劉麗萍，白海濤，王西強(qiáng)，趙滬春，許 星，黃筱儀，賴雅庭，陳朝兵

( 1. 中國石油長慶油田分公司 第七采油廠，陜西 西安 710200； 2. 中國石油長慶油田分公司 長北作業(yè)分公司，陜西 西安 710000； 3. 中國石油長慶油田分公司 第一輸油處，陜西 西安 710000； 4. 中國石油長慶油田分公司 第二采氣廠，陜西 西安 710200； 5. 西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安 710065 )

0 引言

對于注水開發(fā)的致密砂巖油藏，儲(chǔ)層中注入水的驅(qū)替類型、滲流路徑、波及系數(shù)等水驅(qū)油特征是制約油藏高效開發(fā)的重要因素[1]。關(guān)于致密砂巖微觀水驅(qū)油特征的研究，劉強(qiáng)[2]利用核磁共振實(shí)驗(yàn)，研究致密砂巖孔隙結(jié)構(gòu)及多相流體滲流規(guī)律，確定油水共滲區(qū)間及滲透率變化特征；LI S等[3]建立微觀毛管束模型，研究致密砂巖油水滲流規(guī)律，認(rèn)為孔隙結(jié)構(gòu)、潤濕性、兩相滲透率及界面張力是影響滲流特征的主要因素；TABATABAIE S H等[4]、WANG H等[5]、LIU P等[6]分別進(jìn)行溶解氣驅(qū)、空氣泡沫驅(qū)和CO2驅(qū)實(shí)驗(yàn)，探討不同氣體在致密砂巖孔隙內(nèi)的流動(dòng)規(guī)律，分析提高原油采收率的不同方案；崔傳志等[7]應(yīng)用數(shù)值模擬和注采耦合技術(shù)，研究CO2混相驅(qū)油藏的油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律及驅(qū)油效率，模擬連續(xù)注采和注采耦合兩種方式的波及系數(shù)及驅(qū)油效率變化。目前，關(guān)于微觀水驅(qū)油特征的研究能夠達(dá)到定量表征，但可視化程度相對較低，無法準(zhǔn)確衡量和分類油水在孔道內(nèi)的流動(dòng)特征及滲流方式，驅(qū)油效率受控因素不明確，一定程度上干擾油田注水開發(fā)效果。

白豹油田是長慶油田增儲(chǔ)上產(chǎn)的重要區(qū)塊之一，主力油層長81以注水開發(fā)方式生產(chǎn)，油藏的砂體連續(xù)性較差，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，含水上升較快，地下油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律不清，油藏開發(fā)難度大。關(guān)于白豹油田長81油藏的研究多集中于沉積相、成巖作用及儲(chǔ)層評價(jià)等方面[8-10]，基于測井曲線元，李超[8]研究白豹油田長8油層組沉積微相，劃分水下分流河道、水下天然堤及分流間灣3種沉積微相；高建文[9]認(rèn)為物源方向不同和成巖演化差異，是白豹油田長8儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)強(qiáng)非均質(zhì)性的主要原因；通過微觀實(shí)驗(yàn)分析，屈怡倩[10]將白豹油田長8儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)劃分4種類型，由Ⅰ類至Ⅳ類的儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)和采收率依次變差。這些研究以儲(chǔ)層的靜態(tài)表征為主，而流體在儲(chǔ)層中的動(dòng)態(tài)滲流規(guī)律及影響因素，是制約白豹油田長81油藏采出程度及開發(fā)效果的主要因素。

白豹油田長81儲(chǔ)層具有強(qiáng)非均質(zhì)性特征，采用物性分析、壓汞實(shí)驗(yàn)、核磁共振實(shí)驗(yàn)，以及真實(shí)砂巖模型可視化滲流實(shí)驗(yàn)，模擬不同孔隙類型下的水驅(qū)油滲流特征，結(jié)合油田生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料，分析影響儲(chǔ)層滲流及驅(qū)油效率的主控因素，為白豹油田長81油藏的高效開發(fā)提供支撐。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

1.1 構(gòu)造沉積特征

鄂爾多斯盆地構(gòu)造主體由6個(gè)二級構(gòu)造單元組成，分別為北部的伊盟隆起、南部的渭北隆起、中部的陜北斜坡、西部的天環(huán)坳陷和西緣沖斷帶、東部的晉西撓褶帶，其中陜北斜坡內(nèi)部構(gòu)造相對穩(wěn)定，坡度平緩，是盆地油氣聚集的主要區(qū)域[11]。晚三疊世延長組沉積期，鄂爾多斯盆地發(fā)育大型內(nèi)陸湖泊—三角洲—河流相沉積體系[12]，形成厚度約為1 000 m的延長組地層，延長組地層自下向上劃分10個(gè)油層組(長10—長1)，其中長10沉積期為湖盆形成的初期，盆地內(nèi)以河流相沉積為主；長9—長8沉積期為湖盆發(fā)育階段，盆地周邊三角洲逐漸向湖盆中心推進(jìn)，以河流—三角洲沉積為主；長7沉積期為湖盆湖泛面積最大的鼎盛期，盆地內(nèi)沉積有機(jī)質(zhì)豐富的湖相烴源巖；長6—長4+5沉積期為湖盆基底緩慢抬升階段，以三角洲的高度建設(shè)為特征；長3—長1沉積期為湖盆消亡階段，逐漸過渡為河流相沉積[11]。

白豹油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中西部(見圖1(a))，長8油層組為白豹油田的主要產(chǎn)油層之一，主要發(fā)育三角洲前緣亞相沉積，沉積骨架為水下分流河道砂體，地層厚度為100～140 m[12]?？v向上(見圖1(b))，長8油層組自下向上可劃分為長82、長81兩段，其中長81段砂體發(fā)育程度較高，是白豹油田的主要含油層位。

圖1 鄂爾多斯盆地白豹油田構(gòu)造位置及地層柱狀圖Fig.1 Structural location and stratigraphic histogram in Baibao Oilfield, Ordos Basin

1.2 儲(chǔ)層基本特征

根據(jù)鑄體薄片、掃描電鏡實(shí)驗(yàn)分析，白豹油田長81儲(chǔ)層巖性以中—細(xì)粒長石巖屑砂巖及巖屑長石砂巖為主，碎屑成分主要為巖屑，其次為長石、石英，平均體積分?jǐn)?shù)分別為36.8%、35.4%、27.9%(見圖2)。巖屑成分主要為變質(zhì)巖巖屑和火成巖巖屑，含少量沉積巖巖屑。長81儲(chǔ)層填隙物平均體積分?jǐn)?shù)為14.4%，主要為綠泥石、鐵方解石、高嶺石、硅質(zhì)，含有少量鐵白云石、長石質(zhì)、水云母等。長81儲(chǔ)層孔隙度介于9.1%～15.2%，平均為12.5%，滲透率介于(0.10～1.70)×10-3μm2，平均為0.64×10-3μm2，按陸相碎屑巖儲(chǔ)層分類標(biāo)準(zhǔn)[13]，屬于低孔—超低滲致密儲(chǔ)層。

圖2 鄂爾多斯盆地白豹油田長81儲(chǔ)層巖性三角圖Fig.2 Lithologic triangle map of Chang 81 Reservoir in Baibao Oilfield, Ordos Basin

白豹油田長81儲(chǔ)層孔隙類型主要為原生粒間孔、長石溶孔、微裂縫及少量黏土礦物晶間孔，其中原生粒間孔的大小及分布相對均勻，平面上呈三角形或多邊形，界面明顯，孔隙間具有較好的連通性，可提供良好的滲流通道，為長81儲(chǔ)層主力儲(chǔ)集空間(見圖3(a))；長石溶孔含量次之，鏡下見長石碎屑顆粒受溶蝕作用而形成不規(guī)則孤立微孔，偶見長石溶孔與粒間孔相連，形成較大的連通孔隙(見圖3(b))，為儲(chǔ)層提供部分儲(chǔ)滲空間；微裂縫多以成巖壓實(shí)破裂縫為主，具有溝通孔隙、補(bǔ)充喉道數(shù)、改善滲流能力的作用(見圖3(c))；晶間孔多形成于自生黏土礦物膠結(jié)物內(nèi)部，黏土礦物充填堵塞部分粒間孔，但黏土礦物晶體格架搭建的晶間孔隙能夠提供部分孔隙空間，孔徑主體分布于50～1 000 nm，孔隙空間多以喉道形式存在，如疏松的書頁狀高嶺石易形成平行的片狀喉道(見圖3(d))，葉片狀綠泥石或毛發(fā)狀伊利石易形成管束狀喉道(見圖3(e-f))，從微納米尺度改善儲(chǔ)層的儲(chǔ)滲性能。

圖3 鄂爾多斯盆地白豹油田長81儲(chǔ)層微觀特征Fig.3 Microscopic characteristics of Chang 81 Reservoir in Baibao Oilfield, Ordos Basin

2 微觀水驅(qū)油特征

微觀水驅(qū)油特征是流體在不同類型儲(chǔ)層內(nèi)的驅(qū)替方式及流動(dòng)狀態(tài)，能夠直觀反映地下原油在油藏內(nèi)被注入水驅(qū)替的滲流特征[14-16]。壓汞實(shí)驗(yàn)壓力可以達(dá)到220 MPa，表征最小孔徑為3.7 nm，可實(shí)現(xiàn)對孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)的定量表征[17]。核磁共振實(shí)驗(yàn)可以研究飽和狀態(tài)和離心狀態(tài)下孔隙空間內(nèi)可動(dòng)流體的分布情況，并獲得孔道內(nèi)的束縛水含量[18-22]。真實(shí)砂巖模型實(shí)驗(yàn)的制作過程為將真實(shí)巖心洗油、烘干，磨制成厚度約為1 mm的薄片，采用特制膠水粘結(jié)在兩片玻璃之間，在薄片兩側(cè)預(yù)留模型的注入口和采出口，并分別連接計(jì)量玻璃管，用于計(jì)算注入和采出的流體體積和流量，模型尺寸為2.5 cm×2.5 cm，耐壓上限為0.2 MPa，耐溫上限為100 ℃[16]。應(yīng)用真實(shí)砂巖模型進(jìn)行飽和水、飽和油和水驅(qū)油過程，分別模擬油藏油氣充注前、充注完和開發(fā)水驅(qū)過程，其中水驅(qū)油過程分為無水采油期和最終采油期，無水采油期為模型從水驅(qū)開始到模型出口產(chǎn)純油結(jié)束的階段，最終采油期為同等實(shí)驗(yàn)條件下模型出口產(chǎn)純水的階段，代表水驅(qū)過程結(jié)束。實(shí)驗(yàn)過程中，利用高清顯微圖像采集設(shè)備，記錄不同滲流階段油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律，反映油藏水驅(qū)開發(fā)過程中的實(shí)際流動(dòng)狀態(tài)，是溝通靜態(tài)儲(chǔ)層特征與開發(fā)動(dòng)態(tài)特征的橋梁[23]。

選取白豹油田長81儲(chǔ)層巖心樣品，進(jìn)行高壓壓汞、核磁共振及真實(shí)砂巖模型水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)；將長81儲(chǔ)層劃分Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類，不同類型儲(chǔ)層具有不同微觀孔隙結(jié)構(gòu)、可動(dòng)流體飽和度及水驅(qū)油特征(見表1、圖4)。

表1 鄂爾多斯盆地白豹油田長81儲(chǔ)層分類特征Table 1 Classification characteristics of Chang 81 Reservoir in Baibao Oilfield, Ordos Basin

Ⅰ類儲(chǔ)層孔隙組合類型為長石溶孔—原生粒間孔型，孔滲性能好，壓汞進(jìn)汞曲線存在明顯平緩段(見圖4(a))，排驅(qū)壓力低，孔喉半徑大，最大進(jìn)汞飽和度高；核磁共振T2譜曲線形態(tài)呈右高左低峰，孔隙以中—大孔為主，可動(dòng)流體飽和度高；水驅(qū)油過程以均勻狀滲流路徑為主，無水采油期和最終采油期驅(qū)油效率高，整體水驅(qū)效果好，采收率高。

Ⅱ類儲(chǔ)層孔隙組合類型為原生粒間孔—長石溶孔型，孔滲性能較好，壓汞進(jìn)汞曲線明顯上翹(見圖4(b))，排驅(qū)壓力較高，孔喉半徑較大，最大進(jìn)汞飽和度較高；核磁共振T2譜曲線形態(tài)呈左高右低峰，孔隙以微—中孔為主，可動(dòng)流體飽和度較高；水驅(qū)油過程以網(wǎng)狀滲流路徑為主，水驅(qū)前緣為數(shù)條水線網(wǎng)狀驅(qū)替，形成部分網(wǎng)格狀殘余油，無水采油期和最終采油期驅(qū)油效率較高，水驅(qū)效果較好，采收率較高。

Ⅲ類儲(chǔ)層孔隙組合類型為晶間孔、微裂縫—長石溶孔型(見圖4(c))，粒間孔基本不發(fā)育，孔滲性能較差，壓汞進(jìn)汞曲線呈陡斜式，排驅(qū)壓力高，孔喉半徑小，最大進(jìn)汞飽和度低；核磁共振T2譜曲線形態(tài)呈單峰狀，孔隙以微孔—微裂縫為主，可動(dòng)流體飽和度低；水驅(qū)油過程以指狀滲流路徑為主，形成大面積殘余油，無水采油期和最終采油期驅(qū)油效率較低，水驅(qū)效果差，采收率低。

圖4 鄂爾多斯盆地白豹油田長81儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)及水驅(qū)油特征Fig.4 Microscopic pore structure and water flooding characteristics of Chang 81 Reservoir in Baibao Oilfield, Ordos Basin

3 驅(qū)油效率影響因素

水驅(qū)油滲流特征反映油藏開發(fā)過程中的水驅(qū)油過程，評價(jià)和分析實(shí)驗(yàn)條件下的驅(qū)油效率影響因素，對油藏水驅(qū)開發(fā)方案制定具有指導(dǎo)意義[24]。影響驅(qū)油效率的因素包括儲(chǔ)層物性、微觀孔隙結(jié)構(gòu)、注水壓力和注水強(qiáng)度等[23-24]。不同油藏地質(zhì)特征及開發(fā)方式不同，驅(qū)油效率影響因素也不同。分析白豹油田長81油藏微觀孔隙結(jié)構(gòu)、物性、可動(dòng)流體飽和度等地質(zhì)因素，以及驅(qū)替壓力、驅(qū)替速度等開發(fā)因素對水驅(qū)油特征的影響。

3.1 儲(chǔ)層地質(zhì)因素分析

3.1.1 微觀孔隙結(jié)構(gòu)

選取壓汞及水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中的喉道半徑、孔喉分選系數(shù)、孔喉半徑比和滲流路徑等微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)，對比不同樣品孔隙結(jié)構(gòu)差異對水驅(qū)油特征的影響。

喉道半徑與水驅(qū)油的無水采油期、最終采油期驅(qū)油效率呈明顯的正相關(guān)關(guān)系；無水采油期驅(qū)油效率與喉道半徑呈線性關(guān)系。這是由于無水采油期油水兩相滲流過程是以油相滲透率為主導(dǎo)的滲流過程，喉道大小直接影響儲(chǔ)層中油相的流動(dòng)；最終采油期驅(qū)油效率與喉道半徑呈多項(xiàng)式關(guān)系(見圖5(a))。當(dāng)喉道半徑≤0.8 μm時(shí)，最終采油期驅(qū)油效率呈梯級上升趨勢；當(dāng)喉道半徑>0.8 μm時(shí)，最終采油期驅(qū)油效率趨于穩(wěn)定，喉道半徑影響減弱。當(dāng)無水采油期結(jié)束后，經(jīng)歷以油水共滲和水相滲流為主的階段，滲流通道已基本形成，大孔喉內(nèi)的油持續(xù)被驅(qū)替出來，直至水驅(qū)油結(jié)束。由于最終采油期驅(qū)油效率不僅受控于喉道半徑，還受控于儲(chǔ)集性能，當(dāng)喉道半徑>0.8 μm時(shí)，最終采油期驅(qū)油效率增幅變緩。

常用孔喉分選系數(shù)和孔喉半徑比評價(jià)孔隙結(jié)構(gòu)的非均質(zhì)性，反映孔喉的連通程度和均勻程度[25]。水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)表明，無水采油期、最終采油期驅(qū)油效率與孔喉分選系數(shù)、孔喉半徑比呈一定的負(fù)相關(guān)關(guān)系(見圖5(b-c))，孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性影響水驅(qū)油效率，即孔喉分選系數(shù)和孔喉半徑比越小，孔喉連通性和均質(zhì)性越好，流體波及區(qū)越廣，驅(qū)油效率越高。

滲流路徑是孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性的表現(xiàn)，隨孔喉分選系數(shù)及孔喉半徑比逐漸變小，對應(yīng)的水驅(qū)油滲流路徑由指狀滲流逐漸向網(wǎng)狀、均勻狀滲流過渡，水驅(qū)油驅(qū)替面積和波及系數(shù)增大，驅(qū)油效率增加(見圖5(d))。對于白豹油田長81強(qiáng)非均質(zhì)性儲(chǔ)層，可采用體積壓裂、酸化等措施，有利于改善儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性，促進(jìn)指狀滲流路徑向網(wǎng)狀、均勻狀滲流網(wǎng)絡(luò)過渡，最終提高原油采出程度。

圖5 鄂爾多斯盆地白豹油田長81儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)與驅(qū)油效率關(guān)系Fig.5 Relationship between microscopic pore structure parameters and oil displacement efficiency of Chang 81 Reservoir in Baibao Oilfield, Ordos Basin

3.1.2 儲(chǔ)層物性

儲(chǔ)層物性與儲(chǔ)層形成的原始沉積環(huán)境、成巖作用及孔隙結(jié)構(gòu)關(guān)系密切[26]。白豹油田長81儲(chǔ)層巖心樣品的物性與驅(qū)油效率存在一定相關(guān)關(guān)系，滲透率與驅(qū)油效率的相關(guān)關(guān)系明顯好于孔隙度的(見圖6(a-b))，表明孔隙度不是影響長81儲(chǔ)層水驅(qū)油特征的主要因素。滲透率受多重因素控制，尤其是喉道半徑、孔喉半徑比等對儲(chǔ)層滲透性影響較大，滲透率對無水采油期、最終采油期驅(qū)油效率產(chǎn)生一定影響，相關(guān)因數(shù)分別為0.582 1和0.348 1。

圖6 鄂爾多斯盆地白豹油田長81儲(chǔ)層物性與驅(qū)油效率關(guān)系Fig.6 Relationship between physical properties and displacement efficiency of Chang 81 Reservoir in Baibao Oilfield, Ordos Basin

孔隙度、滲透率與驅(qū)油效率的關(guān)系復(fù)雜，是多重因素對水驅(qū)油影響的結(jié)果。將儲(chǔ)層品質(zhì)因子作為評價(jià)儲(chǔ)層品質(zhì)的綜合參數(shù)，是孔隙度和滲透率的綜合表征函數(shù)[13]，單一的物性參數(shù)不能完全表征儲(chǔ)滲屬性[24]。儲(chǔ)層品質(zhì)因子與無水采油期、最終采油期驅(qū)油效率的相關(guān)關(guān)系明顯增強(qiáng)(見圖6(c))，尤其是儲(chǔ)層品質(zhì)因子與最終采油期驅(qū)油效率相關(guān)因數(shù)可達(dá)0.933 9，呈現(xiàn)一定規(guī)律性。當(dāng)儲(chǔ)層品質(zhì)因子≤0.25時(shí)，最終采油期驅(qū)油效率呈梯級上升趨勢；當(dāng)儲(chǔ)層品質(zhì)因子>0.25時(shí)，最終采油期驅(qū)油效率增幅變緩。儲(chǔ)層品質(zhì)因子是影響水驅(qū)油特征的主要因素之一。

3.1.3 可動(dòng)流體飽和度

采用核磁共振實(shí)驗(yàn)可以獲取可動(dòng)流體飽和度參數(shù)[25-26]?？蓜?dòng)流體飽和度越高，可參與流動(dòng)和采出的原油總量越高，殘余在儲(chǔ)層中的束縛油飽和度越低，從而影響最終采油期驅(qū)油效率。

可動(dòng)流體飽和度反映有效儲(chǔ)集空間與盲孔、無效孔隙的相對含量比，是度量儲(chǔ)層有效流動(dòng)的重要指標(biāo)。可動(dòng)流體飽和度與最終采油期驅(qū)油效率的相關(guān)關(guān)系明顯好于無水采油期的，相關(guān)因數(shù)分別為0.967 9和0.740 8(見圖7)。當(dāng)可動(dòng)流體飽和度≤50%時(shí)，驅(qū)油效率隨可動(dòng)流體飽和度的增大而明顯增加；當(dāng)可動(dòng)流體飽和度>50%時(shí)，驅(qū)油效率的增幅明顯變緩，表明在較低可動(dòng)流體飽和度條件下，對驅(qū)油效率的影響更為明顯。

圖7 鄂爾多斯盆地白豹油田長81儲(chǔ)層可動(dòng)流體飽和度與驅(qū)油效率關(guān)系Fig.7 Relationship between movable fluid saturation and displacement efficiency of Chang 81Reservoir in Baibao Oilfield, Ordos Basin

3.2 儲(chǔ)層開發(fā)因素分析

真實(shí)砂巖模型水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中，通過改變驅(qū)替壓力和驅(qū)替速度模擬注采壓差，研究不同滲流路徑下的驅(qū)油效率變化(見圖8)。

3.2.1 驅(qū)替壓力

油田注水開發(fā)階段，保持合理注采壓差是保證油藏開發(fā)的重要措施，對提高油藏采收率、控制含水上升速度至關(guān)重要[25，27]。實(shí)驗(yàn)過程以啟動(dòng)時(shí)的驅(qū)替壓力為始，隨注水壓力增幅的提升，3種滲流路徑對應(yīng)的驅(qū)油效率累計(jì)增量升高(見圖8和圖9(a))。均勻狀滲流路徑下的驅(qū)油效率增量起伏不大，網(wǎng)狀和指狀滲流路徑驅(qū)油效率增量明顯增加。這是由于均勻狀滲流路徑在低注水壓力下已形成連通性好的流動(dòng)通道，升高注水壓力不會(huì)明顯改善驅(qū)油效率增量，網(wǎng)狀和指狀滲流路徑受注水壓力影響明顯，提升注水壓力可以拓寬滲流通道，注入水可波及到微小孔道，減少繞流面積，提高驅(qū)油效率。

圖8 鄂爾多斯盆地白豹油田長81儲(chǔ)層驅(qū)替壓力、驅(qū)替速度對水驅(qū)油滲流路徑及驅(qū)替效果的影響Fig.8 Influence of displacement pressure and displacement velocity on seepage path and displacement effect of Chang 81 Reservoir in Baibao Oilfield, Ordos Basin

當(dāng)驅(qū)替壓力增幅>50%時(shí)，3種滲流路徑對應(yīng)的驅(qū)油效率累計(jì)增量趨于平緩，驅(qū)替效果降低，表明驅(qū)替壓力增幅≤50%時(shí)，壓力可有效傳導(dǎo)和擴(kuò)散，達(dá)到改善流體可流動(dòng)性的目的，繼續(xù)提升注水壓力，驅(qū)替效果不明顯，但是注水開發(fā)成本上升，單井含水率大幅增加。

3.2.2 驅(qū)替速度

在一定驅(qū)替壓力狀態(tài)下，孔道內(nèi)的油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律及驅(qū)油效率受驅(qū)替速度的影響[24-25]。隨驅(qū)替速度的增加，3種滲流路徑對應(yīng)的驅(qū)油效率累計(jì)增量變化規(guī)律與驅(qū)替壓力的類似(見圖8和圖9(b))。均勻狀滲流路徑驅(qū)替速度變化不及網(wǎng)狀和指狀滲流路徑的，驅(qū)替速度使孔道內(nèi)的流體流動(dòng)性增加，將孔道壁的殘余油剝離，并帶動(dòng)較小孔道內(nèi)的原油參與流動(dòng)，進(jìn)而提高驅(qū)油效率。

圖9 鄂爾多斯盆地白豹油田長81儲(chǔ)層驅(qū)替壓力增幅、驅(qū)替速度對驅(qū)油效率累計(jì)增量的影響Fig.9 Influence of displacement pressure increase and displacement velocity on cumulative increment of oil displacement efficiency of Chang 81 Reservoir in Baibao oilfield, Ordos Basin

由于均勻狀滲流路徑的孔道較粗，連通性好，孔道內(nèi)殘余油較少，導(dǎo)致被剝離的殘余油總量較少，網(wǎng)狀和指狀滲流路徑的孔道相對較細(xì)，孔喉連通性較差，孔道內(nèi)殘余油總量較多，隨驅(qū)替速度的增加，殘余油被驅(qū)替出來，提高最終驅(qū)油效率。當(dāng)驅(qū)替速度≤0.012 mL/min時(shí)，3種滲流路徑對應(yīng)的驅(qū)油效率累計(jì)增量明顯；當(dāng)驅(qū)替速度>0.012 mL/min時(shí)，加劇孔道內(nèi)的賈敏效應(yīng)，驅(qū)油效率累計(jì)增量趨于平緩。

3.3 驅(qū)油效率與生產(chǎn)動(dòng)態(tài)關(guān)系

試油產(chǎn)油量可以評價(jià)和預(yù)測油井產(chǎn)能高低[27]。選取的真實(shí)砂巖模型巖心樣品位于油井射孔段，可以采用白豹油田長81油藏油井生產(chǎn)資料(試油日產(chǎn)油、日產(chǎn)油、含水率等動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù))與模型驅(qū)油效率、滲流路徑等建立相關(guān)關(guān)系，評價(jià)驅(qū)油效率與生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的關(guān)系(見圖10)。最終采油期驅(qū)油效率與試油日產(chǎn)油之間的相關(guān)關(guān)系明顯好于無水采油期的，相關(guān)因數(shù)分別為0.856 0、0.536 7(見圖10(a))，最終采油期驅(qū)油效率可以更好地反映油藏的實(shí)際生產(chǎn)能力。3種驅(qū)替類型對應(yīng)的單井日產(chǎn)油及含水率存在明顯差異(見圖10(b-c))，指狀滲流路徑對應(yīng)的日產(chǎn)油一般小于1 t/d，生產(chǎn)5個(gè)月后含水率快速上升；均勻狀和網(wǎng)狀滲流路徑對應(yīng)的日產(chǎn)油及含水率相對穩(wěn)定，表明實(shí)驗(yàn)結(jié)果與油藏生產(chǎn)特征具有一致性，實(shí)驗(yàn)結(jié)論可用于指導(dǎo)油田開發(fā)。

圖10 鄂爾多斯盆地白豹油田長81儲(chǔ)層驅(qū)油效率與生產(chǎn)動(dòng)態(tài)關(guān)系Fig.10 Relationship between displacement efficiency and production characteristics of Chang 81 Reservoir in Baibao Oilfield, Ordos Basin

4 結(jié)論

(1)鄂爾多斯盆地白豹油田長81儲(chǔ)層可分為Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類，Ⅰ類儲(chǔ)層孔隙組合為長石溶孔—原生粒間孔型，Ⅱ類儲(chǔ)層孔隙組合為原生粒間孔—長石溶孔型，Ⅲ類儲(chǔ)層孔隙組合為晶間孔、微裂縫—長石溶孔型。3類儲(chǔ)層對應(yīng)的水驅(qū)油滲流路徑分別為均勻狀、網(wǎng)狀和指狀，可動(dòng)流體飽和度和驅(qū)油效率依次降低。

(2)驅(qū)油效率是研究區(qū)儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性的綜合反映，不同孔隙類型的喉道半徑及孔喉比是影響水驅(qū)油差異的關(guān)鍵因素，儲(chǔ)層品質(zhì)因子、可動(dòng)流體飽和度是評價(jià)、衡量驅(qū)油效率的重要儲(chǔ)滲參數(shù)。

(3)對不同水驅(qū)特征的儲(chǔ)層，通過調(diào)整驅(qū)替壓力、驅(qū)替速度可有效提高油藏采出程度，最終采油期驅(qū)油效率可以真實(shí)反映油藏的生產(chǎn)能力。白豹油田長81油藏的開發(fā)應(yīng)重視儲(chǔ)層微觀特征的評價(jià)和開發(fā)政策的調(diào)整。