張曉輝，張 娟，袁京素，崔小麗，毛振華

（1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，西安 710018；3.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，西安 710065；4.陜西省油氣成藏地質(zhì)學(xué)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，西安 710065；5.中國石油長慶油田分公司第八采油廠，西安 710018）

0 引言

鄂爾多斯盆地南梁—華池地區(qū)長73小層發(fā)育10～20 m 厚的優(yōu)質(zhì)烴源巖［1-2］，成藏條件優(yōu)越，一直以來都是盆地石油勘探的重點(diǎn)目標(biāo)之一。2018 年，該區(qū)長81油藏提交控制地質(zhì)儲量3.03 億t，發(fā)現(xiàn)了又一個億噸級規(guī)模儲量大油田，但由于目的層沉積時河流水動力變化快、湖岸線擺動頻繁，沉積砂體單層厚度薄、寬度窄，儲層物性變化大、非均質(zhì)性強(qiáng)，嚴(yán)重制約了南梁—華池地區(qū)長81大油田的規(guī)模開發(fā)。微觀孔喉結(jié)構(gòu)特征決定儲層的物性，同時也是影響儲層滲流特征、油藏開發(fā)效益的重要因素［3-5］。近年來，眾多學(xué)者對南梁—華池地區(qū)長81儲層特征及微觀孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行了研究，發(fā)現(xiàn)該區(qū)儲層主要發(fā)育粒間孔、溶蝕孔為主的雙孔隙結(jié)構(gòu)，喉道分布呈明顯的雙峰狀［6］，在壓實(shí)和膠結(jié)作用下形成了復(fù)雜多樣的孔喉形態(tài)及組合特征，屬于非均質(zhì)性較強(qiáng)的致密儲層［7-8］。復(fù)雜的孔喉結(jié)構(gòu)導(dǎo)致其滲流特征的獨(dú)特性和復(fù)雜性，然而，目前針對南梁—華池地區(qū)長81儲層微觀孔喉結(jié)構(gòu)對滲流特征的影響研究較少。此外，在勘探開發(fā)過程中發(fā)現(xiàn)長81油藏油水關(guān)系復(fù)雜，局部相對高滲儲層試油出水［9］，這與該區(qū)復(fù)雜多樣的孔隙結(jié)構(gòu)相關(guān)。

利用掃描電鏡、恒速壓汞、核磁共振等表征技術(shù)及相對滲透率、水驅(qū)油等測試實(shí)驗(yàn)，對鄂爾多斯盆地南梁—華池地區(qū)長81致密儲層微觀孔喉及滲流特征進(jìn)行分析，并深入剖析微觀孔喉結(jié)構(gòu)對滲流規(guī)律的影響，探索該區(qū)油水關(guān)系復(fù)雜的原因，以期指導(dǎo)該地區(qū)油藏的勘探與開發(fā)。

1 地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地是我國第二大沉積盆地，面積約37 萬km2，盆地西南部為石油富集的主要區(qū)域，地質(zhì)構(gòu)造上屬于伊陜斜坡和天環(huán)坳陷。晚三疊世，盆地在總體沉降背景下形成了水域廣闊的鄂爾多斯湖，沉積了厚度逾1 000 m 的延長組［10］，自下而上可分為長10—長1 等共10 個油層組，其中長10—長7沉積期沉積湖盆不斷擴(kuò)張，在長7 沉積期湖盆達(dá)到鼎盛，湖盆面積達(dá)6.5 萬km2，古水深達(dá)36.25～129.08 m［11］，當(dāng)時頻繁的火山作用與湖底熱液活動以及繁盛的古生物，沉積形成了廣覆式分布的超富有機(jī)質(zhì)泥頁巖，成為盆地中生界最重要的烴源巖［12］，長6—長2 沉積期為湖盆萎縮階段，長1 沉積期為準(zhǔn)平原化階段［10］。

南梁—華池地區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西南部（圖1），長81沉積期屬于淺水三角洲前緣沉積末端，沉積砂巖顆粒較細(xì)，細(xì)砂體積分?jǐn)?shù)占74.50%，且水下分流河道分叉、改道頻繁，砂體橫向變化快、單砂體厚度較薄、非均質(zhì)性較強(qiáng)，但上覆緊鄰長7 湖盆中心，源、儲廣覆式接觸，構(gòu)成了較好的成藏組合。該區(qū)巖石類型以巖屑長石砂巖為主，長石巖屑砂巖次之，其中石英平均體積分?jǐn)?shù)為29.20%，長石平均體積分?jǐn)?shù)為30.30%，巖屑平均體積分?jǐn)?shù)為21.60%。填隙物平均體積分?jǐn)?shù)為13.41%，以綠泥石和鐵方解石為主，其中綠泥石體積分?jǐn)?shù)約為4.40%，多以薄膜狀、孔隙襯里狀沿顆粒表面垂直生長；鐵方解石體積分?jǐn)?shù)約為4.60%，多以斑狀形式充填孔隙或港灣狀交代碎屑顆粒。受沉積、成巖作用影響，儲層相對致密，孔隙度一般為4.70%～12.43%，平均為8.40%，滲透率為0.018～1.124 mD，平均為0.680 mD；局部主河道孔隙襯里狀薄膜厚度達(dá)10.00～25.00 μm，有利于粒間孔的保存，儲層物性相對較好，滲透率多大于1.000 mD，部分儲層滲透率甚至高達(dá)50.000 mD（圖2），儲層滲透率非均質(zhì)性強(qiáng)。

圖1 鄂爾多斯盆地南梁—華池地區(qū)構(gòu)造位置（a）及延長組地層劃分（b）Fig.1 Geographical location of Nanliang-Huachi area in Ordos Basin（a）and stratigraphic division of Yanchang Formation（b）

圖2 鄂爾多斯盆地南梁—華池地區(qū)長81儲層滲透率-孔隙度關(guān)系圖Fig.2 Relationship between permeability and porosity of Chang 81reservoir in Nanliang-Huachi area，Ordos Basin

2 實(shí)驗(yàn)樣品及條件

鄂爾多斯盆地南梁—華池地區(qū)長81油藏已有218 口取心井砂巖樣品的695 個鑄體薄片和掃描電鏡圖像，本次研究選取孔隙度為6.30%～11.90%、滲透率為0.063～9.160 mD，包含工業(yè)油流井和試油出水井在內(nèi)的，可代表研究區(qū)的儲層特征及生產(chǎn)特征的24 塊樣品進(jìn)行恒速壓汞、核磁共振測井、油水相對滲透率測試，開展微觀孔喉結(jié)構(gòu)及滲流特征研究，其中油水相對滲透率測試樣品為鉆完井后采取的新鮮樣品，恒速壓汞、核磁共振測試樣品是針對油水相對滲透率測試樣品對應(yīng)的油井井深后期補(bǔ)采的樣品，其平面分布參見圖1，具體樣品尺寸及物性參數(shù)如表1 所列。

油水相對滲透率測試實(shí)驗(yàn)采用HBXS-2 相對滲透率儀，根據(jù)SY/T5345—2007 標(biāo)準(zhǔn)，利用非穩(wěn)態(tài)法進(jìn)行測試。恒速壓汞實(shí)驗(yàn)采用Coretest ASPE730 恒速壓汞實(shí)驗(yàn)裝置來完成，最大進(jìn)汞壓力6.2 MPa，實(shí)驗(yàn)溫度為恒溫23 ℃，進(jìn)汞速度為0.000 05 mL/min，整個過程以準(zhǔn)靜態(tài)速度進(jìn)汞。核磁共振測試采用MicroMR12-025 H 核磁共振分析儀，共振頻率為11.793 MHz，磁體強(qiáng)度為0.3 T，線圈直徑為25 mm，磁體溫度為35±0.01 ℃，離心采用CSC-12 型高速離心機(jī)。

表1 鄂爾多斯盆地南梁—華池地區(qū)長81儲層樣品參數(shù)及測試內(nèi)容Table 1 Sample parameters and test contents of Chang 81reservoir in Nanliang-Huachi area，Ordos Basin

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及討論

3.1 孔喉類型及產(chǎn)狀

對鄂爾多斯盆地南梁—華池地區(qū)長81致密儲層218口取心井砂巖樣品的695 個鑄體薄片和掃描電鏡圖像分析表明，長81儲層發(fā)育粒間孔［圖3（a）—（d）］、粒間溶孔［圖3（e）—（g）］、粒內(nèi)溶孔［圖3（h）］、晶間孔［圖3（h）］、微裂縫［圖3（i）］等5 種孔隙類型，其中粒間孔平均為1.76%，占總面孔率的65.40%，長石溶孔平均為0.72%，占總面孔率的26.80%，粒內(nèi)溶孔、晶間孔、微裂縫相對較少。粒間孔主要為殘余粒間孔，是經(jīng)儲層壓實(shí)、膠結(jié)作用后未被充填的原始孔隙［13］，孔隙相對規(guī)則，多呈三角形、長方形或多邊形，孔徑多為40.00～150.00 μm，部分孔徑可達(dá)200.00～300.00 μm，喉道形態(tài)復(fù)雜多樣，主要有片狀、彎片狀、縮頸狀、管束狀和點(diǎn)狀，喉道半徑從納米級到幾十微米不等，總的來說大孔隙喉道半徑大，孔喉比相對較??；溶蝕孔主要為長石沿解理面溶蝕形成的改造擴(kuò)大孔隙，多呈條帶狀或彎曲狀，孔徑相對較小，一般在20.00～50.00 μm，僅有極少數(shù)孔徑大于100.00 μm，喉道多呈彎片狀或管束狀，喉道半徑多為幾百納米到幾微米。

圖3 鄂爾多斯盆地南梁—華池地區(qū)長81 儲層微觀孔隙特征（a）B253 井，長81，2 229.90 m，三角形粒間孔與片狀喉道；（b）B241 井，長81，2 222.46 m，多邊形粒間孔及縮頸狀喉道；（c）S140 井，長81，2 272.65 m，多邊形粒間孔及彎片、點(diǎn)狀喉道；（d）B456 井，長81，2 134.80 m，多邊形粒間孔；（e）B441 井，長81，2 263.50 m，條帶狀長石溶孔；（f）W105 井，長81，2 069.78 m，片狀長石溶孔；（g）Y297 井，長81，2 295.05 m，片狀長石溶孔；（h）B429 井，長81，2 285.01 m，粒內(nèi)溶孔及晶間孔；（i）L364 井，長81，2 105.06 m，彎曲變形的水平狀微裂縫Fig.3 Micro pore characteristics of Chang 81reservoir in Nanliang-Huachi area，Ordos Basin

3.2 孔喉尺寸及特征

近年來，隨著致密油氣勘探開發(fā)的興起，儲層孔喉結(jié)構(gòu)表征方法得到了很大的發(fā)展，目前已形成了高壓壓汞、恒速壓汞、核磁共振、N2吸附和CT 掃描等孔喉結(jié)構(gòu)評價方法［14-15］。其中恒速壓汞以恒定、較低的速度向巖石中注汞，可以根據(jù)壓力漲落識別樣品中孔隙和喉道的體積及數(shù)量，其可識別半徑大于0.12 μm 的孔隙［16］；核磁共振是通過樣品飽和流體中H+的信息間接判斷孔喉結(jié)構(gòu)，其識別的孔隙包括飽和水占據(jù)的連通孔隙和束縛水占據(jù)的不連通孔隙，可表征致密儲層全孔徑分布，通常核磁孔隙度與氦氣孔隙度相近［16］。本文主要利用恒速壓汞和核磁共振定量地表征南梁—華池地區(qū)長81致密儲層微觀孔喉結(jié)構(gòu)及孔徑分布特征。

3.2.1 恒速壓汞

通過對研究區(qū)14 口井的18 塊樣品進(jìn)行測試表明，長81儲層喉道平均半徑為0.40～3.10 μm，不同滲透率樣品的喉道半徑分布不同，滲透率高的樣品喉道半徑分布廣，大喉道數(shù)量多，半徑可達(dá)到10.00 μm，而透率低的樣品喉道半徑分布范圍窄，主要為小喉道，喉道半徑在2.00 μm 以下［圖4（a）］；不同滲透率樣品其孔隙半徑分布基本一致，孔隙平均半徑為130.00～170.00 μm［圖4（b）］，由此可知，喉道大小對儲層滲透率具有重要的影響。

圖4 鄂爾多斯盆地南梁—華池地區(qū)長81儲層不同滲透率樣品的孔喉半徑分布Fig.4 Pore-throat radius distribution of samples with different permeability of Chang 81reservoir in Nanliang-Huachi area，Ordos Basin

低滲透率儲層進(jìn)汞曲線一般可以分為3 個階段［17］，其中Ⅰ階段為進(jìn)汞初期，汞優(yōu)先進(jìn)入毛管阻力較小的相對大孔喉，總進(jìn)汞曲線的變化與孔隙毛管壓力曲線基本一致，并迅速充滿孔隙空間，此時喉道對進(jìn)汞量的影響并不十分明顯；Ⅱ階段為進(jìn)汞中期，隨著進(jìn)汞壓力的逐漸增大，汞開始進(jìn)入喉道小、連通性差的孔隙，此時喉道對進(jìn)汞量的影響就表現(xiàn)得顯著，孔隙進(jìn)汞曲線與總進(jìn)汞曲線逐漸分開；Ⅲ階段為進(jìn)汞后期，還未被汞充填的孔隙極小、且多為不連通的孤立微孔，汞主要進(jìn)入少量的微喉道，總體毛管壓力曲線主要取決于喉道毛管壓力曲線的變化趨勢。

如圖5 所示，滲透率越大，樣品的進(jìn)汞飽和度曲線越陡，毛管壓力上升越快，這表明相對高滲儲層的微觀非均質(zhì)性較強(qiáng)，而相對低滲儲層的微觀非均質(zhì)性較弱；隨著滲透率的增大，排驅(qū)壓力降低，進(jìn)汞曲線Ⅰ階段持續(xù)時間減少，Ⅱ階段持續(xù)時間增加，喉道的總進(jìn)汞量增加，甚至與孔隙進(jìn)汞曲線重合；Ⅲ階段喉道對總進(jìn)汞量的貢獻(xiàn)率相對較大，表明儲層滲透率越大，連通大孔喉的喉道半徑越大、孔喉半徑比越小、且大孔喉配位數(shù)較高，喉道體積所占總孔隙體積比例越大，也進(jìn)一步說明儲層小孔喉連通性較差，大孔喉連通性較好，儲層滲透率主要取決于少量連通的大孔喉。

圖5 鄂爾多斯盆地南梁—華池地區(qū)長81儲層不同滲透率樣品的恒速壓汞曲線Fig.5 Constant velocity mercury injection curves of samples with different permeability of Chang 81reservoir in Nanliang-Huachi area，Ordos Basin

3.2.2 核磁共振

核磁共振是根據(jù)橫向弛豫時間T2譜分布特征定量評價孔喉分布特征。對于孔隙中的流體，有3種不同的弛豫機(jī)制：①自由弛豫；②表面弛豫；③擴(kuò)散弛豫。T2可表示為：

式中：T2為通過CPMG 序列采集的孔隙流體的橫向弛豫時間，s；T2自由為在足夠大的容器中（大到容器影響可忽略不計）孔隙流體的橫向弛豫時間，s；T2表面為表面弛豫引起的橫向弛豫時間，s；T2擴(kuò)散為磁場梯度下由擴(kuò)散引起的孔隙流體的橫向弛豫時間，s。

當(dāng)采用短TE 且孔隙只含水時，表面弛豫起主要作用，即T2直接與孔隙尺寸成正比［18］：

式中：S為孔隙表面積，μm2；V為孔隙體積，μm3；r為孔隙半徑，μm；FS為孔隙形狀因子，管狀取2，球狀取3；ρ2為橫向弛豫率，μm/s。

聯(lián)立研究區(qū)高壓壓汞和核磁共振測試，使用同一頻率坐標(biāo)將進(jìn)汞飽和度累計曲線和T2累計曲線進(jìn)行擬合［圖6（a）］，即得到研究區(qū)ρ2一般為2～5μm/s。

對孔隙度為6.00%～12.00%的10 塊樣品進(jìn)行了核磁共振測試。根據(jù)式（2）轉(zhuǎn)換得到不同孔隙度樣品的孔徑分布特征，如圖6（b）所示，研究區(qū)孔隙半徑主要為0.01～10.00μm；孔隙度小于8.00%的樣品孔徑分布多呈單峰狀、峰值區(qū)間較窄，而孔隙度大于8.00%的樣品孔徑分布多呈雙峰狀、峰值區(qū)間較寬，說明孔隙度越大，孔隙數(shù)量越多、孔隙半徑分布越廣、微觀非均質(zhì)性越強(qiáng)。

圖6 鄂爾多斯盆地南梁—華池地區(qū)長81儲層不同物性樣品核磁共振測試結(jié)果Fig.6 Nuclear magnetic resonance test results of samples with different physical properties of Chang 81reservoir in Nanliang Huachi area，Ordos Basin

3.3 微觀孔喉結(jié)構(gòu)對滲流的影響

3.3.1 孔喉結(jié)構(gòu)決定滲透率

喉道大小對儲層滲透率具有重要的影響，通過計算不同喉道半徑對滲透率的貢獻(xiàn)率［圖7（a）］可知，每塊樣品中少量大喉道對應(yīng)滲透率貢獻(xiàn)率峰值，且隨著滲透率增大，滲透率貢獻(xiàn)率峰值對應(yīng)的喉道半徑相對較大，滲透率為0.300～1.000 mD 的樣品的滲透率貢獻(xiàn)率峰值對應(yīng)的喉道半徑分別為4.00 μm和5.00 μm，滲透率貢獻(xiàn)率峰值分別為26%和30%，滲透率大于1.000 mD 的樣品的滲透率貢獻(xiàn)率峰值對應(yīng)的喉道半徑為9.00 μm，滲透率貢獻(xiàn)率峰值高達(dá)51%。

通過不同滲透率樣品的滲透率累計貢獻(xiàn)率曲線［圖7（b）］可知，大于1.000 mD 的樣品，滲透率貢獻(xiàn)率主要依靠半徑為6.00～12.00 μm 的大孔喉，其滲透率貢獻(xiàn)率高達(dá)78%；而小于1.000 mD 的其他樣品，滲透率貢獻(xiàn)率峰值雖然對應(yīng)相對較大的喉道，但是峰寬較窄，相對大喉道的累計滲透率貢獻(xiàn)率相對較低，僅為35%左右，而喉道半徑集中分布區(qū)間累計滲透率貢獻(xiàn)率可達(dá)55%～65%。例如，滲透率為0.760 mD 的樣品滲透率貢獻(xiàn)峰值為30%，對應(yīng)的喉道半徑為3.50 μm，半徑大于3.00 μm 的喉道的滲透率累計貢獻(xiàn)率為37%，喉道半徑分布曲線的峰寬為0.50～3.00 μm，其峰寬范圍內(nèi)喉道的滲透率累計貢獻(xiàn)率達(dá)61%。

圖7 鄂爾多斯盆地南梁—華池地區(qū)長81儲層滲透率與孔喉特征參數(shù)的關(guān)系曲線Fig.7 Relationship between permeability and pore characteristic parameters of Chang 81reservoir in Nanliang-Huachi area，Ordos Basin

從以上分析可知，在小于1.000 mD 的相對低滲儲層中，喉道半徑集中分布區(qū)間的喉道是決定滲透率的主要因素，而在大于1.000 mD 的相對高滲儲層中，少量的大喉道是影響滲透率的主要因素，但是喉道半徑并不是影響儲層滲透率的唯一因素，而是由微觀孔喉形態(tài)、組合類型以及連通特征等綜合影響的。從滲透率與平均喉道半徑的關(guān)系曲線［圖7（c）］可知，平均喉道半徑與滲透率呈正相關(guān)關(guān)系，且滲透率越大相關(guān)性越差。這主要是由于滲透率相對較低的儲層，其微觀孔喉非均質(zhì)性較弱，連通孔喉迂曲度差異較小，一般為15～20，滲透率主要由平均喉道半徑大小決定，而滲透率相對較大的儲層，其滲透率主要是由少量連通的大孔喉決定的，雖然連通的大孔喉迂曲度較小，但其微觀非均質(zhì)性較強(qiáng)、迂曲度差異較大。通過統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，平均喉道半徑與迂曲度的比值和滲透率有非常好的擬合關(guān)系，如圖7（d）所示，這說明平均喉道半徑和迂曲度對儲層滲透率大小起決定作用。

3.3.2 孔喉結(jié)構(gòu)對可動性流體的影響

巖石孔隙中流體可根據(jù)賦存狀態(tài)分為可動流體和束縛流體，通常由于毛管阻力和黏滯力［19］，可動流體主要賦存于大孔隙中，束縛流體主要賦存于喉道、微小孔隙及不連通的死孔隙中，同時由于巖石顆粒表面負(fù)電荷對水分子的吸附作用，在大孔隙顆粒表面存在一定厚度的水膜，且孔隙半徑越小，巖石孔隙表面對水分子束縛作用越強(qiáng)、束縛水飽和度越高、束縛水膜厚度越大［20］。因此，巖石孔隙中流體的賦存狀態(tài)與孔喉大小、連通性及組合類型有重要的關(guān)系。

在對10 塊飽和模擬地層水的巖心進(jìn)行核磁共振T2測量后，再對每塊巖樣先后在42 psi（0.29 MPa），208 psi（1.43 MPa），417 psi（2.88 MPa），900 psi（6.21 MPa）離心力下進(jìn)行高速離心，將每次離心后的巖樣進(jìn)行核磁共振T2測量，獲取不同狀態(tài)下致密油儲層可動流體參數(shù)。根據(jù)測試結(jié)果可知，研究區(qū)可動流體飽和度為40%～76%，平均值為55%，可動流體飽和度相對較高。

圖8（a）—（d）是通過式（2）將T2轉(zhuǎn)換成孔隙半徑后得到的不同離心力高速離心后孔隙流體分布曲線圖。從圖8 可知，隨著離心力的增大，更多小孔隙中的流體被驅(qū)離出來，但當(dāng)離心力大于208 psi時，可動流體飽和度增加較少。根據(jù)文獻(xiàn)［21］報道，根據(jù)Washburn 等式，208 psi 離心力對應(yīng)0.10 μm喉道半徑。從圖8 中不同離心力的核磁共振曲線也可以看出，可動流體主要分布在大于0.10 μm 孔隙中，即可認(rèn)為可動流體飽和度主要由喉道半徑大于0.10 μm 的孔喉數(shù)量與體積決定。

圖8 鄂爾多斯盆地南梁—華池地區(qū)長81儲層孔隙結(jié)構(gòu)與可動流體飽和度的關(guān)系曲線Fig.8 Relationship between pore structure and movable fluid saturation of Chang 81reservoir in Nanliang-Huachi area，Ordos Basin

如圖8（e）所示，不同離心力下的可動流體飽和度與樣品平均喉道半徑呈較好的正相關(guān)關(guān)系，特別是42 psi 離心力作用下可動流體飽和度與平均喉道半徑的相關(guān)性最強(qiáng)，由此可見，連通孔喉的喉道大小是影響可動流體賦存特征的關(guān)鍵因素，有效喉道半徑越大對可動流體的束縛力越弱，流體在孔隙中的可流動能力越強(qiáng)。除喉道半徑以外，連通孔喉比也是影響可動流體飽和度的重要參數(shù)。當(dāng)離心力較小時，大孔隙中有大量的流體未被離出，這主要由2 部分組成：一是孔喉半徑比較大、喉道半徑較小，離心力無法克服毛管阻力而被束縛的流體；二是孔隙表面的束縛水膜［20］。當(dāng)離心力由42 psi 增加至208 psi 時，大孔隙中大部分流體被離心出來，說明大孔隙中受微小喉道束縛的流體比例相對較高。如圖8（f）所示，平均孔喉半徑比與可動流體飽和度呈較好的負(fù)相關(guān)關(guān)系，說明孔喉組合關(guān)系也是影響可動流體飽和度的重要因素。

另外，有學(xué)者認(rèn)為微觀非均質(zhì)性對可動流體飽和度影響較大，認(rèn)為分選系數(shù)反映儲層大孔喉所占的比例，即分選系數(shù)越大，大孔喉越多，可動流體飽和度越大［22］?？紫栋霃椒植记€呈雙峰特征，微觀非均質(zhì)性較強(qiáng)，但大量的微小孔隙中的流體不能流動，可動流體飽和度并不高［圖8（c），（d）］。柳娜等［23］也指出，微觀非均質(zhì)性對可動流體飽和度的影響沒有特定性，微觀非均質(zhì)性對可動流體飽和度的影響主要還是因?yàn)楹淼来笮　⒖缀斫M合類型的差異所造成的。

3.3.3 孔喉結(jié)構(gòu)與驅(qū)油效率的關(guān)系

南梁—華池地區(qū)長81油藏油水關(guān)系復(fù)雜的主要原因之一是該地區(qū)具有復(fù)雜多樣的油水滲流特征，進(jìn)而影響了石油充注、富集及后期開發(fā)效果。根據(jù)油水相對滲透率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，可將研究區(qū)油水相對滲流特征分為3 類（圖9）。其中Ⅰ類相滲物性差、驅(qū)油效率低；Ⅱ類相滲喉道半徑大于0.50 μm，兩相共滲范圍較寬，無水期驅(qū)油效率和最終驅(qū)油效率較高；Ⅲ類相滲喉道半徑多大于1.50 μm，含水上升較快，無水期驅(qū)油效率較短，但最終驅(qū)油效率較高。

圖9 鄂爾多斯盆地南梁—華池地區(qū)長81儲層油水滲流特征類型及相應(yīng)含水上升特征曲線Fig.9 Oil-water seepage characteristic types and corresponding water cut rising characteristic curves of Chang 81reservoir in Nanliang-Huachi area，Ordos Basin

第Ⅰ類束縛水飽和度為35%～40%，油相相對滲透率隨含水飽和度的增大呈直線下降，水相相對滲透率上升緩慢，無水期驅(qū)油效率為10%～15%，油水兩相共滲范圍多小于20%，最終水驅(qū)油效率較低，約為20%，交點(diǎn)含水飽和度略大于50%，交點(diǎn)處相對滲透率一般小于0.05，儲層潤濕性呈強(qiáng)親水或親水［24］。這類儲層由于物性差，平均喉道半徑一般小于0.50 μm，且半徑小于0.10 μm的小孔喉相對發(fā)育，導(dǎo)致束縛水飽和度較高、原始含油飽和度較低。對于親水儲層，在水驅(qū)油的過程中，水相多優(yōu)先沿孔隙壁突進(jìn)驅(qū)油，隨著含水飽和度的升高，孔喉顆粒表面水膜厚度越大［20］，且孔喉半徑越小，水膜厚度與孔喉半徑之比越大，水膜厚度對油相滲流速度影響越大，因此此類儲層殘余油飽和度較高，最終水驅(qū)油效率較低。

第Ⅱ類束縛水飽和度為20%～30%，油相相對滲透率隨含水飽和度的增大而緩慢下降，水相相對滲透率上升先緩后快，無水期驅(qū)油效率為20%～25%，油水兩相共滲范圍約為40%，最終水驅(qū)油效率可達(dá)45%，交點(diǎn)含水飽和度為55%～60%，交點(diǎn)處相對滲透率為0.05～0.15，儲層潤濕性呈親水或弱親水。這類儲層物性相對較好，平均喉道半徑為0.50～1.00 μm，束縛水飽和度相對較低，由于儲層親水性減弱，孔喉半徑較大，孔隙中水相的存在多油相滲流影響相對較小，水驅(qū)油效率相對較高，此類儲層為該區(qū)主要的石油勘探開發(fā)目標(biāo)。

第Ⅲ類束縛水飽和度約為30%，油相相對滲透率隨含水飽和度的增大快速下降，水相相對滲透率快速上升，殘余油飽和度處水相相對滲透率大于1.00，甚至遠(yuǎn)大于束縛水飽和度處油相相對滲透率，無水期驅(qū)油效率一般小于5%，但油水兩相共滲范圍較寬，為35%～45%，最終水驅(qū)油效率為30%～35%，交點(diǎn)含水飽和度小于45%，交點(diǎn)處相對滲透率一般大于0.20。此類相滲特征似乎有悖常理，但的確是實(shí)際存在的，祝春生等［25］已注意到這種特殊的現(xiàn)象，并對其成因進(jìn)行了分析。這類儲層粒間孔發(fā)育、物性較好，平均喉道半徑多大于1.50 μm，儲層潤濕性多親油，因?yàn)榭紫兑r里狀綠泥石薄膜厚度為10.00～25.00 μm，且常吸附早期充注的低成熟油，使儲層潤濕性發(fā)生反轉(zhuǎn)［26-27］，在親油的儲層中，石油充注后以連續(xù)相賦存于大孔隙中，水相液滴狀分散在連續(xù)油相中，在油水滲流的過程中，當(dāng)流體通過狹小的喉道時，液滴狀的水相容易產(chǎn)生賈敏效應(yīng)堵塞喉道，進(jìn)而阻礙油相滲流，因此在油水兩相滲流初期，油相相對滲透率較低且下降較快，隨著含水飽和度的增大，水相為連續(xù)相，油相多以油膜狀吸附在孔隙表面，但由于孔喉半徑較大，油膜對水相滲流的阻礙較小，水相滲透率后期隨含水飽和度的增加快速上升。此類儲層油井生產(chǎn)多高含水，但由于孔喉半徑較大，殘余油飽和度相對較低，油水兩相共滲范圍較大，最終水驅(qū)油效率相對較高，中—高含水期為此類儲層重要的開發(fā)階段。

綜上所述，孔喉結(jié)構(gòu)對油水兩相滲流特征及水驅(qū)油效率具有重要的影響，如圖10（a）所示，平均喉道半徑與殘余油飽和度呈負(fù)相關(guān)關(guān)系，與油水兩相共滲范圍呈較好的正相關(guān)關(guān)系，當(dāng)平均喉道半徑小于1.50 μm 時，隨著平均喉道半徑的增大，油水兩相共滲范圍增長較快；當(dāng)平均喉道半徑大于1.50 μm時，其增長變慢。這主要是因?yàn)樗嘞鄬B透率較大，影響了水驅(qū)油效率。如圖10（b）所示，隨著平均喉道半徑的增大，水相最大相對滲透率不斷增大；當(dāng)平均喉道半徑小于1.50 μm 時，擬合關(guān)系較好，說明此階段主要受喉道半徑影響；當(dāng)平均喉道半徑大于1.50 μm 時，殘余油處的水相相對滲透率一般大于1.00，即大于束縛于水處油相相對滲透率，但與喉道半徑擬合關(guān)系較差，這說明此階段受包括喉道半徑在內(nèi)的多種因素影響。

圖10 鄂爾多斯盆地南梁—華池地區(qū)長81儲層油水滲流特征與平均喉道半徑的關(guān)系Fig.10 Characteristics of oil-water percolation and its relationship with pore throat structure of Chang 81reservoir in Nanliang-Huachi area，Ordos Basin

4 結(jié)論

（1）鄂爾多斯盆地南梁—華池地區(qū)長81儲層發(fā)育粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、晶間孔、微裂縫等5種孔隙類型，以粒間孔為主。粒間孔孔隙相對規(guī)則，多呈三角形、長方形或多邊形，孔徑主要為40.00～150.00 μm，喉道形態(tài)復(fù)雜多樣，主要有片狀、彎片狀、縮頸狀、管束狀和點(diǎn)狀，喉道半徑從納米級到幾十微米不等。

（2）不同物性樣品的孔喉結(jié)構(gòu)差異較大，滲透率大于1.000 mD 的儲層，連通孔喉半徑比、迂曲度較小，微觀非均質(zhì)性較強(qiáng)，滲透率主要由少數(shù)半徑大于6.00 μm 的連通大喉道決定；滲透率小于1.000 mD 的儲層，連通孔喉半徑比較大，滲透率主要由集中發(fā)育的0.50～3.00 μm 的小喉道決定。

（3）喉道半徑是影響可動流體飽和度和油水滲流特征的關(guān)鍵因素，喉道半徑大于0.10 μm 的孔喉數(shù)量與體積決定可動流體飽和度大?。黄骄淼腊霃叫∮?.50 μm 的儲層的水驅(qū)效率主要由喉道半徑?jīng)Q定，而平均喉道半徑大于1.50 μm 的儲層的水驅(qū)油效率受喉道半徑和儲層潤濕性綜合影響。

（4）鄂爾多斯盆地南梁—華池地區(qū)長81儲層喉道半徑為0.50～1.50 μm 的含油區(qū)帶，油水兩相共滲范圍較寬，無水采油期較長，最終水驅(qū)油效率較高，為重點(diǎn)勘探開發(fā)目標(biāo)區(qū)；喉道半徑大于1.50 μm的砂帶，儲層物性相對較高，水相相對滲透率上升較快，無水采油期較短，中—高含水期為該類儲層重要的開發(fā)階段。