低渗透砂岩储层微观孔隙结构与流体渗流机理

低渗透砂岩储层微观孔隙结构与流体微观渗流机理西安石油大学石油工程学院高辉2016.41、非常规致密油的概念2、低渗透砂岩的微纳米级孔喉缝类型3、低渗透砂岩的微纳米级孔喉缝系统表征方法4、存在问题与发展趋势5、低渗透砂岩的渗流机理研究方法6、低渗透砂岩的流体微观渗流特征7、低渗透砂岩水驱过程中的微观参数变化8、存在问题与发展趋势报告内容我国常规资源数量有限，只占总资源的20%，且常规油气资源面临产量递减，开发难度增大，开发成本高等诸多挑战。伴随北美威利斯顿盆地Bakken致密油，德克萨斯南部EagleFord致密油，德克萨斯州中北部FortWorth盆地Barnett致密油的成功勘探开发，致密油已成为继北美页岩气之后又一战略性突破领域。过去10多年中，美国油气产量中致密油所占比例逐年剧增，改变了连续24年石油产量下滑的趋势。我国致密油分布广泛，在鄂尔多斯盆地三叠系、准噶尔盆地二叠系、松辽盆地白垩系、渤海湾盆地古近系等层系均不同程度发现，具备规模勘探的资源基础和广阔的勘探前景。根据评价，我国包括致密砂岩和致密灰岩在内的低渗透石油有利勘探面积达18×104km2，地质资源量在74～80×108t，可采资源量在13～14×108t。陕北新安边致密油地质储量1亿吨。1、非常规致密油的概念（1）致密油是英文“tightoil”的中文译名，其作为一般性的描述词在20世纪40年代就出现在AAPGBulletin杂志中，用于描述含油的致密砂岩，与“tightgas”几乎同时出现。（2）2005年，美国能源信息署（EIA）将致密油定义为页岩中采出的石油。并在“年度能源展望2012”报告中对致密油的定义是“利用水平钻井和多段水力压裂技术从页岩或其他低渗透性储层中开采出的石油。（3）加拿大自然资源理事会（NRC）指出，轻质致密油（Lighttightoil）是在渗透率很低的沉积岩储层中发现的石油，石油从岩石流向井筒过程中受到非常致密的细粒岩石阻碍，需要借助包括水平井钻井和水力压裂的增产技术。（4）Clarkson等将轻质致密油分为3类：页岩油（Shaleoil）—源岩内部的碳酸盐岩或碎屑岩夹层中，基质渗透率一般在0.001～0.01×10-3μm2之间，与页岩气相对应，源岩就是储集层，国内学者一般将其称为页岩油；致密油（Tightoil）—紧邻源岩的致密层中，与生油岩层系共生，油气经过短距离运移，储集层岩性主要包括致密砂岩、致密灰岩等，覆压基质渗透率在0.01～0.1×10-3μm2之间，孔隙度小于10%，与致密气相对应，源岩不作储集层，岩性为碳酸盐岩或碎屑岩，这也是国内学者所说的致密油（Tightoil）；环边油（Halooil）为基质渗透率高（大于0.1×10-3μm2），环带状分布于常规储层外围，与常规储层之间没有明显界限，存在大孔缝优先渗透通道（产层），岩性为碳酸盐岩或碎屑岩。（5）在我国，贾承造等认为致密油是指以吸附或游离状态赋存于生油岩中，或与生油岩互层、紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中，未经过大规模长距离运移的石油聚集。邹才能等认为致密油是指与生油岩层系共生、在各类致密储集层聚集的石油，油气经过短距离运移，储集层岩性主要包括致密砂岩和致密灰岩，覆压基质渗透率小于或等于0.1×10-3μm2（储层地面空气渗透率小于1×10-3μm2）；杜金虎等认为致密油是指夹在或紧邻优质生油层系的致密碎屑岩或者碳酸盐岩储层中，未经大规模长距离运移而形成的石油聚集，一般无自然产能，需通过大规模压裂技术才能形成工业产能。杨华等考虑到鄂尔多斯盆地石油勘探开发实际，将储集层地面空气渗透率小于1×10-3μm2（覆压基质渗透率小于0.1×10-3μm2）称为非常规油气，其中渗透率为0.3～1×10-3μm2的为超低渗透油藏，将地面空气渗透率小于0.3×10-3μm2，赋存于油页岩及其互层共生的致密砂岩储层中，石油未经过大规模长距离运移的石油称为致密油，包括砂岩致密油和页岩油2大类。孔隙度上限/%渗透率上限/mD孔喉半径/μm作者年份/0.1/FederalEnergyRegulatoryCommission1978/0.1/Elkins1978/0.1/Spencer1985100.1/Wyman1985121.0(airpermeability)/Surdam1997/0.1/Holditch2006100.1/Sharif2007/0.1/Perry2007101.0(airpermeability)/CainengZou2009/2.0Nelson2009101.0(airpermeability)/JinxingDai2012101.0(airpermeability)1.0CainengZou2015虽然不同学者和机构对致密油的定义差别较大，但对致密油的内涵却形成了共识，主要指由源岩排出，经过短距离运移，再与源岩紧邻或者在源岩层系内的致密砂岩或碳酸盐岩中聚集，单井无自然产能，需要借助包括水平井和水力压裂在内的增产技术进行开发的原油。2、低渗透砂岩的微纳米级孔喉缝类型主要储集空间为残余粒间孔、溶蚀孔、纳米孔和晶间孔。孔喉缝系统复杂。邹才能研究认为页岩气储层孔喉直径介于5～200nm，致密气储层孔喉直径介于40～700nm，砂岩致密油储层孔喉直径介于50～900nm，致密灰岩油储层孔喉直径介于40～500nm；杨华认为鄂尔多斯盆地延长组致密油储层中值孔喉直径介于20～300nm，主要分布于50～200nm，最大孔喉直径介于300～2000nm，主要分布于500～1000nm，且不同地区孔喉直径差异较大。孔喉尺度范围宽，组成的网络系统复杂、非均质性强。(1)分析测试技术不断提高铸体薄片扫描电镜环境电镜扫描场发射扫描电子显微镜（FE-SEM）高压压汞恒速压汞核磁共振Micro-CT气体吸附法聚焦离子束显微镜（FIB-SEM）Nano-CT(2)描述理论方法逐步改进和完善孔喉网络模型构建分形理论3、低渗透砂岩的微纳米级孔喉缝系统表征方法形状刻画参数定量获取铸体薄片分辨率低，纳米级孔隙无法识别。扫描电镜环境电镜扫描样品不用抽真空，无需干燥处理，可在有液体条件下测量，可观察流体赋存状态。样品需要抽真空和干燥处理。场发射扫描电子显微镜（FE-SEM）分辨率高，是识别纳米级孔隙的有效手段。高压压汞恒速压汞优点：区分孔隙和喉道，得到孔喉比参数。缺点：最大进汞压力小。无法区分孔隙与喉道，进口压汞仪的最高压力可达400MPa。核磁共振离心力大小和离心时间确定非常重要。主要得到可动流体参数。T2值转化成孔喉半径。还可用于动态驱替。气体吸附吸附不同气体识别精度不同，CO2可识别小于2nm的孔隙，N2识别2-50nm的孔隙。可测定岩石比表面积、孔径大小，但难以测定封闭微孔，且对比表面积较小的致密岩石测定误差较大。在恒温下，将作为吸附质的气体分压从0.01Mpa逐步升高到1.01Mpa，测出多孔试样对其相应的吸附量，由吸附量对分压作图，可得到多孔体的吸附等温线；将气体分压从1.01Mpa逐步降至0.01Mpa，测定相应的脱附量，由脱附量对分压作图，则可得到对应的脱附等温线。孔隙体积由气体吸附质的吸附量计算。

根据毛细管凝聚原理，孔的尺寸越小，气体凝聚所需的分压就越小。在不同分压下吸附的吸附质的液态体积对应于相应尺寸孔隙的体积，故可由孔隙体积的分布来测定孔径分布。一般而言，常用脱附等温线计算孔径分布。CT扫描针对不同尺寸样品进行微米-纳米CT分析，获取纳米、微米与毫米级多尺度孔喉缝特征，精确定位不同孔喉缝在样品中的位置，可有效避免传统间接方法的结果仅反映孔喉结构整体信息，无法直观反映储层内部微观孔喉缝分布非均质性的缺陷，但识别精度较差。识别精度50nm。聚焦离子束显微镜（FIB-SEM）利用离子束在亚微观尺度对岩石不断剥蚀扫描获取一系列高分辨率二维图像，最终将若干二维图像进行数值重构，获取岩石微观结构的几何特征，如孔喉缝分布及其特殊形状。但聚焦离子束技术剥蚀岩石区域较小，并且花费时间较长、成本较高、观测范围小、适用范围窄。TypeTechniqueMeasurement

rangePurposeTwo-dimensionalPorethroatshapeCastingsectionn×10μm～mmMicrometre-millimetreporethroatsizeandporethroattype,interstitialmaterialSEMn×10nm～n×10μmNanometre-micrometreporethroatsizeandporethroattype,claymaterialESEMn×10nm～n×10μmNanometre-micrometreporethroatsizeandporethroattype,claymaterial,wettabilityFESEM0.8nm～n×10μmNanometre-micrometreporethroatsizeandporethroattype,claymaterialThree-dimensionalPorethroatshapeMicro-CT1μm～n×mmMicrometre-millimetreporethroatsizeandconnectivityNano-CT50nm～65μmNanometre-micrometreporethroatsizeandconnectivityFIB-SEM0.5nm～30μmNanometre-micrometreporethroatsizeandconnectivityPorethroatconnectivityHighpressureHginjection1.8nm～180μmNanometre-micrometreporethroatcharacterizationparamterConstantrateHginjection0.12μm～39μmMicrometreporethroatcharacterizationparamterNMR3nm～n×mmNanometre-millimetreporethroatsizeandcontent,movablefluidparamterGasabsorption0.35nm～200nmNanometreporesizeandcontent孔喉网络模型虽然孔喉分布在三维空间，但又不完全充满三维空间，其孔喉匹配关系极其复杂。基于现有孔喉测试结果，通过数学模型构建来得到孔喉分布的网络模型。分形理论岩石的孔隙空间具有良好的分形特征，孔隙结构的分形维数可以定量描述孔隙结构的复杂程度和非均质性。单分形维数计算的基础数据来源于化验分析，如压汞、气体吸附等。存在的主要问题：（1）现有研究主要集中于孔隙或孔隙网络系统，对喉道、微裂缝的研究较少。（2）事实上，常规和非常规储层的孔隙结构是孔隙、喉道、微裂缝共同组成的网络空间，如果只是对孔隙或孔喉进行分析，有其不可忽视的局限性。（3）无论对于油气成藏还是油气田开发，喉道、微裂缝是沟通孔隙的渗流通道，油气的富集程度和开发效果主要取决于喉道，即孔隙的有效性受制于喉道和微裂缝。4、存在问题与发展趋势发展趋势：（1）孔喉缝系统研究将更加注重多种测试方法相互结合，多学科理论相互融合，模型更加精确、逼真，从定性分析、到半定量、再到定量评价。（2）孔喉缝系统复杂多变，室内实验手段的优点和局限性同时存在，而理论模型又难以完全刻画复杂的孔喉缝系统，如何将室内研究上升到模型高度将是主要的发展方向。（3）将多方法、多手段、多学科、多领域相互结合，定量表征孔喉缝系统的有效性，最终构建表征模型，同时注重室内实验与理论模型、静态与动态相结合，相互验证、相互补充、不断完善。5、低渗透砂岩的渗流机理研究方法启动压力测试长岩心驱替真实砂岩微观驱替高压核磁共振驱替CT扫描驱替最常用的研究方法，以水驱油效率和相对渗透率反应驱替机理。定量评价驱替过程中孔喉动用效果与剩余油分布。可视化观察驱替过程油水运动规律、剩余油赋存状态。放大倍数小。三维空间显示油水分布，结果直观，可以定了化。评价驱替过程中的启动压力变化。非达西渗流曲线示意图（1）从全直径岩心上钻取直径为2.5cm规格的标准岩心，洗油后烘干；（2）气测岩心渗透率、煤油测孔隙度；（3）用经0.2μm滤膜精细过滤的脱色煤油作为渗流介质，对每块岩心均进行6个极低速度（0.030ml/min、0.025ml/min、0.020ml/min、0.015ml/min、0.010ml/min和0.005ml/min）下的单相流动驱替实验，记录下不同驱替速度下的稳定压力，用于测量拟启动压力梯度；（4）停泵自然卸压至压力不再下降为止，对应于流量降低为零，此时岩心入口与出口之间的压力梯度即为真时启动压力梯度；（5）每块岩心模拟启动压力梯度和真实启动压力梯度实验测量的全过程，在一间恒温（23℃左右）的小房间内进行。驱替泵使用的是先进的美国生产ISCO高精度柱塞泵，最低泵速可达到0.00001ml/min，可在极低泵速进行驱替实验，能够保证实验记录的流量精度。启动压力梯度测量使用高精度压力表，能够保证实验记录的压力精度。启动压力测试长岩心水驱油（1）从全直径岩心上钻取直径为2.5cm规格的标准岩心，洗油后烘干；（2）测孔隙度和渗透率；（3）抽真空饱和地层水；（4）用油相驱替水相，建立岩心的束缚水状态，岩心放置6天进行润湿性恢复；（5）水驱油实验，测定油水两相相对渗透率曲线和水驱油效率，驱替装置为美国岩心公司FDS—210流体系统。

微观模型实验系统包括显微观察系统、加压系统、图像采集系统、抽真空系统四个部分。

实验采用单一模型和组合模型分别进行水驱油实验。单一模型模拟油藏条件下的孔喉微观非均质性。组合模型模拟油藏的宏观非均质性、平面非均质性。组合模型将不同沉积相带，不同层位，同一沉积微相带不同位置，同一小层不同韵律部位的砂岩组合起来，模拟油田注水开发过程。研究储层注水开发的油水运动规律及驱油效率的主控因素。真实砂岩微观驱替高压核磁共振驱替核磁共振设备恒温箱氟油热缩管岩心夹持器岩心夹持器水平固定在CT断层扫描仪的扫描腔中，岩心夹持器水平位移由计算机控制，精度为0.001cm，纵向位移处于锁定状态。CT扫描是沿着岩心的经向，从注入端向出入端，每次共扫描11个点，平均每0.55cm扫描一个点。CT扫描的截面厚度为0.5cm，由此，11个CT扫描几乎将岩心的所有长度都包括在内。研究标明：两相的CT值相差越大，测得的孔隙度及含水饱和度越精确。所以，在本试验中，使用聧烷(炭十)为油相，8.0wt%KBr（溴化钾）为水相。油水两相的CT值相差846，气水两相的CT值相差近1565。进行注水实验时，注入压力由压力传感器进行检测，注入速度由ISCO泵控制和记录。动态含水饱和度随时间的变化可通过对CT图像的处理来得到。CT扫描驱替实验6、低渗透砂岩的流体微观渗流特征低渗透储层的启动压力梯度低渗透砂岩储层的油水两相渗流规律低渗透砂岩的微观水驱油机理低渗透砂岩的微观剩余油赋存机理低渗透砂岩的水驱油空间表征区块样品数层位孔隙度（%）渗透率(mD)拟启动压力梯度（MPa/m）真实启动压力梯度（MPa/m）启动压力梯度差值（MPa/m）庆阳1长87.640.220.5860.0630.523合水1长814.272.30.0560.0120.044白豹1长4+517.640.190.9280.1210.8071长611.190.340.4390.0410.398吴旗1长4+515.220.320.4860.0910.395铁边城1长4+516.250.660.2140.0380.176大路沟5长612.260.650.5580.0460.512镇北1长89.970.710.1270.0230.104白于山4长4+512.591.090.1480.0180.130王窑东2长611.890.370.3730.030.343杏河2长612.261.790.0590.0130.046虎狼峁2长612.420.180.8120.1020.71白马13长810.610.470.5700.0560.514董志6长811.260.590.4680.0400.428低渗透储层的启动压力梯度拟启动压力梯度、真实启动压力梯度和启动压力梯度差值与岩心渗透率之间表现出了较好的相关关系。样品渗透率大于0.5×10-3μm2，岩心渗透率的降低，启动压力梯度增大速度均较慢。当岩心渗透率介于0.2～0.5×10-3μm2时，岩心渗透率的降低，启动压力梯度增大速度开始加快。岩心渗透率小于0.2×10-3μm2，渗透率的降低，启动压力梯度快速增大。这是因为随着样品渗透率的增加，孔喉半径也随之增大，边界流体所占的比例减少，边界层对流体渗流的影响程度减弱。临界启动渗透率研究平均储层压力为18MPa，生产井井底流压为5MPa，注采井距为300m，井筒半径为0.108m，注水井井底流压为35MPa，根据这些参数，可以计算出注采井间不同半径处的驱替压力梯度。分析发现，驱动压力梯度在注水井和采油井附近最大，随着距井筒距离的增大，驱动压力梯度逐渐减小，在两井中心附近驱动压力梯度达到最小。临界启动渗透率计算注水井和生产井附近，驱动压力消耗较大，驱动压力梯度小，启动压力梯度小，临界启动渗透率小。距注水井40m处，驱动压力梯度为0.0782MPa/m，该点的临界启动渗透率为0.9005×10-3μm2，这表明只有渗透率大于0.9005×10-3μm2的储层中流体才能参与渗流。在距注水井约165m附近，驱动压力梯度达到最小0.0275MPa/m，临界启动渗透率达到最大，为1.8573×10-3μm2，基本没有储层参与流动，没有建立起有效的驱替压力系统，动用程度非常差。在距注水井270m、距生产井30m处，驱动压力梯度增大，达到了0.0850MPa/m，此处的临界启动渗透率为0.8501×10-3μm2。低渗透砂岩储层的油水两相渗流规律井号样品数束缚水交点处残余油两相共渗区SwKroSwKrowSoKrwSw庄9245.650.06457.050.19031.800.28622.55庄110834.520.07849.840.15037.130.39828.34庄115430.790.04644.550.14743.430.54825.79庄132437.740.000858.270.06536.900.15925.36庄183-23225.370.000549.500.03847.570.14627.07庄211126.700.01343.700.12231.202.83842.10庄38223.750.009548.650.07538.250.23637.99沿1240.420.011456.070.05236.780.16422.79庄31126.440.001044.070.05750.070.11923.49沿25236.640.068565.700.09028.320.26635.04庄19431.560.009752.270.12439.490.25428.95庄58-22237.350.00945.250.15530.552.83632.10庄61-23830.850.009553.990.12438.890.24830.27油水两相共渗区范围窄。孔隙度与束缚水时的油相相对渗透率呈正相关关系，相关性不好，渗透率与其表现出了较好的相关性，随着渗透率的增大，油相相对渗透率也随之增大，这是因为随着渗透率的增大，孔喉半径也随之变大，流动时边界层的影响相对减小。孔隙度、渗透率与束缚水饱和度之间基本没有表现出相关关系，这表明束缚水饱和度的影响因素较多，储层物性对其影响程度较小。物性与交点处油水相对渗透率之间表现出了一定的正相关关系，表明物性越好越利于油水两相渗流。但同时，等渗点处相对渗透率也反映了水相流动能力开始超越油相而占主导地位，该值增高，说明储集层孔隙结构中大孔道增多，孔喉间矛盾增大，注入水主要沿着大孔道前行，油井见水后含水上升快，驱油效率较低；该值降低，说明储集层孔喉间矛盾减小，水驱前缘相对均匀推进，注入水沿着大孔道窜流现象不严重，驱油效率相对较高。孔隙度与交点处含水饱和度之间没有表现出明显相关关系，渗透率的增大，交点处含水饱和度也随之降低，这可能是因为渗透率大的样品，孔隙之间连通性相对较好，水驱油过程中，注入水容易沿着孔道渗流前行，并且较快突破，致使滞留水少，含水饱和度低。物性与残余油时的水相相对渗透率表现出一定的相关性。孔隙度和渗透率增大，孔喉之间的连通性改善，水驱时注入水的渗流通道增加，波及面积扩大，驱油效率增大，残余油饱和度减小。从图中发现，当渗透率大于0.5×10-3μm2时，数据点“变散”，相关性变差。孔隙度与残余油时的含水饱和度之间基本没有表现出相关关系，随着驱替过程的不断进行，渗透率对残余油饱和度的影响要比初期的大。水驱过程减少了储集层空间中的黏土充填物或使粘土矿物的特性改变，储集层润湿性也更偏亲水，这些因素均使渗透率对残余油饱和度的影响作用增大。孔隙度和渗透率与两相共渗区宽度之间都没有表现出明显的相关关系。在两相共渗区内，水饱和度已达一定数值，在压差作用下开始流动，大于该饱和度后，水在岩石孔道中开始占据自己的孔道网络，渗流通道逐渐扩大。与此同时，油饱和度减小，油的渗流通道逐渐被水取代。当油减少到一定程度时，不仅原来的通道被水占据，且由于孔隙结构复杂多变，油在流动过程中失去连续性，液阻效应明显增加。该区间内由于油水同流，造成油水相互作用、相互干扰，可见油水两相共渗区的影响因素繁多且复杂。油水相渗曲线影响因素分析亲水储层的油水相渗曲线特征亲油样品的油水相渗曲线润湿性样品数束缚水交点处残余油两相共渗区SwKroSwKrowSoKrwSw亲水1637.680.03957.660.10234.640.24927.68亲油1028.150.02645.360.10843.560.36328.29（1）润湿性的影响（2）孔隙结构特征的影响孔喉半径较大孔喉半径较小微裂缝样品无微裂缝样品最大差别是水相相对渗透率曲线不同，微裂缝样品的含水饱和度迅速增至某一值后，随着注入体积倍数的增加，含水饱和度基本保持不变，而水相相对渗透率却垂直上升；同时，微裂缝样品的油相相对渗透率很快下降至某一值后，继续增加注入量，油相相对渗透率基本保持不变粒间孔为主要通道溶孔为主要通道粒间孔—溶孔为主要通道裂缝为主要通道裂缝—孔隙为主要通道微孔为主要通道（1）油驱水过程（2）水驱油过程粒间孔为主要通道溶孔为主要通道粒间孔—溶孔为主要通道裂缝为主要通道裂缝—孔隙为主要通道微孔为主要通道1)油水渗流通道粒间孔和粒间孔—溶孔是研究区主要的水驱油通道类型。低渗透砂岩的微观水驱油机理2)微观水驱油特征（1）驱替类型多样网状驱替型树枝状驱替型指状驱替型均匀驱替型（2）渗流阻力大（3）水驱残余油类型多样油膜绕流残余油卡断残余油指状和树枝状驱替是研究区主要的驱替类型。绕流和卡断是研究区主要的残余油形式。3)水驱动用程度和剩余油分布规律编号深度/m渗透率/10-3μm21PV2PV3PVEd/%Ed/%Ed/%1-26/591268.33.5219.6334.3941.711-26/711166.22.2922.8638.5745.713-24/901251.20.6423.0332.9533.771-13/26812171.8920.5632.2236.671-260/2681221.80.0917.7326.3628.181-134/2641141.70.2813.3322.5023.541-138/13811730.1924.2340.7744.622-60/921183.60.119.0020.0021.501-50/771169.662.2521.6737.0841.252-67/721194.80.2913.5127.0231.283-52/761204.760.8215.0032.0036.922-74/911195.411.0916.5433.0838.002-24/451209.80.5521.6741.4850.74平均1.0818.3732.1836.45（1）水驱油效率3PV时的驱油效率最大为50.74%，最小为21.5%，平均为36.45%。（2）微观剩余油分布规律（1）微观剩余油分布取决于原生孔隙和次生孔隙的发育程度；（2）对于粒间孔和次生孔隙都比较发育的模型（储层），剩余油的分布规律与孔喉比和孔隙之间的连通性都有关。（3）岩石颗粒表面的物理化学性质（主要是润湿性）也影响剩余油的分布规律。5)微观剩余油分布的影响因素（1）物性影响（2）微观孔隙结构（包括微裂缝）的影响物性、微观孔隙结构参数与水驱油效率表现出一定的正相关关系，但相关性较差，反映出水驱油效果影响因素复杂的特点。（3）沉积微相的影响微相水下分流河道河口坝最大值最小值平均值最大值最小值平均值驱油效率/%50.7421.5038.823823.5432.66（4）润湿性的影响在亲水多孔介质中，水驱油的微观机理分为驱替机理和剥蚀机理。亲油储层中水驱油的主要机理是驱替机理，即注入水沿孔道中轴部位驱油，油沿孔道壁流动机理。

（5）黏土矿物的影响（6）驱替压力的影响（7）注入体积倍数的影响注入体积倍数1PV2PV3PV最大值（%）24.2341.4819.8150.749.26最小值（%）9.0020.008.6421.500.82平均值（%）18.3732.1913.8236.459.26注入倍数对驱油效率的影响主要在1～2PV时，驱油效率增加明显。模型号1PV2PV3PVPEDPEDΔEd1PEDΔEd2（MPa）（%）（MPa）（%）（%）（MPa）（%）（%）3-52/760.024150.02932170.03536.924.922-74/910.01716.540.02333.0816.540.031384.921-13/2680.02520.560.03032.2211.670.03936.674.441-260/2680.03417.730.04126.368.640.05328.181.822-24/450.01621.670.02141.4819.810.02850.749.262-67/720.02113.510.02427.0213.510.02631.284.261-50/770.01521.670.02037.0815.420.02641.254.171-134/2640.02913.330.03522.59.170.04323.541.041-138/1380.01724.230.02140.7716.540.02744.623.852-60/920.02590.03120110.03621.51.568号样品95号样品实验样品的核磁共振水驱油T2谱分布水驱油核磁共振T2谱为定量评价孔喉动用程度和剩余油分布提供了基础。低渗透砂岩的微观剩余油赋存机理68号样品95号样品6895孔喉半径分布不同注入体积倍数下的T2谱差异较大，可动油均有不同程度下降，但差异较大。样品号孔隙度（﹪）渗透率（10-3μm2）水驱油效率增加幅度/%0.5PV1.0PV2.0PV3.0PV6811.10.358.194.8822.956.469514.00.454.064.252.661.859614.30.4714.3711.545.848.417011.30.534.239.976.449.279510.70.333.9713.2016.6013.0413610.00.106.8017.3712.456.41不同注入体积倍数下的水驱油效率增加幅度样品号孔隙度（﹪）渗透率（10-3μm2）水驱油效率/%0.5PV1.0PV2.0PV3.0PV6811.10.358.1913.0736.0242.489514.00.454.068.3110.9612.829614.30.4714.3725.9231.7540.167011.30.534.2314.2020.6429.919510.70.333.9717.1733.7746.8113610.00.106.8024.1736.