高含水期微观剩余油赋存规律——以大港油田小集区块和港西区块为例

李宜强，张津，潘登，燕云，刘明熹，曹涵，高文彬

（1.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；2.中国石油 大港油田分公司 勘探开发研究院，天津 300280）

在油田开采中，确定剩余油分布规律并准确计算剩余油含量，对于油田的二次开发具有重要意义[1]。对于大多数已经开采的油田而言，长期的注水开采使得油田进入高含水阶段[2]，油井只出水不出油，但油田内仍存在大量剩余油[3-5]，明确剩余油的分布规律以及储量，是油田开发后期综合调整、针对性挖掘的前提[6-7]，因此，亟需开展微观剩余油分布规律研究，为水驱后的化学驱提供依据。

随着实验技术和实验仪器的发展，研究微观剩余油的方法较多。国外的剩余油研究多使用岩心分析、油气示踪剂测试、油藏数值模拟等宏观方法[8]，对微观剩余油的研究较少。中国的微观剩余油研究主要利用含油薄片技术、岩心仿真模型技术、随机网络模拟法、计算机模拟技术等[9]，其中，含油薄片技术和岩心仿真模型技术的实验成本较高，随机网络模拟法和计算机模拟技术的误差较大，因此，需要实验准确度高、成本低的新方法。

现有的新方法包括核磁共振技术、冷冻制片荧光显微镜技术和激光共聚焦扫描显微镜技术。其中，冷冻制片荧光显微镜技术因为误差较小、成本较低而在剩余油识别方法中占重要地位。以往的定量过程多通过人工经验判别图像，工作量很大。因此，笔者综合冷冻制片荧光显微镜技术和图像识别处理方法，利用紫外荧光体视显微镜，对大港油田小集区块和港西区块不同驱替介质、不同岩性的岩心进行测试，明确剩余油分布规律，为后期的剩余油挖潜提供依据。

1 紫外荧光体视显微镜观测方法

1.1 实验原理

紫外荧光体视显微镜观测方法是指应用冷冻制片技术，在低温环境下对岩心样品进行切割和研磨，以确保岩石内部的油水分布状态不会遭到破坏，然后用荧光显微镜识别油水边界，通过图像处理分析，得到剩余油含量和剩余油赋存状态。其中，所使用的冷冻制片相对于普通岩石薄片来说，消除了一般岩石薄片过厚、无法实现单层观测等弊端，能更清楚地观察孔隙结构和油水关系[10-11]。

实验仪器包括一台彩色摄像机（Sony-A7S2）和一台Axioplan体视显微镜（图1a），放大倍数为4～150倍，观测大小为微米级。

普通显微镜下观测的岩石薄片只能区分岩石与非岩石，对于油、水不能准确区分，颗粒边缘不清晰，原油各组分无法区分。但采用紫外荧光体视显微镜拍摄的岩石薄片的紫外荧光图像，能够清晰看到油水界面，准确区分微观剩余油各种赋存状态。紫外荧光体视显微镜能够区分油、水和岩石的原理为[5，12]：原油中的胶质、沥青质等成分在紫外荧光下发出黄色、黄绿色、土黄色或褐色荧光；水相中的溶解物质，如少量芳香烃等在紫外荧光下发出微弱蓝色荧光，根据水相成分及矿化度差异，呈现深浅不同的蓝色；岩石在紫外荧光的照射下不会发光，也不会激发出其他颜色，因此与水相和油相很容易区分。利用此原理，通过观察发光部位即可辨别油、水和岩石，如图1b 中为大港羊11-16-1 井深度1 488.87 m 的岩石薄片图像，蓝色部分为水相，黄色及黄褐色为油相，黑色及深灰色为岩石颗粒。

图1 体视显微镜（a）及观测岩石薄片图像（b）Fig.1.(a)Stereo microscope and(b)observed image of rock slice

1.2 剩余油赋存状态分类

微观剩余油在储集层中赋存状态多种多样[13]，根据其流动性，可分为3 大类[14-15]：束缚态剩余油、半束缚态剩余油和自由态剩余油（图2）。

图2 剩余油赋存状态示意Fig.2.Schematic diagram of remaining oil occurrences

（1）束缚态剩余油 主要分布在岩石孔喉的亲油壁面上，包含孔表薄膜状剩余油和狭缝状剩余油。形成原因是水驱过程中，长期水驱使得孔喉形成了优势通道，此时水对壁面的剪切力降低，并且由于岩石亲油，剩余油附着在壁面上，形成束缚态剩余油。孔表薄膜状剩余油形成于孔喉壁面上，呈狭长状，孔隙数大于1，常用的启动机制为改善岩石的润湿性和乳化携带；狭缝状剩余油形成于狭缝的壁面上，颗粒数等于1，启动机制为改善岩石的润湿性。

（2）半束缚态剩余油 分布在孔隙不连通区域或复杂空间的隐蔽角落处，主要为角隅状剩余油。多为水驱无法触及、复杂细小孔喉等区域滞留的剩余油，其形态主要为三角形或圆形，孔隙数为1，因此，启动机制为垂向应力法和乳化携带。

（3）自由态剩余油 主要分布在被大孔喉包围的小孔喉中，由簇状剩余油和粒间吸附状剩余油组成。簇状剩余油的相连颗粒数不小于4，被四周的颗粒所包围；粒间吸附状剩余油相连颗粒数不大于3，通常集中在相邻颗粒所形成的夹缝中。多使用控制流体注入流度和降低岩石界面张力开采该类剩余油。

1.3 实验流程

实验主要包括以下几个步骤：①钻样切片，使用液氮冷冻钻样，用冷冻制片技术切片，然后进行胶固、磨制岩石薄片等工作；②岩石薄片观察，在紫外荧光体视显微镜下对岩石薄片进行观察，拍摄紫外荧光图像，每个岩石薄片的紫外荧光图像不少于8 张；③数据处理，对紫外荧光图像进行分析。

2 微观剩余油量化方法

2.1 不同级别剩余油量化方法

在以往的紫外荧光图像分析中，只能识别出油、水和岩石，无法进一步对微观剩余油赋存状态进行分类。在紫外荧光图像中，因为驱替液的波及程度不同，剩余油荧光特性不同，不同波及程度下荧光强度和颜色会有所差异[16-17]，表现为颜色深浅不同。颜色较深表明剩余油含量较高，驱替液很少或者几乎没有波及到该区域，对应的荧光特性为能量较高，属于弱波及剩余油；颜色较浅表明剩余油含量较低，驱替液主要波及该区域但仍有滞留的剩余油，荧光特性为能量低，属于强波及剩余油（图3a）。因此，按照荧光强度和颜色，将剩余油分为强波及、中波及和弱波及3个级别[18]。在荧光照射下，剩余油的电子发生跃迁，形成相应波长的激发光，激发光波长越短，能量越高，颜色越接近红褐色，对应的剩余油含量越高。对港西9-9-10 井深度为1 113.45 m 的取心岩心进行紫外荧光图像处理，发出波长为570～660 nm 激发光的剩余油区域划分为弱波及剩余油，660～730 nm对应着中波及剩余油，730～820 nm 对应着强波及剩余油（图3b）。

图3 紫外荧光图像（a）和剩余油级别（b）Fig.3.(a)Ultraviolet fluorescence image and(b)levels of remaining oil

2.2 不同赋存状态剩余油量化方法

进一步在剩余油级别图像上对剩余油赋存状态进行分类，依据剩余油形状、剩余油与孔隙和颗粒的接触关系来确定其赋存状态。粒间吸附状剩余油一般存在于颗粒内部，喉道状剩余油存在于岩石的喉道中，二者难以识别，且不易采出，因此，仅识别孔表薄膜状剩余油、狭缝状剩余油、角隅状剩余油、簇状剩余油和粒间吸附状剩余油。对小新14-19 井深度为2 987.60 m 的岩心用紫外荧光体视显微镜进行测试，将不同剩余油赋存状态用不同的颜色进行标注，可以将不同赋存状态的剩余油直观地呈现在图像中（图4）。

将图4 中相同赋存状态剩余油的像素数量按照相对比例进行计算，可以得到不同波及程度和不同赋存状态剩余油的相对含量。按照级别分类，强波及剩余油占51.00%，中波及剩余油占8.35%，弱波及剩余油占40.65%（图5）。

图4 不同赋存状态剩余油分布Fig.4.Distribution of the remaining oil in different occurrence states

图5 不同赋存状态剩余油占比Fig.5.Percentages of the remaining oil in different occurrence states

3 实验结果分析

大港油田经过长期的水驱开发后，出现了水驱采收率低和含水率高的现象。在使用化学驱后，含水率有小幅度下降，但持续一段时间后又进入高含水阶段。为了探究不同驱替液以及不同岩性下的剩余油赋存状态，选取小集区块和港西区块共20 块岩心，对不同赋存状态剩余油进行识别。

3.1 水驱后高含水阶段剩余油赋存状态

大港油田小集区块灰色粗砂岩样品来自小新14-19井深度为2 987.78 m 的岩心，开采方式为水驱。对该岩心的岩石薄片紫外荧光图像进行量化处理，得到不同赋存状态剩余油含量（表1）和剩余油分布（图6a，图6b）。

图6 小集区块和港西区块不同岩性不同赋存状态剩余油分布Fig.6.Distribution of the remaining oil in different lithologies and different occurrence states in Xiaoji block and Gangxi block

水驱后剩余油含量为38.39%（表1），其中，簇状剩余油含量为22.06%，占总剩余油的57.46%，孔表薄膜状剩余油次之，为10.31%，占总剩余油的26.86%。簇状剩余油是高含水阶段油藏开发的重点对象。

表1 小集区块和港西区块不同岩性不同赋存状态剩余油含量 %Table 1.Remaining oil contents in different lithologies and different occurrence states in Xiaoji block and Gangxi block %

按波及程度来看，弱波及、中波及和强波及剩余油含量分别为19.58%、3.20%和15.61%，弱波及剩余油相对含量为51.00%，强波及剩余油相对含量为40.66%。无论是弱波及还是强波及剩余油，簇状剩余油含量均远高于其他赋存状态剩余油。考虑到簇状剩余油是由于驱替液绕流后形成的，表明随着水驱的进行，孔隙内油水的接触关系更加复杂，这种复杂的接触关系也加剧了驱替液均匀推进的难度。因此，如何均衡驱替错综复杂的孔隙网络和缩小日趋复杂的阻力差异，是高含水老油田提高采收率的关键。

3.2 聚/表复合驱后剩余油赋存状态

大港油田港西区块细砂岩样品来自西9-9-10 井深度为1 101.87 m 的岩心，开采方式为聚/表复合驱。对该岩心的岩石薄片紫外荧光图像进行量化处理，得到不同赋存状态剩余油含量（表1）和剩余油分布（图6c，图6d）。

聚/表复合驱后剩余油含量为21.90%（表1），其中，簇状剩余油含量为12.60%，占总剩余油的57.53%，其次为孔表薄膜状剩余油，为6.82%，占总剩余油的88.68%。

按波及程度来看，弱波及、中波及和强波及剩余油含量分别为0.68%、0.62%和20.60%，弱波及剩余油相对含量为3.11%，强波及剩余油相对含量为94.06%。与水驱后剩余油分布相比，弱波及剩余油含量明显降低，说明聚/表复合驱可明显降低弱波及剩余油含量，使其转换为强波及剩余油，提高了驱油效率。另一方面，相比水驱后，聚/表复合驱后的簇状剩余油和孔表薄膜状剩余油含量有所降低，但孔表薄膜状剩余油相对含量从26.86%增加到31.14%。因此，如何驱替强波及下的簇状剩余油和孔表薄膜状剩余油是提高聚/表复合驱后采收率的关键，而簇状剩余油和孔表薄膜状剩余油多使用改善润湿性的方法，所以后续应采用聚表剂改善岩石的润湿性。

3.3 不同岩性的剩余油赋存状态

大港油田港西区块含砂底砾岩样品来自西9-9-10 井深度为1 113.77 m 的岩心，开采方式为聚/表复合驱，含油饱和度为21.54%。用紫外荧光体视显微镜观测技术对岩石薄片进行处理，观察其剩余油分布（图6e，图6f）。

聚/表复合驱后剩余油含量为21.54%（表1），其中，簇状剩余油含量为12.82%，占总剩余油的59.52%，其次为孔表薄膜状剩余油，占总剩余油的21.54%。

按波及程度来看，弱波及、中波及和强波及剩余油含量分别为2.48%、1.56%和17.50%，弱波及剩余油相对含量为11.51%，强波及剩余油相对含量为81.24%。

相比于港西区块砂岩油藏，砾岩油藏聚/表复合驱后弱波及剩余油含量增大，原因是砂岩分选好，岩石内部颗粒排列均匀，驱替液流度高，波及体积大；而砾岩分选较差，岩石内部颗粒排列复杂多样，具有复模态结构。因此，岩石的分选越好，强波及剩余油含量越高；分选越差，弱波及剩余油含量越高。另外，砾岩颗粒排列复杂，大砾石的存在使得簇状和粒间吸附状剩余油含量增加，而孔表薄膜状剩余油含量下降。这表明颗粒的分选对束缚态剩余油和自由态剩余油含量有影响，分选越好，束缚态剩余油含量越高，自由态剩余油含量越低。所以对于不同的岩性，砾岩的开采要更关注自由态剩余油含量，采用控制注入流体的流度来开采。

4 结论

（1）通过紫外荧光体视显微镜观测技术，实现了对高含水岩心的微观剩余油定量分析，可将剩余油划分为弱波及、中波及和强波及3 个级别，利用图像处理技术可进一步将剩余油赋存状态划分为簇状、粒间吸附状、角隅状、狭缝状和孔表薄膜状。

（2）通过紫外荧光体视显微镜观测技术分析大港油田岩心，水驱进入高含水阶段后，剩余油赋存状态以簇状剩余油为主，相对含量超过50.00%，微观剩余油含量从大到小依次为：簇状、孔表薄膜状、角隅状、粒间吸附状和狭缝状。

（3）对聚/表复合驱后的砂岩岩心用紫外荧光薄片技术进行测试，大量弱波及剩余油被转换为强波及剩余油；开采的剩余油多为簇状剩余油和孔表薄膜状剩余油，但这2 种剩余油占比仍较多，后续应考虑改善岩石的润湿性方法开采，如使用聚表剂驱。

（4）用紫外荧光薄片技术对砾岩岩心进行测试，砾石的存在使孔隙结构更加复杂，加剧了剩余油分布的不均匀程度，与砂岩相比，砾岩岩心的弱波及剩余油含量较高，簇状剩余油和粒间吸附状剩余油含量较高，后续应考虑采用控制流度的方法来开采，如使用聚合物梯次降黏方法开采。