常興偉

（中國石油大慶油田有限責任公司第四采油廠，黑龍江大慶 163511）

電阻法測二元復合驅剩余油分布及其影響因素實驗研究

常興偉

（中國石油大慶油田有限責任公司第四采油廠，黑龍江大慶 163511）

油田開發(fā)過程中剩余油分布是開發(fā)效果評價和提高采收率措施選擇的重要參考依據(jù)，物理模擬實驗中常采用巖心內油水電阻率及其變化來判定剩余油分布及其變化情況。在完成電極材料優(yōu)選和電極排列方式優(yōu)化的基礎上，以現(xiàn)代油藏工程、提高采收率和現(xiàn)代檢測技術理論為指導，開展了標定曲線實驗研究和三維仿真模型原油飽和方式對原始含油飽和度的影響及無堿二元復合驅剩余油分布的研究。結果表明，實驗用水礦化度及離子類型和巖心滲透率差異對標定曲線存在影響；對于三維仿真模型巖心應選用邊角飽和油方式，驅油劑類型優(yōu)選二元復合體系；對于縱向非均質油藏，從縱向上看剩余油主要分布在中低滲透層，從平面上看主要分布在遠離注入井和主流線的兩翼部位。

剩余油分布；電極材料；原始含油飽和度；二元復合驅；采收率

剩余油分布規(guī)律研究是油氣田開發(fā)過程中必不可少的組成部分，為原油高效開采提供了有力保證，已成為實現(xiàn)油田開發(fā)中后期控水穩(wěn)油開發(fā)戰(zhàn)略的重要手段。隨著大慶油田杏北開發(fā)區(qū)已進入特高含水期開發(fā)階段，平面上剩余油高度零散分布。要繼續(xù)保持油田的較高產量，必須系統(tǒng)分析剩余油分布影響因素，以指導開發(fā)，進而提高原油采收率[1,2]。

近年來，石油科技工作者對于室內物理模擬實驗中剩余油分布研究十分重視，建立了多種剩余油分布檢測方法，其中電阻法以其測試范圍大、精度較高和測試費用低而應用較為廣泛[3-7]。本文在完成電極材料優(yōu)選和電極排列方式優(yōu)化研究的基礎上，利用標定巖心的方法，開展了標定曲線影響因素的研究。在此基礎上，以現(xiàn)代油藏工程、提高采收率和現(xiàn)代檢測技術理論為指導，以大慶杏樹崗油田油藏地質特征和流體性質為基礎，以物理模型研制和現(xiàn)代物理模擬技術為手段，開展了三維仿真模型原油飽和方式對原始含油飽和度的影響以及無堿二元復合驅剩余油分布的研究。這對室內物理模擬實驗研究剩余油分布規(guī)律及合理選擇提高采收率措施具有重要應用價值。

1 實驗

1.1 實驗溫度

實驗溫度為45 ℃，與大慶油田地層溫度相同。

1.2 實驗材料

油和水取自大慶采油某廠，水的總礦化度和離子組成分析結果見表1。實驗用油為模擬油，由原油與煤油混合而成，在45 ℃條件下黏度為10.0 mPa·s。

實驗用聚合物為大慶煉化公司生產“中分”部分水解聚丙烯酰胺（相對分子質量1 200×104，固含量為90%）。表面活性劑選擇SUN非離子型表面活性劑，有效含量50%。

1.3 儲集空間特征及物理模型

杏北開發(fā)區(qū)沉積了一套河、湖相碎屑巖。巖石構成為長石—石英砂巖，其中長石占41.4%，石英31.3%，巖屑9.9%，膠結物17.4%。儲集層為砂巖油層。其孔隙以巖石顆粒、雜基及膠結物間的空間即“粒間孔隙”為主?？紫洞螅淼来?，連通性好?？紫栋霃街兄?.72~19.6 μm，平均6.524 3 μm。杏北地區(qū)儲層孔隙度在26%~30%之間。通過密閉取心井的1 865塊樣品，其各類儲層巖性、物性、含油性統(tǒng)計見表2。

表1 水質檢測數(shù)據(jù)

表2 各類儲層巖性、物性、含油性統(tǒng)計

標定物理模型為均質巖心，巖心為澆注模型，其滲透率分別為100×10-3μm2、300×10-3μm2和500×10-3μm2[8]。模型幾何尺寸為：長×寬×高= 4.5 cm×4.5 cm×4.5 cm。

三維縱向非均質巖心模型設計為五點法井網(wǎng)仿真模型，其滲透率分別為100×10-3μm2、300 ×10-3μm2和500×10-3μm2[8]。模型幾何尺寸為：長×寬×高=32 cm×32 cm×4.5 cm。

電極安裝方式為：標定模型，正負電極間距為2 cm，電極深度為巖心中部或小層中部。電極基質材料為純銅且表面化學鍍鎳磷合金層，其潤濕性屬中性材料。

1.4 實驗原理、標定曲線制作和步驟

1.4.1 實驗原理

通常儲集油氣層的基質是不導電的，水與原油在導電性方面差異很大，原油電阻率（10~11 Ω· m）接近無窮大，而巖石中的水溶解了鹽份，鹽在水中電離出正、負離子，在電場的作用下，形成電流。鹽濃度越大，導電率越大，電阻值越小。因此，驅替過程中油水前緣位置的判斷可通過模型內部各點電阻值的變化來確定。地層中電阻率的大小主要受孔隙介質的形狀、水礦化度和油水比例的影響。當孔隙介質、水礦化度不變時，電阻率的大小只和油水比例有關。因此，可以依據(jù)巖心的電性變化確定含油飽和度的變化。

1.4.2 檢測原理及步驟

在模型驅替過程中，通過數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)監(jiān)測各點電阻率變化，利用電阻與含油飽和度的關系確定各測試點含油飽和度分布情況。電阻率數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)由微電極、傳輸電纜、數(shù)字量輸出板、A/D轉換接口板和計算機組成。電極檢測點是在壓模前插入到模型中，平面上等距離分布。布好微電極后，將其與電纜焊接，并與A/D轉換板和計算機相連，每個電極測定一個點的電阻率。

電阻法測剩余油分布具體步驟如下：

（1）標定曲線

a. 選擇標定實驗所用的巖心，其物性參數(shù)與需標定的一致。在室溫下，模型抽真空，飽和實驗用水，獲取模型孔隙體積；

b. 在實驗溫度條件下，飽和模擬油，數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)采集電阻值變化，計算原始含油飽和度；

c. 根據(jù)含油飽和度的變化及所對應電阻的變化值畫出標定曲線。

（2）波及系數(shù)

針對模型實驗需求，設計了一種波及系數(shù)計算方法。將每個模型劃分為16或64個網(wǎng)格，每個網(wǎng)格對應1個電極檢測點，依據(jù)實驗過程中飽和度分布圖來觀察每個網(wǎng)格的波及情況。波及系數(shù)計算公式如下：

式中：D — 波及系數(shù)；n — 被波及網(wǎng)格數(shù)。

（3）剩余油分布

a. 采用仿真物理模型，在室溫下，模型抽真空，飽和實驗用水，獲取模型孔隙體積；

b. 在油藏溫度條件下，模型飽和模擬油，計算含油飽和度；

c. 在油藏溫度條件下，水驅到指定含水率，計算采收率和含油飽和度，同時采集電阻值的變化數(shù)據(jù)；

d. 在油藏溫度條件下，注入驅油劑，后續(xù)水驅到含水率98%，計算采收率和含油飽和度，同時采集電阻值的變化數(shù)據(jù)；

e. 整理驅替過程中每個網(wǎng)格內采集到的電阻值，對照標定曲線，得出含油飽和度的變化值。最后，根據(jù)對稱關系將含油飽和度值輸入電腦，通過電腦擬合出剩余油分布圖。根據(jù)顏色的差異，判斷驅替過程中驅油劑的波及程度和范圍。

2 結果分析

2.1 巖心滲透率對電阻值及標定曲線的影響

根據(jù)實際研究目的、油藏的儲層特征和實際開發(fā)井網(wǎng)，并結合開發(fā)過程對油藏性質的影響，設計三種滲透率的標定模型。檢測電阻值與含油飽和度及巖心滲透率之間關系見圖1。

圖1 不同滲透率的電阻值與含油飽和度的關系

從圖1可以看出，在巖心飽和油過程中，電阻值或含油飽和度變化受巖心滲透率的影響。在電極排列方式及飽和水型相同（地層水）條件下，電阻值隨著含油飽和度的增大而增大。當含油飽和度相同時，巖心滲透率越大，電阻值越小。進一步分析可知，對于均質巖心來說，巖心滲透率的越大，其孔隙度相對較大，水中離子沿孔道定向移動的距離越短，則電阻值就越小。因此，為消除滲透率差異對電阻法檢測剩余油分布的影響，建議標定巖心與仿真模型巖心的滲透率相對應。

2.2 飽和水總礦化度及離子類型對電阻值及標定曲線的影響

方案1：將大慶油田三種不同礦化度的水型，分別飽和在滲透率為100×10-3μm2的澆注巖心中。方案2：將污水中分別加入相同質量的氯化鎂、氯化鉀和氯化鈉配制成總礦化度和地層水一樣的三種水型。檢測電阻值與含油飽和度及飽和水型之間的關系見圖2。

從圖2可以看出，在巖心飽和油的過程中，電阻值或含油飽和度變化受前期飽和水總礦化度及離子類型的影響。飽和水總礦化度越大，水中離子導電能力越強，檢測電阻值就越小。這是由于水的導電性和以下兩個因素有關：一為量的因素，即能導電的離子的數(shù)量及離子所帶電荷數(shù)；二為質的因素，即離子運動的速度。在溫度一定時，離子帶電荷越多，導電能力越強 ；電荷相同的，離子半徑大的（水化后離子半徑小的）導電能力較強。所以溫度（45 ℃）和飽和水總礦化度一定時，在含油飽和度相同的條件下，NaCl型檢測電阻值最大，KCl型其次，MgCl2型最小。因此，為消除實驗用水礦化度及離子類型對電阻法檢測剩余油分布的影響，建議飽和巖心、水驅、配制化學劑及后續(xù)水驅采用相同水型。

2.3 驅油劑類型對采收率和剩余油分布的影響

聚合物溶液組成：聚合物相對分子質量為1 200×104，濃度為1 000 mg/L。二元復合體系組成：聚合物相對分子質量為1 200×104，濃度為1 000 mg/L，表面活性劑濃度為0.3%。飽和油線路示意圖見圖3，其中“方案1”采用中心飽和方式，“方案2”采用邊角飽和方式。采收率實驗結果見表3。

從表3可以看出，模擬油飽和方式對原始含油飽和度、驅油劑類型對采收率存在影響。實驗所用模型均為三維非均質仿真模型，布井方式和各層滲透率均相同，“方案2”的原始含油飽和度比“方案1”提高了5個百分點。這是由于采用邊角飽和方式的模擬油波及程度較好，不會出現(xiàn)沒有波及到的區(qū)域。但在水驅階段，“方案1”比“方案2”的水驅采收率略高，這主要是由于兩方面的因素導致的。第一，由于飽和油的方式和驅替方式相同（五點法井網(wǎng)），在飽和油的階段己形成滲流通道，在驅替過程中流體易沿此通道突破。第二，由于中心飽和油的原始含油飽和度較低（基數(shù)較?。?，所以水驅的采收率相對較高。

圖2 不同飽和水型及離子類型的電阻值與含油飽和度的關系

圖3 飽和油路線

從化學驅采收率增幅可以看出，聚合物驅最終采收率為59.1%，采收率增幅為10.0%。二元復合物驅最終采收率為61.4%，采收率增幅為12.3%。在相同聚合物濃度條件下，聚合物溶液和二元復合體系黏度幾乎相同，二元復合驅相對聚合物驅采收率增幅提高幅度了2.3%。實驗結果表明，二元復合體系擴大波及體積作用對采收率的貢獻率平均高達70%，洗油效率的貢獻率低于30%。由此可見，對于存在非均質性的油藏，二元復合體系黏度性質對采收率貢獻起主要作用，界面張力性質起次要作用[9，10]。

綜上所述，原始含油飽和度的大小直接關系到驅替過程中采收率大小及剩余油的分布，而驅油劑類型對化學驅增油效果存在一定的影響。因此，對于三維仿真模型應選用邊角飽和油方式，驅油劑類型優(yōu)選二元復合體系。

表3 驅替實驗數(shù)據(jù)

圖4 二元復合驅各驅替階段各滲透層剩余油分布

2.4 二元復合驅剩余油分布及結果分析

驅替過程中油水分布和波及系數(shù)EV計算結果見圖4。圖4中含油飽和度值與顏色對應關系見圖5。

從圖4可知，在水驅結束時，各滲透層剩余油分布面積不同，其中高滲透層剩余油面積最小，中滲透層次之，低滲透層最大。這主要是由于三維巖心層內非均質模型高、中、低滲透率層的滲透率差異性，在水驅初期，注入水在高滲透層內推進速度遠大于中低滲透層，因而高滲透層內首先形成油水兩相流動區(qū)域，導致高滲透層內流動阻力下降，促使高滲透層吸水量增加，中低滲透層吸水量進一步減小。當高滲透層驅替前緣突破時，低滲透層前緣尚在油層的某位置，此時高滲透層內的純油相阻力消失，僅存在水相和油水兩相流動阻力，高低滲透層流動阻力差進一步擴大，各滲透層的水驅波及區(qū)域面積差進一步擴大。此外，離主流線愈遠，含油飽和度降幅愈小。注入二元復合體系以后，各滲透層和剩余油分布有了明顯變化，隨化學劑注入PV數(shù)增加，各層各點壓差逐漸增加，注入壓力逐漸增大，化學劑波及區(qū)域面積進一步擴大。一方面，由于二元復合體系改善了不利的流度比，有效的封堵了高滲層，使后續(xù)的二元復合體系注入阻力變大，進而達到并逐漸超過中低滲透層的啟動壓力，導致中低滲透層吸液量增加，使水驅未能波及中低滲透層的剩余油飽和度大幅度下降。另一方面，二元復合體系與原油間的界面張力大大降低，二元復合體系波及區(qū)域含油飽和度明顯降低。增油效果是驅油劑流度控制能力和洗油能力共同作用結果，二元復合體系既具有較強的黏彈性，又能夠實現(xiàn)較低界面張力，可以在擴大波及體積和提高洗油效率兩方面發(fā)揮作用。在后續(xù)水驅階段，隨著注入壓力的大幅度降低，各滲透層含油飽和度降幅逐漸下降，并且后續(xù)水驅波及范圍相應下降[11-15]。

綜上所述，對于五點法井網(wǎng)，剩余油主要分布在注采井連線中間部位、兩油井連線的中間部位和遠離主流線的兩翼部位。

圖5 含油飽和度值（%）與顏色對應關系

3 結論

（1）對于電阻法檢測剩余油分布，為消除實驗用水礦化度及離子類型及巖心滲透率差異對檢測的影響，建議飽和巖心、水驅、配制化學劑及后續(xù)水驅采用相同水型，標定巖心與仿真模型巖心的滲透率相對應。

（2）從原始含油飽和度的最大化角度出發(fā)，建議三維仿真模型選用邊角飽和方式，驅油劑類型優(yōu)選二元復合體系。對于存在非均質性的油藏，驅油劑擴大波及體積能力對采收率的貢獻率要遠大于提高洗油效率能力的貢獻率。

（3）對于縱向非均質油藏，二元復合驅后剩余油從縱向上看主要分布在中低滲透層，從平面上看主要分布在遠離注入井和主流線的兩翼部位。

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Experimental Study on Distribution of Residual Oil after Surfactant/ Polymer Flooding with Resistivity Method and Inf l uence Factors

CHANG Xingwei
（Fourth Oil Plant of Daqing Oil fi eld Limited Company, Daqing Heilongjiang 163511, China）

Residual oil distribution is an important factor for evaluating the oilf i eld development effects and determining the enhanced oil recovery methods. In physical modeling experiments, the residual oil distribution and its change are often detected through oil and water resistivity and their variation in the cores. Guided by the theories of modern reservoir engineering, enhanced oil recovery and modern detection technology, through optimization of electrode material and conf i guration of electrodes, experimental study has been conducted on the factors affecting calibration curve, and the inf l uence of the way by which the oil is saturated in 3D simulation models on initial oil saturation and residual oil distribution after SP fl ooding. The study results show that mineralization of experimental water, ion type and permeability difference have great inf l uence on calibration curve; For 3D simulation model cores, saturating oil in the corner and polymer/surfactant fl ooding are recommended; For vertical heterogeneous reservoirs, residual oils distributed mainly in moderate and low permeability layers, and distributed mainly in the two sides of structures which are far away from injection wells and main stream lines.

residual oil distribution; electrode material; initial oil saturation; SP fl ooding; oil recovery

P631.8；TE357.46

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2012.04.064

1008-2336（2012）04-0064-06

中國石油大慶油田公司重點科技攻關項目“三維巖心含油飽和度描述技術研究”（DQYT-0504003-2010-JS）。

2012-04-09；改回日期：2012-05-16

常興偉，男，1980年生，主要從事三次采油提高采收率及物理模擬實驗方面的研究。E-mail：changxingwei@petrochina.com.cn。