超低渗油藏注水开发制约因素综合分析——以吴起油田白河吴52井区长8油层为例

樊伟平，吴宝祥，刘大鹏

（延长油田股份有限公司吴起采油厂，陕西 延安 717600）

超低渗透油藏的孔隙复杂，孔隙颗粒非常细小，胶结物含量高，物性很差，造成渗透率很差，同时超低渗透储层的非均值性强，天然的裂缝发育，水驱波及体积很低，造成水驱油效率也很低，影响了超低渗透油藏的注水开发效果，所以本文以白河吴52井区长8 储层为例，研究超低渗透油藏的注水困难因素，有利于更好，更科学的开采超低渗透油藏，提高石油采收率。

1 超低渗油藏注水效果影响因素分析

1.1 孔隙结构分析

超低渗透油藏的储层渗流能力主要是受到储层孔隙和喉道大小的控制，超低渗透油藏的储层微观孔隙非均质性在不同程度上受到孔喉比的大小约束，进而制约着水驱效果，渗透率较低的储层有着较高的孔喉比，孔隙体积中吼道体积占比较小，注入水仅能够驱替与较大吼道连通的孔隙，导致水驱效果严重下降，注水波及体积严重降低。所以对于低渗透储层来讲，孔喉比较大，孔隙间连通性较差，水驱效果直接受到可渗流的大吼道制约，水驱波及体积较小，注水开发效果较差，从而导致油田采收率很低。

白河吴52井区长8储层岩心铸体薄片镜下观察结果表明，该区长8 储层为粉-细砂岩。石英、岩屑为主要碎屑颗粒，含油少量的云母和长石，岩石颗粒的分选性较差，磨圆度也较差，粉砂质为主要的杂基。晶间灰质胶结明显，亮方解石为主要的胶结物，有较少的双晶线、多孔胶结和晶间长石颗粒填充。……