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王 玲，徐宏光，蒲 草，蔡韵凝
1.南充职业技术学院，四川南充637000；
2.中国石化胜利油田分公司石油工程技术研究院，山东东营257000；
3.胜利石油管理局博士后科研工作站，山东东营257000
稠油在世界油气资源中占有很大的比重，热力采油作为目前稠油开发的主要手段，取得了显著的效果。但热力采油面临能耗高、成本高等问题，低成本、低排放的冷采技术成为国内外的研究方向。近年来，以化学降黏代替加热降黏成为国内外稠油化学冷采的研究热点［1-4］。
胶质沥青质是稠油黏度的主要来源。胶质沥青质是由层片状稠环化合物堆叠而成的聚集体，稠环与原油中O、N、S以及金属原子等杂原子易形成氢键、范德华力等作用力，导致稠油黏度升高。化学降黏剂主要分为油溶性降黏剂和水溶性降黏剂两大类。油溶性降黏剂利用高温或溶剂使胶质沥青质分子堆积层隙变得疏松，使降黏剂分子通过溶解、分散和渗透作用进入胶质沥青质分子层之间，起到降低稠油黏度的作用。水溶性降黏剂主要通过分子间的作用力破坏稠油大分子聚集体，使稠油与水形成油水分散体系，从而降低稠油黏度。由于油溶性降黏剂的使用条件苛刻、用量大、成本高，而水溶性降黏剂的应用范围广、用量少、价格低，因此水溶性降黏剂具有广阔的应用前景。
由于未考虑储层层间差异，目前降黏驱采收率存在较大差异，层间差异储层的动用规律不明确［5-6］。为更好地研究水驱稠油降黏驱差异储层动用规律，笔者制作层间渗透率差异岩心并进行实验，分析水驱稠油降黏驱差异储层原油动用规律，以期为水驱稠油油藏降黏驱的驱油规律和采收率的预测提供实验支撑和理论支持。
1.1 实验装置
采用多功能驱替装置和Micro CT扫描仪进行实验［7-8］，多功能驱替装置由恒压恒流泵、中间容器、方形岩心夹持器、压力采集系统、回压控制系统、油气水计量装置等组成。CT扫描仪主要包括X线源、样品夹持器、X线探测器以及相应数据存储、处理的工作站、显示器等。
1.2 实验样品与流体
制作符合现场渗透率要求的胶结岩心，模型1、2、3为层间渗透率差异储层模拟岩心，岩心物性参数如表1所示。实验油样采用地层原油，油样在地层温度（60℃）下的黏度为424 mPa·s［9］。实验用水采用现场配制注入水。实验用降黏剂质量浓度为3 g/L。
表1 岩心物性参数
1.3 实验步骤
驱替实验步骤分为5步。①饱和油田水：用抽真空的方式将岩心饱和油田水，根据饱和前后岩心质量和油田水密度计算岩心孔隙体积。②饱和油并老化岩心：将岩心装入驱替流程，调整温度和压力，以0.5 mL/min的流速饱和原油，老化3～7 d。③岩心一次水驱油实验：用油田水以0.5 mL/min进行一次水驱，至含水率为95%时停止，收集采出液。④注入降黏剂：按照现场要求，注入适量的降黏剂，保持温度和压力，继续老化1 d。⑤岩心二次水驱油实验：用油田水以0.5 mL/min进行二次水驱油，至含水率为98%时停止，收集采出液。实验过程中记录压力、出水、出油、出液总量，并计算采收率。
CT扫描实验根据文献［10］进行。
2.1 层间差异储层动用规律分析
模型1上层渗透率为200 mD，下层渗透率为400 mD，上下层渗透率差距较小，岩心CT扫描结果如图1所示。由图1可知：岩心剩余油主要分布在上层，上层有近20%的岩心剩余油未被动用，其他波及部分动用率为50%左右。下层剩余油动用率比上层高，除20%剩余油未被动用，其他大部分剩余油动用率为75%左右，小部分动用率达100%，剩余油相对较少。上下层动用率差距较小，总体原油动用率均较低，剩余油较多。
图1 模型1的CT扫描图
模型2上层渗透率为200 mD，下层渗透率为700 mD，上下层渗透率差距较大，岩心CT扫描结果如图2所示。由图2可知：岩心剩余油主要分布在上层，上层30%左右的岩心剩余油未被动用，其他部分动用率为50%左右。下层剩余油相对较少，大部分岩心剩余油动用率在50%～75%，少部分动用率达100%。上下层动用率差距增大，总体动用率升高，剩余油降低。
图2 模型2的CT扫描图
模型3上层渗透率为200 mD，下层渗透率为1 000 mD，上下层渗透率差距最大，岩心CT扫描结果如图3所示。由图3可知：岩心剩余油主要分布在上层，上层剩余油动用率比下层高。下层剩余油相对较少，剩余油未被动用部位极少，大部分动用率在75%以上，部分剩余油动用率达100%。上下层动用率差距最大，总体动用率最大，剩余油最少。
图3 模型3的CT扫描图
设置3个储层原油黏度均相同，渗透率差不同，横向比较3个层间渗透率差异储层。从岩心CT扫描结果可以发现其动用规律有以下2个特征。①3个层间渗透率差异储层模型均主要动用高渗透层原油，高渗透层原油动用率较高，低渗透层原油动用率较低。这是由于低渗透层渗透率低，孔隙少，原油较难采出；
高渗透层渗透率高，孔隙多，原油较易采出。②渗透率差小的层间渗透率差异模型，上下两层采出率差距较小，随渗透率差的增大，上下层采出率差距增大。
2.2 层间渗透率差异储层采收率分析
表2为层间渗透率差异储层采收率情况。由表2可知：层间渗透率差异储层的渗透率越大，采收率越高；
层间渗透率差值越大，采收率越高。渗透率的提高更有利于高渗层动用率的提高，高渗层动用率高于低渗层。降黏剂驱对高渗层影响显著，降黏剂驱后，高渗层动用程度最大，采收率提高幅度达到7.07%；
低渗层整体动用程度低，高渗层整体动用程度高，后续水驱贡献更大。
表2 层间渗透率差异储层采收率
1）层间渗透率差异储层采收率随渗透率的提高而提高，渗透率的提高更有利于高渗储层动用率的提高。
2）层间渗透率差异储层模型均主要动用高渗透层原油，高渗透层原油动用率高于低渗透层原油动用率；
渗透率差小的层间渗透率差异模型，上下层采收率差距较小，随渗透率差的增大，上下层采收率差距增大。
