引 言

砾岩油藏产量在新疆油田中占有较高的比例（26%）^[1]。新疆油田砾岩储层属于多旋回的山前陆相盆地边缘沉积，为多物源、多水系、多变的山麓洪积扇沉积，形成了多类型、窄相带的复模态孔隙结构特征碎屑岩体系，储层以其特高非均质性和复模态孔隙结构区别于砂岩储层^[2-4]。储层岩石分选十分差，填隙物含量高，孔喉大小不均，中、小孔喉占多数，储层非均质性特别严重^[5-8]。

新疆油田七区克上组是典型的砾岩储层，油藏在多层合注开采井内，相同注水压力下普遍存在层间矛盾突出，剖面动用差异大，油藏整体采收率低的现象^[9]：工区密闭取芯井分析显示，不同油层岩芯渗透率分布在0.1∼6 000.0 mD，水驱采收率为8.4%∼39.5%，平均23.9%；油井分层测试显示，不同油层含水率相差达42.0%。因此层间非均质性的研究对于油田调整注水、层间吸水剖面、剩余油分布、提高采收率等具有非常重要的意义。国内外在层间非均质油藏的开发工艺上进行了大量的研究，包括注聚合物、凝胶以及无机堵剂，以减小或改善层间矛盾，但是对于油藏在开发时层间非均质对各小层驱油效率的影响报道较少^[10]，针对非均质更强的砾岩油藏的则更少^[11-13]。本文以新疆油田七区克上组砾岩油藏为例进行了岩芯并联水驱油实验，评价了层间非均质性对砾岩油藏驱油效率的影响。

1 砾岩油藏开发地质特征

新疆油田七区克上组属于三叠系储层，为山麓洪积相和辫状河流相沉积，是以正旋回沉积为主的粗碎屑岩，岩石类型以粗砂岩、小砾岩、细砾岩、不等粒砾岩、含砾粗砂岩、砂砾岩等为主，其中砾岩类含量54.1%，砂岩类含量36.7%。岩石填隙物含量为8.2%，以泥质、粉砂和碳酸盐等为主，黏土矿物绝对含量8.4%，其中中高岭石占64.7%，绿泥石和伊/蒙间层分别占22.7%，8.6%。颗粒分选和磨圆差，储层段岩性变化快，填隙物分布不均等多种原因导致储层孔隙结构复杂，储集空间以粒间溶蚀孔为主，局部发育砾缘缝、微裂缝等。孔隙分布曲线具多峰态、宽区间特点，孔喉大小不均，且中、小孔喉占多数，统计七区克上组不同类型储层孔隙结构如表 1，七区克上组储层以I 类、Ⅱ 类孔隙结构储层为主，约占77.5%。储层平均孔隙度为15.1%，平均渗透率为395.9 mD，属中孔中渗储层，孔渗相关性不强。

新疆油田七区克上组储层地层温度为40∼60 ℃，原始地层压力16.10∼23.90 MPa，地层原油密度0.816∼0.884 g/cm³，地层原油黏度3.360∼6.000 mPa·s，地层水为CaCl₂ 型，矿化度为28 700 mg/L，储层润湿性为亲水。

2 水驱油室内实验 2.1 实验准备和实验步骤

由于砾岩储层中砾石颗粒直径大，评价实验岩芯直径3.8 cm，实验岩芯基础数据如表 1，实验装置如图 1 所示，具体的实验步骤为：

（1）选取高、中、低不同渗透率的一组（3 块）岩芯，进行洗油，烘干，测定气测渗透率，称取干重。

（2）饱和地层水后称取湿重，算出岩芯孔隙体积和模型孔隙体积与3 岩芯孔隙体积之和；然后建束缚水饱和度。建立过程用原油以0.01 mL/min 的速度驱替岩芯孔隙中的地层水，逐渐增加驱替流速，直到提高驱替速度不再出水为止，完成束缚水饱和度的建立。

（3）将3 岩芯并联，在恒压条件下开展地层水驱油实验，当模型含水率连续一个PV 达到99.9%时，实验结束。实验过程中记录每个岩芯单位时间内的出水量和出油量，计算岩芯驱油效率、岩芯含水率以及模型驱油效率，其中模型驱油效率为3 岩芯出油量与3 岩芯总含油量的百分比。

2.2 实验条件

实验温度恒定在50 ℃，岩芯净围压为5.00 MPa，水驱油驱替压力0.35 MPa。实验采用现场取样原油，50 ℃下黏度为5.600 mPa·s，密度为0.854 g/cm³；注入水为模拟地层水溶液，50 ℃下黏度0.889 mPa·s，密度为1.004 g/cm³。实验过程中油水黏度比与地层条件相同。

3 实验结果与讨论

应用上述非均质并联模型共进行5 组水驱油实验，结果见表 2，从I 组实验到V 组实验层间渗透率级差逐渐增大，模型驱油效率从65.74% 依次降低至23.17%，五组实验模型驱油效率平均为40.59%；高中低渗岩芯平均无水采收率依次增大分别为7.62%，13.16%，24.36%，实验结束时，高渗岩芯驱油效率相差不大平均为64.85%，中低渗岩芯驱油效率随层间渗透率级差增大而减小，平均驱油效率分别为40.33%，13.14%。

3.1 渗透率大小对驱油效率的影响

渗透率的各向异性和空间位置组合是决定储层采收率的主要因素，是对储层非均质性本质的揭示^[14]。以组号为Ⅱ 的模型为例来说明同一组并联水驱油实验中不同渗透率岩芯驱油效率和含水率的变化，如图 2。

在3 岩芯并联驱替阶段，渗透率越高的岩芯越先启动，驱油效率上升越快，最终的驱油效率也越高，同时，渗透率越高的岩芯含水率上升也越快，无水采收率越低。可见，3 岩芯并联驱替时层间干扰严重，注入水主要进入高渗岩芯，抑制了中低渗岩芯的注入，使中低渗岩芯启动滞后，驱油效率难以提高，剩余油富集。

3.2 渗透率级差对驱油效率影响

以单块岩芯驱替结果为基础，计算模型驱油效率（表 2），来描述并联过程中不同渗透率岩芯间的相互影响，模型驱油效率越小，说明并联驱替过程中岩芯间相互影响越严重，模型驱油效率越大，相互影响越微弱。

层间渗透率级差是指模型中高渗岩芯与低渗岩芯的渗透率比值，比值越大表明层间非均质性越强。并联实验结果表明，渗透率级差与模型驱油效率有较好的线性关系，渗透率级差越大，模型驱油效率越小。当层间渗透率级差达到32 时，模型驱油效率只有23.17%；当层间渗透率级差为5 时，模型驱油效率可达40.86%。

在整个并联驱替过程中，影响中、低渗岩芯驱油效率的关键是其与高渗岩芯的相对渗透率级差，而与岩芯绝对渗透率无关。不同层间渗透率级差下高渗岩芯驱油效率变化不大，中低渗岩芯相对渗透率级差与驱油效率关系如图 3，中低渗岩芯驱油效率随其与高渗岩芯的相对渗透率级差增大而迅速降低，与高渗岩芯相对渗透率级差大于8 的中低渗岩芯并联驱替不能启动。

3.3 孔隙结构对驱油效率的影响

砾岩储集层孔隙大小和分布、孔隙和喉道的连通关系、孔隙几何形态和微观非均质特征等孔隙结构特征非常复杂，受微观孔隙结构特征控制和影响，砾岩储层的渗流特征和驱油效率也差异明显^[15-16]。

Ⅲ 组模型和IV 组模型中各岩芯渗透率以及模型渗透率级差都非常接近，但在相同驱替PV下，Ⅲ 组模型驱油效率比IV 组模型驱油效率高出10.11%，其中Ⅲ-1 岩芯驱油效率比IV-1 岩芯驱油效率高4.41%，Ⅲ-2 岩芯驱油效率比IV-2 岩芯驱油效率高出23.77%。

结合图 4 可以判断，粗砂岩和含砾粗砂岩以单模态和双模态孔隙结构为主，压汞曲线排驱压力低，平台区间较宽，孔喉粗大且分布较均匀，连通性好，水驱波及系数相对较高，驱油效率高；砂砾岩和砾岩以复模态孔隙结构为主，压汞曲线排驱压力高，平台区间窄，孔喉细小且分布不均，连通性差，渗流阻力相对较大的细小孔道水驱难以波及，剩余油富集，驱油效率低。

3.4 压差对驱油效率影响

为研究驱替压差对驱油效率影响，对Ⅲ 组模型岩芯洗油后利用重复饱和法进行压差为4.00 MPa的恒压并联驱替，前后结果对比如图 5，加大驱替压差后模型驱油效率由40.86% 升高到45.19%，其中高渗岩芯驱油效率降低了4.00%，中渗岩芯驱油效率升高了10.09%，低渗岩芯驱油效率升高了6.82%。同时，高渗岩芯和中渗岩芯含水率上升速度更快，无水采收期更短，模型含水率也迅速上升。

可见，加大驱替压差后中低渗岩芯驱油效率得到较大幅度提高，高渗岩芯驱油效率降低，各岩芯含水率上升加快，模型驱油效率增大。

4 结论

（1）同一组并联水驱油实验中，渗透率越高的岩芯越先启动，驱油效率越高，含水率上升越快，无水采收率越低。

（2）层间渗透率级差是影响模型驱油效率的主要原因，级差越大，模型驱油效率越低；与高渗岩芯相对渗透率级差越大的岩芯驱油效率越小，驱替压差为0.35 MPa 时，相对渗透率级差大于8 的中低渗岩芯并联驱替不能启动。

（3）粗砂岩和含砾粗砂岩以单模态和双模态为主，孔喉粗大且分布较均匀，连通性好，驱油效率高；砂砾岩和砾岩以复模态为主，孔喉细小且分布不均，连通性差，驱油效率较低。

（4）增大并联模型驱替压差后中低渗岩芯启动提前，驱油效率增大，各岩芯含水率上升速度加快。