鄂爾多斯盆地西峰油田長(zhǎng)81儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征及其對(duì)水驅(qū)油特征的影響

黎 盼，孫 衛(wèi)，王 震，黃何鑫，折文旭

(1.西北大學(xué) 大陸動(dòng)力學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室/地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安 710069；2.中石化綠源地?zé)崮荛_發(fā)有限公司，河北 雄安 071800)

0 引 言

圖1 西峰油田地理位置示意圖Fig.1 Geographic location of the Xifeng Oilfield

鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)延長(zhǎng)組是目前國(guó)內(nèi)外特低滲及致密砂巖油藏注水開發(fā)的主戰(zhàn)場(chǎng)，西峰油田處于鄂爾多斯盆地西南部[1-4](圖1)。通過(guò)前人的研究證實(shí)，西峰油田長(zhǎng)81儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性強(qiáng)，導(dǎo)致開發(fā)中出現(xiàn)了許多急需解決的問(wèn)題，如含水上升快、注水壓力較高、嚴(yán)重水淹等，影響著西峰油田的開發(fā)效果。其中儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征與水驅(qū)油效率的高低緊密相關(guān)，且前人在探究微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征對(duì)水驅(qū)油效率的影響方面相對(duì)薄弱，而真實(shí)砂巖微觀模型水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)可以從顯微鏡下觀察到流體在儲(chǔ)層巖石孔隙空間中的運(yùn)移狀態(tài)，能更直觀地研究不同微觀孔隙結(jié)構(gòu)類型下水驅(qū)油規(guī)律以及水驅(qū)油效率的影響因素[5-8]。為更科學(xué)地應(yīng)用該實(shí)驗(yàn)技術(shù)提高和完善油藏品質(zhì)，以鄂爾多斯盆地西峰油田長(zhǎng)81油藏為例，應(yīng)用粒度、物性、X射線衍射、鑄體薄片、掃描電鏡、常規(guī)壓汞、真實(shí)砂巖微觀水驅(qū)油模型等實(shí)驗(yàn)資料，并結(jié)合微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征、物性特征、水驅(qū)油特征、平均孔喉半徑等多種因素對(duì)比分析了西峰油田長(zhǎng)81儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征及其對(duì)水驅(qū)油效率的影響[9]。研究發(fā)現(xiàn)相同的油層段內(nèi)不同孔隙結(jié)構(gòu)類型的水驅(qū)油特征和水驅(qū)油效率具有明顯差異[10]。

1 儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征

1.1 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

圖2 西峰油田長(zhǎng)81儲(chǔ)層砂巖分類圖Fig.2 Characters and types of Chang 81 reservoir in the Xifeng Oilfield

圖3 西峰油田長(zhǎng)81儲(chǔ)層碎屑成分含量圖Fig.3 Clastic rock composition of Chang 81 reservoir in the Xifeng Oilfield

(a)粒間孔，X248井，2 011.5 m，長(zhǎng)81，鑄體薄片；(b)部分長(zhǎng)石顆粒溶蝕產(chǎn)生溶孔，X250井，2 066.3 m，長(zhǎng)8，掃描電鏡；(c)巖屑溶蝕，X248井，2 017 m，長(zhǎng)8，鑄體薄片；(d)綠泥石充填孔喉，X259井，1 996.3 m，長(zhǎng)8，掃描電鏡；(e)絲片狀伊利石黏土充填孔喉生長(zhǎng)，X255井，2 033.78 m，長(zhǎng)8，掃描電鏡；(f)巖石顆粒的破裂作用，X147井，2 015 m，長(zhǎng)8，掃描電鏡圖4 西峰油田長(zhǎng)81儲(chǔ)層鑄體薄片及掃描電鏡照片F(xiàn)ig.4 Photographs of casting thin sections and SEM images of Chang 81 reservoir in the Xifeng Oilfield

西峰油田處于鄂爾多斯盆地西南部，長(zhǎng)81油層是該研究區(qū)開發(fā)的主要目的層。通過(guò)104塊巖心樣品的鑄體薄片資料分析可知，長(zhǎng)81儲(chǔ)層儲(chǔ)集巖為砂巖，以長(zhǎng)石巖屑砂巖為主，巖屑長(zhǎng)石砂巖次之(圖2)。砂巖類型主要為灰色-深灰色細(xì)-中粒巖屑長(zhǎng)石砂巖。研究區(qū)石英、長(zhǎng)石、巖屑的平均含量分別為35.3%、30.5%、21.9%。巖屑主要以火成巖屑和變質(zhì)巖屑為主，沉積巖屑含量很少(圖3)。物性資料顯示孔隙度平均值為10.9%，滲透率平均值為1.28×10-3μm2，含油飽和度為51.52%，單砂體厚度為4.16 m，屬于低孔、特低滲儲(chǔ)層。鏡下鑄體薄片、掃描電鏡和X射線衍射分析表明，填隙物平均含量為13.5%，主要由水云母、綠泥石、方解石、鐵方解石、硅質(zhì)及網(wǎng)狀黏土等組成。膠結(jié)物綠泥石、方解石、鐵方解石、硅質(zhì)的平均體積百分含量分別為5.2%、1.4%、4.2%、1.3%。分選性以中和好為主，儲(chǔ)層膠結(jié)類型為薄膜、孔隙-薄膜、孔隙和次生加大?？缀矸植季鶆?，但是半徑較細(xì)，孔喉比較大，儲(chǔ)層儲(chǔ)集能力和滲流能力較差。

1.2 儲(chǔ)集空間類型

通過(guò)對(duì)研究區(qū)所取樣品的掃描電鏡和鑄體薄片實(shí)驗(yàn)資料對(duì)比分析，西峰油田長(zhǎng)81儲(chǔ)層的巖石孔隙類型主要為殘余粒間孔、長(zhǎng)石溶孔和巖屑溶孔，周圍可見(jiàn)少量的粒間溶孔、晶間孔和微裂縫。粒間孔占73%左右，孔徑多在100～200 μm之間，

表1 西峰油田長(zhǎng)81儲(chǔ)層高壓壓汞孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

大小不一，多呈近三角形、四角形形態(tài)，長(zhǎng)石溶孔和巖屑溶孔次之，晶間孔和微裂縫很少。孔隙組合類型主要有粒間孔、粒間孔-溶孔、粒間孔-微孔以及微孔等，其中粒間孔-溶孔孔隙組合類型所占的比例最高，其次是粒間孔、粒間孔-微孔，最后是微孔[11-12]。成巖過(guò)程中的溶蝕作用改變了儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能，從而導(dǎo)致孔隙空間變大，滲透率和孔隙度都有所提高。喉道類型主要為點(diǎn)狀喉道、片狀或彎片狀喉道，其喉道連通性一般，喉道配位數(shù)較低，一般以2～3為主。喉道半徑為0.15 μm左右，平均孔徑為56 μm，屬于中孔-細(xì)喉類型(圖4)。儲(chǔ)集層微觀孔隙結(jié)構(gòu)形態(tài)以及孔隙間充填的物質(zhì)嚴(yán)重影響了儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能和滲流能力[13]。

1.3 孔隙結(jié)構(gòu)類型及特征

儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)能直接表征儲(chǔ)層品質(zhì)的好壞，孔隙和喉道的分布影響著油氣在儲(chǔ)集空間中的儲(chǔ)存和運(yùn)移[14-16]。本次研究采用長(zhǎng)81儲(chǔ)層的21塊巖心樣品，通過(guò)對(duì)高壓壓汞實(shí)驗(yàn)資料和相應(yīng)的毛管壓力曲線形態(tài)進(jìn)行分析和比較，可將西峰油田長(zhǎng)81儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)分為A類、B類、C類、D類4種類型(表1和圖5)。

圖5 西峰油田長(zhǎng)81儲(chǔ)層毛管壓力曲線分類圖Fig.5 Classification of capillary pressure curves of Chang 81 reservoir in the Xifeng Oilfield

A類以低排驅(qū)壓力-中喉道為主。該類樣品平均孔隙度為10.21%，平均滲透率為1.71×10-3μm2，占總樣品數(shù)的23.81%。毛管壓力曲線偏向左下方，排驅(qū)壓力在0.12～0.74 MPa之間，平均值為0.45 MPa；分選系數(shù)在1.26～2.91之間，平均值為2.16；最大進(jìn)汞飽和度在46.8%～86.3%之間，平均值為83.16%(表1和圖5)?？缀矸植即?，曲線具明顯較寬的水平平臺(tái)，說(shuō)明此類型孔喉分選性好、孔喉半徑比小，屬于儲(chǔ)集性能和滲流能力都好的儲(chǔ)層類型。A類孔隙結(jié)構(gòu)的孔隙類型以粒間孔、長(zhǎng)石溶蝕孔為主(表1和圖6(a))，滲流能力最好，多發(fā)育于水下分流河道中心厚度較大的砂體內(nèi)。

(a)X208井，2 002.43 m，A類；(b)X255井，2 033.78 m，B類；(c)X248井，2 088.15 m，C類；(d)X250井，2 065.5 m，D類圖6 西峰油田長(zhǎng)81儲(chǔ)層不同孔隙結(jié)構(gòu)類型鏡下特征Fig.6 Characteristics of casting thin slice of different pore structure types of Chang 81 reservoir in the Xifeng Oilfield

B類以低排驅(qū)壓力-微細(xì)喉道為主。該類毛管壓力曲線的排驅(qū)壓力高于A類，曲線形態(tài)與A類曲線相似，B類孔隙結(jié)構(gòu)的平均孔隙度為9.78%，平均滲透率為1.27×10-3μm2，占總樣品數(shù)的28.57%。排驅(qū)壓力在0.28～0.73 MPa之間，平均值為0.55 MPa；分選系數(shù)在1.07～2.74之間，平均值為1.95；最大進(jìn)汞飽和度在42.1%～84.2%之間，平均值為76.52%(表1和圖5)。B類毛管壓力曲線的孔喉較大，排驅(qū)壓力較低，屬于儲(chǔ)層能力和滲流能力都較好的儲(chǔ)層類型?？紫额愋鸵粤ｉg孔-溶孔型、巖屑溶孔型、粒間孔-微孔型為主(表1和圖6(b))。B類儲(chǔ)層多發(fā)育于水下分流河道或與河道中心相連的厚砂體中上部或中下部。

C類以中高排驅(qū)壓力-細(xì)喉道為主。該類毛管壓力曲線的排驅(qū)壓力明顯高于B類，曲線略偏向圖右上方，C類毛管壓力曲線較B類明顯上傾，少量樣品在進(jìn)汞飽和度為10%～30%之間有平臺(tái)段，該類樣品平均孔隙度為8.56%，平均滲透率為1.05×10-3μm2，占總樣品數(shù)的38.1%。排驅(qū)壓力為0.11～2.93 MPa，平均值為1.12 MPa；分選系數(shù)在1.08～2.64之間，平均值為1.87；最大進(jìn)汞飽和度在24.8%～80.6%之間，平均值為72.1%(表1和圖5)。該類曲線孔喉分布偏向細(xì)孔喉，孔隙類型主要為溶孔-粒間孔型和溶孔型(表1和圖6(c))。C類儲(chǔ)層的儲(chǔ)集能力與滲流能力變差，砂體厚度變薄，大都發(fā)育于河道中心相連的厚砂體上部或下部，孔隙結(jié)構(gòu)的非均質(zhì)性較強(qiáng)。

D類以中排驅(qū)壓力-微喉道為主。該類樣品平均孔隙度為8.32%，平均滲透率為1.01×10-3μm2，占總樣品數(shù)的9.5%。當(dāng)進(jìn)汞飽和度小于50%時(shí)毛管壓力曲線段偏向圖右上方，在該段幾乎沒(méi)有平緩段，排驅(qū)壓力在0.02～1.68 MPa之間，平均值為1.73 MPa；分選系數(shù)在0.56～2.56之間，平均值為1.5；最大進(jìn)汞飽和度在22.4%～43%之間，平均值為39.4%(表1和圖5)。D類毛管壓力曲線傾斜幾乎無(wú)平臺(tái)，該類孔隙結(jié)構(gòu)特征表現(xiàn)為孔喉較細(xì)、分選性極差、排驅(qū)壓力很高，屬于儲(chǔ)層能力和滲流能力都很差的儲(chǔ)層類型。D類儲(chǔ)層的孔隙類型主要為微孔型(表1和圖6(d))。D類孔隙結(jié)構(gòu)類型的儲(chǔ)層主要發(fā)育在分流間灣的邊部、砂體較薄區(qū)塊或砂泥互層中。

2 微觀水驅(qū)油特征及影響因素分析

2.1 實(shí)驗(yàn)研究方法

2.1.1 模型制作

本次研究共制作14塊尺寸為1.8～2.5 cm，厚度為0.5 mm左右的模型。模型的承受壓力能力為0.15 MPa。在保持14塊巖心樣品的孔隙結(jié)構(gòu)條件下，對(duì)巖心進(jìn)行洗油然后烘干、切片和磨平后，用膠粘劑粘貼到兩個(gè)透明的玻璃片之間，制成可進(jìn)行水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)的砂巖微觀模型。本次微觀模型水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)用水為加入甲基藍(lán)配制的地層水，實(shí)驗(yàn)用油是西峰油田長(zhǎng)81油層的實(shí)際原油，其中加入油溶紅染色成紅色[17-21]。

2.1.2 實(shí)驗(yàn)裝置

微觀模型實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)采用西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系研發(fā)的滲流實(shí)驗(yàn)裝置，包括抽真空設(shè)備、加壓設(shè)備、圖像采集設(shè)備和顯微觀察設(shè)備4個(gè)部分。

2.1.3 實(shí)驗(yàn)步驟

(1)制作模型并在40 ℃的溫度下將模型烘干。

(2)進(jìn)行氣測(cè)滲透率。

(3)將模型抽真空然后進(jìn)行飽和水。

(4)液測(cè)滲透率。

(5)飽和油。

(6)水驅(qū)油。

采用以上的實(shí)驗(yàn)裝備和實(shí)驗(yàn)流程進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，并準(zhǔn)確地記錄和采集各個(gè)實(shí)驗(yàn)步驟的數(shù)據(jù)及圖像，進(jìn)行后期的圖像分析和數(shù)據(jù)處理。

2.2 不同孔隙類型對(duì)應(yīng)水驅(qū)油特征

2.2.1 A類孔隙結(jié)構(gòu)

A類孔隙結(jié)構(gòu)類型包括2塊實(shí)驗(yàn)樣品，平均孔隙度和滲透率分別為9.2%、2.5×10-3μm2；平均孔喉半徑大小為1.08 μm，孔喉體積比為1.48，無(wú)水期驅(qū)油效率為31.25%～33.33%，平均值為32.29%(表2)，A類孔隙結(jié)構(gòu)的儲(chǔ)層物性最好，驅(qū)替路徑主要為均勻驅(qū)替和網(wǎng)狀-均勻驅(qū)替(圖7(a)和(b))。通過(guò)顯微鏡觀察裝置發(fā)現(xiàn)，水在進(jìn)入砂巖微觀模型中時(shí)先沿著低阻力孔隙通道方向突進(jìn)，有裂縫的地方會(huì)沿著裂縫方向竄進(jìn)，在出口端迅速形成突破狀態(tài)，等水突破之后水波及面積在平面上逐漸增大，模型最終幾乎被全部波及，該類型的孔隙結(jié)構(gòu)殘余油類型主要為油膜殘余油及部分繞流殘余油(圖7(e)和(f))，該類孔隙結(jié)構(gòu)的水驅(qū)油過(guò)程無(wú)水期短，但最終水驅(qū)油效率仍然較高，最終驅(qū)替路徑主要為均勻驅(qū)替(圖7(a))。最終期驅(qū)油效率分布在54%～55.56%之間，平均值為54.78%。由此可見(jiàn)，A類孔隙結(jié)構(gòu)類型的最終驅(qū)油效率最高。

2.2.2 B類孔隙結(jié)構(gòu)

B類孔隙結(jié)構(gòu)類型包括6塊實(shí)驗(yàn)樣品，平均孔隙度和滲透率分別為8.07%、1.15×10-3μm2；

表2西峰油田長(zhǎng)81儲(chǔ)層真實(shí)砂巖微觀模型水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果

Table2ResultsofwaterfloodingexperimentswiththerealsandstonemicromodelsofChang81reservoirintheXifengOilfield

孔隙結(jié)構(gòu)類型井號(hào)深度/m孔隙度/%滲透率/10-3μm2無(wú)水期驅(qū)油效率/%單一樣品平均值主要驅(qū)替路徑最終期驅(qū)油效率/%單一樣品平均值主要驅(qū)替路徑A類Z582 033.758.9142.75833.33A類Z582 039.669.4782.26031.2532.29均勻驅(qū)替55.56網(wǎng)狀-均勻驅(qū)替54.0054.78均勻驅(qū)替均勻驅(qū)替B類X1472 015.008.5882.0130.16B類Z582 022.757.9341.5626.34B類X2482 011.508.4591.0132.19B類Z582 052.659.2431.06528.57B類X2482 017.007.8120.79536.36B類X2502 066.306.3560.4540.0032.27網(wǎng)狀-均勻驅(qū)替50.00網(wǎng)狀-均勻驅(qū)替50.00網(wǎng)狀-均勻驅(qū)替46.67網(wǎng)狀-均勻驅(qū)替45.00指狀-網(wǎng)狀驅(qū)替45.00指狀-網(wǎng)狀驅(qū)替44.0046.78網(wǎng)狀-均勻驅(qū)替網(wǎng)狀-均勻驅(qū)替網(wǎng)狀-均勻驅(qū)替網(wǎng)狀-均勻驅(qū)替網(wǎng)狀-均勻驅(qū)替網(wǎng)狀-均勻驅(qū)替C類Z582 028.205.4550.67735.48C類X1712 057.379.4450.9214.29C類X2052 029.404.7072.9012.50C類X2502 062.224.290.28628.57C類Z582 036.705.620.19425.0023.17指狀-網(wǎng)狀驅(qū)替39.52指狀-網(wǎng)狀驅(qū)替38.57指狀-網(wǎng)狀驅(qū)替37.50指狀驅(qū)替35.71指狀驅(qū)替35.0037.26網(wǎng)狀-均勻驅(qū)替指狀-網(wǎng)狀驅(qū)替指狀-網(wǎng)狀驅(qū)替指狀-網(wǎng)狀驅(qū)替指狀-網(wǎng)狀驅(qū)替D類X2502 048.112.5540.3222.2222.22指狀驅(qū)替33.3533.35指狀驅(qū)替

(a)均勻驅(qū)替，Z58井，2 033.75 m；(b)網(wǎng)狀-均勻驅(qū)替，X147井，2 105 m；(c)指狀-網(wǎng)狀驅(qū)替，X205井，2 029.4 m；(d)指狀驅(qū)替，X250井，2048.11 m；(e)油膜殘余油分布，Z58井，2 039.66 m；(f)繞流殘余油分布，X248井，2 011.5 m圖7 西峰油田長(zhǎng)81儲(chǔ)層水驅(qū)油特征Fig.7 Water flooding paths of Chang 81 reservoir in the Xifeng Oilfield

平均孔喉半徑大小為0.77 μm，孔喉體積比為1.95，無(wú)水期驅(qū)油效率為26.34%～40%，平均值為32.27%(表2)，B類孔隙結(jié)構(gòu)的物性相對(duì)較好，有效孔喉通道的非均質(zhì)性增強(qiáng)，孔喉連通性較A類孔隙結(jié)構(gòu)明顯變差，驅(qū)替路徑主要為網(wǎng)狀-均勻驅(qū)替和少量指狀-網(wǎng)狀驅(qū)替；殘余油類型主要為繞流殘余油與油膜殘余油，該孔隙結(jié)構(gòu)類型的水驅(qū)油過(guò)程表現(xiàn)為水驅(qū)前緣成水網(wǎng)狀進(jìn)行突進(jìn)，突破之后在后緣形成網(wǎng)狀水驅(qū)通道狀態(tài)，隨著驅(qū)替的不斷進(jìn)行，水驅(qū)通道的網(wǎng)格進(jìn)一步變小、變密，孔隙通道中油逐漸被驅(qū)替出來(lái)，最終驅(qū)替路徑主要表現(xiàn)為網(wǎng)狀-均勻驅(qū)替(圖7(b))，最終期驅(qū)油效率為44%～50%，平均值為46.78%。因此，B類孔隙結(jié)構(gòu)的最終驅(qū)油效率相對(duì)較高。

2.2.3 C類孔隙結(jié)構(gòu)類型

C類孔隙結(jié)構(gòu)包括5塊樣品(表2和圖7)，平均孔隙度為5.9%，平均滲透率為0.9×10-3μm2；平均孔喉半徑為0.23 μm，孔喉體積比為3.3，無(wú)水期驅(qū)油效率為12.5%～35.48%，平均值為23.17%(表2)，C類孔隙結(jié)構(gòu)的儲(chǔ)層物性相對(duì)變差，有效孔喉數(shù)量減少，非均質(zhì)性增強(qiáng)，孔喉連通性較B類孔隙結(jié)構(gòu)顯著變差；通過(guò)顯微鏡鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，該類孔隙結(jié)構(gòu)的驅(qū)替路徑主要表現(xiàn)為指狀-網(wǎng)狀驅(qū)替和少量指狀驅(qū)替；殘余油類型主要表現(xiàn)為大面積的繞流殘余油，最終驅(qū)替路徑主要為指狀-網(wǎng)狀驅(qū)替(圖7(c))，最終期驅(qū)油效率為35%～39.52%，平均值為37.26%。因此，C類孔隙結(jié)構(gòu)的最終驅(qū)油效率較B類明顯降低。

2.2.4 D類孔隙結(jié)構(gòu)類型

D類孔隙結(jié)構(gòu)包括1塊樣品(表2和圖7)，孔隙度為2.6%，滲透率為0.32×10-3μm2；平均孔喉半徑為0.09 μm，孔喉體積比為4.78，無(wú)水期驅(qū)油效率為22.22%(表2)，D類孔隙結(jié)構(gòu)的儲(chǔ)層物性最差，儲(chǔ)層非均質(zhì)性最強(qiáng)，孔喉連通性較C類孔隙結(jié)構(gòu)顯著變差，驅(qū)替路徑主要為指狀驅(qū)替；殘余油類型主要為大面積的繞流殘余油，最終期驅(qū)油效率為33.35%，最終驅(qū)替路徑主要為指狀驅(qū)替(圖7(d)和(f))。因此，D類孔隙結(jié)構(gòu)的最終驅(qū)油效率最低。

2.3 水驅(qū)油效率影響因素分析

圖8 西峰油田長(zhǎng)81儲(chǔ)層物性、喉道半徑、孔喉半徑比參數(shù)與最終驅(qū)油效率的關(guān)系圖Fig.8 Relationship between physical properties, pore throat radius, pore throat volume casting thin slice of the types of pore structures of Chang 81 reservoir in the Xifeng Oilfield

通過(guò)開展鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組低孔-特低滲透砂巖微觀水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)表明，微觀孔隙結(jié)構(gòu)和儲(chǔ)層巖石的非均質(zhì)性是影響砂巖微觀水驅(qū)油的重要因素，其中微觀孔隙結(jié)構(gòu)是影響低滲-特低滲透砂巖儲(chǔ)層水驅(qū)開發(fā)的關(guān)鍵因素，儲(chǔ)層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)分布特征可以直接地、客觀地分析油水滲流規(guī)律，進(jìn)一步評(píng)價(jià)低滲-特低滲透砂巖油藏的開發(fā)效益[22-23]。因此，本次研究重點(diǎn)從孔隙度、滲透率、喉道半徑及孔喉半徑比4個(gè)參數(shù)的微觀實(shí)驗(yàn)分析水驅(qū)油效率的影響因素(圖8)。

從圖8可以看出，在西峰油田長(zhǎng)81儲(chǔ)層中，14塊巖心樣品的水驅(qū)油效率隨著物性的變好而提高，其中孔隙度與最終驅(qū)油效率之間的正相關(guān)性不高，其相關(guān)系R2為0.53(圖8(a))，但滲透率與最終驅(qū)油效率呈現(xiàn)較好的相關(guān)性，表現(xiàn)為中等偏好的正相關(guān)性，其相關(guān)系數(shù)R2為0.788 6(圖8(b))。對(duì)于低滲-特低滲透砂巖儲(chǔ)層，喉道的連通性是影響水驅(qū)油路徑的關(guān)鍵，喉道半徑的大小是喉道連通性的主要表征參數(shù)，對(duì)比發(fā)現(xiàn)喉道半徑與最終驅(qū)油效率呈現(xiàn)出最好的正相關(guān)性，其相關(guān)系數(shù)R2達(dá)到0.849 6(圖8(c))，顯著好于滲透率和孔隙度對(duì)驅(qū)油效率的影響。孔喉半徑比是反映儲(chǔ)層中孔隙和喉道相對(duì)空間大小的參數(shù)，其大小可體現(xiàn)不同儲(chǔ)層內(nèi)的非均質(zhì)性強(qiáng)弱，研究表明孔喉半徑比與最終驅(qū)油效率呈現(xiàn)出較好的負(fù)相關(guān)性，相關(guān)系數(shù)R2為0.814 7(圖8(d))，說(shuō)明孔喉半徑比減小，孔喉連通性越好，儲(chǔ)層的滲流能力越強(qiáng)，水驅(qū)油效率越高。通過(guò)對(duì)低滲-特低滲透砂巖儲(chǔ)層的巖石微觀孔隙結(jié)構(gòu)研究表明，儲(chǔ)層巖石的孔隙結(jié)構(gòu)越好，孔喉分布越均勻，大喉道數(shù)增多，孔喉的連通性增大，在不同驅(qū)替壓力下，驅(qū)油效率越高。

因此，孔喉半徑比和喉道半徑參數(shù)比滲透率、孔隙度更直觀、更真實(shí)地表征出儲(chǔ)層受沉積、成巖作用改造后的儲(chǔ)層特征及品質(zhì)。喉道是表征孔隙結(jié)構(gòu)影響水驅(qū)油滲流路徑及驅(qū)油效率的關(guān)鍵參數(shù)，真實(shí)砂巖微觀模型水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)可以直觀、簡(jiǎn)潔、客觀、科學(xué)地反映現(xiàn)今油藏的滲流特征。同時(shí)，綜合儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征與驅(qū)油效率的關(guān)系能為油藏的科學(xué)開發(fā)提供可靠的數(shù)據(jù)。

3 結(jié) 論

鄂爾多斯盆地西峰油田長(zhǎng)81儲(chǔ)層平均孔隙度為10.9%，平均滲透率為1.28×10-3μm2，屬于低孔、特低滲儲(chǔ)層。儲(chǔ)層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征與水驅(qū)油效率關(guān)系密切，通過(guò)對(duì)14塊巖心樣品進(jìn)行真實(shí)砂巖微觀水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，觀察流體在巖石孔隙空間中的運(yùn)移規(guī)律，可得到以下結(jié)論。

(1)西峰油田長(zhǎng)81儲(chǔ)層有效砂體巖石類型主要為灰色-深灰色細(xì)-中粒巖屑長(zhǎng)石砂巖，填隙物主要由水云母、綠泥石、方解石、鐵方解石、硅質(zhì)及網(wǎng)狀黏土等組成；長(zhǎng)81儲(chǔ)層孔隙類型主要為殘余粒間孔，其次為長(zhǎng)石溶孔；分選性以中和好為主；孔隙組合形式以粒間孔-長(zhǎng)石溶孔為主。

(2)根據(jù)毛管壓力曲線特征形態(tài)及相應(yīng)參數(shù)的分析，可將長(zhǎng)81儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)分為A類、B類、C類、D類4種類型。4種不同類型的孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)集空間不同，水驅(qū)油路徑和驅(qū)油效率具有明顯的差異。西峰油田長(zhǎng)81儲(chǔ)層B類和C類孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)育最普遍。A類、B類、C類和D類4種孔隙結(jié)構(gòu)類型的水驅(qū)油驅(qū)替路徑主要表現(xiàn)為網(wǎng)狀—均勻驅(qū)替、指狀—網(wǎng)狀驅(qū)替，驅(qū)油效率依次變差；儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)越好的類型，儲(chǔ)層孔喉連通性越好，在不同倍數(shù)的水驅(qū)油驅(qū)替壓力下，水驅(qū)油效率也越高。

(3)驅(qū)油效率的影響因素較多，主要體現(xiàn)在微觀孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)儲(chǔ)層滲流路徑的影響。喉道是影響水驅(qū)油滲流路徑及驅(qū)油效率的關(guān)鍵參數(shù)；真實(shí)砂巖微觀模型水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)可以直觀、簡(jiǎn)潔、客觀、科學(xué)地反映現(xiàn)今油藏的滲流特征。應(yīng)用微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征與水驅(qū)油效率的關(guān)系為尋找相對(duì)優(yōu)勢(shì)儲(chǔ)層和提高油藏認(rèn)識(shí)提供了可靠依據(jù)。