塔里木盆地石炭系海相碎屑巖油藏微觀剩余油形成機(jī)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(jī)理與分布特征

孫廷彬1，林承焰2，王玲1

［1.中國(guó)石油大學(xué)（北京） 克拉瑪依校區(qū) 石油學(xué)院，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國(guó)石油大學(xué)（華東） 地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東 青島 266555］

為揭示塔里木盆地石炭系A(chǔ)油藏水驅(qū)開(kāi)發(fā)末期剩余油潛力，綜合利用水驅(qū)過(guò)程的CT掃描檢測(cè)、高溫高壓條件下水驅(qū)后含油薄片觀察和高溫高壓微觀刻蝕模型水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)3種實(shí)驗(yàn)手段，揭示了西部某A油藏石炭系底部的海相儲(chǔ)層剩余油形成機(jī)理，明確了水驅(qū)開(kāi)發(fā)末期的剩余油類(lèi)型及潛力分布，并提出了三次采油建議。研究結(jié)果表明：受注入水剝離作用、突進(jìn)分隔作用、繞流作用和捕獲作用影響，剩余油分布呈現(xiàn)整體分散、局部斑塊狀富集的特點(diǎn)；剩余油類(lèi)型可劃分為孔喉充填型、孔內(nèi)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(qū)中水洗區(qū)域的孔內(nèi)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(qū)未波及區(qū)域內(nèi)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(qū)或天然氣驅(qū)進(jìn)行挖潛。

驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，剩余油形成機(jī)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(guó)家油氣勘探向深層和非常規(guī)領(lǐng)域快速邁進(jìn)，油氣產(chǎn)量有了新的增長(zhǎng)點(diǎn)，深層油氣的勘探是實(shí)現(xiàn)中國(guó)石油能源接替的重要領(lǐng)域［1］。但是，目前老區(qū)油藏的產(chǎn)量仍然是油氣產(chǎn)量的主體［2］。因此，如何提高老區(qū)油藏采收率是油氣地質(zhì)研究的重要方向。塔里木盆地石炭系底部A油藏為一個(gè)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(kāi)發(fā)，目前采出程度達(dá)到52 %，處于特高含水開(kāi)發(fā)階段。檢查井分析結(jié)果以及油藏監(jiān)測(cè)資料表明，油藏整體高水淹，僅在油藏頂部局部構(gòu)造高點(diǎn)存在剩余油富集區(qū)，下一步擬采用三次采油方式進(jìn)一步提高采收率，探索該類(lèi)油藏的采收率極限。

取心井資料顯示，塔里木盆地石炭系A(chǔ)油藏儲(chǔ)層厚度在100 m左右，巖性為粉細(xì)砂巖，局部發(fā)育平行層理和交錯(cuò)層理，無(wú)明顯隔夾層，是一套宏觀上非常均質(zhì)的砂質(zhì)碎屑巖沉積體。分析認(rèn)為，與東部陸相沉積成因的薄儲(chǔ)層相比，該油層平面非均質(zhì)性與層間非均質(zhì)性較弱，而恰恰是這種弱的平面與層間非均質(zhì)性凸顯出微觀非均質(zhì)性是開(kāi)發(fā)過(guò)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(jié)構(gòu)差異等。為了證實(shí)該觀點(diǎn)，作者擬通過(guò)調(diào)研，優(yōu)選微觀剩余油實(shí)驗(yàn)手段研究?jī)?chǔ)層內(nèi)部不同尺度的剩余油分布特征，揭示剩余油形成機(jī)理，明確潛力分布，并提出三次采油開(kāi)發(fā)的建議。研究成果將對(duì)揭示濱岸相厚層碎屑巖儲(chǔ)層的剩余油形成機(jī)理及分布具有一定的理論意義。同時(shí)，對(duì)研究區(qū)下一步提高采收率具有重要的指導(dǎo)意義。

圖1　塔里木盆地石炭系A(chǔ)油藏位置（a）和地質(zhì)概況（b）

1　油藏地質(zhì)特征

A油藏位于塔里木盆地中央隆起帶（圖1），為一個(gè)底水背斜砂巖稀油油藏，構(gòu)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(fā)育5 ～ 10 m的砂礫巖層，整體上略微呈現(xiàn)下細(xì)上粗的反旋回特征（圖2），無(wú)明顯夾層。層段下部為平行層理、斜層理細(xì)砂巖和粉砂巖，上部為發(fā)育塊狀層理為主的的中砂巖和細(xì)砂巖。儲(chǔ)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(zhǎng)石含量平均9.3 %。膠結(jié)物以泥質(zhì)為主，局部發(fā)育1 ～ 10 mm的團(tuán)塊狀鈣質(zhì)膠結(jié)。孔隙空間以原生粒間孔為主，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(chǔ)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(lèi)評(píng)價(jià)結(jié)果表明，儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)可以劃分為7種類(lèi)型（表1），其中Ⅱz類(lèi)孔隙結(jié)構(gòu)比例最高。

表1　塔里木盆地石炭系A(chǔ)油藏微觀孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型

2　剩余油研究實(shí)驗(yàn)方法

2.1　實(shí)驗(yàn)方法的選擇

目前，能夠進(jìn)行微觀剩余油形成機(jī)理和分布特征研究的實(shí)驗(yàn)手段主要有兩大類(lèi)。一類(lèi)是柱狀巖心的水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，根據(jù)其觀測(cè)手段又可進(jìn)一步分為兩種：①水驅(qū)過(guò)程的CT掃描檢測(cè)實(shí)驗(yàn)方法，CT掃描技術(shù)應(yīng)用在油氣地質(zhì)領(lǐng)域，為微觀尺度的儲(chǔ)層和剩余油研究提供了技術(shù)支撐［3-4］，利用不同驅(qū)替（PV）時(shí)刻的CT圖像反映剩余油分布［5-6］；②水驅(qū)后含油薄片觀察實(shí)驗(yàn)方法，將水驅(qū)油后的巖心制作成含油薄片，根據(jù)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(lèi)是將顯微鏡下觀察的典型孔隙結(jié)構(gòu)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(gè)玻璃刻蝕模型，再進(jìn)行水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。兩類(lèi)實(shí)驗(yàn)手段可以實(shí)現(xiàn)巖心尺度、多個(gè)孔隙和喉道組成的孔喉組合、單個(gè)孔隙或喉道3個(gè)級(jí)別的剩余油分布觀測(cè)。

1）水驅(qū)過(guò)程的CT掃描檢測(cè)實(shí)驗(yàn)

該方法是在柱狀巖心水驅(qū)油過(guò)程中，進(jìn)行動(dòng)態(tài)的CT掃描，檢測(cè)不同驅(qū)替過(guò)程點(diǎn)的油水分布，其結(jié)果反應(yīng)了巖心內(nèi)紋層組級(jí)別甚至局部孔喉組（若干個(gè)孔隙與喉道組合）的剩余油分布特征。

2）水驅(qū)后含油薄片觀察實(shí)驗(yàn)

該方法是在柱狀巖心水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)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(nèi)剩余油分布特征［3-4］，其結(jié)果可以反映單個(gè)孔隙、喉道以及孔壁細(xì)微的油水分布特征。目前中國(guó)實(shí)驗(yàn)室可以達(dá)到的具有可操作性的最高實(shí)驗(yàn)條件多為35 ～ 40 MPa和90 ～ 100 ℃，近似滿(mǎn)足A油藏實(shí)際地下條件。

3）微觀刻蝕模型驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

早在1971年，Donaldson等［9］設(shè)計(jì)了一個(gè)平板填沙模型用于可視化的水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，后來(lái)逐漸發(fā)展成了微觀刻蝕模型［10］。該方法在20世紀(jì)90年代被引入中國(guó)［11-13］，2000年以后得到迅速發(fā)展［14-15］，在剩余油形成機(jī)理與三次采油機(jī)理研究中得到了廣泛應(yīng)用［16-21］。目前中國(guó)石油大學(xué)（華東）的剩余油實(shí)驗(yàn)室可以達(dá)到30 ～ 40 MPa和90 ～ 100 ℃實(shí)驗(yàn)條件，近似滿(mǎn)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(shí)驗(yàn)方法，具體思路為：利用水驅(qū)過(guò)程的CT掃描檢測(cè)實(shí)驗(yàn)方法，分析巖心尺度水驅(qū)油特點(diǎn)，以及巖心內(nèi)部剩余油差異分布。利用水驅(qū)后含油薄片觀察實(shí)驗(yàn)方法以及微觀刻蝕模型驅(qū)油實(shí)驗(yàn)觀察高含水階段孔隙級(jí)別的微觀剩余油分布特征。利用微觀刻蝕模型驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，觀察孔喉空間內(nèi)水驅(qū)油特點(diǎn)，揭示微觀孔喉空間內(nèi)剩余油形成機(jī)理。

2.2　實(shí)驗(yàn)樣品的選取及實(shí)驗(yàn)條件

1）實(shí)驗(yàn)樣品的選取

實(shí)驗(yàn)樣品的選用考慮其對(duì)儲(chǔ)層的代表性，以及實(shí)驗(yàn)條件下的可操作性?xún)蓚€(gè)條件。①水驅(qū)過(guò)程的CT掃描檢測(cè)實(shí)驗(yàn)樣品，以及水驅(qū)后含油薄片觀察實(shí)驗(yàn)樣品均為柱狀巖心樣品。樣品經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)巖心觀察鉆取后，均采用鑄體薄片圖像分析方法進(jìn)行了柱狀巖心樣品孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型劃分。Ⅰg和Ⅱg類(lèi)巖心膠結(jié)程度差，巖心易碎，抗壓能力差，未能實(shí)現(xiàn)完整的水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。ⅡZ和ⅢZ類(lèi)柱狀巖心膠結(jié)程度好，高溫高壓條件下實(shí)驗(yàn)可操作性好，且兩類(lèi)儲(chǔ)層占比66.5 %，具有很好的代表性，是本次實(shí)驗(yàn)的主要樣品類(lèi)型（表2）。Ⅲd，Ⅲtd和Ⅳtd類(lèi)儲(chǔ)層占比共計(jì)10.0 %，在現(xiàn)場(chǎng)巖心中分布位置有限，不易進(jìn)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(qū)波及程度有限，未列為實(shí)驗(yàn)對(duì)象。②微觀刻蝕模型驅(qū)油實(shí)驗(yàn)樣品涵蓋了Ⅰg—ⅢZ共4種類(lèi)型（表2）。同樣考慮到中高滲油藏中的局部相對(duì)低滲及特低滲部分水驅(qū)波及程度有限，Ⅲd，Ⅲtd和Ⅳtd共3類(lèi)儲(chǔ)層未作為本次實(shí)驗(yàn)對(duì)象。具體的樣品數(shù)量、相關(guān)參數(shù)及孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型詳見(jiàn)表2。

2）實(shí)驗(yàn)條件

為了盡可能的滿(mǎn)足油藏條件，實(shí)現(xiàn)近似油藏條件下水驅(qū)油過(guò)程，本次水驅(qū)過(guò)程的CT掃描檢測(cè)實(shí)驗(yàn)選在中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院進(jìn)行，實(shí)驗(yàn)的溫、壓條件分別為5.5 MPa和50 ℃，實(shí)驗(yàn)用油為實(shí)際井口原油加煤油按照地層原油粘度進(jìn)行配比，驅(qū)替液為用蒸餾水按照實(shí)際地層水離子組成及礦化度進(jìn)行配比。水驅(qū)后含油薄片觀察實(shí)驗(yàn)在中國(guó)石油大學(xué)（北京）和中國(guó)石化勝利油田有限公司地質(zhì)科學(xué)研究院進(jìn)行，實(shí)驗(yàn)溫、壓條件分別為39 ～ 41 MPa和100 ℃，實(shí)驗(yàn)用油為實(shí)際井口原油加天然氣按照地層原油粘度配比獲得，驅(qū)替液與水驅(qū)過(guò)程的CT掃描檢測(cè)實(shí)驗(yàn)所用的驅(qū)替液一致。微觀水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)選在中國(guó)石油大學(xué)（華東）剩余油實(shí)驗(yàn)室進(jìn)行，實(shí)驗(yàn)溫、壓條件分別為30 ～ 35 MPa和100 ℃，考慮到可視化效果，實(shí)驗(yàn)用油選用煤油，驅(qū)替液為添加甲基藍(lán)試劑的蒸餾水。各項(xiàng)實(shí)驗(yàn)的具體實(shí)驗(yàn)條件見(jiàn)表2。

表2　塔里木盆地石炭系A(chǔ)油藏剩余油研究實(shí)驗(yàn)方法及實(shí)驗(yàn)條件參數(shù)

注：“—”表示微觀刻蝕模型是利用鏡下孔隙照片制作，故無(wú)巖性和滲透率直接測(cè)試數(shù)據(jù)。

3　剩余油分布特征

3.1　巖心尺度剩余油分布特征

本次實(shí)驗(yàn)在現(xiàn)場(chǎng)巖心觀察所取得諸多柱狀巖心中，通過(guò)鑄體薄片圖像分析手段對(duì)柱狀巖心所屬的孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型進(jìn)行了分析和孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型劃分。最后優(yōu)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(lèi)儲(chǔ)層（表2），是研究區(qū)兩種最主要的類(lèi)型，占66.55 %，具有很好的代表性。

在巖心驅(qū)替CT掃描實(shí)驗(yàn)過(guò)程中，CT-1樣品0.13 PV和0.22 PV的CT掃描圖像顯示，驅(qū)替液進(jìn)入巖心后，整體向前推進(jìn)，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(qū)替特征（圖3）。雖然沒(méi)有發(fā)生特別明顯的繞流現(xiàn)象，但CT-1樣品0.54 PV的驅(qū)替結(jié)果顯示，驅(qū)替液波及后，巖心左下和右上各近似1/3的區(qū)域內(nèi)具有明顯的斑塊狀剩余油富集區(qū)，含油飽和度高，巖心左上到右下的連續(xù)區(qū)帶內(nèi)呈藍(lán)綠色，含油飽和度低。同樣，在CT-2樣品驅(qū)替過(guò)程中0.30 PV和驅(qū)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(duì)富集區(qū)，呈斑塊狀分布（圖3）。

圖3　塔里木盆地石炭系A(chǔ)油藏巖心CT掃描驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果

a1.樣品CT-1，未發(fā)生驅(qū)替的原始狀態(tài)（0 PV）；a2.樣品CT-1，驅(qū)替倍數(shù)為0.13 PV；a3.樣品CT-1，驅(qū)替倍數(shù)為0.22 PV，；a4.樣品CT-1，驅(qū)替倍數(shù)為0.54 PV；b1.樣品CT-2，未發(fā)生驅(qū)替的原始狀態(tài)（0 PV）； b2.樣品CT-2，驅(qū)替倍數(shù)為0.10 PV；b3.樣品CT-2，驅(qū)替倍數(shù)為0.30 PV； b4.樣品CT-2，驅(qū)替倍數(shù)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(duì)驅(qū)替過(guò)程中巖心進(jìn)行切片掃描得到的信號(hào)經(jīng)過(guò)處理的結(jié)果。其中每張矩形圖片的左側(cè)為驅(qū)替進(jìn)口端，右側(cè)為出口端。）

分析認(rèn)為，巖心內(nèi)剩余油整體分布呈現(xiàn)出明顯的分區(qū)分帶特點(diǎn)，可以劃分3類(lèi)區(qū)帶：第一類(lèi)為紅色的原始飽和狀態(tài)，剩余油飽和度超過(guò)70 %，呈連片狀分布，占剩余油總量的20 %左右；第二類(lèi)為藍(lán)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(lèi)為大孔道部分殘余油相，呈藍(lán)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(qū)后含油薄片觀察實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，剩余油總體特征與巖心驅(qū)替CT掃描實(shí)驗(yàn)結(jié)果相類(lèi)似，在孔喉尺度上同樣具有明顯分區(qū)，本文將3個(gè)區(qū)帶分別定義為弱水洗、中水洗和強(qiáng)水洗，各區(qū)域孔喉內(nèi)部剩余油分布具有明顯差異（圖4）。

1）弱水洗區(qū)域

巖石骨架顆粒粒度細(xì)且排列緊密，孔喉空間具有孔隙半徑小、孔喉配位數(shù)小和連通性差的特點(diǎn)。喉道毛細(xì)管阻力大，驅(qū)替液水驅(qū)波及效率低，主要對(duì)應(yīng)分布于巖心尺度中第一類(lèi)片狀富集區(qū)。另外在第二類(lèi)斑塊狀剩余油富集區(qū)的注入劑未波及區(qū)域，孔內(nèi)剩余油多為飽和狀態(tài)，呈斑塊狀富集，熒光下整體表現(xiàn)橙黃色和黃色。剩余油儲(chǔ)量占總儲(chǔ)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(shù)較大且連通性較好。滲流過(guò)程中，驅(qū)替液波及效率較高，主要對(duì)應(yīng)巖心尺度中第二類(lèi)斑塊狀剩余油富集區(qū)的驅(qū)替液波及區(qū)域。剩余油飽和度多介于25 % ～ 60 %，熒光下整體表現(xiàn)為黃-藍(lán)相間?？變?nèi)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(nèi)滯留形態(tài)，分散狀分布，占剩余油總儲(chǔ)量的57 %。

3）強(qiáng)水洗區(qū)域

巖石骨架顆粒粒度粗，孔隙半徑大，孔喉配位數(shù)大且連通性好。由于毛細(xì)管阻力小，滲流過(guò)程中，驅(qū)替液波及效率高，主要對(duì)應(yīng)于分布于巖心尺度中第三類(lèi)殘余分布剩余油。剩余油飽和度不足20 %，熒光下整體表現(xiàn)綠色和藍(lán)色，孔內(nèi)剩余油呈乳狀的分散油滴/油珠、油膜和喉道內(nèi)滯留形態(tài)，占剩余油總儲(chǔ)量的22 %。

圖4　塔里木盆地石炭系A(chǔ)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(qiáng)水洗，4×10倍視域；c2，c3.強(qiáng)水洗，10×10倍視域 （a1—c3的9個(gè)圖片均為巖心驅(qū)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(lán)色部分為孔隙內(nèi)只有驅(qū)替液，不含油。）

4　剩余油形成機(jī)理

上述剩余油分布研究結(jié)果表明，在研究區(qū)目的層開(kāi)發(fā)過(guò)程中，儲(chǔ)層巖心尺度的水驅(qū)油過(guò)程整體較為均勻，巖心內(nèi)部油、水兩相滲流主要發(fā)生在孔隙結(jié)構(gòu)相對(duì)較好的儲(chǔ)層部分。因此，本研究選擇了Ⅰg—ⅢZ共4種孔隙結(jié)構(gòu)模型，進(jìn)行了高溫、高壓的微觀刻蝕模型驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，觀察水驅(qū)油過(guò)程，根據(jù)油水的相對(duì)流動(dòng)現(xiàn)象，從油相受力角度分析了剩余油形成機(jī)理，并總結(jié)剩余油分布模式。結(jié)果表明，研究區(qū)的剩余油形成機(jī)理及分布模式有以下6種（表3）。

1）突進(jìn)分隔作用與分散油滴型剩余油

當(dāng)孔隙中的驅(qū)動(dòng)力1遠(yuǎn)大于毛細(xì)管阻力（c1-c2），驅(qū)替速度1遠(yuǎn)大于驅(qū)替液連接水膜速度2，驅(qū)替液從孔隙中央迅速突破至喉道出口，孔隙內(nèi)油相被沖散，形成分散油滴型剩余油。該類(lèi)型剩余油為孔隙內(nèi)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(lèi)剩余油量較大，占10.1 %。

2）剝離作用與孔內(nèi)半充填型剩余油

當(dāng)孔隙中驅(qū)動(dòng)動(dòng)力1大于毛細(xì)管阻力（c1-c2），驅(qū)替速度1小于2，驅(qū)替液優(yōu)先連接水膜后首先沿兩側(cè)水膜推進(jìn)。兩側(cè)驅(qū)替液到達(dá)出口喉道后，隨喉道處水膜厚度增加，油相發(fā)生卡斷，滯留在孔隙中，形成孔內(nèi)半充填型剩余油。該類(lèi)剩余油為孔內(nèi)半飽和油狀，單體規(guī)模較大，呈油滴、油斑及多種不規(guī)則形態(tài)，集合體為分散狀的油水混相。該類(lèi)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(chǔ)油藏剩余油形成機(jī)理與分布模式特征

局部孔隙中驅(qū)動(dòng)動(dòng)力1小于等于毛細(xì)管阻力（c1-c2）的情況下，驅(qū)替液優(yōu)先從喉道粗且毛細(xì)管阻力小的兩側(cè)大孔道流動(dòng)。中部孔隙小、喉道細(xì)且毛細(xì)管阻力大，驅(qū)替液難以波及，而形成孔喉充填型剩余油，該作用多發(fā)生在孔喉大小分布不均一的孔隙結(jié)構(gòu)中，該類(lèi)剩余油是指孔喉內(nèi)的飽和油相，單體規(guī)模小，在單個(gè)孔隙中呈飽和狀態(tài)，集合體呈斑狀和片狀的連續(xù)油相。該類(lèi)剩余油量較大，占21 %。

4）孔壁油潤(rùn)濕捕獲作用與孔壁油膜型剩余油

由于巖石內(nèi)部不同部位礦物類(lèi)型差異和粘土礦物附著等因素造成潤(rùn)濕差異性，導(dǎo)致微觀上油潤(rùn)濕和水潤(rùn)濕共存。水驅(qū)油過(guò)程中，受到局部油潤(rùn)濕孔隙捕獲作用影響，油相吸附在油潤(rùn)濕孔壁，呈薄膜狀分布，形成孔壁薄膜型剩余油。該類(lèi)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(qū)替過(guò)程中，局部的邊角遠(yuǎn)離孔內(nèi)流體滲流主流線，驅(qū)替液發(fā)生繞流未波及，形成角隅型剩余油。該類(lèi)剩余油位于孔隙邊角，孤立狀，單體規(guī)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(rèn)為，在粗-細(xì)喉道并聯(lián)孔道內(nèi)，粗喉道中毛細(xì)管力小，驅(qū)替液快速推進(jìn)到達(dá)出口，而細(xì)喉道中毛細(xì)管力大，流速較慢，被卡斷殘留在細(xì)喉道中，形成喉道滯留型剩余油。該類(lèi)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(nèi)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(lèi)型：一種是驅(qū)替液波及區(qū)域內(nèi)，由于剝離作用和突進(jìn)分隔作用形成的孔內(nèi)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(qū)替液未波及或弱波及區(qū)域內(nèi)的孔喉充填型剩余油，呈斑塊狀富集，占21.0 %。

針對(duì)注水波及區(qū)內(nèi)的孔內(nèi)半充填型和分散油滴型剩余油，從技術(shù)角度講可以考慮化學(xué)驅(qū)和氣驅(qū)兩類(lèi)提高采收率方法。其中，化學(xué)驅(qū)方面，可以采取以提高洗油效率的表面活性劑驅(qū)。氣驅(qū)方面，天然氣驅(qū)目前已經(jīng)在塔里木盆地其他區(qū)塊的相同層位中進(jìn)行過(guò)先導(dǎo)試驗(yàn)，取得了一定的效果，因此，采用天然氣驅(qū)方法提高油藏采收率具有一定的現(xiàn)場(chǎng)優(yōu)勢(shì)。

6　結(jié)論

1）本研究所建立的水驅(qū)過(guò)程的CT掃描檢測(cè)實(shí)驗(yàn)、水驅(qū)后含油薄片觀察實(shí)驗(yàn)和高溫高壓微觀刻蝕模型驅(qū)替實(shí)驗(yàn)3種實(shí)驗(yàn)組合方法，可以很好地揭示高溫、高壓儲(chǔ)層水驅(qū)剩余油形成機(jī)理，明確油藏特高含水期微觀剩余油類(lèi)型及潛力分布，對(duì)油藏二次開(kāi)發(fā)末期轉(zhuǎn)三次采油工作具有重要意義。

2）受儲(chǔ)層微觀非均質(zhì)性影響，均質(zhì)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(jìn)分隔作用、繞流作用和捕獲作用控制，微觀剩余油發(fā)育孔喉充填型、孔內(nèi)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(chǔ)油藏存在兩種剩余油潛力類(lèi)型。一種是驅(qū)替液中水洗區(qū)域，剝離作用和突進(jìn)分隔作用形成的孔內(nèi)半充填型和分散油滴型剩余油，此類(lèi)剩余油量最大，占65.4 %，呈油水混相；另一種為驅(qū)替液未波及區(qū)域內(nèi)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(qū)或天然氣驅(qū)進(jìn)行挖潛，進(jìn)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(jí)工程師，油藏描述和剩余油分布。E?mail：stbchina@126.com。

中國(guó)石油大學(xué)（北京）克拉瑪依校區(qū)科研啟動(dòng)基金資助項(xiàng)目（XQZX20210003）；新疆維吾爾自治區(qū)自然科學(xué)基金資助項(xiàng)目（2021D01A200）；國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)（2017ZX05009-001）。

（編輯 梁慧）