聚合物驱油对储层声波时差的影响

张庆国，张晓军

(东北石油大学 地球科学学院， 黑龙江 大庆 163318)

0 引 言

聚合物驱油技术因其经济性已广泛应用于高含水油田中，并取得显著成效。油田采油过程通常是先水驱然后聚驱，导致储层流体更复杂。由于聚合物溶液的“高黏弹”特性，则聚驱后储层内流体性质和孔隙结构发生变化，导致储层的声波特性发生变化。以往研究表明，聚驱后声波时差变化不大但并没有作过分析，存在某些层位声波时差明显增大的情况，如孤东八区Ng5+6层系15井层声波时差前后对比，由注聚前的387 μs/m增加到见聚后的416 μs/m,增加幅度达7.2%[1]，针对这一现象笔者进行了研究。

首先分析聚合物驱油机理，通过加入聚合物溶液，降低水油流度比,扩大注入水在油层中的波及体积来提高原油采收率。具体可以描述为在宏观上，聚合物黏稠度非常大，在注入地层的过程中，先渗流渗透率较高的地层中，增加水相的渗流阻力，在高渗透率地层与低渗透率地层之间形成压力差，这个压力差只要足够大，聚合物就会向低渗透率地层进行渗透，直到压力达到平衡，从而达到提高了波及体积的效果。从另一个角度看，注入聚合物可以改善水油流度比，控制注入液在高渗透层中的流动速度，使在高、低渗透层中以较均匀的速度向前推进，从而改善非均质层中的吸水剖面[2-3]。从微观上看，黏稠的高浓度聚合物在流经比较复杂的地层孔隙吼道时会产生涡流区，使剩余油变成油滴从而被携带走[3]。通过聚合物驱油机理笔者了解到聚驱后聚合物的赋存位置，即之前水驱可进入的孔渗好的大孔隙和一些孔渗不好的微孔隙喉道中。根据岩心聚驱的实验研究，随着聚驱的持续，由于聚合物溶液吸附、滞留等特性，能够填充孔隙体积[4-7]。

在聚合物声学特性方面，水的声传播速度大于聚合物溶液中的声传播速度，也就是说聚合物溶液声波时差比水大[8-9]。一般认为，聚驱前后孔隙度变化不大，岩石骨架和孔隙所占的体积为一定值,且岩石骨架声波时差不变，由于孔隙流体被聚合物溶液替代，导致声波时差响应增大。分析原因是聚合物溶液黏度比水大,相应地对声波能量的损耗也比水大。聚合物长期驱替可能会滞留，导致孔隙有所减小，从而导致声波时差响应减小。但是与前一种因素相比是次要的。综合而言，聚驱后储层声波时差响应最终是增大的。

声波测井是最常见的常规测井之一，也是孔隙度评价最重要的一条曲线，由于聚合物驱替导致声波时差增大，造成储层孔隙度评价不准确，因此，研究聚驱后储层声波时差变化规律至关重要，可为储层孔隙度的校正提供依据。

1 实验设计与岩样分析

1.1 试样及测试系统

实验优选直径2.5 cm的7块人造岩样，编号并气测渗透率K。切割岩心使符合驱替实验胶套尺寸长度50 mm编号。人造岩心不需洗油洗盐操作，需要在ZHCS-Ⅱ型岩石电声参数综合全自动测量装置中110 ℃烘干24 h。切割、烘干处理后，测量岩心的净重、长度、直径3项要素。根据测量结果计算出平均长度l、平均直径d和岩样的密度值。所用地层水模拟大庆地区地层水，原始矿化度为6 000 mg/L，本次实验配置4 000 mL浓度为6 000 mg/L的NaCl溶液。聚合物溶液矿化度ρ1=1 000 mg/L。用BH-Ⅱ型真空加压饱和装置对岩样进行抽真空饱和模拟地层水，抽真空结束后，对岩心室内岩心进行48 h的NaCl溶液饱和，饱和结束后，取出岩心放入相应的NaCl溶液中使其保持饱和状态待用。用AEL-200型天平测量湿重和浮重，结合测量的净重，据阿基米德定律，计算可求得岩心孔隙度，再根据测量得到的岩心直径、岩心长度计算出岩心体积，结合计算出的孔隙度值，可求得岩心的孔隙体积Vk，见表1。

实验设计同一块岩样测量水驱、聚驱和后续水驱时的声波时差值，聚驱过程中考虑聚合物质量浓度ρ2、聚合物相对分子质量Mr的影响。本实验利用HF-F型智能超声P·S波综合测试仪，利用相应软件读取声波时差值。模拟地下真实的地层压力情况，对岩样加压(轴压和围压)分析，也考虑地层温度的影响。实验开始前，完成仪器和软件调试。一切检查无误后进行实验。首先测量常温、常压下岩样的纵波时差及电阻值并记录，然后加围压及轴压，将模拟油加入岩样，测量岩样此时的纵波时差及电阻值并记录。将流量设置为0.5 mL/h，对岩样进行驱替，每隔1 h对不同驱替状态下的岩样进行声电联测并记录，当溶液驱替至1.5～2.0倍孔隙体积后，改换另一种液体进行驱替，按上述的实验方法重复进行操作。同样的在溶液驱替至1.5～2.0倍孔隙体积后，实验完成并进行数据整理。

表1 岩心基本参数

1.2 实验方案

实验设计分为3个阶段。

(1)水驱阶段用模拟地层水将饱含模拟地层水的岩样驱替至声波时差稳定状态，用来模拟水驱后的冲洗带地层。

(2)聚驱阶段继续用聚合物溶液驱替岩样后，聚驱过程中考虑聚合物溶液质量浓度、相对分子质量的影响，用来模拟聚合物驱后的冲洗带地层。

(3)后续水驱阶段用模拟地层水驱替至声波时差稳定状态，用来模拟聚驱后泥浆滤液对冲洗带地层的冲刷。

对水驱、聚驱与后续水驱3个阶段声波时差的变化进行对比，分析孔隙内残余聚合物对声波时差值的影响。

2 实验过程与结果分析

对1～3号，4、5号和6、7号岩样进行驱替，声波时差随注入体积的变化见图1。横坐标零点左侧为常压声波时差值，零点为加压声波时差值(模拟地层压力，轴压15 MPa、围压15 MPa)。1～3号声波时差稳定值见表2，4、5号岩样声波时差稳定值见表3，6、7号岩样声波时差稳定值见表4。由图1可知，1～7号岩样驱替情况，压力增大，7块岩样声波时差降低。温度会对声波时差值产生较大影响，温度升高，7块岩样声波时差值会降低，温度恒定声波时差值稳定。无论常温还是模拟地层温度的条件下水驱之后聚驱，声波时差值增大，对4、5号岩样分析表明，在聚驱过程中改变聚合物质量浓度对声波时差影响较小。

图1 1～7号岩样驱替声波时差值Fig. 1 Acoustic time difference values of displacem-ent of No.1-7 rock samples

表2 1～3号岩样驱替声波时差变化情况

表3 4、5号岩样驱替声波时差变化情况

表4 6、7号岩样驱替声波时差变化情况

由图1可见，对1～3号、6和7号岩样分析表明，在聚驱过程中改变聚合物溶液质量浓度和分子量对声波时差影响较小可以忽略。在后续水驱时，7块岩样声波时差值又减小，孔渗近似的岩样声波时差变化情况相似。声波时差值减小是由于聚合物溶液被地层水驱替了，认为不同溶液驱替速度不同，改变溶液时声波时差突变所致，所以声波时差稳定值更具有研究意义，对聚驱声波时差增幅进行计算，3号岩样增幅明显，增幅4%以上，其他岩样增幅1%左右;继续对水驱之后聚驱声波时差值增幅和后续水驱声波时差降幅进行计算分析，7块岩样中6块增幅与降幅近似相等，但是3号岩样声波时差增幅达4%，降幅1%，后续水驱声波时差大于水驱声波时差较明显，结合前文实例说明在实际测井中会存在声波时差变化显著的情况。但是存在后续水驱声波时差略小于水驱情况，仍需进一步研究。

对两口井距较近、物性相近的聚驱后检查井北2-351-检P61和其对子井北2-4-P47井声波时差进行对比研究，发现部分层段聚驱后声波时差出现增大的情况，在取心水淹层段，随着水淹程度的增强，声波时差变化量有增大的趋势，利用校正后的孔隙度模型计算的孔隙度与岩心分析孔隙度符合较好。

3 结 论

(1)聚合物驱油可以描述为宏观上增大体积波及系数、微观上驱替微小孔隙残余油而提高驱油效率，聚合物溶液由于高黏弹性造成声波能量损耗大而至声波时差增大，据声波时差公式可得由聚合物声波时差增大导致测井响应一般增大。

(2)根据岩心聚驱实验可以验证聚驱后声波时差确有增大的现象，但聚驱过程中聚合物溶液浓度分子量对声波时差影响不大，可以忽略不计。

(3)聚驱后岩心声波时差增大幅度相差很大，3号岩心增幅明显超过4%，其它岩心增幅不足1%，分析与聚合物滞留有关，具体情况仍需进一步研究。

(4)聚驱声波时差增大，后续水驱模拟实际测井时泥浆滤液冲洗声波时差又有一定减小，但和水驱相比存在声波时差测井值增幅很大的情况，认为实际测井声波时差增幅3%以上时需对孔隙度模型进行校正，以提高孔隙度的评价精度。