應用激光共聚焦研究特低滲透儲層微觀剩余油分布
——以榆樹林油田扶楊油層為例

王文明，衣曉東，殷代印

（1.大慶榆樹林油田開發有限責任公司，黑龍江大慶 163000；2.東北石油大學石油工程學院，黑龍江大慶 163318）

特低滲透油藏具有滲透率低、孔隙度低、喉道細小、孔喉比大、啟動壓力梯度大[1]等特點，這使得對于特低滲透儲層的開發更加困難。榆樹林油田以扶楊油層為主要開發層位，探明地質儲量約占總儲量的88%[2]。扶楊儲層平均滲透率2.00×10-3μm2，平均喉道半徑1.3 μm。由于滲透率低、孔喉分布復雜，油田綜合含水率逐年上升[3-4]，儲層微觀剩余油分布位置及分布形態更加復雜。因此，有必要對特低滲透儲層中高含水階段微觀剩余油分布類型及分布特征展開研究，為進一步挖潛特低滲透儲層微觀剩余油提供理論依據。目前微觀剩余油研究方法主要有含油薄片分析[5]、核磁共振技術[6]、冷凍制片熒光顯微鏡技術[7]、光刻玻璃模型微觀可視化驅替實驗[8]和激光共聚焦掃描顯微鏡技術等[9]。含油薄片分析、核磁共振技術、冷凍制片熒光顯微鏡技術成本較高，不能研究不同含水階段微觀剩余油分布情況；光刻玻璃模型微觀可視化驅替實驗能夠直接觀測微觀孔隙中流體的動態滲流特征[10-12]，監測不同含水階段水驅后剩余油所在孔道的特點，確定剩余油存在類型，但光刻玻璃模型為二維模型。激光共聚焦技術可以對儲層巖石和巖石孔隙中烴組分進行三維掃描，獲得巖石孔隙中微觀剩余油信息[13]；同時，激光共聚焦技術還可以將得到的巖石孔隙及微觀剩余油圖像定量分析和計算，最終得到巖石孔隙中微觀剩余油分布的三維量化指標[14]。

目前，對于特低滲透儲層微觀剩余油的研究，多數是采用核磁共振方法研究剩余油飽和度變化，對于微觀剩余油分布類型的研究，多數采用熒光薄片分析方法研究某一開發階段微觀剩余油分布，不能定量動態監測特低滲透儲層微觀剩余油變化情況。為此，本文綜合應用光刻玻璃模型微觀可視化驅替實驗和激光共聚焦掃描顯微鏡技術研究榆樹林油田扶楊儲層微觀剩余油分布，通過光刻玻璃模型微觀可視化驅替實驗研究扶楊油層剩余油分布類型及成因，通過激光共聚焦方法研究扶楊油層天然巖心不同開發階段各類剩余油分布數量。

1 實驗部分

1.1 實驗儀器與材料

實驗所需的儀器包括HW-4A 型恒溫箱（工作溫度0～120 ℃）、巖心夾持器、布氏黏度儀、HDK-4A 型氣體滲透率測定儀、平流泵、真空泵、ISCO 驅替泵（最小流速可達10 nL/min）、ZJ-WG 微觀可視驅替分析系統和Leica TCS SP8 激光共聚焦顯微鏡（精度0.1 μm）等（圖1）。

實驗所用的模擬油是由脫水脫氣的原油和煤油混合而成[15]，黏度為4.5 mPa·s（45℃）；模擬的地層水礦化度為508 mg/L；實驗所用巖心為榆樹林油田扶楊油層天然巖心，滲透率約為3.00×10-3μm2和8.00×10-3μm2。

圖1 實驗所用主要設備

1.2 實驗流程

1.2.1 微觀可視化驅替實驗

選取榆樹林油田扶楊儲層特低滲透天然巖心（滲透率分別為3.00×10-3，8.00×10-3μm2）進行微觀可視化驅替實驗，實驗模型尺寸為40 mm×40 mm，模型的潤濕性表現為弱親水性，與現場相符。實驗步驟如下：①對光刻玻璃模型進行抽真空后飽和模擬油；②以0.20 mL/h 的注入速度向光刻玻璃模型中注水，記錄水驅油過程[16]，觀察水驅過程中，各類微觀剩余油存在位置及形態變化；③利用圖像處理軟件分析特低滲透儲層剩余油分布類型及不同挖潛方式下各類剩余油的變化。

1.2.2 激光共聚焦法分析微觀剩余油

首先進行巖心驅替實驗，實驗步驟如下：①將取來的天然巖心洗凈油后烘干；②將烘干后的巖心抽真空,然后飽和模擬地層水，采用模擬原油驅替地層水直至出口端全是油為止，并在恒溫箱中（45 ℃）放置24 h；③以0.15 mL/min 的速度向天然巖心中注入水，驅替到不同含水階段[17]。水驅油實驗后要將巖心樣品制成薄片，切片之前樣品置入液氮中冷凍保存，再將制成的薄片放在激光共聚焦顯微鏡下進行掃描[18]。巖心樣品的切片需要在冷凍條件下進行，切片后樣品需放置在5 ℃以下的環境中進行風干。

2 實驗結果及分析

2.1 扶楊儲層剩余油分布類型

采用扶楊儲層特低滲透光刻玻璃模型進行水驅油實驗，在不同含水階段用顯微鏡觀察扶楊儲層微觀剩余油分布位置及存在狀態。根據榆樹林油田扶楊儲層剩余油在孔喉中的分布類型，發現榆樹林油田扶楊儲層水驅后主要存在5 種類型微觀剩余油，分別是簇狀、膜狀、油滴狀、柱狀和盲端狀。

對于膜狀剩余油，主要是由于原油在孔壁表面的附著力大于水的驅動壓力而形成；對于油滴狀剩余油，主要是由于油滴尺寸較大，賈敏效應嚴重，在喉道口處發生滯留而形成；對于柱狀剩余油，主要是由于低滲透儲層孔喉比較大，孔隙和喉道差異大，在較小喉道毛細管阻力較大[19]，由于毛細管圈閉而形成柱狀剩余油；對于盲端狀剩余油，主要存在于盲端孔隙中，由于注入水波及不到而形成；對于簇狀剩余油，由于注入水的指進現象而形成[20]，在較小孔喉或“小喉道包圍的大孔喉”中形成簇狀剩余油。

2.2 扶楊儲層剩余油分布數量

按照上述實驗方法進行的天然巖心水驅油實驗結果見表1，將巖心樣品制成厚度為0.1 mm 薄片，采用488 nm 激光激發掃描，用體繪制方法重建的孔隙和原油三維圖像，如圖2、圖3 所示，原油的形貌特征用黃色來表示，而礦物的形貌特征用灰色。把樣品制成薄片的優點是在局部研究孔隙結構的同時可以觀察孔隙中原油的賦存狀態。

表1 天然巖心水驅油實驗結果

圖2 孔隙和原油三維重建圖像（滲透率3.81×10-3μm2）

圖3 孔隙和原油三維重建圖像（滲透率8.24×10-3μm2）

可以看出，采用激光共聚焦掃描顯微鏡技術進行巖石和剩余油的三維重建后，能夠較好地分辨出巖石和原油。激光共聚焦掃描顯微鏡技術可以用于不同開發階段微觀剩余油的研究。隨著巖心滲透率的增大，水驅后采收率逐漸升高，微觀剩余油逐漸變少[21]。

采用滲透率2.00×10-3～10.00×10-3μm2的天然巖心，分別注水驅替到含水率30%左右、含水率60%左右和含水率90%以上。利用激光共聚焦掃描顯微鏡技術對剩余油進行量化分析，得到不同滲透率、不同含水率階段巖心的微觀剩余油數據。不同滲透率巖心在不同含水階段時，各類剩余油飽和度以及剩余油比例分別如圖4、圖5 所示。

可以看出，對于滲透率為4.02×10-3μm2的巖心，當驅替到含水90%以上時，采收率為29.28%，對應殘余油飽和度為43.85%。對于滲透率為8.24×10-3μm2的巖心，當驅替到含水90%以上時，采收率為40.60%，對應殘余油飽和度為38.61%。從微觀剩余油分布來看，在低中高含水階段，扶楊儲層微觀剩余油均以簇狀為主。由于扶楊儲層為特低滲透儲層，孔隙分布復雜，平均喉道半徑僅為1.3 μm，孔喉比大多大于80，配位數均值為2.63，迂曲度均值在4.43，在較小孔喉或“小喉道包圍的大孔喉” 中容易形成注水驅替不到的簇狀剩余油，因此，要大幅度提高扶楊儲層采收率，應該以擴大波及體積 為主，使由于毛細管力圈閉的簇狀剩余油得到動用。

圖4 不同含水階段各類剩余油飽和度分布直方圖

圖5 不同含水階段各類剩余油分布直方圖

以滲透率為5.00×10-3～10.00×10-3μm2的巖心為例，當含水率約為30%時，簇狀剩余油飽和度為32.73%，而柱狀、油滴狀、膜狀和盲端狀剩余油飽和度分別為4.12%、5.67%、2.15%和2.58%；當含水率達到約為90%時，簇狀剩余油飽和度為22.73%，其他四種微觀剩余油飽和度分別為4.71%、6.08%、2.18%和2.91%。可以看出，隨著巖心含水率的升高，簇狀剩余油飽和度降低，主要原因是隨著注水量增多，驅替壓差增大，當驅替壓差大于啟動壓力梯度時，簇狀剩余油開始運移；但由于特低滲透儲層孔喉大小不一、迂曲度大、且邊界流體黏度遠大于體相流體[22-24]，簇狀剩余油不能完全被驅替，變為分布更加零散的柱狀、油滴狀、膜狀和盲端狀剩余油。

3 微觀剩余油挖潛對策

光刻玻璃模型可視化驅替實驗能更加直觀的觀察和分析不同挖潛措施下各類剩余油動用狀況，根據榆樹林油田扶楊儲層開發狀況，采用光刻玻璃模型進行了改變驅替方向、周期性注入、增大驅替壓差和增大驅替液黏度的微觀可視化驅替實驗，分析不同挖潛措施各類剩余油動用狀況，研究井網加密、周期注水、加強注水和調剖等措施對于各類剩余油的動用情況。

3.1 改變驅替方向

當模型滲透率為3.00×10-3μm2和8.00×10-3μm2時，改變驅替方向后采收率分別為39.33%和46.02%，與單一驅替方向水驅相比，采收率分別提高了3.21%和2.67%。其中簇狀和柱狀剩余油降幅較大，簇狀剩余油分別降低了1.29%和1.12%，柱狀剩余油分別降低了0.69%和0.72%（圖6）。可以看出，對于簇狀和柱狀剩余油，改變驅替方向后可以實現有效動用。

圖6 改變驅替方向簇狀剩余油動用機理

改變驅替方向對簇狀和柱狀剩余油的動用機理主要是：一是特低滲透儲層喉道小，滲流阻力大，且配位數低，僅為2～3 個；水驅后，在垂直于驅替方向形成簇狀剩余油，當改變驅替方向后，簇狀剩余油開始啟動、運移。二是在改變驅替方向后，柱狀剩余油所受的驅替壓差增大，當驅替壓差高于啟動壓力梯度時，柱狀剩余油開始流動，活化變成可動剩余油。

3.2 周期性注入

當注入周期達到三個輪次，繼續周期性注入，采收率增加幅度較小，經過三個輪次周期注入后，3.00×10-3μm2和8.00×10-3μm2模型采收率分別為38.75%和44.65%，與常規水驅相比，采收率分別提高了7.50%和5.83%。其中簇狀和柱狀剩余油動用效果明顯，簇狀剩余油分別降低了2.44%和2.22%，柱狀剩余油分別降低了1.07%和0.91%。可以看出，對于簇狀和柱狀剩余油，周期性注入后可以實現有效動用。

圖7 周期注水柱狀剩余油動用機理

3.3 增大驅替壓差

當模型滲透率為3.00×10-3，8.00×10-3μm2時，增大驅替壓差后，采收率增加，當驅替壓差為0.040 MPa 時，采收率分別為39.04%和45.99%，與常規水驅相比，采收率分別提高了2.92%和2.64%，其中簇狀和油滴狀剩余油動用效果明顯，簇狀剩余油分別降低了1.07%和1.00%，油滴狀剩余油分別降低了0.68%和0.55%。可以看出，對于簇狀和油滴狀剩余油，增大驅替壓差后可以實現有效動用。

增大驅替壓差動用機理主要有以下兩點：一是特低滲透儲層啟動壓力梯度大，增大驅替壓差后，原來由于啟動壓力大沒有流動的剩余油開始啟動；二是在較小喉道處油滴狀剩余油賈敏效應明顯，增大驅替壓差后，油滴狀剩余油克服附加毛細管阻力開始運移，油滴狀剩余油逐漸變形、卡斷通過喉道。

3.4 增大驅替液黏度

當模型滲透率約為3.00×10-3μm2時，聚合物注入困難；當模型滲透率約為8.00×10-3μm2時，采收率隨著注入聚合物黏度的增加而增大。當注入聚合物黏度大于4.1 mPa·s 時，繼續增加聚合物濃度，采收率增加幅度較小；當注入聚合物黏度為4.1 mPa·s 時，采收率為47.37%，與常規水驅相比，采收率提高了4.02%。其中，簇狀剩余油降低了1.45%，柱狀剩余油降低了0.42%，油滴狀剩余油降低了0.49%，膜狀剩余油降低了0.13%，盲端狀剩余油降低了0.13%。采取增大驅替液黏度的方式可以使這五種類型微觀剩余油得到有效動用。

增大驅替液黏度對五種類型剩余油的動用機理主要是：一是注入的高黏度驅替液首先進入大孔喉，使大孔喉中的壓力增大，后續注入的驅替液進入小孔喉，使柱狀和簇狀剩余油開始啟動、運移；二是聚合物等流體具有黏彈性，黏彈性流體產生的第一法向應力和剪切應力擠壓膜狀和盲端狀剩余油使其啟動運移；三是注入的高黏度驅替液使驅替壓差增大，使油滴狀剩余油逐漸被驅替出來。

綜上所述，改變驅替方向對應礦場實施方案為加密、油井轉注、堵水、補孔，周期性注入對應礦場實施方案為周期注水、水氣交替注入、層間輪注，以上兩種方式可以動用簇狀和柱狀剩余油；增大驅替壓差對應礦場實施方案為加密、壓裂、酸化、加強注水，可以動用簇狀剩余油和油滴狀剩余油；增大驅替液黏度對應礦場實施方案為調剖或低分子量聚驅，能夠使五種類型微觀剩余油均得到動用，見表2。

4 結論

表2 各類剩余油挖潛對策

（1）采用激光共聚焦掃描顯微方法確定了扶楊儲層微觀剩余油分布數量，扶楊儲層微觀剩余油以簇狀為主，占60%以上。主要原因是扶楊儲層孔隙分布復雜，平均喉道半徑僅為1.3 μm，孔喉比大多大于80，配位數均值為2.63，迂曲度均值在4.43，在較小孔喉或“小喉道包圍的大孔喉”中容易形成注水驅替不到的簇狀剩余油，要想大幅度提高扶楊儲層采收率，應該以擴大波及體積為主，使由于毛細管力圈閉的簇狀剩余油得到動用。

（2）隨著注水量的增多，驅替壓差逐漸增大，巖心含水率升高，當驅替壓差大于啟動壓力梯度時，簇狀剩余油開始啟動運移；但由于特低滲透儲層孔喉大小不一、迂曲度大、且存在邊界層，簇狀剩余油不能完全被驅替，變為分布更加零散的柱狀、油滴狀、膜狀和盲端狀剩余油，這也是特低滲透儲層高含水期剩余油挖潛難度大的原因。

（3）研究了改變驅替方向、周期性注入、增大驅替壓差和增大驅替液黏度對各類剩余油的微觀動用機理，從現場施工來看，加密、油井轉注、堵水、補孔、周期注水、水氣交替注入、層間輪注可以有效動用簇狀和柱狀剩余油；壓裂、酸化、加強注水可以有效動用簇狀和油滴狀剩余油；調剖或低分子量聚驅能夠有效動用五種類型剩余油。