康永梅，李 明，王聯(lián)國(guó)，茍幸福，韓斌虎，朱玉雙

（1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第十一采油廠，甘肅慶陽(yáng)745000；2.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系/大陸動(dòng)力學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西西安710069）

鄂爾多斯盆地侏羅系延安組含油層系作為長(zhǎng)慶油田5 000萬(wàn)噸持續(xù)高效穩(wěn)產(chǎn)的重要貢獻(xiàn)力量，近年來(lái)，通過(guò)不斷完善古地貌控藏理論，先后在盆地中西部延安組延10、延9以及延8等層位發(fā)現(xiàn)一系列大小不等的巖性-構(gòu)造油藏［1-6］。延安組和延長(zhǎng)組同屬鄂爾多斯盆地主力含油層位，相比于三疊系延長(zhǎng)組特低、超低滲透儲(chǔ)層，延安組儲(chǔ)層物性明顯有所改善，整體以低滲透、中滲透為主，局部發(fā)育高滲透儲(chǔ)層。延長(zhǎng)組具有含油層系多、含油面積廣、常規(guī)與非常規(guī)油氣兼具等特點(diǎn)，已成為鄂爾多斯盆地重點(diǎn)勘探開(kāi)發(fā)層位，科研投入占比高［7-12］。而針對(duì)延安組巖性-構(gòu)造油藏，普遍認(rèn)為邊底水能量在整個(gè)開(kāi)發(fā)過(guò)程中占有重要作用，進(jìn)而使得有關(guān)儲(chǔ)層特征、微觀滲流規(guī)律等方面的研究一直未受到重視。

伴隨著鄂爾多斯盆地延安組油藏開(kāi)發(fā)工作的不斷推進(jìn)，局部水竄嚴(yán)重、水驅(qū)采收率低等開(kāi)發(fā)問(wèn)題接踵而至，直接制約了后期精細(xì)油藏開(kāi)發(fā)的進(jìn)行。目前，針對(duì)延安組微觀水驅(qū)特征還未進(jìn)行過(guò)系統(tǒng)有效的研究。為此，筆者以鄂爾多斯盆地演武油田S1區(qū)塊延8油層組為例，在儲(chǔ)層微觀孔喉特征分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合真實(shí)砂巖微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，系統(tǒng)闡述油藏微觀水驅(qū)滲流特征，以期為后期堵水調(diào)剖、尋找剩余油以及篩選合適的三次采油方案奠定基礎(chǔ)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

演武油田構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地二級(jí)構(gòu)造單元天環(huán)坳陷南部，地跨甘肅省慶陽(yáng)市及寧夏回族自治區(qū)固原市，自2010年開(kāi)始進(jìn)行規(guī)模建產(chǎn)。演武油田屬典型的古地貌控藏成藏模式，已探明的油藏主要分布在斜坡及階地古地貌單元。截止2018年，全區(qū)已投入開(kāi)發(fā)的區(qū)塊數(shù)量達(dá)15個(gè)，目的層段主要為延安組，巖性-構(gòu)造圈閉發(fā)育。

S1區(qū)塊作為演武油田含油面積最大的開(kāi)發(fā)單元，開(kāi)發(fā)程度較高。延安組自下向上按沉積旋回可劃分為延10—延1共10個(gè)油層組。受區(qū)域構(gòu)造背景和差異壓實(shí)作用的共同控制，研究區(qū)發(fā)育北西—南東向鼻隆構(gòu)造，繼承性強(qiáng)。延8油層組作為S1區(qū)塊主力生產(chǎn)層位，以巖性-構(gòu)造油藏為主，邊底水較發(fā)育。研究區(qū)延8油層組屬辮狀河三角洲平原沉積，物源來(lái)自西南方向，主體發(fā)育分流河道、分流間洼地、天然堤和河漫沼澤等沉積微相。

2 儲(chǔ)層特征

2.1 巖石學(xué)特征

演武油田S1區(qū)塊延8儲(chǔ)層巖石類(lèi)型以中粒、中—細(xì)粒長(zhǎng)石石英砂巖和長(zhǎng)石巖屑質(zhì)石英砂巖為主。儲(chǔ)層粒徑主體為0.20～0.47 mm，平均值為0.29 mm，顆粒分選系數(shù)為0.58。支撐類(lèi)型為顆粒支撐，顆粒之間呈點(diǎn)、線接觸，局部呈鑲嵌式接觸，膠結(jié)類(lèi)型為孔隙式（圖1a，1b）。顆粒分選整體中—好，磨圓度為次棱—次圓，成分成熟度高，結(jié)構(gòu)成熟度中等。延8儲(chǔ)層石英類(lèi)平均含量為67.4%，長(zhǎng)石類(lèi)為14.4%，巖屑類(lèi)為11.5%，填隙物為6.7%。其中，巖屑主要為變質(zhì)巖巖屑（石英巖、千枚巖及變質(zhì)砂巖），占比為78.3%；填隙物主要為方解石、硅質(zhì)和水云母，占比達(dá)79.1%。延8儲(chǔ)層成巖階段目前處于早成巖階段B期—中成巖階段A期。

2.2 微觀孔喉特征

鑄體薄片、掃描電鏡等實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，S1區(qū)塊延8儲(chǔ)層孔隙類(lèi)型以粒間孔為主，原生孔隙大量保存，粒間孔占比高達(dá)83.6%，為油氣運(yùn)聚的重要空間（圖1a），并含有長(zhǎng)石溶孔（6.4%）和巖屑溶孔（4.3%）及少量黏土礦物晶間孔和方解石膠結(jié)物溶蝕孔（圖1c）。延8儲(chǔ)層平均面孔率為14.9%，局部大于17.0%。孔隙直徑主體為50～230 μm，按李道品的孔喉分類(lèi)方案［13］，屬大孔隙級(jí)別。

喉道是控制儲(chǔ)層內(nèi)流體滲流能力的關(guān)鍵因素。受沉積環(huán)境和壓實(shí)作用影響，研究區(qū)延8儲(chǔ)層喉道形狀以孔隙縮小型和縮頸型為主，喉道半徑主體為2.0～8.0 μm，按李道品的孔喉分類(lèi)方案［13］，屬粗喉及中喉級(jí)別（圖1d，1e）。局部孔喉被黏土礦物充填（主要為伊/蒙混層），加之受鈣質(zhì)膠結(jié)控制導(dǎo)致半徑變小，儲(chǔ)層物性隨之變差（圖1c，1f）。整體而言，研究區(qū)延8儲(chǔ)層孔喉連通性較好，孔喉組合類(lèi)型主要包括大孔-粗喉及大孔-中喉2類(lèi)。

延8油層組自下向上包括延82和延81小層。其中，延81小層煤層發(fā)育，主力層段延82小層孔隙度為10.8%～15.0%，滲透率為35.0～80.0 mD，屬典型的中低孔、中低滲透儲(chǔ)層，局部發(fā)育高滲透儲(chǔ)層。

圖1 演武油田S1區(qū)塊延8儲(chǔ)層鏡下照片F(xiàn)ig.1 Photos under microscope in Yan8 reservoir of Block S1 in Yanwu Oilfield

3 微觀水驅(qū)滲流規(guī)律

3.1 微觀水驅(qū)滲流特征

通過(guò)真實(shí)砂巖微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)來(lái)研究水驅(qū)規(guī)律，相比于玻璃仿真刻蝕模型，具有直觀、真實(shí)及說(shuō)服力強(qiáng)的特點(diǎn)。真實(shí)砂巖微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)用來(lái)研究不同類(lèi)型儲(chǔ)層的滲流規(guī)律已經(jīng)走過(guò)了近20年的歷程，經(jīng)過(guò)不斷的探索，實(shí)驗(yàn)條件從常溫常壓延伸至高溫高壓，驅(qū)替介質(zhì)從最初的水、聚合物溶液發(fā)展到氮?dú)?、二氧化碳等，為研究微觀滲流特征做出了重要貢獻(xiàn)［14-17］。

選取S1區(qū)塊延8儲(chǔ)層10塊巖樣進(jìn)行真實(shí)砂巖微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，模型編號(hào)為S0—S9。實(shí)驗(yàn)步驟為：①將選取的巖樣制成真實(shí)砂巖微觀實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ?，模型?guī)格為2.500 cm×2.500 cm×0.065 cm（長(zhǎng)×寬×厚）（圖2）。②對(duì)實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ瓦M(jìn)行抽真空處理。③飽和模擬地層水。④飽和模擬原油至模型含油飽和度達(dá)到研究區(qū)延8油藏平均值，最大驅(qū)替壓力為0.18 kPa。⑤進(jìn)行水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，至產(chǎn)出端含水率達(dá)100%時(shí)結(jié)束實(shí)驗(yàn)，最大驅(qū)替壓力為0.17 kPa。實(shí)驗(yàn)結(jié)束后，利用圖像分析軟件統(tǒng)計(jì)驅(qū)油效率及不同類(lèi)型殘余油占比。本次研究使用的圖像分析軟件為美國(guó)Media Cybernetics圖像技術(shù)公司研發(fā)的Image-Pro Plus6.0。實(shí)驗(yàn)中根據(jù)研究區(qū)延8地層水礦化度和離子組成配制成模擬地層水，礦化度為18.6 g/L；將煤油和真空泵油按一定比例混合配制成模擬原油，黏度為1.53 mPa·s（油藏條件下研究區(qū)延8油藏原油黏度）。實(shí)驗(yàn)中為了更好地觀察油、水在孔喉中的分布，將少量甲基藍(lán)加入模擬地層水中，使地層水呈藍(lán)色；將少量油溶紅加入模擬原油中，使原油呈紅色。對(duì)10組模型進(jìn)行微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，通過(guò)顯微鏡可實(shí)時(shí)觀察不同孔喉結(jié)構(gòu)中油、水分布情況。以上實(shí)驗(yàn)均在西北大學(xué)大陸動(dòng)力學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室完成。

圖2 真實(shí)砂巖微觀實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ褪疽饧皩?shí)物照片F(xiàn)ig.2 Schematic and photograph of real sandstone microscopic experimental model

根據(jù)水驅(qū)過(guò)程中注入水的滲流規(guī)律以及微觀殘余油的賦存狀態(tài)，將研究區(qū)延8儲(chǔ)層微觀水驅(qū)類(lèi)型劃分為均勻驅(qū)替型、網(wǎng)狀驅(qū)替型，網(wǎng)狀-指狀驅(qū)替型和指狀驅(qū)替型4類(lèi)。不同水驅(qū)類(lèi)型的模型，其水驅(qū)前緣分布特征、油水滲流規(guī)律、殘余油賦存狀態(tài)不同。

研究區(qū)僅1組模型（S1模型）表現(xiàn)為均勻驅(qū)替型。均勻驅(qū)替型是油田開(kāi)發(fā)中最為理想的驅(qū)替類(lèi)型，表現(xiàn)為注入水波及面積廣、水驅(qū)效率高、殘余油飽和度低的特點(diǎn)。S1模型巖石顆粒粒徑主體為0.40～0.80 mm，局部大于1.0 mm，孔徑主體為260～400 μm，孔隙度為15.2%，氣測(cè)滲透率為130.4 mD，高壓壓汞表明其退汞效率達(dá)29.8%，這些表征參數(shù)均高于研究區(qū)平均值。在充分考慮不同實(shí)驗(yàn)樣品之間存在差異性的前提下，認(rèn)為S1模型之所以能夠表現(xiàn)為均勻驅(qū)替型與其特殊的微觀孔喉特征是分不開(kāi)的，其孔喉組合類(lèi)型為大孔-粗喉型，孔喉連通性好。結(jié)合真實(shí)砂巖微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，均勻驅(qū)替過(guò)程中水驅(qū)前緣依次向模型右引槽推進(jìn)，不同時(shí)刻水驅(qū)前緣相互平行，基本垂直于驅(qū)替方向（圖3a）。當(dāng)驅(qū)替壓力增加至160 kPa后，待水驅(qū)至產(chǎn)出端含水率達(dá)100%時(shí)結(jié)束實(shí)驗(yàn)，統(tǒng)計(jì)S1模型微觀水驅(qū)效率為58.9%。

網(wǎng)狀驅(qū)替型較常見(jiàn)，3組模型（S2，S4和S8模型）屬于網(wǎng)狀驅(qū)替型。油藏開(kāi)發(fā)過(guò)程中注入水呈網(wǎng)狀驅(qū)替，驅(qū)油效果略差于均勻驅(qū)替型，但依然能夠表現(xiàn)出較高的驅(qū)油效率。網(wǎng)狀驅(qū)替型其孔喉組合類(lèi)型以大孔-粗喉和大孔-中喉型為主。實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，網(wǎng)狀驅(qū)替型的水驅(qū)前緣雖整體向模型右引槽推進(jìn)，但小范圍內(nèi)水線易分叉、匯合，局部繞流現(xiàn)象明顯。不同時(shí)刻雖水驅(qū)前緣整體上彼此平行，但水線波動(dòng)較大（圖4a，4b）。水驅(qū)結(jié)束后，3組模型平均水驅(qū)效率達(dá)51.4%。

4組模型（S0，S6，S7和S9模型）的水驅(qū)類(lèi)型屬于網(wǎng)狀-指狀驅(qū)替型。網(wǎng)狀-指狀驅(qū)替是一種介于網(wǎng)狀驅(qū)替與指狀驅(qū)替之間的過(guò)渡性驅(qū)替方式，水驅(qū)效果較差。其孔喉組合類(lèi)型以大孔-中喉型為主。實(shí)驗(yàn)可見(jiàn)模型左引槽附近（靠近注入端）屬于網(wǎng)狀驅(qū)替型，隨著驅(qū)替半徑增大，注入水驅(qū)動(dòng)力逐漸減小，在模型右引槽附近（靠近采出端）則表現(xiàn)為指狀驅(qū)替型。不同時(shí)刻水驅(qū)前緣曲線波動(dòng)幅度大，形狀不規(guī)則（圖4e，4f）。水驅(qū)結(jié)束后，4組模型平均水驅(qū)效率達(dá)40.5%。

圖3 S1模型微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)照片F(xiàn)ig.3 Photos of S1 model in microscopic displacement experiment

圖4 S4和S6模型微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)照片F(xiàn)ig.4 Photos of model S4 and S6 in microscopic displacement experiment

研究區(qū)2組模型（S3和S5模型）屬于指狀驅(qū)替型。指狀驅(qū)替型通常表現(xiàn)為注入水波及面積小，繞流明顯，易水竄，驅(qū)油效率低，殘余油大片富集，驅(qū)油效果最差。其孔喉組合類(lèi)型較復(fù)雜，位于高滲透帶附近孔喉組合類(lèi)型以大孔-粗喉為主，而注入水未波及區(qū)孔喉類(lèi)型以中孔-中、細(xì)喉為主。兩者孔喉半徑差異較大是造成指狀驅(qū)替型的根本原因。研究區(qū)延8儲(chǔ)層由于局部鈣質(zhì)膠結(jié)嚴(yán)重，孔喉半徑明顯變小，在注水過(guò)程中，注入水無(wú)法克服較大的毛細(xì)管力進(jìn)入更細(xì)小的孔喉中驅(qū)替原油，水竄現(xiàn)象明顯。且隨著驅(qū)替時(shí)間增加，這種矛盾越突出，表現(xiàn)為高滲透帶孔喉中殘余油含量小，而模型其他大部分孔喉注入水未波及。不同時(shí)刻水驅(qū)前緣曲線呈“舌狀”（圖5a，5b），水驅(qū)結(jié)束后，2組模型平均水驅(qū)效率達(dá)37.8%。

實(shí)驗(yàn)結(jié)束后，統(tǒng)計(jì)各模型不同驅(qū)替壓力下的微觀驅(qū)油效率（圖6a）。隨著驅(qū)替壓力增大，各模型的驅(qū)油效率均呈逐漸增大的趨勢(shì)，但不同模型驅(qū)油效率的增大幅度和趨勢(shì)不同，分析認(rèn)為主要是各模型的水驅(qū)特征差異造成的。均勻驅(qū)替型曲線斜率最大，增加單位驅(qū)替壓力其驅(qū)油效率變化明顯，水驅(qū)效果最好；網(wǎng)狀驅(qū)替型曲線斜率較低，水驅(qū)效果較好；網(wǎng)狀-指狀驅(qū)替型曲線兩頭斜率低，中間段上升趨勢(shì)有限，水驅(qū)效果較差；指狀驅(qū)替型驅(qū)油效果最差，曲線兩頭平緩，中間段上升幅度小。為進(jìn)一步分析不同驅(qū)替類(lèi)型微觀驅(qū)油效率與驅(qū)替壓力之間的關(guān)系，引入微觀驅(qū)油效率的變化量（R），即驅(qū)替壓力每增加10 kPa微觀驅(qū)油效率的變化量，精確分析研究區(qū)微觀水驅(qū)特征。

計(jì)算10組模型各驅(qū)替階段對(duì)應(yīng)的R值，由于本次研究每一個(gè)模型共設(shè)計(jì)6個(gè)驅(qū)替壓力點(diǎn)，因此可依次計(jì)算出5個(gè)R值，將計(jì)算出的R值依次繪制在散點(diǎn)圖上（圖6b），可以看出：①相比于其他驅(qū)替類(lèi)型曲線，均勻驅(qū)替型曲線初始很長(zhǎng)一段內(nèi)R值保持在0.040左右，后期隨著驅(qū)替壓力增大，R值逐漸減小。這說(shuō)明在驅(qū)替前期大部分階段，隨著驅(qū)替壓力增加，注入水波及面積快速增大，驅(qū)油效果變化明顯，水驅(qū)效果好，呈現(xiàn)“一掃而光”現(xiàn)象；壓力繼續(xù)增大，R值減小，微觀驅(qū)油效率逐漸接近某一穩(wěn)定值。②網(wǎng)狀驅(qū)替型曲線R值波動(dòng)幅度不大，基本穩(wěn)定在0.025～0.035左右。由于網(wǎng)狀驅(qū)替型樣品的孔喉比相比均勻驅(qū)替型樣品略大，孔喉半徑分布曲線呈“雙峰態(tài)”，水驅(qū)過(guò)程中注入水首先進(jìn)入較大孔隙中驅(qū)替原油，隨著驅(qū)替壓力增大，注入水克服較大毛管壓力進(jìn)入細(xì)小孔喉驅(qū)替原油。③網(wǎng)狀-指狀驅(qū)替型曲線屬于過(guò)渡型，波動(dòng)幅度較大，呈“山峰”狀，曲線兩邊低、中間高。隨著驅(qū)替壓力增大，近注入端附近可表現(xiàn)為網(wǎng)狀驅(qū)替型，隨著驅(qū)替半徑增大，注入水能量減弱，加之孔喉半徑細(xì)小，在產(chǎn)出端附近往往表現(xiàn)為指狀驅(qū)替型。④指狀驅(qū)替型曲線波動(dòng)幅度最大，起始段R值低，存在“啟動(dòng)壓力”特征，隨著驅(qū)替壓力增大，微觀驅(qū)油效率快速上升；后期增大驅(qū)替壓力，由于水竄明顯，R值急劇下降，水驅(qū)效果最差。

圖5 S5模型微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)照片F(xiàn)ig.5 Photos of model S5 in microscopic displacement experiment

圖6 微觀驅(qū)油效率與驅(qū)替壓力的關(guān)系Fig.6 Relationship between microscopic displacement efficiency and pressure

為進(jìn)一步對(duì)不同驅(qū)替類(lèi)型驅(qū)油效率與驅(qū)替壓力之間的關(guān)系進(jìn)行歸類(lèi)，分別計(jì)算出每個(gè)模型R值的平均值（-R）及離散系數(shù)（Cv）。由于每組模型的R平均值差異較大，為準(zhǔn)確反映多個(gè)均值不等數(shù)據(jù)體的離散程度，引入離散系數(shù)這一參數(shù)，其為每一組R值的標(biāo)準(zhǔn)差與其平均值之比。由于只有一組模型表現(xiàn)為均勻驅(qū)替，代表性較差，此處不加討論。由離散系數(shù)與平均值交會(huì)圖（圖7）可以看出，網(wǎng)狀驅(qū)替型Cv值最低，小于0.22，而-R值高，大于0.025，表現(xiàn)為較好的水驅(qū)效果；網(wǎng)狀-指狀驅(qū)替型Cv和值中等，水驅(qū)效果次于網(wǎng)狀驅(qū)替型；指狀驅(qū)替型Cv值高，大于0.58，而值很低，小于0.02，微觀驅(qū)油效率隨驅(qū)替壓力波動(dòng)大，水驅(qū)效果最差。

圖7 不同驅(qū)替類(lèi)型Cv與關(guān)系Fig.7 Relationship between Cv andfor different displacement types

3.2 微觀殘余油分布特征

微觀是宏觀的縮影，宏觀是微觀的體現(xiàn)［18-23］。通過(guò)真實(shí)砂巖微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，可以系統(tǒng)了解不同驅(qū)替類(lèi)型殘余油的形成機(jī)理、分布形態(tài)和賦存規(guī)律，同時(shí)可為油田后期調(diào)整開(kāi)發(fā)方案提供理論指導(dǎo)。對(duì)10組樣品水驅(qū)結(jié)束后殘余油的微觀分布形態(tài)進(jìn)行歸類(lèi)，主要包括油膜、角隅狀、斑狀、簇狀、孤島狀和連片狀殘余油（圖8）。

圖8 微觀殘余油分布形態(tài)Fig.8 Shape of microscopic residual oil

3.2.1 殘余油形成機(jī)理

對(duì)研究區(qū)延8儲(chǔ)層真實(shí)砂巖微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行總結(jié)與分析，研究區(qū)殘余油的形成機(jī)理主要包括以下5類(lèi)。

非活塞式驅(qū)油形成的殘余油 不同油藏其儲(chǔ)層巖石潤(rùn)濕性不同，即使對(duì)于同一個(gè)油藏而言，儲(chǔ)層巖石顆粒表面的物理性質(zhì)也具有微觀非均質(zhì)性，表現(xiàn)為斑狀潤(rùn)濕及混合潤(rùn)濕的特性［24］。加之注入水在滲流過(guò)程中受到不平衡的驅(qū)動(dòng)力及毛管壓力，使得油藏開(kāi)發(fā)過(guò)程中注入水以非活塞式驅(qū)替孔喉中的原油。非活塞式驅(qū)油通常會(huì)在巖石顆粒表面形成油膜，在孔隙中形成斑狀殘余油（圖8a，8c）。

無(wú)滲流出口而形成的殘余油 巖石顆粒沉積后，由于受到上覆地層壓力、構(gòu)造作用、壓實(shí)壓溶作用以及膠結(jié)作用的共同影響，使得局部?jī)?chǔ)層巖石顆粒之間呈線接觸甚至鑲嵌接觸，進(jìn)而形成盲端狀孔隙，孔喉非均質(zhì)性增強(qiáng)。注入水在驅(qū)替原油過(guò)程中，盲端狀孔隙屬于“有進(jìn)無(wú)出”型儲(chǔ)集空間，使得孔隙中的原油很難被驅(qū)替劑驅(qū)替出來(lái)，形成角隅狀及斑狀殘余油（圖8b）。

卡斷形成的殘余油 水驅(qū)油過(guò)程中，當(dāng)連續(xù)油滴在滲流過(guò)程中通過(guò)小孔喉或半徑很小的顆粒時(shí)，由于驅(qū)動(dòng)力與阻力不平衡，導(dǎo)致油滴被卡斷，形成孤島狀殘余油（圖8f）。

繞流、水竄形成的殘余油 研究區(qū)局部?jī)?chǔ)層受鈣質(zhì)膠結(jié)影響，顆粒接觸緊密，微觀非均質(zhì)性強(qiáng)，孔喉半徑小，使得在水驅(qū)過(guò)程中，注入水極易沿著大孔道滲流，水竄現(xiàn)象明顯，易形成簇狀甚至連片狀殘余油，水驅(qū)效果差（圖8e）。

驅(qū)動(dòng)力小而形成的殘余油 受沉積作用和成巖作用的共同控制，孔隙網(wǎng)絡(luò)中有許多與注入水驅(qū)替方向呈某一角度甚至垂直的孔道，這些孔道兩端流動(dòng)壓差較小甚至為0，很難使其中的原油被水驅(qū)出，從而形成斑狀殘余油（圖8d）。即使孔道中的原油被水驅(qū)出，但與平行孔道相比，仍然滯留較多的殘余油［25］。另外，隨著驅(qū)替半徑增大，采出端附近孔喉中的注入水驅(qū)動(dòng)力已很小，無(wú)法進(jìn)一步驅(qū)替孔喉中的原油，形成簇狀及連片狀殘余油（圖8e）。

在實(shí)際油藏注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中，殘余油形態(tài)和形成機(jī)理十分復(fù)雜，此處僅將最常見(jiàn)、最易理解的機(jī)理加以討論?？缀碇心骋活?lèi)殘余油的形成通常是由于多種機(jī)理形成，比如簇狀殘余油通常是由注入水繞流和驅(qū)動(dòng)力小共同導(dǎo)致的。

3.2.2 殘余油分布規(guī)律

通過(guò)分析研究區(qū)延8儲(chǔ)層殘余油的形態(tài)和形成機(jī)理，對(duì)10組真實(shí)砂巖微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)束后殘余油類(lèi)型進(jìn)行分類(lèi)統(tǒng)計(jì)，總結(jié)殘余油的分布規(guī)律，不同驅(qū)替類(lèi)型水驅(qū)結(jié)束后各殘余油類(lèi)型占比不同（圖9）。

研究區(qū)儲(chǔ)層巖石類(lèi)型雖以長(zhǎng)石巖屑質(zhì)石英砂巖為主，石英顆粒含量平均達(dá)67.4%，但巖石顆粒表面長(zhǎng)時(shí)間與原油接觸，原油中的活性物質(zhì)吸附在顆粒表面，導(dǎo)致巖石表面轉(zhuǎn)化為親油。均勻驅(qū)替型屬于大孔-粗喉型孔喉組合樣式，孔喉半徑大，水驅(qū)后易形成斑狀殘余油。受壓實(shí)、壓溶作用影響，顆粒間呈點(diǎn)、線接觸，盲端狀孔隙較發(fā)育，加之局部?jī)?chǔ)層顆粒分選較差，導(dǎo)致孔喉半徑減小，角隅狀、簇狀殘余油富集。均勻驅(qū)替型水驅(qū)后殘余油類(lèi)型主要以油膜、角隅狀和斑狀為主，占比依次為33%，24%和19%（圖3b—3d）。

網(wǎng)狀驅(qū)替型儲(chǔ)層巖石顆粒明顯變小，壓實(shí)作用和膠結(jié)作用增強(qiáng)，水驅(qū)過(guò)程中開(kāi)始出現(xiàn)繞流現(xiàn)象，使得殘余油類(lèi)型以油膜、角隅狀、斑狀和簇狀為主，占比依次為21%，26%，16%和23%。相比于均勻驅(qū)替型，油膜和斑狀殘余油占比減小，角隅狀和簇狀殘余油占比增加（圖4c，4d）。

網(wǎng)狀-指狀驅(qū)替型儲(chǔ)層巖石顆粒之間鈣質(zhì)膠結(jié)發(fā)育，使得孔喉半徑進(jìn)一步減小，孔喉比增大，繞流現(xiàn)象更加明顯。相比于網(wǎng)狀驅(qū)替型，斑狀殘余油占比減小，連片狀殘余油占比開(kāi)始增大。水驅(qū)后殘余油以油膜、角隅狀、簇狀和連片狀殘余油為主，占比依次為20%，21%，23%和19%（圖4g，4h）。

指狀驅(qū)替型儲(chǔ)層微觀非均質(zhì)性最強(qiáng)，由于鈣質(zhì)膠結(jié)以及壓實(shí)作用的影響導(dǎo)致儲(chǔ)層巖石顆粒之間緊密接觸，喉道半徑細(xì)小，水驅(qū)過(guò)程中注入水沿著相對(duì)高滲透帶滲流，很難進(jìn)入半徑細(xì)小的孔喉中驅(qū)替原油，且驅(qū)替時(shí)間越長(zhǎng)，水驅(qū)矛盾越突出。連片狀和簇狀殘余油是最主要的殘余油類(lèi)型，占比依次為32%和22%，水驅(qū)效果差（圖5c，5d）。

4 結(jié)論

在演武油田S1區(qū)塊延8儲(chǔ)層微觀孔喉特征分析的基礎(chǔ)上，充分利用真實(shí)砂巖微觀可視化驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，依據(jù)水驅(qū)過(guò)程中注入水的滲流特征和殘余油的賦存規(guī)律，將研究區(qū)微觀水驅(qū)類(lèi)型劃分為均勻驅(qū)替型、網(wǎng)狀驅(qū)替型、網(wǎng)狀-指狀驅(qū)替型和指狀驅(qū)替型4類(lèi)。在此基礎(chǔ)上，通過(guò)引入驅(qū)油效率變化率參數(shù)，實(shí)現(xiàn)對(duì)水驅(qū)類(lèi)型的定量歸類(lèi)。網(wǎng)狀驅(qū)替型不同階段驅(qū)油效率差異小，而指狀驅(qū)替型驅(qū)油效率變化最明顯。不同驅(qū)替類(lèi)型水驅(qū)結(jié)束后各殘余油類(lèi)型占比不同，其中均勻驅(qū)替型和網(wǎng)狀驅(qū)替型水驅(qū)后殘余油以油膜和角隅狀為主，網(wǎng)狀-指狀驅(qū)替型則包括角隅狀、簇狀和油膜，而連片狀和簇狀是指狀驅(qū)替型最主要的殘余油類(lèi)型。