引言

海上砂岩稠油油藏具有非均质性强、有效厚度大、含油井段长的特点，更容易导致层间及层内矛盾的产生，对聚合物纵向调剖能力要求高^[1-3]。经过长期的注水开发以后，近井地带含油较少，剩余油主要分布在油藏深部及非均质性比较突出的地带，而储层非均质性逐渐成为海上油田开发的主要矛盾之一^[4-5]。油层非均质性使水驱或化学驱波及系数降低，造成注水或注剂无效循环，从而导致最终采收率不高。因此，研究驱油体系在非均性油藏深部渗流规律及驱油效率显得尤为重要^[6-7]，对于化学驱油剂的研发、评价、筛选及进一步提高原油采收率提供理论依据^[8]。在石油工程领域，普遍认为聚合物驱提高采收率的作用机理是提高宏观波及效率^[9-13]和提高微观洗油效率两个方面。有研究表明，在驱油剂扩大波及体积和提高驱油效率两个影响采收率的因素中，扩大波及体积对采收率的作用效果更明显。聚合物驱可以增加水相黏度、改善流度比的特性，能够缓解非均质性油藏水驱油开发矛盾^[14-19]。薛新生^[20]通过室内岩芯驱替实验发现了聚合物驱油体系纵向波及效率和流变性能(黏度、幂律指数 $n$ 、稠度系数 $\overline K$ )之间的关系，同时也表明仅仅依据黏度衡量聚合物驱油体系波及效率是不够的。本文在此研究成果上，专门设计了一种模拟油藏深部层内非均质性的二维可视填砂模型，并开展了相关驱油体系的渗流实验。

1 实验部分 1.1 实验材料及装置

材料：甘油，分子量92.09，分析纯；普通聚丙烯酰胺聚合物A干粉，相对分子量1 550×10⁴；疏水缔合聚合物B干粉，相对分子量978×10⁴；粒径筛分石英砂；实验用油为模拟油，黏度为70 mPa·s(25 ℃，剪切速率为7.34 s^-1)；实验用水为模拟地层矿化水，其离子组成如表 1。

装置：德国Anton paar MCR301流变仪；压缩机(工作压力0~10 MPa，流速控制范围0~10 mL/min)；活塞式中间容器(体积10 mL)；图像数据采集与处理系统(图像拍摄分辨率1 080 p)；JJ-1增力电动搅拌器(功率150 W)；电子分析天平(精度0.001 g)；量筒；烧杯等。

1.2 实验模型设计与制备

参考海上某油田的非均质性储层特征，设计并制作能够在高压下模拟油藏深部层内非均质状况的二维可视填砂模型。该模型的设计包括两块长方形PMMA板，分别用于制作模型的底板和盖板，底板模型设有3个并列填砂槽，填砂后为低、中、高3种渗透层，填砂槽之间刻有均匀细密的流体通道，可以保证填砂槽内渗透层之间有流体交换而不会导致砂子的运移。填砂槽的注入端设有一条导流槽，可以保证驱油体系沿填砂槽渗透层的横截面均匀推进，准确模拟驱油体系在地层深部的渗流状况。导流槽的侧壁上设有一个洗液出口，在交替注入流体时，可打开洗液出口的阀门排放冲洗导流槽内多余的液体。在每个填砂槽的末端均设有一个相应的出液口。在模型里3个填砂槽内充填不同粒度的石英砂后，盖上密封胶垫、密封圈和盖板，拧紧固定螺丝，充高压气加围压，从而形成二维可视填砂模型。

模型设计尺寸：两块面板长宽高为160 mm× 120 mm× 20 mm，每个填砂槽长宽高为100 mm× 20 mm×2 mm。

渗流实验装置还需要的设备有：空压机、气瓶(平流泵)、高清摄像头及计算机等。具体的实验模型及装置见图 1和图 2。

该填砂模型可根据实验需要进行不同填砂组合以模拟多种非均质性油藏。本实验所采用的填砂组合物性参数见表 2。

1.3 实验流程

配制若干浓度的甘油、聚合物A及聚合物B溶液，对配制的溶液进行剪切速率扫描测试(25 ℃)，得到各浓度溶液的黏度与剪切速率关系曲线，每种驱油体系筛选确定一种浓度，使3种驱油体系在同一剪切速率下( $\gamma$ )，黏度近似相等，然后进行相关驱油体系的渗流实验研究，具体步骤如下：

(1) 在二维可视填砂模型的3个填砂槽内填充不同粒径的岩芯砂岩颗粒或石英砂，刮平压实，拧紧固定螺丝并向填砂模型加围压，连接好实验装置；

(2) 水驱测模型渗透率；

(3) 饱和70 mPa·s的模拟油；

(4) 控制流体在模型中的剪切速率为 $\gamma$ 。依据制备填砂模型及驱油体系的参数，计算渗流实验的注入流量，计算公式如下

$ Q = \dfrac{{4n}}{{3n + 1}}\gamma A\sqrt {\dfrac{{1 \times {{10}^{ - 6}} \times K \times \phi }}{2}} $

(1)

式中：

$Q$ —注入流量，mL/s；

$n$ —幂律指数，无因次；

$\gamma$ —剪切速率，s^-1；

$A$ —横截面积，cm²；

$K$ —模型平均渗透率，D；

$\phi$ —模型孔隙度，%。

(5) 以步骤(4)中计算出的注入流量进行渗流实验，每隔10 s采集图片一次并同时保存图片色阶信息，记录流体驱替前缘的变化情况；

(6) 模型中含油饱和度变化不明显时结束实验，注入体积不少于0.6 PV；

(7) 重复上述实验步骤，进行其他驱油体系的渗流实验；

(8) 根据采集图片的色阶数据，计算填砂槽内的含油饱和度变化，分析实验结果。

2 实验结果分析 2.1 驱油体系的流变特性

幂律模型是最常用的流变模型之一，其流变学方程为^[21-22]

$ \eta (\gamma ) = \overline K \gamma ^{n - 1} $

(2)

式中：

$\overline K$ —稠度系数，Pa·s $^n$ ；

$\eta$ —表观黏度，Pa·s。

对于剪切流体区， $n\leqslant$ 1。对牛顿流体， $n$ =1， $\overline K$ 就是恒定黏度。该方程在假塑性区域内能够较为准确地描述流体的流变性， $n$ ， $\overline K$ 值大小可以直观地描述流体的流变性。

实验配制系列浓度的甘油(60%、70%)、聚合物A(1 500 mg/L、1 750 mg/L、2 000 mg/L)、聚合物B(500 mg/L、750 mg/L、1 000 mg/L)溶液，经过流变仪剪切速率扫描测试(图 3a)，从中筛选出3种驱油体系溶液，使其黏度-剪切速率曲线相交，且相交点的剪切速率尽可能小，溶液黏度接近海上油田现场用聚合物溶液黏度20 mPa·s左右。实验最终筛选3种驱油体系分别为70%的甘油、1 750 mg/L聚合物A和500 mg/L聚合物B，黏度与剪切速率关系曲线和性能参数分别见图 3b和表 3。

实验中所选驱油体系甘油是牛顿流体，黏度只随温度变化而变化，与剪切速率无关，聚合物A与聚合物B是非牛顿流体，黏度随剪切速率变化而变化。不同的驱油体系流变性差异较大，表现为幂律指数 $n$ 不一样。根据公式(2)计算得到70%的甘油、1 750 mg/L聚合物A和500 mg/L聚合物B溶液的幂律指数 $n$ 分别为1.008、0.754、0.528。从图 3b、表 3可以看出，当剪切速率为25.2 s^-1时，3种驱油体系的黏度近似相等，分别为20.9、19.1、18.4 mPa·s。本实验确定渗流实验驱油体系注入剪切速率固定在25.2 s^-1，根据模型参数及公式(1)计算得出各驱油体系的渗流实验注入流量。

2.2 剩余油的形成

在三次采油阶段，经过大量实验以及地质分析后，认为决定石油采收率的基本地质因素是储层的非均质性，其中，层内非均质性主要表现为层内渗透率的非均质性，它控制水驱油的波及厚度，影响着油藏的吸水剖面和产液剖面，同时也是油藏开发中层内矛盾的主要控制因素。海上油田水驱开发中后期，表现出单井含水率较高、单层突进现象明显、很容易造成高渗透层“指进”，而低渗透层基本处于未动用状态，注水波及体积小的特点，因为油层厚度较大，为了进一步挖潜这部分的价值，实验研究了水驱或聚驱后非均质油藏剩余油成因。

从图 4中可以看出，驱替过程中，注入当量(0.6 PV)的3种驱油体系，由于模型中填砂区域层内非均质性矛盾的存在，其在模型中均呈现楔形的剩余油分布状态。具体对比模型饱和原油的透光处的面积(图 4a)，可以看出透光处面积由小到大依次是甘油驱后(图 4b)、聚合物A驱后(图 4c)、聚合物B驱(图 4d)，聚合物驱的波及面积大于甘油驱替时的波及面积。甘油作为牛顿流体，在渗流实验中表现为较强的水驱油开发特征，当模型高渗透层含水饱和度达到极限时(亮度不再变化)，中、低渗透层黑色区域较广，尤其是低渗透层的原油几乎没有动用，说明注入水早已进入无效循环阶段，剩余油主要存在中、低渗透层中。聚合物渗流实验中，模型中、低渗透层黑色区域明显减少，说明驱油体系深入到中、低渗透层较远的地方，波及到甘油驱无法动用的含油区域，而由于聚合物A与聚合物B溶液流变性上的差异，使得聚合物B的波及体积更好于聚合物A，中、低渗透层的剩余油分布明显减少。上述研究表明，相对水驱，聚合物溶液的流变性能够改善非均质性开发矛盾，延缓注水进入无效循环的阶段，而聚合物之间的流变性差异也影响波及程度，虽然3种驱油体系的工作黏度近似相等，但流变性差异导致了其在模型中明显的不同剩余油分布。

2.3 渗流机理分析

填砂模型渗透层的吸液量越大，表明该渗透层的波及效率越好，含油饱和度变化也就越明显。按照实验流程进行了70%的甘油、1 750 mg/L聚合物A、500 mg/L聚合物B的渗流实验，根据模型注入0.3 PV和0.6 PV的驱油体系时采集的图片色阶信息计算，可得到模型每一个渗透层含油饱和度下降值。

参考图 5可知，层内非均质性的二维可视填砂模型渗流实验中，3种驱油体系高低渗透层及中低渗透层吸液量差异的大小顺序为：甘油>聚合物A>聚合物B。同一驱油体系，随着注入量的增加，高、中、低吸液量差异进一步“恶化”，高渗透层由于存在明显的流动优势，吸液量相对越来越多，含油饱和度下降最快，而低渗透层由于流动阻力较大，吸液量相对越来越少，含油饱和度变化最小。而在同一注入量情况下，3种驱油体系的渗透层含油饱和度变化差异明显不同。结合表 4，如注入量为0.3 PV时，甘油驱高低渗透层的含油饱和度变化差值为21.30%，聚合物A驱高低渗透层的含油饱和度变化差值为17.21%，而聚合物B驱高低渗透层的含油饱和度变化差值仅为10.32%。当注入量增加到0.6 PV时，对比注入量为0.3 PV时，3种驱油体系各自的高低渗透层含油饱和度变化差幅依次为12.23%、9.68%、7.47%，显然甘油驱的高低渗透层吸液量差变大的趋势更为严重，最终表现为三者之间的体积波及系数也不同，可见聚合物驱有更好流度控制能力。

在剪切速率为25.2 s^-1时，3种驱油体系的剪切黏度近似相等，为什么实验高中低渗透层含油饱和度变化出现如此大的差异呢？分析认为，驱油体系进入模型以后，首先进入流动阻力较小的高渗透层，甘油是牛顿流体，黏度是不随剪切速率变化而变化(只与温度有关)，当它进入高渗透层时，导致高渗透层内流动阻力逐渐下降，高、低渗透层流动阻力差进一步扩大，吸液量差也进一步扩大，模型水驱油整体效果较差。当注入聚合物溶液时，由于聚合物是非牛顿流体，黏度是变化的，随着聚合物溶液不断深入高渗透层，流动速率减慢，黏度也在不断变大，高渗层流动阻力逐渐增加，注入压力大幅度提高，使得中、低渗透层吸液压差增大，吸液量增加，即模型整体波及体积就会比较大。由于聚合物A与聚合物B的流变性差异，具体表现为前者幂律指数 $n$ 小于后者，二者黏度随剪切速率变化幅度不同，所以聚合物B驱的波及效率相比聚合物A会更好一些。以上分析说明，在同一剪切速率下，黏度近似相等的几种驱油体系，由于存在流变性差异，其在层内非均质性油藏中的渗流变化规律不同，聚合物驱油体系流变性越强，波及效率越大。

3 结论

(1) 研制了二维可视填砂模型，能够模拟层内非均质状况及地层上覆压力，通过图像采集和数据处理，研究驱油体系的波及效率。

(2) 同一剪切速率下，剪切黏度相近，但流变性不同的3种驱油体系在非均质模型中的渗流差异较大。驱油体系的流变性差异，影响驱替时的波及效率，表现为幂律指数 $n$ 越小，波及效率越高。

(3) 聚合物溶液的评价筛选时不仅依据剪切黏度，还要结合油藏条件考察聚合物溶液的流变性能，利用聚合物溶液在多孔介质中流变性差异，通过优选聚合物，能够进一步增加聚合物驱的波及效率。