何 輝，周永強(qiáng)，龍衛(wèi)江，黎 明，賀子簫，王 肅，吳可可，朱玉雙

（1.西北大學(xué)大陸動(dòng)力學(xué)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710069；2.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西西安 710069；3.中國石化河南油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州 450003）

低-特低滲透油藏具有孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜、油氣滲流通道細(xì)小、流體與巖石界面及兩相流體界面的相互作用明顯、滲流阻力大、影響因素眾多等特點(diǎn)，導(dǎo)致其產(chǎn)量低且下降快、穩(wěn)產(chǎn)難度大、開發(fā)效果差等問題十分突出，也是中外油藏開發(fā)的難點(diǎn)問題［1-3］。油藏開發(fā)過程中的滲流特征、開發(fā)效果與儲(chǔ)層微觀孔喉結(jié)構(gòu)特征密切相關(guān)，通過前人的研究，微觀孔喉結(jié)構(gòu)已從定性分析發(fā)展到定量分析孔隙、喉道的變化特征，且利用參數(shù)定量分析微觀孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)與水驅(qū)滲流特征的關(guān)系，對(duì)于研究低-特低滲透儲(chǔ)層微觀孔喉結(jié)構(gòu)特征及其對(duì)水驅(qū)油效率的影響意義重大，但未能定性與定量相結(jié)合分析孔喉特征對(duì)于水驅(qū)油滲流特征及水驅(qū)油效率的影響［4-9］。渭北油田為典型的低-特低滲透油田，目前在補(bǔ)充能量開發(fā)過程中存在儲(chǔ)層微觀孔喉結(jié)構(gòu)與流體可動(dòng)用性關(guān)系不清楚、滲流機(jī)理不明確等問題。

真實(shí)砂巖微觀水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)通過顯微鏡下觀察流體在儲(chǔ)層巖石孔隙空間中的運(yùn)移狀態(tài)，可以更直觀地觀察水驅(qū)油滲流特征，定性地研究不同微觀孔喉結(jié)構(gòu)類型下水驅(qū)油規(guī)律及水驅(qū)油效率的影響因素［6］。筆者利用該實(shí)驗(yàn)，結(jié)合鑄體薄片、掃描電鏡、高壓壓汞和物性分析等手段，從微觀孔喉結(jié)構(gòu)入手，利用定性和定量相結(jié)合的方法，探究鄂爾多斯盆地渭北油田延長組長3油層組儲(chǔ)層微觀孔喉結(jié)構(gòu)特征、水驅(qū)油滲流特征及其影響因素，以期為研究區(qū)儲(chǔ)層高效開發(fā)、提高采收率提供理論依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

渭北油田地處陜西省宜君縣和旬邑縣，區(qū)域構(gòu)造上橫跨伊陜斜坡和渭北隆起，區(qū)內(nèi)構(gòu)造表現(xiàn)為極平緩單斜，地層?xùn)|高西低，傾角約為30°，斷層不發(fā)育，無斷塊構(gòu)造圈閉（圖1）。主要含油層系為三疊系延長組長3 油層組，常見局部發(fā)育天然裂縫［10-13］。研究表明，渭北油田長3 油層組發(fā)育的沉積微相主要有三角洲前緣水下分流河道、分流間灣、河口壩等，這些組合構(gòu)成三角洲前緣亞相，總體表現(xiàn)為向湖盆推進(jìn)的三角洲沉積體系，以水下分流河道微相為主。

圖1 渭北油田區(qū)域構(gòu)造位置Fig.1 Structural location of the Weibei Oilfield

2 儲(chǔ)層特征

2.1 巖石學(xué)特征

研究區(qū)長3 油層組儲(chǔ)層為一套灰色、灰褐色細(xì)砂巖，粒徑主要為0.07～0.24 mm，碎屑顆粒多呈次棱-次圓狀，分選、磨圓中等，巖石類型為長石巖屑質(zhì)石英砂巖、長石砂巖及巖屑長石砂巖，以長石巖屑質(zhì)石英砂巖和長石砂巖為主（圖2）。儲(chǔ)層碎屑組分中，以石英含量最高，長石次之，巖屑和填隙物含量最少，其平均含量分別為48.39%，21.56%，14.69%和10.77%。長石以鉀長石和斜長石為主，巖屑多為火成巖屑和變質(zhì)巖屑，沉積巖屑少見；填隙物主要由泥質(zhì)雜基（圖3a）、碳酸鹽膠結(jié)物及黏土礦物組成，其中泥質(zhì)雜基平均含量為2.1%；碳酸鹽膠結(jié)物主要為方解石（圖3b）、鐵方解石和白云石，平均含量分別為3.52%，1.07%和0.87%；黏土礦物主要為綠泥石、高嶺石、伊/蒙混層以及少量的伊利石（圖3c，3d），平均含量分別為1.14%，0.57%，0.71%和0.25%。此外，填隙物中還含有少量其他組分，如黃鐵礦、菱鐵礦等，總含量為0.55%。

圖2 渭北油田長3油層組主要巖石類型Fig.2 Main rock types in the Chang3 reservoir of Weibei Oilfield

圖3 渭北油田長3油層組儲(chǔ)層主要填隙物類型Fig.3 Main interstitial material types of Chang 3 reservoir in Weibei Oilfield

2.2 物性特征

研究區(qū)長3 油層組儲(chǔ)層802 塊樣品的物性測(cè)試統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明（圖4），長3油層組儲(chǔ)層的孔隙度主體分布于6%～15%，平均為12.23%，孔隙度小于15%的儲(chǔ)層占總儲(chǔ)層的94.6%；滲透率主要集中分布于0.1～1.0 mD，平均為0.76 mD，小于1.0 mD 的儲(chǔ)層占總儲(chǔ)層的91.9%。整體表現(xiàn)為低孔、低-特低滲透儲(chǔ)層特征。

圖4 渭北油田長3油層組儲(chǔ)層物性分布頻率Fig.4 Frequency histogram of physical property distribution in Chang 3 reservoir of Weibei Oilfield

3 微觀孔喉結(jié)構(gòu)特征

3.1 孔喉類型

通過掃描電鏡、鑄體薄片等資料分析表明，研究區(qū)長3 油層組儲(chǔ)層面孔率為0.58%～7.42%，平均為3.21%；儲(chǔ)層孔隙類型主要為粒間孔（圖5a）、粒間溶孔（圖5b）和粒內(nèi)溶孔（圖5c），少見晶間孔（圖5d）。其中，粒間溶孔含量最高，平均面孔率約為1.59%，占總孔隙的比例為49.64%；粒間孔次之，平均面孔率為0.73%，占總孔隙的比例為22.85%；粒內(nèi)溶孔的平均面孔率為0.63%，占總孔隙的比例為19.73%，研究區(qū)粒內(nèi)溶孔主要為長石溶孔，巖屑溶孔含量較少；晶間孔含量最少，平均面孔率為0.25%，占總孔隙的比例為7.79%。研究表明，渭北油田長3 油層組儲(chǔ)層粒間溶孔較為發(fā)育，主要原因在于原始沉積顆粒較為細(xì)小，且沉積過程中的壓實(shí)作用使粒間孔不斷減小，在成巖過程中溶蝕作用較為普遍，長石以及充填于粒間孔隙中的部分物質(zhì)發(fā)生溶蝕作用，形成不規(guī)則的港灣狀粒間溶孔［14］。

研究區(qū)喉道類型主要有片狀（圖5e）和縮頸狀（圖5f）2 類。片狀喉道主要是砂巖顆粒在成巖過程中受到壓實(shí)、壓溶作用等緊密的排列在一起，孔隙空間大幅減小，顆粒間呈線接觸、凹凸接觸，形成片狀喉道。當(dāng)顆粒排列較為緊密或膠結(jié)物環(huán)邊式膠結(jié)時(shí)，喉道較為狹小，形成的喉道為縮頸狀喉道。研究區(qū)2種類型喉道配位數(shù)較低，多為1～2，喉道連通性較差。

圖5 渭北油田長3油層組儲(chǔ)層孔喉類型Fig.5 Pore throat types of Chang 3 reservoir in Weibei Oilfield

3.2 孔喉結(jié)構(gòu)特征

儲(chǔ)層品質(zhì)的優(yōu)劣直接受到微觀孔喉結(jié)構(gòu)的影響，孔隙、喉道的微觀結(jié)構(gòu)特征對(duì)儲(chǔ)集空間中的油氣分布以及滲流特征有著決定作用，不同孔喉結(jié)構(gòu)的滲流特征也有差異［15-16］。因此，對(duì)于研究區(qū)長3油層組儲(chǔ)層孔喉結(jié)構(gòu)特征的研究是滲流特征分析的關(guān)鍵。此次針對(duì)研究區(qū)目的層10塊巖心樣品，通過高壓壓汞資料對(duì)比分析毛管壓力曲線形態(tài)以及孔喉半徑分布特征，將渭北油田長3 油層組儲(chǔ)層孔喉結(jié)構(gòu)劃分為Ⅰ，Ⅱ和Ⅲ類共3種類型。

Ⅰ類孔喉結(jié)構(gòu)以低排驅(qū)壓力、細(xì)喉道為主。樣品物性相對(duì)較好，平均孔隙度為14.03%，平均滲透率為1.42 mD，占總樣品數(shù)的40%。該類孔喉結(jié)構(gòu)汞注入壓力較低，毛管壓力曲線呈陡斜式且偏向左下方，排驅(qū)壓力相對(duì)較低，平均為0.49 MPa；主流孔喉半徑為0.98～2.59 μm，平均為1.58 μm；分選系數(shù)為0.78～2.75，平均為1.51；最大進(jìn)汞飽和度為80.51%～91.50%，平均為87.90%（表1，圖6a）。孔喉半徑分布范圍較大，為0.004～2.05 μm，孔喉半徑集中分布在0.51～2.05 μm（圖6b），大孔喉含量高，同時(shí)存在部分小孔喉，孔喉大小雜亂分布，分選性差。Ⅰ類孔喉結(jié)構(gòu)主要孔隙類型為粒間溶孔、殘余粒間孔及長石溶孔，喉道以片狀、縮頸狀喉道為主（表1）。該類孔喉結(jié)構(gòu)的滲流能力最好，主要分布于水下分流河道微相中部。

Ⅱ類孔喉結(jié)構(gòu)以中等排驅(qū)壓力、微細(xì)喉道為主。該類孔喉結(jié)構(gòu)汞注入壓力較Ⅰ類略高，毛管壓力曲線具有較短的平臺(tái)且處于Ⅰ類的右上方；Ⅱ類孔喉結(jié)構(gòu)物性開始變差，平均孔隙度為11.41%，平均滲透率為0.56 mD，占總樣品數(shù)的30%；排驅(qū)壓力增高，平均為1.86 MPa；主流孔喉半徑為0.33～0.40 μm，平均為0.37 μm；分選系數(shù)為0.09～1.86，平均為0.95；最大進(jìn)汞飽和度為84.04%～93.76%，平均為89.17%（表1，圖6a）?？缀戆霃綖?.004～0.79 μm，集中分布在0.20～0.79 μm（圖6b），孔喉半徑分布范圍有所減小，分選性相對(duì)較好。Ⅱ類孔喉結(jié)構(gòu)的孔隙類型以粒間溶孔、殘余粒間孔為主，喉道以片狀、縮頸狀喉道為主（表1）。Ⅱ類孔喉結(jié)構(gòu)滲流能力弱于Ⅰ類，主要分布于靠近水下分流河道微相邊部位置。

Ⅲ類孔喉結(jié)構(gòu)以高排驅(qū)壓力、微喉道為主。該類樣品物性最差，平均孔隙度為8.33%，平均滲透率為0.14 mD，占總樣品數(shù)的30%。Ⅲ類孔喉結(jié)構(gòu)汞注入壓力最高，毛管壓力曲線呈現(xiàn)緩斜式偏向右上方，排驅(qū)壓力最高，平均為8.01 MPa；主流孔喉半徑為0.03～0.05 μm，平均為0.04 μm；分選系數(shù)為0.010～0.014，平均為0.012；最大進(jìn)汞飽和度為73.65%～82.35%，平均為79.37%（表1，圖6a）?？缀戆霃椒植挤秶鄬?duì)較小，為0.004～0.13 μm，集中分布在0.006～0.04 μm（圖6b）。該類孔喉分布較為均勻，以小孔喉為主，分選性最好；孔隙類型以粒間溶孔、晶間孔為主，喉道主要為片狀喉道（表1）。Ⅲ類孔喉結(jié)構(gòu)的滲流能力最差，主要分布于水下分流河道微相邊緣。

圖6 渭北油田長3油層組儲(chǔ)層不同類型孔喉結(jié)構(gòu)毛管壓力及孔喉半徑分布曲線Fig.6 Curves of capillary pressure and radii of different pore throat structures in Chang 3 reservoir of Weibei Oilfield

表1 渭北油田長3油層組儲(chǔ)層常規(guī)壓汞孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)統(tǒng)計(jì)Table1 Statistics of pore throat structure parameters under conventional mercury injection in Chang 3 reservoir of Weibei Oilfield

4 微觀水驅(qū)油滲流特征

4.1 實(shí)驗(yàn)材料及步驟

本次研究主要利用渭北油田長3油層組砂巖樣品，制作微觀砂巖模型的長、寬、厚為3.5 cm×3.5 cm×0.08 cm，承壓能力為0.2 MPa，耐溫200 ℃。微觀砂巖模型精細(xì)制作技術(shù)不僅保留了儲(chǔ)層巖石本身的孔喉結(jié)構(gòu)特征，還保留了巖石表面物理性質(zhì)及部分填隙物，使研究結(jié)果可信度大大增加［17-19］。為最大程度模擬研究區(qū)水驅(qū)油過程，依據(jù)實(shí)際注入水性質(zhì)及成分配制實(shí)驗(yàn)所用模擬水；據(jù)渭北油田長3油層組原油性質(zhì)配制模擬油，黏度約為3.34 mPa·s。實(shí)驗(yàn)中為了便于觀察流體的滲流特征，將模擬水中加入甲基藍(lán)使其呈藍(lán)色，模擬油中加入油溶紅使其呈紅色。

實(shí)驗(yàn)步驟主要為：①將砂巖模型抽真空后飽和地層水。②測(cè)量飽和水狀態(tài)下模型的滲透率，共測(cè)3 次取平均值。③使用模擬油驅(qū)替地層水（即飽和油過程）后，統(tǒng)計(jì)原始含油飽和度。④模型水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，觀察水驅(qū)油過程中的流體滲流特征及殘余油分布特征，并計(jì)算驅(qū)油效率。⑤在實(shí)驗(yàn)過程中準(zhǔn)確記錄實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)并采集圖像，實(shí)驗(yàn)完成后進(jìn)行圖像分析和數(shù)據(jù)處理。

4.2 不同類型孔喉結(jié)構(gòu)滲流特征

選取研究區(qū)10 塊砂巖樣品進(jìn)行微觀水驅(qū)油滲流實(shí)驗(yàn)，研究發(fā)現(xiàn)孔道內(nèi)與孔隙網(wǎng)絡(luò)中的水驅(qū)滲流特征有很大差異?？椎纼?nèi)水驅(qū)油方式主要有活塞式和非活塞式2 種類型；孔隙網(wǎng)絡(luò)中的水驅(qū)油驅(qū)替方式有均勻狀、網(wǎng)狀-均勻狀、網(wǎng)狀以及指狀-網(wǎng)狀驅(qū)替等。研究區(qū)3種孔喉類型的水驅(qū)油滲流特征具有較大的差異。

4.2.1 孔道內(nèi)滲流特征

活塞式驅(qū)替是注入水在孔道中均勻前進(jìn)，能夠最大程度地將原油驅(qū)替出孔隙，孔喉中形成的殘余油較少或沒有，驅(qū)油較為徹底。非活塞式驅(qū)替是注入水在孔道中前進(jìn)速度不均勻，在孔道中央或邊緣前進(jìn)速度較快，在這種情況下，容易產(chǎn)生殘余油，驅(qū)油不徹底。

孔道內(nèi)的滲流特征受孔喉大小及儲(chǔ)層潤濕性的影響。研究區(qū)儲(chǔ)層潤濕性以弱親水性為主，因此孔道內(nèi)的驅(qū)替方式主要受孔喉結(jié)構(gòu)影響。研究區(qū)Ⅰ類孔喉結(jié)構(gòu)最好，孔道內(nèi)水驅(qū)油方式以活塞式驅(qū)油為主（圖7a，7b），非活塞式驅(qū)替較少，驅(qū)油較為徹底，驅(qū)油效率相對(duì)較高，平均驅(qū)油效率為51.4%（表2）；Ⅱ類孔喉結(jié)構(gòu)較Ⅰ類差，以活塞式驅(qū)油為主，驅(qū)油效率有所下降，平均驅(qū)油效率為39.8%（表2）；Ⅲ類孔喉結(jié)構(gòu)最差，孔道內(nèi)水驅(qū)油方式以非活塞式驅(qū)油為主（圖7c，7d），活塞式驅(qū)油少見，水驅(qū)油后孔喉中大量原油殘余，驅(qū)油效率最低，平均驅(qū)油效率為34.3%（表2）。

表2 微觀砂巖模型孔道內(nèi)驅(qū)油方式統(tǒng)計(jì)Table2 Statistics of water displacement patterns in microscopic sandstone model

圖7 渭北油田長3油層組孔道內(nèi)水驅(qū)油類型Fig.7 Water displacement types in pores of Chang 3 reservoir in Weibei Oilfield

4.2.2 孔喉網(wǎng)絡(luò)中滲流特征

Ⅰ類孔喉結(jié)構(gòu) 該類孔喉結(jié)構(gòu)包括5塊實(shí)驗(yàn)樣品，平均孔隙度為13.5%，平均液測(cè)滲透率為0.047 mD（表3）；平均中值孔喉半徑為0.21 μm，平均主流孔喉半徑為1.58 μm（表1）。Ⅰ類孔喉結(jié)構(gòu)滲流特征最好，儲(chǔ)層物性最好，無水期驅(qū)替階段驅(qū)替路徑主要有均勻狀和網(wǎng)狀2 種類型，驅(qū)油效率為16.8%～42.1%，平均為27.3%；最終期驅(qū)替路徑主要為均勻狀以及網(wǎng)狀-均勻狀2 種類型，平均驅(qū)油效率為51.4%。實(shí)驗(yàn)中通過顯微圖像采集系統(tǒng)觀察到，Ⅰ類孔喉結(jié)構(gòu)中2 種不同驅(qū)替類型的滲流特征不同。均勻狀驅(qū)替在驅(qū)替初期，地層水由模型入口端進(jìn)入，形成多條滲流通道，每條滲流路徑地層水向前推進(jìn)的速度較為穩(wěn)定，且各路徑的模擬地層水滲流速度各有差異，但相差不大，整體呈現(xiàn)出一種均勻推進(jìn)狀態(tài)（圖8a）；無水期驅(qū)替階段結(jié)束時(shí)，隨著驅(qū)替時(shí)間、驅(qū)替壓力以及地層水注水倍數(shù)的增加，始終呈均勻狀向出口端驅(qū)替（圖8b），水驅(qū)波及面積較均勻且最終波及面積大，且無水期驅(qū)替階段以及最終期驅(qū)油效率均較高。網(wǎng)狀驅(qū)替初期，注入水由入口端孔隙較大的通道進(jìn)入，形成多條注水線以枝叉狀無規(guī)則向前推進(jìn)，水驅(qū)前緣呈水網(wǎng)狀突進(jìn)，突破后在后緣形成網(wǎng)狀水驅(qū)通道（圖8c），無水期驅(qū)替階段之后升高驅(qū)替壓力，網(wǎng)狀水驅(qū)通道逐漸連接成片，滲流路徑幅度逐漸增寬，最終形成均勻狀驅(qū)替（圖8d），網(wǎng)狀-均勻狀驅(qū)替的無水期、最終期驅(qū)油效率較均勻狀驅(qū)替低。

Ⅱ類孔喉結(jié)構(gòu) 該類孔喉結(jié)構(gòu)包括3 塊樣品，平均孔隙度為10.7%，平均液測(cè)滲透率為0.024 mD（表3），平均中值半徑為0.1 μm，主流孔喉半徑為0.37 μm（表1）。樣品孔喉結(jié)構(gòu)及物性較Ⅰ類差，無水期驅(qū)替階段主要為網(wǎng)狀驅(qū)替，平均驅(qū)油效率為19.8%，最終期也以網(wǎng)狀驅(qū)替為主，平均驅(qū)油效率為39.8%（表3）。無水期驅(qū)替階段，注入水呈網(wǎng)狀向前伸展（圖8e），水驅(qū)油后期隨著驅(qū)替進(jìn)行，注入水逐漸突破小孔隙，沿原始路徑不斷向四周擴(kuò)散，形成樹枝狀細(xì)路徑，水驅(qū)網(wǎng)格逐漸變小、變密，水驅(qū)波及面積擴(kuò)大（圖8f）。驅(qū)油效率相較于均勻狀以及網(wǎng)狀-均勻狀驅(qū)替低。

Ⅲ類孔喉結(jié)構(gòu) Ⅲ類孔喉結(jié)構(gòu)的物性均為研究區(qū)最差的類型，包括2 塊樣品，平均孔隙度為7.3%，平均液測(cè)滲透率為0.014 mD（表3），平均中值半徑為0.02 μm，主流孔喉半徑為0.04 μm（表1）。該類孔喉結(jié)構(gòu)在無水期驅(qū)替階段，注入水最先進(jìn)入毛管阻力較小的大喉道，逐漸滲流進(jìn)入與大孔喉連通的孔隙中，沿著一條或多條通道呈指狀向前突進(jìn)（圖8g）；該階段水驅(qū)油繞流現(xiàn)象較為突出，造成大面積原油殘余孔隙空間，水驅(qū)油效率較低，平均驅(qū)油效率為18.5%（表3）。驅(qū)替后期隨著不斷加壓以及增加注水倍數(shù)，指狀通道加寬加粗，且相互連通，逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)榫W(wǎng)狀驅(qū)替（圖8h），最終期平均驅(qū)油效率為34.3%（表3）。

圖8 渭北油田長3油層組孔隙網(wǎng)絡(luò)中水驅(qū)油滲流特征Fig.8 Water displacement percolation characteristics in pore networks of Chang 3 reservoir in Weibei Oilfield

表3 渭北油田長3油層組砂巖模型微觀水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果統(tǒng)計(jì)Table3 Results of microscopic water displacement experiments on sandstone models for Chang 3 reservoir in Weibei Oilfield

5 水驅(qū)油效率影響因素

儲(chǔ)層微觀水驅(qū)油效率影響因素的研究有助于提高采收率以及調(diào)整油藏注水開發(fā)方案［20-23］。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究結(jié)果表明，儲(chǔ)層物性、孔喉結(jié)構(gòu)、驅(qū)替壓力、注水倍數(shù)等因素均制約低-特低滲透儲(chǔ)層水驅(qū)油效果，筆者針對(duì)這4 個(gè)因素分析其對(duì)水驅(qū)油效率的影響。

5.1 儲(chǔ)層物性

通過真實(shí)砂巖微觀水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)研究發(fā)現(xiàn)，儲(chǔ)層物性對(duì)于水驅(qū)油效率具有一定的影響。實(shí)驗(yàn)樣品的驅(qū)油效率與儲(chǔ)層物性均呈正相關(guān)關(guān)系（圖9），無水期驅(qū)替階段孔隙度和滲透率與驅(qū)油效率的相關(guān)性要好于最終期（圖9），究其原因?yàn)榈?特低滲透儲(chǔ)層的物性差異相對(duì)較小，在無水期驅(qū)替階段，注入水均沿著模型高孔滲帶進(jìn)行驅(qū)替，水驅(qū)繞流現(xiàn)象較為嚴(yán)重，除個(gè)別物性好的模型外，無水期驅(qū)替階段的水驅(qū)油效率相差較小（表3），儲(chǔ)層物性與無水期驅(qū)替階段驅(qū)油效率之間的相關(guān)關(guān)系較弱。無水期驅(qū)替階段之后，隨著注入壓力升高，物性相對(duì)較好的模型，注入水突破毛管阻力后會(huì)進(jìn)入大部分孔喉中，促使?jié)B流路徑增多、加寬，水驅(qū)波及面積增大，驅(qū)油效率增幅較大，最終期驅(qū)油效率相對(duì)較高；物性較差的模型，因毛管阻力大，大部分孔喉注入水無法突破毛管阻力進(jìn)入其中，水驅(qū)路徑以及水驅(qū)波及面積變化較小，最終驅(qū)油效率較低，因此，相較于無水期驅(qū)替階段，最終期驅(qū)油效率與儲(chǔ)層物性的相關(guān)關(guān)系較好。儲(chǔ)層物性越好的樣品，滲流路徑多且水驅(qū)波及面積廣，驅(qū)油效率越好。

圖9 渭北油田長3油層組儲(chǔ)層物性與驅(qū)油效率關(guān)系Fig.9 Relationship between physical properties and water displacement efficiencies in Chang 3 reservoir of Weibei Oilfield

5.2 孔喉結(jié)構(gòu)

砂巖儲(chǔ)層的微觀孔喉結(jié)構(gòu)決定著流體在儲(chǔ)層滲流通道中流動(dòng)的難易程度，控制著滲流特征。同時(shí)，孔喉結(jié)構(gòu)的差異也是造成水驅(qū)油效率不同的重要因素［24-25］。

通過樣品水驅(qū)油效率與孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)的相關(guān)性分析可知：研究區(qū)長3 油層組儲(chǔ)層主流孔喉半徑與驅(qū)油效率具有正相關(guān)關(guān)系，且最終期的相關(guān)系數(shù)高于無水期（圖10a）；主流孔喉半徑為孔喉對(duì)滲透率累積貢獻(xiàn)達(dá)95%之前的孔喉半徑的加權(quán)平均值，主流孔喉半徑對(duì)滲流能力起主要的控制作用［26-27］，主流孔喉半徑越大，對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)越大，樣品的滲透率相對(duì)較高，最終驅(qū)油效率越高。排驅(qū)壓力與驅(qū)油效率呈負(fù)相關(guān)關(guān)系，排驅(qū)壓力與無水期驅(qū)替階段驅(qū)油效率的相關(guān)性較差，與最終期驅(qū)油效率的相關(guān)性較好（圖10b）；排驅(qū)壓力為其對(duì)應(yīng)孔隙系統(tǒng)中最大連通孔隙所相應(yīng)的毛管壓力，可反映儲(chǔ)層孔喉半徑的大??；排驅(qū)壓力越低，儲(chǔ)層物性越好，對(duì)應(yīng)的孔喉半徑越大；對(duì)于大孔喉半徑樣品，水驅(qū)油滲流過程中的滲流路徑較寬，水驅(qū)波及面積大，繞流現(xiàn)象較少，驅(qū)油效率相對(duì)較高。分選系數(shù)與驅(qū)油效率呈正相關(guān)性，驅(qū)油效率隨著分選系數(shù)的增大而升高（圖10c）；大孔喉占比較高，儲(chǔ)層物性相對(duì)較好時(shí)，分選系數(shù)較大（表1）；分選系數(shù)較小時(shí)，其對(duì)應(yīng)的樣品物性差，孔喉細(xì)小，驅(qū)油效率低；反之，樣品物性較好，大孔喉占比高，驅(qū)油效率高。

圖10 渭北油田長3油層組孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)與驅(qū)油效率關(guān)系Fig.10 Relationship between pore throat structure parameters and displacement efficiencies in Chang 3 reservoir of Weibei Oilfield

5.3 驅(qū)替壓力

由真實(shí)砂巖微觀滲流實(shí)驗(yàn)可知，研究區(qū)長3 油層組儲(chǔ)層整體孔隙較小，喉道相對(duì)狹窄、連通性差，砂巖模型在同一壓力條件下水驅(qū)至出口端不再出油時(shí)，模型中可見大量的殘余油，此時(shí)增加注入壓力，模型中的油水分布狀態(tài)發(fā)生變化。部分孔喉中殘余的厚油膜逐漸減薄，部分原油被驅(qū)替出孔隙；因繞流未波及到的孔隙，隨著壓力的增加再次被波及，孔隙中的原油被注入水替換，殘余油含量減少；小孔隙中的殘余油因驅(qū)替壓力的升高而造成油水的重新分布，大部分被帶到大孔隙中，最終被驅(qū)替排出［28-30］。

由模型驅(qū)替實(shí)驗(yàn)相關(guān)數(shù)據(jù)分析可知：隨著驅(qū)替壓力的增加，研究區(qū)長3 油層組的3 類孔喉結(jié)構(gòu)樣品的驅(qū)油效率隨之增大（圖11），但驅(qū)油效率增長率不斷減?。▓D12），當(dāng)壓力增大到一定程度時(shí)，不再有原油被驅(qū)替出來，水油驅(qū)替達(dá)到平衡。分析這種變化的主要原因?yàn)椋隍?qū)替初期，驅(qū)替路徑隨著壓力的增大變寬、變多，當(dāng)主要的驅(qū)替路徑形成后，繼續(xù)增加壓力，孔喉中因繞流形成的殘余油以及厚油膜會(huì)再次被驅(qū)動(dòng)，油膜厚度逐漸減薄，但只有少量的殘余油可以驅(qū)替出來，因此驅(qū)替后期增加壓力對(duì)于水驅(qū)油效率的增幅不明顯。

圖11 渭北油田長3油層組驅(qū)替壓力與驅(qū)油效率關(guān)系Fig.11 Relationship between displacement pressures and displacement efficiencies in Chang 3 reservoir of Weibei Oilfield

圖12 渭北油田長3油層組驅(qū)替壓力與驅(qū)油效率增長率關(guān)系Fig.12 Relationship between displacement pressures and growth rates of water displacement efficiencies in Chang 3 reservoir of Weibei Oilfield

5.4 注水倍數(shù)

研究注水倍數(shù)對(duì)微觀水驅(qū)油效率影響時(shí)，為了避免壓力的干擾，選取在同一壓力條件下（0.12 MPa），注水倍數(shù)分別為1，2 和3 PV 時(shí)進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，并統(tǒng)計(jì)相應(yīng)的驅(qū)油效率。由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，在增加注水倍數(shù)后，3 類孔喉結(jié)構(gòu)注入水的波及面積進(jìn)一步擴(kuò)大，且水驅(qū)體積倍數(shù)越大，水驅(qū)油效率均有較大幅度提高，但當(dāng)注水倍數(shù)達(dá)到2 PV 后，隨著注水倍數(shù)的增大，驅(qū)油效率增幅較?。▓D13）。提高注水倍數(shù)對(duì)于水驅(qū)油效率的影響作用為，大量的注入水可使因繞流形成的殘余油部分被驅(qū)替出來，殘余在孔壁的油膜被水替換出來，油膜逐漸減薄，使得驅(qū)油效率升高［31-32］；此外，研究區(qū)黏土礦物含量較高，過多的注入地層水，使儲(chǔ)層中的黏土礦物被沖散，堵塞在孔喉細(xì)小處，造成儲(chǔ)層敏感性傷害，反而會(huì)影響水驅(qū)油效率。因此在開發(fā)生產(chǎn)過程中，應(yīng)合理控制注水倍數(shù)，防止儲(chǔ)層傷害的發(fā)生而影響驅(qū)油效率。

圖13 渭北油田長3油層組注水倍數(shù)與驅(qū)油效率關(guān)系Fig.13 Relationship between water injection multiples and water displacement efficiencies in Chang 3 reservoir of Weibei Oilfield

6 結(jié)論

渭北油田延長組長3 油層組儲(chǔ)層主要發(fā)育灰色、灰褐色長石巖屑質(zhì)石英砂巖和長石砂巖，平均孔隙度為12.23%，平均滲透率為0.76 mD，屬于低孔、低-特低滲透儲(chǔ)層；儲(chǔ)層粒間孔、粒間溶孔及粒內(nèi)溶孔發(fā)育，以片狀、縮頸狀喉道為主，且整體孔喉較為細(xì)小，孔喉連通性較差。根據(jù)毛管壓力曲線、孔喉半徑分布曲線特征及相應(yīng)參數(shù)，將研究區(qū)長3油層組孔喉結(jié)構(gòu)劃分為Ⅰ，Ⅱ和Ⅲ共3種類型。這3類孔喉結(jié)構(gòu)對(duì)應(yīng)的滲流特征以及驅(qū)油效率差異明顯。Ⅰ和Ⅱ類孔喉結(jié)構(gòu)孔道內(nèi)以活塞式驅(qū)油為主，Ⅲ類孔喉結(jié)構(gòu)主要為非活塞式驅(qū)油；孔隙網(wǎng)絡(luò)中Ⅰ類孔喉結(jié)構(gòu)的驅(qū)替方式主要為均勻狀、網(wǎng)狀-均勻狀，Ⅱ類孔喉結(jié)構(gòu)為網(wǎng)狀驅(qū)替，Ⅲ類孔喉結(jié)構(gòu)主要為指狀-網(wǎng)狀；由Ⅰ—Ⅲ類孔喉結(jié)構(gòu)，孔喉半徑逐漸減小，孔喉間連通性依次變差，滲流能力減弱，驅(qū)油效率降低。影響水驅(qū)油效率的主要因素包括儲(chǔ)層物性、孔喉結(jié)構(gòu)、驅(qū)替壓力以及注水倍數(shù)。儲(chǔ)層物性與水驅(qū)油效率密切相關(guān)，物性越好，水驅(qū)油效率越高；孔喉結(jié)構(gòu)不同水驅(qū)油效率不同，孔喉結(jié)構(gòu)是影響驅(qū)油效率的重要因素；提高驅(qū)替壓力以及注水倍數(shù)，可在一定范圍內(nèi)提高水驅(qū)油效率。