗(yàn)區(qū)與B區(qū)塊儲(chǔ)集層均為復(fù)模態(tài)的砂礫巖，但聚合物驅(qū)試驗(yàn)區(qū)儲(chǔ)集層的平均滲透率為458×10-3μm2，是B區(qū)塊的5倍，井距125 m，小于B區(qū)塊。從圖中可以看出，B區(qū)塊含水率和產(chǎn)液量均大幅下降，但聚合物試驗(yàn)區(qū)的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)沒(méi)有表現(xiàn)出常規(guī)砂巖油藏中聚合物驅(qū)的見(jiàn)效特征。分析認(rèn)為，復(fù)模態(tài)砂礫巖油藏滲透率越大，越容易發(fā)生竄流，井距的縮小進(jìn)一步加劇了竄流，雖然前期也注入了高相對(duì)分子質(zhì)量、高濃度的聚合物以及凝膠調(diào)剖段塞，但是作用不明顯?？梢?jiàn)復(fù)模態(tài)砂礫巖油藏化學(xué)驅(qū)提高采收率，必須做好井距優(yōu)化與調(diào)剖工作。

圖13 B區(qū)塊二元復(fù)合驅(qū)典型井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)

圖14 相鄰區(qū)塊聚合物典型井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)

5 結(jié)論

從單模態(tài)到復(fù)模態(tài)孔隙結(jié)構(gòu)儲(chǔ)集層，孔隙發(fā)育逐漸變差，由連通較好的網(wǎng)絡(luò)狀到連通較差的星點(diǎn)狀分布，連通率減小，孔喉配位數(shù)減小。

與水驅(qū)相比，二元復(fù)合驅(qū)階段可以有效啟動(dòng)單模態(tài)和雙模態(tài)巖心孔隙半徑1～3 μm孔隙空間中的剩余油；復(fù)模態(tài)巖心采用二元復(fù)合驅(qū)，以動(dòng)用孔隙半徑大于3 μm孔隙空間中的剩余油為主。

單模態(tài)巖心的水驅(qū)油效率最高，復(fù)模態(tài)巖心最低；二元復(fù)合體系的注入可大幅提升復(fù)模態(tài)巖心的驅(qū)替壓力，同時(shí)巖心中的剩余油乳化，有效擴(kuò)大波及體積，進(jìn)而大幅提高采收率；單模態(tài)巖心二元復(fù)合驅(qū)無(wú)乳化現(xiàn)象發(fā)生。

與砂巖油藏相比，復(fù)模態(tài)孔隙結(jié)構(gòu)的礫巖油藏更容易發(fā)生竄流，實(shí)施化學(xué)驅(qū)提高采收率，必須解決宏觀高滲通道的封堵與微觀孔隙結(jié)構(gòu)差異導(dǎo)致的波及效率等問(wèn)題。