王立辉，夏惠芬，韩培慧，曹瑞波，孙先达，张思琪

（1.东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆 163318；2.中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712）

0 引言

储层剩余油含量是制定和调整油田开发方案及进一步提高采收率的基础。我国大部分油田已进入高含水期的中后期开发阶段，由于我国油田地质条件复杂，原油性质差异大，仍有大量剩余油残留在地层中。因此，在油田开发中准确描述剩余油饱和度，明确赋存状态及分布特征，制定具有针对性的剩余油挖潜措施，对油藏开发具有重要的指导意义［1-4］。

目前，微观剩余油分析方法主要采用2 种模型：①一种是岩心薄片，采用荧光显微镜、微纳米CT、低场核磁共振等技术对岩心薄片中的剩余油进行分析。孙先达［5］利用紫外光激发荧光显微镜，根据荧光图像中不同位置原油的发光特性，计算含油饱和度，最终确定岩心薄片中岩石、油及水的绝对比例。与传统方法相比，该方法能快速、简便地对微观剩余油进行分析，能消除人为干扰，使分析结果更加准确。然而常规的荧光显微镜图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、不易观察等缺点。李宜强等［6］利用改进的荧光显微镜、岩心冷冻切片及激光扫描共聚焦显微镜来分析剩余油，该方法具有图像清晰的优点，使油水界面区分更加明显，能准确分辨油、水及矿物形态。狄勤丰等［7］利用低场核磁共振，通过发射射频脉冲，分析孔隙及流体对脉冲信号的吸收与反射不同，反演计算出驰豫曲线T2谱，对岩心内的可动流体饱和度及孔隙结构特征参数进行计算。由于低场核磁发射的脉冲信号穿透能力有限，对岩石骨架的反馈不够准确，检测需要对岩心进行切割，且要求尺寸有限，因此不能反映岩心中流体的真实情况。②另一种是玻璃刻蚀可视化模型。夏惠芬等［8］采用微观可视化模型研究了三元复合体系界面特性对驱油效率的影响，降低界面张力和界面黏弹性均有利于残余油乳化及提高驱油效率。范家伟等［9］利用简化孔道模型模拟地层孔隙结构，根据不同驱油体系驱替后微观剩余油在模型中的赋存状态和分布特征，运用微观可视化驱油系统对模型内剩余油饱和度进行计算。

为了进一步明确不同驱替方式后微观剩余油的赋存状态和分布特征，采用岩心驱油实验与荧光显微镜等分析方法，对微观剩余油进行定量表征，并根据不同类型剩余油饱和度和形态变化，研究微观剩余油的形成原因，以期为油藏后续高效开发制定有针对性的挖潜措施提供理论支持。

1 实验部分

1.1 实验材料

化学药剂：聚丙烯酰胺类高分子聚合物HPAM相对分子质量为1 200万，质量分数为90%；表面活性剂为石油磺酸盐，平均分子量为400 万，质量分数为40%；碱为碳酸钠，质量分数为99%，以上试剂均由大庆炼化公司生产。

实验岩心：天然岩心，有效渗透率为600 mD，直径为2.5 cm，长度为10 cm。

实验油水：模拟地层水，清水矿化度为950 mg/L，污水矿化度为4 500 mg/L，驱油体系均采用清配污稀，饱和水及水驱采用污水（表1）。模拟油采用大庆油田第二采油厂采出井原油过滤后与煤油按照1∶9 的比例配制而成，45 ℃下的黏度为10 mPa·s。根据原油的族组分分析，饱和烃、芳烃、非烃、沥青质的体积分数分别为72%，23%，30% 和2%。原油相对密度为0.8，地面原油50 ℃时黏度为40 mPa·s，地下原油黏度为10 mPa·s。

表1 模拟地层水矿化度Table 1 Salinity of simulated formation water （/mg·L-1）

实验仪器：岩心夹持器、电子天平、恒温箱、Brookfield-Ⅱ黏度计、美国Texas-500 旋滴界面张力仪、手持式含油砂岩磨片装置、莱卡荧光显微镜、汞灯及岩心荧光分析系统。

1.2 实验方法

1.2.1 岩心驱油实验

实验步骤：①干岩心称重，记录抽真空饱和水前的重量，将岩心放入广口瓶中抽真空饱和污水，当压力达到-0.1 MPa 时，将岩心取出称重，根据饱和前后的质量差来计算岩心孔隙体积及孔隙度；②将岩心放入岩心夹持器中，连接好驱替流程；③饱和配制好的模拟油，根据出口端的油量，计算初始含油饱和度以及束缚水饱和度；④水驱时采用污水驱替，当含水率达到98%时结束，转注0.5 PV的聚合物，然后转入后续水驱，当含水率达到98%时结束实验；⑤当水驱后进行三元复合驱时，注入0.3 PV 的三元体系，注入0.2 PV 的聚合物后续保护段塞，再进行后续水驱至含水率达到98%，实验结束。

实验方案：采用岩心驱油实验分析不同驱替方式下的宏观驱油效果，采用恒速驱替，驱替速度为0.1 mL/min。实验方案如表2 所列。

表2 实验方案Table 2 experimental scheme

1.2.2 岩心切片制备

常规制作岩心薄片的方法，由于样品厚度较大，大于1 mm［图1（a）］造成孔隙上下层互相遮挡，干扰荧光穿透样品，油、水及矿物难以区分，在常温条件下制片会造成岩心内组分挥发，破坏初始状态，影响分析结果。此次研究采用新型冷冻制片技术使样品厚度在0.05 mm 以下［图1（b）］，避免了上下层遮挡对荧光的干扰，液氮冷冻环境下制片保证了油水分布的初始状态，可保证分析结果的准确性。

图1 岩心薄片制作示意图Fig.1 Schematic diagram of core section making

将做完驱油实验的岩心放入液氮中低温保存，分别截取注入端、中间端、采出端各2 cm 厚的岩心切片，采用手持式含油砂岩磨片装置进行制片，制片过程中也需要在低温冷冻条件下进行，防止岩心中的组分挥发，影响测试结果。制片步骤：切片→密胶→磨光切片→黏片→磨制薄片→贴标签。切片过程中尽量切割过缝、洞、孔发育处，保证可以清晰地看出孔隙和岩石［8］。切片后的岩心要避免在室内自然风干，使用α-氰基丙烯酸酯类胶水进行胶结，待胶水完全干燥后进行磨片，将样品厚度研磨至0.05 mm，制成岩心薄片（图2），这样避免了颗粒的遮挡干扰，保证了岩心内组分的原始赋存状态，使油水界面更加清晰。

图2 冷冻制片样品Fig.2 Frozen samples

1.2.3 荧光图片采集

原油中的不同组分具有不同的发光特征，在不同光源和强度下显示的颜色有差异，因此，可根据这一特点来判断原油中的不同组分、水及储层矿物。在紫外光源激发的情况下，饱和烃一般不发荧光，芳烃呈现蓝白色，非烃类呈现黄、橙黄、橙、棕色，沥青质呈红、棕红甚至黑褐色，在荧光显微镜下水会显示出蓝色［10］，这是由于水在孔隙中受多种因素影响会溶解出少量的芳烃。根据荧光显微镜下的颜色来区分原油中的不同组分和水（表3）。

表3 发光颜色与原油组分的关系Table 3 Relationship between luminous color and crude oil composition

普通荧光显微镜采用蓝光激发，绿色滤镜接收油水岩图像，油发黄褐色荧光，水发黄色荧光，荧光图像中油水及矿物区分不明显［11］，而且普通制片方法岩心薄片厚度为1 mm，容易造成颗粒上下遮挡，难以分辨孔隙和颗粒［图3（a）］。改进后的荧光显微镜采用紫外光激发方法，全波段滤镜接收图像信息，油、水、岩界面清晰［图3（b）］，液氮冷冻制片技术在保证原油组分不变的情况下，岩心薄片厚度可达0.05 mm，采集图像时避免颗粒遮挡，保证分析结果的正确性。

图3 油水与岩石分布特征Fig.3 Distribution characteristics of oil，water and rock

荧光图像采集系统由汞灯光源、荧光显微镜、图像采集软件组成。图像采集步骤：①将制备好的岩心薄片放在载物台上，将光源切换到荧光模式，打开汞灯，调整亮度和对比度，太亮会将水识别成油，图像调整过暗会影响分析结果；②首先采用5 倍镜头（500 μm）在岩心切片上选取5 个视域范围采集图像，呈交叉分布，尽量避开边缘和磨片过程中由于脱粒形成的空白；③在5 倍视域范围内，将镜头切换到10 倍（200 μm），在每个5 倍视域内采集4个10 倍视域的图片，注入端、中间端、采出端每个切片上分别取20 张10 倍视域的图片进行分析，每个驱油方案的岩心共采集并分析60 张图片；④为了避免误差，每个类型剩余油比例取平均值，保证不同类型微观剩余油定量分析的准确性（图4）。

图4 荧光图像采集时视域选择Fig.4 Selection of field of view in fluorescence image acquisition

1.2.4 微观剩余油赋存状态

微观剩余油在地层中的存在形式是多种多样的，根据油水在孔隙中的赋存状态及分布特征，微观剩余油主要分成三大类：束缚态、半束缚态和自由态［12］。

（1）束缚态。吸附在孔隙壁面的剩余油，分为孔表薄膜状、颗粒吸附状、狭缝状剩余油。孔表薄膜状剩余油主要是以薄膜的形式吸附在岩石矿物颗粒表面，岩石表面是亲油属性时，此类剩余油才能存在［13］。因此，聚合物的剪切及拉伸作用对这类剩余油具有一定作用，但是由于不能改变润湿性而效果不明显，难以完全驱替出这类剩余油［图5（a）］。颗粒吸附状剩余油主要分布在孔隙中凹凸不平且黏土含量较高的位置，由于储层颗粒表面、孔壁表面及填隙物具有较强的吸附能力，这类剩余油动用难度较大［图5（b）］。狭缝状剩余油主要是赋存在细长而狭窄的缝隙之中，主要是层状矿物溶蚀孔或者颗粒的裂隙及微粒中含油层状的纹理裂隙中有此类剩余油［图5（c）］。

图5 束缚态剩余油荧光图片Fig.5 Fluorescence images of bound remaining oil

（2）半束缚态。在束缚态边缘或远离孔隙表面的剩余油，分为角隅状和喉道状剩余油。角隅状剩余油主要赋存在复杂孔隙结构形成的“U”字型结构中，一侧接触部分储层形成的夹角凹陷处，另一侧与开放空间接触，呈自由态，驱替过程中这类剩余油受聚合物溶液的拉拽、剪切变形作用有一部分被驱替出来［14］，动用这部分剩余油需要增大驱动力并减小油水界面张力［图6（a）］。喉道状剩余油主要赋存在细小孔喉处，水可以将较大孔喉处的剩余油驱替出来，由于毛管压力的作用，在细长弯曲状喉道内赋存的剩余油无法动用，此类剩余油在细小孔道、低渗储层或者驱替液未波及的区域呈现连续分布特征［图6（b）］。

图6 半束缚态剩余油荧光图片Fig.6 Fluorescence images of semi-bound remaining oil

（3）自由态。在孔隙中以游离态存在且不与孔隙壁面接触的剩余油，分为簇状和粒间吸附状剩余油。簇状剩余油主要赋存在孔隙和喉道空间内，呈分散的簇状、油滴状、团块状分布，水驱后这类剩余油通常分布在水未波及的区域，与多个孔隙连通［15］，水驱时由于驱动力不足，波及范围有限，还有很大一部分剩余油滞留在地层中［图7（a）］。粒间吸附状剩余油主要分布在泥质和黏土含量较高的位置，这类剩余油虽然属于自由态，但是却与黏土碎屑混杂在一起，随着驱油体系一起运移，黏土可能发生颗粒破碎、变形而堵塞喉道，致使渗透率下降，导致剩余油滞留在孔隙中［图7（b）］。

图7 自由态剩余油荧光图片Fig.7 Fluorescence images of free remaining oil

1.2.5 视域内微观剩余油比例计算

岩心荧光分析系统得出的数据是微观剩余油占视域的绝对面积，可采用式（1）计算出来。在计算微观剩余油相对比例时，将某一阶段的剩余油比例看作一个整体，采用式（2）计算每种类型剩余油比例与总体比例的比值，即这种类型剩余油占剩余油总量的绝对比例。

式中：Si为i类剩余油比例，%；Aoi为i类剩余油面积，μm2；A为视域面积，μm2；So为剩余油总例，%。

2 结果与讨论

2.1 岩心驱油实验

采用岩心驱油实验对比分析了水驱、聚驱、三元复合体系的驱油效果（表4）。水驱时，水相黏度低，指进现象严重，使得注入的水沿岩心高渗透率部位突进，难以形成较高的驱替压力，波及范围小，驱油效果不佳，剩余油饱和度较高。当注入聚合物溶液时，在界面张力相同的情况下，由于驱替液黏度由0.6 mPa·s 增加到40 mPa·s，聚驱阶段驱替压力明显上升，驱替阻力增大，显著扩大了驱油体系的波及范围，流度控制能力增强，剩余油可动用程度提高，聚驱采收率在水驱基础上提高了11.9%。转入后续水驱阶段，注入压力迅速下降，这是由于聚合物没有后续来液维持其体系黏度，受岩心剪切及水冲刷等作用影响，聚合物在岩心中的吸附滞留量减少，降低了其后续流度的控制能力，虽然聚合物驱将部分剩余油驱替出来，但是岩心中仍有很大一部分的微观剩余油残留。水驱后注入三元复合体系，在体系黏度相同的条件下，与聚合物驱相比，三元复合体系将油水界面张力降低到了0.003 mN/m。在保证驱油体系流度控制能力的同时，通过其维持超低的界面张力、乳化、改变润湿性等特性，进一步提高采收率，三元复合驱采收率在水驱基础上提高了21.60%，比聚合物驱采收率高9.72%。

表4 岩心驱油实验结果Table 4 Experimental results of core flooding

2.2 微观剩余油分布比例定量表征

驱油实验结束后，采用岩心荧光分析系统分别对水驱后、聚合物驱后以及三元复合驱后的微观剩余油进行定量分析（图8）。图中粉色标记为剩余油，蓝色为水，黑色为岩石。从图8 可以看出，水驱后视域内的剩余油量较多，随着驱替方式的增强，聚合物驱后和三元复合驱后视域内的剩余油所占面积下降幅度均较大。为了保证各种类型剩余油在标记及分析时不重叠、不漏掉，采用每种类型剩余油单独标记、计算、报表输出，以保证分析结果的准确性。根据孙先达等［16］的激光共聚焦研究结果，颗粒吸附状剩余油的实际含油量是标记面积的十分之一。

图8 不同驱替方式后荧光分析结果Fig.8 Fluorescence analysis results after different displacement methods

将不同驱替方案荧光分析结果取平均值（表5）。相同驱替方式条件下，岩心注入端、中间端、采出端剩余油比例依次增加，这主要是由于随着渗流距离的增加，岩心对驱替液剪切、吸附、捕集作用增强，驱油体系控制范围减小，驱油效率降低，因此剩余油面积增大。在相同位置条件下，水驱后微观剩余油以束缚态和自由态为主，其中孔表薄膜状、颗粒吸附状、簇状、粒间吸附状剩余油占绝大部分比例，而狭缝状、角隅状、喉道状剩余油因赋存状态等因素导致所占比例很小。聚合物驱由于黏度增大，黏弹性增大，扩大了波及范围，对自由态的簇状和粒间吸附状剩余油作用明显。三元复合驱后孔表薄膜状剩余油明显减少，颗粒吸附状、粒间吸附状剩余油所占比例较大，角隅状、喉道状、狭缝状剩余油占整个视域绝对面积的比例较小，也没有其他类型剩余油变化明显。从形态上看，聚合物驱和三元复合驱对自由态剩余油效果依然明显，同时，束缚态剩余油比例明显减少，三元复合驱后微观剩余油以颗粒吸附状和粒间吸附状为主，说明三元复合驱对这类剩余油作用效果不明显。不同驱替方式视域内微观剩余油饱和度平均值与岩心宏观驱油实验剩余油饱和度相差小，验证了荧光分析结果的准确性。

表5 微观剩余油绝对比例Table 5 Absolute proportion of microscopic remaining oil%

2.3 微观剩余油可动用程度研究

将表4 中水驱后的微观剩余油比例作为整体，计算不同驱替方式后不同类型微观剩余油的可动用程度（图9）。水驱后微观剩余油以自由态和束缚态为主，束缚态剩余油比例为48.78%，自由态剩余油比例为44.87%，半束缚态剩余油比例仅为6.35%。由于水的黏度较低，驱动力不足，对受多个孔道毛管压力约束的簇状和与黏土碎屑混杂在一起的粒间吸附状剩余油作用不明显，孔表薄膜状和颗粒吸附状剩余油在水驱后比例也均较高，分别达到了23.75%和20.69%。水驱后进行聚合物驱，由于驱替液黏度增加，波及范围增大，对自由态的簇状和颗粒吸附状剩余油作用明显，二者分别减少了23.85% 和23.87%。由于聚合物的黏弹性，对半束缚态的角隅状剩余油效果比较明显，减少比例达到了42.68%。聚合物的增黏、剥离作用与剪切力对束缚态剩余油也有一定作用，束缚态剩余油总体减少了13.48%，但是由于不能改变储层润湿性及降低油水界面张力而效果不明显，难以完全驱替出这类剩余油，聚驱后以束缚态的孔表薄膜状和颗粒吸附状及自由态的簇状剩余油为主，聚合物驱可动用程度在水驱基础上提高了26.44%。水驱后进行三元复合驱，虽然驱油体系黏度与聚合物驱相同，但是油水界面张力达到了0.003 mN/m 的超低数量级，三元复合体系对自由态剩余油作用依然明显。同时，由于界面张力降低，改变壁面润湿性，将剩余油从孔隙表面剥离下来，提高束缚态剩余油的可动用程度，三元复合驱后在水驱基础上可动用程度提高了40.21%，较聚驱可动用程度提高了13.77%。三元复合驱后剩余油比例较高的是粒间吸附状、颗粒吸附状和孔表薄膜状，是下一步挖潜的目标。

图9 不同驱替方式后微观剩余油可动用程度Fig.9 Producing degree of micro remaining oil after different displacement methods

3 结论

（1）在微观剩余油定量化分析中，注入端、中间端和采出端的剩余油比例依次增大，水驱、聚驱与三元复合驱的剩余油动用程度依次提高。

（2）水驱后束缚态剩余油比例为48.78%，自由态剩余油比例为44.87%，半束缚态剩余油比例仅为6.35%。聚合物驱对自由态的簇状和颗粒吸附状、半束缚态的角隅状、束缚态的孔表薄膜状剩余油作用明显，比例分别减少了23.85%，23.87%，42.68%，34.08%，挖潜措施的方向应为进一步降低油水界面张力。以水驱后微观剩余油为整体进行分析，三元复合驱后剩余油以粒间吸附状和颗粒吸附状为主，可动用程度分别为35.96%和27.91%，是下一步挖潜的重点对象。

（3）在一个岩心上取60 个视域进行分析，荧光分析微观剩余油饱和度与宏观驱油实验剩余油饱和度差别很小，验证了分析结果的正确性。