塔里木盆地石炭系海相碎屑巖油藏微觀剩余油形成機理與分布特征

孫廷彬，林承焰，王玲

塔里木盆地石炭系海相碎屑巖油藏微觀剩余油形成機理與分布特征

孫廷彬1，林承焰2，王玲1

［1.中國石油大學（北京） 克拉瑪依校區 石油學院，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國石油大學（華東） 地球科學與技術學院，山東 青島 266555］

為揭示塔里木盆地石炭系A油藏水驅開發末期剩余油潛力，綜合利用水驅過程的CT掃描檢測、高溫高壓條件下水驅后含油薄片觀察和高溫高壓微觀刻蝕模型水驅油實驗3種實驗手段，揭示了西部某A油藏石炭系底部的海相儲層剩余油形成機理，明確了水驅開發末期的剩余油類型及潛力分布，并提出了三次采油建議。研究結果表明：受注入水剝離作用、突進分隔作用、繞流作用和捕獲作用影響，剩余油分布呈現整體分散、局部斑塊狀富集的特點；剩余油類型可劃分為孔喉充填型、孔內半充填型、孔壁油膜型、分散油滴型、喉道滯留型和角隅型6種。其中，水驅中水洗區域的孔內半充填型和分散油滴型剩余油，呈分散狀，占65.4 %，潛力最大；水驅未波及區域內的孔喉充填型剩余油，呈斑塊狀富集，占21.0 %，潛力次之。建議用表面活性劑驅或天然氣驅進行挖潛。

驅替實驗，剩余油形成機理，微觀剩余油分布，海相碎屑巖油藏，石炭系，塔里木盆地

隨著國家油氣勘探向深層和非常規領域快速邁進，油氣產量有了新的增長點，深層油氣的勘探是實現中國石油能源接替的重要領域［1］。但是，目前老區油藏的產量仍然是油氣產量的主體［2］。因此，如何提高老區油藏采收率是油氣地質研究的重要方向。塔里木盆地石炭系底部A油藏為一個典型的高溫、高壓砂巖油藏，目的層屬于濱岸相沉積。油藏于1995年投入開發，目前采出程度達到52 %，處于特高含水開發階段。檢查井分析結果以及油藏監測資料表明，油藏整體高水淹，僅在油藏頂部局部構造高點存在剩余油富集區，下一步擬采用三次采油方式進一步提高采收率，探索該類油藏的采收率極限。

取心井資料顯示，塔里木盆地石炭系A油藏儲層厚度在100 m左右，巖性為粉細砂巖，局部發育平行層理和交錯層理，無明顯隔夾層，是一套宏觀上非常均質的砂質碎屑巖沉積體。分析認為，與東部陸相沉積成因的薄儲層相比，該油層平面非均質性與層間非均質性較弱，而恰恰是這種弱的平面與層間非均質性凸顯出微觀非均質性是開發過程中剩余油形成與分布的重要影響因素，如層理、粒度差異和孔隙結構差異等。為了證實該觀點，作者擬通過調研，優選微觀剩余油實驗手段研究儲層內部不同尺度的剩余油分布特征，揭示剩余油形成機理，明確潛力分布，并提出三次采油開發的建議。研究成果將對揭示濱岸相厚層碎屑巖儲層的剩余油形成機理及分布具有一定的理論意義。同時，對研究區下一步提高采收率具有重要的指導意義。

圖1　塔里木盆地石炭系A油藏位置（a）和地質概況（b）

1　油藏地質特征

A油藏位于塔里木盆地中央隆起帶（圖1），為一個底水背斜砂巖稀油油藏，構造面積為19.7 km2，原始地層壓力42 MPa，地層溫度110 ℃，地下原油粘度0.378 mPa·s，地層水礦化度11×104mg/L。目的層位于石炭系底部，頂界埋深3 540 ～ 3 700 m。砂巖層段厚度為50 ～ 170 m，部分井底部發育5 ～ 10 m的砂礫巖層，整體上略微呈現下細上粗的反旋回特征（圖2），無明顯夾層。層段下部為平行層理、斜層理細砂巖和粉砂巖，上部為發育塊狀層理為主的的中砂巖和細砂巖。儲層巖石顆粒以石英為主，含量介于75.0 % ～ 98.0 %，巖屑平均占20.2 %，長石含量平均9.3 %。膠結物以泥質為主，局部發育1 ～ 10 mm的團塊狀鈣質膠結?？紫犊臻g以原生粒間孔為主，次生孔隙主要為粒間溶蝕孔隙。平均孔隙度為17.5 %，平均滲透率為265×10-3μm2。

圖2　塔里木盆地石炭系A油藏J3井地層綜合圖

壓汞孔喉半徑、滲透率以及鑄體薄片圖像綜合分類評價結果表明，儲層微觀孔隙結構可以劃分為7種類型（表1），其中Ⅱz類孔隙結構比例最高。

表1　塔里木盆地石炭系A油藏微觀孔隙結構類型

2　剩余油研究實驗方法

2.1　實驗方法的選擇

目前，能夠進行微觀剩余油形成機理和分布特征研究的實驗手段主要有兩大類。一類是柱狀巖心的水驅油實驗，根據其觀測手段又可進一步分為兩種：①水驅過程的CT掃描檢測實驗方法，CT掃描技術應用在油氣地質領域，為微觀尺度的儲層和剩余油研究提供了技術支撐［3-4］，利用不同驅替（PV）時刻的CT圖像反映剩余油分布［5-6］；②水驅后含油薄片觀察實驗方法，將水驅油后的巖心制作成含油薄片，根據油的熒光特性，在熒光顯微鏡下觀察剩余油分布［7-8］。另一類是將顯微鏡下觀察的典型孔隙結構圖像等比例放大，刻蝕在玻璃上，并覆蓋一層蓋玻片，形成一個玻璃刻蝕模型，再進行水驅油實驗。兩類實驗手段可以實現巖心尺度、多個孔隙和喉道組成的孔喉組合、單個孔隙或喉道3個級別的剩余油分布觀測。

1）水驅過程的CT掃描檢測實驗

該方法是在柱狀巖心水驅油過程中，進行動態的CT掃描，檢測不同驅替過程點的油水分布，其結果反應了巖心內紋層組級別甚至局部孔喉組（若干個孔隙與喉道組合）的剩余油分布特征。

2）水驅后含油薄片觀察實驗

該方法是在柱狀巖心水驅油實驗后，將柱狀巖心取出并制作成含油薄片，利用熒光顯微鏡觀察孔隙內剩余油分布特征［3-4］，其結果可以反映單個孔隙、喉道以及孔壁細微的油水分布特征。目前中國實驗室可以達到的具有可操作性的最高實驗條件多為35 ～ 40 MPa和90 ～ 100 ℃，近似滿足A油藏實際地下條件。

3）微觀刻蝕模型驅油實驗

早在1971年，Donaldson等［9］設計了一個平板填沙模型用于可視化的水驅油實驗，后來逐漸發展成了微觀刻蝕模型［10］。該方法在20世紀90年代被引入中國［11-13］，2000年以后得到迅速發展［14-15］，在剩余油形成機理與三次采油機理研究中得到了廣泛應用［16-21］。目前中國石油大學（華東）的剩余油實驗室可以達到30 ～ 40 MPa和90 ～ 100 ℃實驗條件，近似滿足A油藏地下溫壓條件。

本研究綜合采用上述3種剩余油實驗方法，具體思路為：利用水驅過程的CT掃描檢測實驗方法，分析巖心尺度水驅油特點，以及巖心內部剩余油差異分布。利用水驅后含油薄片觀察實驗方法以及微觀刻蝕模型驅油實驗觀察高含水階段孔隙級別的微觀剩余油分布特征。利用微觀刻蝕模型驅油實驗，觀察孔喉空間內水驅油特點，揭示微觀孔喉空間內剩余油形成機理。

2.2　實驗樣品的選取及實驗條件

1）實驗樣品的選取

實驗樣品的選用考慮其對儲層的代表性，以及實驗條件下的可操作性兩個條件。①水驅過程的CT掃描檢測實驗樣品，以及水驅后含油薄片觀察實驗樣品均為柱狀巖心樣品。樣品經現場巖心觀察鉆取后，均采用鑄體薄片圖像分析方法進行了柱狀巖心樣品孔隙結構類型劃分。Ⅰg和Ⅱg類巖心膠結程度差，巖心易碎，抗壓能力差，未能實現完整的水驅油實驗。ⅡZ和ⅢZ類柱狀巖心膠結程度好，高溫高壓條件下實驗可操作性好，且兩類儲層占比66.5 %，具有很好的代表性，是本次實驗的主要樣品類型（表2）。Ⅲd，Ⅲtd和Ⅳtd類儲層占比共計10.0 %，在現場巖心中分布位置有限，不易進行取樣，且考慮到中高滲油藏中的局部低滲及特低滲部分水驅波及程度有限，未列為實驗對象。②微觀刻蝕模型驅油實驗樣品涵蓋了Ⅰg—ⅢZ共4種類型（表2）。同樣考慮到中高滲油藏中的局部相對低滲及特低滲部分水驅波及程度有限，Ⅲd，Ⅲtd和Ⅳtd共3類儲層未作為本次實驗對象。具體的樣品數量、相關參數及孔隙結構類型詳見表2。

2）實驗條件

為了盡可能的滿足油藏條件，實現近似油藏條件下水驅油過程，本次水驅過程的CT掃描檢測實驗選在中國石油勘探開發研究院進行，實驗的溫、壓條件分別為5.5 MPa和50 ℃，實驗用油為實際井口原油加煤油按照地層原油粘度進行配比，驅替液為用蒸餾水按照實際地層水離子組成及礦化度進行配比。水驅后含油薄片觀察實驗在中國石油大學（北京）和中國石化勝利油田有限公司地質科學研究院進行，實驗溫、壓條件分別為39 ～ 41 MPa和100 ℃，實驗用油為實際井口原油加天然氣按照地層原油粘度配比獲得，驅替液與水驅過程的CT掃描檢測實驗所用的驅替液一致。微觀水驅油實驗選在中國石油大學（華東）剩余油實驗室進行，實驗溫、壓條件分別為30 ～ 35 MPa和100 ℃，考慮到可視化效果，實驗用油選用煤油，驅替液為添加甲基藍試劑的蒸餾水。各項實驗的具體實驗條件見表2。

表2　塔里木盆地石炭系A油藏剩余油研究實驗方法及實驗條件參數

注：“—”表示微觀刻蝕模型是利用鏡下孔隙照片制作，故無巖性和滲透率直接測試數據。

3　剩余油分布特征

3.1　巖心尺度剩余油分布特征

本次實驗在現場巖心觀察所取得諸多柱狀巖心中，通過鑄體薄片圖像分析手段對柱狀巖心所屬的孔隙結構類型進行了分析和孔隙結構類型劃分。最后優選了樣品CT-1和樣品CT-2兩塊柱狀巖心，分別屬于ⅡZ和ⅢZ類儲層（表2），是研究區兩種最主要的類型，占66.55 %，具有很好的代表性。

在巖心驅替CT掃描實驗過程中，CT-1樣品0.13 PV和0.22 PV的CT掃描圖像顯示，驅替液進入巖心后，整體向前推進，巖心的上部和下部均被波及，CT-2樣品0.10 PV的CT掃描圖像也反映了相同的整體近似均勻驅替特征（圖3）。雖然沒有發生特別明顯的繞流現象，但CT-1樣品0.54 PV的驅替結果顯示，驅替液波及后，巖心左下和右上各近似1/3的區域內具有明顯的斑塊狀剩余油富集區，含油飽和度高，巖心左上到右下的連續區帶內呈藍綠色，含油飽和度低。同樣，在CT-2樣品驅替過程中0.30 PV和驅替完成后0.59 PV的圖像中可以看到，樣品中間的上部以及樣品左下方均有明顯的剩余油相對富集區，呈斑塊狀分布（圖3）。

圖3　塔里木盆地石炭系A油藏巖心CT掃描驅替實驗結果

a1.樣品CT-1，未發生驅替的原始狀態（0 PV）；a2.樣品CT-1，驅替倍數為0.13 PV；a3.樣品CT-1，驅替倍數為0.22 PV，；a4.樣品CT-1，驅替倍數為0.54 PV；b1.樣品CT-2，未發生驅替的原始狀態（0 PV）； b2.樣品CT-2，驅替倍數為0.10 PV；b3.樣品CT-2，驅替倍數為0.30 PV； b4.樣品CT-2，驅替倍數為0.59 PV（圖片為巖心不同部位的含油飽和度分布情況，是利用CT儀器對驅替過程中巖心進行切片掃描得到的信號經過處理的結果。其中每張矩形圖片的左側為驅替進口端，右側為出口端。）

分析認為，巖心內剩余油整體分布呈現出明顯的分區分帶特點，可以劃分3類區帶：第一類為紅色的原始飽和狀態，剩余油飽和度超過70 %，呈連片狀分布，占剩余油總量的20 %左右；第二類為藍綠色的斑塊狀分布，油水混合，剩余油飽和度多在45 %左右，占剩余油總量的57 %；第三類為大孔道部分殘余油相，呈藍色，剩余油飽和度不足20 %，占剩余油總量的22 %。

3.2　孔喉尺度剩余油分布特征

水驅后含油薄片觀察實驗結果表明，剩余油總體特征與巖心驅替CT掃描實驗結果相類似，在孔喉尺度上同樣具有明顯分區，本文將3個區帶分別定義為弱水洗、中水洗和強水洗，各區域孔喉內部剩余油分布具有明顯差異（圖4）。

1）弱水洗區域

巖石骨架顆粒粒度細且排列緊密，孔喉空間具有孔隙半徑小、孔喉配位數小和連通性差的特點。喉道毛細管阻力大，驅替液水驅波及效率低，主要對應分布于巖心尺度中第一類片狀富集區。另外在第二類斑塊狀剩余油富集區的注入劑未波及區域，孔內剩余油多為飽和狀態，呈斑塊狀富集，熒光下整體表現橙黃色和黃色。剩余油儲量占總儲量的20 %。

2）中水洗部位

巖石骨架顆粒粒度中等，孔隙半徑較小，孔喉配位數較大且連通性較好。滲流過程中，驅替液波及效率較高，主要對應巖心尺度中第二類斑塊狀剩余油富集區的驅替液波及區域。剩余油飽和度多介于25 % ～ 60 %，熒光下整體表現為黃-藍相間。孔內剩余油呈半飽和狀、乳狀的分散油滴/油珠、油膜、孔隙角隅狀和喉道內滯留形態，分散狀分布，占剩余油總儲量的57 %。

3）強水洗區域

巖石骨架顆粒粒度粗，孔隙半徑大，孔喉配位數大且連通性好。由于毛細管阻力小，滲流過程中，驅替液波及效率高，主要對應于分布于巖心尺度中第三類殘余分布剩余油。剩余油飽和度不足20 %，熒光下整體表現綠色和藍色，孔內剩余油呈乳狀的分散油滴/油珠、油膜和喉道內滯留形態，占剩余油總儲量的22 %。

圖4　塔里木盆地石炭系A油藏巖心剩余油分布熒光特征

a1.弱水洗，4×10倍視域；a2，a3.弱水洗，10×10倍視域；b1.中水洗，4×10倍視域；b2，b3.中水洗，10×10倍視域；c1.強水洗，4×10倍視域；c2，c3.強水洗，10×10倍視域 （a1—c3的9個圖片均為巖心驅替后制作的巖石薄片在熒光顯微鏡下的圖像。其中黑色部分為顆粒，黃色、橙色部分為孔隙中的油，藍色部分為孔隙內只有驅替液，不含油。）

4　剩余油形成機理

上述剩余油分布研究結果表明，在研究區目的層開發過程中，儲層巖心尺度的水驅油過程整體較為均勻，巖心內部油、水兩相滲流主要發生在孔隙結構相對較好的儲層部分。因此，本研究選擇了Ⅰg—ⅢZ共4種孔隙結構模型，進行了高溫、高壓的微觀刻蝕模型驅油實驗，觀察水驅油過程，根據油水的相對流動現象，從油相受力角度分析了剩余油形成機理，并總結剩余油分布模式。結果表明，研究區的剩余油形成機理及分布模式有以下6種（表3）。

1）突進分隔作用與分散油滴型剩余油

當孔隙中的驅動力1遠大于毛細管阻力（c1-c2），驅替速度1遠大于驅替液連接水膜速度2，驅替液從孔隙中央迅速突破至喉道出口，孔隙內油相被沖散，形成分散油滴型剩余油。該類型剩余油為孔隙內小油滴和小油珠，集合體呈油水混和液，多分布在注水波及效率高的大孔隙中。該類剩余油量較大，占10.1 %。

2）剝離作用與孔內半充填型剩余油

當孔隙中驅動動力1大于毛細管阻力（c1-c2），驅替速度1小于2，驅替液優先連接水膜后首先沿兩側水膜推進。兩側驅替液到達出口喉道后，隨喉道處水膜厚度增加，油相發生卡斷，滯留在孔隙中，形成孔內半充填型剩余油。該類剩余油為孔內半飽和油狀，單體規模較大，呈油滴、油斑及多種不規則形態，集合體為分散狀的油水混相。該類剩余油量最大，占55.3 %。

3）繞流作用與孔喉充填型剩余油

表3　塔里木盆地石炭系A油藏剩余油形成機理與分布模式特征

局部孔隙中驅動動力1小于等于毛細管阻力（c1-c2）的情況下，驅替液優先從喉道粗且毛細管阻力小的兩側大孔道流動。中部孔隙小、喉道細且毛細管阻力大，驅替液難以波及，而形成孔喉充填型剩余油，該作用多發生在孔喉大小分布不均一的孔隙結構中，該類剩余油是指孔喉內的飽和油相，單體規模小，在單個孔隙中呈飽和狀態，集合體呈斑狀和片狀的連續油相。該類剩余油量較大，占21 %。

4）孔壁油潤濕捕獲作用與孔壁油膜型剩余油

由于巖石內部不同部位礦物類型差異和粘土礦物附著等因素造成潤濕差異性，導致微觀上油潤濕和水潤濕共存。水驅油過程中，受到局部油潤濕孔隙捕獲作用影響，油相吸附在油潤濕孔壁，呈薄膜狀分布，形成孔壁薄膜型剩余油。該類剩余油量較小，占4.8 %。

5）孔隙角隅捕獲作用與角隅型剩余油

驅替過程中，局部的邊角遠離孔內流體滲流主流線，驅替液發生繞流未波及，形成角隅型剩余油。該類剩余油位于孔隙邊角，孤立狀，單體規模小，多分布在中、大孔隙中，剩余油量最小，占3 %。

6）喉道捕獲作用與喉道滯留型剩余油

分析認為，在粗-細喉道并聯孔道內，粗喉道中毛細管力小，驅替液快速推進到達出口，而細喉道中毛細管力大，流速較慢，被卡斷殘留在細喉道中，形成喉道滯留型剩余油。該類剩余油的單體多為小油段或油珠狀，分布在垂直或是近似垂直水流方向的喉道中。剩余油量小，僅占3.8 %。

5　剩余油潛力及挖潛建議

上述研究成果表明，高含水期油藏內剩余油整體分散分布，局部剩余油呈片狀和斑塊狀富集。剩余油潛力分為以下兩種類型：一種是驅替液波及區域內，由于剝離作用和突進分隔作用形成的孔內半充填型和分散油滴型剩余油，呈油水混相，占63.4 %；另一種為驅替液未波及或弱波及區域內的孔喉充填型剩余油，呈斑塊狀富集，占21.0 %。

針對注水波及區內的孔內半充填型和分散油滴型剩余油，從技術角度講可以考慮化學驅和氣驅兩類提高采收率方法。其中，化學驅方面，可以采取以提高洗油效率的表面活性劑驅。氣驅方面，天然氣驅目前已經在塔里木盆地其他區塊的相同層位中進行過先導試驗，取得了一定的效果，因此，采用天然氣驅方法提高油藏采收率具有一定的現場優勢。

6　結論

1）本研究所建立的水驅過程的CT掃描檢測實驗、水驅后含油薄片觀察實驗和高溫高壓微觀刻蝕模型驅替實驗3種實驗組合方法，可以很好地揭示高溫、高壓儲層水驅剩余油形成機理，明確油藏特高含水期微觀剩余油類型及潛力分布，對油藏二次開發末期轉三次采油工作具有重要意義。

2）受儲層微觀非均質性影響，均質段剩余油整體分散分布，局部呈片狀、斑塊狀富集。微觀上受剝離作用、突進分隔作用、繞流作用和捕獲作用控制，微觀剩余油發育孔喉充填型、孔內半充填型、孔壁油膜型、分散油滴型、喉道滯留型和角隅型6種模式。

3）塔里木盆地石炭系A油藏存在兩種剩余油潛力類型。一種是驅替液中水洗區域，剝離作用和突進分隔作用形成的孔內半充填型和分散油滴型剩余油，此類剩余油量最大，占65.4 %，呈油水混相；另一種為驅替液未波及區域內的孔喉充填型剩余油，呈斑塊狀富集，比例較高，占21.0 %。建議采用表活劑驅或天然氣驅進行挖潛，進一步提高油藏采收率。

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Microscopic formation mechanisms and distribution patterns of remaining oil in the marine clastic reservoirs of the Carboniferous，Tarim Basin

Sun Tingbin1，Lin Chengyan2，Wang Ling1

［1（），，834000，；2，（），，266555，］

Three experiments including CT scanning during flooding，post-flooding observation of oil-bearing thin sections under high temperature and pressure，and water flooding under high temperature and pressure by microscopic etching model，are utilized to disclose the formation mechanisms of remaining oil，their types and distribution at the end of water flooding in the marine A reservoir at the bottom of the Carboniferous system，western Tarim Basin，and strategies of enhanced oil recovery （EOR） are proposed. The results show that the remaining oil is in dispersed distribution as a whole and features patchy enrichment，due to the stripping，fingering，by-passing and capturing effects； accordingly，the remaining oil can be categorized into 6 types including pore throat filling，pore half-filling，oil film on pore walls，dispersed oil droplets，throat retention and pore corner retention. Among others，the pore half-filling type and dispersed oil droplet type in the flooded areas，account for 65.4 % of the total，the highest in production potential，followed by pore throat filling type in non-swept zones，which features patchy enrichment，accounting for 21 %，with lower production potential. In this regard，the surfactant or gas flooding is suggested to enhance oil recovery.

flooding experiment，formation mechanism of remaining oil，microscopic distribution of remaining oil，marine clastic reservoir，Carboniferous，Tarim Basin

TE327

A

0253-9985（2021）06-1334-10

10.11743/ogg20210608

2020-06-16；s

2021-10-10。

孫廷彬（1985—），男，博士、高級工程師，油藏描述和剩余油分布。E?mail：stbchina@126.com。

中國石油大學（北京）克拉瑪依校區科研啟動基金資助項目（XQZX20210003）；新疆維吾爾自治區自然科學基金資助項目（2021D01A200）；國家科技重大專項（2017ZX05009-001）。

（編輯 梁慧）