渤海B油田属于高孔高渗油藏，平均孔隙度31%，平均渗透率2 715.5×10^-3 μm²，注水开发10余年，综合含水76%。注水开发过程中油田含水上升速度快等矛盾逐步暴露，影响了油田开发效果，亟需稳油控水。一方面，长期注水开发必然导致储层孔喉发生变化；另一方面，调剖、调驱是目前油田开发重要的稳油控水措施，虽然体系多样化，但大多涉及体系粒径与孔喉尺寸匹配的问题^[1]。因此，正确认识储层孔喉尺寸在油藏开发过程中的变化规律，宏观上对于指导调剖调驱等措施的方向性、方案预测的可靠性，微观上对于指导体系粒径与孔喉尺寸的匹配设计都具有重要意义。

陆地油田对于长期水冲刷后储层孔喉变化规律开展了较多的研究，方法主要有不同时期取心分析对比、室内长期注水冲刷实验，测井资料对比、示踪剂监测以及油藏工程计算方法等^[2-5]。其中，利用不同时期的密闭取心等矿场资料做前后对比是研究储层孔喉变化最直接的手段。海上油田开发由于受到工作环境的限制，开发过程中密闭取心及各类测试资料相对较少，许多方法应用受到限制。为了开展研究工作，本文运用理论公式与数值模拟结合计算B油田储层孔喉尺寸变化，并与经验认识、现场示踪剂监测对比验证，方法相对便捷，无需增加现场测试工作量及费用，描述结果具有一定参考性。

1 孔喉尺寸计算分析方法简述

由Carman-Kozeny公式^[1]可知，孔喉半径与渗透率、孔隙度之间存在一定关系，如式（1）：

$ r = \sqrt {\frac{{8k{\tau ^2}}}{\phi }} $

(1)

式中：k为岩石渗透率，μm²；φ为岩石孔隙度，小数；r为孔喉半径，μm；τ为迂曲度。

Carman-Kozeny公式是油藏工程方法、示踪剂监测法、动态资料法研究水驱孔喉尺寸变化的基础。即，如果能够获得开发过程中某一时期储层渗透率的分布，结合油田孔隙度、迂曲度值，即可对相应的储层孔喉半径作理论计算。参数确立思路如下：

（1）孔隙度φ

研究显示，注水开发对储层的渗透性有较强的改造作用，而孔隙度总体变化相对不大^{[6, 7]}，因此，计算时可取油田平均孔隙度。

（2）迂曲度τ

迂曲度是描述渗流通道的重要参数之一，早期主要由铸体薄片直接测量，后来研究人员提出了多种便捷的计算方法^{[8, 9]}。根据迂曲度与渗透率、孔隙度和孔喉半径之间的函数关系，可依据油田毛管压力资料^[10]由式（1）反算得到。经计算，B油田渗透率范围内迂曲度为1.21~1.95，平均1.54。

（3）渗透率k

注入水的长期冲刷导致储层孔喉尺寸变大，连通性变好，表现为渗透率快速升高，进而导致开采过程中含水快速升高并且形成水淹^[11]。依据这一关系，开发过程中某一时期渗透率数据获取思路为：①利用动态及测试资料等初步判断出目标井组水驱形成的高渗通道方向与层位；②建立数值模型，在相应层位设置高渗区域，渗透率赋予初值，同时调整模型其他相关参数，初步拟合该方向上油井含水上升趋势；③以含水率为目标函数，采用单因素分析方法，针对性地调整高渗区域渗透率，设计多套方案，优化计算得到含水率拟合效果较好的渗透率变化范围。

通过以上参数即可求取油田水驱后储层孔喉尺寸，分析变化规律，并与经验认识、示踪剂监测结果等对比验证，增强可靠性。

2 方法计算与验证 2.1 方法计算

以B油田某井组为例，建立数值模型，采用CMG公司的CMOST软件，设计得到229套方案，提交进行优化计算，得到含水率曲线拟合结果及优化计算的渗透率分布频率（图 1、图 2）。可知，当模型高渗区域渗透率在5 352.9~8 647.1（×10^-3 μm²）范围内时，含水曲线拟合效果较好。即认为井组经过多年水驱，该方向上储层渗透率增大至5 352.9~8 647.1（×10^-3 μm²），并由式（1）计算得到当前孔喉半径范围，与井组初期平均孔喉半径对比，可知孔喉半径增幅32.5%~68.4%（表 1）。

采用上述方法对多个井组进行计算分析，结果（表 1）显示，各井组长期水驱后渗透率普遍增大，孔喉半径增大。井组具体情况不同，孔喉尺寸增幅有所差异，但整体上孔喉半径平均增幅30%~80%。

2.2 与经验认识对比

陆地油田在开发过程中的密闭取心、测井、测试等资料较为丰富，在水驱储层参数变化方面开展了大量研究，形成经验认识，对海上油田开展相关工作具有参考意义。普遍认为，储层的原始物性是影响储层变化的重要因素^[12-14]。对于高孔高渗砂岩储层，胶结比较疏松，经过长期的注水冲刷，粘土矿物运移迁出，孔道变得干净通畅，储层孔喉尺寸增大，储层物性普遍变好，渗透率增大。对于中深砂岩储层，储层稳定性较差，长期注水开发对储层呈双向改造。对于低渗砂岩储层，原始孔喉较小，经过长期注水开发，部分孔隙能变好，但变化程度远小于中、高渗储层；而在更大程度上，颗粒破碎迁移过程易堵塞孔隙喉道，致使孔喉减小，渗透性能降低，物性变差。

多个陆地油田区块^[15-25]长期水驱前后储层孔喉尺寸变化数据（表 2）显示，长期水驱后，低孔低渗储层孔喉半径降低幅度达3.64%~41.38%，中、高孔高渗储层孔喉半径增大幅度达11.43%~64.06%。储层原始渗透性越好，水洗改造的程度越大，孔喉尺寸增幅越大。其中胜坨油田二区沙二段12层、孤岛油田馆上段均属高-特高渗砂岩油藏，与渤海B油田物性类似，注水开发至高含水期后，平均孔喉半径增幅达到60%左右，与本文方法计算分析结果相似。

2.3 与现场示踪剂监测结果对比

井间示踪剂技术是用于油田开发动态监测的重要手段。注入水长期冲刷形成的高渗透层甚至大孔道，可由示踪剂在地层中的流动及产出情况反映出来^[26]，确定水淹层的厚度、渗透率及孔道半径等。B油田对D08、E23等井组井间化学示踪剂监测结果显示，油层内部已形成高渗透带及大孔道，渗透率相对初期可增加1~5倍。对各注采方向上储层孔喉尺寸归纳分析可知，注水冲刷后，B油田形成的高渗透层孔喉半径增幅在26.7%~75.9%之间不等，形成的大孔道半径可增加1倍左右（表 3）。此外，与B油田物性及当前开发阶段类似的渤海Q油田，现场多个井组示踪剂监测结果显示，注水冲刷后高渗层孔喉半径增幅27.1%~85.7%，大孔道半径可增加1~5倍。

对比可知，原始物性相似的油田，长期注水冲刷后储层孔喉半径变化规律具有相似性。对于水驱形成的高渗透层孔喉尺寸变化，本文计算方法与现场示踪剂监测结果基本一致，但对于形成的大孔道水淹层，孔喉半径变化还应主要依据示踪剂资料的分析结果。

3 现场应用

在海上油田开发过程中取心等资料有限的情况下，通过本文方法研究对长期水驱储层孔喉尺寸变化规律形成定性-半定量的认识，可为后续调剖、调驱体系的粒径及用量设计提供指导，促进现场应用。B油田E井组综合含水73.5%，单井含水高达85.8%，井组剩余可采储量约45×10⁴ m³，开展调驱稳油控水技术挖掘潜力较大。E井组原始孔喉半径9.8~16.1 μm，根据本文方法计算，水驱后孔喉半径增加至12.7~29.0 μm，设计井组调驱体系分散相粒径为20~60 μm级别，能够满足需求。

现场实施效果显示，E井组注入调驱体系后，注入压力平均上升1.5 MPa，视吸水指数由42.5 m³/(d·MPa)降低至31.7 m³/(d·MPa)，霍尔曲线明显上移，视阻力系数1.26，反映调驱体系进入地层后对高渗层起到了封堵效果。同时，产出端开发效果增强，其中前期分析认为位于注采高渗通道上的高含水油井降水增油效果尤为明显（图 3）。井组产量递减、含水率上升趋势均得到控制，自调驱开始1年内井组累计增油达到14 571.3m³。

4 结论与认识

（1）海上油田密闭取心等资料相对较少，直观认识水驱孔喉尺寸变化规律方法受到限制。基于Carman-Kozeny公式，利用数值模拟手段，可建立一种长期水驱油田储层孔喉尺寸计算方法。

（2）该方法计算渤海B油田水驱至目前，储层平均孔喉半径增幅可达30%~80%，与经验认识、示踪剂监测结果对比验证，一致性较好。

（3）根据水驱后储层孔喉尺寸变化计算指导现场调驱体系粒径设计，措施应用后取得了良好的降水增油效果。