黎 明，廖 晶，王 肅，賀子瀟，王惠衛(wèi)，王 俊，何 輝，朱玉雙

1.中國石化 河南油田分公司 勘探開發(fā)研究院，鄭州 450018；2.河北省煤田地質(zhì)局 環(huán)境地質(zhì)調(diào)查院，石家莊 050085；3.西北大學(xué) 大陸動力學(xué)國家重點實驗室/地質(zhì)學(xué)系，西安 710069

低滲—超低滲儲層由于其具有低孔、低滲以及低壓的特點，采用傳統(tǒng)的注水開發(fā)效果往往較差[1-3]，由于該類油藏常以水濕為主，所以滲吸驅(qū)油逐漸成為了該類油藏開發(fā)的一種重要方式[4]。滲吸作用是指在多孔介質(zhì)中孔隙對潤濕相的毛管力作用將非潤濕相置換出來的自發(fā)過程，滲吸驅(qū)油效果受到儲層特征、界面張力以及含油飽和度等多種因素的影響[5-8]。對于低滲致密砂巖儲層來說，國內(nèi)外許多學(xué)者從巖石特征、潤濕性以及初始含油飽和度等方面對自發(fā)滲吸驅(qū)油過程的影響進行了研究，并取得了一系列的研究成果[9-10]。王敉邦等[11]認為溫度是影響滲吸效率的重要因素，當溫度下降時，儲層中原油黏度增大，從而對致密油藏滲吸驅(qū)油過程產(chǎn)生冷傷害，影響滲吸驅(qū)油效果。黨海龍等[12]認為影響裂縫性致密砂巖油藏滲吸驅(qū)油效率的主要因素包括巖石表面潤濕性、原油黏度、界面張力以及滲透率等。谷瀟雨等[13]的研究結(jié)果表明滲透率越大，自發(fā)滲吸采出程度越高。前人對低滲親水砂巖儲層界面張力自發(fā)滲吸效果的影響進行了研究[14]，結(jié)果表明存在一個最佳界面張力值使?jié)B吸效果達到最好[15-17]，界面張力與自發(fā)滲吸效果的影響呈非線性關(guān)系，隨著界面張力的增加，滲吸采收率呈現(xiàn)出先上升后下降的趨勢。綜合前人研究，多種因素共同決定低滲致密砂巖儲層的滲吸驅(qū)油效果，但關(guān)于孔隙結(jié)構(gòu)與滲吸驅(qū)油效果關(guān)系的研究相對較少[18-19]，因此，開展超低滲儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征與滲吸驅(qū)油效果關(guān)系研究非常必要。本文選取了鄂爾多斯盆地渭北油田三疊系延長組三段(長3)儲層巖樣，通過物性測試、鑄體薄片分析、電鏡掃描、高壓壓汞實驗和各類滲吸實驗等，研究了研究區(qū)儲層的儲集空間類型、物性特征以及孔隙結(jié)構(gòu)特征；分析了不同介質(zhì)類型、不同含油飽和度下滲吸驅(qū)油特征，并在此基礎(chǔ)上討論了物性、孔喉結(jié)構(gòu)及介質(zhì)類型、原始含油飽和度對滲吸驅(qū)油效果的影響，以期為超低滲透油藏提高采收率提供理論依據(jù)和參考。

1 地質(zhì)背景

渭北油田地處宜君、旬邑兩縣境內(nèi)，區(qū)域構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東南部，跨越渭北隆起和伊陜斜坡兩個構(gòu)造單元(圖1)，整體呈自東南向西北傾斜的單斜構(gòu)造，構(gòu)造較為簡單，局部有低幅度背斜及鼻隆構(gòu)造，區(qū)內(nèi)局部發(fā)育斷裂，以巖性圈閉為主[20-23]。區(qū)域內(nèi)自下而上發(fā)育三疊系延長組、侏羅系延安組、直羅組等地層。三疊系延長組地層基本保存完整，僅上部長1段部分遭受剝蝕，與上覆延安組呈現(xiàn)不整合接觸[24-25]，本次研究目的層系主要為長3油層組。渭北油田長3屬于三角洲前緣亞相沉積，發(fā)育水下分流河道、分流間灣、河口壩3種沉積微相，儲層以水下分流河道微相為主[26-28]。

圖1 鄂爾多斯盆地渭北油田區(qū)域構(gòu)造位置

2 儲層微觀特征

2.1 儲層巖石學(xué)特征

研究區(qū)長3儲層以灰色、淺灰色細砂巖、粉砂巖為主，巖石類型主要為長石巖屑質(zhì)石英砂巖和長石砂巖，含有部分巖屑長石砂巖(圖2)。研究區(qū)目的層砂巖具有中等結(jié)構(gòu)成熟度，顆粒粒徑主要分布在0.08～0.35 mm，平均最大粒徑為0.37 mm，碎屑顆粒粒徑整體細小；中等分選性，碎屑顆粒邊緣具有一定程度的磨損，部分顆粒邊緣磨損程度較弱，因此顆粒多呈次棱—次圓狀，基質(zhì)顆粒間呈點—線式接觸和孔隙式膠結(jié)為主，部分顆粒間呈基底膠結(jié)和壓嵌膠結(jié)，具有顆粒支撐結(jié)構(gòu)。研究區(qū)長3儲層砂巖碎屑組分平均含量為84.6%，以石英為主(48.4%)，長石次之(21.6%)，巖屑含量最少(11.0%)(表1)。其中巖屑主要為變質(zhì)巖屑(7.3%)和火成巖屑(3.7%)兩類，不含沉積巖屑；其他碎屑組分主要為云母，平均含量為4.6%。研究區(qū)儲層填隙物占比平均為10.79%，主要為泥質(zhì)雜基(2.1%)和膠結(jié)物(8.7%)；方解石、白云石、黃鐵礦、鐵方解石和自生黏土礦物等為主要的膠結(jié)物，其中方解石(3.5%)、鐵方解石(1.1%)含量較高，白云石(0.87%)、黃鐵礦(0.55%)含量相對較低；自生黏土礦物含量占總填隙物含量的2.67%，其中含量相近的高嶺石(0.94%)、綠泥石(0.90%)占比最高，水云母次之(0.57%)，伊/蒙間層含量最低(0.26%)。

圖2 鄂爾多斯盆地渭北油田長3儲層主要巖石類型

表1 鄂爾多斯盆地渭北油田長3儲層礦物組分

2.2 儲集空間特征

根據(jù)鑄體薄片、掃描電鏡測試，粒間孔、溶蝕孔以及晶間孔為研究區(qū)長3儲層主要孔隙類型，其中粒間溶孔含量最高，面孔率為1.59%；溶蝕孔次之，主要為粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔兩類，面孔率分別為0.73%和0.63%；晶間孔含量最少，約為0.25%。

粒間孔：粒間孔是在成巖作用下未被完全壓實或未充填雜基、膠結(jié)物而殘留下來的剩余粒間孔隙[29-31]。研究區(qū)粒間孔多為原始粒間孔，受到成巖作用改造較弱，孔隙邊緣較為平直，呈現(xiàn)出不規(guī)則的多邊形(圖3a，b)。

溶蝕孔：溶蝕孔是當顆粒表面性質(zhì)較為活躍的碎屑物質(zhì)被溶蝕后，呈現(xiàn)凹凸不平的狀態(tài)[32-33]。研究區(qū)溶蝕孔隙主要有粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔兩類，其中粒間溶孔含量最高，此類孔隙孔徑相對于粒間孔隙有所擴大(圖3c，d)；研究區(qū)粒內(nèi)溶孔以長石溶孔為主，是溶蝕性流體沿著長石顆粒的解理縫或者其易溶蝕部分發(fā)生溶蝕作用形成的，孔隙形態(tài)多樣化(圖3e，f)。溶蝕孔對區(qū)內(nèi)儲層物性有較大的改善，在一定程度上提高了儲層儲集空間以及孔隙之間的連通性，提升了儲層滲流能力[34-36]，是研究區(qū)中含量最多的一類儲集空間。

晶間孔：晶間孔常發(fā)育于高嶺石、綠泥石、伊利石等黏土礦物晶體之間，其孔徑極小[37]。研究區(qū)黏土礦物中高嶺石相對較為發(fā)育，常呈書頁狀充填于孔隙中，因此區(qū)內(nèi)主要以高嶺石晶間孔為主(圖3g，h)。

圖3 鄂爾多斯盆地渭北油田長3儲層儲集空間特征

2.3 物性特征

物性的好壞可以直接反映儲層品質(zhì)的優(yōu)劣，也是儲集層流體儲集能力及滲流能力的直觀表征[38-40]。充分了解儲層物性特征是進一步分析儲層孔喉結(jié)構(gòu)特征和滲流特征的基礎(chǔ)。根據(jù)研究區(qū)儲層樣品物性測試可知，研究區(qū)儲層孔隙度分布在6.4%～18.2%之間，平均為10.4%；滲透率處于(0.09～4.70)×10-3μm2之間，平均為0.67×10-3μm2。研究區(qū)儲層孔隙度主體分布在7%～14%之間，滲透率主體分布在(0.1～1.0)×10-3μm2之間，屬于典型的低孔、特低滲—超低滲儲層(圖4)。

圖4 鄂爾多斯盆地渭北油田長3儲層物性參數(shù)分布

2.4 孔隙結(jié)構(gòu)特征

研究區(qū)孔喉結(jié)構(gòu)較為復(fù)雜，存在三類主要的儲集空間，且對應(yīng)著不同的喉道類型。本文分析了不同儲集空間對應(yīng)的樣品毛細管壓力曲線以及孔喉半徑分布曲線，結(jié)果表明三類孔隙對應(yīng)的孔喉結(jié)構(gòu)具有較大的差異(圖5)。

溶蝕孔型：以低排驅(qū)壓力—細喉道為主，儲層孔隙主要為溶蝕孔，因此儲層物性相對較好，門檻壓力相對較低，曲線整體處于下方，曲線中間無平緩段，且相對于其他兩類，由于汞飽和度上升較快，中間段表現(xiàn)略呈陡峭式上升；孔喉半徑分布呈現(xiàn)出多峰型特征，曲線由左向右，峰值逐漸增高至最大，表明其對應(yīng)的孔喉結(jié)構(gòu)大孔喉含量較高，但由于孔喉半徑分布范圍較寬，因此含有部分小孔喉(圖5a)。溶蝕孔型儲層孔喉整體表現(xiàn)為最大孔喉半徑較大，也有部分小孔喉存在，孔喉結(jié)構(gòu)分選性較差，此類孔喉結(jié)構(gòu)滲流能力最好。

圖5 鄂爾多斯盆地渭北油田長3儲層毛管壓力曲線及孔隙半徑分布曲線特征

粒間孔型：以中等排驅(qū)壓力—微細喉道為主，物性一般，門檻壓力相對增高，曲線處于中間，較溶蝕孔型毛細管壓力曲線略向右上方偏移，曲線中間平緩段不明顯，但相對于溶蝕孔型毛管壓力曲線呈緩斜式上升；孔喉半徑分布無明顯雙峰且呈現(xiàn)左低右高狀分布，最大峰值向左偏移，孔喉半徑分布范圍變窄(圖5b)。此類孔喉結(jié)構(gòu)最大孔喉半徑開始減小，孔喉結(jié)構(gòu)分選性相對溶蝕孔型較好，儲層滲流能力有所減弱。

晶間孔型：以高排驅(qū)壓力—微喉道為主，物性最差，門檻壓力最高，曲線處于右上方，曲線無明顯平臺，但整體較為平緩；孔喉半徑分布表現(xiàn)為單峰形態(tài)，且峰值靠近最左側(cè)，孔喉半徑分布范圍相對集中。與其他兩類孔喉結(jié)構(gòu)相比，該類孔喉結(jié)構(gòu)最大孔喉半徑最小，且半徑整體較小，分選性最好(圖5c)，該類儲層其孔喉結(jié)構(gòu)滲流能力最差。

3 儲層滲吸實驗

在毛細管力的作用下，多孔介質(zhì)孔喉中非潤濕相流體被潤濕相流體驅(qū)出的過程稱為滲吸作用，當前利用滲吸作用采油已成為低滲、超低滲儲層一種重要的驅(qū)油機理。

3.1 實驗條件

根據(jù)研究區(qū)存在的主要問題，本次設(shè)計在兩種不同含油飽和度下和兩種不同儲層介質(zhì)下進行滲吸實驗。為探究研究區(qū)儲層不同滲吸時機滲吸效果的差異，分別設(shè)計了在原始含油飽和度和殘余油飽和度下的滲吸作用；為探究研究區(qū)儲層不同孔隙介質(zhì)滲吸效果差異，分別設(shè)計了基質(zhì)儲層和裂縫型儲層滲吸實驗。

實驗所用樣品均為取自研究區(qū)長3目的層的巖心柱樣，樣品規(guī)格：直徑約2.5 cm，高約4～6 cm，將部分巖樣進行人工造縫。并對基質(zhì)型巖樣柱與裂縫型巖樣柱進行飽和油后，再將部分巖樣柱水驅(qū)油至殘余油狀態(tài)，對上述兩種類型的巖樣，在原始含油飽和度下和殘余油飽和度下分別進行自發(fā)水滲吸實驗。本次實驗在室溫條件下進行，滲吸液是根據(jù)研究區(qū)目的層地層水性質(zhì)所配置的(長3儲層礦化度為35.1 g/L)，實驗用油為研究區(qū)地層脫氣原油與航空煤油配制而成(長3儲層黏度為3.5 mPa·s)。

3.2 實驗步驟

3.2.1 原始含油飽和度下滲吸實驗

(1)選取部分巖心按照實驗所需的規(guī)格、要求進行處理后，測定樣品的物性，并計算其孔隙體積的大??；

(2)利用油驅(qū)水的方法對巖樣進行飽和油過程，并計算進入巖樣中油的體積(Vo)；

(3)將飽和油的巖樣用細線懸掛，使其懸浮在地層水溶液中，另一頭與電子天平連接，滲吸作用會使巖樣總質(zhì)量不斷發(fā)生變化，記錄某時刻下質(zhì)量，并計算質(zhì)量變化量(Δm)。

通過滲吸作用，油會不斷被水置換出來，巖樣總質(zhì)量會不斷增大，滲吸驅(qū)油效率及滲吸速度計算公式如下：

(1)

(2)

式中：R為滲吸效率，%；Δm為t時刻巖樣質(zhì)量增加值，g；ρw為滲吸液密度，g/cm3；ρo為飽和油的密度，g/cm3；Vo為巖樣飽和油的體積，cm3；t為巖樣累計滲吸時間，h；v為滲吸速度，%/h。

3.2.2 水驅(qū)至殘余油飽和度下滲吸實驗

(1)選取部分巖心按照實驗所需的規(guī)格要求進行處理后，測定樣品的物性，并計算其孔隙體積的大小；

(2)對樣品進行飽和油過程，記錄飽和油體積(Vo)后，水驅(qū)油至殘余油飽和度，記錄驅(qū)出油體積(V1)；

(3)用細線將巖樣懸掛，使其懸浮在地層水溶液中，另一頭與電子天平連接，滲吸作用會使巖樣總質(zhì)量不斷發(fā)生變化，記錄某時刻下質(zhì)量，并計算質(zhì)量變化量(Δm)；

樣品殘余油滲吸驅(qū)油效率為：

(3)

式中：Δm′為t時刻巖樣質(zhì)量增加值，g；ρw為滲吸液密度，g/cm3；ρo為飽和油的密度，g/cm3；Vo為巖樣飽和油的體積，cm3；V1為巖樣飽和油的體積，cm3。

4 滲吸實驗結(jié)果與分析

4.1 直接水滲吸特征——基質(zhì)滲吸和裂縫滲吸差別

為了研究不同介質(zhì)儲層滲吸驅(qū)油效率大小，選取部分基質(zhì)型柱樣和部分裂縫型柱樣進行直接水滲吸實驗，也就是進行原始含油飽和度下滲吸實驗。滲吸水驅(qū)油實驗過程共計10 d左右，滲吸逐漸達到平衡狀態(tài)。滲吸后樣品重量高于飽和油后濕重，根據(jù)公式(1)計算滲吸驅(qū)油效率。

巖樣通過巖心滲吸實驗后潤濕相逐漸將非潤濕相置換出來，其過程為巖心直接水滲吸，在自然滲吸前50 h，滲吸采收程度增長迅速，此時滲吸置換出的非潤濕相流體較多；之后滲吸速度開始逐漸減小并趨于平穩(wěn)，最終滲吸作用停止，潤濕相不再置換出非潤濕相流體(圖6)。少量巖心在滲吸作用開始后的早期階段，滲吸驅(qū)油效率達到最高，隨著時間的推移，其滲吸驅(qū)油速率不斷降低，最終滲吸停止，滲吸速度降為0；還有部分巖樣在滲吸初期時滲吸速度基本為0，但隨著滲吸的進行，滲吸速度先增加至最大后逐漸減小，直至滲吸作用停止后滲吸速度再次降低為0(圖7)。

圖6 鄂爾多斯盆地渭北油田長3儲層滲吸時間與滲吸驅(qū)油效率關(guān)系

圖7 鄂爾多斯盆地渭北油田長3儲層滲吸時間與滲吸速度關(guān)系

4.2 水驅(qū)至殘余油滲吸特征

本次探究殘余油狀態(tài)下通過滲吸作用對驅(qū)油效率的提高幅度，選取部分殘余油飽和度狀態(tài)下的基質(zhì)型和裂縫型樣品進行滲吸實驗。殘余油飽和度狀態(tài)下滲吸實驗過程共計10 d左右，滲吸逐漸達到平衡狀態(tài)。滲吸后樣品重量高于飽和油后濕重，根據(jù)公式(2)計算滲吸驅(qū)油效率。

主要變化過程為殘余油飽和度下巖心滲吸作用：由于巖樣中殘余油不易被滲吸出來，滲吸初期基本無原油從巖樣中被滲吸出來，大部分樣品滲吸速度基本為0；隨著滲吸過程的繼續(xù)，滲吸速度逐漸變大，滲吸采出程度迅速提高。殘余油狀態(tài)下滲吸最終達到平衡時間較長，平均在6 d左右滲吸基本達到平衡(圖8，圖9)。

圖8 鄂爾多斯盆地渭北油田長3儲層殘余油樣品滲吸時間與滲吸驅(qū)油效率關(guān)系

圖9 鄂爾多斯盆地渭北油田長3儲層殘余油樣品滲吸時間與滲吸速度關(guān)系

4.3 滲吸驅(qū)油效果評價

研究區(qū)滲吸實驗表明：直接水滲吸驅(qū)油效率分布在15.2%～34.4%之間，平均為23.2%；裂縫型巖心直接水滲吸驅(qū)油效率介于26.7%～39.5%之間，平均為34.8%。裂縫型儲層滲吸驅(qū)油效率高于基質(zhì)型儲層，說明裂縫的存在使得滲吸驅(qū)油效率大大提高(表2)。

水驅(qū)油至殘余油飽和度滲吸時，基質(zhì)型巖心滲吸驅(qū)油效率分布在0～7.9%之間，平均為5.3%；裂縫型巖心滲吸驅(qū)油效率相對較高,介于4.9%～9.4%之間，平均為6.7%(表2)。裂縫型儲層滲吸驅(qū)油效率高于基質(zhì)型儲層(圖10)。水驅(qū)至殘余油階段，小孔隙中的油無法被注入水繼續(xù)驅(qū)出，此時可利用滲吸過程中的毛細管力的作用，將小孔隙中的剩余油驅(qū)出，從而提高油藏的采收率。但部分基質(zhì)型儲層由于物性較高，孔隙結(jié)構(gòu)較大，毛細管力相對小，無法將孔隙中的剩余油驅(qū)出，滲吸驅(qū)油效率為0。

表2 鄂爾多斯盆地渭北油田長3儲層質(zhì)量法滲吸驅(qū)油效率統(tǒng)計

統(tǒng)計研究區(qū)三種不同類型孔隙對應(yīng)樣品滲吸驅(qū)油效率可知：無論原始含油飽和度下滲吸，亦或是水驅(qū)至殘余油飽和度滲吸，晶間孔型儲層樣品滲吸驅(qū)油效率最高，其次為粒間孔型樣品，粒間溶孔型滲吸驅(qū)油效率最低，且裂縫型樣品滲吸驅(qū)油效率始終高于基質(zhì)型樣品(圖10)。

5 影響滲吸驅(qū)油效果的因素

5.1 物性影響

直接水滲吸驅(qū)油效率與孔隙度、滲透率呈線性負相關(guān)，R2為分別為0.335 4和0.410 4；水驅(qū)至殘余油滲吸驅(qū)油效率與孔隙度、滲透率也呈線性負相關(guān)，R2為分別為0.129 4和0.374 0。相對而言，滲透率與滲吸驅(qū)油效率關(guān)聯(lián)程度相對較高，即滲透率對于儲層滲吸驅(qū)油效率的大小影響較大。

綜合以上滲吸實驗結(jié)果可知，研究區(qū)直接水滲吸驅(qū)油效率與物性呈負相關(guān)關(guān)系，原因在于物性較差的儲層一般孔隙結(jié)構(gòu)相對較差，據(jù)毛細管力的性質(zhì)可知，小孔隙占比越高，孔喉越細小，毛細管力越大；物性較差的儲層，毛細管作用力較強，在滲吸過程中，毛細管作用力較大時，孔隙中大量的油在毛管力作用下被驅(qū)出，因此對于物性較差的儲層，滲吸驅(qū)油方式的效率較高。

5.2 孔喉結(jié)構(gòu)及介質(zhì)類型影響

研究區(qū)單重介質(zhì)的不同孔隙類型對應(yīng)的孔喉結(jié)構(gòu)特征也具有較大的差異，受儲層孔喉結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性及喉道大小的影響，其滲吸驅(qū)油效率也不同。溶蝕孔型儲層滲吸驅(qū)油效率較晶間孔型低(圖10)，主要原因在于溶蝕孔型儲層其孔喉結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性比較強(圖5a)，大小喉道混雜存在，在滲吸過程中，孔道的滲吸能力強弱變化較大，影響滲吸效果。同時該類儲層總體粗大喉道較多，其毛細管力作用較小，滲吸驅(qū)油后殘余孔隙中的油較多，驅(qū)油效率相對較低；而晶間孔型儲層其孔喉結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性比較弱(圖5c)，喉道大小較為均一，且主體為小喉道，在滲吸過程中，孔道的滲吸能力持續(xù)較強，滲吸效果較好。同時該類儲層總體為細小喉道，其毛細管力作用強，滲吸驅(qū)油后殘余孔隙中的油較少，驅(qū)油效率相對較高(圖10)。

圖10 鄂爾多斯盆地渭北油田長3儲層不同孔喉類型儲層滲吸驅(qū)油效率對比

對于不同介質(zhì)類型來說，裂縫型儲層滲吸驅(qū)油效率明顯好于基質(zhì)型儲層，主要原因在于儲層中裂縫的存在，一方面增大了滲吸接觸面積，毛細管作用力面積增大，可以使得滲吸效率增大；另一方面增加了油水運移通道，裂縫附近的基質(zhì)儲層中的原油或殘余油通過滲吸作用，滲吸至裂縫中，再由裂縫面驅(qū)出巖樣，提高了驅(qū)油效率(圖10)。

5.3 含油飽和度影響

原始含油飽和度與滲吸驅(qū)油效率具有較好的線性關(guān)系(R2為0.208 2)，滲吸驅(qū)油效率隨含油飽和度的升高而增大；殘余油飽和度與滲吸驅(qū)油效率具有正相關(guān)關(guān)系，但相關(guān)性較差(R2為0.070 3)；殘余油飽和度條件下的滲吸作用，其殘余油飽和度大小并非影響滲吸的主要因素。分析其主要原因在于，原始含油飽和度下巖樣中含油量較高，研究區(qū)儲層整體表現(xiàn)為弱親水性，毛細管力作為提高采收率的重要因素，會通過吸水將儲層孔隙中的原油驅(qū)替出來，驅(qū)替出的原油或驅(qū)油效率的高低由含油飽和度決定；而在殘余油飽和度下，因巖樣孔隙中的原油大部分被驅(qū)替出孔隙，剩余的部分原油大多以油膜殘存在孔壁上，或殘留在孔隙角隅、死孔隙中，將殘余油再次驅(qū)出孔隙相對較為困難，通過滲吸作用只能將少量的殘余油驅(qū)出，因此殘余油飽和度的大小與滲吸驅(qū)油效率沒有直接關(guān)系。

6 結(jié)論與建議

(1)研究區(qū)主要發(fā)育的孔隙類型包括：溶蝕孔、粒間孔以及晶間孔，以不同類型孔隙為主的儲層對應(yīng)的孔喉結(jié)構(gòu)差異較大，溶蝕孔為主的儲層孔喉結(jié)構(gòu)最好，粒間孔為主的儲層次之，晶間孔為主的儲層最差。

(2)研究區(qū)滲吸實驗表明：原始含油飽和度下基質(zhì)型儲層滲吸驅(qū)油效率平均為23.2%，裂縫型儲層滲吸驅(qū)油效率平均為34.8%，且裂縫型儲層滲吸驅(qū)油效率始終好于基質(zhì)型儲層。殘余油飽和度下，基質(zhì)型儲層滲吸驅(qū)油效率平均為5.3%，裂縫型儲層滲吸驅(qū)油效率相對較高，平均為6.7%，說明殘余油下滲吸作用可以提高儲層驅(qū)油效率，但提高幅度有限。

(3)影響滲吸驅(qū)油效率的因素主要有儲層物性、儲層孔喉結(jié)構(gòu)及介質(zhì)類型、含油飽和度大小等，儲層物性越差，滲吸驅(qū)油效率越高；孔喉結(jié)構(gòu)較差時，由于孔喉細小，毛細管作用力強，滲吸驅(qū)油效率有所提高，裂縫在一定程度上可以提高滲吸驅(qū)油效率；原始含油飽和度越高，滲吸驅(qū)油效率越高，殘余油飽和度的大小對于滲吸驅(qū)油效率影響較弱。

根據(jù)研究結(jié)果，建議超低滲透油藏開發(fā)中采取周期注水或高砂液比的大型壓裂后悶井的辦法，充分利用毛細管力的滲吸驅(qū)油提高開采效果。同時由于滲吸作用達到平衡后，滲吸驅(qū)油效果達到極限，建議繼續(xù)探索該類油藏提高開采效果的方法。