电阻法测二元复合驱剩余油分布及其影响因素实验研究

常兴伟

（中国石油大庆油田有限责任公司第四采油厂，黑龙江大庆 163511）

电阻法测二元复合驱剩余油分布及其影响因素实验研究

常兴伟

（中国石油大庆油田有限责任公司第四采油厂，黑龙江大庆 163511）

油田开发过程中剩余油分布是开发效果评价和提高采收率措施选择的重要参考依据，物理模拟实验中常采用岩心内油水电阻率及其变化来判定剩余油分布及其变化情况。在完成电极材料优选和电极排列方式优化的基础上，以现代油藏工程、提高采收率和现代检测技术理论为指导，开展了标定曲线实验研究和三维仿真模型原油饱和方式对原始含油饱和度的影响及无碱二元复合驱剩余油分布的研究。结果表明，实验用水矿化度及离子类型和岩心渗透率差异对标定曲线存在影响；对于三维仿真模型岩心应选用边角饱和油方式，驱油剂类型优选二元复合体系；对于纵向非均质油藏，从纵向上看剩余油主要分布在中低渗透层，从平面上看主要分布在远离注入井和主流线的两翼部位。

剩余油分布；电极材料；原始含油饱和度；二元复合驱；采收率

剩余油分布规律研究是油气田开发过程中必不可少的组成部分，为原油高效开采提供了有力保证，已成为实现油田开发中后期控水稳油开发战略的重要手段。随着大庆油田杏北开发区已进入特高含水期开发阶段，平面上剩余油高度零散分布。要继续保持油田的较高产量，必须系统分析剩余油分布影响因素，以指导开发，进而提高原油采收率[1,2]。

近年来，石油科技工作者对于室内物理模拟实验中剩余油分布研究十分重视，建立了多种剩余油分布检测方法，其中电阻法以其测试范围大、精度较高和测试费用低而应用较为广泛[3-7]。本文在完成电极材料优选和电极排列方式优化研究的基础上，利用标定岩心的方法，开展了标定曲线影响因素的研究。在此基础上，以现代油藏工程、提高采收率和现代检测技术理论为指导，以大庆杏树岗油田油藏地质特征和流体性质为基础，以物理模型研制和现代物理模拟技术为手段，开展了三维仿真模型原油饱和方式对原始含油饱和度的影响以及无碱二元复合驱剩余油分布的研究。这对室内物理模拟实验研究剩余油分布规律及合理选择提高采收率措施具有重要应用价值。

1 实验

1.1 实验温度

实验温度为45 ℃，与大庆油田地层温度相同。

1.2 实验材料

油和水取自大庆采油某厂，水的总矿化度和离子组成分析结果见表1。实验用油为模拟油，由原油与煤油混合而成，在45 ℃条件下黏度为10.0 mPa·s。

实验用聚合物为大庆炼化公司生产“中分”部分水解聚丙烯酰胺（相对分子质量1 200×104，固含量为90%）。表面活性剂选择SUN非离子型表面活性剂，有效含量50%。

1.3 储集空间特征及物理模型

杏北开发区沉积了一套河、湖相碎屑岩。岩石构成为长石—石英砂岩，其中长石占41.4%，石英31.3%，岩屑9.9%，胶结物17.4%。储集层为砂岩油层。其孔隙以岩石颗粒、杂基及胶结物间的空间即“粒间孔隙”为主。孔隙大，喉道粗，连通性好。孔隙半径中值0.72~19.6 μm，平均6.524 3 μm。杏北地区储层孔隙度在26%~30%之间。通过密闭取心井的1 865块样品，其各类储层岩性、物性、含油性统计见表2。

表1 水质检测数据

表2 各类储层岩性、物性、含油性统计

标定物理模型为均质岩心，岩心为浇注模型，其渗透率分别为100×10-3μm2、300×10-3μm2和500×10-3μm2[8]。模型几何尺寸为：长×宽×高= 4.5 cm×4.5 cm×4.5 cm。

三维纵向非均质岩心模型设计为五点法井网仿真模型，其渗透率分别为100×10-3μm2、300 ×10-3μm2和500×10-3μm2[8]。模型几何尺寸为：长×宽×高=32 cm×32 cm×4.5 cm。

电极安装方式为：标定模型，正负电极间距为2 cm，电极深度为岩心中部或小层中部。电极基质材料为纯铜且表面化学镀镍磷合金层，其润湿性属中性材料。

1.4 实验原理、标定曲线制作和步骤

1.4.1 实验原理

通常储集油气层的基质是不导电的，水与原油在导电性方面差异很大，原油电阻率（10~11 Ω· m）接近无穷大，而岩石中的水溶解了盐份，盐在水中电离出正、负离子，在电场的作用下，形成电流。盐浓度越大，导电率越大，电阻值越小。因此，驱替过程中油水前缘位置的判断可通过模型内部各点电阻值的变化来确定。地层中电阻率的大小主要受孔隙介质的形状、水矿化度和油水比例的影响。当孔隙介质、水矿化度不变时，电阻率的大小只和油水比例有关。因此，可以依据岩心的电性变化确定含油饱和度的变化。

1.4.2 检测原理及步骤

在模型驱替过程中，通过数据采集系统监测各点电阻率变化，利用电阻与含油饱和度的关系确定各测试点含油饱和度分布情况。电阻率数据采集系统由微电极、传输电缆、数字量输出板、A/D转换接口板和计算机组成。电极检测点是在压模前插入到模型中，平面上等距离分布。布好微电极后，将其与电缆焊接，并与A/D转换板和计算机相连，每个电极测定一个点的电阻率。

电阻法测剩余油分布具体步骤如下：

（1）标定曲线

a. 选择标定实验所用的岩心，其物性参数与需标定的一致。在室温下，模型抽真空，饱和实验用水，获取模型孔隙体积；

b. 在实验温度条件下，饱和模拟油，数据采集系统采集电阻值变化，计算原始含油饱和度；

c. 根据含油饱和度的变化及所对应电阻的变化值画出标定曲线。

（2）波及系数

针对模型实验需求，设计了一种波及系数计算方法。将每个模型划分为16或64个网格，每个网格对应1个电极检测点，依据实验过程中饱和度分布图来观察每个网格的波及情况。波及系数计算公式如下：

式中：D — 波及系数；n — 被波及网格数。

（3）剩余油分布

a. 采用仿真物理模型，在室温下，模型抽真空，饱和实验用水，获取模型孔隙体积；

b. 在油藏温度条件下，模型饱和模拟油，计算含油饱和度；

c. 在油藏温度条件下，水驱到指定含水率，计算采收率和含油饱和度，同时采集电阻值的变化数据；

d. 在油藏温度条件下，注入驱油剂，后续水驱到含水率98%，计算采收率和含油饱和度，同时采集电阻值的变化数据；

e. 整理驱替过程中每个网格内采集到的电阻值，对照标定曲线，得出含油饱和度的变化值。最后，根据对称关系将含油饱和度值输入电脑，通过电脑拟合出剩余油分布图。根据颜色的差异，判断驱替过程中驱油剂的波及程度和范围。

2 结果分析

2.1 岩心渗透率对电阻值及标定曲线的影响

根据实际研究目的、油藏的储层特征和实际开发井网，并结合开发过程对油藏性质的影响，设计三种渗透率的标定模型。检测电阻值与含油饱和度及岩心渗透率之间关系见图1。

图1 不同渗透率的电阻值与含油饱和度的关系

从图1可以看出，在岩心饱和油过程中，电阻值或含油饱和度变化受岩心渗透率的影响。在电极排列方式及饱和水型相同（地层水）条件下，电阻值随着含油饱和度的增大而增大。当含油饱和度相同时，岩心渗透率越大，电阻值越小。进一步分析可知，对于均质岩心来说，岩心渗透率的越大，其孔隙度相对较大，水中离子沿孔道定向移动的距离越短，则电阻值就越小。因此，为消除渗透率差异对电阻法检测剩余油分布的影响，建议标定岩心与仿真模型岩心的渗透率相对应。

2.2 饱和水总矿化度及离子类型对电阻值及标定曲线的影响

方案1：将大庆油田三种不同矿化度的水型，分别饱和在渗透率为100×10-3μm2的浇注岩心中。方案2：将污水中分别加入相同质量的氯化镁、氯化钾和氯化钠配制成总矿化度和地层水一样的三种水型。检测电阻值与含油饱和度及饱和水型之间的关系见图2。

从图2可以看出，在岩心饱和油的过程中，电阻值或含油饱和度变化受前期饱和水总矿化度及离子类型的影响。饱和水总矿化度越大，水中离子导电能力越强，检测电阻值就越小。这是由于水的导电性和以下两个因素有关：一为量的因素，即能导电的离子的数量及离子所带电荷数；二为质的因素，即离子运动的速度。在温度一定时，离子带电荷越多，导电能力越强 ；电荷相同的，离子半径大的（水化后离子半径小的）导电能力较强。所以温度（45 ℃）和饱和水总矿化度一定时，在含油饱和度相同的条件下，NaCl型检测电阻值最大，KCl型其次，MgCl2型最小。因此，为消除实验用水矿化度及离子类型对电阻法检测剩余油分布的影响，建议饱和岩心、水驱、配制化学剂及后续水驱采用相同水型。

2.3 驱油剂类型对采收率和剩余油分布的影响

聚合物溶液组成：聚合物相对分子质量为1 200×104，浓度为1 000 mg/L。二元复合体系组成：聚合物相对分子质量为1 200×104，浓度为1 000 mg/L，表面活性剂浓度为0.3%。饱和油线路示意图见图3，其中“方案1”采用中心饱和方式，“方案2”采用边角饱和方式。采收率实验结果见表3。

从表3可以看出，模拟油饱和方式对原始含油饱和度、驱油剂类型对采收率存在影响。实验所用模型均为三维非均质仿真模型，布井方式和各层渗透率均相同，“方案2”的原始含油饱和度比“方案1”提高了5个百分点。这是由于采用边角饱和方式的模拟油波及程度较好，不会出现没有波及到的区域。但在水驱阶段，“方案1”比“方案2”的水驱采收率略高，这主要是由于两方面的因素导致的。第一，由于饱和油的方式和驱替方式相同（五点法井网），在饱和油的阶段己形成渗流通道，在驱替过程中流体易沿此通道突破。第二，由于中心饱和油的原始含油饱和度较低（基数较小），所以水驱的采收率相对较高。

图2 不同饱和水型及离子类型的电阻值与含油饱和度的关系

图3 饱和油路线

从化学驱采收率增幅可以看出，聚合物驱最终采收率为59.1%，采收率增幅为10.0%。二元复合物驱最终采收率为61.4%，采收率增幅为12.3%。在相同聚合物浓度条件下，聚合物溶液和二元复合体系黏度几乎相同，二元复合驱相对聚合物驱采收率增幅提高幅度了2.3%。实验结果表明，二元复合体系扩大波及体积作用对采收率的贡献率平均高达70%，洗油效率的贡献率低于30%。由此可见，对于存在非均质性的油藏，二元复合体系黏度性质对采收率贡献起主要作用，界面张力性质起次要作用[9，10]。

综上所述，原始含油饱和度的大小直接关系到驱替过程中采收率大小及剩余油的分布，而驱油剂类型对化学驱增油效果存在一定的影响。因此，对于三维仿真模型应选用边角饱和油方式，驱油剂类型优选二元复合体系。

表3 驱替实验数据

图4 二元复合驱各驱替阶段各渗透层剩余油分布

2.4 二元复合驱剩余油分布及结果分析

驱替过程中油水分布和波及系数EV计算结果见图4。图4中含油饱和度值与颜色对应关系见图5。

从图4可知，在水驱结束时，各渗透层剩余油分布面积不同，其中高渗透层剩余油面积最小，中渗透层次之，低渗透层最大。这主要是由于三维岩心层内非均质模型高、中、低渗透率层的渗透率差异性，在水驱初期，注入水在高渗透层内推进速度远大于中低渗透层，因而高渗透层内首先形成油水两相流动区域，导致高渗透层内流动阻力下降，促使高渗透层吸水量增加，中低渗透层吸水量进一步减小。当高渗透层驱替前缘突破时，低渗透层前缘尚在油层的某位置，此时高渗透层内的纯油相阻力消失，仅存在水相和油水两相流动阻力，高低渗透层流动阻力差进一步扩大，各渗透层的水驱波及区域面积差进一步扩大。此外，离主流线愈远，含油饱和度降幅愈小。注入二元复合体系以后，各渗透层和剩余油分布有了明显变化，随化学剂注入PV数增加，各层各点压差逐渐增加，注入压力逐渐增大，化学剂波及区域面积进一步扩大。一方面，由于二元复合体系改善了不利的流度比，有效的封堵了高渗层，使后续的二元复合体系注入阻力变大，进而达到并逐渐超过中低渗透层的启动压力，导致中低渗透层吸液量增加，使水驱未能波及中低渗透层的剩余油饱和度大幅度下降。另一方面，二元复合体系与原油间的界面张力大大降低，二元复合体系波及区域含油饱和度明显降低。增油效果是驱油剂流度控制能力和洗油能力共同作用结果，二元复合体系既具有较强的黏弹性，又能够实现较低界面张力，可以在扩大波及体积和提高洗油效率两方面发挥作用。在后续水驱阶段，随着注入压力的大幅度降低，各渗透层含油饱和度降幅逐渐下降，并且后续水驱波及范围相应下降[11-15]。

综上所述，对于五点法井网，剩余油主要分布在注采井连线中间部位、两油井连线的中间部位和远离主流线的两翼部位。

图5 含油饱和度值（%）与颜色对应关系

3 结论

（1）对于电阻法检测剩余油分布，为消除实验用水矿化度及离子类型及岩心渗透率差异对检测的影响，建议饱和岩心、水驱、配制化学剂及后续水驱采用相同水型，标定岩心与仿真模型岩心的渗透率相对应。

（2）从原始含油饱和度的最大化角度出发，建议三维仿真模型选用边角饱和方式，驱油剂类型优选二元复合体系。对于存在非均质性的油藏，驱油剂扩大波及体积能力对采收率的贡献率要远大于提高洗油效率能力的贡献率。

（3）对于纵向非均质油藏，二元复合驱后剩余油从纵向上看主要分布在中低渗透层，从平面上看主要分布在远离注入井和主流线的两翼部位。

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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

中国石油大庆油田公司重点科技攻关项目“三维岩心含油饱和度描述技术研究”（DQYT-0504003-2010-JS）。

2012-04-09；改回日期：2012-05-16

常兴伟，男，1980年生，主要从事三次采油提高采收率及物理模拟实验方面的研究。E-mail：changxingwei@petrochina.com.cn。