鄂尔多斯盆地镇泾地区长８致密砂岩储层孔喉组合分类及其意义

陆相致密砂岩储层作为一种非常规储集体,具有复杂的孔喉组合类型,研究其微观孔隙结构对于认识致密砂岩储层特征具有重要的意义。在充分调研国内外致密储层微观孔隙结构分类方法的基础上,应用铸体薄片、场发射扫描电镜、压汞分析等资料,对镇泾地区长８致密砂岩储层的孔隙结构类型进行了分类研究。研究表明,镇泾地区长８致密砂岩储层发育多种孔隙类型,主要包括原生残余粒间孔、溶蚀扩大粒间孔、溶蚀粒内孔和以高岭石晶间孔为主的微孔隙群。喉道类型以弯片状为主,结合喉道大小与可动流体饱和度的相关性分析,进一步将喉道分为宽片状、窄片状和极窄片状。建立了以粒间孔－弯片状喉道、粒内孔－弯片状喉道以及微孔隙群－弯片状喉道为基础的３种基本孔喉组合类型,并进一步以喉道大小为基础,划分出７种孔喉组合类型。不同的孔喉组合类型形成于不同的沉积成岩背景,具有不同的物性特征、压汞参数特征,为致密砂岩储层分类提供了坚实的地质基础。      

基于高斯过程回归和高压压汞测定致密砂岩渗透率:以鄂尔多斯盆地长7段致密砂岩为例

致密砂岩由于滑脱效应的存在, 其气测渗透率存在一定误差, 测定绝对渗透率对明确致密砂岩渗流特征有重要意义。高斯过程回归方法是目前最先进的机器学习算法, 在处理石油领域非线性和多维数复杂问题具有优势。以鄂尔多斯盆地姬塬地区长7段致密砂岩为研究对象, 将平方指数(SE)和马特恩(Matern)函数作为高斯过程回归模型中两个协方差函数, 通过高压压汞测试的孔隙度、未饱和汞体积比、门槛压力和分形维数来预测致密砂岩的绝对渗透率, 并结合误差分析来研究不同协方差模型预测渗透率的效果。结果表明, 马特恩协方差(Matern)模型的相对误差均值(MMRE)、均方根误差(RMSE)、标准偏差(STD)分别为32%, 0.16和0.57, 准确度较高, 尤其当渗透率小于0.1×10-3 μm2时, 马特恩协方差(Matern)模型精度明显好于平方指数协方差(SE)模型和Winland经验公式。致密砂岩用马特恩模型预测渗透率精度更高。此外, 敏感性分析表明孔隙度对渗透率正影响最大, 门槛压力对渗透率负影响最大; 杠杆值和标准化残差证明高斯过程回归模型预测渗透率的有效性。综上, 马特恩协方差(Matern)模型对渗透率小于0.1×10-3 μm2致密砂岩适用性好, 对微纳米级孔喉发育的致密砂岩勘探评价有重要意义。      

烃源岩上、下砂岩储层孔隙演化差异:以合水地区长７和长８储层为例

合水地区长７３ 发育一套１５～３５ｍ 厚的油页岩,是上覆长７１、长７２ 致密油及下伏长８特低渗岩性油藏的主力烃源岩。铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等分析表明,长７致密油储层富含伊利石,而长８储层富含绿泥石,在相同孔隙度条件下,长８储层渗透率远大于长７储层。为了分析造成长７、长８储层物性差异的原因,在成岩作用研究的基础上,通过新的计算方法研究孔隙演化过程,表明沉积时期的杂基充填导致长７孔渗损失严重,后续的压实作用进一步加强了长７、长８储层的物性差异;在有机酸进入储层时,长７、长８储层的渗透率分别为１×１０－３,８．９×１０－３μｍ２,有机酸难以进入物性差的长７砂岩储层;长７砂岩中的长石溶蚀孔和长８具有本质区别,它是蒙脱石伊利石化的结果,而不像长８那样属于有机酸 作 用 的 产 物,表明早期孔隙演化过程对后期有机酸作用具有重要影响。      

鄂尔多斯盆地富县地区长7油层组致密砂岩成岩作用及孔隙演化

致密砂岩油是非常规油气勘探的热点领域。以鄂尔多斯盆地东南部富县地区长7油层组为研究对象,利用铸体薄片、扫描电镜、常规物性、X线衍射和稳定同位素等方法,分析致密砂岩的成岩作用,并对孔隙度演化进行半定量恢复。结果表明:长7油层组致密砂岩储层处于中成岩阶段A期,经历机械压实、绿泥石包膜、泥微晶方解石和亮晶方解石胶结、有机酸溶蚀、高岭石及蒙皂石向伊/蒙混层转化、少量微晶石英和石英次生加大等成岩作用。物性演化主要受机械压实、亮晶方解石胶结和有机酸溶蚀等成岩作用影响,但不同成岩作用在不同成岩时期所起作用存在差异。砂岩储层大致经历早成岩阶段A期(T_3—J_1末)、早成岩阶段B期(J_1末—K_1早)、中成岩阶段A期快速埋藏(K_1早—K_2早期)和中成岩阶段A期缓慢抬升等4个孔隙演化阶段,孔隙度从35.0%的原始孔隙度一直演化至现今6.6%。该研究结果对鄂尔多斯盆地东南部富县地区油气勘探有指导意义。     

致密砂岩酸性和碱性成岩环境特征及对储层物性的控制:以鄂尔多斯盆地临兴和神府地区为例

成岩流体酸碱性对砂岩次生孔隙的形成具有重要影响。从酸性和碱性成岩流体演化角度分析鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩成岩流体酸碱性对物性的控制作用。依据大量铸体薄片观察、扫描电镜、X衍射分析、常规物性测试和高压压汞，详细研究了鄂尔多斯盆地东缘临兴和神府地区上古生界致密砂岩的岩石矿物学特征、物性特征、成岩作用、孔隙成因类型和孔喉结构特征，探讨了致密砂岩储层酸性和碱性成岩流体环境的识别、分带、分布和发育的各类伴生孔隙，并分析了成岩流体环境的演化过程及物性响应特征。在埋藏过程中，工区上组合层系经历了碱性-酸性-碱性的成岩流体演变模式，下组合含煤层系经历了酸性-碱性的成岩流体演变模式。酸性成岩环境以长石溶蚀、石英加大和自生高岭石沉淀为主要特征，发育长石溶蚀孔、黏土矿物晶间孔等孔隙类型，孔喉半径较大，储层质量相对较好；碱性成岩环境以石英溶蚀、自生绿泥石沉淀为主要特征，以石英溶蚀孔、黏土矿物晶间孔为主要孔隙类型，孔喉半径较小，储层质量相对较差。酸碱过渡带致密砂岩储层介于两者之间。但是每类储层的物性和孔喉结构变化较大。成岩流体环境在纵向上呈现分带特征，自上而下发育碱性带、酸碱过渡带、酸性带、酸碱过渡带和碱性带，不同地区之间分带深度边界有差别；在酸碱过渡带中，局部地区发育酸性带、较弱酸性带和较弱碱性带。      

致密砂岩储层孔隙结构与可动流体赋存特征:以鄂尔多斯盆地华庆地区长６３ 致密砂岩储层为例

应用核磁共振实验对鄂尔多斯盆地华庆地区长６３ 致密砂岩储层可动流体赋存特征进行了研究,并结合铸体薄片、图像孔隙、高压压汞、恒速压汞及真实砂岩微观水驱油实验,对可动流体赋存特征的微观孔隙结构影响因素开展了探讨。结果表明:华庆地区平均孔隙度为８．７１％,平均渗透率为０．１４８×１０－３μｍ２,可动流体饱和度平均值为３３．８９％;主要孔隙组合类型为残余粒间孔型、溶蚀孔型及孔隙＋裂缝型,不同孔隙类型的储层可动流体赋存特征各异;孔喉大小及配比关系对可动流体饱和度具有重要影响,喉道半径大于水膜厚度的有效喉道对储层可动流体有决定性作用。      

一种改进的通过压汞来计算致密砂岩渗透率经验方法:以鄂尔多斯盆地姬塬地区长７致密砂岩为例

利用 Ｗｉｎｌａｎｄ公式可以从压汞测试数据中快速合理地预测渗透率,但对于致密砂岩油藏,由于滑脱效应的存在,常规方法测得的地层样品渗透率和实际有一定差距,克氏渗透率能更真实地反映致密砂岩储层的实际情况。利用压汞曲线中孔隙半径的几何加权平均值（ＲＷＧＭ）预测了鄂尔多斯盆地姬塬地区长７致密砂岩地层渗透率:利用 Ｗｉｎｌａｎｄ公式可以从压汞测试数据中快速合理地预测渗透率,但对于致密砂岩油藏,由于滑脱效应的存在,常规方法测得的地层样品渗透率和实际有一定差距,克氏渗透率能更真实地反映致密砂岩储层的实际情况。利用压汞曲线中孔隙半径的几何加权平均值（ＲＷＧＭ）预测了鄂尔多斯盆地姬塬地区长７致密砂岩地层渗透率:      

高压压汞联合分形理论分析致密砂岩孔隙结构:以鄂尔多斯盆地合水地区为例

孔隙结构是致密砂岩储层的关键要素,制约油气在储层中的储集与流动,而储层孔隙结构是目前非常规油气勘探开发研究的重点和难点。选取鄂尔多斯盆地合水地区上三叠统延长组长7段10块致密岩心样品,开展高压压汞和X-衍射等实验,运用分形理论研究储层孔喉分形特征,并分析分形维数与储层物性、孔隙结构参数与矿物含量之间的关系。研究结果表明:根据压汞曲线形态和孔隙结构参数将储层分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类,其储集性能和渗流能力依次递减,微观非均质性依次增强。不同类型的储层具有不同的分形特点:根据分形曲线存在的拐点0.05和0.02 μm,将实际情况和IUPAC提出的孔隙大小划分标准结合,Ⅰ类储层孔隙分为大孔(＞50 nm)和中孔(50~6 nm);Ⅱ、Ⅲ类储层据拐点分为中孔A段(50~20 nm)和中孔B段(20~6 nm);平均分形维数依次增大,分别为2.619 3,2.745 4,2.852 6,非均质性逐渐增强。较少的大孔贡献了主要的渗透率,分形维数反映的主要是孔隙大小非均质性。分形维数与部分矿物存在较好的相关性,矿物成分及其含量是决定分形维数大小的内在因素,进而影响储层的质量和孔隙结构特征。      

致密砂岩储层孔隙结构特征对可动流体赋存的影响：以鄂尔多斯盆地庆城地区长7段为例

分析孔隙结构和可动流体分布特征是储层研究的关键要素,也是当前研究的重点与热点,对致密砂岩油气勘探及提高油气采收率具有重要意义。以鄂尔多斯盆地庆城地区长7段致密砂岩储层为例,通过物性测试、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞和核磁共振实验,结合分形理论,分析了致密砂岩储层孔隙结构、非均质性和可动流体分布特征,讨论了孔喉结构和非均质性对可动流体赋存的影响。结果表明：研究区长7段储层储集空间主要由微纳米级孔隙贡献,孔隙连通性较差,孔喉半径主要分布在0.050～0.500μm;孔喉结构非均质性较强,分形维数分布在2.65～2.90;流体可动性较差,可动流体饱和度分布在16.68%～51.74%,可动流体多分布在中孔和小孔内。研究区长7段储层可分为3类：从Ⅰ类到Ⅲ类储层,剩余粒间孔和粒间溶蚀孔发育变少,孔隙连通性变差,孔喉尺寸变小,较大孔喉变少,非均质性变强,流体可动性变差,中孔和大孔内可动流体含量趋于降低,可动流体倾向于在小孔内赋存。研究成果为致密砂岩油气勘探及油气采收率提高提供了理论依据。     

鄂尔多斯盆地致密砂岩储层可动流体特征:以姬塬地区延长组长7段油层组为例

鄂尔多斯盆地致密砂岩储层具有填隙物含量高、孔隙狭小、物性差等特点,可动流体饱和度是评价致密砂岩储层的关键参数。为研究致密砂岩储层可动流体特征,利用核磁共振实验,对鄂尔多斯盆地姬塬地区长7段致密砂岩进行测试,结果表明不同的T₂值对应不同种类的流体,低T₂值对应微孔隙中黏土束缚流体,中T₂值对应小孔隙中毛细管束缚流体,而高T₂值对应大孔隙中的可动流体,T₂图谱可以反映样品中可动流体分布情况。研究区长7段致密砂岩可动流体T₂图谱以单峰型和左峰高右峰低型为主,相比于盆地其他层位的特低渗储层T₂图谱分布,致密砂岩储层单峰型较多,右峰高左峰低型和左右峰基本相等型较少。可动流体饱和度分布范围较大,平均值为41.3%,在鄂尔多斯盆地属于中等范围,但可动流体饱和度大于50%的仍占37.9%,可动流体饱和度较高区域是寻找油藏有利区的主要方向。      

鄂尔多斯盆地志丹地区长２储层成岩作用及其对孔隙度演化的影响

通过岩心观察、铸体薄片鉴定、粒度分析、扫描电镜、电子探针、X 射线衍射分析、核磁共振实验、流体包裹体、真实砂岩微观模型驱替等分析资料,对志丹地区长２储层砂岩成岩作用、成岩演化阶段及孔隙度演化与驱替效率之间的关系进行了研究.果表明,砂岩经历了压实作用、压溶作用、胶结作用和溶蚀作用的改造,研究区长２油层组现今处于中成岩 A 期;应用 Beard砂岩原始孔隙度恢复公式,计算出长２储层未固结砂岩的原始孔隙度平均３９．０９％;压实、压溶作用对储层物性影响最大,可以使原始孔隙度减少１５．４１％,减孔率为３９．４２％;胶结作用会进一步减少原始孔隙度,使孔隙度损失１２．７２％,减孔率为３２．４６％,而绿泥石薄膜的普遍发育则对于原生孔隙具有一定的保护作用;此外,长石和岩屑的溶蚀作用也对储层物性起到明显的改善作用,并且溶蚀作用产生的高岭石充填在孔隙中形成的晶间孔也可以成为储集空间,使孔隙度增加４．２％,增孔率为１０．７６％;各种成岩作用造成孔隙度变化对于储层的驱替效率影响不同,其中压实作用的增强对降低驱替效率影响最大,而强烈的溶蚀作用会使储层的驱替效率增加,以方解石胶结为主的胶结作用会降低储层驱替效率,而以绿泥石膜胶结为主的胶结作用对储层驱替效率影响相对较小.      

化学驱表面活性剂对特低渗透砂岩储层表面荷电性能的影响:以鄂尔多斯盆地陇东地区上三叠统延长组长8储层为例

摘 要:在油-水-岩石多相体系中,通过改变岩石表面性质来提高原油采收率已成为目前能源行业和化学工业的研究热点。油藏砂岩表面带负电,通过加入不同类型表面活性剂影响砂岩表面带电行为,可以提高原油采收率。分析了3种典型表面活性剂TX-100(辛基苯基聚氧乙烯醚)、SDS(十二烷基硫酸钠)、CTAB(十六烷基三甲基溴化铵) 对岩石表面性质的影响。通过计算表面活性剂在砂岩表面的吸附量和溶液表面张力的变化,分析了表面活性剂对砂岩表面润湿性、表面带电行为的影响。研究结果为提高特低渗透储层原油采收率提供了科学指导。      

致密砂岩储层可动流体赋存规律及制约因素研究:以鄂尔多斯盆地华庆油田长６段储层为例

可动流体能相对独立地表征储层流体流动性质及采收率,但关于致密砂岩储层可动流体赋存规律及制约 因素方面的研究仍然存在不足.为了提高致密砂岩储层勘探开发效果,明确可动流体赋存及控制因素,以鄂尔多 斯盆地华庆油田长６段储层为例,采用物性分析、薄片鉴定、X 射线衍射、压汞及核磁共振等实验手段,在储层基 础性质研究的基础上,挑选典型样品对可动流体含量及其影响因素进行了详细研究.结果表明:华庆油田长６段 储层孔隙度平均值为９．４２％,渗透率平均值为０．３８×１０－３ μm２,为典型的致密砂岩储层.利用离心法测定的 T２ 截止值推算出的可动流体饱和度平均为３１．２２％,较经验法所得结果准确;储层物性、黏土矿物质量分数、成岩演 化及孔喉参数对储层可动流体饱和度有不同程度的影响.其中,孔隙度与可动流体饱和度的关系较渗透率密切, 黏土矿物质量分数越低可动流体饱和度下降趋势越明显;压实作用导致可动流体饱和度明显减少,早期胶结通过 保存孔隙、晚期胶结通过封闭优势通道扩大波及面积来提升可动流体饱和度;孔喉参数中,主流喉道半径是控制 可动流体饱和度的最关键的参数,可动流体饱和度＜３０％的样品其饱和度随着孔喉配置关系变差而急剧降低. 对比结果表明,利用离心法能够对储层可动流体饱和度进行更准确的评价,储层主流喉道半径及压实作用对可动 流体分布具有明显的控制作用.      

砂岩含水层CO2封存中考虑盐沉淀反馈作用的数值模拟:以鄂尔多斯盆地为例

盐沉淀是含水层CO₂封存中需要关注的问题。当前,大多数数值模拟没有考虑盐沉淀引起的地层孔隙度和渗透率变化对流体流动的反馈作用。以鄂尔多斯盆地刘家沟组地层为例,利用TOUGH2软件建立了一个二维模型。通过修改程序源代码,使得模型能考虑盐沉淀对流体流动的反馈作用。模拟结果表明,刘家沟组地层在CO₂注入20 a时,盐沉淀的反馈作用使得注入井附近地层压力提升达到了0.87MPa,储层注入性损失7.17%。地层水盐度对盐沉淀及其反馈作用的影响最大,CO₂注入速度的影响次之,地层渗透率的影响最小。在地层水盐度较高时,固体盐饱和度显著增加,从而造成地层渗透率明显下降。当地层水盐度为0.24时,盐沉淀造成注入性损失45.32%,引起的地层压力提升达到了12.14MPa。因此,需要特别关注高盐度地层水引起的盐沉淀及其反馈作用。     

克拉通盆地盆缘致密气藏封堵模式: 以鄂尔多斯盆地北缘杭锦旗地区盒1段为例

克拉通盆地大面积致密砂岩气藏边界带上的气水分布往往远比盆地内部复杂, 圈闭类型多样, 气藏上倾方向封堵模式尚存在争议。本研究以鄂尔多斯盆地北缘杭锦旗地区二叠系盒1段气藏为例, 对比分析不同区带典型河道砂体厚度、岩相组合、砂体叠置关系、储层物性及横向宏观非均质性等多因素差异分布特征及其对气藏分布的控制作用, 最终建立杭锦旗地区不同构造带内盒1段气藏封堵模式。研究表明, 研究区自西向东发育3种河道沉积模式, 分别是西部缓坡区浅水辫状河模式、中部陡坡区冲积扇-辫状河模式、东部深水道模式, 3种沉积模式控制了河道上倾方向储层宏观非均质性差异, 这种宏观非均质性变化是研究区致密砂岩气藏上倾方向封堵的主控因素。根据研究区上倾方向储层变化与圈闭类型关系, 划分了3种天然气封堵模式: 西部缓坡区岩性封堵模式、中部陡坡区地层-岩性封堵模式、东部岩性-构造过渡封堵模式。3种天然气封堵模式构成了鄂北盆缘盒1段大面积天然气连续成藏区的边界, 同时控制了不同类型圈闭分布与天然气富集。      

致密砂岩储层差异性成岩演化对孔隙度定量演化表征影响:以鄂尔多斯盆地马岭地区长81储层为例

鄂尔多斯盆地马岭地区长8₁储层在沉积、埋藏、成岩等地质作用的综合影响下,形成了典型的低孔-特低孔、特低渗-超低渗致密砂岩储层;该致密砂岩储层的成岩阶段部分进入中成岩阶段B期的早期,大部分属于中成岩阶段A期的中晚期。按照成岩演化特征或地质综合效应建立了适用于马岭地区长8₁致密砂岩储层的孔隙度演化模拟方程,同时分析了各成岩作用之间的独立性和关联性。对4类典型样品的分析表明,样品主要属于压实型成岩改造类型,孔隙度演化模拟结果显示鄂尔多斯盆地马岭油田长8₁致密砂岩储层样品压实损失的孔隙度平均为23.47%,受胶结物含量和流体性质影响,早期胶结损失的孔隙度较中晚期胶结损失的孔隙度低,早期胶结损失的孔隙度为3.21%,中晚期胶结损失的孔隙度为7.79%,溶蚀作用产生的孔隙度为5.53%。这表明差异性的成岩演化过程是导致砂岩孔隙结构、储集性能、物性存在差异的主要原因。      

湖盆重力流沉积特征及模式:以鄂尔多斯盆地及滦平盆地为例

湖盆中心重力流砂体已经成为我国陆相盆地勘探的重要目标。通过对鄂尔多斯盆地浅水坳陷型湖盆以及滦平盆地早白垩世断陷型湖盆内部的重力流沉积体的研究,取得了以下2点主要认识:①鄂尔多斯盆地上三叠统延长组的重力流发育受到湖盆强烈坳陷作用以及湖平面下降2方面因素控制,重力流分布以大规模平铺-毯式为主,没有明显的沟道沉积,岩性偏细,流体性质以牵引流为主;②滦平盆地下白垩统西瓜组重力流发育受到控盆断层活动控制,碎屑物质迅速入湖,冲刷侵蚀作用明显,结构及成分成熟度低,流体性质主要为碎屑流。在2点认识基础之上总结了坳陷型湖盆以及断陷型湖盆两类盆地3类重力流沉积模式,丰富了陆相湖盆重力流理论体系。      

特低－超低渗透砂岩储层微观水驱油特征及影响因素:以鄂尔多斯盆地马岭油田长８１ 储层为例

为了更加深入地探究特低－超低渗透储层油水的微观流动特征及其表现出差异性的因素,以马岭油田长８１ 储层为代表,对典型样品进行了微观渗流实验,并结合物性、铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞及核磁共振等多种实验测试结果对储层流体的微观驱替机理及导致驱油效率高低不同的因素进行了研究.结果表明:研究区块长８１ 油藏按微观渗流通道类型可分为溶孔－粒间孔型、溶孔型、微孔型３类,其驱油效率逐类降低,不同微观渗流通道类型样品的渗流特征表现出较大的差异性,其中溶孔－粒间孔型样品平均驱油体积为０．０１０cm３,最终平均驱油效率高达４５．６０％,驱替效果最为理想.储层微观条件中,喉道半径大小及分布状况对驱油效率的大小起决定性的作用,物性和可动流体饱和度两者对驱油效率的大小均具有较低程度的控制作用;外部实验条件中,对驱油效率产生较大控制作用的为注入水体积倍数和驱替压力.因此,在油藏实际水驱采油过程中应当采用较为合理的注水压力和注入水体积倍数.      

鄂尔多斯盆地陆相页岩孔隙演化特征——以长7油层组为例

以鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段长7油层组陆相页岩为对象,基于X线衍射、场发射扫描电镜、等温吸附、物性测试及岩石热解等实验,研究陆相页岩孔隙演化特征。结果表明:研究区页岩孔隙直径和黏土矿物演化程度呈正相关关系,演化程度越高,黏土矿物平均孔径越大;随着矿物演化程度的增加,蒙脱石逐渐向伊利石转化,转化过程中,蒙脱石层间水分子的逐渐排出引起页岩储层孔隙度增加,且在层间形成微孔隙和微裂隙;伊/蒙混层从无序状态变为有序状态,大量脱出层间水,而层间水变为自由水进入页岩固有的孔隙空间,并在地层压实作用下使页岩孔隙体积增大。页岩有机质生烃对孔隙有保护作用,成岩后期压实作用使页岩孔隙减小,但随着地层温度和压力达到页岩生油窗,有机质生烃作用生成的部分油气进入之前的孔隙,增加孔隙内部压力,减缓压实作用下孔隙体积的降低。     

低渗透油藏微观渗流特征及影响因素研究:以鄂尔多斯盆地姬塬地区长6油层组为例

通过微观砂岩模型对鄂尔多斯盆地姬塬地区长6油层组微观渗流特征进行了研究,并结合铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞等对物性、孔喉等与驱油效率之间的关系进行了分析。结果表明,研究区长6油层组渗流分为指状渗流、网状渗流和均匀状渗流,研究区岩石可分为剩余粒间孔型、溶孔型和溶孔-剩余粒间孔型3种,不同类型岩石渗流特征不同,其驱油效率也不同。溶孔-剩余粒间孔型岩石驱油效率高,溶孔型岩石驱油效率低。非均质性是影响驱油效率的主要内部因素,物性、孔喉等对驱油效率的影响较弱。外部因素中注水压力和注入水倍数对驱油效率影响大,相比于注入水倍数,提高注水压力对提高驱油效率效果更好。