聚驱后强水洗油层微观剩余油量化分布及挖潜研究

2018-01-12陈文林

海洋石油 2017年4期

陈文林

（大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712）

截至2015年12月，大庆油田一类油层聚合物驱结束已进入后续水驱区块37个，区块平均综合含水率97.2%，平均采出程度56.9，仍有近一半剩余油残留在储层孔隙中。预计到“十三五”末，陆续新增后续水驱区块33个。聚合物驱后剩余油分布高度零散，中强水洗层分布比例大，开采困难，目前对聚驱后微观剩余油分布形态及其形成机理认识不清并且还没有一套成熟的研究手段[1-7]。为此，笔者通过统计分析大庆油田一类油层密闭取心井及水淹层解释资料，深化了聚驱后强水洗层剩余储量潜力认识。利用激光共聚焦扫描显微分析技术，确定了中强水洗油层微观剩余油分布类型及特征。结合室内物理模拟技术，开展了不同驱油体系挖潜聚驱后强水洗层段剩余油天然岩心实验，积极探索适合提高强水洗层剩余油的驱替方法，对指导聚合物驱后继续挖潜剩余油具有重要意义。

1 聚驱后强水洗层剩余油潜力分析

利用喇萨杏油田聚驱前16口、聚驱后20口密闭取心井和674口二类上返井水淹层解释资料，根据驱油效率分别为大于55%、35%~55%及15%~35%对应强、中、弱三种不同水洗程度，统计出聚驱前后天然岩样水洗厚度比例，具体结果见表1。其中聚驱前取心井含水平均值为91%；聚驱后取心井后续水驱阶段平均0.15 PV，其中主流线井10口，分流线井3口。

表1 聚驱前后水洗程度状况

从表1可以看出，聚驱后水洗厚度高达89.4%，比水驱增加21.4%，驱替效率提高幅度7.6%。聚驱后水洗层平均渗透率从2 101h10-3μm2降到1 915h10-3μm2，未水洗层平均渗透率从1 288h10-3μm2降到 855h10-3μm2。这说明水驱后随着聚合物溶液注入，降低了油水的流度比，扩大了中低渗透层波及系数，进而达到提高驱油效果的目的。结合含油饱和度前后对比分析，单一聚合物溶液对提高强水洗层采收率贡献较小，可以提高中低水洗层的采出程度，强水洗厚度比例较聚驱前增加了23.2%。

当油层含油饱和度降到30%以下时，基本上可以认为已处于水驱残余油状态[7]。聚驱前后水洗状况厚度比例、强水洗油层不同剩余油饱和度下的岩样厚度比例，见图1图2。

从图1和图2可以看出，聚驱后水洗厚度比例有较大的变化，强、中水洗厚度比例明显增加，比例高达83.3%，比聚驱前分别增加了23.2%和7.0%。聚驱后强水洗层段含油饱和度主要分布在20%~35%区间，所占水洗厚度比例为91.7%，含油饱和度大于30%的累积厚比例占35.7%，说明聚驱后强水洗层有一定的物质基础和潜力，仍有进一步挖潜的余地。聚驱后强水洗段中有27.6%的水洗厚度比例处于水驱残余油状态，14.2%的厚度比例是可动的潜力，如何突破强水洗油层水驱残余油状态、降低残余油饱和度，是挖潜聚驱后强水洗层段剩余油的关键。

2 聚驱后微观剩余油类型划分、成因及量化分布

2.1 聚驱后微观剩余油类型划分[8-9]

根据剩余油与岩石表面的距离，将聚驱后微观剩余油分为三种状态：束缚态，主要受界面力影响，吸附在矿物表面的剩余油，包括孔表薄膜状、颗粒吸附状；半束缚态，由于驱替动力不足的影响，在束缚态的外层或离矿物表面较远的剩余油，包括角隅状、喉道状；自由态，离矿物表面较远、微观未波及的剩余油，包括簇状、粒间吸附状。

2.2 聚驱后微观剩余油成因

聚驱后剩余油相比水驱后更加零散，挖潜难度加大。利用激光共聚焦系列检测技术结合相关资料，归纳总结出聚驱后主要微观剩余油成因。具体成因如下：

（1）孔隙结构变化：当岩石颗粒均匀性较差时，流体会在大孔道形成优势通道，小孔道中由于驱动力不足，发生绕流显现，产生簇状剩余油（图 3a）。

（2）原油粘度变化：原油在孔隙中运移时会产生不同程度的乳化现象，当产生油包水型乳状液时，原油粘度会增加，运移的阻力就会增加，产生簇状剩余油（图3b）。

（3）贾敏效应：当孔隙连通性较差时，孔隙间喉道变窄，油滴通过时会由于贾敏效应产生角隅状剩余油（图3c）。

（4）颗粒运移：这种现象一般发生在含泥质较高或中高渗透率的油层中，粘土和岩石碎屑发生运移，与原油混合在局部富集，粘度发生变化，流动性变差，产生粒间吸附状剩余油（图3d）。

（5）颗粒表面吸附力产生孔隙表面薄膜状剩余油和喉道状剩余油，毛管力产生狭缝状剩余油和颗粒吸附状剩余油（图3e）。

（6）聚合物驱后喉道形成矿物富集结垢产生的剩余油。

图1 聚驱前后密闭取心井水洗状况

图2 不同含油饱和度所占厚度比例

图3 聚驱后微观剩余油成因示意图

2.3 聚驱后微观剩余油量化分布特征

选取聚驱后同一井组四口油井，从油层发育条件看具有较好的可比性，利用激光共聚焦扫描显微分析法对42块岩样、378个视域进行观察分析，研究了聚驱后微观剩余油分布特征。水洗程度对微观剩余油赋存及量化分布的影响见图4和图5。

图4 水洗程度对微观剩余油赋存的影响

图5 水洗程度对微观剩余油类型量化的影响

从图3和图4看出，水洗程度对微观剩余油赋存及量化分布存在影响。强水洗段自由态、束缚态微观剩余油比例相差不大，中水洗层段自由态较强水洗层高3.7%。聚驱后强水洗层段微观剩余油以颗粒吸附状、粒间吸附状、簇状、孔表薄膜状为主。

3 聚驱后强水洗天然岩心微观驱油特征

3.1 实验方案

实验用油为模拟油，由大庆油田采油三厂脱气原油与煤油混合而成，45 ℃条件下黏度为10.0 mPa·s。实验用水配置地层水和污水，其总矿化度分别为6 000 mg/L、4 000 mg/L。物理模型：天然岩心2.5 cmh2.5 cmh10cm，平均渗透率1 032h10-3μm2。

方案1：水驱至含水98% + 0.7PV聚驱+后续水驱至含水98%。

方案2：水驱至含水98% + 0.7PV聚驱+后续水驱至含水98% + 0.5 PV高浓度聚驱+后续水驱至含水98%。（两块天然岩样）

方案3：水驱至含水98% + 0.7 PV聚驱+后续水驱至含水98% + 0.5 PV弱碱三元驱+后续水驱至含水98%。（两块天然岩样）

其中聚驱为中分聚合物，相对分子质量为1 500h104，浓度1 000 mg/L，其黏度为28.0 mPa·s。高浓度聚驱为超高聚合物，相对分子质量为2 500h104，浓度2 500 mg/L，其黏度为185.0 mPa·s。弱碱三元复合驱，聚合物为超高聚合物CP= 2 500 mg/L，石油磺酸盐表面活性剂CS= 0.30%，碳酸钠CA=1.2%，其黏度为100.0 mPa·s，界面张力5.7h10-3mN/m。

3.2 实验结果分析

为了进一步研究聚驱后强水洗油层微观剩余油分布特征、挖潜强水洗油层剩余油，选用已在室内评价驱油效果较好的两种驱油体系，在满足前期统计聚驱后强水洗层含油饱和度数据基础上，开展室内天然岩心物理模拟实验。方案2和方案3进行重复性实验来验证准确性，采收率实验数据见表2。

从表2可以看出，聚驱后不同驱油体系对最终采收率存在影响。对于聚驱后强水洗岩心，弱碱三元复合驱平均提高采收率幅度12.9%，较高浓度聚合物驱多提高4.7%。这是由于弱碱三元复合体系的高黏弹性和超低界面张力，可以有效改善绕流现象，将强水洗油层剩余油乳化成油滴、油珠拉成油丝、剥离油膜，既能够扩大波及体积，又能提高微观驱油效率[10-13]。从最终含油饱和度可以看出，相对于聚驱后平均含油饱和度又降了8.8%，这说明弱碱三元复合驱具有超低界面张力可最大限度地降低强水洗层残余油饱和度，提高最终采收率。

驱替实验结束后，分别在岩心模型头部、左前、中部、右后和尾部五个部分切割制成薄片，利用激光共聚焦方法对强水洗程度下微观剩余油的动用情况进行总结分析。图6为聚驱结束和聚驱后三元结束的微观剩余油状态图，驱替方式对强水洗层微观剩余油分布及类型量化的影响见图7和图8。

表2 采收率实验结果数据表

图6 激光共聚焦法测微观剩余油状态

图7 驱油体系对强水洗层微观剩余油赋存的影响

图8 驱油体系对强水洗层微观剩余油类型量化的影响

从图7和图8可以看出，聚驱后高浓度聚驱、弱碱三元复合驱驱均可降低聚驱后强水洗层自由态、束缚态、半束缚态剩余油。三元驱降低束缚态剩余油能力强于高浓度聚驱，多降低幅度为7.1%。聚驱后不同驱油体系均不同程度降低微观剩余油，弱碱三元复合驱降低孔表薄膜状和角隅状剩余油效果较明显。进一步分析可知[14-15]：弱碱三元复合驱不仅可以降低强水洗层自由态剩余油，而且还显著地降低了束缚态、半束缚态剩余油。聚驱后强水洗层孔表薄膜状剩余油主要存在大孔喉的边部，是以薄膜状的形式被吸附在造岩矿物颗粒表面。由于长时间冲刷，油膜很薄，单一靠机械冲刷作用很难剥离下来。弱碱三元复合溶液在流动过程中，降低油水界面张力的作用，改变储层润湿性，逐步将油膜乳化成油滴并将其剥离下来；强水洗油层由于孔隙连通性更好，颗粒被水冲刷得较干净，角隅状剩余油呈孤立的滴状，赋存于孔隙复杂空间的角落隐蔽处，一侧依附于颗粒的接触角，另一侧处于开放的空间呈自由态。具有粘弹性的弱碱三元复合体系沿着一侧岩石壁面拉拽和剥离盲端油，同时表面活性剂可以降低界面张力，乳化边界油，使大部分角隅状剩余油被驱替出来。