鄂尔多斯盆地南梁—华池地区长7₃小层发育10~20 m厚的优质烃源岩^[1-2]，成藏条件优越，一直以来都是盆地石油勘探的重点目标之一。2018年，该区长8₁油藏提交控制地质储量3.03亿t，发现了又一个亿吨级规模储量大油田，但由于目的层沉积时河流水动力变化快、湖岸线摆动频繁，沉积砂体单层厚度薄、宽度窄，储层物性变化大、非均质性强，严重制约了南梁—华池地区长8₁大油田的规模开发。微观孔喉结构特征决定储层的物性，同时也是影响储层渗流特征、油藏开发效益的重要因素^[3-5]。近年来，众多学者对南梁—华池地区长8₁储层特征及微观孔隙结构进行了研究，发现该区储层主要发育粒间孔、溶蚀孔为主的双孔隙结构，喉道分布呈明显的双峰状^[6]，在压实和胶结作用下形成了复杂多样的孔喉形态及组合特征，属于非均质性较强的致密储层^[7-8]。复杂的孔喉结构导致其渗流特征的独特性和复杂性，然而，目前针对南梁—华池地区长8₁储层微观孔喉结构对渗流特征的影响研究较少。此外，在勘探开发过程中发现长8₁油藏油水关系复杂，局部相对高渗储层试油出水^[9]，这与该区复杂多样的孔隙结构相关。

利用扫描电镜、恒速压汞、核磁共振等表征技术及相对渗透率、水驱油等测试实验，对鄂尔多斯盆地南梁—华池地区长8₁致密储层微观孔喉及渗流特征进行分析，并深入剖析微观孔喉结构对渗流规律的影响，探索该区油水关系复杂的原因，以期指导该地区油藏的勘探与开发。

鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地，面积约37万km²，盆地西南部为石油富集的主要区域，地质构造上属于伊陕斜坡和天环坳陷。晚三叠世，盆地在总体沉降背景下形成了水域广阔的鄂尔多斯湖，沉积了厚度逾1 000 m的延长组^[10]，自下而上可分为长10—长1等共10个油层组，其中长10—长7沉积期沉积湖盆不断扩张，在长7沉积期湖盆达到鼎盛，湖盆面积达6.5万km²，古水深达36.25~129.08 m^[11]，当时频繁的火山作用与湖底热液活动以及繁盛的古生物，积形成了广覆式分布的超富有机质泥页岩，成为盆地中生界最重要的烃源岩^[12]，长6—长2沉积期为湖盆萎缩阶段，长1沉积期为准平原化阶段^[10]。

南梁—华池地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部(图 1)，长8₁沉积期属于浅水三角洲前缘沉积末端，沉积砂岩颗粒较细，细砂体积分数占74.50%，且水下分流河道分叉、改道频繁，砂体横向变化快、单砂体厚度较薄、非均质性较强，但上覆紧邻长7湖盆中心，源、储广覆式接触，构成了较好的成藏组合。该区岩石类型以岩屑长石砂岩为主，长石岩屑砂岩次之，其中石英平均体积分数为29.20%，长石平均体积分数为30.30%，岩屑平均体积分数为21.60%。填隙物平均体积分数为13.41%，以绿泥石和铁方解石为主，其中绿泥石体积分数约为4.40%，多以薄膜状、孔隙衬里状沿颗粒表面垂直生长；铁方解石体积分数约为4.60%，多以斑状形式充填孔隙或港湾状交代碎屑颗粒。受沉积、成岩作用影响，储层相对致密，孔隙度一般为4.70%~12.43%，平均为8.40%，渗透率为0.018~1.124 mD，平均为0.680 mD；局部主河道孔隙衬里状薄膜厚度达10.00~25.00 μm，有利于粒间孔的保存，储层物性相对较好，渗透率多大于1.000 mD，部分储层渗透率甚至高达50.000 mD(图 2)，储层渗透率非均质性强。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 鄂尔多斯盆地南梁—华池地区构造位置（a）及延长组地层划分（b） Fig. 1 Geographical location of Nanliang-Huachi area in Ordos Basin(a)and stratigraphic division of Yanchang Formation(b)

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 鄂尔多斯盆地南梁—华池地区长81储层渗透率-孔隙度关系图 Fig. 2 Relationship between permeability and porosity of Chang 81 reservoir in Nanliang-Huachi area, Ordos Basin

鄂尔多斯盆地南梁—华池地区长8₁油藏已有218口取心井砂岩样品的695个铸体薄片和扫描电镜图像，本次研究选取孔隙度为6.30%~11.90%、渗透率为0.063~9.160 mD，包含工业油流井和试油出水井在内的，可代表研究区的储层特征及生产特征的24块样品进行恒速压汞、核磁共振测井、油水相对渗透率测试，开展微观孔喉结构及渗流特征研究，其中油水相对渗透率测试样品为钻完井后采取的新鲜样品，恒速压汞、核磁共振测试样品是针对油水相对渗透率测试样品对应的油井井深后期补采的样品，其平面分布参见图 1，具体样品尺寸及物性参数如表 1所列。

表 1(Table 1)

表 1 鄂尔多斯盆地南梁—华池地区长81储层样品参数及测试内容 Table 1 Sample parameters and test contents of Chang 81 reservoir in Nanliang-Huachi area, Ordos Basin 井名 样品编号 井深/m 孔隙度/% 渗透率/mD 样品长度/cm 测试项目 Y1 Y1-1 2 280.0 6.33 0.063 8.33 恒速压汞、核磁共振 Y1-2 2 286.2 9.60 0.085 7.33 相对渗透率 Y2 Y2-1 2 349.9 6.52 0.067 7.54 恒速压汞、核磁共振 Y2-2 2 349.6 7.20 0.140 7.27 相对渗透率 Y3 Y3-1 2 296.4 7.57 0.102 6.96 恒速压汞、核磁共振 Y3-2 2 291.8 8.04 0.101 7.02 相对渗透率 B1 B1-1 2 265.7 8.81 0.127 8.89 恒速压汞、核磁共振 B1-2 2 263.6 9.00 0.103 6.69 相对渗透率 W1 W1-1 2 162.0 6.96 0.301 7.87 恒速压汞、核磁共振 W1-2 2 162.7 7.40 0.280 7.22 相对渗透率 B2 B2-1 2 239.4 8.59 0.190 8.22 恒速压汞、核磁共振 B2-2 2 240.1 9.20 0.267 6.51 相对渗透率 P1 P1-1 2 164.4 6.39 0.313 8.36 恒速压汞、核磁共振 P1-2 2 166.5 8.60 0.292 7.22 相对渗透率 W2 W2-1 2 069.8 11.42 0.452 7.18 恒速压汞、核磁共振 W2-2 2 066.0 16.10 0.498 7.32 相对渗透率 B3 B3-1 2 051.0 11.91 0.760 7.44 恒速压汞、核磁共振 B3-2 2 054.2 10.20 0.744 6.88 相对渗透率 S1 S1-1 2 202.0 11.31 2.070 6.80 恒速压汞、核磁共振 S1-2 2 202.3 12.80 7.935 7.25 相对渗透率 B4 B4-1 2 037.4 15.01 4.172 5.32 恒速压汞 B4-2 2 041.3 13.70 3.914 6.68 相对渗透率 B5 B5-1 2 148.2 15.91 9.160 4.95 恒速压汞 B5-2 2 144.8 17.90 13.480 7.13 相对渗透率 注: 样品直径为2.50 cm

下载CSV 表 1 鄂尔多斯盆地南梁—华池地区长81储层样品参数及测试内容 Table 1 Sample parameters and test contents of Chang 81 reservoir in Nanliang-Huachi area, Ordos Basin

油水相对渗透率测试实验采用HBXS-2相对渗透率仪，根据SY/T5345—2007标准，利用非稳态法进行测试。恒速压汞实验采用Coretest ASPE730恒速压汞实验装置来完成，最大进汞压力6.2 MPa，实验温度为恒温23 ℃，进汞速度为0.000 05 mL/min，整个过程以准静态速度进汞。核磁共振测试采用MicroMR12-025 H核磁共振分析仪，共振频率为11.793 MHz，磁体强度为0.3 T，线圈直径为25 mm，磁体温度为35±0.01 ℃，离心采用CSC-12型高速离心机。验温度为恒温23 ℃，进汞速度为0.000 05 mL/min，整个过程以准静态速度进汞。核磁共振测试采用MicroMR12-025 H核磁共振分析仪，共振频率为11.793 MHz，磁体强度为0.3 T，线圈直径为25 mm，磁体温度为35±0.01 ℃，离心采用CSC-12型高速离心机。

对鄂尔多斯盆地南梁—华池地区长8₁致密储层218口取心井砂岩样品的695个铸体薄片和扫描电镜图像分析表明，长8₁储层发育粒间孔[图 3(a)—(d)]、粒间溶孔[图 3(e)—(g)]、粒内溶孔[图 3(h)]、晶间孔[图 3(h)]、微裂缝[图 3(i)]等5种孔隙类型，其中粒间孔平均为1.76%，占总面孔率的65.40%，长石溶孔平均为0.72%，占总面孔率的26.80%，粒内溶孔、晶间孔、微裂缝相对较少。粒间孔主要为残余粒间孔，是经储层压实、胶结作用后未被充填的原始孔隙^[13]，孔隙相对规则，多呈三角形、长方形或多边形，孔径多为40.00~150.00 μm，部分孔径可达200.00~300.00 μm，喉道形态复杂多样，主要有片状、弯片状、缩颈状、管束状和点状，喉道半径从纳米级到几十微米不等，总的来说大孔隙喉道半径大，孔喉比相对较小；溶蚀孔主要为长石沿解理面溶蚀形成的改造扩大孔隙，多呈条带状或弯曲状，孔径相对较小，一般在20.00~50.00 μm，仅有极少数孔径大于100.00 μm，喉道多呈弯片状或管束状，喉道半径多为几百纳米到几微米。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 鄂尔多斯盆地南梁—华池地区长81储层微观孔隙特征 （a）B253井，长81，2 229.90 m，三角形粒间孔与片状喉道；（b）B241井，长81，2 222.46 m，多边形粒间孔及缩颈状喉道；（c）S140井，长81，2 272.65 m，多边形粒间孔及弯片、点状喉道；（d）B456井，长81，2 134.80 m，多边形粒间孔；（e）B441井，长81，2 263.50 m，条带状长石溶孔；（f）W105井，长81，2 069.78 m，片状长石溶孔；（g）Y297井，长81，2 295.05 m，片状长石溶孔；（h）B429井，长81，2 285.01 m，粒内溶孔及晶间孔；（i）L364井，长81，2 105.06 m，弯曲变形的水平状微裂缝 Fig. 3 Micro pore characteristics of Chang 81 reservoir in Nanliang-Huachi area, Ordos Basin

近年来，随着致密油气勘探开发的兴起，储层孔喉结构表征方法得到了很大的发展，目前已形成了高压压汞、恒速压汞、核磁共振、N₂吸附和CT扫描等孔喉结构评价方法^[14-15]。其中恒速压汞以恒定、较低的速度向岩石中注汞，可以根据压力涨落识别样品中孔隙和喉道的体积及数量，其可识别半径大于0.12 μm的孔隙^[16]；核磁共振是通过样品饱和流体中H⁺的信息间接判断孔喉结构，其识别的孔隙包括饱和水占据的连通孔隙和束缚水占据的不连通孔隙，可表征致密储层全孔径分布，通常核磁孔隙度与氦气孔隙度相近^[16]。本文主要利用恒速压汞和核磁共振定量地表征南梁—华池地区长8₁致密储层微观孔喉结构及孔径分布特征。

通过对研究区14口井的18块样品进行测试表明，长8₁储层喉道平均半径为0.40~3.10 μm，不同渗透率样品的喉道半径分布不同，渗透率高的样品喉道半径分布广，大喉道数量多，半径可达到10.00 μm，而透率低的样品喉道半径分布范围窄，主要为小喉道，喉道半径在2.00 μm以下[图 4(a)]；不同渗透率样品其孔隙半径分布基本一致，孔隙平均半径为130.00~170.00 μm[图 4(b)]，由此可知，喉道大小对储层渗透率具有重要的影响。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 鄂尔多斯盆地南梁—华池地区长81储层不同渗透率样品的孔喉半径分布 Fig. 4 Pore-throat radius distribution of samples with different permeability of Chang 81 reservoir in Nanliang-Huachi area, Ordos Basin

低渗透率储层进汞曲线一般可以分为3个阶段^[17]，其中Ⅰ阶段为进汞初期，汞优先进入毛管阻力较小的相对大孔喉，总进汞曲线的变化与孔隙毛管压力曲线基本一致，并迅速充满孔隙空间，此时喉道对进汞量的影响并不十分明显；Ⅱ阶段为进汞中期，随着进汞压力的逐渐增大，汞开始进入喉道小、连通性差的孔隙，此时喉道对进汞量的影响就表现得显著，孔隙进汞曲线与总进汞曲线逐渐分开；Ⅲ阶段为进汞后期，还未被汞充填的孔隙极小、且多为不连通的孤立微孔，汞主要进入少量的微喉道，总体毛管压力曲线主要取决于喉道毛管压力曲线的变化趋势。

如图 5所示，渗透率越大，样品的进汞饱和度曲线越陡，毛管压力上升越快，这表明相对高渗储层的微观非均质性较强，而相对低渗储层的微观非均质性较弱；随着渗透率的增大，排驱压力降低，进汞曲线Ⅰ阶段持续时间减少，Ⅱ阶段持续时间增加，喉道的总进汞量增加，甚至与孔隙进汞曲线重合；Ⅲ阶段喉道对总进汞量的贡献率相对较大，表明储层渗透率越大，连通大孔喉的喉道半径越大、孔喉半径比越小、且大孔喉配位数较高，喉道体积所占总孔隙体积比例越大，也进一步说明储层小孔喉连通性较差，大孔喉连通性较好，储层渗透率主要取决于少量连通的大孔喉。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 鄂尔多斯盆地南梁—华池地区长81储层不同渗透率样品的恒速压汞曲线 Fig. 5 Constant velocity mercury injection curves of samples with different permeability of Chang 81 reservoir in Nanliang-Huachi area, Ordos Basin

核磁共振是根据横向弛豫时间T₂谱分布特征定量评价孔喉分布特征。对于孔隙中的流体，有3种不同的弛豫机制：①自由弛豫；②表面弛豫；③扩散弛豫。T₂可表示为：

式中：T₂为通过CPMG序列采集的孔隙流体的横向弛豫时间，s；T_2自由为在足够大的容器中(大到容器影响可忽略不计)孔隙流体的横向弛豫时间，s；T_2表面为表面弛豫引起的横向弛豫时间，s；T_2扩散为磁场梯度下由扩散引起的孔隙流体的横向弛豫时间，s。

当采用短TE且孔隙只含水时，表面弛豫起主要作用，即T₂直接与孔隙尺寸成正比^[18]：

式中：S为孔隙表面积，µm²；V为孔隙体积，µm³；r为孔隙半径，µm；F_S为孔隙形状因子，管状取2，球状取3；ρ₂为横向弛豫率，µm/s。

联立研究区高压压汞和核磁共振测试，使用同一频率坐标将进汞饱和度累计曲线和T₂累计曲线进行拟合[图 6(a)]，即得到研究区ρ₂一般为2~5 µm/s。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 鄂尔多斯盆地南梁—华池地区长81储层不同物性样品核磁共振测试结果 Fig. 6 Nuclear magnetic resonance test results of samples with different physical properties of Chang 81 reservoir in Nanliang Huachi area, Ordos Basin

对孔隙度为6.00%~12.00% 的10块样品进行了核磁共振测试。根据式(2)转换得到不同孔隙度样品的孔径分布特征，如图 6(b)所示，研究区孔隙半径主要为0.01~10.00 µm；孔隙度小于8.00% 的样品孔径分布多呈单峰状、峰值区间较窄，而孔隙度大于8.00% 的样品孔径分布多呈双峰状、峰值区间较宽，说明孔隙度越大，孔隙数量越多、孔隙半径分布越广、微观非均质性越强。

喉道大小对储层渗透率具有重要的影响，通过计算不同喉道半径对渗透率的贡献率[图 7(a)]可知，每块样品中少量大喉道对应渗透率贡献率峰值，且随着渗透率增大，渗透率贡献率峰值对应的喉道半径相对较大，渗透率为0.300~1.000 mD的样品的渗透率贡献率峰值对应的喉道半径分别为4.00 μm和5.00 μm，渗透率贡献率峰值分别为26%和30%，渗透率大于1.000 mD的样品的渗透率贡献率峰值对应的喉道半径为9.00 μm，渗透率贡献率峰值高达51%。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 鄂尔多斯盆地南梁—华池地区长81储层渗透率与孔喉特征参数的关系曲线 Fig. 7 Relationship between permeability and pore characteristic parameters of Chang 81 reservoir in Nanliang-Huachi area, Ordos Basin

通过不同渗透率样品的渗透率累计贡献率曲线[图 7(b)]可知，大于1.000 mD的样品，渗透率贡献率主要依靠半径为6.00~12.00 μm的大孔喉，其渗透率贡献率高达78%；而小于1.000 mD的其他样品，渗透率贡献率峰值虽然对应相对较大的喉道，但是峰宽较窄，相对大喉道的累计渗透率贡献率相对较低，仅为35% 左右，而喉道半径集中分布区间累计渗透率贡献率可达55%~65%。例如，渗透率为0.760 mD的样品渗透率贡献峰值为30%，对应的喉道半径为3.50 μm，半径大于3.00 μm的喉道的渗透率累计贡献率为37%，喉道半径分布曲线的峰宽为0.50~3.00 μm，其峰宽范围内喉道的渗透率累计贡献率达61%。

从以上分析可知，在小于1.000 mD的相对低渗储层中，喉道半径集中分布区间的喉道是决定渗透率的主要因素，而在大于1.000 mD的相对高渗储层中，少量的大喉道是影响渗透率的主要因素，但是喉道半径并不是影响储层渗透率的唯一因素，而是由微观孔喉形态、组合类型以及连通特征等综合影响的。从渗透率与平均喉道半径的关系曲线[图 7(c)]可知，平均喉道半径与渗透率呈正相关关系，且渗透率越大相关性越差。这主要是由于渗透率相对较低的储层，其微观孔喉非均质性较弱，连通孔喉迂曲度差异较小，一般为15~20，渗透率主要由平均喉道半径大小决定，而渗透率相对较大的储层，其渗透率主要是由少量连通的大孔喉决定的，虽然连通的大孔喉迂曲度较小，但其微观非均质性较强、迂曲度差异较大。通过统计发现，平均喉道半径与迂曲度的比值和渗透率有非常好的拟合关系，如图 7(d)所示，这说明平均喉道半径和迂曲度对储层渗透率大小起决定作用。

岩石孔隙中流体可根据赋存状态分为可动流体和束缚流体，通常由于毛管阻力和黏滞力^[19]，可动流体主要赋存于大孔隙中，束缚流体主要赋存于喉道、微小孔隙及不连通的死孔隙中，同时由于岩石颗粒表面负电荷对水分子的吸附作用，在大孔隙颗粒表面存在一定厚度的水膜，且孔隙半径越小，岩石孔隙表面对水分子束缚作用越强、束缚水饱和度越高、束缚水膜厚度越大^[20]。因此，岩石孔隙中流体的赋存状态与孔喉大小、连通性及组合类型有重要的关系。

在对10块饱和模拟地层水的岩心进行核磁共振T₂测量后，再对每块岩样先后在42 psi(0.29 MPa)，208 psi(1.43 MPa)，417 psi(2.88 MPa)，900 psi(6.21 MPa)离心力下进行高速离心，将每次离心后的岩样进行核磁共振T₂测量，获取不同状态下致密油储层可动流体参数。根据测试结果可知，研究区可动流体饱和度为40%~76%，平均值为55%，可动流体饱和度相对较高。

图 8(a)—(d)是通过式(2)将T₂转换成孔隙半径后得到的不同离心力高速离心后孔隙流体分布曲线图。从图 8可知，随着离心力的增大，更多小孔隙中的流体被驱离出来，但当离心力大于208 psi时，可动流体饱和度增加较少。根据文献[21]报道，根据Washburn等式，208 psi离心力对应0.10 μm喉道半径。从图 8中不同离心力的核磁共振曲线也可以看出，可动流体主要分布在大于0.10 μm孔隙中，即可认为可动流体饱和度主要由喉道半径大于0.10 μm的孔喉数量与体积决定。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 鄂尔多斯盆地南梁—华池地区长81储层孔隙结构与可动流体饱和度的关系曲线 Fig. 8 Relationship between pore structure and movable fluid saturation of Chang 81 reservoir in Nanliang-Huachi area, Ordos Basin

如图 8(e)所示，不同离心力下的可动流体饱和度与样品平均喉道半径呈较好的正相关关系，特别是42 psi离心力作用下可动流体饱和度与平均喉道半径的相关性最强，由此可见，连通孔喉的喉道大小是影响可动流体赋存特征的关键因素，有效喉道半径越大对可动流体的束缚力越弱，流体在孔隙中的可流动能力越强。除喉道半径以外，连通孔喉比也是影响可动流体饱和度的重要参数。当离心力较小时，大孔隙中有大量的流体未被离出，这主要由2部分组成：一是孔喉半径比较大、喉道半径较小，离心力无法克服毛管阻力而被束缚的流体；二是孔隙表面的束缚水膜^[20]。当离心力由42 psi增加至208 psi时，大孔隙中大部分流体被离心出来，说明大孔隙中受微小喉道束缚的流体比例相对较高。如图 8(f)所示，平均孔喉半径比与可动流体饱和度呈较好的负相关关系，说明孔喉组合关系也是影响可动流体饱和度的重要因素。

另外，有学者认为微观非均质性对可动流体饱和度影响较大，认为分选系数反映储层大孔喉所占的比例，即分选系数越大，大孔喉越多，可动流体饱和度越大^[22]。孔隙半径分布曲线呈双峰特征，微观非均质性较强，但大量的微小孔隙中的流体不能流动，可动流体饱和度并不高[图 8(c)，(d)]。柳娜等^[23]也指出，微观非均质性对可动流体饱和度的影响没有特定性，微观非均质性对可动流体饱和度的影响主要还是因为喉道大小、孔喉组合类型的差异所造成的。

南梁—华池地区长8₁油藏油水关系复杂的主要原因之一是该地区具有复杂多样的油水渗流特征，进而影响了石油充注、富集及后期开发效果。根据油水相对渗透率实验数据，可将研究区油水相对渗流特征分为3类(图 9)。其中Ⅰ类相渗物性差、驱油效率低；Ⅱ类相渗喉道半径大于0.50 μm，两相共渗范围较宽，无水期驱油效率和最终驱油效率较高；Ⅲ类相渗喉道半径多大于1.50 μm，含水上升较快，无水期驱油效率较短，但最终驱油效率较高。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 鄂尔多斯盆地南梁—华池地区长81储层油水渗流特征类型及相应含水上升特征曲线 Fig. 9 Oil-water seepage characteristic types and corresponding water cut rising characteristic curves of Chang 81 reservoir in Nanliang-Huachi area, Ordos Basin

第Ⅰ类束缚水饱和度为35%~40%，油相相对渗透率随含水饱和度的增大呈直线下降，水相相对渗透率上升缓慢，无水期驱油效率为10%~15%，油水两相共渗范围多小于20%，最终水驱油效率较低，约为20%，交点含水饱和度略大于50%，交点处相对渗透率一般小于0.05，储层润湿性呈强亲水或亲水^[24]。这类储层由于物性差，平均喉道半径一般小于0.50 μm，且半径小于0.10 μm的小孔喉相对发育，导致束缚水饱和度较高、原始含油饱和度较低。对于亲水储层，在水驱油的过程中，水相多优先沿孔隙壁突进驱油，随着含水饱和度的升高，孔喉颗粒表面水膜厚度越大^[20]，且孔喉半径越小，水膜厚度与孔喉半径之比越大，水膜厚度对油相渗流速度影响越大，因此此类储层残余油饱和度较高，最终水驱油效率较低。

第Ⅱ类束缚水饱和度为20%~30%，油相相对渗透率随含水饱和度的增大而缓慢下降，水相相对渗透率上升先缓后快，无水期驱油效率为20%~25%，油水两相共渗范围约为40%，最终水驱油效率可达45%，交点含水饱和度为55%~60%，交点处相对渗透率为0.05~0.15，储层润湿性呈亲水或弱亲水。这类储层物性相对较好，平均喉道半径为0.50~1.00 μm，束缚水饱和度相对较低，由于储层亲水性减弱，孔喉半径较大，孔隙中水相的存在多油相渗流影响相对较小，水驱油效率相对较高，此类储层为该区主要的石油勘探开发目标。

第Ⅲ类束缚水饱和度约为30%，油相相对渗透率随含水饱和度的增大快速下降，水相相对渗透率快速上升，残余油饱和度处水相相对渗透率大于1.00，甚至远大于束缚水饱和度处油相相对渗透率，无水期驱油效率一般小于5%，但油水两相共渗范围较宽，为35%~45%，最终水驱油效率为30%~35%，交点含水饱和度小于45%，交点处相对渗透率一般大于0.20。此类相渗特征似乎有悖常理，但的确是实际存在的，祝春生等^[25]已注意到这种特殊的现象，并对其成因进行了分析。这类储层粒间孔发育、物性较好，平均喉道半径多大于1.50 μm，储层润湿性多亲油，因为孔隙衬里状绿泥石薄膜厚度为10.00~25.00 μm，且常吸附早期充注的低成熟油，使储层润湿性发生反转^[26-27]，在亲油的储层中，石油充注后以连续相赋存于大孔隙中，水相液滴状分散在连续油相中，在油水渗流的过程中，当流体通过狭小的喉道时，液滴状的水相容易产生贾敏效应堵塞喉道，进而阻碍油相渗流，因此在油水两相渗流初期，油相相对渗透率较低且下降较快，随着含水饱和度的增大，水相为连续相，油相多以油膜状吸附在孔隙表面，但由于孔喉半径较大，油膜对水相渗流的阻碍较小，水相渗透率后期随含水饱和度的增加快速上升。此类储层油井生产多高含水，但由于孔喉半径较大，残余油饱和度相对较低，油水两相共渗范围较大，最终水驱油效率相对较高，中—高含水期为此类储层重要的开发阶段。

综上所述，孔喉结构对油水两相渗流特征及水驱油效率具有重要的影响，如图 10(a)所示，平均喉道半径与残余油饱和度呈负相关关系，与油水两相共渗范围呈较好的正相关关系，当平均喉道半径小于1.50 μm时，随着平均喉道半径的增大，油水两相共渗范围增长较快；当平均喉道半径大于1.50 μm时，其增长变慢。这主要是因为水相相对渗透率较大，影响了水驱油效率。如图 10(b)所示，随着平均喉道半径的增大，水相最大相对渗透率不断增大；当平均喉道半径小于1.50 μm时，拟合关系较好，说明此阶段主要受喉道半径影响；当平均喉道半径大于1.50 μm时，残余油处的水相相对渗透率一般大于1.00，即大于束缚于水处油相相对渗透率，但与喉道半径拟合关系较差，这说明此阶段受包括喉道半径在内的多种因素影响。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 鄂尔多斯盆地南梁—华池地区长81储层油水渗流特征与平均喉道半径的关系 Fig. 10 Characteristics of oil-water percolation and its relationship with pore throat structure of Chang 81 reservoir in Nanliang-Huachi area, Ordos Basin

(1) 鄂尔多斯盆地南梁—华池地区长8₁储层发育粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔、微裂缝等5种孔隙类型，以粒间孔为主。粒间孔孔隙相对规则，多呈三角形、长方形或多边形，孔径主要为40.00~150.00 μm，喉道形态复杂多样，主要有片状、弯片状、缩颈状、管束状和点状，喉道半径从纳米级到几十微米不等。

(2) 不同物性样品的孔喉结构差异较大，渗透率大于1.000 mD的储层，连通孔喉半径比、迂曲度较小，微观非均质性较强，渗透率主要由少数半径大于6.00 μm的连通大喉道决定；渗透率小于1.000 mD的储层，连通孔喉半径比较大，渗透率主要由集中发育的0.50~3.00 μm的小喉道决定。

(3) 喉道半径是影响可动流体饱和度和油水渗流特征的关键因素，喉道半径大于0.10 μm的孔喉数量与体积决定可动流体饱和度大小；平均喉道半径小于1.50 μm的储层的水驱效率主要由喉道半径决定，而平均喉道半径大于1.50 μm的储层的水驱油效率受喉道半径和储层润湿性综合影响。

(4) 鄂尔多斯盆地南梁—华池地区长8₁储层喉道半径为0.50~1.50 μm的含油区带，油水两相共渗范围较宽，无水采油期较长，最终水驱油效率较高，为重点勘探开发目标区；喉道半径大于1.50 μm的砂带，储层物性相对较高，水相相对渗透率上升较快，无水采油期较短，中—高含水期为该类储层重要的开发阶段。