基于微米CT扫描驱替实验的稠油油藏剩余油特征分析新方法

谢明英，戴 宗，罗东红，李海龙，唐 放，涂志勇，朱 健，王晨晨,3.

(1.中海石油(中国)有限公司深圳分公司研究院，广东深圳 518000；2.数岩科技(厦门)股份有限公司，北京 100094；3.长江大学非常规油气湖北省协同创新中心，湖北武汉 430100)

随着常规储层油气资源储量的减少，非常规储层油气已经成为油气勘探的重要领域。我国南海东部海域P油田的油藏为典型的疏松砂岩稠油油藏，疏松砂岩储层非均质性强，在稠油开采过程中滞留大量剩余油，受原油物性及储层性质的影响，剩余油分布不确定性大，油田亟须精确描述剩余油，为进一步挖潜提供条件[1]。目前，剩余油研究的传统方法多基于宏观尺度，对剩余油的宏观分布研究和数值模拟软件的开发已经比较成熟，然而仅仅通过宏观尺度研究无法对剩余油形成与分布的机理问题进行有效解决。针对储集空间中的微观剩余油分布规律，国内外许多学者们都进行了大量的相关工作，并取得了一些研究成果[2-8]。目前，微观剩余油分析方法主要包括激光共聚焦扫描显微检测方法[9-12]、核磁共振成像方法[13-15]、含油薄片方法[16-17]和X射线CT成像方法[18]等。

其中，基于X射线的CT扫描成像方法是利用X射线穿透物体内部时发生衰减，进而通过衰减图像重构相应的三维模型。微米CT扫描岩心最大的特点是可以在不破坏岩石样品的前提下对岩石内部的三维空间进行成像展示，微米CT扫描获取的岩心图像包含的是X射线在穿透岩心过程中的能量衰减信息，能够精确描述岩心内部的三维孔隙结构和不同矿物的相对密度大小。基于X射线的CT扫描成像方法可以在高精度下直接获取真实岩心孔隙空间中的流体分布图像高分辨率的真实岩心孔隙空间中多相流体分布图像，与其他方法相比具有很大优势。

本文基于岩心柱塞子样，结合室内驱替和X射线CT扫描成像实验，在保持岩石形态和空间结构完整性的前提下，观测到岩心的内部孔隙结构，并对不同驱替阶段岩心孔隙中的流体分布进行定量表征，为研究储层的地下油水运动规律、剩余油分布机理等提供依据。

1 样品与实验

为了对比不同驱替阶段剩余油的赋存状态，需要将室内微观两相流驱替设备和微米CT扫描设备进行组合测试。室内微观驱替设备与油水相渗实验驱替系统基本一致，不同的是微观驱替实验使用的岩心夹持器采用特别定做的碳纤维夹持器，这是因为碳纤维夹持器的X射线透过性好。同时，为了更好地分割扫描图像中的油相、水相，在配置盐水中加入一定浓度比例的KI溶液。微米CT驱替扫描采用相关的扫描系统、泵注入系统、泵围压系统及配备相应的岩心夹持器和快速阀，对驱替实验的不同阶段进行微米尺度扫描，直至含水达到98%[19-20]。

基于南海P油田疏松砂岩岩样，钻取微米子样，将室内微观两相流驱替设备和微米CT扫描设备进行组合测试，获取不同驱替阶段的CT扫描图像，对比不同驱替阶段剩余油的赋存状态。CT扫描方案采用原位扫描模式，使用特制的岩心夹持器与CT扫描设备相配合，岩心尺寸为8 mm×20 mm，小岩心在原25 mm直径柱塞上钻取。油水驱替实验采用通常的储层流动评价流程的设备。

实验流体配方：实验用油为硅油，黏度为400 mPa·s；实验用水为30%的KI，黏度为1 mPa·s。

具体驱替扫描实验步骤如下：

(1)准备工作：岩样钻取后在70 ℃条件下烘干12 h，记录岩心的直径、长度，直径为8 mm，长度为2 cm。

(2)将岩心放入夹持器中，围压为2 MPa，稳定2 h后，设置CT扫描仪器参数，进行第一次CT扫描，扫描分辨率为2.501 3 μm。

(3)饱和水：岩心抽真空4 h，饱和水2 h以上，至夹持器出口见水后并持续出水。按照干岩心扫描参数进行第二次原位CT扫描。

(4)饱和油：采用恒速0.01 mL/min的速度饱和油，逐步将流量调至0.20 mL/min，围压为2 MPa，直至不出水为止。此时岩样处于饱和油和束缚水状态，按照干岩心扫描参数进行第三次原位CT扫描。

(5)一次水驱：采用恒速0.01 mL/min的速度水驱，水驱1～2 孔隙体积(PV)，按照干岩心扫描参数进行第四次原位CT扫描。

(6)二次水驱：采用恒速0.02 mL/min的速度水驱，水驱10 PV以上，按照干岩心扫描参数进行第五次原位CT扫描。

(7)三次水驱：采用恒速0.2 mL/min的速度水驱，水驱10 PV以上，按照干岩心扫描参数进行第六次原位CT扫描。

微米CT扫描驱替实验流程如图1所示。

2 实验结果与讨论

基于疏松砂岩微米子样，将室内微观两相流驱替设备和微米CT扫描设备组合进行扫描驱替实验，可获取干岩样、饱和水状态、饱和油状态、一次水驱状态、二次水驱状态和三次水驱状态下的CT扫描灰度图像。如图2a干岩样CT扫描灰度图像所示，岩石孔隙空间部分由于在X射线穿透过程中不发生衰减，显示为黑色部分；其他颗粒由于密度不同，因此对X射线的吸收程度不同，其中，高密度矿物为较亮的灰色部分，低密度矿物为较暗的灰色部分。在图2b～2f中，由于岩石孔隙空间均含有流体，因此在相应的CT扫描图像中，对应干岩样孔隙空间中的黑色部分为油相、亮色部分为水相。

图2 不同驱替状态下的CT扫描灰度图像(分辨率3 μm)Fig.2 CT scanning image at different displacement stage注：图2a中黑色为孔隙相，其他灰色为颗粒相；图2b～2f中，孔隙相中的黑色部分为油相，孔隙相中的亮色部分为水相。

2.1 不同驱替状态下的含水饱和度分析

CT扫描灰度图像反映的是样品中不同物质的相对密度。对干岩样的CT扫描灰度图像进行分割提取相应的孔隙空间，进而可计算出岩心相应的孔隙度为28.54%，渗透率为12 201 mD。

以干岩样CT扫描图像分割得到的孔隙相为标定，对饱和水状态、饱和油状态、一次水驱状态、二次水驱状态和三次水驱状态下的CT扫描灰度图像进行图像分割，由于在配置盐水中加入了一定浓度比例的KI溶液，因此可利用不同相的灰度值划分出油相、水相与颗粒相，进而获得不同驱替状态下的油水分布图像，如图3所示。在此基础上，可对不同驱替状态下的含水饱和度进行分析，见表1。

图3 不同驱替状态下的油水分布图像Fig.3 Oil-water distribution at different displacement stage

表1 不同驱替状态下的含水饱和度Table 1 Water saturation under different flooding state

可以看出，在一次水驱过程中，由于水相驱替速度较低，油相空间仍然占据较大相互连通。在二次水驱过程中，由于水相驱替速度提高，孔隙中的水被进一步驱替出来，水相空间占据较大空间。在三次水驱过程中，由于水相驱替速度进一步提高，孔隙中的水被进一步驱替出来，水相占据空间进一步增大。

2.2 不同驱替状态下的剩余油特征分析

一次水驱及二次水驱过程随着水驱的深入，油相不断被驱替运移，水相逐步连片。一次水驱采出程度为75.2%，二次水驱采出程度为1.1%，三次水驱采出程度为0.3%。可以看出，一次水驱采出程度较高，反映了样品孔隙结构均质性较好，在此驱替条件下大部分的油被驱替出去；二次水驱及三次水驱采出油呈连片状分布的较少，大部分以独立分散的油滴存在。

如图4所示，基于不同驱替状态下的油水分布图像可提取出相应的剩余油分布图像，进而进行各状态下剩余油滴半径分布的分析。不同驱替状态下的剩余油分析结果如图5所示，可以看出，等效油滴半径大于100 μm的在剩余油中占比最大，体积越大的油滴越不易被整体驱替，这与这些较大油滴所赋存或被控制的流动喉道较小有关。

图4 不同驱替状态下的剩余油分布图像Fig.4 Remaining oil distribution at different displacement stage注：不同颜色代表不同孤立的油滴。

图5 不同驱替状态下的剩余油分析Fig.5 Remaining oil analysis at different displacement stage

2.3 水驱最终状态下的残余油特征分析

在水驱油开采过程中，水相不断地打散油相，从而将连续的油相转为非连续相，孔隙空间结构的非均质性对残余油的分布影响很大。根据接触比、形状因子和比欧拉示性数，可以将残余油分为5种类型：膜状残余油、滴状残余油、多孔状残余油、柱状残余油和簇状残余油[19]，其中膜状残余油、滴状残余油、多孔状残余油、柱状残余油均为非连续相，簇状残余油为连续相。通过图像处理可以获取水驱最终状态下的残余油分布状态，进而计算相应的残余油类别及比例(图6)。其中，簇状残余油、多孔状残余油、滴状残余油、柱状残余油、膜状残余油占比分别为59.4%、40%、0.29%、0.3%、0.01%，由于簇状残余油为连续相，因此剩余油中簇状残余油的占比较大，小的独立分散的油滴占比相对较少。

图6 水驱最终状态下的残余油分布Fig.6 Residual oil distribution at final waterflooding state注：b～f中不同颜色代表不同残余油类型。

由结果可知，一次水驱采出程度较高，提高水驱强度并未产生较好的采出效果，因此可通过其他提高采收率手段进行残余油的挖潜。

3 结论

通过将室内微观两相流驱替设备和微米CT扫描设备进行组合，进行了不同驱替阶段的CT扫描实验，以三维图像方式记录岩样的水驱油过程，应用基于图像分析的数字岩心技术划分出油相、水相与基质相，获取了一次水驱、二次水驱和三次水驱的含水饱和度并直观展示了水驱后不同阶段剩余油的赋存状态。

(1)一次水驱过程中由于水相驱替速度较低，油相空间仍然占据较大相互连通；二次水驱过程中由于水相驱替速度提高，孔隙中的水被进一步驱替出来，水相占据较大空间；三次水驱过程中由于水相驱替速度进一步提高，孔隙中的水被进一步驱替出来，水相占据空间进一步增大。

(2)基于不同驱替状态下的剩余油分布图像可以看出，一次水驱采出程度较高，反映了样品孔隙结构均质性较好，在此驱替条件下大部分的油被驱替出去，二次水驱及三次水驱采出油呈连片状分布的较少，大部分以独立分散的油滴存在。通过剩余油滴半径分布分析发现等效油滴半径大于100 μm的在剩余油中占比最大，体积越大的油滴越不易被整体驱替，这与这些较大油滴所赋存或被控制的流动喉道较小有关。

(3)对水驱最终状态的CT图像进行处理得到相应的三维流体模型，根据残余油分布状态分类，可以计算相应的残余油类别及比例。其中，簇状残余油、多孔状残余油、滴状残余油、柱状残余油、膜状残余油占比分别为59.4%、40%、0.29%、0.3%、0.01%。由于簇状残余油为连续相，因此剩余油中簇状残余油占比较大，小的独立分散的油滴占比相对较少。由于一次水驱采出程度较高，提高水驱强度并未产生较好的采出效果，因此可通过其他提高采收率手段进行残余油的挖潜。