張 菁，譚鋒奇，王曉光，秦 明，黎憲坤，譚 龍

(1.中國石油新疆油田公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國科學(xué)院大學(xué) 地球與行星科學(xué)學(xué)院，北京 100049；3.中國科學(xué)院 計(jì)算地球動(dòng)力學(xué)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100049)

引 言

目前，對(duì)于聚合物驅(qū)油機(jī)理的研究，國內(nèi)外相關(guān)領(lǐng)域的學(xué)者均進(jìn)行了比較深入的探討，明確了聚合物溶液在孔隙滲流中驅(qū)替原油的微觀機(jī)制[1-3]、驅(qū)油性能[4]、影響因素[5-6]及剩余油的賦存狀態(tài)[7]，但是，不同孔隙空間內(nèi)原油動(dòng)用規(guī)律的研究則比較少，特別是礫巖油藏不同驅(qū)替方式下微觀孔隙原油動(dòng)用規(guī)律的對(duì)比研究，國內(nèi)外文獻(xiàn)鮮有報(bào)道。

礫巖油藏是一種特殊的油氣藏[8]，由于近物源、多水系和快速多變的沉積環(huán)境，其最大的特點(diǎn)就是微觀孔隙結(jié)構(gòu)呈現(xiàn)復(fù)模態(tài)特征，與單模態(tài)的砂巖相比，礫石懸浮于砂泥中，孔喉分布極不均勻，喉道半徑均值小、孔喉比大、孔喉配位數(shù)低，整體呈現(xiàn)多峰偏細(xì)態(tài)的特點(diǎn)[9]。復(fù)雜的孔隙結(jié)構(gòu)導(dǎo)致微觀孔隙原油的動(dòng)用規(guī)律更加復(fù)雜，是聚合物驅(qū)提高油藏采收率必須解決的地質(zhì)難題。眾所周知，油水相滲及壓汞實(shí)驗(yàn)等常規(guī)方法只能獲取不同驅(qū)替階段下的流體相滲透率[10-11]，并結(jié)合一些靜態(tài)參數(shù)能夠?qū)︱?qū)油機(jī)理及驅(qū)替結(jié)果進(jìn)行解釋與分析[12-15]。但是，如何研究不同驅(qū)替方式、不同驅(qū)替階段油水分布規(guī)律及特征，直觀表征滲流特征及油水分布狀態(tài)，就需要利用新技術(shù)來實(shí)現(xiàn)。隨著CT掃描及電鏡掃描技術(shù)的快速發(fā)展，微納米成像技術(shù)能夠?qū)⑽⒂^孔隙結(jié)構(gòu)以數(shù)字化的圖像直接表達(dá)，可以精細(xì)刻畫巖石孔隙空間及流體相滲流空間[16-17]。因此，本研究將CT掃描技術(shù)與數(shù)字巖心技術(shù)相結(jié)合，建立不同驅(qū)替狀態(tài)下復(fù)模態(tài)礫巖巖心孔隙及流體的三維空間分布，從微觀機(jī)理出發(fā)來解釋常規(guī)流動(dòng)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)所反映出的宏觀現(xiàn)象及變化趨勢，從而更加深入地了解不同階段油水滲流特征及賦存狀態(tài)，指導(dǎo)礫巖油藏聚合物驅(qū)的有效開發(fā)。

1 油藏地質(zhì)背景

克拉瑪依油田八區(qū)530井區(qū)八道灣組油藏平均孔隙度16.7%，平均滲透率185.7×10-3μm2，主要含油巖性以細(xì)砂巖、含礫粗砂巖和砂礫巖為主，含礫粗砂巖和砂礫巖占比最大，整體上屬于中孔—中高滲礫巖油藏[18]。目前已進(jìn)入高含水開發(fā)階段，綜合含水率達(dá)到95%以上，注水波及體積有限，產(chǎn)吸動(dòng)用比逐漸下降，年產(chǎn)油量遞減率不斷增大[19]。因此，采用以聚合物驅(qū)為先導(dǎo)試驗(yàn)的三次采油技術(shù)成為提高礫巖油藏采收率的必然趨勢，而礫巖油藏不同驅(qū)替方式下微觀孔隙原油動(dòng)用規(guī)律及剩余油分布特征的研究則成為聚合物驅(qū)能否成功的關(guān)鍵。

2 樣品選擇與實(shí)驗(yàn)步驟

2.1 實(shí)驗(yàn)樣品選擇

本次驅(qū)替實(shí)驗(yàn)的巖心樣品來自克拉瑪依油田530井區(qū)八道灣組油藏，該油藏是化學(xué)驅(qū)的試點(diǎn)推廣區(qū)域。通過對(duì)比分析，優(yōu)選出實(shí)驗(yàn)樣品，巖性為砂礫巖，孔隙度19.22%，滲透率347.5×10-3μm2。實(shí)驗(yàn)時(shí)將密閉取心的原始巖心加工為直徑8 mm、長度20 mm的小柱樣，便于驅(qū)替和CT掃描。

2.2 實(shí)驗(yàn)流體

本次驅(qū)替實(shí)驗(yàn)包括水驅(qū)與聚合物驅(qū)兩種方式，涉及的流體類型包括模擬地層水、孔隙原油和聚合物溶液。為了使實(shí)驗(yàn)結(jié)果更加接近油藏條件，模擬地層水的配方與油藏地層水保持一致，聚合物溶液依據(jù)現(xiàn)場實(shí)際驅(qū)替條件選擇相應(yīng)的分子量和濃度進(jìn)行配置?？紫对腿∽园说罏辰M油藏。

(1)模擬地層水配方。每1 000 g溶液中的組分含量：氯化鈉8.072 7 g，七水合硫酸鎂0.215 3 g，無水氯化鈣0.102 7 g，碳酸氫鈉3.974 2 g，碳酸鈉0.394 0 g，總礦化度12 800 mg/L。

(2)聚合物溶液配置。聚合物溶液的配置采用模擬地層水，聚合物分子量1500萬，聚合物質(zhì)量濃度1 200 mg/L，采用一字型四氟攪拌槳配置，轉(zhuǎn)速200 r/min，攪拌3 h左右。聚合物黏度依據(jù)實(shí)際油藏溫度29.5 ℃，在轉(zhuǎn)速10 s-1下進(jìn)行測定。

2.3 實(shí)驗(yàn)步驟

CT巖心驅(qū)替掃描實(shí)驗(yàn)要求對(duì)不同驅(qū)替方式、不同驅(qū)替階段的樣品圖像進(jìn)行對(duì)比分析，采用原位掃描模式。實(shí)驗(yàn)步驟如下：①樣品準(zhǔn)備，巖心樣品鉆取完成后，在60 ℃條件下烘干24 h，記錄巖心尺寸8 mm×20 mm；②將樣品放入夾持器中，加圍壓到3 MPa，穩(wěn)定3 h后，設(shè)置CT掃描儀器參數(shù)，進(jìn)行第一次CT掃描，掃描分辨率為3 μm；③巖心飽和水，巖心抽真空5 h，飽和水3 h以上，至夾持器出口見水后并持續(xù)出水，實(shí)驗(yàn)用水為配置的模擬地層水；④巖心飽和油，采用油藏孔隙原油，以0.01 mL/min的速度飽和油，凈圍壓3 MPa，直至不出水為止，實(shí)驗(yàn)過程中由于要區(qū)別油水灰度值，因此在油中添加顯影劑來增強(qiáng)CT掃描結(jié)果中油的灰度值。此時(shí)巖心樣品處于飽和油和束縛水狀態(tài)，按照干巖心掃描設(shè)置的參數(shù)進(jìn)行第二次原位CT掃描；⑤水驅(qū)過程，以0.02 mL/min的恒定速度進(jìn)行水驅(qū)油，水驅(qū)2～3 PV后，按照干巖心掃描設(shè)置的參數(shù)進(jìn)行第三次原位CT掃描；⑥聚合物驅(qū)過程，在水驅(qū)的基礎(chǔ)上，以0.02 mL/min的恒定速度進(jìn)行聚合物驅(qū)油，聚驅(qū)2 PV左右，按照干巖心掃描設(shè)置的參數(shù)進(jìn)行第四次原位CT掃描；⑦依據(jù)四次原位CT掃描的結(jié)果，在圖像處理的基礎(chǔ)上，分析不同驅(qū)替方式下礫巖油藏復(fù)模態(tài)微觀孔隙原油的動(dòng)用規(guī)律及剩余油賦存狀態(tài)。

3 復(fù)模態(tài)微觀孔隙流體分布特征

3.1 圖像處理

驅(qū)替實(shí)驗(yàn)對(duì)同一塊礫巖巖心4個(gè)不同狀態(tài)進(jìn)行了CT掃描，由于實(shí)驗(yàn)過程中采用的是原位掃描模式，掃描后的重構(gòu)數(shù)據(jù)體經(jīng)過圖像裁減剪、圖像對(duì)齊、圖像平滑以及區(qū)域選擇后，孔隙及礦物顆粒在不同數(shù)據(jù)體的空間位置一致，因此，可以采用圖像差值法來獲取孔隙空間及流體滲流空間的分布特征。其機(jī)理為CT掃描重建后的數(shù)據(jù)體，其灰度值的分布是根據(jù)巖石中的礦物密度及原子序數(shù)來進(jìn)行調(diào)配，密度越大及原子序數(shù)越大，掃描后的灰度數(shù)值就越大，表現(xiàn)在圖像上為亮色部位。由于干樣品孔隙中不含油水，因此其灰度數(shù)值偏小，表現(xiàn)在圖像上為黑色區(qū)域；水的密度偏低及水中元素的原子序數(shù)也偏小，掃描重構(gòu)后的灰度數(shù)值也偏小，表現(xiàn)在圖像上也偏黑色；而原油的原子序數(shù)比較大，在圖像上則表現(xiàn)為亮色區(qū)域。依據(jù)掃描圖像灰度值的大小可以判斷孔隙流體的動(dòng)用情況。

由于不同驅(qū)替狀態(tài)下礦物顆粒的灰度值相差不大，圖像差距較大的是含有顯影劑的油相所占據(jù)的孔隙空間，因此，可以用原位掃描的不同含水狀態(tài)的巖心數(shù)據(jù)體減去干巖心數(shù)據(jù)體，相減后的數(shù)據(jù)體就是不同驅(qū)替方式下孔隙流體的賦存差異。從圖1中不同驅(qū)替狀態(tài)下CT掃描的三維立體和切片圖中可以看出，干樣品中黑色區(qū)域?yàn)榭紫?，飽和油后孔隙中含油區(qū)域變成亮白色，可以確定原始油藏狀態(tài)下孔隙原油的分布特征；水驅(qū)油后孔隙中黑色區(qū)域?yàn)樗?，亮色區(qū)域?yàn)橛拖?，依?jù)灰度值的差異可以分析水驅(qū)原油的動(dòng)用規(guī)律及剩余油賦存狀態(tài)；水驅(qū)后進(jìn)行聚合物驅(qū)油，孔隙黑色區(qū)域面積增大，說明聚合物對(duì)原油的動(dòng)用程度增加，油藏采收率進(jìn)一步提高。另外，基于不同驅(qū)替狀態(tài)下巖心數(shù)據(jù)體與干巖心數(shù)據(jù)體的差值，結(jié)合微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)，可以確定水驅(qū)原油主要?jiǎng)佑玫目紫犊臻g及剩余油分布特征，進(jìn)而在水驅(qū)的基礎(chǔ)上，分析聚合物驅(qū)主要?jiǎng)佑玫目紫犊臻g及剩余油分布特征，明確不同驅(qū)替方式對(duì)復(fù)模態(tài)微觀孔隙原油的動(dòng)用規(guī)律及相應(yīng)的采收率。

圖1 礫巖巖心不同驅(qū)替狀態(tài)下的CT掃描圖像

3.2 微觀孔隙流體分布特征

巖石的孔隙空間依據(jù)測量儀器的分辨率可以分為兩種，一種是可以有效劃分的孔隙空間即宏孔孔隙，另一種是無法識(shí)別劃分的孔隙空間即微孔孔隙[20]。本次驅(qū)替實(shí)驗(yàn)CT掃描儀的分辨率為3 μm，因此，大于3 μm分辨率的孔隙可以確定為宏孔，而小于3 μm的孔隙由于無法直接識(shí)別則確定為微孔。基于CT掃描的圖像(圖2)，利用數(shù)值模擬的方法確定不同類型孔隙中流體的特征參數(shù)，對(duì)于油驅(qū)水樣品，含油飽和度為84.3%，其中宏孔油占比90.1%，微孔油占比9.90%；含水飽和度為15.7%，其中宏孔水占比14.2%，微孔水占比85.8%，由此可見，原始油藏狀態(tài)下復(fù)模態(tài)微觀孔隙流體分布主要以宏孔油和微孔水為主，并且束縛水大部分賦存于黏土孔、晶間孔等微孔中。當(dāng)原始飽和油樣品經(jīng)過水驅(qū)以后，含油飽和度為49.4%，水驅(qū)導(dǎo)致含油性降低34.9%，其中宏孔油占比87.8%，微孔油占比12.2%；含水飽和度增加到50.6%，其中宏孔水占比69.4%，微孔水占比30.6%，說明注入水進(jìn)入微觀孔隙以后，主要驅(qū)替大孔隙中的原油，進(jìn)而導(dǎo)致宏孔油占比降低，而宏孔水占比則大幅度增加，上升幅度達(dá)到了55.2%。在水驅(qū)的基礎(chǔ)上進(jìn)行聚合物驅(qū)油，驅(qū)替后含油飽和度為17.4%，聚驅(qū)導(dǎo)致含油性降低32%，其中宏孔油占比83.6%，微孔油占比17.4%；含水飽和度增加到82.6%，其中宏孔水占比77.5%，微孔水占比22.5%。由此可見，當(dāng)聚合物溶液進(jìn)入儲(chǔ)層滲流體系后，聚合物的增黏作用可以有效降低驅(qū)替液相的滲透率，改變油水流度比，進(jìn)而通過一定的調(diào)驅(qū)功能使注入水更多地進(jìn)入到水驅(qū)無法波及的小孔隙，并驅(qū)替其賦存的原油，導(dǎo)致微孔油的絕對(duì)含量下降，含油飽和度大幅度降低，從而提高油藏采收率。

圖2 不同驅(qū)替狀態(tài)下微觀孔隙流體分布CT掃描圖像

4 微觀孔隙原油動(dòng)用規(guī)律

4.1 采收率變化規(guī)律

由于水驅(qū)與聚合物驅(qū)對(duì)孔隙原油的驅(qū)替機(jī)理不同，因而不同的驅(qū)替方式會(huì)導(dǎo)致油藏采收率存在較大差異[21-22]。明確兩種驅(qū)替方式油藏采收率的變化規(guī)律，是復(fù)模態(tài)礫巖油藏高效開發(fā)的基礎(chǔ)。首先，基于巖心CT掃描的三維立體圖，按照3 μm的分辨率界限確定宏孔孔隙和微孔孔隙所占的百分比；進(jìn)而對(duì)油驅(qū)水、水驅(qū)油和聚合物驅(qū)油后的樣品進(jìn)行原位CT掃描，確定飽和油狀態(tài)和不同驅(qū)替方式下油相和水相的空間數(shù)據(jù)體；在此基礎(chǔ)上，利用數(shù)值模擬方法計(jì)算宏孔孔隙和微孔孔隙內(nèi)油相和水相的相對(duì)含量，確定水驅(qū)和聚合物驅(qū)的采收率數(shù)值。

基于不同驅(qū)替方式下巖心CT掃描的三維立體圖，結(jié)合數(shù)值模擬的計(jì)算結(jié)果可以看出(圖3)，礫巖樣品的總孔隙度為19.22%，其中宏孔孔隙度為15.1%，微孔孔隙度為4.12%，對(duì)于油驅(qū)水樣品，即原始油藏狀態(tài)下的油水分布，宏孔油占比14.6%，微孔油占比1.61%，宏孔水占比0.5%，微孔水占比2.51%，整體上含油飽和度為84.3%，束縛水飽和度為15.7%。當(dāng)水驅(qū)油結(jié)束后，宏孔油占比為8.35%，降低了6.25%，微孔油占比1.14%，降低了0.47%。由此可見，水驅(qū)主要?jiǎng)佑煤昕卓紫对?，微孔孔隙原油的降低?duì)整個(gè)采收率的影響比較小，水驅(qū)結(jié)束后樣品的含油飽和度為49.4%，含水飽和度為50.6%，水驅(qū)油效率為41.4%。在水驅(qū)的基礎(chǔ)上進(jìn)行聚合物驅(qū)油，驅(qū)替結(jié)束后，宏孔油占比為2.8%，降低了5.55%，微孔油占比0.55%，降低了0.59%。與水驅(qū)結(jié)果對(duì)比可知，聚合物驅(qū)主要?jiǎng)佑玫囊彩呛昕卓紫对停蔷垓?qū)對(duì)微孔孔隙原油的動(dòng)用程度要高于水驅(qū)，整體上聚驅(qū)結(jié)束后樣品的含油飽和度為17.4%，含水飽和度為82.6%，聚合物驅(qū)油效率為79.4%。因此，對(duì)于復(fù)模態(tài)礫巖油藏，在水驅(qū)41.4%的油藏采收率基礎(chǔ)上，聚合物驅(qū)對(duì)采收率的提高幅度可以達(dá)到38%。

圖3 不同驅(qū)替方式下孔隙流體動(dòng)用特征三維立體CT掃描圖像

4.2 微觀孔隙原油動(dòng)用規(guī)律

儲(chǔ)層微觀孔隙的差異會(huì)導(dǎo)致孔隙流體的賦存狀態(tài)和分布特征不盡相同，水驅(qū)和聚合物驅(qū)對(duì)不同尺寸孔隙原油的動(dòng)用規(guī)律也存在差異。對(duì)于復(fù)模態(tài)礫巖油藏，由于孔喉分布極不均勻，大、中、小不同尺度的孔喉呈現(xiàn)多峰偏細(xì)態(tài)的展布特征，當(dāng)注入水進(jìn)入微觀孔隙結(jié)構(gòu)后，儲(chǔ)層中連通的大孔隙會(huì)形成優(yōu)勢滲流通道，注入水沿著優(yōu)勢滲流通道突進(jìn)并驅(qū)替原油，對(duì)與其連通的小孔隙具有一定的屏蔽作用，造成注入水很難有效地進(jìn)入到更小尺寸的孔隙中，因此，整體上水驅(qū)主要?jiǎng)佑玫氖谴罂紫吨械脑?，宏孔原油的?dòng)用占到42.8%，微孔原油的動(dòng)用則只有29.2%(圖4)。從動(dòng)用孔隙空間的半徑分布圖可知，飽和油狀態(tài)下，油相的平均孔隙半徑為17.6 μm，水相的平均孔隙半徑為8.34 μm，注水驅(qū)油結(jié)束后，水驅(qū)波及的孔隙空間尺寸相對(duì)較大，主要?jiǎng)佑每紫栋霃酱笥?0 μm中的原油(圖4)，對(duì)小孔隙原油的動(dòng)用程度比較低，水驅(qū)油后剩余油主要分布在孔隙半徑小于20 μm的孔隙中，水驅(qū)采收率達(dá)到41.4%。

在水驅(qū)的基礎(chǔ)上進(jìn)行聚合物驅(qū)油，由于聚合物的增黏作用可以有效降低驅(qū)替液相的滲透率，改變油水流度比，通過一定的調(diào)驅(qū)功能使注入水有更多機(jī)會(huì)進(jìn)入到水驅(qū)無法波及的小孔隙中，并驅(qū)替其賦存的原油，從而通過擴(kuò)大波及體積提高聚合物溶液的驅(qū)油效率。因此，聚驅(qū)主要?jiǎng)佑幂^小孔隙中的原油，即CT切片圖中黃色區(qū)域的孔隙空間(圖4)，聚驅(qū)宏孔原油的動(dòng)用百分比為38.0%，相對(duì)水驅(qū)降低了4.8%，而微孔原油的動(dòng)用百分比則達(dá)到65.8%，相對(duì)水驅(qū)增加了36.6%，說明聚合物驅(qū)可以波及更小孔隙空間中的原油。從動(dòng)用孔隙空間的半徑分布圖也可以看出，聚合物驅(qū)主要?jiǎng)佑每紫栋霃?～20 μm中的原油，對(duì)小孔隙原油的動(dòng)用程度比較高，聚合物驅(qū)替后剩余油主要分布在孔隙半徑小于10 μm的孔隙中，聚驅(qū)采收率達(dá)到了79.4%，相對(duì)于水驅(qū)方式，油藏采收率提高了38%。由此可見，在水驅(qū)油的基礎(chǔ)上，利用聚合物本身特殊的物理化學(xué)性質(zhì)，可以動(dòng)用更小孔隙空間中的原油，對(duì)水驅(qū)剩余油進(jìn)一步有效驅(qū)替，進(jìn)而提高油藏采收率。

圖4 不同驅(qū)替方式下微觀孔隙流體動(dòng)用規(guī)律

4.3 剩余油分布規(guī)律

不同驅(qū)替方式下剩余油的分布特征和賦存狀態(tài)對(duì)提高油藏采收率有著重要的影響[23]。由于驅(qū)替機(jī)理的差異，水驅(qū)與聚合物驅(qū)對(duì)不同孔隙空間內(nèi)原油的動(dòng)用程度不同，因而會(huì)導(dǎo)致不同的剩余油分布規(guī)律。對(duì)于復(fù)模態(tài)礫巖油藏，水驅(qū)主要?jiǎng)佑么罂紫秲?nèi)的原油，因而水驅(qū)后剩余油的賦存狀態(tài)主要以連片狀分布為主，分布空間主要集中在小于20 μm的孔隙中，其次為孔隙角隅狀的剩余油，粒間裂隙剩余油和黏土微孔剩余油也有分布，但是所占比例比較小(圖5)。在水驅(qū)的基礎(chǔ)上進(jìn)行聚合物驅(qū)油，由于聚合物本身特殊的物理化學(xué)性質(zhì)，其驅(qū)油機(jī)理與水驅(qū)有著本質(zhì)區(qū)別，針對(duì)水驅(qū)后形成的四種類型剩余油，一方面，聚合物通過增黏作用降低驅(qū)替液相的滲透率，改變油水流度比，利用一定的調(diào)驅(qū)功能使注入水更多地進(jìn)入到水驅(qū)無法波及的小孔隙中，從而有效驅(qū)替賦存的剩余油，擴(kuò)大聚合物驅(qū)的波及體積；另一方面，當(dāng)原油從小孔隙中被置換出來后，聚合物溶液通過較強(qiáng)的剪切拖拽力可以更加有效地?cái)y帶和驅(qū)替原油，特別是對(duì)于礦物或黏土顆粒表面的剩余油，更強(qiáng)的剪切力有利于吸附態(tài)的原油被聚合物驅(qū)替帶走，提高油藏的驅(qū)油效率。從水驅(qū)與聚合物驅(qū)的切片對(duì)比圖中可以清楚的看出(圖5)，聚驅(qū)后連片狀的剩余油大量減少，出現(xiàn)少量簇狀剩余油，說明聚合物溶液對(duì)細(xì)小孔隙中的原油動(dòng)用程度比較高，因而，聚驅(qū)后剩余油的賦存狀態(tài)主要以孔隙角隅狀為主，該類剩余油主要分布在細(xì)小的喉道中，粒間裂隙剩余油和黏土微孔剩余油也相應(yīng)地減少，但是其總體的占比同樣比較小。綜上分析，聚驅(qū)后復(fù)模態(tài)微觀孔隙的剩余油主要以孔隙角隅狀為主，分布空間主要集中在小于10 μm的孔隙中，聚合物對(duì)水驅(qū)后小孔隙中原油的有效動(dòng)用是礫巖油藏采收率大幅度提高的關(guān)鍵因素。

圖5 不同驅(qū)替方式剩余油分布切片圖像

5 結(jié) 論

(1)水驅(qū)和聚合物驅(qū)對(duì)復(fù)模態(tài)微觀孔隙原油的動(dòng)用規(guī)律差異明顯，水驅(qū)主要?jiǎng)佑么笥?0 μm的孔隙原油，對(duì)小孔隙原油的動(dòng)用程度比較低，而聚合物驅(qū)主要?jiǎng)佑每紫栋霃浇橛?～20 μm中的原油，對(duì)水驅(qū)后小孔隙原油的有效動(dòng)用是聚合物驅(qū)提高油藏采收率的物質(zhì)基礎(chǔ)和主要途徑。

(2)驅(qū)油機(jī)理及微觀孔隙原油動(dòng)用規(guī)律的差異導(dǎo)致不同驅(qū)替方式下剩余油的賦存狀態(tài)不盡相同，水驅(qū)后剩余油主要以連片狀分布為主，分布空間主要集中在小于20 μm的孔隙中，而聚驅(qū)后連片狀的剩余油大量減少，說明聚合物對(duì)細(xì)小孔隙中的原油進(jìn)行了有效的動(dòng)用。聚驅(qū)后剩余油的賦存狀態(tài)主要以孔隙角隅狀為主，分布空間主要集中在小于10 μm的孔隙中。

(3)水驅(qū)主要?jiǎng)佑煤昕卓紫对停⒖卓紫对偷慕档蛯?duì)整個(gè)采收率的影響比較小。聚合物驅(qū)主要?jiǎng)佑玫囊彩呛昕卓紫对停蔷垓?qū)對(duì)微孔孔隙原油的動(dòng)用效率要高于水驅(qū)，相對(duì)于水驅(qū)41.4%的采收率，聚合物驅(qū)可以將礫巖油藏采收率提高38%，達(dá)到79.4%。