冷光耀，趙鳳蘭，侯吉瑞，徐宏明，張春蕾，王嘉晨，宋文秀

（1.中國(guó)石油大學(xué)（北京）提高采收率研究院，北京102249；2.中國(guó)石油三次采油重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京102249；3.石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京102249）

CT技術(shù)在改性淀粉凝膠體系運(yùn)移特征研究中的應(yīng)用

冷光耀1，2，3，趙鳳蘭1，2，3，侯吉瑞1，2，3，徐宏明1，2，3，張春蕾1，2，3，王嘉晨1，2，3，宋文秀1，2，3

（1.中國(guó)石油大學(xué)（北京）提高采收率研究院，北京102249；2.中國(guó)石油三次采油重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京102249；3.石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京102249）

目前，常規(guī)調(diào)剖實(shí)驗(yàn)只能獲得巖心前后端的參數(shù)指標(biāo)，而對(duì)油水及調(diào)剖體系等流體在模型中的運(yùn)動(dòng)過(guò)程無(wú)法直觀地呈現(xiàn)。為此，利用計(jì)算機(jī)斷層掃描技術(shù)，在保證環(huán)氧樹(shù)脂澆鑄模型無(wú)損的條件下，對(duì)模型驅(qū)替過(guò)程跟蹤掃描，重建了驅(qū)替過(guò)程中不同時(shí)間的水驅(qū)前緣位置及改性淀粉凝膠體系的運(yùn)移特征圖像。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，計(jì)算機(jī)斷層掃描技術(shù)可有效用于研究和呈現(xiàn)改性淀粉凝膠體系的運(yùn)移特征，對(duì)于滲透率級(jí)差為30的正韻律巖心模型，可得到一次水驅(qū)低滲透層被啟動(dòng)的位置并可直觀看到，調(diào)剖體系在高滲透層中以整體段塞形式運(yùn)移，成膠后，可有效封堵高滲透竄流通道，實(shí)現(xiàn)了定位調(diào)堵，明顯擴(kuò)大后續(xù)水的波及體積，使水驅(qū)采收率提高了15.08%。

含水飽和度計(jì)算機(jī)斷層掃描技術(shù)改性淀粉凝膠體系定位調(diào)堵巖心模型

計(jì)算機(jī)斷層掃描（簡(jiǎn)稱CT）是一項(xiàng)涉及學(xué)科領(lǐng)域廣、綜合性強(qiáng)的高新技術(shù)，已經(jīng)形成了一個(gè)相對(duì)獨(dú)立的技術(shù)領(lǐng)域。CT技術(shù)被中外廣泛用于研究多孔介質(zhì)中的滲流特點(diǎn)［1-4］已有20多年，在中外已經(jīng)形成了一套較為完整的實(shí)驗(yàn)體系［5-6］。在三次采油提高采收率方面，CT技術(shù)的應(yīng)用對(duì)于研究滲流機(jī)理和規(guī)律起到了重要作用。這種成像技術(shù)的優(yōu)點(diǎn)在于能夠快速、無(wú)損、定量地表征巖心樣品的密度、孔隙度和飽和度變化，具有極好的三維分辨率，且對(duì)樣品類型及實(shí)驗(yàn)的限制條件很少［7-9］。當(dāng)然，相比之下，利用CT技術(shù)測(cè)量巖心的基本物理參數(shù)比常規(guī)測(cè)量方法復(fù)雜，并且費(fèi)用高。目前，尚未見(jiàn)到CT技術(shù)用于調(diào)剖體系［10-16］運(yùn)移特征研究方面的相關(guān)文獻(xiàn)報(bào)道。為此，筆者應(yīng)用CT技術(shù)，通過(guò)對(duì)水驅(qū)油、注入改性淀粉凝膠體系和后續(xù)水驅(qū)過(guò)程的動(dòng)態(tài)跟蹤掃描，定量、可視地分析油、水飽和度的變化及分布范圍、凝膠體系運(yùn)移特征和影響驅(qū)替效果的因素，以深化對(duì)改性淀粉凝膠體系調(diào)堵機(jī)理的認(rèn)識(shí)及體系優(yōu)選。

1　CT技術(shù)基本理論

CT技術(shù)是以X射線管產(chǎn)生的X射線束從多個(gè)方向沿著物體某一選定斷層層面進(jìn)行照射，測(cè)定透過(guò)的X射線量，數(shù)字化后經(jīng)過(guò)計(jì)算得出該層面各單位體積的吸收系數(shù)，進(jìn)而得到與X射線吸收系數(shù)直接關(guān)聯(lián)的CT值。

通過(guò)巖心樣品中的巖石骨架、空氣、水和油的CT值計(jì)算巖心各截面的孔隙度及含水飽和度。兩相流體的CT值相差越大，測(cè)得的孔隙度及含水飽和度越精確。通過(guò)CT二維切片、三維圖像觀察分析水驅(qū)油驅(qū)替過(guò)程［17-18］。

由于砂巖由砂巖骨架和孔隙系統(tǒng)（內(nèi)充氣體或流體）組成，所以砂巖的CT值由砂巖骨架的CT值和孔隙系統(tǒng)的CT值組成，可簡(jiǎn)單表示為

式中：CTn為巖心的CT值；?為孔隙度；CTs為巖心骨架的CT值；Sg為孔隙系統(tǒng)中所含氣體的飽和度；CTg為孔隙系統(tǒng)中所含氣體的CT值；Sf為孔隙系統(tǒng)中所含流體的飽和度；CTf為孔隙系統(tǒng)中所含流體的CT值。

利用CT技術(shù)，對(duì)干巖心和飽和油后的巖心分別掃描，由式（1）可得

式中：CTn，a為干巖心的CT值；CTa為空氣的CT值，其值為-1 000；CTn，o為飽和油后巖心的CT值；CTo為油的CT值。

將式（2）與式（3）相減，整理后得到孔隙度的計(jì)算式為

利用CT技術(shù)，對(duì)驅(qū)替過(guò)程中不同時(shí)刻的巖心進(jìn)行掃描，由式（1）得到

式中：CTn，w為水驅(qū)過(guò)程中巖心的CT值；So為含油飽和度；Sw為含水飽和度；CTw為水的CT值。

因Sw+So=1，將式（5）變形可得含水飽和度計(jì)算式為

2　實(shí)驗(yàn)器材與方法

2.1實(shí)驗(yàn)器材

實(shí)驗(yàn)所用掃描儀器是采用Hilight稀土陶瓷探測(cè)器并由掃描架、支架、控制臺(tái)和電源分配裝置等構(gòu)成的ProSpeed CT/e單層螺旋CT。掃描實(shí)驗(yàn)所需電壓和電流分別為120 kV和50mA，單層掃描時(shí)間為2 s，產(chǎn)生512×512網(wǎng)格矩陣，巖心一次掃描60個(gè)切片，掃描厚度和層距均為5mm，保證了掃描的連續(xù)性。

實(shí)驗(yàn)用水為加入8%溴化鈉增強(qiáng)劑的模擬水，其CT值為569。實(shí)驗(yàn)用油為盤(pán)古梁油區(qū)原油與煤油配制的模擬油，25℃時(shí)的粘度為9mPa·s，其CT值為-196。實(shí)驗(yàn)用調(diào)剖劑為自制的改性淀粉凝膠，其由改性淀粉、不飽和單體和成膠控制劑構(gòu)成，其CT值為12.5；實(shí)驗(yàn)用調(diào)剖體系由改性淀粉凝膠和淀粉溶液構(gòu)成，稱為改性淀粉凝膠體系。淀粉溶液中加入8%溴化鈉，其CT值為600。實(shí)驗(yàn)采用環(huán)氧樹(shù)脂澆鑄的層內(nèi)非均質(zhì)正韻律巖心模型，其規(guī)格為4.5 cm×4.5 cm×30 cm，上、下層滲透率級(jí)差為30，滲透率分別為100×10-3和3 000×10-3μm2。

2.2實(shí)驗(yàn)方法

CT掃描實(shí)驗(yàn)主要分為5步：①按照?qǐng)D1連接好實(shí)驗(yàn)流程，將干巖心模型固定在CT掃描裝置中，進(jìn)行掃描，得到60個(gè)掃描斷面的CT值分布；②將模型抽真空，飽和模擬油，進(jìn)行CT掃描，得到CT值分布；③以0.5mL/min的速度進(jìn)行一次水驅(qū)，直到出口端含水率達(dá)98%時(shí)停止水驅(qū)，驅(qū)替過(guò)程中對(duì)模型跟蹤掃描，利用圖像分析軟件重建不同時(shí)間下的CT掃描相應(yīng)切片圖像，得到油、水飽和度二維分布圖，通過(guò)式（6）計(jì)算出各切片的平均油、水飽和度；④以0.5 mL/min的速度注入0.2倍孔隙體積的改性淀粉凝膠，再注入0.2倍孔隙體積的淀粉溶液，候凝，注入過(guò)程對(duì)模型跟蹤進(jìn)行CT掃描，利用圖像分析軟件重建二維剖面圖像，得到凝膠在模型中的分布狀態(tài)；⑤以0.5mL/min的速度進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，直到出口端含水率達(dá)98%時(shí)停止驅(qū)替，驅(qū)替過(guò)程中對(duì)模型進(jìn)行掃描，經(jīng)過(guò)圖像分析和式（6）分別得到高滲透層斷面CT值分布和低滲透層含水飽和度分布。

圖1　CT掃描驅(qū)替實(shí)驗(yàn)流程Fig.1　CTscanningand displacementexperimentprocess

3　實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

3.1一次水驅(qū)含水飽和度分布特征

從圖2可清晰直觀地看到一次水驅(qū)過(guò)程中水驅(qū)前緣的推進(jìn)狀態(tài)。對(duì)于高滲透層，注入水較均勻地推進(jìn)，水驅(qū)開(kāi)始后，高滲透層水相波及到的區(qū)域含水飽和度迅速增加，水驅(qū)105min時(shí)出口端未見(jiàn)水，水驅(qū)220min時(shí)，高滲透層各斷面平均含水飽和度為68%，說(shuō)明一次水驅(qū)結(jié)束時(shí)，高滲透層中仍有32%的殘余油，有待進(jìn)一步挖潛。對(duì)于低滲透層，水驅(qū)75min時(shí)，注入水開(kāi)始波及低滲透層，水驅(qū)220min時(shí)，低滲透層最高含水飽和度出現(xiàn)在第1個(gè)斷面，為43%，并且注入水波及到模型的第27個(gè)斷面。

圖2　一次水驅(qū)含水飽和度分布Fig.2　Water saturation distribution of the firstwater flooding

3.2改性淀粉凝膠體系的運(yùn)移與分布特征

由注改性淀粉凝膠和淀粉溶液過(guò)程中高滲透層的掃描結(jié)果（圖3）可見(jiàn)：初始注入的改性淀粉凝膠主段塞運(yùn)移過(guò)程中能夠保持很好的完整性；而在注入淀粉溶液頂替段塞的過(guò)程中，主段塞和頂替段塞能夠以整體段塞形式繼續(xù)向前運(yùn)移，且高滲透層被改性淀粉凝膠體系完全充填。這是由于：一方面，淀粉溶液頂替段塞與主段塞的粘度和流變規(guī)律相近，改性淀粉凝膠體系與呈現(xiàn)親水特性的竄流通道壁面較好地膠結(jié)；另一方面，因?yàn)楦男缘矸勰z體系的粘度來(lái)自天然高分子，且分子鏈的長(zhǎng)度相對(duì)較短，剛性較強(qiáng)，因而抗剪切能力強(qiáng)，在多孔介質(zhì)中運(yùn)移時(shí)，溶液表觀粘度不會(huì)大幅度降低，能夠保持在一個(gè)較穩(wěn)定的值，使得改性淀粉凝膠體系能夠保持段塞的整體性和在多孔介質(zhì)中連續(xù)運(yùn)移。

圖3　注改性淀粉凝膠和淀粉溶液過(guò)程中高滲透層的掃描結(jié)果Fig.3　Scanning resultof injectingmodified-starch gelsystem and pure starch solution in high permeability layer

3.3后續(xù)水驅(qū)階段油水分布特點(diǎn)

由后續(xù)水驅(qū)階段高滲透層斷面CT值分布（圖4）可以看出：在后續(xù)水驅(qū)過(guò)程中，沿模型長(zhǎng)度方向切片的CT值呈下降趨勢(shì)，并在第23個(gè)切片到第42個(gè)切片之間出現(xiàn)了下降漏斗，說(shuō)明改性淀粉凝膠成膠性能優(yōu)良，能夠與孔隙壁面很好地膠結(jié)，在孔隙中的位置未發(fā)生變化，對(duì)于竄流通道的封堵效果好，高強(qiáng)度的封堵迫使后續(xù)的液流發(fā)生轉(zhuǎn)向，進(jìn)而啟動(dòng)低滲透層；在巖心第42個(gè)切片到第60個(gè)切片之間，隨著水驅(qū)時(shí)間的增加，切片的CT值逐漸增加，這是因?yàn)樽⑷?%溴化鈉水繞過(guò)改性淀粉凝膠啟動(dòng)低滲透層后又進(jìn)入接近出口端處的高滲透層，使含水飽和度增加所致。

圖4　后續(xù)水驅(qū)高滲透層CT值分布Fig.4　CT distribution of the secondwater flooding in high permeability layer

由后續(xù)水驅(qū)階段低滲透層的含水飽和度分布（圖5）可見(jiàn)，隨著水驅(qū)時(shí)間的增加，低滲透層含水飽和度逐漸增加，但是水驅(qū)前緣線推進(jìn)速度變慢，巖心出口端含水率達(dá)到98%時(shí)，注入水波及到低滲透層的第50個(gè)斷面，此時(shí)低滲透層第1個(gè)斷面含水飽和度為56%。這是因?yàn)楦男缘矸勰z很好地封堵了高滲透層，液流方向已經(jīng)發(fā)生明顯改變，最大限度地啟動(dòng)了低滲透層，使原來(lái)吸水指數(shù)低或水驅(qū)未波及到的區(qū)域受到水驅(qū)作用，從而擴(kuò)大了水驅(qū)波及體積系數(shù)，提高了注入水的有效利用率，但是注入水啟動(dòng)低滲透層后繞過(guò)改性淀粉凝膠重新進(jìn)入高滲透層，形成新的水流通道，后續(xù)液流沿著滲流阻力小的方向運(yùn)移，所以導(dǎo)致模型出口端低滲透層中仍然含有大量的剩余油。

圖5　后續(xù)水驅(qū)低滲透層含水飽和度分布Fig.5　Water saturation distribution of the secondwater flooding in low permeability layer

3.4采收率與含水率變化

分析改性淀粉凝膠成膠前后采收率與含水率曲線（圖6）發(fā)現(xiàn)：在一次水驅(qū)過(guò)程中，無(wú)水采收率達(dá)到28.44%，模型出口端見(jiàn)水后含水率陡然上升，一次水驅(qū)采收率為41.53%；在注入改性淀粉凝膠主段塞和淀粉溶液頂替段塞過(guò)程中，含水率降至51.5%，采收率較一次水驅(qū)提高了10.3%；模型后續(xù)水驅(qū)提高采收率15.08%。結(jié)果表明，改性淀粉凝膠體系成膠后，有效地封堵了高滲透層的竄流通道，迫使后續(xù)注入水發(fā)生液流轉(zhuǎn)向，很好地啟動(dòng)了低滲透層。

圖6　改性淀粉凝膠成膠前后采收率與含水率變化Fig.6　Oil recovery andwater ratio changebeforeand after themodified-starch gel is formed

4　結(jié)論

通過(guò)CT掃描圖像，能夠直接觀察和解釋驅(qū)替各階段的水線推進(jìn)軌跡和波及范圍、油水前緣位置以及油水飽和度等，因此可采用CT技術(shù)研究調(diào)剖體系在非均質(zhì)模型中的運(yùn)移特征，從而為深部定位調(diào)堵技術(shù)的機(jī)理研究和調(diào)剖體系優(yōu)選提供了新的研究思路。

CT掃描圖像和巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，改性淀粉凝膠體系具有良好的運(yùn)移性能，在多孔介質(zhì)中運(yùn)移時(shí)，具有整體向前推移的特性。成膠后，可實(shí)現(xiàn)定位封堵，能夠有效解決非均質(zhì)模型水竄流問(wèn)題，后續(xù)水驅(qū)過(guò)程中改善了低滲透層的注入水波及體積，有效提高正韻律模型的采收率。

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編輯常迎梅

App lication of CT technology inm igration characteristics research ofmodified-starch gelsystem

Leng Guangyao1，2，3，Zhao Fenglan1，2，3，Hou Jirui1，2，3，Xu Hongming1，2，3，Zhang Chunlei1，2，3，Wang Jiachen1，2，3，SongWenxiu1，2，3

（1.Research Institute ofEnhanced OilRecovery，China University ofPetroleum（Beijing），Beijing City，102249，China；2.Key Laboratory ofEnhanced OilRecovery，CNPC，Beijing City，102249，China；3.MOEKey Laboratory ofPetroleum Engineering，Beijing City，102249，China）

Nowadays，parameter at both ends of the coremay be gotten through conventional profile control experiments. However，the flow processof fluid such asoil，wateror profile controlsystem could notbe visually presented in those experiments.In this paper，CT technologywasapplied to observe the dynamical flooding processes in coremodel casted by epoxy resin without damage，and then the front location of thewater flooding and migration characteristics ofmodified starch gel in different timeswere re-established.Experimental results show that the CT technology can be effectively used inmigration characteristics research and presentation for the profile control system.When it is applied to a positive rhythm core modelwith a permeability contrastof 30，the starting location of the low permeability layer in the firstwater drive could be given and seen.In themeantime，the profile controlsystem can flow forwardwith thewhole slug state in the high permeability layer，which can effectively shut off the flow channel in the high permeability layer after the gel is formed.Positioning profile control and water pluggingmay be realized and swept volume of the subsequentwatermay be expanded obviously. Oil recovery efficiency bywater flooding is increased by 15.08%.This paper provides a new experimentalmethod and research idea about the deep water plugging and profile control in heterogeneous reservoirs.

water saturation；CT technology；modified-starch gel system；positioning profile control and water plugging；coremodel

TE357.43

A

1009-9603（2015）02-0078-005

2015-01-13。

冷光耀（1989—），男，吉林松原人，助理工程師，碩士，從事提高采收率與采油化學(xué)方面的研究。聯(lián)系電話：13795052826，E-mail：andylgy@126.com。

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“油田開(kāi)采后期提高采收率技術(shù)”（2011ZX05009-004），國(guó)家示范工程“大慶長(zhǎng)垣特高含水油田提高采收率示范工程”（2011ZX05052）。