低渗砂砾岩储层三元孔隙结构特征及其渗流机理与改善水驱对策

Enhanced Water-Drive Recovery Based on Microscopic Seepage Mechanism for Low Permeability Glutenite Reservoir with Ternary Pore-Throat Structure Characteristics of WS Field

摘要

针对低渗砂砾岩与砂岩储层产能测试结果差异大的问题，以北部湾盆地乌石凹陷流沙港组低渗砂砾岩储层为主要研究对象，通过设计室内岩心实验开展了微观孔隙结构、微观渗流能力、微观渗流特征和改善水驱提高采收率策略研究. 研究发现，乌石凹陷流沙港组低渗砂砾岩储层具有三元孔隙结构特征，大孔喉和微小孔喉更加发育，导致“高气测渗透率、低液测渗透率、低驱油效率”的渗流特征和“大孔喉富含注入水、中吼喉富含剩余油、微小孔喉富含原始束缚水”的剩余油微观分布特征，提高微观波及系数、增加中孔喉动用率是提高采收率的关键，建议采用注低价高矿化水转变润湿性和不稳定注水发挥渗吸作用的策略改善水驱效果、提高最终采收率.

关键词

低渗油藏 / 砂砾岩 / 孔隙结构 / 微观渗流机理 / 剩余油微观分布 / 低价高矿化水驱 / 不稳定注水 / 石油地质

Key words

low permeability reservoir / glutenite / complex pore structure / microscopic percolation mechanism / micro-distribution of residual oil / low valent and high salinity water flooding / unsteady water injection / petroleum geology

南海西部海域低渗原油探明地质储量占原油探明地质储量的30%，有效动用率仅34%. 低渗储量主要分布在北部湾盆地涠西南凹陷和乌石凹陷的流沙港组地层，以乌石17油田流砂港组三段（以下简称流三段）、乌石16油田流砂港组二段（以下简称流二段）和涠洲7油田流三段为典型代表. 开发及生产实践表明，尽管同为低渗砂岩油藏，但由于粒度组成、黏土矿物类型及分布、胶结作用及胶结物含量不同等，不同区域的低渗储层表现出不同的孔隙结构特征和渗流特征（袁晓蔷等，2019；刘哲宇等，2020；赵楠等，2020a）. 其中又以乌石17油田流三段的砂砾岩储层最为特殊，其压汞的分形特征曲线不符合直线特征（赵楠等，2020a），孔渗相关性差（张冲，2019），测井曲线表现为低阻特征（张恒荣等，2018；杨毅等，2019），饱和度模型不符合阿尔奇公式（张恒荣等，2018），同样气测渗透率条件下探井测试得到的比采油指数以及有效渗透率与测井渗透率的比值也更低. 前人对乌石17油田流三段储层的研究主要集中在物性主控因素及分布规律（曾小明等，2016a，2017；彭志春等，2017；袁晓蔷等，2017；姚光庆和姜平，2021）、微观孔隙结构特征（彭小东等，2020；赵楠等，2020b）、测井渗透率解释（张冲，2019）、低阻成因（张恒荣等，2018；杨毅等，2019）、测井含水饱和度解释（张恒荣等，2018）、水敏评价（雷昊等，2017；王磊等，2019）、注水/注气驱替效果评价（孙雷等，2017；赵楠等，2020a）等方面，未对低渗砂砾岩与砂岩储层微观孔隙结构、微观渗流能力、微观渗流特征和剩余油微观分布差异及原因开展深入分析. 本次研究以乌石17油田流三段低渗砂砾岩储层为研究对象，以乌石16油田流二段和涠洲7油田流三段低渗砂岩储层为对比对象，开展了低渗砂砾岩储层微观孔隙结构和微观渗流机理研究，最后提出了该类储层改善水驱、提高采收率的策略. 对推动乌石区亿吨级低渗油藏产能建设具有指导意义，对其他类似低渗砂砾油藏开发具有参考意义.

1 研究区概况

南海西部陆相低渗油藏主要分布在北部湾盆地的乌石凹陷和涠西南凹陷的流沙港组地层. 以乌石17油田流三段、乌石16油田流二段和涠洲7油田流三段为典型代表（图1，表1，图 2）. 乌石17油田位于北部湾盆地乌石凹陷东北侧，其流三段地层为近物源的扇三角洲沉积，油藏中部埋藏深度约2 500~2 800 m，岩石类型主要为岩屑砂岩，储层岩性复杂，从极细粒-砾岩均有分布，以砂砾岩为主，成份成熟度和结构成熟度低，泥质杂基和胶结物含量低，物性较差，为中孔中低渗储层，孔隙度分布范围7.2%~23.8%，平均15.9%，渗透率分布范围0.05~131.45 mD，平均17.68 mD. 乌石16油田位于乌石凹陷东部，其流二段地层以滨浅湖沉积为主，埋藏中深约2 500~3 100 m，岩石类型主要为长石石英砂岩和岩屑石英砂岩，岩性以中-细砂岩为主，成分成熟度和结构成熟度中等，泥质和胶结物含量较高，为中孔中低渗和低孔特低渗储层，孔隙度分布范围6.7%~21.4%，平均15.0%，渗透率分布范围0.05~52.04 mD，平均8.88 mD. 涠洲7油田位于涠西南凹陷南部斜坡，其流三段地层为浅水扇三角洲沉积，埋藏中深约2 500~3 000m，岩石类型主要为长石石英砂岩，次为石英砂岩，岩性以含砾中粗砂岩和细砂岩为主，成分成熟度中等-高，结构成熟度低，胶结物含量低，泥质含量较高，为特低孔特低渗储层，孔隙度分布范围3.6%~14.5%，平均9.2%，渗透率分布范围0.05~4.00 mD，平均0.85 mD.

乌石17油田流三段储层的粒度概率累积曲线以三段式为主，以滚动次总体含量为主，一般在50%左右，分选中等，粒度区间在-2~0 φ，跳跃次总体含量约10%，含量最少，粒度区间0~3 φ，悬浮次总体含量约40%，分选较差，粒度较细（图3a）. 乌石16油田流二段储层粒度概率累积曲线以两段式为主，该类曲线由高斜率的跳跃和悬浮次总体组成，粒度概率区间在1~8 φ之间，跳跃总体含量较少，斜率较高，大于60°，悬浮组分占优势，含量为10%~90%，与跳跃组分的交点约为2~3 φ（图3）. 涠洲7油田流三段储层粒度累计概率曲线以较平缓三段式为主，部分为两段式，含滚动、跳跃和悬移3种组分，分选中等-较差，粒度呈双峰分布，以粗组分为主，正偏度，峰度中等（图3c）.

2 微观孔隙结构特征

流三段储层具有“三低”的岩石学特征：成份成熟度低、结构成熟度低、泥质和胶结物含量低. 陆屑成熟度指数分布在1.7%~9.5%之间. 通过对岩心进行全岩定量分析（表2，表3）发现，乌石17油田流三段砂砾岩的石英含量为88.3%、粘土矿物含量为7.1%、钾长石含量为3.3%，乌石16油田流二段的石英含量为78.2%、粘土矿物含量为14.6%、斜长石含量为4.4%，涠洲7油田流三段砂岩的石英含量为73.3%、粘土矿物含量为15.2%、钾长石含量为7.4%，砂砾岩的石英含量高于砂岩，粘土矿物含量仅为砂岩的一半左右. 乌石17油田流三段砂砾岩的粘土矿物以伊利石和伊/蒙混层为主，分别占45.4%和37.5%，伊/蒙混层中蒙皂石层含量占20.9%；乌石16油田流二段砂岩的粘土矿物以高岭石为主，占46.2%；涠洲7油田流三段砂岩的粘土矿物以伊利石为主，占69.7%，伊/蒙混层含量仅12.1%，其中蒙皂石层含量仅占9.7%. 由乌石17油田流三段砂砾岩扫描电镜图4可知，伊利石一般以片状、丝缕状充填孔隙、胶结碎屑颗粒，伊蒙混层常呈片丝状、蜂窝状附着于颗粒表面（图4）.

乌石17油田流三段砂砾岩储层成岩作用表现为强压实、极弱胶结、强溶蚀. 乌石17油田流三段砂砾岩储层含有较多的长石和岩屑等不稳定组分，且处在中成岩A期，往外排出来大量的有机酸，加上流三段断裂发育可以通过断层沟通流二段成熟烃源岩排出的酸性流体，表现为强溶解特征（曾小明等，2016b）. 通过孔隙类型定量分析发现（图5），乌石17油田流三段砂砾岩储层次生孔隙占82.9%，以铸模孔为主，占50.3%，其次为长石粒内溶孔和屑粒内溶孔，分别占11.7%和10.6%. 乌石16油田流二段砂岩次生孔隙占60.9%，以铸模孔和长石粒内溶孔为主，分别占19.4%和19.2%，其次为高岭石微晶溶孔，占8.8%. 涠洲7油田流三段砂岩次生孔隙占64.0%，以长石粒内溶孔和粒间溶孔为主，分别占比27.7%和14.1%，其次为岩屑粒内溶孔，占11.8%. 砂砾岩储层的溶解作用比砂岩储层强，对孔隙和喉道有扩大作用. 长石的溶蚀是首先沿着晶面溶蚀，再沿着矿物解理面溶蚀，最后沿矿物边缘溶蚀，从而导致大量的次生微孔存在（图6）（陈思芮等，2019）. 此外，长石与有机酸的反应过程中会生成水铝矿及伊利石等新矿物并充填于孔隙之间，形成次生粘土微孔（陈思芮等，2019）.

孔隙结构是指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形态、大小、分布及其相互连通关系. 利用CT扫描和矿物扫描图像分析对孔隙结构进行可视化分析（张恒荣等，2020）. 由2.5 cm、4 mm直径柱塞岩样的多级CT 扫描切片图和Qemscan矿物扫描电镜图分析发现，砂砾岩岩心表现出大孔+微孔的复杂分布特征，伊利石等粘土矿物架桥于大孔隙导致粘土微孔大量发育，长石沿节理分布形成大量次生微孔（图7）；而砂岩岩心则表现出以大孔为主的特征，且以粒间孔为主，微孔隙发育较少.

利用高压压汞对孔隙结构特征进行了分析. 高压压汞实验的最高压力可达400 MPa，测定的孔喉直径分布范围为0.003 6 nm~950 μm. 从高压压汞实验结果可以看出，砂砾岩岩心的进汞曲线表现出明显的三平台特征（图8a），孔喉半径分布表现出三峰式的特征，3个峰值孔喉半径分别位于0.04 μm、1 μm和5 μm（图8b），而砂岩岩心的进汞曲线则表现为单平台特征（图8a），表现为经典的压汞曲线特征，孔喉半径则表现为以单峰为主的特征，峰值孔喉半径位于1.4 μm（图8b），说明砂砾岩的大孔喉和微小孔喉相比砂岩更加发育. 通过进汞分形特征曲线可以看出，砂砾岩岩心表现出三平台五段式折线特征，说明具有多重分形特征，砂岩岩心进汞分形特征曲线则表现为三段式特征，但主体部分主要为经典的一段式特征，对应的砂砾岩岩心部分则为三段式特征（图8c）.

砂砾岩岩石孔隙类型简化为3类（图9）：I类孔隙：光滑大孔，以粒间孔为主，粘土矿物含量少，连通性好，渗流能力强，是油的主要存储空间，孔隙中的水以水膜水为主；II类孔隙：大孔+微孔，存在较大孔隙，同时发育粘土矿物微孔和溶蚀微孔，岩石颗粒之间易于充填细小颗粒及泥质杂基，渗透性较差，粘土易吸附水，且被油分隔孤立；III类孔隙：以小孔隙为主，由大量微孔隙组成，粘土质点充填于粒间孔隙，使原始粒间孔隙变成许多被松散泥质质点分割的微细孔隙，渗透性最差，油少，以束缚水为主，水的连通性好，油滴被水所分隔孤立. 3种孔隙类型可以理解为岩心孔隙的3种组合方式，II类孔隙是I类孔隙和III类孔隙的一种组合. 乌石16油田及涠洲7油田低渗砂岩岩心以I类孔隙为主，表现一元孔隙结构特征. 乌石17油田低渗砂砾岩岩心同时存在3种孔隙类型，表现为三元孔隙结构特征，孔隙结构复杂，孔喉非均质性强，大孔隙和微孔隙更加发育.

3 微观单相渗流特征

3.1　气测渗透率

渗透率是多孔介质的一种性质，是允许流体通过能力的度量. 当通过的流体为气体时，测试所得的渗透率即为气测渗透率；当通过的流体为液体时，测试所得的渗透率即为液测渗透率. 气测渗透率实验所用气体为氮气，氮气与岩石不会发生反应. 水测渗透率实验所用水为标准盐水复配的地层水，并根据速敏实验确定合理驱替速度为0.05 mL/min，避免速敏现象干扰.

通过28个砂砾岩和55个砂岩岩心的气测渗透率和孔隙度关系图10可知，同样孔隙度条件下，砂砾岩岩心的气测渗透率整体明显大于砂岩；砂砾岩岩心的孔渗相关性差，回归系数仅0.37，砂岩的孔渗相关性好，回归系数达到0.79.

基于修正的Kozeny-Carman方程（李传亮，2007）（式1），利用恒速压汞实验结果对差异原因进行了分析.

k = \frac{\varphi R_{\mathrm{p}\mathrm{t}}^{\mathrm{2}}{r}_{\mathrm{p}}^{\mathrm{2}}}{\mathrm{2}\left(\mathrm{1}+R_{\mathrm{p}\mathrm{t}}^{\mathrm{4}}\right)\left(\mathrm{1}+R_{\mathrm{p}\mathrm{t}}^{\mathrm{2}}\right){\tau }^{\mathrm{2}}},（1）

其中：

R_{\mathrm{p}\mathrm{t}} = \frac{r_{\mathrm{p}}}{r_{\mathrm{t}}},（2）

式中：k为渗透率（μm²）； \varphi为孔隙度度（f）； r_{\mathrm{p}}为孔道半径（μm）； r_{\mathrm{t}}为喉道半径（μm）； R_{\mathrm{p}\mathrm{t}}为孔喉比（无因次）； \tau为迂曲度（无因次）.

由恒速压汞实验结果可知，孔隙度相近的情况下，砂砾岩岩心的孔道半径分布与砂岩岩心的基本相同（图11a），但砂砾岩岩心的喉道半径分布明显大于砂岩岩心（图11b），说明砂砾岩岩心的孔喉半径比明显小于砂岩岩心（图11c）. 且砂砾岩的主流喉道半径明显大于砂岩岩心（图11d），单位体积孔隙的喉道个数明显小于砂岩岩心（图11e），说明砂砾岩具有喉道粗、但喉道少的孔喉特征，砂岩具有喉道细、但喉道多的孔喉特征，即砂砾岩岩心的迂曲度小于砂岩岩心（图11f）. 原因是砂砾岩由于本身颗粒粒度粗、粒间孔喉大，再加上强溶解作用对孔隙和喉道的扩大作用，形成了大孔喉更加发育的孔隙结构特征，最终导致了砂砾岩气测渗透率更高.

3.2　水测渗透率

采用实际地层水矿化度配置标准盐水开展了水测渗透率实验，通过9个砂砾岩和22个砂岩岩心的水测渗透率与气测渗透率关系图12可知，同样气测渗透率条件下，砂砾岩岩心的水测渗透率要小于砂岩岩心，差值随气测渗透率的增加而增加.

由离心前后的岩心核磁共振实验（图13）可知，砂砾岩岩心离心前的核磁共振曲线以双峰为主，砂岩岩心离心前核磁共振曲线以单峰为主；离心后两类岩心的核磁共振曲线都以单峰为主，主要位于离心前核磁共振曲线左峰位置，说明离心后的束缚水主要赋存在小孔隙中. 砂砾岩岩心的可动流体饱和度为54.28%，计算得到T ₂截止值为11.57 ms，砂岩岩心的可动流体饱和度为64.73%，计算得到T ₂截止值为9.64 ms. 由此可知，砂砾岩岩心的小孔隙占比更高、可动流体饱和度更低、束缚水饱和度更高. 大量离心束缚水饱和度研究也可以证实该结论，由图14可知，同样气测渗透率条件下，砂砾岩岩心的可动流体饱和度整体上要明显小于砂岩岩心. 原因是砂砾岩发育大量以伊利石和伊/蒙混层为主的粘土微孔以及强溶蚀作用形成的次生微孔，导致砂砾岩岩心相比砂岩岩心束缚水饱和度更高、束缚水膜厚度更大（李福垲，1980；朱国华，1988；张恒荣等，2020）、参与水相流动的有效孔喉减少更多，进而导致了水测渗透率更低.

4 微观水驱油两相渗流特征

4.1　两相渗透率

通过非稳态油水相渗实验开展砂砾岩和砂岩岩心的两相渗流能力对比发现（图15），同样气测渗透率条件下，砂砾岩岩心束缚水饱和度条件下的油相渗透率和残余油饱和度条件下的水相渗透率均明显小于砂岩岩心.

通过3个区块探井产能测试结果对比可知，乌石17油田流三段砂砾岩储层的比采油指数低于同样气测渗透率条件下乌石16油田流二段和涠洲7油田流三段砂岩储层（图16a），试井渗透率与测井渗透率的比值也表现出同样的规律（图16b）.

M I_{\mathrm{w}\mathrm{o}} = \frac{S_{\mathrm{w}\mathrm{s}}-S_{\mathrm{o}\mathrm{s}}}{S_{\mathrm{w}\mathrm{s}}+S_{\mathrm{o}\mathrm{s}}}, （3）

通过相渗实验特征参数对比可知，砂砾岩岩心的束缚水饱和度分布在55%上下，砂岩岩心的束缚水饱和度分布在45%上下（图17a）；砂砾岩岩心的等渗点含水饱和度分布在65%上下，砂岩岩心的等渗点含水饱和度分布在55%上下（图17b）. 说明砂砾岩岩心的亲水性整体强于砂岩.

利用核磁共振法对岩心开展润湿性定量评价（杨正明等，2017），以混合润湿指数作为确定岩石润湿性的定量指标，公式为：

式中：MI _wo为混合润湿指数（无因次）；S _ws为核磁共振图谱亲水面积（m²）；S _os为核磁共振图谱亲油面积（m²）.

由核磁润湿性评价结果可知（图17c），砂砾岩岩心混合润湿指数介于0.50~0.79之间，平均0.70，表现为强亲水特征；砂岩岩心混合润湿指数介于0.16和0.83之间，表现为弱亲水-强亲水特征，平均值为0.52，代表亲水特征.

利用USBM驱替法（陈蓉等，2001）对砂砾岩岩心开展润湿性定量评价（图17d），根据实验结果计算的USBM指数 \mathrm{l} \mathrm{o} \mathrm{g} \frac{A_{\mathrm{1}}}{A_{\mathrm{2}}}=0.72，表现为强亲水特征. 其中：A ₁为油驱水所得的压力曲线的包络面积；A ₂为紧接着再用水驱油所得压力曲线的包络面积.

由于润湿性对碎屑岩岩心的油水两相渗流能力有明显的影响，亲水性越强，束缚水饱和度越高，束缚水层厚度越厚，两相渗流能力越低（蒋明煊，1995；陈涛平等，2009；王友启等，2017）. 砂砾岩岩心亲水矿物含量较砂岩高（表2，表3），且砂砾岩发育大量粘土微孔和次生微孔，导致砂砾岩岩心的亲水性整体强于砂岩，从而导致其两相渗流能力低于砂岩.

4.2　两相渗流特征对比

4.2.1　水驱油相渗特征

选取气测渗透率分别为3.35×10^-3 μm²和4.93×10^-3 μm²的砂砾岩岩心和砂岩岩心进行非稳态相渗实验结果对比发现，砂砾岩岩心的含水上升快于砂岩岩心，砂岩岩心的含水上升呈“厂”型，而砂砾岩岩心的含水上升近乎呈“直线”型，缺少高含水阶段的平台段和见水初期的缓慢上升段（图18a）；砂砾岩岩心驱油效率低于砂岩岩心，砂岩岩心的驱油效率在5PV内随着驱替倍数的增加而增加，而砂砾岩岩心的驱油效率在驱替1PV之后基本不随驱替倍数的增加而增加（图18b）. 说明增大驱替倍数对提高砂砾岩采收率效果不明显.

对多个岩心样品的相渗实验结果进行统计分析发现，驱油效率整体随渗透率的增加而增加，但砂砾岩岩心的驱油效率整体明显低于同样气测渗透率的砂岩（图18c）；整体上岩心的驱油效率与束缚水饱和度呈先增加后减小的趋势，当束缚水饱和度为40%时，驱油效率最高，当束缚水饱和度大于40%后，束缚水饱和度越高，驱油效率越低（图18d）.

砂砾岩相比常规孔隙结构砂岩，大孔喉和微小孔喉更加发育. 大孔喉发育导致主流喉道半径更大、注水突进更快，微观波及系数低；粘土微孔喉和次生微孔喉发育导致高束缚水饱和度、强亲水润湿性和严重贾敏效应，非优势孔喉的油难以被动用. 最终导致砂砾岩岩心驱油效率较砂岩岩心低.

4.2.2　水驱动用及剩余油分布特征

为了进一步分析驱油效率差异，开展了基于真实岩心的微观渗流可视化实验. 采用反射式显微放大方式对真实岩心薄片（1 cm×1 cm×0.3 cm）水驱油微观渗流特征进行连续观测. 岩心初始饱和未染色地层水，再饱和采用油溶红染色的透明油制成的模拟油，最后采用甲基蓝染色的地层水驱替模拟油. 水驱油实验驱替压力4 MPa，回压3 MPa，围压压力5 MPa，驱替速率0.08 mL/min.

砂岩标准岩心的孔隙度为20.3%、渗透率为44.62×10^-3 μm²，制作的岩心薄片实测渗透率为2.22×10^-3 μm²，砂砾岩标准岩心孔隙度为19.0%、渗透率为49.06×10^-3 μm²，制作的岩心薄片实测渗透率为0.03×10^-3 μm². 由图19可知：（1）模拟油进入砂岩岩心后，迅速在岩心薄片表面均匀蔓延，基本填充了整个岩心孔隙；模拟油进入砂砾岩岩心后，由于岩石的非均质性影响，只填充了整个岩心的连通孔隙，图像右下方区域未被填充； （2）染色地层水驱替模拟油完成时，砂岩岩心基本被水饱和，计算的残余油饱和度为5.72%，驱替效率为88.33%，剩余油主要为滞留在孔喉中非连续相的油滴残余油；砾岩岩心被水部分饱和，计算的残余油饱和度为61.08%，驱替效率为41.50%，剩余油由主要为滞留在孔喉中的呈连续相的柱状残余油.

4组12块岩心薄片驱替实验计算结果图20显示，砂砾岩岩心的残余油饱和度明显高于砂岩岩心，驱油效率明显低于砂岩岩心.

为了进一步定量分析水驱动用规律和剩余油分布差异，利用核磁共振技术（许长福等，2011）进行了研究. 定义T ₂≤10 ms为小孔、10 ms<T ₂≤100 ms为中孔、T ₂>100 ms为大孔. 由图21可知：（1）饱和水状态的T ₂分布反映岩心孔喉分布特征，砂砾岩岩心表现为双峰特征，砂岩岩心表现为单峰特征；（2）饱和油状态的T ₂分布反映束缚水状态下油在孔喉中分布特征，油主要分布在大-中孔喉中，束缚水主要分布在中-小孔喉中，砂砾岩岩心小孔喉以水为主，含油饱和度明显低于砂岩岩心；（3）水驱油状态的T ₂分布反映水驱后剩余油在孔喉中分布特征，砂砾岩岩心驱替出的油主要都是来自大孔喉，剩余油主要分布在大-中孔喉中，小孔喉中的油排出较少；而砂岩岩心驱替出的油主要都是来自大-中孔喉，剩余油主要分布在中孔喉中，小孔喉中的油排出相对较多. 复杂孔隙结构低渗砂砾岩的水驱剩余油微观分布特征可以总结为“大孔喉富含注入水、中孔喉富含剩余油、微小孔喉富含原始束缚水”.

4.3　高倍水驱特征

4.3.1　高倍水驱对驱油效率的影响

为了研究高倍水驱和高压注水对采收率的影响，开展了不同水驱倍数和不同注水压力下的岩心水驱油核磁共振实验. 实验发现，驱替10PV后继续增加驱替倍数至25PV或者驱替压力由6 MPa提高至10 MPa，岩心采出程度增加不明显（表4）. 这是因为在第一次驱替时，水已经形成了渗流优势通道，后面再增加驱替倍数或者注入压力，水几乎都是沿着优势通道突进，并没有波及到剩余油部分.

4.3.2　高倍水驱对孔隙结构影响

为了进一步分析高倍水驱对驱油效率的影响，对3个砂砾岩岩心和5个砂岩岩心开展了高倍（50PV左右）地层水驱替前后岩心孔隙结构变化实验. 通过驱替前后的核磁共振曲线图22可以看出，砂砾岩岩心高倍水驱后孔隙结构非均质性增加，大孔喉变大、小孔喉变小，可动流体饱和度减小，大孔和微孔所占比例增加，中孔所占比例减小，而砂岩岩心高倍水驱后孔隙结构整体变好，可动流体饱和度增加，大孔所占比例增加，中微孔所占比例减小.

通过扫描电镜照片图23可以看出：（1）砂砾岩高倍水驱前泥质分散状充填于颗粒间，高倍水驱后颗粒间充填的分散泥质由于冲刷作用明显减少，岩石颗粒变得光滑；高倍水驱前颗粒间多被伊/蒙混层、伊利石、自生石英等充填，高倍水驱后颗粒间充填的自生石英、伊利石、伊/蒙混层中可见脱落碎屑等；（2）砂岩高倍水驱前泥质比较光滑地充填于颗粒间，结构比较致密，高倍水驱后颗粒间充填的泥质由于冲刷作用变得分散，明显可见脱落的痕迹；高倍水驱前颗粒间被书页状高岭石充填，高倍水驱后高岭石变得混乱，粒间孔隙相互连通部分变得干净.

因此，高倍注水会进一步扩大低渗砂砾岩油藏渗流优势孔喉、堵塞非渗流优势孔喉，针对中高渗油藏普遍有效的强采强注以及提液增油等措施（纪淑红等，2012）对低渗砂砾岩油藏改善水驱效果不明显.

5 砂砾岩油藏改善水驱提高采收率策略

5.1　注低价高矿化水转变润湿性

大量实验和理论分析证明，弱亲水油藏的采收率最高（蒋明煊，1995；陈涛平等，2009；王友启等，2017）. 通过调整注入水的离子组成和矿化度，可以改变油藏岩石表面润湿性，地层水矿化度越高，亲水性就越弱（李海涛等，2017；林梅钦等，2018；Al-Saedi and Flori，2018）. 复杂孔隙结构低渗砂砾岩储层由于粘土微孔喉和次生微孔喉发育导致高束缚水饱和度和强亲水润湿性，进而导致低液测渗透率和低驱油效率. 因此，注入高矿化水可以使砂砾岩储层的润湿性由强亲水转变为弱亲水，从而改善水驱开发效果.

采用标准盐水配置不同矿化度的注入水，选取2块岩心分别开展注入水矿化度减小和增加两种类型的水驱油实验（王磊等，2019），得到不同矿化度条件下的相渗曲线和含水上升曲线. 由图24可知，当注入水矿化度由地层水降低到蒸馏水时，最高水相相对渗透率、无水采出程度和采收率逐渐降低；当注入水矿化度由地层水增加到3倍地层水时，最高水相相对渗透率和采收率逐渐增加，但3倍地层水矿化度和1倍地层水矿化度的无水采出程度小于2倍地层水矿化度，且3倍地层水矿化度和1倍地层水矿化度的含水上升曲线基本重合. 综合分析认为，2倍地层水矿化度水改善水驱油效果最好.

考虑到海上注水开发油田一般采用海水作为注入水水源，但海水中含有高浓度的硫酸根离子，容易与地层水反应生成难以处理的硫酸钡锶垢（宋吉锋等，2019）. 南海西部目前已经实现了纳滤海水注水开发的工业化应用（宋吉锋等，2019），因此，可在纳滤海水技术去除海水中硫酸根等二价离子的基础上定量添加KCl形成低价高矿化水，既避免结垢又能转变润湿性改善水驱油效果.

5.2　优化注水方式发挥渗吸作用

复杂孔隙结构砂砾岩储层具有近似双孔双渗介质的渗流特征，注入水沿着大孔喉快速突进、水窜严重，非优势孔喉的油难以动用、微观波及系数低. 形成“大孔喉富含注入水、中吼喉富含剩余油、微小孔喉富含原始束缚水”的剩余油分布特征. 且常规的高倍水驱方式增油效果差.

通过地层水渗吸实验可以发现，随着渗吸时间的增加，渗吸效率逐渐增加，渗吸3 d后，渗吸速度变缓，渗吸5 d后，渗吸效率达到总效率的80%且渗吸逐渐趋于平衡，渗吸30 d后，渗吸效率增长缓慢实验结束（图25a）；岩心的孔隙度或渗透率越大，最终渗吸效率越高（图25）；同样孔隙度条件下，砂砾岩岩心的平均渗吸效率要好于砂岩岩心（图25b）.

利用同一块岩心开展水驱油和闷井后水驱油的对比实验，闷井后的水驱油实验包括见水前闷井和见水后闷井两种，分别在注入0.14PV和0.19PV水后开始闷井，闷井时间为5 d. 由图26可知，闷井后含水上升变慢，驱油效率增加，见水前焖井提高驱油效率4.38%，见水后焖井提高驱油效率3.47%.

因此，可以采用“初期脉冲注水、中含水阶段周期注水、高含水阶段异步注采”的不稳定注水策略，充分利用渗吸作用动用中孔喉中的剩余油，改善水驱开发效果. 脉冲注水（苏彦春和朱志强，2019；房娜等，2020）通过不断调整注水量造成地层压力的不断波动，在补充地层能量的同时，减少因贾敏效应导致的卡断残余油，提高大孔喉的驱油效率，同时在一定程度上发挥渗吸作用动用中孔喉的剩余油，延长无水采油期. 周期注水（苏彦春和朱志强，2019；房娜等，2020）通过周期性开关注水井，抑制注入水在优势渗流通道中形成连续水相，减弱水窜，同时进一步促进渗吸作用，延缓中含水阶段含水上升. 异步注采（苏彦春和朱志强，2019；房娜等，2020）在注水井注水时关停采油井、采油井开采时停注注水井，在已经发生水窜、非优势孔喉剩余油难以动用的情况下，扩大水驱波及系数，扩大渗吸作用范围和时间，提高高含水阶段的采收率.

6 结论

（1）乌石区流三段低渗砂砾岩储层具有三元孔隙结构特征，与常规孔隙结构砂岩相比，砂砾岩的大孔喉和微小孔喉更加发育. 大孔喉发育导致主流喉道半径更大、气测渗透率更高、注水突进更快、驱油效率更低，粘土微孔喉和次生微孔喉发育导致束缚水饱和度更高、润湿性更亲水、液测渗透率和微观波及系数更低，最终导致乌石区流三段低渗砂砾岩储层具有“高气测渗透率、低液测渗透率、低驱油效率”特征.

（2）低渗砂砾岩水驱剩余油微观分布特征为“大孔喉富含注入水、中吼喉富含剩余油、微小孔喉富含原始束缚水”. 提高采收率的关键是增加中孔喉动用率提高微观波及系数. 高倍水驱或高压注水提高采收率效果不明显. 建议采用注低价高矿化水转变润湿性和不稳定注水充分发挥渗吸作用的策略改善水驱效果、提高最终采收率.

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基金资助

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”课题“南海西部海域低渗油藏勘探开发关键技术”(2016ZX05024-006)

中国海洋石油有限公司重大科技专项“南海西部油田上产2 000万方关键技术研究”(CNOOC-KJ135ZDXM38ZJ)