宋明明，韓淑喬，董云鵬，陳 江，萬(wàn) 濤

（1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第五采油廠，西安 710000；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，銀川 750006；3.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，西安 710000）

0 引言

吳起油田YG 油區(qū)為典型的低孔、特低滲油藏，是吳起采油廠最早開發(fā)的區(qū)塊。其中，延長(zhǎng)組的長(zhǎng)7 儲(chǔ)層分布面積大，含油性好，為該區(qū)的主力油層組，但該類儲(chǔ)層天然能量低、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、非均質(zhì)性嚴(yán)重，導(dǎo)致注水開發(fā)過程中單井產(chǎn)量低、含水上升快、穩(wěn)產(chǎn)周期短等問題。注水過程中的油水滲流機(jī)理一直是國(guó)內(nèi)外學(xué)者研究的重點(diǎn)，這也是制約水驅(qū)采收率進(jìn)一步提高的問題之一［1-2］。

目前，微觀水驅(qū)油滲流特征的研究方法主要包括CT 在線掃描技術(shù)、核磁共振成像技術(shù)（NMR）和巖心薄片微觀模型（真實(shí)巖心和仿真切片）［3-5］。這3 種技術(shù)的不斷發(fā)展為準(zhǔn)確分析巖心內(nèi)的油水滲流特征及微觀剩余油分布提供了保障，但由于CT 儀和核磁共振儀無(wú)法承受高溫、高壓的實(shí)驗(yàn)環(huán)境，無(wú)法模擬實(shí)際地層中真實(shí)的流體狀態(tài)，其發(fā)展空間具有很大的局限性，而巖心薄片微觀模型由于受到實(shí)驗(yàn)方法和實(shí)驗(yàn)設(shè)備的限制，目前也多以常溫常壓為主，導(dǎo)致模擬出來的結(jié)果缺乏準(zhǔn)確性。本次研究通過對(duì)真實(shí)巖心微觀模型進(jìn)行改進(jìn)，使其能夠承受高溫、高壓的作用，并結(jié)合自主設(shè)計(jì)研發(fā)的高溫、高壓微觀模型加持器對(duì)目標(biāo)儲(chǔ)層14 口典型油井的取樣巖心開展微觀滲流實(shí)驗(yàn)，輔以鑄體薄片、掃描電鏡、X-射線衍射、高壓壓汞和核磁共振實(shí)驗(yàn)等，對(duì)該區(qū)長(zhǎng)7 儲(chǔ)層的微觀滲流特征和驅(qū)油效率影響因素進(jìn)行研究，以期為分析剩余油形成機(jī)理、表征剩余油分布規(guī)律提供依據(jù)［6-8］。

1 研究區(qū)儲(chǔ)層基本特征

吳起油田YG 油區(qū)位于陜西省吳起縣白豹鄉(xiāng)境內(nèi)，構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中南部，其特征表現(xiàn)為坡度平緩的西傾單斜，地層傾角小于1°（千米坡降為10 m 左右）。研究區(qū)目標(biāo)儲(chǔ)層在湖盆的發(fā)展和全盛時(shí)期沉積了一套長(zhǎng)7 油層組（厚度為50～100 m）的灰黑色油頁(yè)巖夾褐色含油細(xì)砂巖，是該區(qū)的主力油層組。長(zhǎng)7 油層組砂巖的碎屑成分主要為長(zhǎng)石（體積分?jǐn)?shù)為55.33%）、巖屑（體積分?jǐn)?shù)為4.84%）、石英（體積分?jǐn)?shù)為20.83%）（圖1）?？紫额愋鸵詺堄嗔ｉg原始孔隙［圖2（a）］、粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔［圖2（b）］為主，平均面孔率為3.4%，平均孔徑為10～70 μm，局部可見巖屑溶孔及少量微裂縫。膠結(jié)物平均含量為8.87%，主要為方解石、水云母、蒙脫石和碳酸巖［圖2（c）］。長(zhǎng)7 儲(chǔ)層平均孔隙度為9.53%，平均滲透率為0.28 mD，喉道平均半徑為0.25 μm，分選系數(shù)為0.9～3.2，最大進(jìn)汞飽和度平均為83.5%。該區(qū)從2003 年開始滾動(dòng)開發(fā)，已探明地質(zhì)儲(chǔ)量1 634 萬(wàn)t，含油面積22 km2，已布置采油井290 口，注水井53 口。由于研究區(qū)地質(zhì)條件復(fù)雜，油藏規(guī)模大，含油層位多，縱橫向非均質(zhì)嚴(yán)重。雖然注水開發(fā)后地層壓力恢復(fù)較好，但多數(shù)油井產(chǎn)能下降嚴(yán)重，含水上升較快，水淹油井增多，造成水驅(qū)采收率低下，亟需開展水驅(qū)油微觀滲流特征研究，盡快明確該區(qū)油、水兩相滲流特征，為后續(xù)開發(fā)方案調(diào)整提供有效依據(jù)。

圖1 吳起油田長(zhǎng)7 儲(chǔ)層碎屑組分三角圖Ⅰ.石英砂巖；Ⅱ.長(zhǎng)石質(zhì)石英砂巖；Ⅲ.巖屑質(zhì)石英砂巖；Ⅳ.長(zhǎng)石砂巖；Ⅴ.巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖；Ⅵ.長(zhǎng)石巖屑砂巖；Ⅶ.巖屑砂巖Fig.1 Triangular diagram showing detrital composition of Chang 7 reservoir in Wuqi Oilfield

圖2 吳起油田長(zhǎng)7 儲(chǔ)層孔隙類型（a）局部發(fā)育殘余粒間孔，鑄體薄片，W261 井，7 號(hào)樣品，2 411.4 m；（b）長(zhǎng)石溶蝕形成粒間孔、長(zhǎng)石顆粒溶蝕形成粒內(nèi)次生微，以及充填孔隙的高嶺石，鑄體薄片，W55 井，10 號(hào)樣品，2 342.5 m；（c）粒間溶孔與散片狀伊利石與粒表葉片狀綠泥石，掃描電鏡，WY118 井，24 號(hào)樣品，2 133.8 mFig.2 Pore types of Chang 7 reservoir in Wuqi Oilfield

2 真實(shí)砂巖微觀水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

2.1 高溫、高壓微觀模型制備及實(shí)驗(yàn)條件

選取吳起油田長(zhǎng)7 油藏14 口典型井組的取樣巖心（表1），將其樣品進(jìn)行洗油、烘干、切片、磨片等工序后黏結(jié)在兩塊鋼化玻璃板之間，并壓實(shí)制作成微觀模型，模型尺寸為長(zhǎng)25.0 mm×寬25.0 mm×厚1.2 mm。與模型相配套的具有一套自主設(shè)計(jì)研發(fā)的高溫、高壓微觀模型加持器，微觀模型放置其中后，最大承壓為35 MPa，最高溫度為120 ℃。實(shí)驗(yàn)中所用原油為按照溶解氣油比復(fù)配后的地層原油，密度為0.714 5 萬(wàn)kg/m3，黏度為3.55 mPa·s。所用注入水為根據(jù)實(shí)際地層水分析資料配制的等礦化度的模擬地層水，礦化度為3 640 mg/L，黏度為0.98 mPa·s。為了便于觀測(cè)，在模擬油中加入少量油溶紅，在模擬地層水中加入少量甲基藍(lán)。實(shí)驗(yàn)溫度為研究區(qū)目標(biāo)儲(chǔ)層的地層溫度（45 ℃），實(shí)驗(yàn)壓力為研究區(qū)目標(biāo)儲(chǔ)層原始地層壓力18 MPa。

實(shí)驗(yàn)設(shè)備主要由氣源（氮?dú)猓⒑闼俸銐候?qū)替泵（精度0.001 mL/min，最大壓力150 MPa）、計(jì)量管、砂巖模型、高溫高壓薄片加持器、恒溫箱（最大溫度200 ℃）、電子顯微鏡（最大放大倍率×15 000）、顯示器、圖像采集系統(tǒng)等構(gòu)成。

表1 砂巖孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)及微觀水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 1 Sandstone pore structure parameters and the results of microcosmic water flooding experiment

2.2 實(shí)驗(yàn)步驟

（1）模型抽真空后飽和模擬地層水，計(jì)算每塊模型的孔隙體積。

（2）測(cè)量飽和水狀態(tài)下每塊模型的滲透率，每塊模型測(cè)量3 次取平均值。

（3）全視域和局部視域掃描飽和水后的模型，確定模型的原始含水飽和度。

（4）繼續(xù)注水，采用回壓閥控制模型壓力，升壓至實(shí)驗(yàn)壓力；同時(shí)升溫至實(shí)驗(yàn)溫度，穩(wěn)定后開始油驅(qū)水（飽和油過程），直至每塊模型采出端不出水為止。飽和油完成后對(duì)每塊模型進(jìn)行全視域和局部視域掃描、拍照，計(jì)算原始含油飽和度。

（5）水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，先逐漸加壓確定模型水驅(qū)油時(shí)的啟動(dòng)驅(qū)替壓力，然后開始注水驅(qū)替，計(jì)量模型在不同注入倍數(shù)和不同壓力下的殘余油飽和度，驅(qū)替過程中對(duì)每塊模型進(jìn)行全視域和局部視域掃描、拍照。

（6）實(shí)驗(yàn)結(jié)束，清洗模型并烘干，繼續(xù)后續(xù)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。

2.3 微觀水驅(qū)油滲流特征

通過對(duì)研究區(qū)長(zhǎng)7 儲(chǔ)層14 口典型井組的取樣巖心開展微觀水驅(qū)實(shí)驗(yàn)，可以獲得不同物性儲(chǔ)層下的水驅(qū)滲流特征、殘余油賦存特征，以及殘余油飽和度、最終驅(qū)油效率等參數(shù)。由表1 可知，14 塊微觀模型最終平均驅(qū)油效率為40.09%，由于不同井組巖石物性和非均質(zhì)性差異的影響，導(dǎo)致水驅(qū)油滲流路徑各不相同，最終驅(qū)油效率也存在較大差異。通過觀察注水過程中水驅(qū)油的驅(qū)替狀況，可將其劃分為均勻驅(qū)替［圖3（a）］、網(wǎng)狀驅(qū)替［圖3（b）］、樹枝狀驅(qū)替［圖3（c）］和蛇狀驅(qū)替［圖3（d）］［9-11］，這4 種驅(qū)替類型對(duì)應(yīng)的驅(qū)油效果依次變差。

圖3 吳起油田長(zhǎng)7 儲(chǔ)層水驅(qū)油驅(qū)替類型和殘余油分布（紅色為油、藍(lán)色為水）（a）均勻驅(qū)替，油膜狀殘余油，WX27 井，2 286.2 m，6 號(hào)樣品；（b）網(wǎng)狀驅(qū)替，孤島狀殘余油，W68 井，2 237.3 m，9 號(hào)樣品；（c）樹枝狀驅(qū)替，油滴狀殘余油，W231 井，2 113.7 m，2 號(hào)樣品；（d）蛇狀驅(qū)替，連片狀殘余油，WY118 井，2 133.8 m，24 號(hào)樣品Fig.3 Displacement type and residual oil distribution of Chang 7 reservoir in Wuqi Oilfield

2.3.1 均勻驅(qū)替特征

在14 塊砂巖模具中有此類驅(qū)替特征的模型包含3 塊，約占總模型數(shù)的21.4%。在水注入過程中，水相會(huì)在較小壓力下均勻進(jìn)入各個(gè)孔隙和喉道中驅(qū)替原油，驅(qū)替前緣幾乎平行推進(jìn)，無(wú)明顯高滲通道，注水波及面積逐漸增大，驅(qū)替效率高。由于此類儲(chǔ)層物性較好，孔喉半徑大，水相會(huì)從孔隙中部進(jìn)入，并向四周擠壓，排走原油，殘余油主要以油膜的形式附著在孔喉表面［圖3（a）］。此類模型平均孔隙度為11.22%，平均滲透率為1.665 3 mD，平均分選系數(shù)為1.78，平均喉道半徑為0.61 μm，平均可動(dòng)流體飽和度為72.77%。在無(wú)水期的平均驅(qū)油效率為32.25%，最終波及面積較大，驅(qū)替體積平均為0.016 4 cm3，最終驅(qū)油效率平均值為48.84%。

2.3.2 網(wǎng)狀驅(qū)替特征

具有此類驅(qū)替特征的模型包含5 塊，占總模型數(shù)的35.7%。此類驅(qū)替特征與均勻驅(qū)替具有相似性，但由于此類模型孔喉結(jié)構(gòu)相對(duì)復(fù)雜，大小孔喉交錯(cuò)分布，注入水進(jìn)入模型后會(huì)出現(xiàn)多條注入水線交錯(cuò)驅(qū)替的現(xiàn)象［12］。不同孔隙和喉道中滲流阻力存在差異，導(dǎo)致水驅(qū)路徑呈網(wǎng)狀形式向出口端推進(jìn)，并逐漸形成了網(wǎng)狀滲流通道，而孔喉連通性較好的區(qū)域甚至能夠形成均勻驅(qū)替。此類模型物性較好，平均孔隙度為10.53%，平均滲透率為0.640 mD，平均分選系數(shù)為2.34，平均孔喉半徑為0.502 μm，平均可動(dòng)流體飽和度為45.08%。在無(wú)水期的平均驅(qū)油效率為26.09%，驅(qū)替體積平均為0.011 8 cm3，最終驅(qū)油效率平均值為39.87%。此類模型易于形成簇狀和孤島狀殘余油［13-16］［圖3（b）］。

2.3.3 樹枝狀驅(qū)替特征

具有此類驅(qū)替特征的模型包含4 塊，占總模型數(shù)的28.6%。此類模型巖石顆粒分選較差，以小孔隙和細(xì)喉道為主，孔喉結(jié)構(gòu)更加復(fù)雜。水注入模型后會(huì)優(yōu)先選擇進(jìn)入大、中孔隙和阻力相對(duì)較小的喉道中，從而出現(xiàn)指進(jìn)現(xiàn)象。當(dāng)水相逐漸進(jìn)入模型中部后，隨著滲流阻力的不斷增大，注水壓力也不斷升高，水相能夠進(jìn)入原來一些阻力較大的小孔喉，并逐漸形成了樹枝狀滲流通道，驅(qū)替路徑如圖3（c）所示。此類模型出口端見水后，即使繼續(xù)注水，驅(qū)替效率增加幅度變小，最終驅(qū)油效率為37.97%。此類模型平均孔隙度為8.05%，平均滲透率為0.610 9 mD，平均分選系數(shù)為2.85，平均孔喉半徑為0.47 μm，平均可動(dòng)流體飽和度為45.52%。此外，由于此類模型孔喉結(jié)構(gòu)及分布特征復(fù)雜，導(dǎo)致大、小孔喉中的驅(qū)替速度存在差異，倘若大孔喉中的驅(qū)替速度快于小孔喉，則會(huì)出現(xiàn)小孔喉中驅(qū)出的油被大孔喉中的水捕捉，形成水鎖現(xiàn)象［17］；反之，則會(huì)出現(xiàn)大孔喉中的油被小孔喉中的水分割包圍，形成油滴。此類模型的殘余油類型為水鎖型和油滴型［圖3（c）］。

2.3.4 蛇狀驅(qū)替特征

具有此類驅(qū)替特征的模型包含2 塊，平均孔隙度為7.72%，平均滲透率為0.401 7 mD，平均分選系數(shù)為3.19，平均孔喉半徑為0.32 μm，平均可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)僅為21.15%。此類模型由于儲(chǔ)層物性和連通性差，水在高壓下只能進(jìn)入少數(shù)孔喉，呈現(xiàn)出單向指進(jìn)現(xiàn)象［驅(qū)替路徑如圖3（d）所示］，注水波及面積分散，驅(qū)油體積僅為0.009 1 cm3，最終期平均驅(qū)油效率僅為31.73%，遠(yuǎn)低于其他3 種驅(qū)替方式。此類儲(chǔ)層孔喉半徑小，且孔喉堵塞率較高，導(dǎo)致注水波及面積窄，易于形成連片狀殘余油［圖3（d）］。

2.4 殘余油賦存特征

通過對(duì)研究區(qū)長(zhǎng)7 油藏的14 塊微觀砂巖模型的殘余油賦存特征進(jìn)行分析可以看出，該區(qū)油藏水驅(qū)后的殘余油滯留形態(tài)主要包括油膜狀、簇狀、孤島狀、油滴狀，以及連片狀。通過采用像素?cái)?shù)值化分析技術(shù)可以得到，簇狀殘余油占?xì)堄嘤涂偭康?7%，為主要賦存狀態(tài)；其次為油膜狀殘余油，占?xì)堄嘤涂偭康?8%。油滴狀殘余油、孤島狀殘余油和連片狀殘余油分別占?xì)堄嘤涂偭康?2%，8% 和5%。綜上所述，雖然該區(qū)長(zhǎng)7 儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重，孔喉結(jié)構(gòu)相對(duì)復(fù)雜，但水驅(qū)開發(fā)效果較好，殘余油多以簇狀和油膜狀賦存，而殘余油的賦存狀態(tài)是由儲(chǔ)層物性、孔隙結(jié)構(gòu)、潤(rùn)濕性，以及驅(qū)替條件等多種因素共同作用的結(jié)果。

3 驅(qū)油效率影響因素分析

影響水驅(qū)效率的因素是多方面的，主要可以歸納為3 類：儲(chǔ)層特征（包括儲(chǔ)層物性、孔隙結(jié)構(gòu)、潤(rùn)濕性、可動(dòng)流體參數(shù)等）、流體特征（包括油水流度比、注水水質(zhì)等）、開發(fā)特征（注水壓力、注水速度、注水體積、轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)等）［18-20］。針對(duì)研究區(qū)長(zhǎng)7 儲(chǔ)層地層特征及生產(chǎn)制度，分別選取了儲(chǔ)層物性、微觀孔隙結(jié)構(gòu)、可動(dòng)流體飽和度、黏土礦物、驅(qū)替壓力和注水體積倍數(shù)6 個(gè)因素進(jìn)行研究。

3.1 儲(chǔ)層物性對(duì)驅(qū)油效率的影響

通過統(tǒng)計(jì)14 塊模型物性參數(shù)與驅(qū)替效率的關(guān)系可知，最終驅(qū)替效率與孔隙度的正相關(guān)性較差［圖4（a）］，而與滲透率的正相關(guān)性相對(duì)較好［圖4（b）］。為了進(jìn)一步說明儲(chǔ)層物性與驅(qū)油效率的關(guān)系，引入儲(chǔ)層品質(zhì)指數(shù)（該參數(shù)為滲透率和孔隙度的函數(shù)）進(jìn)行分析。由圖4（c）可以看出，儲(chǔ)層品質(zhì)指數(shù)與驅(qū)油效率也存在一定的正相關(guān)性，但相關(guān)系數(shù)（R2=0.539 1）介于孔隙度（R2=0.409 1）與氣測(cè)滲透率（R2=0.739 3）之間。這說明單一儲(chǔ)層物性參數(shù)不能完全真實(shí)地反映油水滲流屬性［21］，即單一儲(chǔ)層物性參數(shù)并非是驅(qū)油效率的決定性因素。

圖4 吳起油田儲(chǔ)層物性參數(shù)與驅(qū)油效率的關(guān)系Fig.4 Relationship between reservoir property parameters and displacement efficiency in Wuqi Oilfield

3.2 微觀孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)驅(qū)油效率的影響

喉道半徑與最終驅(qū)油效率具有一定的正相關(guān)性，相關(guān)系數(shù)R2=0.664［圖5（a）］。說明當(dāng)喉道半徑不斷增大時(shí)，喉道內(nèi)的毛細(xì)管壓力不斷減小，滲流阻力也逐漸降低，孔喉間的連通性不斷變好。在水注入過程中，水相會(huì)進(jìn)入更多的孔喉之中驅(qū)替原油，驅(qū)替類型也逐漸向網(wǎng)狀驅(qū)替和均勻驅(qū)替變化，從而提高了驅(qū)油效率。而分選系數(shù)與最終驅(qū)油效率則表現(xiàn)出較好的負(fù)相關(guān)性［圖5（b）］，即當(dāng)分選系數(shù)不斷減小時(shí)，驅(qū)油效率逐漸增大。這是由于分選系數(shù)反映了喉道分布區(qū)間的寬窄，當(dāng)分選系數(shù)越大時(shí)，說明巖石顆粒大小混雜，喉道粗細(xì)不均，具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性［22］。在水相注入過程中，極易出現(xiàn)單向指進(jìn)現(xiàn)象，形成蛇狀驅(qū)替，造成無(wú)水采油期變短，注水波及面積大大降低，進(jìn)而導(dǎo)致驅(qū)油效率低下。因此，在開發(fā)過程中應(yīng)不斷提高對(duì)微觀孔隙結(jié)構(gòu)的認(rèn)識(shí)程度，針對(duì)不同孔隙結(jié)構(gòu)的儲(chǔ)層設(shè)計(jì)不同的開發(fā)方案和改造措施，以提高含油儲(chǔ)層的動(dòng)用程度。

圖5 吳起油田孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)與驅(qū)油效率的關(guān)系Fig.5 Relationship between pore structure parameters and displacement efficiency in Wuqi Oilfield

3.3 可動(dòng)流體飽和度對(duì)驅(qū)油效率的影響

可動(dòng)流體參數(shù)能反映整個(gè)孔隙空間中可動(dòng)流體量及孔喉的相對(duì)大小，尤其是固體表面對(duì)流體的束縛作用，也是孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)流體滲流阻力大小的一種體現(xiàn)方式［23-24］?？蓜?dòng)流體飽和度是評(píng)價(jià)致密儲(chǔ)層中可動(dòng)流體比例的重要指標(biāo)，不但可以表征儲(chǔ)層原始含油飽和度，還能夠反映儲(chǔ)層滲流能力的好壞。可動(dòng)流體孔隙度則能直接反映儲(chǔ)層孔喉配置的優(yōu)劣及儲(chǔ)集空間的大小。

由圖6 可知，可動(dòng)流體飽和度和可動(dòng)流體有效孔隙度與驅(qū)油效率的相關(guān)性較好，相關(guān)系數(shù)（R2）可達(dá)0.8 以上。說明可動(dòng)流體參數(shù)越高，孔喉的連通性越好，有效儲(chǔ)集空間越大，可動(dòng)用原油比例越高。因此，相比于儲(chǔ)層物性和微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)，可動(dòng)流體參數(shù)更能反映出致密儲(chǔ)層的物性好壞及其驅(qū)油效率的高低。

圖6 吳起油田可動(dòng)流體參數(shù)與驅(qū)油效率的關(guān)系Fig.6 Relationship between movable fluid parameters and displacement efficiency in Wuqi Oilfield

3.4 黏土礦物對(duì)驅(qū)油效率的影響

黏土礦物的存在容易增大巖石顆粒的比表面積，使孔喉表面變得粗糙，增大孔壁與原油間的作用力，造成注水壓力升高，原油不易從孔壁剝離。此外，由于孔隙、喉道被黏土礦物填充，容易減小孔隙空間或堵塞喉道，進(jìn)一步造成水驅(qū)油效率降低。結(jié)合X-射線衍射黏土礦物分析和掃描電鏡圖像可知，研究區(qū)長(zhǎng)7 儲(chǔ)層黏土礦物主要以綠泥石為主，平均相對(duì)體積分?jǐn)?shù)為45.5%，還含有伊利石、伊/蒙混層和高嶺石，平均相對(duì)體積分?jǐn)?shù)分別為23.8%，9.8%，31.3%。研究區(qū)油藏中綠泥石的賦存狀態(tài)主要以孔隙襯邊的黏土膜［圖7（a）］和充填于孔隙中間的填隙物［圖7（b）］2 種［25］。而這2種賦存狀態(tài)下的黏土礦物往往會(huì)分割孔隙，減小孔隙儲(chǔ)集空間和喉道半徑，降低孔隙間的連通性，導(dǎo)致其驅(qū)油效率低下。通過統(tǒng)計(jì)微觀模型驅(qū)油效率與黏土礦物絕對(duì)含量的關(guān)系（圖8）可知，微觀驅(qū)油效率與黏土礦物絕對(duì)含量呈負(fù)相關(guān)關(guān)系，相關(guān)系數(shù)為0.814 1。在WY118 井24 號(hào)樣品中黏土礦物絕對(duì)體積分?jǐn)?shù)為12.39%，伊利石相對(duì)體積分?jǐn)?shù)為34.37%，綠泥石相對(duì)體積分?jǐn)?shù)為38.22%，掃描電鏡圖像顯示其粒間充填有自生石英和綠泥石［圖7（b）］，以及長(zhǎng)石表面附著有彎曲的片狀伊利石［圖7（c）］。由于含鐵礦物鐵白云石的溶蝕生成的鐵離子和鎂離子為高嶺石轉(zhuǎn)化為綠泥石提供了必要的物質(zhì)條件，生成的針葉狀綠泥石極易堵塞較細(xì)的孔隙喉道造成巖石滲透率的下降，導(dǎo)致其最終驅(qū)油效率僅為27.9%。因此，在注水開發(fā)過程中，應(yīng)該充分考慮黏土礦物類型及含量對(duì)水驅(qū)采收率的影響，針對(duì)不同類型黏土礦物設(shè)計(jì)注水開發(fā)方案。

圖7 吳起油田長(zhǎng)7 儲(chǔ)層典型巖樣掃描電鏡（a）粒表葉片狀綠泥石，WX55井，10號(hào)樣品，2 342.5 m；（b）粒間充填的自生石英與綠泥石，WY118井24號(hào)樣，2 133.8 m；（c）長(zhǎng)石粒內(nèi)溶孔與粒表彎曲片狀伊利石，WY118井，24號(hào)樣品，2 133.8 mFig.7 Scanning electron microscopy images of typical samples of Change 7 reservoir in Wuqi Oilfield

圖8 吳起油田黏土礦物絕對(duì)含量與驅(qū)油效率關(guān)系Fig.8 Relationship between absolute content of clay minerals and displacement efficiency in Wuqi Oilfield

3.5 驅(qū)替壓力對(duì)驅(qū)油效率的影響

在油藏注水開發(fā)過程中，合理控制注采壓差是提高水驅(qū)采收率和控制水淹程度的關(guān)鍵。本次研究以啟動(dòng)驅(qū)替壓力為基點(diǎn)，通過對(duì)比4 種典型驅(qū)替特征的模型在注水開發(fā)過程中壓力增加率與驅(qū)油效率的關(guān)系（圖9）可知，當(dāng)壓力達(dá)到啟動(dòng)驅(qū)替壓力時(shí)，均勻驅(qū)替的驅(qū)油效率最高，為16.68%，網(wǎng)狀驅(qū)替次之，為13.27%，蛇狀驅(qū)替最差，為10.37%。隨著驅(qū)替壓力的不斷增加，4 種驅(qū)替特征下的驅(qū)油效率增加幅度逐漸降低。當(dāng)驅(qū)替壓力由基點(diǎn)值增加10%時(shí)，均勻驅(qū)替的驅(qū)油效率增幅最大，為7.59%，蛇狀驅(qū)替的驅(qū)油效率增幅最小，為4.2%。當(dāng)驅(qū)替壓力繼續(xù)增加20% 時(shí)，網(wǎng)狀驅(qū)替的驅(qū)油效率增幅最大，為3.62%，蛇狀驅(qū)替的驅(qū)油效率增幅仍為最小，僅有1.72%。說明隨著驅(qū)替壓力的繼續(xù)升高，4 種驅(qū)替類型的驅(qū)油效率增幅均不明顯，說明一旦水流通道形成以后，即使驅(qū)替壓力再升高，水相也很難波及到未波及的區(qū)域。因此，在生產(chǎn)井發(fā)生水竄之前應(yīng)該合理控制生產(chǎn)壓差，盡量實(shí)施分層注水，確保水線均勻推進(jìn)，并擴(kuò)大注水波及體積。

圖9 吳起油田驅(qū)替壓力與驅(qū)油效率的關(guān)系Fig.9 Relationship between displacement pressure and displacement efficiency in Wuqi Oilfield

3.6 注水體積倍數(shù)對(duì)驅(qū)油效率的影響

圖10 吳起油田不同驅(qū)替類型下注水體積倍數(shù)與驅(qū)油效率的關(guān)系Fig.10 Relationship between injection volume and displacement efficiency under different displacement types in Wuqi Oilfield

通過統(tǒng)計(jì)14 塊模型在不同注水體積倍數(shù)下的驅(qū)油效率（表1）可知，隨著注水體積倍數(shù)的不斷增加，所有模型的驅(qū)油效率在不斷增大。從不同驅(qū)替類型的注水體積倍數(shù)與驅(qū)油效率的關(guān)系（圖10）可知，當(dāng)注水體積達(dá)到1 PV 時(shí)，均勻驅(qū)替的平均驅(qū)油效率上升幅度最大，為32.26%，網(wǎng)狀驅(qū)替次之，為26.09%，蛇狀驅(qū)替最差，僅為11.18%。當(dāng)注水體積倍數(shù)由1 PV 達(dá)到2 PV 時(shí)，樹枝狀驅(qū)替和蛇狀驅(qū)替的平均驅(qū)油效率上升幅度不斷增加，分別為18.4%和18.91%，而均勻驅(qū)替和網(wǎng)狀驅(qū)替的平均驅(qū)油效率上升幅度變緩，僅為15.66%和12.89%。當(dāng)注水體積由2 PV 增至3 PV 時(shí)，樹枝狀驅(qū)替的平均驅(qū)油效率上升幅度最大為3.64%，蛇狀驅(qū)替的平均驅(qū)油效率上升幅度最小，為1.64%。由此可知，均勻驅(qū)替和網(wǎng)狀驅(qū)替在無(wú)水驅(qū)油期的效率最高，樹枝狀驅(qū)替和蛇狀驅(qū)替卻能在模型見水后仍具有一定的驅(qū)油效率。這是由于在樹枝狀驅(qū)替和蛇狀驅(qū)替模型中孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜，毛管壓力分布不均，雖然模型出口端見水，但隨著注水壓力變化，仍然會(huì)有部分水進(jìn)入含油孔道，或?qū)⒏街诳妆诒砻娴脑蛣冸x。此外，從驅(qū)油效率上升幅度隨注水體積倍數(shù)的變化還可以看出，驅(qū)油效率上升幅度較快的時(shí)期為無(wú)水采油期和見水初期，而越到驅(qū)替后期，驅(qū)油效率增長(zhǎng)速度越慢。因此，在注水開發(fā)過程中應(yīng)盡量延長(zhǎng)無(wú)水采油期，提高無(wú)水采收率，而當(dāng)水流通道形成后，除應(yīng)在剩余油富集區(qū)加密新井外，還需進(jìn)行產(chǎn)層調(diào)剖封堵等措施，控制水流方向，擴(kuò)大波及面積。

4 結(jié)論

（1）高溫、高壓條件下的真實(shí)砂巖微觀模型更能反映實(shí)際儲(chǔ)層中流體的真實(shí)狀態(tài)。吳起油田長(zhǎng)7儲(chǔ)層的微觀水驅(qū)油滲流路徑主要為網(wǎng)狀驅(qū)替和樹枝狀驅(qū)替，均勻驅(qū)替次之，少見蛇狀驅(qū)替。驅(qū)替效率從高到底依次為均勻驅(qū)替、網(wǎng)狀驅(qū)替、樹枝狀驅(qū)替和蛇狀驅(qū)替。殘余油以簇狀和油膜狀為主要分布特征，其次為油滴狀、孤島狀和連片狀殘余油。

（2）吳起油田長(zhǎng)7 儲(chǔ)層的驅(qū)油效率與孔隙度、滲透率、喉道半徑和可動(dòng)流體參數(shù)具有不同程度的正相關(guān)性，與喉道分選系數(shù)具有負(fù)相關(guān)性，而可動(dòng)流體參數(shù)更能反映出致密儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的好壞，以及水驅(qū)油效率的高低。黏土礦物易于充填孔隙、堵塞喉道，造成孔喉連通性變差；驅(qū)替壓力及注水體積倍數(shù)對(duì)驅(qū)油效率的影響隨著含水率的上升而不斷減弱。（3）長(zhǎng)7 儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)較好的區(qū)域，水驅(qū)后可以采用氣水交替的注入方式，在提高驅(qū)油效率的同時(shí)擴(kuò)大水驅(qū)波及體積；對(duì)于孔隙結(jié)構(gòu)較差的儲(chǔ)層或剩余油富集區(qū)，建議加密井網(wǎng)，并調(diào)剖堵水實(shí)現(xiàn)分層注水，注水過程中應(yīng)合理控制注水壓力，避免出現(xiàn)大幅指進(jìn)和水竄現(xiàn)象。