克拉玛依砾岩油藏储层分类特征及水驱油规律

吕建荣，谭锋奇，许长福，孙 楠，周元泽，付玮琪

(1.新疆油田分公司 勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000；2.中国科学院 计算地球动力学重点实验室，北京 100049；3.新疆油田分公司 工程技术研究院，新疆 克拉玛依 834000；4.塔尔萨大学 石油工程学院，美国 奥克拉荷马 74104 )



克拉玛依砾岩油藏储层分类特征及水驱油规律

吕建荣1，谭锋奇2，许长福1，孙 楠3，周元泽2，付玮琪4

(1.新疆油田分公司 勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000；2.中国科学院 计算地球动力学重点实验室，北京 100049；3.新疆油田分公司 工程技术研究院，新疆 克拉玛依 834000；4.塔尔萨大学 石油工程学院，美国 奥克拉荷马 74104 )

克拉玛依砾岩油藏目前处于高含水开发阶段，储层精细分类特征研究及不同油藏类型水驱油机理和影响因素分析成为油藏提高采收率的基础和关键.首先利用储层综合对比技术，从沉积物源、岩石学特征、物性特征、渗流特征及孔隙结构等方面分析三类油藏，明确导致不同类型砾岩油藏水驱油机理存在差异的根本原因；然后基于核磁共振岩心分析技术进行微观水驱油机理研究.实验结果表明：水驱过程中大孔隙中的原油采出程度最高，而渗吸过程中主要动用中小孔隙中的原油，水驱方式与渗吸作用的结合可有效提高砾岩油藏采收率.分析三类砾岩油藏储层物性、孔隙结构、微观非均质性、润湿性及原油黏度对水驱油效率的影响，其中物性及微观孔隙结构的不同导致微观水驱油机理的差异，而在宏观上储层的非均质性、润湿性和原油黏度又对注入水的渗流体系和驱替路径起决定作用.综合分析结果表明:Ⅰ类油藏水驱油效率最高，Ⅱ类的次之，Ⅲ类的最差.最后结合测井与生产动态资料，讨论水驱油特征对储层整体水淹规律的控制作用.当储层性质相似时，注水条件越强，水淹程度越高；当注水条件相似时，储层物性越好，水淹越强，另外，相同油藏类型物性较差的Ⅲ、Ⅳ类流动单元储层在非强水洗条件下，一般表现为弱水淹层，甚至为油层，成为剩余油富集的有利区.

砾岩油藏； 储层分类特征； 水驱油机理； 影响因素； 水淹规律； 克拉玛依油田

0 引言

克拉玛依油田位于准噶尔盆地西北缘，是典型的砾岩油藏集中发育区，经过50多年的注水开发，大部分油藏已进入高含水期，不同油藏类型的储层特征和水驱油规律研究成为目前油藏开发的难点，也是控水稳油和提高采收率的关键[1-3].对于砾岩油藏储层特征的研究，胡复唐等[4]根据物性和孔隙结构把砾岩油藏分为3类:Ⅰ类油藏,最好，中高渗透性；Ⅱ类油藏,分布最广，低渗透性；Ⅲ类油藏,渗透性较差，为层内严重非均质的拟双重介质型油藏.徐怀民等[5]在岩心储层研究及测井解释的基础上，动静结合将八区砾岩油藏划分为4类储层，其中Ⅰ类的最好，Ⅳ类的最差.王婷灏[6]等利用薄片观察和扫描电镜等技术分析六中区砾岩储层特征，认为粒内溶蚀孔和粒间溶蚀孔为主要油气储存类型，微裂缝、裂隙为主要运移通道.李映艳[7]和叶颖[8]等研究六区和八区砾岩储层，储集空间类型以剩余粒间孔、粒内溶孔为主，储层可以划分为4种类型，其中以Ⅱ类和Ⅲ类的储层为主.这些研究成果突出单一区块砾岩油藏的储层分类特征，针对整个砾岩油藏的研究比较少，并且基于油藏分类的水驱油机理研究鲜见报道.

对于砾岩油藏水驱油机理及影响因素的研究，高永利等[9]利用微观仿真地层模型将储层的孔隙结构照片用显影技术复制到透明材料上，然后进行水驱油实验，表明水的突进现象明显，细长喉道中油水以大量的段塞交替运移，驱油效率较低.唐洪明等[10]以七区砾岩油藏为例，开展不同非均质程度模型恒压水驱油实验，表明渗透率越高的岩心越先启动，含水率上升越快，无水采收率越低，驱油效率越高，层间渗透率级差越大，模型驱油效率越低.韦雅等[11]研究不同砾岩油藏的递减规律，而对于不同类型砾岩油藏的储层特征和水驱油规律缺乏整体性的分析.谭锋奇等研究提高砾岩油藏水淹层识别准确率，对于水驱油机理的探索较少[12-15].

基于沉积学理论，笔者利用储层综合对比技术研究砾岩油藏的分类特征，分析不同类型油藏的水驱油机理，阐明影响驱油效率的控制因素，明确微观水驱规律与宏观水淹特征之间的关系，为砾岩油藏高含水期开发提供指导.

1 储层分类特征

1.1 沉积物源

克拉玛依油田克下组油藏是中三叠系在准噶尔盆地西北缘，沿着与扎伊尔山垂直方向发育的一系列深切谷[16].扎伊尔山持续而稳定地为盆地提供大量的沉积物，且物源方向具有良好的继承性(见图1)[17].由图1可知：3个研究区块具有相同的沉积物源，其中，六区的离沉积物源最近，一区的次之，七区的最远，其沉积物的搬运需要经过一区和六区.由于克下组地层是在古生界下石炭统的古风化壳上接受的一套正旋回山麓洪积扇沉积，取心井资料分析表明3个区块克下组油藏岩性呈下粗上细的正韵律旋回特征，岩性主要包括粉细砂岩、砂岩、含砾粗砂岩、砂砾岩和砾岩等5种，各种岩性质量分数比较相似(见图2)，且主力含油岩性为含砾粗砂岩和砂砾岩[18].

图1 克拉玛依油田克下组油藏冲积扇沉积相示意Fig.1 Alluvial fan deposit of lower Karamay group in Karamay oilfield

1.2 岩石学特征

三类油藏砂砾岩储层岩石颗粒成分以石英、长石和岩屑为主，但各组分质量分数差别明显.Ⅰ类油藏砂砾岩石英质量分数最高，为30.6%～64.5%，平均为48.4%；长石质量分数为5.9%～40.6%，平均为22.1%；岩屑质量分数为13.9%～39.2%，平均为25.2%.Ⅱ类油藏砂砾岩石英质量分数为12.6%～49.9%，平均为33.5%；长石质量分数为17.9%～37.9%，平均为30.2%；岩屑质量分数为14.1%～60.2%，平均为29.3%.Ⅲ类油藏砂砾岩石英质量分数为5.8%～55.2%，平均为23.2%；长石质量分数为3.8%～47.6%，平均为33.4%；岩屑质量分数为34.9%～65.3%，平均为40.2%.三类油藏砂砾岩储层矿物质量分数表明，在成分成熟度方面，Ⅰ类的最高，Ⅱ类的次之，Ⅲ类的最差.在颗粒磨圆和分选方面，Ⅰ类油藏砂砾岩储层岩石颗粒分选因子为2.0～4.7，磨圆为半圆状—次棱角状，结构成熟度较高；Ⅱ类油藏分选因子为2.3～5.2，磨圆为半圆状—次棱角状，结构成熟度较低；Ⅲ类油藏分选因子为2.9～7.6，磨圆为次棱角状，结构成熟度最低.三类油藏沉积物源相同，由于沉积环境、水动力、搬运距离及后期成岩作用差异，导致储层岩石学特征差别明显.

图2 三类油藏岩性组分分布Fig.2 Lithologic component distribution of three types

1.3 物性和孔隙结构

1.3.1 储层物性

三类油藏砂砾岩储层物性分布特征表明，Ⅰ类油藏储层孔隙度为13.7%～22.1%，平均为16.9%；渗透率为(0.010～225.000)×10-3μm2，平均为117.600×10-3μm2，孔—渗分布相对集中，属于中低孔—中渗透型储层.Ⅱ类油藏储层孔隙度为11.2%～22.9%，平均为15.8%；渗透率为(0.005～331.900)×10-3μm2，平均为49.900×10-3μm2，其物性较Ⅰ类差，属于中低孔—中低渗型储层.Ⅲ类油藏储层孔隙度为13.0%～25.3%，平均为18.7%；渗透率为(0.020～1 025.600)×10-3μm2，平均为298.400×10-3μm2，其渗透性最好，属于中孔—中高渗透型储层.

图3 三类油藏砂砾岩孔隙类型百分数Fig.3 The pore type percentage figure of three type conglomerate reservoir

1.3.2 孔隙类型和孔隙结构

通常，砾岩油藏储层具有原生孔隙与次生孔隙并存的孔隙类型组合特点.分析研究区铸体薄片，三类油藏砂砾岩储层发育粒间孔、填隙物微孔(晶间孔)、粒间溶孔、粒内溶孔、微裂缝及砾缘缝等6种孔隙类型(见图3).其中，Ⅰ类油藏砂砾岩储层粒间孔最为发育，粒间溶孔和粒内溶孔依次发育，填隙物微孔相对较少，砾缘缝和微裂缝少见，该种孔隙类型组合导致储层渗透性较好(见图4(a))；Ⅱ类油藏砂砾岩储层以粒间孔和粒内溶孔为主，粒间溶孔次之，填隙物微孔和微裂缝较为常见，砾缘缝相对少见，该种孔隙类型组合导致储层渗透性较差(见图4(b))；Ⅲ类油藏砂砾岩储层以粒间溶孔为主，粒内溶孔次之，粒间孔较少，填隙物微孔和微裂缝较常见，砾缘缝少见，该种孔隙类型组合导致储层渗透性较好(见图4(c)).

三类油藏砂砾岩典型的压汞曲线(见图5)存在较大差别.Ⅰ类油藏排驱压力较高，曲线斜度较大，几乎无明显平台段(见图5(a))，偶见孔隙平台段的样品，其平台部分占进汞饱和度的10%以下，表明最大连通孔隙喉道集中程度低，进汞饱和度为75%～92%，反映储层微孔和小孔发育，微观非均质性较强；Ⅱ类油藏排驱压力与Ⅰ类的相似，但曲线斜度更大，完全无孔隙平台段(见图5(b))，表明最大连通孔隙喉道集中程度很低，进汞饱和度为56%～70%，反映储层微孔和小孔发育程度高，孔隙连通性很差，微观非均质性强；Ⅲ类油藏排驱压力较低，曲线斜度相对前2类较小，且有较明显的孔隙平台段，平台部分占进汞饱和度的10%～25%(见图5(c))，表明最大连通孔隙喉道集中程度高于前2类油藏，渗透性最好，进汞饱和度为60%～92%，说明储层微孔和小孔发育，由于排驱压力段明显倾斜，表明其孔喉分选性很差.因此，该类储层渗透性能好，但微观非均质性是三类油藏里面最强的.

图4 三类油藏砂砾岩典型铸体薄片Fig.4 Typical cast slices of three type conglomerate reservoirs

对于砾岩油藏的三类储层特征，Ⅰ类油藏渗透性中等，非均质性相对最弱，储层品质最好；Ⅱ类油藏渗透性最差，非均质性较强，储层品质较差；Ⅲ类油藏渗透性最好，但颗粒分选差、分布不均匀及接触关系复杂等因素导致非均质性严重，储层品质最差.

图5 三类油藏砂砾岩储层压汞曲线形态Fig.5 Mercury penetration curve form figures of three type conglomerate reservoirs

2 水驱油机理

2.1 微观规律

砾岩油藏多物源、多水系、快速多变的沉积环境导致储层非均质性比较强，复模态的孔隙结构特征进一步增加水驱油的难度，驱油效率的影响因素更加复杂，因此，以驱替实验为基础，分析砾岩油藏的水驱油机理，为提高水驱油藏采收率提供理论依据.传统实验方法把岩心当作“黑盒”模型，只能研究岩心水驱油或渗吸过程中一些宏观参数对水驱油效率的影响，无法给出水驱油过程中岩石不同孔隙的动用状况，而对于具有复模态孔隙结构的砾岩油藏，不能满足水驱油机理研究的需要.

2.1.1 实验步骤

(1)将代表性的储集层岩心抽空，饱和地层水，用核磁共振技术测试饱和水状态下弛豫时间T2分布；(2)饱和模拟原油，测试束缚水状态下T2分布；(3)进行水驱油实验，驱替一定体积的地层水后，测试T2分布；(4)重复实验步骤(3)，分析驱替不同体积地层水条件下T2分布.

2.1.2 结果分析

实验过程得到多条T2分布曲线，分别为饱和水状态曲线、饱和模拟原油状态曲线及驱替不同体积地层水条件曲线(见图6(a)).由于核磁共振探测的信号完全是地层水的信号，所以测试结果反映地层水在孔隙中的分布特征.饱和水状态T2分布反映岩心孔喉分布特征；饱和油状态T2分布反映束缚水在孔隙中分布特征；水驱油过程中地层水进入岩心排出模拟原油，水的信号增加，增加量与水驱排出的油量成正比.不同级别孔隙在水驱过程中采出程度的变化规律见图6(b)(R为毛管半径).水驱初期超大孔隙采出程度可达35%，而小孔隙采出程度只有12%，说明水驱过程中优先动用的是超大孔隙中的原油；采出程度随着注入孔隙体积倍数的增加而增加，中大孔隙采出程度增加幅度明显,而小孔隙增加幅度较小；在长期驱替后超大孔隙采出程度可达97%，大孔隙采出程度可达65%以上，而小孔隙采出程度仅有45%，因此水驱开采过程中对采出程度起主要贡献的是中大孔隙.

图6 水驱油过程微观孔隙变化结果Fig.6 Result of micro pores change in water display oil process

2.2 微观孔隙动用规律

用不含氢核的特殊合成油作为模拟原油进行渗吸实验，利用核磁共振技术监测渗吸过程中水T2分布的变化规律，实验步骤同微观水驱油机理，可以得到多条T2分布曲线，分别为饱和水状态曲线、饱和模拟油状态曲线及不同渗吸时间曲线(见图7(a)).饱和水状态T2分布反映岩心孔喉分布特征；饱和油状态T2分布反映束缚水在孔隙中分布特征；在渗吸过程中地层水自发渗吸进入岩心排出模拟原油，水的信号增加，增加量与吸渗排出的油量成正比.不同级别孔隙在渗吸过程中采出程度的变化规律见图7(b).在渗吸初期，小孔隙采出程度可达20%以上，而超大孔隙采出程度不到10%，说明渗吸过程中，优先动用小孔隙中的原油；随着渗吸时间的增加，小孔隙采出程度增幅明显,而大孔隙采出程度增幅很小；在长期渗吸之后，小孔隙采出程度可达50%以上，而超大孔隙采出程度仅有15%，因此渗吸过程中主要动用中小孔隙中的原油，渗吸作用可作为水驱的有益补充，以进一步提高油藏采收率.

图7 渗吸过程微观孔隙变化结果Fig.7 Result of micro pores change in imbibition process

2.3 水驱油差异性

影响储层微观水驱油机理的因素包括储层内在因素(储层物性、微观非均质性、润湿性及原油黏度等)和外部因素(注入孔隙体积倍数、注入速度及注入水黏度等)2个方面[19].克拉玛依三类砾岩油藏典型的相对渗透率和水驱油效率曲线特征表明，在相同的注入水黏度、注入孔隙体积倍数和注水速度条件下，进行水驱油实验，最终残余油饱和度、水驱油效率及水驱过程中相对渗透率曲线的变化趋势等有较大的差异(见图8，Sw为含水饱和度)，说明不同类型砾岩油藏的储层特征对水驱油机理的影响存在一定的差异性.

图8 三类油藏相对渗透率与水驱油效率曲线Fig.8 Relative permeability and water displacing oil efficiency curves for three types of conglomerate reservoirs

三类砾岩油藏储层特征和对应的水驱油结果见表1.由表1可知：Ⅰ类油藏为中低孔中渗储层，物性较好，微观非均质性相对较弱，储层弱亲水，原油黏度低，在同等注水条件下水波及程度最均匀，能够获得较高的水驱油效率.Ⅱ类油藏与Ⅰ类油藏相比，物性较差，润湿性为中性—弱亲水，导致束缚水饱和度高，且原油黏度较高，水驱油相对困难，加之非均质性强，注入水主要沿分布不均的大孔道等优势疏导体系渗流，导致残余油饱和度较高，水驱油效率比Ⅰ类油藏的低.Ⅲ类油藏渗透性最好，但微观非均质性最强，注入水波及范围严重不均匀导致大量小孔和中孔道内的原油无法被驱替；另外,储层润湿性表现为弱亲油且原油黏度比较高，增加驱替难度，最终水驱油效率明显低于Ⅰ、Ⅱ类油藏的.三类砾岩油藏的储层物性、微观非均质性、润湿性及黏度差异决定储层的最终水驱油效率.

表1 三类油藏砂砾岩储层特征和水驱油结果

Table 1 Reservoir character and result of water/oil displacement test comparison of three type conglomerate reservoirs

油藏类型物性微观非均质性润湿性原油黏度/(mPa·s)束缚水饱和度/%残余油饱和度/%水驱油效率/%Ⅰ类中渗较强弱亲水6.0～6.221.327.065.7Ⅱ类中低渗强中性—弱亲水6.1～27.933.528.157.7Ⅲ类中高渗极强弱亲油28.9～86.317.838.253.5

3 影响因素分析

由于砾岩油藏具有孔隙结构复杂，岩性、物性变化剧烈，非均质性强等特征，在注水开发过程中整体上表现为见效持续时间短、见水时间快及含水率上升迅速等特点.由于三类油藏砂砾岩储层物性及微观孔隙结构的不同导致储层微观水驱油机理的差异，在宏观上储层的非均质性和润湿性又对注入水的渗流体系和驱替路径起决定作用[20]，进而影响不同类型砾岩油藏的最终采收率.

3.1 微观孔隙结构

砾岩油藏微观孔隙结构对驱油效率的影响基于储集层真实岩心的水驱油实验，并结合铸体薄片、含油薄片及压汞资料等，综合分析不同类型孔隙结构储集层的水驱油特征，该方法克服微观仿真孔隙模型难以模拟真实岩心中填隙物及孔道内表面性质影响的缺点.结合图8的驱油效率曲线，可以得到三类储层孔隙结构对驱油效率的影响：

(1)Ⅰ类油藏为高孔—高渗储层，大孔中喉孔隙结构，颗粒分选相对较好，孔隙类型以未被充填或半充填的粒间孔为主，孔喉分布相对均匀，喉道类型以缩颈状为主，孔喉配位数为3～5，孔喉连通呈网状，连通率达70%以上.水驱油过程中，可形成网状渗流通道，水驱波及系数相对较高，水驱油效率最高，平均为61%.Ⅰ类储集层剩余油分布主要以油斑、油珠附着于孔隙壁面为主.

(2)Ⅱ类油藏为中大孔中细喉孔隙结构，颗粒分选差，孔隙以半充填粒间孔为主，发育界面裂缝，孔喉分布不均匀，局部发育大孔道.喉道类型以片状为主，孔喉配位数为1～3.Ⅱ类储集层孔喉分布不均匀，并存在微裂缝，水驱油过程中水窜严重，含水率上升快，导致驱油效率较低，平均为45%.Ⅱ类储集层剩余油富集于小孔道、孔喉交会处及盲孔.

(3)Ⅲ类油藏为中孔中渗储集层，中孔中细喉孔隙结构，孔隙以半充填粒间孔为主，孔喉分布相对均匀，连通性好.Ⅲ类储集层水驱油时可以形成稀网状渗流通道，水驱波及系数相对较高，水驱油效率高，平均为50%.Ⅲ类储集层剩余油富集于小孔道及盲孔.

由于《手稿》的写作恰好在1848年《共产党宣言》发表和1867年《资本论》第一卷德文第一版正式面世之间，因而《手稿》成了马克思思想发展的重要节点。《手稿》通过对劳动的发展逻辑和资本的使命逻辑的系统阐述，展开了对资本主义的现实批判和人的自由全面发展的瞻望，从而揭示了“历史向世界历史的转变”的深层动因。

3.2 储层非均质性

3.2.1 层间

图9 取心井韵律特征Fig.9 Analysis of prosodic features by coring well

3.2.2 平面

表2 三类油藏层渗透率平面分布统计Table 2 Permeability distribution statistics in plane of three type reservoirs for the layer

3.2.3 水驱油效率

分析三类砾岩油藏试油资料和产液剖面，结合微观水驱油机理研究成果[21-22]，在注水驱油的过程中，砾岩油藏注入水总是沿着物性好、低阻力渗流通道突进，物性越好，大孔道区域越集中，越能控制注入水的流动方向，其水洗作用也越强；另外，孔隙结构是影响水驱油效率和微观剩余油分布特征的关键因素，长期水驱导致黏土充填物发生膨胀、分散和运移，一方面大孔道增多，另一方面也导致许多小吼道被堵塞，储层的非均质性进一步增强，进而影响后期的水驱油效率和注水开发效果.分析三类油藏储层特征和水驱油效果，三类砾岩油藏中，Ⅰ类的水驱油效果最好，Ⅱ类的次之，Ⅲ类的最差.结合层内和平面上物性的非均质性特征，三类油藏水驱油规律体现在2个方面：

(2)平面上，由于注入水总是沿着大孔道等优势疏导体系驱替储层中的原油，其水驱油规律遵循大孔道、高渗透区水驱程度强，中孔、小孔、低渗透区水驱程度较弱的规律，其中以Ⅲ类油藏表现最为明显，Ⅱ类油藏的次之，Ⅰ类油藏水驱油平面分布规律相对较均匀.

3.3 润湿性

在油气开采过程中，岩石润湿性影响油水在多孔介质中的分布和流动状态，进而影响油藏的驱油效率[23].砾岩油藏三类典型润湿性岩样的水驱油效率见图10.由图10可知：在相同的注入孔隙体积倍数下，水湿性储层驱油效率最高，可达60%；其次为中性润湿储层，驱油效率为50%左右；亲油储层驱油效率较低，一般为45%左右.另外，亲油性储层含水率上升最快，但在中高含水期采收率仍有较大幅度提高，而亲水性储层含水率上升最慢.

图10 典型岩样水驱油曲线Fig.10 Water displacing oil curves of typical samples

3.4 原油黏度

利用实验方法评价不同原油黏度对水驱油效率的影响.为保证实验结果具有可对比性，选择岩心渗透率基本相等的3组岩心，其渗透率分别为(636、628、703)×10-3μm2；原油和煤油混合调配到实验所需要的黏度.原油黏度越高水驱油效率越低，44-3号岩心原油黏度为50 mPa·s，最终驱油效率为74.21%；46-1号岩心原油黏度为200 mPa·s，最终驱油效率为56.59%；50-1号岩心黏度居中，最终驱油效率为65.78%.原油黏度越高,含水率上升越快，水对原油的驱替能力越弱，波及范围越小，容易形成高渗通道，因而油层见水后含水率迅速上升，导致储层水淹严重.

4 水驱油规律对储层水淹的影响

(1)在储层性质相似时，注水强度越大，水淹程度越强，即注水条件为储层水淹的主控因素；

(2)在同等注水条件下，储层性质差异对水淹结果影响比较大，注入水总是优先沿着物性和渗流性较好的路径流动，进而驱替储层中的原油，即物性好的储层水淹快，水淹程度强；

(3)三类砾岩油藏特殊的沉积环境和后期成岩作用导致储层性质差异比较大，而相同类型油藏的孔隙结构和渗流体系也存在较大差异.为了适应高含水期储层精细注水的要求，提高油藏的开发效率，根据压汞驱替参数和微观孔隙结构参数进一步细分储层类型.砾岩油藏的储层类型划分见表3.由表3可知：不同的储层类型微观孔隙结构参数差异比较大，水淹规律表现出不同的特征.Ⅰ、Ⅱ类流动单元储层在中—强水洗条件下，一般表现为中强或强水淹层；物性较差的Ⅲ、Ⅳ类流动单元储层在非强水洗条件下，一般表现为弱水淹层，甚至为油层，是剩余油富集的主要区域.

表3 三类油藏储层类型划分Table 3 Reservoir classification of three types of conglomerate reservoir

5 结论

(1)受沉积环境、水动力情况、搬运距离及成岩作用的影响，三类砾岩油藏储层特征差异明显，无论在成分成熟度和结构成熟度上，还是微观孔隙结构和微观非均质性上，Ⅰ类油藏的储层特征最优，非均质性相对最弱，Ⅱ类的次之，Ⅲ类的最差.

(2)水驱过程中优先动用的是超大孔隙中的原油；长期驱替后超大孔隙采出程度最高，大孔隙的次之，小孔隙的最低，水驱开采过程中对采出程度起主要贡献的是中大孔隙.另外，渗吸过程中主要动用中小孔隙中的原油，渗吸作用可以作为水驱的有益补充，可有效提高油藏采收率.

(3)三类砾岩油藏的储层物性、孔隙结构、微观非均质性、润湿性及原油黏度差异共同决定储层的最终水驱油效率，其中物性及微观孔隙结构的不同导致微观水驱油机理的差异，而在宏观上储层的非均质性、润湿性和原油黏度又对注入水的渗流体系和驱替路径起决定作用.Ⅰ类油藏的水驱油效率最高，Ⅱ类的次之，Ⅲ类的最差.

(4)当储层性质相似时，注水条件越强，水淹程度越高；当注水条件相似时，储层物性越好，水淹越强；相同油藏类型Ⅰ、Ⅱ类流动单元储层在中—强水洗条件下，一般表现为中强或强水淹层，物性较差的Ⅲ、Ⅳ类流动单元储层在非强水洗条件下，一般表现为弱水淹层，甚至为油层，成为剩余油富集的有利区.

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2014-12-05；编辑：关开澄

中国科学院大学校部青年教师科研启动基金项目(55103BY00)；国家基础研究发展计划(973计划)项目(2007CB209600)

吕建荣(1980-)，男，硕士，工程师，主要从事油田开发地质方面的研究.

谭锋奇，E-mail:fengqitan@163.com

TE122

A

2095-4107(2015)04-0021-10

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2015.04.003