鄂爾多斯盆地白豹油田長81儲層水驅(qū)油特征及驅(qū)油效率影響因素

劉麗萍，白海濤，王西強，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[2]利用核磁共振實驗，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]分別進行溶解氣驅(qū)、空氣泡沫驅(qū)和CO2驅(qū)實驗，探討不同氣體在致密砂巖孔隙內(nèi)的流動規(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)油藏的油水運動規(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，儲層非均質(zhì)性強，含水上升較快，地下油水運動規(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、成巖作用及儲層評價等方面[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]認為物源方向不同和成巖演化差異，是白豹油田長8儲層孔隙結(jié)構(gòu)強非均質(zhì)性的主要原因；通過微觀實驗分析，屈怡倩[10]將白豹油田長8儲層孔隙結(jié)構(gòu)劃分4種類型，由Ⅰ類至Ⅳ類的儲層孔隙結(jié)構(gòu)和采收率依次變差。這些研究以儲層的靜態(tài)表征為主，而流體在儲層中的動態(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儲層具有強非均質(zhì)性特征，采用物性分析、壓汞實驗、核磁共振實驗，以及真實砂巖模型可視化滲流實驗，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)動態(tài)資料，分析影響儲層滲流及驅(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，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 儲層基本特征

根據(jù)鑄體薄片、掃描電鏡實驗分析，白豹油田長81儲層巖性以中—細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，平均體積分數(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儲層填隙物平均體積分數(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，按陸相碎屑巖儲層分類標(biāo)準(zhǔn)[13]，屬于低孔—超低滲致密儲層。

圖2 鄂爾多斯盆地白豹油田長81儲層巖性三角圖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儲層主力儲集空間(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))，為儲層提供部分儲滲空間；微裂縫多以成巖壓實破裂縫為主，具有溝通孔隙、補充喉道數(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層的儲滲性能。

圖3 鄂爾多斯盆地白豹油田長81儲層微觀特征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層內(nèi)的驅(qū)替方式及流動狀態(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]。壓汞實驗壓力可以達到220 MPa，表征最小孔徑為3.7 nm，可實現(xiàn)對孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)的定量表征[17]。核磁共振實驗可以研究飽和狀態(tài)和離心狀態(tài)下孔隙空間內(nèi)可動流體的分布情況，并獲得孔道內(nèi)的束縛水含量[18-22]。真實砂巖模型實驗的制作過程為將真實巖心洗油、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，并分別連接計量玻璃管，用于計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)用真實砂巖模型進行飽和水、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驗條件下模型出口產(chǎn)純水的階段，代表水驅(qū)過程結(jié)束。實驗過程中，利用高清顯微圖像采集設(shè)備，記錄不同滲流階段油水運動規(guī)律，反映油藏水驅(qū)開發(fā)過程中的實際流動狀態(tài)，是溝通靜態(tài)儲層特征與開發(fā)動態(tài)特征的橋梁[23]。

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

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

Ⅰ類儲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，壓汞進汞曲線呈陡斜式，排驅(qū)壓力高，孔喉半徑小，最大進汞飽和度低；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，評價和分析實驗條件下的驅(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層物性、微觀孔隙結(jié)構(gòu)、注水壓力和注水強度等[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)油實驗中的喉道半徑、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層中油相的流動；最終采油期驅(qū)油效率與喉道半徑呈多項式關(guān)系(見圖5(a))。當(dāng)喉道半徑≤0.8 μm時，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，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，還受控于儲集性能，當(dāng)喉道半徑>0.8 μm時，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)油實驗表明，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強非均質(zhì)性儲層，可采用體積壓裂、酸化等措施，有利于改善儲層孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性，促進指狀滲流路徑向網(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 儲層物性

儲層物性與儲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。將儲層品質(zhì)因子作為評價儲層品質(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)不能完全表征儲滲屬性[24]。儲層品質(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(見圖6(c))，尤其是儲層品質(zhì)因子與最終采油期驅(qū)油效率相關(guān)因數(shù)可達0.933 9，呈現(xiàn)一定規(guī)律性。當(dāng)儲層品質(zhì)因子≤0.25時，最終采油期驅(qū)油效率呈梯級上升趨勢；當(dāng)儲層品質(zhì)因子>0.25時，最終采油期驅(qū)油效率增幅變緩。儲層品質(zhì)因子是影響水驅(qū)油特征的主要因素之一。

3.1.3 可動流體飽和度

采用核磁共振實驗可以獲取可動流體飽和度參數(shù)[25-26]?？蓜恿黧w飽和度越高，可參與流動和采出的原油總量越高，殘余在儲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。

可動流體飽和度反映有效儲集空間與盲孔、無效孔隙的相對含量比，是度量儲層有效流動的重要指標(biāo)。可動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)可動流體飽和度≤50%時，驅(qū)油效率隨可動流體飽和度的增大而明顯增加；當(dāng)可動流體飽和度>50%時，驅(qū)油效率的增幅明顯變緩，表明在較低可動流體飽和度條件下，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儲層可動流體飽和度與驅(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 儲層開發(fā)因素分析

真實砂巖模型水驅(qū)油實驗中，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]。實驗過程以啟動時的驅(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通道，升高注水壓力不會明顯改善驅(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，3種滲流路徑對應(yīng)的驅(qū)油效率累計增量趨于平緩，驅(qū)替效果降低，表明驅(qū)替壓力增幅≤50%時，壓力可有效傳導(dǎo)和擴散，達到改善流體可流動性的目的，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)的油水運動規(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)的流體流動性增加，將孔道壁的殘余油剝離，并帶動較小孔道內(nèi)的原油參與流動，進而提高驅(qū)油效率。

圖9 鄂爾多斯盆地白豹油田長81儲層驅(qū)替壓力增幅、驅(qū)替速度對驅(qū)油效率累計增量的影響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，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，3種滲流路徑對應(yīng)的驅(qū)油效率累計增量明顯；當(dāng)驅(qū)替速度>0.012 mL/min時，加劇孔道內(nèi)的賈敏效應(yīng)，驅(qū)油效率累計增量趨于平緩。

3.3 驅(qū)油效率與生產(chǎn)動態(tài)關(guān)系

試油產(chǎn)油量可以評價和預(yù)測油井產(chǎn)能高低[27]。選取的真實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，評價驅(qū)油效率與生產(chǎn)動態(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，表明實驗結(jié)果與油藏生產(chǎn)特征具有一致性，實驗結(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儲層驅(qū)油效率與生產(chǎn)動態(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儲層可分為Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類，Ⅰ類儲層孔隙組合為長石溶孔—原生粒間孔型，Ⅱ類儲層孔隙組合為原生粒間孔—長石溶孔型，Ⅲ類儲層孔隙組合為晶間孔、微裂縫—長石溶孔型。3類儲層對應(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，儲層品質(zhì)因子、可動流體飽和度是評價、衡量驅(qū)油效率的重要儲滲參數(shù)。

(3)對不同水驅(qū)特征的儲層，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)重視儲層微觀特征的評價和開發(fā)政策的調(diào)整。