剩余油分布的微觀特征及其可動用程度的定量表征

王立輝，夏惠芬，韓培慧，曹瑞波，孫先達，張思琪

（1.東北石油大學石油工程學院，黑龍江大慶 163318；2.中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江大慶 163712）

0 引言

儲層剩余油含量是制定和調整油田開發方案及進一步提高采收率的基礎。我國大部分油田已進入高含水期的中后期開發階段，由于我國油田地質條件復雜，原油性質差異大，仍有大量剩余油殘留在地層中。因此，在油田開發中準確描述剩余油飽和度，明確賦存狀態及分布特征，制定具有針對性的剩余油挖潛措施，對油藏開發具有重要的指導意義［1-4］。

目前，微觀剩余油分析方法主要采用2 種模型：①一種是巖心薄片，采用熒光顯微鏡、微納米CT、低場核磁共振等技術對巖心薄片中的剩余油進行分析。孫先達［5］利用紫外光激發熒光顯微鏡，根據熒光圖像中不同位置原油的發光特性，計算含油飽和度，最終確定巖心薄片中巖石、油及水的絕對比例。與傳統方法相比，該方法能快速、簡便地對微觀剩余油進行分析，能消除人為干擾，使分析結果更加準確。然而常規的熒光顯微鏡圖像分析方法存在清晰度差、分辨率低油水色差、油水界面不清、不易觀察等缺點。李宜強等［6］利用改進的熒光顯微鏡、巖心冷凍切片及激光掃描共聚焦顯微鏡來分析剩余油，該方法具有圖像清晰的優點，使油水界面區分更加明顯，能準確分辨油、水及礦物形態。狄勤豐等［7］利用低場核磁共振，通過發射射頻脈沖，分析孔隙及流體對脈沖信號的吸收與反射不同，反演計算出馳豫曲線T2譜，對巖心內的可動流體飽和度及孔隙結構特征參數進行計算。由于低場核磁發射的脈沖信號穿透能力有限，對巖石骨架的反饋不夠準確，檢測需要對巖心進行切割，且要求尺寸有限，因此不能反映巖心中流體的真實情況。②另一種是玻璃刻蝕可視化模型。夏惠芬等［8］采用微觀可視化模型研究了三元復合體系界面特性對驅油效率的影響，降低界面張力和界面黏彈性均有利于殘余油乳化及提高驅油效率。范家偉等［9］利用簡化孔道模型模擬地層孔隙結構，根據不同驅油體系驅替后微觀剩余油在模型中的賦存狀態和分布特征，運用微觀可視化驅油系統對模型內剩余油飽和度進行計算。

為了進一步明確不同驅替方式后微觀剩余油的賦存狀態和分布特征，采用巖心驅油實驗與熒光顯微鏡等分析方法，對微觀剩余油進行定量表征，并根據不同類型剩余油飽和度和形態變化，研究微觀剩余油的形成原因，以期為油藏后續高效開發制定有針對性的挖潛措施提供理論支持。

1 實驗部分

1.1 實驗材料

化學藥劑：聚丙烯酰胺類高分子聚合物HPAM相對分子質量為1 200萬，質量分數為90%；表面活性劑為石油磺酸鹽，平均分子量為400 萬，質量分數為40%；堿為碳酸鈉，質量分數為99%，以上試劑均由大慶煉化公司生產。

實驗巖心：天然巖心，有效滲透率為600 mD，直徑為2.5 cm，長度為10 cm。

實驗油水：模擬地層水，清水礦化度為950 mg/L，污水礦化度為4 500 mg/L，驅油體系均采用清配污稀，飽和水及水驅采用污水（表1）。模擬油采用大慶油田第二采油廠采出井原油過濾后與煤油按照1∶9 的比例配制而成，45 ℃下的黏度為10 mPa·s。根據原油的族組分分析，飽和烴、芳烴、非烴、瀝青質的體積分數分別為72%，23%，30% 和2%。原油相對密度為0.8，地面原油50 ℃時黏度為40 mPa·s，地下原油黏度為10 mPa·s。

表1 模擬地層水礦化度Table 1 Salinity of simulated formation water （/mg·L-1）

實驗儀器：巖心夾持器、電子天平、恒溫箱、Brookfield-Ⅱ黏度計、美國Texas-500 旋滴界面張力儀、手持式含油砂巖磨片裝置、萊卡熒光顯微鏡、汞燈及巖心熒光分析系統。

1.2 實驗方法

1.2.1 巖心驅油實驗

實驗步驟：①干巖心稱重，記錄抽真空飽和水前的重量，將巖心放入廣口瓶中抽真空飽和污水，當壓力達到-0.1 MPa 時，將巖心取出稱重，根據飽和前后的質量差來計算巖心孔隙體積及孔隙度；②將巖心放入巖心夾持器中，連接好驅替流程；③飽和配制好的模擬油，根據出口端的油量，計算初始含油飽和度以及束縛水飽和度；④水驅時采用污水驅替，當含水率達到98%時結束，轉注0.5 PV的聚合物，然后轉入后續水驅，當含水率達到98%時結束實驗；⑤當水驅后進行三元復合驅時，注入0.3 PV 的三元體系，注入0.2 PV 的聚合物后續保護段塞，再進行后續水驅至含水率達到98%，實驗結束。

實驗方案：采用巖心驅油實驗分析不同驅替方式下的宏觀驅油效果，采用恒速驅替，驅替速度為0.1 mL/min。實驗方案如表2 所列。

表2 實驗方案Table 2 experimental scheme

1.2.2 巖心切片制備

常規制作巖心薄片的方法，由于樣品厚度較大，大于1 mm［圖1（a）］造成孔隙上下層互相遮擋，干擾熒光穿透樣品，油、水及礦物難以區分，在常溫條件下制片會造成巖心內組分揮發，破壞初始狀態，影響分析結果。此次研究采用新型冷凍制片技術使樣品厚度在0.05 mm 以下［圖1（b）］，避免了上下層遮擋對熒光的干擾，液氮冷凍環境下制片保證了油水分布的初始狀態，可保證分析結果的準確性。

圖1 巖心薄片制作示意圖Fig.1 Schematic diagram of core section making

將做完驅油實驗的巖心放入液氮中低溫保存，分別截取注入端、中間端、采出端各2 cm 厚的巖心切片，采用手持式含油砂巖磨片裝置進行制片，制片過程中也需要在低溫冷凍條件下進行，防止巖心中的組分揮發，影響測試結果。制片步驟：切片→密膠→磨光切片→黏片→磨制薄片→貼標簽。切片過程中盡量切割過縫、洞、孔發育處，保證可以清晰地看出孔隙和巖石［8］。切片后的巖心要避免在室內自然風干，使用α-氰基丙烯酸酯類膠水進行膠結，待膠水完全干燥后進行磨片，將樣品厚度研磨至0.05 mm，制成巖心薄片（圖2），這樣避免了顆粒的遮擋干擾，保證了巖心內組分的原始賦存狀態，使油水界面更加清晰。

圖2 冷凍制片樣品Fig.2 Frozen samples

1.2.3 熒光圖片采集

原油中的不同組分具有不同的發光特征，在不同光源和強度下顯示的顏色有差異，因此，可根據這一特點來判斷原油中的不同組分、水及儲層礦物。在紫外光源激發的情況下，飽和烴一般不發熒光，芳烴呈現藍白色，非烴類呈現黃、橙黃、橙、棕色，瀝青質呈紅、棕紅甚至黑褐色，在熒光顯微鏡下水會顯示出藍色［10］，這是由于水在孔隙中受多種因素影響會溶解出少量的芳烴。根據熒光顯微鏡下的顏色來區分原油中的不同組分和水（表3）。

表3 發光顏色與原油組分的關系Table 3 Relationship between luminous color and crude oil composition

普通熒光顯微鏡采用藍光激發，綠色濾鏡接收油水巖圖像，油發黃褐色熒光，水發黃色熒光，熒光圖像中油水及礦物區分不明顯［11］，而且普通制片方法巖心薄片厚度為1 mm，容易造成顆粒上下遮擋，難以分辨孔隙和顆粒［圖3（a）］。改進后的熒光顯微鏡采用紫外光激發方法，全波段濾鏡接收圖像信息，油、水、巖界面清晰［圖3（b）］，液氮冷凍制片技術在保證原油組分不變的情況下，巖心薄片厚度可達0.05 mm，采集圖像時避免顆粒遮擋，保證分析結果的正確性。

圖3 油水與巖石分布特征Fig.3 Distribution characteristics of oil，water and rock

熒光圖像采集系統由汞燈光源、熒光顯微鏡、圖像采集軟件組成。圖像采集步驟：①將制備好的巖心薄片放在載物臺上，將光源切換到熒光模式，打開汞燈，調整亮度和對比度，太亮會將水識別成油，圖像調整過暗會影響分析結果；②首先采用5 倍鏡頭（500 μm）在巖心切片上選取5 個視域范圍采集圖像，呈交叉分布，盡量避開邊緣和磨片過程中由于脫粒形成的空白；③在5 倍視域范圍內，將鏡頭切換到10 倍（200 μm），在每個5 倍視域內采集4個10 倍視域的圖片，注入端、中間端、采出端每個切片上分別取20 張10 倍視域的圖片進行分析，每個驅油方案的巖心共采集并分析60 張圖片；④為了避免誤差，每個類型剩余油比例取平均值，保證不同類型微觀剩余油定量分析的準確性（圖4）。

圖4 熒光圖像采集時視域選擇Fig.4 Selection of field of view in fluorescence image acquisition

1.2.4 微觀剩余油賦存狀態

微觀剩余油在地層中的存在形式是多種多樣的，根據油水在孔隙中的賦存狀態及分布特征，微觀剩余油主要分成三大類：束縛態、半束縛態和自由態［12］。

（1）束縛態。吸附在孔隙壁面的剩余油，分為孔表薄膜狀、顆粒吸附狀、狹縫狀剩余油。孔表薄膜狀剩余油主要是以薄膜的形式吸附在巖石礦物顆粒表面，巖石表面是親油屬性時，此類剩余油才能存在［13］。因此，聚合物的剪切及拉伸作用對這類剩余油具有一定作用，但是由于不能改變潤濕性而效果不明顯，難以完全驅替出這類剩余油［圖5（a）］。顆粒吸附狀剩余油主要分布在孔隙中凹凸不平且黏土含量較高的位置，由于儲層顆粒表面、孔壁表面及填隙物具有較強的吸附能力，這類剩余油動用難度較大［圖5（b）］。狹縫狀剩余油主要是賦存在細長而狹窄的縫隙之中，主要是層狀礦物溶蝕孔或者顆粒的裂隙及微粒中含油層狀的紋理裂隙中有此類剩余油［圖5（c）］。

圖5 束縛態剩余油熒光圖片Fig.5 Fluorescence images of bound remaining oil

（2）半束縛態。在束縛態邊緣或遠離孔隙表面的剩余油，分為角隅狀和喉道狀剩余油。角隅狀剩余油主要賦存在復雜孔隙結構形成的“U”字型結構中，一側接觸部分儲層形成的夾角凹陷處，另一側與開放空間接觸，呈自由態，驅替過程中這類剩余油受聚合物溶液的拉拽、剪切變形作用有一部分被驅替出來［14］，動用這部分剩余油需要增大驅動力并減小油水界面張力［圖6（a）］。喉道狀剩余油主要賦存在細小孔喉處，水可以將較大孔喉處的剩余油驅替出來，由于毛管壓力的作用，在細長彎曲狀喉道內賦存的剩余油無法動用，此類剩余油在細小孔道、低滲儲層或者驅替液未波及的區域呈現連續分布特征［圖6（b）］。

圖6 半束縛態剩余油熒光圖片Fig.6 Fluorescence images of semi-bound remaining oil

（3）自由態。在孔隙中以游離態存在且不與孔隙壁面接觸的剩余油，分為簇狀和粒間吸附狀剩余油。簇狀剩余油主要賦存在孔隙和喉道空間內，呈分散的簇狀、油滴狀、團塊狀分布，水驅后這類剩余油通常分布在水未波及的區域，與多個孔隙連通［15］，水驅時由于驅動力不足，波及范圍有限，還有很大一部分剩余油滯留在地層中［圖7（a）］。粒間吸附狀剩余油主要分布在泥質和黏土含量較高的位置，這類剩余油雖然屬于自由態，但是卻與黏土碎屑混雜在一起，隨著驅油體系一起運移，黏土可能發生顆粒破碎、變形而堵塞喉道，致使滲透率下降，導致剩余油滯留在孔隙中［圖7（b）］。

圖7 自由態剩余油熒光圖片Fig.7 Fluorescence images of free remaining oil

1.2.5 視域內微觀剩余油比例計算

巖心熒光分析系統得出的數據是微觀剩余油占視域的絕對面積，可采用式（1）計算出來。在計算微觀剩余油相對比例時，將某一階段的剩余油比例看作一個整體，采用式（2）計算每種類型剩余油比例與總體比例的比值，即這種類型剩余油占剩余油總量的絕對比例。

式中：Si為i類剩余油比例，%；Aoi為i類剩余油面積，μm2；A為視域面積，μm2；So為剩余油總例，%。

2 結果與討論

2.1 巖心驅油實驗

采用巖心驅油實驗對比分析了水驅、聚驅、三元復合體系的驅油效果（表4）。水驅時，水相黏度低，指進現象嚴重，使得注入的水沿巖心高滲透率部位突進，難以形成較高的驅替壓力，波及范圍小，驅油效果不佳，剩余油飽和度較高。當注入聚合物溶液時，在界面張力相同的情況下，由于驅替液黏度由0.6 mPa·s 增加到40 mPa·s，聚驅階段驅替壓力明顯上升，驅替阻力增大，顯著擴大了驅油體系的波及范圍，流度控制能力增強，剩余油可動用程度提高，聚驅采收率在水驅基礎上提高了11.9%。轉入后續水驅階段，注入壓力迅速下降，這是由于聚合物沒有后續來液維持其體系黏度，受巖心剪切及水沖刷等作用影響，聚合物在巖心中的吸附滯留量減少，降低了其后續流度的控制能力，雖然聚合物驅將部分剩余油驅替出來，但是巖心中仍有很大一部分的微觀剩余油殘留。水驅后注入三元復合體系，在體系黏度相同的條件下，與聚合物驅相比，三元復合體系將油水界面張力降低到了0.003 mN/m。在保證驅油體系流度控制能力的同時，通過其維持超低的界面張力、乳化、改變潤濕性等特性，進一步提高采收率，三元復合驅采收率在水驅基礎上提高了21.60%，比聚合物驅采收率高9.72%。

表4 巖心驅油實驗結果Table 4 Experimental results of core flooding

2.2 微觀剩余油分布比例定量表征

驅油實驗結束后，采用巖心熒光分析系統分別對水驅后、聚合物驅后以及三元復合驅后的微觀剩余油進行定量分析（圖8）。圖中粉色標記為剩余油，藍色為水，黑色為巖石。從圖8 可以看出，水驅后視域內的剩余油量較多，隨著驅替方式的增強，聚合物驅后和三元復合驅后視域內的剩余油所占面積下降幅度均較大。為了保證各種類型剩余油在標記及分析時不重疊、不漏掉，采用每種類型剩余油單獨標記、計算、報表輸出，以保證分析結果的準確性。根據孫先達等［16］的激光共聚焦研究結果，顆粒吸附狀剩余油的實際含油量是標記面積的十分之一。

圖8 不同驅替方式后熒光分析結果Fig.8 Fluorescence analysis results after different displacement methods

將不同驅替方案熒光分析結果取平均值（表5）。相同驅替方式條件下，巖心注入端、中間端、采出端剩余油比例依次增加，這主要是由于隨著滲流距離的增加，巖心對驅替液剪切、吸附、捕集作用增強，驅油體系控制范圍減小，驅油效率降低，因此剩余油面積增大。在相同位置條件下，水驅后微觀剩余油以束縛態和自由態為主，其中孔表薄膜狀、顆粒吸附狀、簇狀、粒間吸附狀剩余油占絕大部分比例，而狹縫狀、角隅狀、喉道狀剩余油因賦存狀態等因素導致所占比例很小。聚合物驅由于黏度增大，黏彈性增大，擴大了波及范圍，對自由態的簇狀和粒間吸附狀剩余油作用明顯。三元復合驅后孔表薄膜狀剩余油明顯減少，顆粒吸附狀、粒間吸附狀剩余油所占比例較大，角隅狀、喉道狀、狹縫狀剩余油占整個視域絕對面積的比例較小，也沒有其他類型剩余油變化明顯。從形態上看，聚合物驅和三元復合驅對自由態剩余油效果依然明顯，同時，束縛態剩余油比例明顯減少，三元復合驅后微觀剩余油以顆粒吸附狀和粒間吸附狀為主，說明三元復合驅對這類剩余油作用效果不明顯。不同驅替方式視域內微觀剩余油飽和度平均值與巖心宏觀驅油實驗剩余油飽和度相差小，驗證了熒光分析結果的準確性。

表5 微觀剩余油絕對比例Table 5 Absolute proportion of microscopic remaining oil%

2.3 微觀剩余油可動用程度研究

將表4 中水驅后的微觀剩余油比例作為整體，計算不同驅替方式后不同類型微觀剩余油的可動用程度（圖9）。水驅后微觀剩余油以自由態和束縛態為主，束縛態剩余油比例為48.78%，自由態剩余油比例為44.87%，半束縛態剩余油比例僅為6.35%。由于水的黏度較低，驅動力不足，對受多個孔道毛管壓力約束的簇狀和與黏土碎屑混雜在一起的粒間吸附狀剩余油作用不明顯，孔表薄膜狀和顆粒吸附狀剩余油在水驅后比例也均較高，分別達到了23.75%和20.69%。水驅后進行聚合物驅，由于驅替液黏度增加，波及范圍增大，對自由態的簇狀和顆粒吸附狀剩余油作用明顯，二者分別減少了23.85% 和23.87%。由于聚合物的黏彈性，對半束縛態的角隅狀剩余油效果比較明顯，減少比例達到了42.68%。聚合物的增黏、剝離作用與剪切力對束縛態剩余油也有一定作用，束縛態剩余油總體減少了13.48%，但是由于不能改變儲層潤濕性及降低油水界面張力而效果不明顯，難以完全驅替出這類剩余油，聚驅后以束縛態的孔表薄膜狀和顆粒吸附狀及自由態的簇狀剩余油為主，聚合物驅可動用程度在水驅基礎上提高了26.44%。水驅后進行三元復合驅，雖然驅油體系黏度與聚合物驅相同，但是油水界面張力達到了0.003 mN/m 的超低數量級，三元復合體系對自由態剩余油作用依然明顯。同時，由于界面張力降低，改變壁面潤濕性，將剩余油從孔隙表面剝離下來，提高束縛態剩余油的可動用程度，三元復合驅后在水驅基礎上可動用程度提高了40.21%，較聚驅可動用程度提高了13.77%。三元復合驅后剩余油比例較高的是粒間吸附狀、顆粒吸附狀和孔表薄膜狀，是下一步挖潛的目標。

圖9 不同驅替方式后微觀剩余油可動用程度Fig.9 Producing degree of micro remaining oil after different displacement methods

3 結論

（1）在微觀剩余油定量化分析中，注入端、中間端和采出端的剩余油比例依次增大，水驅、聚驅與三元復合驅的剩余油動用程度依次提高。

（2）水驅后束縛態剩余油比例為48.78%，自由態剩余油比例為44.87%，半束縛態剩余油比例僅為6.35%。聚合物驅對自由態的簇狀和顆粒吸附狀、半束縛態的角隅狀、束縛態的孔表薄膜狀剩余油作用明顯，比例分別減少了23.85%，23.87%，42.68%，34.08%，挖潛措施的方向應為進一步降低油水界面張力。以水驅后微觀剩余油為整體進行分析，三元復合驅后剩余油以粒間吸附狀和顆粒吸附狀為主，可動用程度分別為35.96%和27.91%，是下一步挖潛的重點對象。

（3）在一個巖心上取60 個視域進行分析，熒光分析微觀剩余油飽和度與宏觀驅油實驗剩余油飽和度差別很小，驗證了分析結果的正確性。