劉哲宇，李宜強，冷潤熙，劉振平，陳鑫，HEJAZI Hossein

（1.中國石油大學（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，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噶爾盆地西北緣，開發(fā)歷史長達60年，瑪湖油藏的發(fā)現，使其成為世界上最大的礫巖油藏。礫巖油藏孔隙結構復雜，表現為喉道半徑均值小，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絡[1]?？紫督Y構的特殊性導致礫巖油藏在水驅開發(fā)過程中注入水突破快，波及面積小，采收率低，水驅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合驅體系是水驅開發(fā)后一種有效的提高采收率技術[3]，但是快速堆積的沉積模式造就了礫巖油藏多種模態(tài)的孔隙結構，在微觀上不同模態(tài)巖心中的兩相流體流動規(guī)律存在很大的差異，反應到宏觀上表現為開發(fā)特征與常規(guī)砂巖油藏明顯不同；二元復合驅過程中，存在多種物理化學反應，這種差異表現得更加明顯。研究孔隙結構對二元復合驅提高采收率的影響對該技術在礫巖油藏的推廣應用至關重要。

很多學者通過各種方法對孔隙級別剩余油的形態(tài)和動用規(guī)律開展了研究，包括數值模擬[4]、微流控芯片驅替[5]、孔隙網絡模型[6]、紫外熒光觀測[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機理，但受限于模型的表面性質、孔隙結構以及樣品的尺寸，很難反映出非均質嚴重的礫巖巖心中剩余油的動用規(guī)律[9]。核磁共振作為一種快速、準確、無損的檢測技術被廣泛應用于流體性質和巖石性質的測定[10]，也廣泛應用于水驅、凝膠封堵、化學體系驅替前后孔隙中剩余油變化情況[11]等方面的研究，但多數是在驅替后把巖心從夾持器中取出進行掃描[12]，此時驅動力消失，毛管壓力會導致油水重新分布，影響實驗的準確性。

巖心級別剩余油動用規(guī)律的研究，通常使用直徑2.5 cm或3.8 cm柱狀巖心進行驅油實驗，進而研究驅替特征與驅油效果[13]。但鉆取礫巖油藏巖心，因橫截面積過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小，水驅油后再進行化學驅替實驗難度很大。全直徑巖心的直徑可達10 cm，孔隙體積大，能夠有效避免上述問題[14]，因此開展全直徑巖心的驅替實驗能夠更真實地反映孔隙結構差異對驅替特征的影響。

現階段砂巖油藏二元復合驅的礦場數據很多，但還沒有關于礫巖油藏二元復合驅礦場試驗結果的報道。新疆礫巖油藏于2010年7月開展了二元復合驅先導性試驗，歷經了配方和井組的調整，取得了很好的開發(fā)效果，其生產動態(tài)數據可用于對比具有不同微觀孔隙結構儲集層的開發(fā)特征差異。

為了明確二元復合驅在不同區(qū)塊提高采收率的潛力，本文從孔隙、巖心和礦場 3個尺度分別研究孔隙結構差異對兩相流動規(guī)律的影響。首先利用核磁共振原位監(jiān)測驅替過程中不同級別孔隙剩余油的變化規(guī)律，判斷水驅和二元復合驅主要動用的孔喉尺寸范圍；再通過全直徑巖心驅替實驗分析孔隙結構差異對巖心驅替特征和驅油效果的影響；最后對比雙模態(tài)砂巖和復模態(tài)礫巖儲集層二元復合驅開發(fā)特征的差異，明確提高采收率機理，為不同孔隙結構礫巖油藏二元復合驅提高采收率提供技術支持。

1 礫巖巖心孔隙結構特征

儲集層孔隙結構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系，孔隙結構模態(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構的基礎上提出了雙模態(tài)的概念，并建立了雙模態(tài)結構巖石的孔隙度和滲透率的表達式；劉敬奎[16]研究發(fā)現對于分選差、粒度粗、粒度分布范圍大的砂礫巖儲集層，其孔隙結構具有復模態(tài)特征。現階段常用單模態(tài)、雙模態(tài)、復模態(tài)來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。對新疆礫巖油田二元復合驅先導性試驗區(qū)的取心井巖心鑄體薄片、壓汞曲線以及CT掃描圖像進行分析，得到不同模態(tài)巖心的孔喉組合類型。

1.1 單模態(tài)孔隙結構

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、粒內溶孔組合為主（見圖1）。這類巖心的孔隙發(fā)育好，孔喉粗大，以網絡狀連通，膠結物含量少，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，且粗喉道占主導地位；有效孔隙連通率66.87%，平均孔喉配位數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)孔隙結構

圖1 單模態(tài)（小礫巖）巖心孔隙結構特征

雙模態(tài)巖石顆粒由 2級顆粒組成，一級顆粒以礫石為主，二級顆粒以中粗砂為主，雙模態(tài)巖石孔隙較發(fā)育，以粒間（內）溶孔、原生粒間孔、雜基孔組合為主，其次有少量膠結物溶孔。一級顆粒形成的孔隙未被充填或半充填，孔喉發(fā)育好—中等，近網絡狀分布或星點狀分布（見圖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，在整個喉道分布中中等喉道占主導地位；有效孔隙連通率57.67%，平均孔喉配位數 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）巖心孔隙結構特征

1.3 復模態(tài)孔隙結構

復模態(tài)巖石顆粒由 3級顆粒組成，一級顆粒以礫石為主，二級顆粒以中粗砂為主，三級顆粒以粉砂、泥質為主。復模態(tài)巖石孔隙發(fā)育較差，以粒間（內）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（見圖3）。毛管壓力曲線呈細歪度，孔喉分布直方圖呈單峰偏細型或多峰偏細型，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2.42，細喉道占主導地位，孔隙、喉道連通性一般；主要巖性為砂礫巖、含礫泥質粗砂巖。

從單模態(tài)孔隙結構到復模態(tài)孔隙結構，孔隙發(fā)育由好變差，孔隙由連通較好的網絡狀過渡到連通較差的星點狀分布，連通率減小，孔喉配位數減小。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，但復模態(tài)巖心的孔喉分布曲線呈細歪度，中小孔喉較多，微觀非均質性嚴重。典型的礫巖油藏呈復模態(tài)孔隙結構特征，砂和泥質含量較高，礫鑲嵌于砂泥中，粒徑變化更大，形成的孔隙結構更加復雜，孔喉分布極不均勻，呈現多峰偏細態(tài)的特征?？紫督Y構的差異性導致二元復合體系在不同模態(tài)巖心微觀孔喉中原油動用規(guī)律和宏觀開發(fā)特征存在明顯差別。

圖3 復模態(tài)（砂礫巖）巖心孔隙結構特征

2 原位驅替與全直徑巖心驅替實驗

2.1 實驗材料

水：核磁共振中使用加入無機鹽的重水（核磁共振中沒有信號），確保信號全部來自巖心中的油。水中的離子組成如表1所示。

表1 實驗用水離子組成

化學藥劑：實驗選用新疆油田二元復合驅礦場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核磁信號產生影響，將活性劑烘干制備成粉末狀。聚合物使用法國SNF Floerger公司生產的聚丙烯酰胺，相對分子質量1 900×104，水解度25%～30%。二元復合體系中聚合物質量濃度1 200 mg/L，表面活性劑質量濃度3 000 mg/L。在室溫25 ℃、剪切速率7.34 s-1條件下，使用Brookfield DV-II+黏度計測得二元復合體系的黏度為29 mPa·s；使用TX500旋滴界面張力儀測得轉數5 000 r/min時體系的界面張力為8×10-3mN/m。

油：從生產井取得脫氣原油，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：根據鑄體薄片的分析結果，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)和復模態(tài)孔隙結構的全直徑巖心，開展全直徑巖心驅替實驗。由于天然全直徑巖心不是均一的多孔介質，且?guī)r心的橫截面積大于流體流動的滲流面積，無法使用常規(guī)滲透率測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試結果替代。分別從單模態(tài)、雙模態(tài)和復模態(tài)孔隙結構全直徑巖心上鉆取3塊直徑2.5 cm柱狀巖心（見圖4），開展原位核磁共振實驗，使用X射線衍射（XRD）測定3塊巖心的礦物含量（見表3）。

2.2 實驗方法與步驟

2.2.1 實驗裝置

表3 3塊巖心的參數及礦物組成

使用低頻率核磁共振波譜儀（MarcoMR）進行巖心核磁共振原位驅替實驗。將巖心裝入夾持器（無磁材料制），夾持器安裝在核磁共振（NMR）設備上，可避免驅替結束后將巖心取出夾持器進行掃描時油水在毛管壓力作用下重新分布的問題。全直徑巖心驅替實驗使用帶有壓力監(jiān)測和采出液計量裝置的全直徑長巖心驅替系統，最高承壓50 MPa、耐溫150 ℃，最大夾持巖心長度1.0 m，巖心直徑10 cm。

2.2.2 實驗方法

在柱狀巖心驅替實驗中，設定泵的流量為 0.06 mL/min，3塊巖心對應儲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，隨后油驅重水形成束縛水飽和度，老化一周后置入核磁共振原位驅替系統中開展實驗。首先重水驅油至不出油（橫向弛豫時間T2信號幅度沒有明顯變化），隨后注入二元復合體系至不出油。根據信號幅度的變化計算各類孔隙中剩余油的變化[17]。

在全直徑巖心驅替實驗中，設定模擬流體在儲集層中運移速度1 m/d，則3組驅替實驗泵對應的流量分別為 1.15，1.02，0.91 mL/min。實驗步驟為：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，計算孔隙度；②油驅水形成束縛水飽和度；③水驅油至含水率90%轉化學驅，首先注入0.1倍孔隙體積聚合物前置段塞，再注入0.3倍孔隙體積二元復合體系，最后注入0.1倍孔隙體積聚合物保護段塞，后續(xù)水驅至含水率 98%停止實驗，監(jiān)測整個過程中的壓力、產油量和產水量。

3 實驗結果

3.1 不同模態(tài)柱狀巖心驅油實驗結果

分別通過核磁共振信號的累計下降幅度以及驅替出來的油量計算不同模態(tài)巖心的最終驅油效率（見表4）。可以看到，采用信號能譜、試管計量兩種方法計算的最終采收率基本一致，說明采用信號能譜進行計算結果可靠。由于巖心中飽和的油量只有 4～5 mL，使用傳統計量設備很難對各個驅替階段動態(tài)數據進行精準計量，所以使用弛豫時間T2的累計信號下降幅度計算不同驅替階段、不同孔喉類型的驅油效率。

表4 3種模態(tài)巖心驅替結果

表4和圖5展現了3種模態(tài)巖心的驅替結果，雙模態(tài)和復模態(tài)巖心在水驅油階段采出程度相近，分別為28.4%和28.0%。二元驅結果有所差異，雙模態(tài)巖心可提高采收率 26.9%，復模態(tài)巖心可提高采收率25.8%，比雙模態(tài)巖心略低。單模態(tài)巖心的水驅采出程度與最終采收率均最高，但二元驅提高采收率的幅度最小，為21.8%。單模態(tài)巖心的孔隙結構相對簡單，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，驅油效率最高。雙模態(tài)和復模態(tài)巖心中的大塊礫石加劇了巖心的微觀非均質性，大孔隙毛管壓力限制了小孔隙中剩余油的動用。二元復合體系動用剩余油的程度以雙模態(tài)巖心最大，單模態(tài)巖心最小，這是因為單模態(tài)巖心的水驅采收率最高，二元體系可動用的剩余油不多，另復模態(tài)巖心的孔隙結構復雜，迂曲狹長的喉道限制了二元體系對剩余油的動用。

圖5 不同模態(tài)巖心驅替動態(tài)曲線

3種模態(tài)巖心驅油實驗的壓力、采出程度曲線如圖5所示，在水驅階段三者的注入壓力差別不大，均為0.03～0.04 MPa，但在二元復合驅階段復模態(tài)巖心的注入壓力明顯低于單模態(tài)和雙模態(tài)巖心，這是因為復模態(tài)巖心的滲透率略大于另外 2塊巖心，同時復模態(tài)巖心的孔隙結構復雜，迂曲變化的喉道對聚合物產生了更強烈的剪切作用，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別剩余油動用規(guī)律

不同巖性巖心的橫向弛豫時間與孔隙尺寸間具有確定的轉換系數[17]，據此可將核磁共振橫向弛豫時間轉換為孔隙半徑。3種模態(tài)巖心在水驅、二元復合驅后孔隙中流體的信號幅度變化如圖6所示。重水沒有核磁信號，飽和油后孔隙中流體的信號即為油的信號，單相流體的信號幅度曲線可以反映孔隙的結構特征（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高于單模態(tài)巖心，復模態(tài)巖心中流體信號在孔隙半徑1.0 μm處出現峰值，整個巖心的孔隙分布呈現雙峰態(tài)。

圖6 3種模態(tài)巖心不同驅替階段后的T2譜分布

根據不同尺度孔隙內流體信號幅度的變化計算不同尺寸區(qū)間孔隙中采出油量，進而可計算其對總采出油量的貢獻率（見表5）。單模態(tài)巖心水驅油過程中，從Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ級孔隙空間驅出的油量對總采收率的貢獻率均大于 25%；而另外兩種模態(tài)巖心，尤其孔隙半徑呈雙峰態(tài)分布的復模態(tài)巖心，驅替相流體很難波及到Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ級孔隙，從Ⅳ級孔隙中驅替出的油對總采收率的貢獻明顯大于其他孔隙。在二元復合驅過程中，從單模態(tài)巖心Ⅱ級孔隙中采出的油量對總采收率的貢獻與水驅相比較有所增加；雙模態(tài)和復模態(tài)巖心，二元復合體系仍以動用Ⅳ級孔隙為主，很難有效動用Ⅰ級和Ⅱ級孔隙內的剩余油。

表5 水驅、二元復合驅階段不同級別孔隙的貢獻率

需要注意的是在水驅過程中，復模態(tài)巖心中Ⅰ級孔隙內的剩余油不降反增，這是因為核磁共振是通過流體含量反演孔隙尺寸，孔隙尺寸實際是剩余油簇的尺寸。由于復模態(tài)巖心中大小孔隙交錯復雜，在水驅油過程中，Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ級孔隙空間中的剩余油被驅替分散，以油膜和油簇的形式吸附在孔隙表面或者角隅處，水驅后小油簇的數量增多，反映在核磁共振圖譜上表現為Ⅰ級孔隙內的剩余油含量增加。在復合驅階段，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為Ⅰ級孔隙內的剩余油大幅度減少。

3種模態(tài)巖心不同級別孔隙原油相對采出程度如圖7所示，相對采出程度表示在驅替過程中不同級別孔隙內的原油動用程度?？紫督Y構越復雜，水驅對Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ級孔隙的動用程度越低；二元體系注入后，單模態(tài)和雙模態(tài)巖心中Ⅱ級孔隙的采出程度增幅大于Ⅲ級孔隙（見圖7d、圖7e），說明Ⅱ級孔隙中的原油得到了動用；復模態(tài)巖心中Ⅱ級孔隙采出程度增幅小于Ⅲ級孔隙（見圖7f），說明嚴重的非均質性使二元體系也很難動用復模態(tài)巖心Ⅱ級孔隙中的剩余油。

3.3 不同模態(tài)全直徑巖心驅替實驗

先用核磁共振測定3塊全直徑巖心的孔隙結構（見圖8）。含礫粗砂巖（雙模態(tài)）和砂礫巖（復模態(tài)）巖心的孔隙分布均呈現雙峰態(tài)，雙模態(tài)巖心中大孔隙的占比大于復模態(tài)巖心，但復模態(tài)巖心的最大孔隙尺寸以及孔隙分布峰值對應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均一，平均孔喉半徑明顯小于另外兩種巖心。對比圖8以及圖6中的紅色曲線可以發(fā)現，雙模態(tài)和復模態(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)巖心不同級別孔隙中原油采出程度對比

圖8 3種模態(tài)全直徑巖心孔隙分布特征

3種模態(tài)全直徑巖心的驅替結果（見表6）顯示：單模態(tài)巖心的水驅油效率最高，復模態(tài)巖心最低；隨著礫石含量的增加，注入水更容易突破，無水采油期更短，水驅油效率更低。在化學驅及后續(xù)水驅階段，復模態(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，復模態(tài)巖心最小。對比柱狀巖心的驅油結果（見表4）發(fā)現，不同尺度的巖心，其驅替結果有相同點，也有差異性。相同點為：單模態(tài)巖心水驅階段采出程度最高，化學驅階段的采收率提高幅度最低；差異性為：全直徑巖心驅替實驗中復模態(tài)巖心化學驅采出程度提高幅度高于雙模態(tài)巖心。這是因為在全直徑巖心驅替實驗的水驅油階段，水很難對非均質性更強的復模態(tài)巖心進行有效的驅替，后續(xù)化學驅有更多的可動剩余油；而柱狀巖心驅替實驗中，因尺度小，雙模態(tài)和復模態(tài)巖心的非均質性差異得不到有效體現，二者的水驅采出程度差別不大，化學驅效果差別也不明顯。對比結果說明全直徑巖心可有效體現不同模態(tài)巖心的非均質性差異，也可體現不同模態(tài)巖心的驅替特征。

表6 全直徑巖心驅替實驗結果

3種模態(tài)巖心的含水率、采出程度變化曲線（見圖9）顯示，單模態(tài)巖心采出程度在水驅油階段上升很快，化學驅階段升速變緩，后續(xù)水驅階段采出程度升速變緩又加快，這主要是因為單模態(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孔喉配伍，但仍然無法進入小孔隙中進行有效驅替，聚合物在相對均質的單模態(tài)巖心中具有選擇性封堵能力，后續(xù)水可進入相對較小的孔隙，進而提高采出程度。雙模態(tài)和復模態(tài)巖心的采出程度曲線較為相似，在水驅油階段雙模態(tài)巖心的采出程度高于復模態(tài)巖心，在化學驅階段兩條曲線均有一個明顯的上翹，復模態(tài)巖心采出程度曲線增長速度相對較快，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

在化學驅階段，雙模態(tài)和復模態(tài)巖心的含水率曲線均出現一個明顯“V”形，復模態(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)巖心在二元復合驅階段含水率始終維持在 90%左右，直到復合驅末期含水率下降至約 85%，而在后續(xù)水驅過程中出現了一個短暫的“V”形，最低含水率下降到約75%。

復模態(tài)巖心和單模態(tài)巖心在化學驅替階段的采出液如圖10所示。復模態(tài)巖心中原油在二元復合驅階段產生了乳化現象，并一直持續(xù)到后續(xù)水驅，而單模態(tài)巖心中原油在整個化學驅階段均未出現乳化現象。這是因為復模態(tài)巖心中大小孔隙相互連接，交錯復雜，當油和二元復合驅體系由大孔道進入小孔道時受阻卡斷，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)巖心的孔隙結構相對簡單，油水不容易因流動通道的劇烈變化發(fā)生卡斷，同時單模態(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 二元復合驅階段采出液照片

3塊全直徑巖心在整個驅替階段的注入壓力曲線如圖11所示。復模態(tài)巖心的驅替壓力遠低于雙模態(tài)和單模態(tài)巖心，在水驅末期注入壓力僅為4 kPa，結合含水率曲線分析，發(fā)現其竄流十分嚴重，注入聚合物前置段塞后注入壓力上升至約 50 kPa，是水驅末期注入壓力的12.5倍；二元復合驅階段由于低界面張力和剩余油的不斷減少，注入壓力開始下降，但階段末期注入壓力仍有40 kPa左右，是水驅末期的10倍；后續(xù)水驅過程中壓力快速下降，最后注入壓力穩(wěn)定在7 kPa。水驅階段雙模態(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，水驅結束時注入壓力為170 kPa；化學驅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末期的 3倍左右，后續(xù)水驅結束時注入壓力為249 kPa。實驗選用的單模態(tài)巖心孔隙半徑相對較小，水驅和化學驅階段的注入壓力均很高，水驅末期壓力達到平穩(wěn)，化學驅替階段注入壓力一直上升，最大壓力上升到水驅階段的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塊全直徑巖心的驅替壓力變化差別很大，這是因為雙模態(tài)和復模態(tài)巖心在鉆取柱狀巖心過程中無法包含大粒徑的礫石，而礫石與砂的膠結處往往發(fā)育礫緣縫或微裂縫，裂縫的存在導致驅替過程中極易發(fā)生竄流，采用尺度更大的全直徑巖心進行驅替實驗則可以有效體現該滲流過程。

圖11 3種模態(tài)全直徑巖心的驅替壓力曲線

4 不同孔隙結構儲集層礦場開發(fā)效果

4.1 雙模態(tài)砂巖儲集層二元復合驅開發(fā)效果

遼河油田A區(qū)塊砂巖儲集層為典型雙模態(tài)孔隙結構，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），目的層段平均有效厚度13.6 m，原始地質儲量298×104t，轉二元復合驅前使用150 m井距五點法井網開發(fā)，共有生產井59口（注水井24口，采油井35口），水驅階段采出程度46.3%?；瘜W驅階段采用3 000×104相對分子質量的聚合物，其中前置段塞為質量濃度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。

在二元復合驅過程中，日產油量大幅度上升，從水驅階段的67 t最高上升到320 t；綜合含水率由96.7%下降到 82.8%；動用儲集層厚度比例由 60.6%上升到85.1%。試驗區(qū)的低含水期持續(xù)時間長，累計注入 0.4倍孔隙體積時含水率開始回升，高于常規(guī)復合驅的0.2倍孔隙體積，采收率值可提高 18%，比方案預測值（15.5%）高2.5%。

4.2 復模態(tài)礫巖儲集層二元復合驅開發(fā)效果

新疆油田 B區(qū)塊儲集層為典型的復模態(tài)孔隙結構，由不等粒砂礫巖及中細砂巖組成，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），酸值0.2～0.9 mg/g；目的層段平均有效厚度11.6 m，原始地質儲量120.8×104t。轉二元復合驅前采用150 m井距五點法井網開發(fā)，共有生產井55口（注水井29口，采油井26口），水驅階段末期（2010年6月）綜合含水率95.0%，采出程度42.9%。

試驗區(qū)塊儲集層物性變化快，水驅后期竄流嚴重，在復合驅初期使用相對分子質量為 2 500×104的部分水解聚丙烯酰胺作為二元復合體系中的流度控制體系。隨著試驗時間的推移，很多生產井產液量大幅度下降，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思想，對配方進行了 4次調整，主段塞中聚合物的相對分子質量由 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；后期將物性相對較差的南部區(qū)域轉水驅開發(fā)，選擇試驗區(qū)中儲集層物性好、剩余油富集的北部 8注13采井組繼續(xù)注二元體系開發(fā)。

B區(qū)塊2010年7月開始實施二元復合驅，試驗初期單井產液量低、產出化學劑早且濃度高、地層壓力不均衡，試驗效果不理想。經歷配方、井組的調整后，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分子質量、高濃度的聚合物，優(yōu)先動用高滲層，并逐步封堵高滲通道，此階段產液量明顯下降，但含水率下降幅度有限。二元復合驅中期使用中相對分子質量、高濃度的聚合物以及具有強乳化能力的表面活性劑組成二元復合體系，配合壓裂以及注采調整等措施動用中高滲層，進一步擴大波及體積。二元復合驅晚期，在高滲層仍能保持高阻力的前提下把二元體系調整為中相對分子質量、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，動用中低滲層。2015年11月試驗區(qū)整體達到見效高峰，并持續(xù)有效，液量保持平穩(wěn)，日產油由水驅末期的14.7 t上升至 54.6 t，含水率由水驅末期的 86.6%下降至56.1%，降幅超過30%（見圖12）。截至2018年6月，試驗區(qū)累計注入二元復合體系溶液0.6倍孔隙體積，完成設計注入量的 76.9%，仍保持在低含水期。自 2010年 7月注化學劑以來，已累計生產原油 12.7×104t，階段采出程度 23.6%，其中二元復合驅階段采出程度15.6%，預計在方案結束時可提高采收率18.0%。

圖12 試驗區(qū)綜合動態(tài)曲線

4.3 不同模態(tài)儲集層開發(fā)效果對比

砂巖油藏（單模態(tài)或復模態(tài)）與復模態(tài)孔隙結構為主的礫巖油藏二元復合驅開發(fā)特征存在明顯差異。砂巖油藏二元復合驅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倍孔隙體積左右進入見效高峰期，注入 0.40～0.50倍孔隙體積時含水率開始回升[19]。相比而言，復模態(tài)礫巖油藏二元體系復合驅開發(fā)特征與砂巖油藏差異較大，表現為含水率和產液量持續(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性嚴重，前期注入的高相對分子質量、高濃度聚合物體系以及在整個復合驅過程中的規(guī)模化調剖、典型井的多輪次調剖有效封堵了竄流通道，同時后續(xù)降低了復合體系中聚合物的相對分子質量及濃度，能夠有效波及儲集層中、小孔隙及低滲透層，試驗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驅提高采收率仍然面臨著巨大挑戰(zhàn)，圖13為B區(qū)塊二元復合驅典型井生產動態(tài)，圖14為相鄰區(qū)塊聚合物驅典型井生產動態(tài)。聚合物驅試驗區(qū)與B區(qū)塊儲集層均為復模態(tài)的砂礫巖，但聚合物驅試驗區(qū)儲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)塊含水率和產液量均大幅下降，但聚合物試驗區(qū)的生產動態(tài)沒有表現出常規(guī)砂巖油藏中聚合物驅的見效特征。分析認為，復模態(tài)砂礫巖油藏滲透率越大，越容易發(fā)生竄流，井距的縮小進一步加劇了竄流，雖然前期也注入了高相對分子質量、高濃度的聚合物以及凝膠調剖段塞，但是作用不明顯。可見復模態(tài)砂礫巖油藏化學驅提高采收率，必須做好井距優(yōu)化與調剖工作。

圖13 B區(qū)塊二元復合驅典型井生產動態(tài)

圖14 相鄰區(qū)塊聚合物典型井生產動態(tài)

5 結論

從單模態(tài)到復模態(tài)孔隙結構儲集層，孔隙發(fā)育逐漸變差，由連通較好的網絡狀到連通較差的星點狀分布，連通率減小，孔喉配位數減小。

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

單模態(tài)巖心的水驅油效率最高，復模態(tài)巖心最低；二元復合體系的注入可大幅提升復模態(tài)巖心的驅替壓力，同時巖心中的剩余油乳化，有效擴大波及體積，進而大幅提高采收率；單模態(tài)巖心二元復合驅無乳化現象發(fā)生。

與砂巖油藏相比，復模態(tài)孔隙結構的礫巖油藏更容易發(fā)生竄流，實施化學驅提高采收率，必須解決宏觀高滲通道的封堵與微觀孔隙結構差異導致的波及效率等問題。