0 引言
在致密油藏领域，低孔低渗、复杂的孔隙结构和显著的非均质性等特征严重制约了水力压裂和水驱等常规开采策略的应用［1］。ZHU等［2］指出，孔喉尺寸分布、连通性和微细喉道占比显著影响CO2驱替过程中前缘稳定性和剩余油赋存状态，是决定致密储层CO2驱替效率的关键因素。近年来，CO2驱油技术（CO2-EOR）作为一项兼具提高采收率和实现碳封存的增产手段，备受业界瞩目［3］。CO2在注入过程中可与油发生溶胀、萃取等相互作用，从而达到混相状态。大量研究表明，近混相驱比非混相驱具有更高的驱油效率。钱坤等［4］分析了CO2驱替过程中CO2—原油体系的相互作用及相态变化，指出CO2混相驱是一种可靠的三次采油技术。陈浩等［5］研究发现，CO2近混相驱技术能够显著改善油田开发效果，CO2—原油体系的最小混相压力是影响提高采收率的关键参数。目前，CO2提高采收率的研究主要基于岩心驱替实验，但该类实验难以直观反映CO2注入过程中油气体系的相态变化特征。相比之下，微观驱替可视化模型能够直观地刻画油气的微观渗流行为和界面演化过程，在CO2驱油机理研究中得到了广泛应用。CUI等［6］利用基于岩心铸体薄片的激光刻蚀微观模型，研究了高含水情况下CO2的微观驱替规律。WANG等［7］将CT扫描与微电子光刻技术结合，构建了微观可视化玻璃模型，定量分析了缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油分布特征和捕油机理。然而，玻璃刻蚀微观模型存在显著的局限性，即孔喉结构及矿物组成较天然岩心简化［8-11］，降低了模型的代表性［12-13］。近年来已开发出真实岩心微流控模型和基于岩心铸体薄片的μCT重构真实结构微流控模型，可在一定程度上保留天然岩心中的孔喉形状、矿物及润湿性差异［14-15］。而刻蚀玻璃模型的润湿性与界面行为对表面处理方式和实验条件较为敏感，可能对结果一致性产生影响［16］。因此，越来越多的学者开始着眼于在尽可能保留真实孔喉结构与矿物组成的前提下，开展孔隙尺度可视化CO2驱替研究，进而明确孔喉结构差异对渗流通道演化和剩余油分布的影响机制［17-18］。但高温高压下基于真实岩心的可视化CO2驱替研究相对有限，相关认识仍需进一步完善。
本文将研究区孔喉结构按孔喉连通性与喉道尺度分布特征概括为2类典型类型（连通性较好型与连通性受限型），其划分依据包括孔渗条件、喉道尺寸分布与弯片状微细喉道占比/配位数等孔喉连通性表征参数。基于此，选取2块样品，制作了高温高压条件下的真实岩心微观CO2驱替模型。该模型保持了岩心原有的孔隙结构和矿物组成，借助显微成像技术观察流体在岩石孔隙空间中的运移与相态变化，定性揭示不同孔喉结构类型下的CO2驱油渗流特征及其控制因素。通过铸体薄片分析与图像处理技术相结合的方法，定量研究了松辽盆地大情字井油田高台子油层组青一段储层微观孔喉结构特征、CO2驱油机理及剩余油分布规律，以期为致密砂岩油藏的有效开发提供微观尺度的理论依据，为长岭凹陷致密砂岩油藏的CO2-EOR方案设计与剩余油挖潜提供实验支撑。
1 研究区储层概况
大情字井油田位于吉林省乾安县大情字井乡境内，北邻乾安油田，构造上处于松辽盆地南部中央坳陷区长岭凹陷中部（图1）。青山口组是该区主要含油层系，青山口组一段、二段不仅为重要储层，也是优质烃源岩层和区域性盖层。其中青山口组一段是主力产层，其岩性以页岩、泥岩、粉砂岩和碳酸盐岩为主，泥岩和碳酸盐岩局部发育，页岩和粉砂岩广泛分布。粉砂岩主要发育于滨浅湖砂坝和席状砂等沉积微相中，整体上以粉砂岩为主的岩性构成了该段的主要储集层［13］。本文研究的H-56区块为大情字井油田的主力区块之一，位于油田中部。该区块砂岩储层平均孔隙度为13.0%，平均渗透率为5.0 ×10-3 μm2，油藏原始地层压力为21.0 MPa，原始油层温度为90.0 ℃，原始地层饱和压力为6.5 MPa，属于典型的低孔、特低渗储层。该区储层具有孔喉结构复杂、流体渗流能力差、非均质性强等特征，为后续CO2驱油实验研究提供了代表性地质基础。
2 实验过程与方法
2.1 实验设备
本文研究采用武汉市新生纪科技有限公司自主研发的高温高压微观可视化驱替实验系统。该系统主要由高温高压驱替装置、高温高压可视化组件及成像与图像采集系统3部分组成。高温高压驱替装置由高精度流量泵、微流量压力传感器以及围压和回压泵构成，系统可在0~200 ℃的温度范围内运行，最高工作压力可达50 MPa。高温高压可视化组件主体为真实岩心微观模型，能够在100 °C和30 MPa的条件下保持模型完整性和流体流动稳定性。成像与图像采集系统包括高精度荧光显微镜和图像分析软件，可实时捕获油、气、水三相流体的孔隙中的运移和分布状态，并利用图像识别与定量分析技术识别不同孔隙类型中剩余油的赋存特征，进而计算模拟油采出程度。
2.2 实验流体
实验中使用的流体根据研究区块地层条件进行配制。其中，H-56区块的模拟地层水矿化度为10 242.0 mg/L，模拟油按研究区的脱气原油物理化学参数进行配制，具体物性参数如表1所示。实验所用CO2的纯度为99.99%。
表1 实验原油物性参数Table 1 Experimental crude oil physical properties |
| 地层压力 /MPa | 地层温度 /℃ | 原始饱和 压力/MPa | 气油比 /（m3/m3） | 地层原油黏度 /（mPa·s） |
|---|---|---|---|---|
| 21.0 | 90.0 | 6.5 | 35.0 | 2.0 |
2.3 实验微观驱替模型制备方法
真实岩心微观驱替模型的制作主要分为5步（图2）。
（1）岩心预处理：保持柱塞岩心原有的物理化学性质不变，依次进行洗油、烘干处理，清除岩心孔隙结构中的可流动物质。
（2）岩心薄片制备：采用高精度金刚砂线切割机切取约2 mm厚的岩片。
（3）岩心薄片抛光：对岩片进行机械抛光（粒度2 000目），使其厚度减小至约0.25 mm，并再次烘干。
（4）封装与连接：采用多环封装工艺，以混合环氧树脂（A、B型树脂胶比例为2∶1）作为主要封装材料。首先，在预设温度（75 ℃）下，对岩片上下表面进行密封处理，以控制环氧树脂黏度达到最佳状态，避免因黏度过低导致树脂渗入孔隙内部，或因黏度过高造成岩片固定不牢。其次，封装固化后，沿岩片边缘剪切固化环氧层并连接高压管。
（5）固化成型：将连接有高压管的封装薄片置于模具内，继续灌注混合环氧树脂胶，使薄片完全包覆。将模具置于恒温加热平台上，先保持预设温度（30 ℃）进行固化，再逐渐降温至室温。待混合环氧树脂胶完全固化后剥离模具，即可获得可承受高温高压流体的真实岩心微观驱替高温高压可视化组件。该驱替组件模型尺寸一般约为10.0 mm×ø50.0 mm（图3），最大承受压力约为30 MPa，耐温能力约为100 ℃，满足高温高压条件下的微观CO2驱油实验要求。
2.4 实验步骤及方法
根据研究区岩心物性和孔隙结构特征，分别建立了高渗和低渗2类真实致密砂岩微观可视化模型，具体实验流程如下（图4）。2块样品均取自同一区块同一目的层段，在岩性背景一致的前提下，依据常规物性测试与铸体薄片孔喉特征筛选得到，分别代表孔喉连通性较好与较差的2类典型样品，用于开展孔隙尺度驱替过程的对比分析。本文侧重揭示孔喉结构差异对CO2驱替通道与剩余油形态的控制机制，统计意义上的普遍性仍需后续扩充样本进一步验证。
（1）将柱塞岩心用石油醚和苯洗涤后干燥处理，并测定孔隙度和渗透率。
（2）选取部分柱塞样制备铸体薄片以进行岩相鉴定，同时将柱塞样相邻切面部分制备成高温高压可视化组件（详见本文2.3节）。
（3）将可视化组件连接至高温高压驱替装置，系统抽真空后饱和模拟地层水，并计算模型的孔体积。
（4）以0.01 mL/min的速度饱和模拟油直至模型出口端出油（约4 PV），驱动压差维持在0.1 MPa。
（5）设定围压20 MPa，以0.01 mL/min的速度进行微观可视化驱油实验，当注入体积达到2 PV时停止。
（6）注入结束后，采用透射荧光显微镜进行微观孔隙内剩余油观察与记录。
为定量分析不同驱替阶段的剩余油变化，使用IMAGE-J软件对获得的图像进行处理，具体流程如下。
（1）对原始图像进行灰度处理。
（2）通过阈值分割，提取油、气、水等不同区域。
（3）基于软件的机器学习模块，选取典型样本进行训练分类训练，实现统一识别标准。
（4）根据分类结果统计各相像素比例，计算剩余油饱和度与驱油效率，为不同孔隙结构类型的剩余油特征差异分析提供定量依据。
为降低图像分割的主观性，在驱替实验前后均在相同显微镜参数（放大倍数、光源强度与曝光等）下采集薄片荧光图像，并分别获取薄片干样、饱和水、饱和油及油水混合状态的荧光标样图像以建立色标对照库。基于该标样库，以饱和油状态下油相的荧光响应为参照，并以饱和水/干样作为背景对照，在ImageJ-Fiji中统一确定油相提取的分割标准；随后对驱替前后图像在同一分析标准下自动提取油相（蓝白点区域）并进行灰度化与二值化处理，计算油相像素面积占比以表征含油面积。
3 实验结果讨论与分析
3.1 微观孔隙结构特征
选取H-56区块27号和5号样品的铸体薄片进行分析（图5），研究结果表明，储层孔隙主要包括原生孔隙和次生孔隙两大类。原生孔隙以粒间原始孔隙为主，面孔率约为3%，石英颗粒的次生加大边生长增强了颗粒的抗压实能力，使原生孔隙得以较好地保存。该类孔隙多呈不规则状或多边状。次生孔隙主要包括粒间溶孔、粒内溶孔及少量铸模孔，面孔率一般为0.5%~2%。其中原生孔、粒间溶孔及粒内溶孔构成了主要的储集空间。孔隙内的填隙物成分主要为胶结矿物和黏土质杂基，白云石多以粉晶形式充填于粒间孔隙，高岭石呈鳞片状分布于颗粒间隙中，局部可见极少量有机质残体充填。2个样品的喉道配位数普遍较低，多为1~2，孔隙分布不均匀，连通性一般，整体表现为致密型孔喉结构特征。
喉道作为沟通不同孔隙空间的纽带，是相邻孔隙之间流体传输通道，每个独立孔隙通常与多个喉道相互连通，从而形成复杂的孔隙—喉道网络结构［14］。岩石颗粒的接触模式、胶结类型以及颗粒本身的形状和大小决定了喉道的尺寸和形态［15-18］。研究区储层的喉道类型主要包括孔隙缩小型、缩颈型以及片状（弯片状），其中以弯片状喉道最为发育（图5）。弯片状喉道多呈狭长弯曲的状态分布于颗粒之间，部分出现堵塞现象，储层物性差、孔隙储集空间小；孔缩小型喉道具有孔隙大、喉道粗的特点，连通性和渗流能力较强，但在5号样品中分布较少；缩颈型喉道多形成于颗粒间支撑和点接触模式下，具有孔隙大、喉道细的特点，孔隙间的连通性较差。根据显微分析与图像识别结果，绘制了2组典型样品的孔隙和喉道直径分布曲线图（图6）。由图6可见，二者的孔隙直径分布曲线主要呈单峰型分布。与5号样品相比，27号样品孔径分布更为均一。二者的喉道直径分布曲线形态大致相同，喉道直径主要集中于0~17.5 μm之间，其中5号样品峰值约为10.0 μm，27号样品峰值约为5.0 μm，大于15.0 μm喉道都较少。综合分析表明，直径5.0~10.0 μm之间的微细喉道是该储层孔隙连通和流体渗流的主要通道，对CO2驱替过程具有关键控制作用。
3.2 不同孔隙结构储层微观驱替过程
5号样品的孔隙度为13.14%，渗透率为0.86×10-3 μm2，代表储层孔喉结构较差的样品。由［图7（a）］可见，饱和地层水后薄片透光性较好，蓝色亮点较为明显，表明样品中透光性矿物发育。通过图像处理分析可知，驱替前亮色区域占比为17.05%，饱和地层水后亮色区域占比增加至22.38%。根据孔隙中被水充填后呈现透光性的特征，计算得到孔隙的面孔率约为5.33%。在模拟油饱和过程中，薄片由蓝色变为青蓝色［图7（b）］，表明模拟油进入孔隙。经图像软件处理分析，饱和油后亮色区域占比约为3.15%，表明该样品油驱水效果较差，含油饱和度较低。转为CO2驱替后，可以看到薄片由青蓝色逐渐变浅并趋于蓝色［图7（c）］，表明部分模拟油被CO2驱替出孔隙。图像定量结果显示，CO2驱替后的亮色区域占比约为2.11%，最终模拟油采出程度约为66.98%。综合结果表明，5号样品孔喉连通性差，驱替通道单一，CO2驱油过程中油相波及范围有限，驱替效率相对较低。
27号样品的孔隙度为18.57%，渗透率为11.74×10-3 μm2，代表孔喉结构发育、渗流性能较好的储层。与低渗样品相比，该样品在饱和地层水阶段的速度较快。由图8（a）可见，饱和地层水后薄片在荧光下呈深蓝色，亮点分布密集，表明孔隙中透光性矿物及连通孔隙较多。经图像软件定量分析，驱替前亮色区域占比为20.13%，饱和地层水后亮色区域占比增至33.27%，根据水充填后透光增强的特征，计算得孔隙面孔率约为13.14%。在模拟油饱和阶段，薄片由深蓝色变为青蓝色［图8（b）］，表明模拟油开始进入孔隙空间。经图像处理分析，饱和油后亮色区域占比约为10.21%，表明油相置换地层水的能力更强。对于物性较好的岩心，油驱水效果显著，含油饱和度相对较高，油水赋存特征清晰可辨。转为CO2驱替后，薄片由青蓝色变为浅青色［图8（c）］，表明大部分模拟油被驱替出孔隙。定量分析结果显示，驱替后亮色区域占比约为7.69%，最终模拟油采出程度约为75.32%。结果表明，27号样品孔喉结构较发育，连通性良好，CO2在驱替过程中可形成连续渗流通道，提高驱油效率更显著。
图8 27号样品的不同驱替阶段荧光图及图像处理（a）、（d） 27号-饱和水后（荧光图）；（b）、（e） 27号-油驱水后（荧光图）；（c）、（f） 27号-气驱油后（荧光图） Fig.8 Fluorescence images and image processing of different displacement stages of Sample 27 |
表2 不同孔隙结构驱替效果对比Table 2 Comparison of displacement effects of different pore structures |
| 样品编号 | 孔隙度/% | 渗透率/（10-3 μm2） | 孔隙类型 | 驱替过程特征 | 剩余油分布主要特征 | 最终采出程度/% |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 5号 | 13.14 | 0.86 | 粒间微孔或粒内溶孔 | 通道单一，呈指状 | 连片状和簇状 | 66.98 |
| 27号 | 18.57 | 11.74 | 粒间孔 | 推进均匀，呈网状 | 环状和孤岛状 | 75.32 |
从机理上分析，在地层的温度、压力条件下，随着CO2在原油中的溶解和对轻烃组分的萃取作用，多次接触后油气界面性质发生变化，油气界面张力降低、原油溶胀与萃取增强、表观黏度降低，通常有利于连片/簇状剩余油的进一步断裂与动用，剩余油形态更可能向膜状/孤岛状转化；但在微细弯片状喉道占比高、配位数低的受限连通孔喉体系中，结构性限制仍可能导致局部残余油长期滞留。利用式（1） 可解释界面张力、毛管数和剩余油动用程度的关系。
式中：N c为毛管数，无量纲；μ为驱替相黏度，mPa·s；v为表观流速，m/s；σ为油气界面张力，mN/m。
3.3 微观剩余油差异分布规律
继初次采油及二次采油阶段之后，油藏内有超过50%的模拟油被吸附或滞留在储层孔隙中，微观孔隙结构特征是影响剩余油差异化分布的主要因素。根据剩余油的微观赋存形态，可将其分为孤岛状、连片状、索状、膜状、角状及簇状等类型［19-22］。从透射荧光显微观察结果表明（图9），储层中孔喉发育特征及填隙物的类型与含量，直接影响水驱及CO2驱后微观剩余油存在的赋存状态与空间分布特征。对比2类代表性样品可知，5号样品（连通性受限型）和27号样品（连通性较好型）在孔喉结构、驱替方式及剩余油类型方面存在显著差异。5号样品（连通性受限型）孔喉分布不均匀且连通性差，尽管局部发育利于流体渗流的较大喉道，但驱替介质沿大喉道窜流，导致细小孔喉中的原油难以被动用。在CO2注入过程中，CO2流动通道单一，呈指状推进，驱替波及范围有限。驱替后主要形成连片状或簇状剩余油［图9（a），图9 （c）］，驱油效率相对较低，最终采出程度为66.98%。27号样品（连通性较好型）孔喉分布均匀、连通性良好，驱替介质的推进相对均匀，波及面面积大，CO2在孔隙中形成多通道网络流动，驱油效率最高，最终采出程度为75.32%，驱替后剩余油主要以膜状和孤岛状形式存在［图9（d），图9（f）］。表明CO₂对孔喉尺度较大的储层具有更强的动用能力与更高的波及效率。
研究区孔喉中微观剩余油主要以片状、簇状和孤岛状形式存在。根据孔隙结构类型划分，孔喉发育程度和储层物性条件对驱替过程中剩余油分布具有显著的控制作用。在孔喉发育、物性较好的储层中，驱替过程中油水优先沿大孔道运移，易形成膜状和孤岛状微观剩余油，局部较大孔隙中可见孤岛状剩余油。在物性结构较差的储层中，孔喉细微、连通性差，填隙物发育，流体渗流受阻，驱替前缘推进不均匀，驱替后最终主要保留连片状和簇状剩余油（图10）。结合微观孔隙结构特征研究成果，研究区总体发育微细孔隙和喉道结构，是影响CO2驱油效果和微观剩余油分布形态的主要因素。在后期开发中，应充分考虑储层微观孔喉结构差异，优化CO2注入方式与压力控制参数，以实现不同孔隙结构储层的高效驱替与剩余油动用。
4 结论与认识
（1）不同微观渗流孔喉类型样品的渗流特征差异显著。松辽盆地大情字井油田H⁃56区块为典型的低孔、特低渗储层，其岩性以粉砂岩为主，孔隙结构复杂，原生孔隙与次生孔隙共存，喉道以弯片状为主，不利于流体流动，填隙物以黏土矿物为主。27号样品孔隙度为18.57%，渗透率为11.74×10-3 μm2，孔喉连通性较好，CO2更易形成贯通型优势通道并实现对主通道附近孔隙的快速动用，剩余油主要以局部滞留形式存在；孔喉连通性是驱替效率的主控因素。5号样品孔隙度为13.14%，渗透率为0.86×10-3 μm2，孔喉连通性受限型，微细弯片状喉道占比高、连通性差导致驱替通道更易发生分割，剩余油更倾向于在基质微孔喉中形成分散滞留；改善连通性是提升剩余油动用程度的关键。CO2驱替实验结果表明，在5号样品中能提高采收率至66.98%，在27号样品中采收率可达75.32%，表明孔喉结构发育程度对CO2驱油效率具有重要影响。
（2）CO2驱替后，研究区剩余油主要呈孤岛状、连片状和簇状分布，其空间分布受控于微观孔隙结构。连通性较好型样品孔喉连通性较好，驱替前缘推进均匀，驱油效率高，可见膜状和孤岛状微观剩余油；连通性受限型样品孔喉尺寸虽然大，但分布不均匀且连通性差，驱替呈指状推进，驱油效率较低，剩余油以连片状和簇状为主。
（3）微观剩余油对比分析表明，物性结构较好的样品驱替后主要形成膜状和孤岛状微观剩余油，局部较大孔隙中可见独立的孤岛状油斑；在物性结构较差的样品中，由于小孔隙发育和填隙物填充造成孔喉尺寸受限，驱替不均匀，形成不同大小、形态不规则的连片状与簇状剩余油。微观孔喉结构的均质性与连通性是控制CO2驱油效率及剩余油分布形态的关键因素。
（4）基于上述微观通道演化与剩余油差异分布特征，可进一步提出面向不同孔喉结构类型的CO2注入参数优化建议。对于孔喉连通性较好型储层，CO2更易沿优势通道快速突破，现场实施中宜优先采用控压控速的注入制度，通过降低初期注入压力以稳定驱替前缘，并可结合水气交替（WAG）注入抑制主通道窜流。对于孔喉连通性受限型储层，宜在不超过地层承压与破裂压力约束下，采用逐级升压增强CO2进入微细孔喉的能力并延长与基质的接触时间，从而促进剩余油动用。
需要指出的是，本文研究基于2块典型样品建立真实岩心微观模型，所取得的认识主要用于阐明不同孔喉结构类型下CO2驱替差异的孔隙尺度机理，后续将结合更多岩心样本与统计分析进一步验证与完善。
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