冷冻制片荧光分析法在分析聚驱后剩余油赋存状态中的应用

张西龙

（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）

大庆油田主力开发层系已经进入聚驱开发后期，采出程度高达60%，仍有近40%的剩余油滞留地下，迫切需要开展聚驱后微观剩余油分布规律研究[1]。目前，研究岩心微观孔隙内流体特征的方法主要有利用扫描电镜、铸体薄片、核磁共振、荧光显微镜、玻璃刻蚀驱油实验等方法，前三种方法是对岩石矿物和孔隙总体特征进行研究，后两种方法是对有机物的特征进行研究。为了能够观察天然岩心孔喉分布规律，以及剩余油分布与天然岩心孔喉分布之间的关系，研究创建了剩余油冷冻制片荧光分析方法。

1 实验方法

剩余油冷冻制片荧光分析方法：①在较低温度下，对样品进行切磨，以保证在磨片时，样品孔隙内流体原有形态没有被破坏；②综合铸体图像分析显微镜、偏光显微镜和荧光显微镜的优点，通过铸体图像分析显微镜识别矿物性质，利用不同组分的荧光特性，以颜色划分水、油、岩石等水边界，利用已有的计算机分析软件，将不同类型剩余油赋存位置、含量及剩余油饱和度等信息提取出来，并根据荧光图像显示结果，判断识别岩心样品中不同类型微观剩余油分布的状态。通过以上研究结果，综合表征微观剩余油的分布、量化含量等特征[2–3]。剩余油冷冻制片荧光分析法能够保持样品的油水岩原始状态及油水界面清晰。

2 分析方法

2.1 样品制备

制备流程为：冷冻切片、胶结、打磨平面、贴片、磨薄、编号。

切片前，利用液氮对样品冷冻保存，切片时，切割孔、洞、缝发育处，切片后，将样品放置在5 ℃以下进行风干，然后在真空环境用502胶胶结。制作样品时，若岩石疏松、裂缝发育，使用T2型502胶胶结；针对油砂渗胶较差的情况，使用K1型502胶胶结；如果胶仍无法渗入，可改用提纯石蜡来胶结平面。在粗磨平面时，如果遇到掉颗粒的岩石时，需要使用胶重新进行胶结，再打磨平面，直至无孔洞为止。待样品水分干后，再进行载片。含油岩样中如果存有气泡，气泡含量不能超过岩样面积的3%，一般岩样中气泡含量不应超过岩样面积的1%。磨片时，厚度粗磨到0.10 mm，细磨到0.06～0.07 mm，精磨到0.04～0.05 mm。薄片不盖片，但易潮解、易挥发的岩样样品需盖片。

2.2 确定方法

不同组分的原油，荧光特性不同，荧光颜色、强度都会有所不同，因此，可以根据荧光的颜色判断原油组分。紫外光激发条件下，饱和烃类不发荧光；芳烃主要呈蓝色和蓝白色；非烃一般显示黄色、棕色、橙色、橙黄色；沥青质呈红色、棕红色甚至黑褐色。水在荧光显微镜下不发光，但水溶解了微量的芳烃，就会发出浅蓝色。因此，利用发出的荧光颜色可以判别水和油（表1）。

表1 不同组分与激发发光颜色的关系

2.3 结果对比

普通荧光显微镜在照相时，荧光薄片的厚度为1.00 mm，在颗粒小于1.00 mm时，难以区分孔隙和颗粒。使用常规的荧光分析方法，区分不明显（图1a）。制片冷冻后，可以保持油水分布的初始状态[4]；薄片厚度小于0.05 mm，避免颗粒上下遮挡和荧光干扰。使用紫外荧光激发全波段荧光信息采集，岩石不发荧光，呈现黑色，原油发黄褐色荧光，水发蓝色荧光，可以清晰地区分油水界面（图1b）。目前，利用计算机软件进行图像分析，可以求解含油面积、含水面积，以及聚驱后剩余油饱和度和微观剩余油类型及含量，通过冷冻制片后的荧光图像进行剩余油分布详细描述[5–6]。

图1 普通荧光和冷冻制片荧光的油水岩分布特征

3 剩余油赋存状态

储层中，微观剩余油的赋存状态复杂，根据孔隙中剩余油与水的分布状态，将剩余油分为三种类型[7–17]，第一种是自由态类型剩余油，有粒内状、淡雾状、粒间吸附状和簇状剩余油；第二种是在束缚态类型的外层或离矿物表面较远的半束缚态类型剩余油，有孔隙中沉淀状、角隅状和喉道状剩余油；第三种是吸附在矿物表面的束缚态类型剩余油，分为颗粒吸附状、狭缝状和孔表薄膜状剩余油。

3.1 自由态剩余油

簇状剩余油部分处于运动状态中，赋存在孔隙内，水驱后，主要残留在被大孔道包围的小喉道孔隙中，聚驱时，形成稳定的油丝通道，将此类剩余油驱替出来（图2a）。粒内状剩余油多赋存在粒内孔中（图2b）。粒间吸附状剩余油多分布在泥杂基或黏土矿物含量，处于开放的孔隙中，吸附在黏土表面，易堵塞喉道，但可以被油藏内流动的流体带出（图2c）。淡雾状剩余油是高水淹储层经过反复冲刷后，仍然吸附在颗粒表面的剩余油（图2d）。

图2 自由态剩余油（J2–351井，20×10倍冷冻制片紫外荧光）

3.2 半束缚态剩余油

角隅状剩余油孔道不连通的部位分布为主，多存在于孔隙复杂的空间角落处，一侧依附在颗粒的接触角处，另一侧位于孔隙空间内，呈自由态（图3a）。聚驱过程中，角隅状的剩余油在受到聚合物的剥离、拉拽作用后，部分会被驱替出来。喉道状的剩余油主要存在于细小喉道处，多赋存在碎屑颗粒紧密接触的细长状喉道内部，因毛细管作用而形成了束缚态，在物性交差的弱、未水洗岩心中广泛分布（图3b）。孔隙中沉淀状剩余油的主要成分是沥青质和胶质，多以微小孔隙、连通不畅孔隙中分布为主（图3c）。

图3 半束缚态剩余油（J2–351井，20×10倍冷冻制片紫外荧光）

3.3 束缚态剩余油

孔表薄膜状剩余油以分布在岩石颗粒亲油的孔道表面为主，由于岩石的亲油性，水的驱替作用难以驱替此类残余油，油膜的分布范围较广，而聚合物溶液的剥离作用，使聚驱后剩余油明显减少（图4a）。由于颗粒表面吸附能力较强，且孔喉中已形成连续水相，致使颗粒表面的剩余油难以被驱替，从而形成了吸附状的剩余油，多分布在泥杂基或黏土矿物含量较高的部位（图4b）。狭缝状剩余油存在于云母、长石等片状矿物溶孔内，或颗粒裂隙及片状矿物的解理缝隙中，以碎屑成分成熟度低，及粒内溶蚀孔发育的层段分布为主（图4c）。

图4 束缚态剩余油（J2–350井，1 220 m，20×10倍冷冻制片紫外荧光）

4 剩余油量化分布特征

聚驱后微观剩余油分布特征表现为整体零散分布，存在局部富集区域的特征。随着聚驱后水洗程度的增加，自由态剩余油的含量减少，束缚态剩余油的含量增多，这部分剩余油难以动用（表2）。从弱水洗样品中剩余油分布来看，聚驱后颗粒间的剩余油一部分被驱替，微观剩余油仍以自由态剩余油类型为主，主要包括簇状和粒间吸附状剩余油；从中水洗样品中剩余油分布来看，自由态剩余油大部分被驱替，孔表薄膜状和颗粒吸附状等束缚态剩余油所占比例达42.7%以上，但自由态剩余油中的簇状和粒间吸附状剩余油所占比例仍较高，达46.7%；从强水洗样品中剩余油分布来看，粒间、孔内等自由态剩余油基本全部被驱替，束缚态剩余油占比高，其中孔表面薄油膜状占比达59%。由于溶蚀作用，在强水洗的岩样中云母等片状矿物形成了粒内的溶孔和溶隙，聚驱过程中，部分原油被运移到溶孔中，形成了粒内状的剩余油，其占比相对较高，达10.0%。

表2 不同水洗部位岩心样品微观剩余油分布比例 %

5 结论

（1）利用先进的剩余油冷冻制片荧光分析法，观察岩心内孔喉分布规律及其与剩余油分布之间的关系，量化表征了自由态、半束缚态和束缚态三种类型微观剩余油赋存状态的分布特征，在定量化分析聚驱后微观剩余油分布方面取得较大进步，对聚驱后剩余油挖潜具有重要指导意义。

（2）细化表征了聚驱后微观剩余油的赋存状态。自由态剩余油细分为淡雾状、粒内状、簇状和粒间吸附状；束缚态剩余油细分为狭缝状、孔表薄膜状和颗粒吸附状；半束缚态剩余油细分为喉道状、有角隅状和孔隙中沉淀状。

（3）聚驱后微观剩余油的分布表现为整体零散分布，存在局部富集区域特征，水洗程度从弱水洗向强水洗变化时，粒间吸附状和簇状的自由态剩余油含量逐渐减少，孔表薄膜状的束缚态剩余油含量逐渐增多。