三元复合驱（ASP）作为三次采油中提高采收率的开发措施，最早由国外在上世纪70年代提出。大庆油田在1988年最先引入国内。室内模拟和矿场试验研究表明，三元复合驱既能实现扫油面积的增大，又能实现驱替效率的提高，且平均采油效率比水驱高20%。目前，多个油田的生产单位已进行了三元复合驱的开发实践［1-3］。为了实现采收率的提高，研究者多从三元复合驱替剂与原油物性之间产生化学反应的角度出发，针对特定地区某一原油物性的复合驱替剂的化学组分配比情况开展具体工作，重点是确定不同表面活性剂对降低界面张力的作用。经过近30 a的实践摸索，各油田已实现了针对特定地区原油物性的复合驱替剂的制备［4-6］。复合驱替剂中的强碱、高分子聚合物等化学物质会对储层产生一定的物理化学改造作用，从而改变储层内部的孔渗条件，进而影响后期剩余油挖潜措施的制定［7］。但是受限于真实岩心资料的缺乏，很少有学者利用同一沉积单元不同开发阶段的取心井资料，开展复合驱替剂与岩石颗粒之间的化学反应对储层孔渗条件改造的定量化研究［8-9］。为了综合分析复合驱对剩余油的驱替效率，同时确定复合驱对储层物性的改造作用，进而分析其对储层产能的影响，有必要利用同一沉积微相内复合驱前后2个阶段的取心井岩心数据开展研究。

1 研究区概况及开发现状

研究区位于大庆长垣杏树岗油田杏六区东部，主力油层为葡萄花油层组的PI1-3小层，属于浅水三角洲沉积背景下的三角洲平原亚相。该主力层在1968年投产后，经历数次井网加密调整，到2007年的综合含水率超过95%，属于特高含水阶段。该地区在2007年底进行了三元复合驱的开发部署，其中三元复合驱替剂注入到PI1-2层的井数约占1/3，均集中在研究区西部。大部分井的注入层位是PI3小层，分布在研究区中东部。在进行复合驱之前，钻取X6-12-JE24井以确定水驱之后的剩余油分布情况。该井在2008年12月作为复合驱的采油井投入生产，射开层位即是PI3小层。在2015年底，距该井36 m处钻取X6-11-J650井以研究复合驱后的剩余油分布特征。

2 复合驱层段岩心特征

2.1 岩性特征

2口取心井均在PI3小层内发育近3 m的泥岩夹层，将该小层分为PI32和PI33两个单砂体，其中X6-12-JE24井的 2个单砂体分别厚 3.9，5.3 m，X6-11-J650井的2个单砂体分别厚4.0，5.9 m。各单砂体内的不同岩性厚度及厚度比数据如表1、表2所示。单砂体范围内颗粒粒度整体呈正韵律，并且2口井中PI32单砂体与下伏灰绿色泥岩接触处均无明显冲刷面，而呈突变接触，表示在该砂体沉积时期2口井所在位置的水动力均突然增强。PI33单砂体与上覆灰绿色泥岩之间呈渐变接触，表示该沉积时期2口井位置均处于稳定的水进阶段。其中PI33单砂体的顶部粉砂岩段偶见钙质团块及泥质条带。根据取心井地层厚度与井距数据，按照三角函数公式计算地层倾角为0.8°左右，为平缓地层。结合该地区浅水三角洲的沉积背景［10-11］，且根据浅水三角洲条件下分流河道的宽厚比达80～90［12-14］，认为2口井位于三角洲平原亚相中的同一分流河道沉积内，且属于同一个沉积单元。

表1 取心井内PI32单砂体岩性厚度

厚度/m岩相厚度比/%X6-12-JE2 X6-11-J650 X6-12-JE2 X6-11-J650粉砂岩 3.86 0.37 100 9.32泥质粉砂岩 0..00 1.08 0 27.20细砂岩 0..00 2.52 0 63.48

表2 取心井内PI33单砂体岩性厚度

厚度比/%X6-12-JE24 X6-11-J650 X6-12-JE24 X6-11-J650粉砂岩 0.98 1.82 18.39 30.84泥质粉砂岩 0.09 1.07 1.69 18.13细砂岩 4.26 3.01 79.92 51.02厚度/m岩相

在PI32单砂体层段，X6-12-JE24井的岩性主要为粉砂岩，而X6-11-J650井的岩性以细砂岩为主，其次为泥质粉砂岩和粉砂岩。该单砂体内横向上的岩性变化表明，2口井位于同一河道的不同位置，即X6-12-JE24井与分流河道主体的距离要比X6-11-J650井远，X6-11-J650井更靠近河道主体位置。在PI33单砂体层段，两井的岩性均主要为细砂岩，其次为粉砂岩及泥质粉砂岩。按照沉积相带的横向变化规律，2口井砂体连通。该单砂体内岩性横向变化表明，X6-12-JE24井更靠近河道主体位置。因此，三角洲平原亚相中的分流河道在该小层内表现出迁移的特征，由下到上河道主体由北向南发生了迁移。按照单砂体内岩性组成规律，建立岩性组合模型（见图1）。

埋地管道是输送原油、成品油和天然气等石油资源的重要载体,是连接上游资源和下游用户的纽带.目前，我国长输管道逐渐向大口径、高压力、高强度、长距离等方向发展.由于输送距离较长,埋地管道受途经地形地貌特征影响较大.长期埋于地下,经常由于出现地质滑坡、坍塌、水毁、湿陷性黄土等自然灾害而造成管道局部悬跨,给管道输送带来严重的安全隐患.为保障管道输送的安全运行,有必要对局部悬空管道进行安全性研究.

2.2 物性及含油性特征

考虑到重力因素对储层中流体渗流的影响［15-16］，以取心井X6-11-J650井PI3小层2个单砂体中的细砂岩段作为分析的目的层段。将该层段按照厚度等分为上、中、下三段，其孔渗分布如图2所示。在PI32单砂体内，孔渗数据由上到下均由大变小；PI33单砂体内，孔隙度在中部呈低值，渗透率数值由上到下逐渐减小。结合研究区进行三元复合驱的开发实际，认为该细砂岩段在长期的复合驱替剂的冲刷过程中产生一系列物理化学反应，颗粒溶蚀部分在重力分异作用下向底部发生沉淀，对部分小孔隙造成堵塞，引起渗透率在垂向的分布差异。

图1 取心井PI3小层单砂体级别储层内部岩性组合模式

表3 取心井PI32单砂体内岩性物性及含油饱和度

含油饱和度/%X6-12-JE24 X6-12-JE24 X6-12-JE24 X6-11-J650粉砂岩 27.97 1.61 50.67泥质粉砂岩细砂岩20.96孔隙度/%岩相X6-11-J650 26.73 21.23 29.02渗透率/μm2 X6-11-J650 0.62 0.02 1.34

表4 取心井PI33单砂体内岩性物性及含油饱和度

含油饱和度/%X6-12-JE24 X6-12-JE24 X6-12-JE24 X6-11-J650粉砂岩 24.10 0.53 41.40 42.30泥质粉砂岩 33.60细砂岩 29.50 2.66 29.40 25.90岩相孔隙度/%X6-11-J650 27.50 22.20 30.20渗透率/μm2 X6-11-J650 1.32 0.37 4.58

在复合驱之前，PI32单砂体中粉砂岩的含油饱和度比PI33中的高18.3%。在复合驱之后，由于X6-11-J650井的粉砂岩及泥质粉砂岩呈薄条带状分布，这2类岩性的测试数据点少不再参与计算。根据细砂岩的测试数据计算结果，PI32单砂体中细砂岩的含油饱和度比PI33中的低19.1%，且在PI33单砂体中，复合驱前后粉砂岩与细砂岩中的含油饱和度之比分别为1.4倍和1.6倍。数据表明：在复合驱之后，2个单砂体内不同岩性段的油气富集程度发生了变化，且该变化不是均匀的，而是与岩性有关。

3 储层改造特征

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基于PI3小层单砂体级别相同岩性约束条件进行了储层改造特征的研究。由于2口取心井的岩性在PI32单砂体内的差异较大，不满足相同岩性前后对比的要求。而PI33单砂体能够满足该条件，因此主要以PI33单砂体作为分析储层物性变化的目的层段，且由于X6-12-JE24井的泥质粉砂岩段所占比例太小，本次对比主要在2口取心井PI33单砂体内的粉砂岩和细砂岩段中进行。

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对2口取心井在主力油层段均进行了密集取样测试。根据岩心孔渗测试结果，得到各类岩性段的孔渗数据（见表3，表4）。X6-12-JE24井中PI3小层的测试数据表明，在复合驱之前，PI33单砂体中粉砂岩的孔渗性均比PI32中的差，且渗透率只有PI32中的33%。X6-11-J650井中PI3小层的测试数据表明，在复合驱之后，PI33单砂体中粉砂岩、泥质粉砂岩及细砂岩的孔渗性均比PI32中的好，且粉砂岩、泥质粉砂岩和细砂岩中的渗透率分别为PI32中的2.1倍、18.5倍和3.4倍。由于JE24井中PI33单砂体内泥质粉砂岩段薄，厚度比例低，该位置处得到的孔渗数据可信度不高，故对该数据自动忽略。根据前文分析，只有当2口井位于同一分流河道内的同一沉积单元条件下，关于物性数据的分析对比才有实际意义。上述结果表明PI3小层内2个单砂体中，不同岩性之间的孔渗发育程度存在差异，且经过复合驱之后，2个单砂体的孔渗条件均发生了变化。

图2 X6-11-J650井PI3小层细砂岩孔渗分布

以上数据显示，驱替剂在一定程度上对储层进行改造，且这种改造存在一定的规律性，需要结合开发历史进行分析。之所以出现复合驱替剂对细砂岩的改造程度低于粉砂岩，是因为在早期的水驱过程中，由于细砂岩孔渗初始条件优于粉砂岩。所以，细砂岩作为优选路径首先受到注入水的冲刷，而粉砂岩由于初始物性差，会形成注入水的绕流，故而在早期开发阶段其物性影响程度低于细砂岩。在后期的复合驱开发阶段，由于聚合物的黏度增大，注入剂不再集中于细砂岩中流动，而在粉砂岩中的流动范围增大，驱替剂波及体积的增加导致粉砂岩的改造程度明显提高，而细砂岩中的改造程度已不再明显。因此，对特高含水期的剩余油进行挖潜时，仍要将主力油层段的低渗区作为目标区，通过化学驱替剂的注入，进而增大波及体积，对早期绕流式的剩余油实现有效驱替。

4 驱替效率分析

根据以往研究，认为储层中剩余油丰度及产能与储层孔隙度、渗透率、含油饱和度、有效厚度等因素有关［17-19］。本次通过复合驱前后对比发现，在复合驱开发之后，不同岩性层段的孔渗条件均有所增强，且局部层段的剩余油饱和度超过40%，即在复合驱之后，仍存在一定的剩余产能可供挖潜。

从表1可以看出,PMOS管P1、P2的最小可检测电阻R1和R2均为1 GΩ,而NMOS管的开路电阻R3和R4无法被检测出来。由于新型的低电压8T SRAM中加入了专门的读通路,写入路径和读取路径不同,读取操作只打开其读字线,通过晶体管N7、N8进行读取数据,而不打开写字线,不能有效地得到出错的电阻值。因此,NMOS管的稳定性故障很难被检测出来。

表5 取心井细砂岩段不同位置含油饱和度

单砂体名称 测试位置 含油饱和度/%X6-12-JE24 X6-11-J650上PI32 28.3中19.6下15.8上PI33 46.7 41.3中27.0 23.0下17.9 13.6

根据以上分析认为，在三元复合驱之后，不同岩性间的物性差异也进一步加大，储层非均质程度增强，降低了复合驱替剂在储层中的扫油效率，进而影响油井产能。因此，需要对储层在单砂体中的级别进行更精细的储层砂体类型识别，确定驱替剂绕流区，对与其相邻的高渗区进行堵水，且在高渗区驱替效率较低的中上部进行注入剂注入速率的调整，以缓解重力因素的影响。在井网范围内综合利用调剖堵水、细分层注液等技术，实现剩余油的有效排驱［20-22］。

5 剩余油产能评价

根据2口取心井的含油性测试资料，在复合驱之后，PI33单砂体内的剩余油饱和度在不同岩性中的变化存在差异。在细砂岩中的含油饱和度降低幅度达11.9%，在粉砂岩中的含油饱和度略有增加，增加幅度为2.2%。即三元复合驱替剂在细砂岩中的扫油效果明显，而在粉砂岩中由于渗流条件的限制，导致剩余油更集中。结合上述物性及岩性组合分析，认为三元复合驱替剂在孔渗性好的层段能够对剩余油进行有效排驱，而在孔渗性差的层段虽然能够增大波及体积而增加扫油面积。但是受重力的影响，在顶部低渗区并未形成有效驱替，反而发生了周围高渗区驱替出的可动剩余油在该部位的再次聚集，形成绕流式剩余油。因此，对剩余油的挖潜，需要在岩性组合的基础上，寻找有效的对顶部低渗区的挖潜方式。

如表4所示，PI33单砂体层段在复合驱之后，粉砂岩中的孔隙度增加14.2%，渗透率增加149.1%。细砂岩中的孔隙度增加2.4%，渗透率增加72.2%。即复合驱对储层孔渗条件的改造程度与岩性类型相关性比较明显，且复合驱替剂对粉砂岩的改造程度远高于细砂岩。但是对比复合驱之后粉砂岩与细砂岩层段的孔渗条件，结果仍然是细砂岩中的孔渗发育程度要高于粉砂岩。尤其是细砂岩的渗透率是粉砂岩中的3.5倍。即在复合驱之后，细砂岩段仍是复合驱替剂在地下的主要渗流路径。

如表5所示，在X6-11-J650井PI3小层PI32单砂体内，细砂岩段上部的剩余油饱和度分别为中部和下部的1.4倍和1.8倍。在PI33单砂体中，该比例分别为1.8倍和3.0倍，结合物性数据，说明PI33单砂体中细砂岩内剩余油丰度垂向分布差异性比PI32中的强。在PI33单砂体中，与复合驱之前的X6-12-JE24井对比，上、中、下3部分剩余油降低的幅度分别为11.5%，14.8%和24%，即细砂岩下段的驱替效率最高。说明复合驱替剂在储层中的渗流受重力因素的影响较大。

6 结论

1）复合驱对储层的改造程度与开发历史有关。在初始物性条件好的早期注入剂主渗流通道内，复合驱的改造程度相对较低；在初始物性条件差的非主渗流通道内，复合驱的改造程度相对较高。

2）复合驱替剂对剩余油的驱替因储层发育程度和岩性组合特征而产生2种结果。在孔渗性好的层段发生剩余油的排驱，在孔渗性差的储层顶部发生剩余油的再次聚集，形成绕流式剩余油。

3）在特高含水期，储层内仍存在一定的剩余油潜力，该部分剩余油形成的主控因素是重力因素。重力对驱替剂的流动产生垂向分异，驱替剂主要集中在储层中下部，因而顶部的驱替效率低。

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4）在特高含水期，实现顶部剩余油的有效驱替是油田开发后期挖潜的重点。需要通过一系列的开采措施降低重力的影响，对砂体顶部绕流式剩余油进行有效挖潜。

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