引言

储层微观性质是认清流体渗流机理、流体渗流特征与渗流规律的基础，通过系统的储层微观性质及驱替特征研究，对明确油井生产动态主控因素、提出改善油田开发效果技术措施具有重要的意义。与常规砂岩储层不同，流花礁灰岩储层孔隙结构复杂、非均质性强，且具有强亲油特点，目前学者对流花礁灰岩储层的特点进行了大量研究^[1-3]，但还未涉及储层微观性质及其对驱替特征的影响。

本文基于流花礁灰岩储层相关静态与动态测试资料，归类分析了不同储层的微观孔隙结构特征，并通过静、动结合方法，研究了剩余油分布规律，明确了储层微观性质与流体驱替特征的关系，对礁灰岩储层低驱油效率、含水快速上升现象做出了科学合理分析，为确定油田下一步开发调整措施奠定了基础。

1 流花油田储层基本地质特点

流花礁灰岩油田为厚度87.0 m、具有统一油水界面的生物礁地层圈闭块状底水稠油油藏^[1]，构造主体相对平缓，整体呈西高东低趋势^[2]。纵向上分为A至F共6个岩性段8个小层(图 1)，其中，B$_1$、B$_3$、D段储集物性较好；A、B$_2$、C、E段岩性相对致密，连通性差，发育微裂缝及隔夹层，F段大多为水层。

流花礁灰岩油藏孔渗关系分布如图 2所示，储层孔隙度为3.30%$\sim$42.18%，平均21.48%；渗透率为0.02$\sim$18 165.26 mD，平均363.13 mD，孔渗关系呈正相关性，但相关性较差，相同孔隙度级别样品的渗透率差异可达1 000倍以上；相同渗透率级别样品的孔隙度差异可达20%以上。

整个储层具有亲油—强亲油特性，且各小层表现出孔隙度中等偏弱非均质性、渗透率强非均质性的特点(表 1)。

2 储层微观孔隙结构特征

礁灰岩储层微观孔隙结构与常规砂岩孔隙储层的微观孔隙结构差异明显。根据薄片分析结果，流花礁灰岩储层孔洞缝类型多样(图 3)，包括粒间孔、粒内孔、粒间溶蚀孔、粒内溶孔、生物体腔孔和溶洞共6类孔，以及溶蚀、层间、构造和压溶共4类缝并以发散状(图 3k)和复杂网状缝(图 3l)为主。喉道类型主要有孔隙缩小型(图 3c)、缩颈型(图 3a)、弯片状喉道(图 3e)共3类。不同的孔缝洞组合类型构成了不同的储集空间，具有强的储层微观非均质性。

聚类分析不同孔隙及裂缝类型岩芯的毛管压力曲线发现，流花礁灰岩储层具有4类典型的微观孔隙结构(图 4)，每类储层的岩性及孔隙结构参数统计分析结果见图 5、表 2、表 3。各类储层具有孔隙半径分布形态差异较小、喉道差异大、孔喉比大的特点。

Ⅰ类：压汞曲线呈现出“低平缓段”特征，曲线形态相对偏向于横坐标，孔隙分布为后峰型。平均孔隙半径200.99 µm，主流喉道半径14.40 µm，孔喉比为23.81。表现出高孔、高渗、高特征结构系数、大孔径特点。在镜下铸体薄片中可见孔隙、溶洞连片发育，并作为优势渗流通道相互连通，储渗流能力好。

Ⅱ类：压汞曲线呈现出“裂缝-孔隙双重介质”特征，孔隙分布为双峰型。平均孔隙半径175.16 µm，主流喉道半径10.27 µm，孔喉比大且分布范围广，平均孔喉比180.74。在镜下铸体薄片中可见发育孔隙、孔洞及裂缝，其中，裂缝作为“桥梁”将孔洞系统连通。

Ⅲ类：压汞曲线呈现出“倾斜直线”特征，孔隙分布为平峰型。渗流通道为微裂缝，平均孔隙半径121.35 µm，主流喉道半径较小(1.93 µm)，平均孔喉比176.37。在镜下铸体薄片中可见网状裂缝，基质相对致密，孔隙相对不发育，但发育一定的微裂缝。

Ⅳ类：压汞曲线呈现出“高平缓段”特征，孔隙分布为前峰型。局部发育微孔隙，平均孔隙半径120.53 µm，主流喉道最窄(0.42 µm)，孔喉半径比高达413.45，孔喉差异程度最高在镜下铸体薄片中显示该类孔隙结构相对致密，发育局部微裂缝和溶孔，但孔喉半径小、连通性差，表现出较差的储渗能力。

流花礁灰岩储层微观孔隙结构参数总体有以下特点：

(1) 低排驱压力。研究区各类储层的排驱压力在0.004$\sim$0.677 MPa，平均为0.012$\sim$0.210 MPa。明显低于一般低渗、超低渗储层，反映出局部优势渗流通道是渗透率的主要贡献者。

(2) 低退汞效率。研究区各类储层的退汞效率在12.9%$\sim$62.5%，平均为32.5%$\sim$45.8%，反映储层具有储层孔喉比大或孔喉连通性差的特点。

(3) 储层非均质性较强。研究区各类储层的平均孔隙结构分选系数为2.45$\sim$5.12、平均均质系数为0.03$\sim$1.27、平均孔隙结构系数0.92$\sim$68.69；反映储层(尤其是呈现出“裂缝-孔隙双重介质”特征的Ⅱ类储层)微观孔隙结构的强非均质特点。

(4) 孔喉半径比和可渗流主要孔道与储层类型关系密切。不同储层平均孔隙半径、主流喉道半径、孔喉半径比、平均喉道半径等参数差异明显，随着孔隙结构变差，渗流阻力增大，可渗流孔道比例大幅度降低。

3 驱替特征

礁灰岩储层微观孔隙结构特性与流体渗流机理、渗流特征与渗流规律有直接的关系。图 6~图 10是用10 mm$\times$10 mm$\times$3 mm真实岩芯薄片和地层模拟油(红色)、水(甲基蓝染色)完成的微观驱替实验。由于储层的亲油特性，共存区的油水微观分布状态不存在明显的油水相界面，而是以互相侵润的弥漫性过渡态形式存在，与刻蚀模型中形成明显油水界面状态明显不同。

(1) Ⅰ类储层的孔隙、孔洞分布均质程度是影响油水分布状态和驱油效率的关键因素。非均质性较弱的孔洞系统其油水分布状态比较均匀，仅局部分布受微观非均质影响较大，水驱油过程也较均匀，不存在突进现象，驱替效率较高。而非均匀分布孔洞系统中，大孔洞周围的基质存在侵染现象，驱油效率低。

(2) Ⅱ类储层的孔洞缝发育极不均匀，导致油水分布不均，除基质油动用程度差外，溶孔中的油也不易被采出，水驱油效率差。

(3) Ⅲ类储层是发育裂缝的致密基质，毛细管力渗吸作用下，模拟油存在于裂缝及裂缝周围的致密基质中，弥漫性侵润现象突出。水驱过程中，水沿裂缝优势渗流通道窜流，基质油难动用。在驱替压力作用下，局部大孔道中的剩余油以及基质油饱和度还有进一步增加的趋势，水驱油效率低。

(4) Ⅳ类储层动用难度更大，见水很长时间后的水驱效果仍不理想。

表 4、表 5是基于40块小岩芯、7块全直径岩芯、4块长岩芯的水驱油实验结果汇总表，图 11是3块典型岩芯的水驱油动态实验结果，可以看出，礁灰岩岩芯表现出如下驱替特征：(1)礁灰岩岩芯水驱油效率整体较低(表 4，表 5)，主要是受亲油润湿性、复杂孔隙结构和高原油黏度等因素共同导致的。(2) 表 4显示孔洞分布的均匀性对驱油效率影响大，渗透率为305.7 mD的Ⅰ类孔洞非均匀分布的岩芯驱油效率仅28.40%；(3) 表 5显示小岩芯驱油效率最大，全直径岩芯驱油效率最小，而组合长岩芯驱油效率居中，因为小岩芯仅受微观孔隙结构的影响，全直径岩芯(包括宏观非均质特性)比小岩芯更丰富，因此，小岩芯驱油效率最大，全直径岩芯驱油效率最小，而含各种储层的组合长岩芯对非均质特性有相互抵消作用，其驱油效率居中。(4) 图 11显示礁灰岩储层无水采油期短，含水率曲线呈“厂”字型，见水后含水率迅速上升到90%以上，其驱油动态不同于常规砂岩储层。

4 结论

(1) 流花礁灰岩储层微观性质表现出低排驱压力、低退汞效率、强非均质性、强亲油、低驱油效率的特点。孔隙结构为4类：Ⅰ类孔洞发育，毛管压力曲线呈“低平缓段”；Ⅱ类孔洞裂缝发育，毛管压力曲线呈“双峰型”；Ⅲ类基质致密，发育网状裂缝，毛管压力曲线呈倾斜直线；Ⅳ类整体致密，毛管压力曲线呈“高平缓段”。其中有利储层主要为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类，储层渗流能力与储层类型关系密切，主控因素有储层类型、孔喉半径比和润湿性3个关键因素。

(2) 流花礁灰岩储层的微观剩余油主要以孤立点珠、不规则浸染状及油膜3种形式附着于裂缝或大孔道附近，基质中的油较难被采出。水沿优势渗流通道窜流及亲油润湿性是影响微观水驱油效率的关键因素，共同导致了“厂”字型的含水上升规律及低驱油效率。