鄂尔多斯盆地侏罗系延安组含油层系作为长庆油田5 000万吨持续高效稳产的重要贡献力量，近年来，通过不断完善古地貌控藏理论，先后在盆地中西部延安组延10、延9以及延8等层位发现一系列大小不等的岩性-构造油藏^[1-6]。延安组和延长组同属鄂尔多斯盆地主力含油层位，相比于三叠系延长组特低、超低渗透储层，延安组储层物性明显有所改善，整体以低渗透、中渗透为主，局部发育高渗透储层。延长组具有含油层系多、含油面积广、常规与非常规油气兼具等特点，已成为鄂尔多斯盆地重点勘探开发层位，科研投入占比高^[7-12]。而针对延安组岩性-构造油藏，普遍认为边底水能量在整个开发过程中占有重要作用，进而使得有关储层特征、微观渗流规律等方面的研究一直未受到重视。

伴随着鄂尔多斯盆地延安组油藏开发工作的不断推进，局部水窜严重、水驱采收率低等开发问题接踵而至，直接制约了后期精细油藏开发的进行。目前，针对延安组微观水驱特征还未进行过系统有效的研究。为此，笔者以鄂尔多斯盆地演武油田S1区块延8油层组为例，在储层微观孔喉特征分析的基础上，结合真实砂岩微观驱油实验，系统阐述油藏微观水驱渗流特征，以期为后期堵水调剖、寻找剩余油以及筛选合适的三次采油方案奠定基础。

1 区域地质概况

演武油田构造上位于鄂尔多斯盆地二级构造单元天环坳陷南部，地跨甘肃省庆阳市及宁夏回族自治区固原市，自2010年开始进行规模建产。演武油田属典型的古地貌控藏成藏模式，已探明的油藏主要分布在斜坡及阶地古地貌单元。截止2018年，全区已投入开发的区块数量达15个，目的层段主要为延安组，岩性-构造圈闭发育。

S1区块作为演武油田含油面积最大的开发单元，开发程度较高。延安组自下向上按沉积旋回可划分为延10—延1共10个油层组。受区域构造背景和差异压实作用的共同控制，研究区发育北西— 南东向鼻隆构造，继承性强。延8油层组作为S1区块主力生产层位，以岩性-构造油藏为主，边底水较发育。研究区延8油层组属辫状河三角洲平原沉积，物源来自西南方向，主体发育分流河道、分流间洼地、天然堤和河漫沼泽等沉积微相。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

演武油田S1区块延8储层岩石类型以中粒、中—细粒长石石英砂岩和长石岩屑质石英砂岩为主。储层粒径主体为0.20~0.47mm，平均值为0.29mm，颗粒分选系数为0.58。支撑类型为颗粒支撑，颗粒之间呈点、线接触，局部呈镶嵌式接触，胶结类型为孔隙式（图1a，1b）。颗粒分选整体中—好，磨圆度为次棱—次圆，成分成熟度高，结构成熟度中等。延8储层石英类平均含量为67.4%，长石类为14.4%，岩屑类为11.5%，填隙物为6.7%。其中，岩屑主要为变质岩岩屑（石英岩、千枚岩及变质砂岩），占比为78.3%；填隙物主要为方解石、硅质和水云母，占比达79.1%。延8储层成岩阶段目前处于早成岩阶段B期—中成岩阶段A期。

2.2 微观孔喉特征

铸体薄片、扫描电镜等实验结果表明，S1区块延8储层孔隙类型以粒间孔为主，原生孔隙大量保存，粒间孔占比高达83.6%，为油气运聚的重要空间 （图1a），并含有长石溶孔（6.4%）和岩屑溶孔（4.3%） 及少量黏土矿物晶间孔和方解石胶结物溶蚀孔（图1c）。延8储层平均面孔率为14.9%，局部大于17.0%。孔隙直径主体为50~230 μm，按李道品的孔喉分类方案^[13]，属大孔隙级别。

喉道是控制储层内流体渗流能力的关键因素。受沉积环境和压实作用影响，研究区延8储层喉道形状以孔隙缩小型和缩颈型为主，喉道半径主体为2.0~8.0 μm，按李道品的孔喉分类方案^[13]，属粗喉及中喉级别（图1d，1e）。局部孔喉被黏土矿物充填 （主要为伊/蒙混层），加之受钙质胶结控制导致半径变小，储层物性随之变差（图1c，1f）。整体而言，研究区延8储层孔喉连通性较好，孔喉组合类型主要包括大孔-粗喉及大孔-中喉2类。

延8油层组自下向上包括延8₂和延8₁小层。其中，延8₁小层煤层发育，主力层段延8₂小层孔隙度为10.8%~15.0%，渗透率为35.0~80.0mD，属典型的中低孔、中低渗透储层，局部发育高渗透储层。

3 微观水驱渗流规律

3.1 微观水驱渗流特征

通过真实砂岩微观驱油实验来研究水驱规律，相比于玻璃仿真刻蚀模型，具有直观、真实及说服力强的特点。真实砂岩微观驱油实验用来研究不同类型储层的渗流规律已经走过了近20年的历程，经过不断的探索，实验条件从常温常压延伸至高温高压，驱替介质从最初的水、聚合物溶液发展到氮气、二氧化碳等，为研究微观渗流特征做出了重要贡献^[14-17]。

选取S1区块延8储层10块岩样进行真实砂岩微观驱油实验，模型编号为S0—S9。实验步骤为： ①将选取的岩样制成真实砂岩微观实验模型，模型规格为2.500cm×2.500cm×0.065cm（长×宽×厚）（图2）。②对实验模型进行抽真空处理。③饱和模拟地层水。④饱和模拟原油至模型含油饱和度达到研究区延8油藏平均值，最大驱替压力为0.18kPa。 ⑤进行水驱油实验，至产出端含水率达100%时结束实验，最大驱替压力为0.17kPa。实验结束后，利用图像分析软件统计驱油效率及不同类型残余油占比。本次研究使用的图像分析软件为美国Media Cybernetics图像技术公司研发的Image-Pro Plus6.0。实验中根据研究区延8地层水矿化度和离子组成配制成模拟地层水，矿化度为18.6g/L；将煤油和真空泵油按一定比例混合配制成模拟原油，黏度为1.53mPa·s（油藏条件下研究区延8油藏原油黏度）。实验中为了更好地观察油、水在孔喉中的分布，将少量甲基蓝加入模拟地层水中，使地层水呈蓝色；将少量油溶红加入模拟原油中，使原油呈红色。对10组模型进行微观驱油实验，通过显微镜可实时观察不同孔喉结构中油、水分布情况。以上实验均在西北大学大陆动力学国家重点实验室完成。

根据水驱过程中注入水的渗流规律以及微观残余油的赋存状态，将研究区延8储层微观水驱类型划分为均匀驱替型、网状驱替型，网状-指状驱替型和指状驱替型4类。不同水驱类型的模型，其水驱前缘分布特征、油水渗流规律、残余油赋存状态不同。

研究区仅1组模型（S1模型）表现为均匀驱替型。均匀驱替型是油田开发中最为理想的驱替类型，表现为注入水波及面积广、水驱效率高、残余油饱和度低的特点。S1模型岩石颗粒粒径主体为0.40~0.80mm，局部大于1.0mm，孔径主体为260~400 μm，孔隙度为15.2%，气测渗透率为130.4mD，高压压汞表明其退汞效率达29.8%，这些表征参数均高于研究区平均值。在充分考虑不同实验样品之间存在差异性的前提下，认为S1模型之所以能够表现为均匀驱替型与其特殊的微观孔喉特征是分不开的，其孔喉组合类型为大孔-粗喉型，孔喉连通性好。结合真实砂岩微观驱油实验，均匀驱替过程中水驱前缘依次向模型右引槽推进，不同时刻水驱前缘相互平行，基本垂直于驱替方向（图3a）。当驱替压力增加至160kPa后，待水驱至产出端含水率达100%时结束实验，统计S1模型微观水驱效率为58.9%。

网状驱替型较常见，3组模型（S2，S4和S8模型）属于网状驱替型。油藏开发过程中注入水呈网状驱替，驱油效果略差于均匀驱替型，但依然能够表现出较高的驱油效率。网状驱替型其孔喉组合类型以大孔-粗喉和大孔-中喉型为主。实验发现，网状驱替型的水驱前缘虽整体向模型右引槽推进，但小范围内水线易分叉、汇合，局部绕流现象明显。不同时刻虽水驱前缘整体上彼此平行，但水线波动较大（图4a，4b）。水驱结束后，3组模型平均水驱效率达51.4%。

4组模型（S0，S6，S7和S9模型）的水驱类型属于网状-指状驱替型。网状-指状驱替是一种介于网状驱替与指状驱替之间的过渡性驱替方式，水驱效果较差。其孔喉组合类型以大孔-中喉型为主。实验可见模型左引槽附近（靠近注入端）属于网状驱替型，随着驱替半径增大，注入水驱动力逐渐减小，在模型右引槽附近（靠近采出端）则表现为指状驱替型。不同时刻水驱前缘曲线波动幅度大，形状不规则（图4e，4f）。水驱结束后，4组模型平均水驱效率达40.5%。

研究区2组模型（S3和S5模型）属于指状驱替型。指状驱替型通常表现为注入水波及面积小，绕流明显，易水窜，驱油效率低，残余油大片富集，驱油效果最差。其孔喉组合类型较复杂，位于高渗透带附近孔喉组合类型以大孔-粗喉为主，而注入水未波及区孔喉类型以中孔-中、细喉为主。两者孔喉半径差异较大是造成指状驱替型的根本原因。研究区延8储层由于局部钙质胶结严重，孔喉半径明显变小，在注水过程中，注入水无法克服较大的毛细管力进入更细小的孔喉中驱替原油，水窜现象明显。且随着驱替时间增加，这种矛盾越突出，表现为高渗透带孔喉中残余油含量小，而模型其他大部分孔喉注入水未波及。不同时刻水驱前缘曲线呈“舌状”（图5a，5b），水驱结束后，2组模型平均水驱效率达37.8%。

实验结束后，统计各模型不同驱替压力下的微观驱油效率（图6a）。随着驱替压力增大，各模型的驱油效率均呈逐渐增大的趋势，但不同模型驱油效率的增大幅度和趋势不同，分析认为主要是各模型的水驱特征差异造成的。均匀驱替型曲线斜率最大，增加单位驱替压力其驱油效率变化明显，水驱效果最好；网状驱替型曲线斜率较低，水驱效果较好；网状-指状驱替型曲线两头斜率低，中间段上升趋势有限，水驱效果较差；指状驱替型驱油效果最差，曲线两头平缓，中间段上升幅度小。为进一步分析不同驱替类型微观驱油效率与驱替压力之间的关系，引入微观驱油效率的变化量（R），即驱替压力每增加10kPa微观驱油效率的变化量，精确分析研究区微观水驱特征。

计算10组模型各驱替阶段对应的R值，由于本次研究每一个模型共设计6个驱替压力点，因此可依次计算出5个 R 值，将计算出的 R 值依次绘制在散点图上（图6b），可以看出：①相比于其他驱替类型曲线，均匀驱替型曲线初始很长一段内 R 值保持在0.040左右，后期随着驱替压力增大，R 值逐渐减小。这说明在驱替前期大部分阶段，随着驱替压力增加，注入水波及面积快速增大，驱油效果变化明显，水驱效果好，呈现“一扫而光”现象；压力继续增大，R 值减小，微观驱油效率逐渐接近某一稳定值。 ②网状驱替型曲线 R 值波动幅度不大，基本稳定在0.025~0.035左右。由于网状驱替型样品的孔喉比相比均匀驱替型样品略大，孔喉半径分布曲线呈 “双峰态”，水驱过程中注入水首先进入较大孔隙中驱替原油，随着驱替压力增大，注入水克服较大毛管压力进入细小孔喉驱替原油。③网状-指状驱替型曲线属于过渡型，波动幅度较大，呈“山峰”状，曲线两边低、中间高。随着驱替压力增大，近注入端附近可表现为网状驱替型，随着驱替半径增大，注入水能量减弱，加之孔喉半径细小，在产出端附近往往表现为指状驱替型。④指状驱替型曲线波动幅度最大，起始段 R 值低，存在“启动压力”特征，随着驱替压力增大，微观驱油效率快速上升；后期增大驱替压力，由于水窜明显，R 值急剧下降，水驱效果最差。

为进一步对不同驱替类型驱油效率与驱替压力之间的关系进行归类，分别计算出每个模型 R 值的平均值（$\stackrel{-}{R}$）及离散系数（Cv）。由于每组模型的 R 平均值差异较大，为准确反映多个均值不等数据体的离散程度，引入离散系数这一参数，其为每一组R 值的标准差与其平均值之比。由于只有一组模型表现为均匀驱替，代表性较差，此处不加讨论。由离散系数与平均值交会图（图7）可以看出，网状驱替型 Cv 值最低，小于0.22，而$\stackrel{-}{R}$值高，大于0.025，表现为较好的水驱效果；网状-指状驱替型 Cv 和$\stackrel{-}{R}$值中等，水驱效果次于网状驱替型；指状驱替型 Cv 值高，大于0.58，而$\stackrel{-}{R}$值很低，小于0.02，微观驱油效率随驱替压力波动大，水驱效果最差。

3.2 微观残余油分布特征

微观是宏观的缩影，宏观是微观的体现^[18-23]。通过真实砂岩微观驱油实验，可以系统了解不同驱替类型残余油的形成机理、分布形态和赋存规律，同时可为油田后期调整开发方案提供理论指导。对10组样品水驱结束后残余油的微观分布形态进行归类，主要包括油膜、角隅状、斑状、簇状、孤岛状和连片状残余油（图8）。

3.2.1 残余油形成机理

对研究区延8储层真实砂岩微观驱油实验结果进行总结与分析，研究区残余油的形成机理主要包括以下5类。

非活塞式驱油形成的残余油 不同油藏其储层岩石润湿性不同，即使对于同一个油藏而言，储层岩石颗粒表面的物理性质也具有微观非均质性，表现为斑状润湿及混合润湿的特性^[24]。加之注入水在渗流过程中受到不平衡的驱动力及毛管压力，使得油藏开发过程中注入水以非活塞式驱替孔喉中的原油。非活塞式驱油通常会在岩石颗粒表面形成油膜，在孔隙中形成斑状残余油（图8a，8c）。

无渗流出口而形成的残余油 岩石颗粒沉积后，由于受到上覆地层压力、构造作用、压实压溶作用以及胶结作用的共同影响，使得局部储层岩石颗粒之间呈线接触甚至镶嵌接触，进而形成盲端状孔隙，孔喉非均质性增强。注入水在驱替原油过程中，盲端状孔隙属于“有进无出”型储集空间，使得孔隙中的原油很难被驱替剂驱替出来，形成角隅状及斑状残余油（图8b）。

卡断形成的残余油 水驱油过程中，当连续油滴在渗流过程中通过小孔喉或半径很小的颗粒时，由于驱动力与阻力不平衡，导致油滴被卡断，形成孤岛状残余油（图8f）。

绕流、水窜形成的残余油 研究区局部储层受钙质胶结影响，颗粒接触紧密，微观非均质性强，孔喉半径小，使得在水驱过程中，注入水极易沿着大孔道渗流，水窜现象明显，易形成簇状甚至连片状残余油，水驱效果差（图8e）。

驱动力小而形成的残余油 受沉积作用和成岩作用的共同控制，孔隙网络中有许多与注入水驱替方向呈某一角度甚至垂直的孔道，这些孔道两端流动压差较小甚至为0，很难使其中的原油被水驱出，从而形成斑状残余油（图8d）。即使孔道中的原油被水驱出，但与平行孔道相比，仍然滞留较多的残余油^[25]。另外，随着驱替半径增大，采出端附近孔喉中的注入水驱动力已很小，无法进一步驱替孔喉中的原油，形成簇状及连片状残余油（图8e）。

在实际油藏注水开发过程中，残余油形态和形成机理十分复杂，此处仅将最常见、最易理解的机理加以讨论。孔喉中某一类残余油的形成通常是由于多种机理形成，比如簇状残余油通常是由注入水绕流和驱动力小共同导致的。

3.2.2 残余油分布规律

通过分析研究区延8储层残余油的形态和形成机理，对10组真实砂岩微观驱油实验结束后残余油类型进行分类统计，总结残余油的分布规律，不同驱替类型水驱结束后各残余油类型占比不同（图9）。

研究区储层岩石类型虽以长石岩屑质石英砂岩为主，石英颗粒含量平均达67.4%，但岩石颗粒表面长时间与原油接触，原油中的活性物质吸附在颗粒表面，导致岩石表面转化为亲油。均匀驱替型属于大孔-粗喉型孔喉组合样式，孔喉半径大，水驱后易形成斑状残余油。受压实、压溶作用影响，颗粒间呈点、线接触，盲端状孔隙较发育，加之局部储层颗粒分选较差，导致孔喉半径减小，角隅状、簇状残余油富集。均匀驱替型水驱后残余油类型主要以油膜、角隅状和斑状为主，占比依次为33%，24%和19%（图3b—3d）。

网状驱替型储层岩石颗粒明显变小，压实作用和胶结作用增强，水驱过程中开始出现绕流现象，使得残余油类型以油膜、角隅状、斑状和簇状为主，占比依次为21%，26%，16%和23%。相比于均匀驱替型，油膜和斑状残余油占比减小，角隅状和簇状残余油占比增加（图4c，4d）。

网状-指状驱替型储层岩石颗粒之间钙质胶结发育，使得孔喉半径进一步减小，孔喉比增大，绕流现象更加明显。相比于网状驱替型，斑状残余油占比减小，连片状残余油占比开始增大。水驱后残余油以油膜、角隅状、簇状和连片状残余油为主，占比依次为20%，21%，23%和19%（图4g，4h）。

指状驱替型储层微观非均质性最强，由于钙质胶结以及压实作用的影响导致储层岩石颗粒之间紧密接触，喉道半径细小，水驱过程中注入水沿着相对高渗透带渗流，很难进入半径细小的孔喉中驱替原油，且驱替时间越长，水驱矛盾越突出。连片状和簇状残余油是最主要的残余油类型，占比依次为32%和22%，水驱效果差（图5c，5d）。

4 结论

在演武油田S1区块延8储层微观孔喉特征分析的基础上，充分利用真实砂岩微观可视化驱油实验，依据水驱过程中注入水的渗流特征和残余油的赋存规律，将研究区微观水驱类型划分为均匀驱替型、网状驱替型、网状-指状驱替型和指状驱替型4类。在此基础上，通过引入驱油效率变化率参数，实现对水驱类型的定量归类。网状驱替型不同阶段驱油效率差异小，而指状驱替型驱油效率变化最明显。不同驱替类型水驱结束后各残余油类型占比不同，其中均匀驱替型和网状驱替型水驱后残余油以油膜和角隅状为主，网状-指状驱替型则包括角隅状、簇状和油膜，而连片状和簇状是指状驱替型最主要的残余油类型。

参考文献