1. 引言
低渗砂岩油藏作为我国石油资源的重要组成部分，近年来在油气勘探和开发中发挥着日益重要的作用。相较于高渗透油藏，国内低渗透油田具有油藏类型单一、储层物性差、非均质性强、天然裂缝发育、油层含水饱和度高、储层敏感性强等地质特征[1]，这给油藏的开发带来了巨大挑战。在水驱开发过程中，水流优势通道的形成及其动态演化成为影响油藏开发效果的关键因素之一。水流优势通道通常表现为水流优先通过某些高渗或连通性好的通道，导致注入水逐渐集中在某些区域，增加水油比，降低采收率，加剧油藏剩余油的损失，严重制约低渗油藏的经济效益和开发寿命。
我国许多油田已然迈向了含水率大于85%的高含水开发中后期，少数油田甚至达到90%以上，水流优势通道的存在，使得注水低效无效循环日益严重，驱油效果大不如前，给油田开发稳产带来了很大的困难[2]。为了有效控制和改善水流优势通道，必须深入理解影响其形成和发展的各种内外在因素。近年来，随着地质勘探技术的不断进步、油藏表征手段的提升以及数值模拟与实验研究的广泛应用，低渗砂岩油藏水流优势通道的成因机制得到了更为系统和全面的认识。本文旨在系统综述低渗砂岩油藏形成水流优势通道的主要影响因素，涵盖地质特征、物理属性、注水参数及开发工艺等方面，探讨其作用机理和相互关系，为油藏开发方案优化提供理论依据和技术指导，推动低渗砂岩油藏的高效稳定开发，促进我国油气资源的可持续利用。
2. 水流优势通道概述
2.1. 定义与表现
水流优势通道指注入的水优先沿储层中高渗透、孔隙连通性好的条带流动，形成局部水流速度显著高于周围区域的“通道”，使水驱油过程产生不均匀流动。
水流优势通道可表现为：水窜现象明显，水在采油井附近快速突破，造成早期含水；高渗透通道延伸迅速，导致部分油层未被有效波及；水驱效率整体下降，油藏剩余油分布聚集在低渗或封闭区域。
2.2. 开发效果影响
水流优势通道显著影响低渗砂岩油藏的开发效果，导致采收率下降、经济效益受损及油田寿命缩短，是制约油藏有效开发的关键问题。针对这些影响，必须加强对形成机理的理解及注采参数的优化，采取科学有效的调控措施。
2.2.1. 含水率快速上升
优势水流通道一般在经过多年注水开发的老油田中最为常见，由于经过长时间的水洗作用，注入水不断对储层进行冲刷，最后形成了在某一方向上固定流动的通道[3]。水流优势通道的存在最直接、最严重的开发影响之一便是导致注入水利用率低，最终油水井的产水量急剧上升，含水率快速达到80%以上甚至更高(图1)。以某典型华北低渗砂岩油田为例，经过2年水驱后，含水率从初期的约30%迅速攀升至85%以上，高于同期其他注采井组20~30个百分点；在某新疆某矿区，出现水流优势通道后，部分注水井产水率达到90%，采出水量迅猛增长，且水窜井占总产井比例从10%提升至30%以上，严重影响生产稳定性。通过油藏含水率随采出程度的上升的趋势评价出这个油藏的最终采出程度[4]。以渤南油田义37块沙4段油藏为例，根据其相渗曲线数据绘制的关系曲线可知，此类油藏油井随含水上升采油采液指数降低的幅度非常大[5]。
Figure 1. Changes in pore water content during water injection development
图1. 注水开发不同时期孔隙中的含水变化
在注水开发前期，随着注入量的增加，含水率快速升高，水波及体积扩大，进入高含水期，含水率增速变缓，优势通道逐渐形成，进入特高含水阶段，含水率接近极限，此时剩余油分散，驱替难度进一步增大。
2.2.2. 剩余油困境
水流优势通道使驱替前缘变得不规则，将注入水限定在高渗透带，油藏其他低渗或封闭区域长时间未被有效波及，造成油水驱替的不均匀性。许多油田已经进入到特高含水开发阶段，由于经过了多年的注水开发，地下的油、气、水分布特征、储层孔渗特性以及地下流体的渗流方式都已经发生了巨大的变化，因而导致目前地下剩余油的分布高度零散，油层的非均质性也更加严重，难以开发[3]。并且，采油率长期滞后，油藏整体采收率仅达20%~25%，远低于水驱经济采收率指标40%以上。为提高低渗透裂缝型油藏水驱波及体积与驱油效率，改善调剖效果，有必要研究适合该类油藏的新型调剖体系[7]。
2.2.3. 经济效益影响
大量水流占据高渗通道不仅加速油井产水，增加采油和水处理成本，同时对增注水处理设备、分离设备造成负担。某西部油田数据统计表明，产水量增加导致水处理费用提高20%~30%，直接拉低了油田的经济效益，部分油藏因含水率过高而不得不提前封井或更换开发方案[4]。此外，高含水也加剧了地层压力管理难度，增加了地层破裂风险[6]。
2.2.4. 生产动态与开发寿命受限
水流优势通道形成后，开发动态呈现高含水早期稳定水流，而后油量快速下降，油井寿命缩短。数据显示，低渗砂岩油藏水驱进入高含水期的时间比高渗油藏早1~2年，平均压力维持时间缩短10%~15%。这直接影响油藏长期稳产能力及后期潜力挖掘，限制了油田资源的高效利用[4] [5]。
2.3. 研究现状
国内外对水流优势通道的研究大多集中在岩心试验、数值模拟及现场监测技术上。国内就低渗透油藏资源储层特征、渗流机理以及开发技术等课题进行了持续性的研究，在低渗透油藏渗流机理方面提出了非达西渗流特征、流固祸合作用等[8]，国外则多在微观流动机制和纳米技术调剖上取得进展。尽管成果丰富，但针对低渗砂岩油藏复杂非均质性和多动态因素耦合特征的综合研究仍不足。
3. 形成原因分析
3.1. 外在条件因素
低渗砂岩油藏具有与中高渗透率油藏不同的渗流特征，其开发效果的好坏受多种因素影响，受注入速度、注入压力、注入量等因素的制约，同时还受注采工艺水平的限制，动态生产过程中的各种变化也对优势通道的形成产生着影响[9]。
3.1.1. 注水参数
研究表明，超出地层破裂压力的注入会诱发裂缝形成，刺激水流进入裂缝渗流场，加剧水流优势通道产生[9]；注入量过大造成储层压力快速提高，引发水流偏集中；注入速度过快会导致水偏好流入高渗通道，减少了水的均匀波及体积[10]。
注入量与注水效果呈正相关，高注水量提高储层压力，有利扩大水驱波及体积，但超过一定阈值后，水流易集中进入高渗区，形成优势通道；同时，合理控制注水速率对降低水流偏好效果显著，为确保压驱形成的微破裂带集中于注入目的层，避免水窜，在满足注入的条件下，应适当控制注入速度；并且，压驱时的井底压力与破裂压力应接近，避免生产主裂缝，可根据破裂压力、液柱压力、不同排量时的摩阻压力计算施工压力[9]。
3.1.2. 注采工艺
不合理的井网布局易形成某些区域水驱效果差，激化通道形成，射孔方式及层位选择也影响着注水均匀性和有效覆盖度。
所以，合理调整射孔层位和井网密度可改善注水覆盖率，均匀压力场使水驱波均匀推进。结合调剖剂注入、交替注油注水(WAG)等工艺，可调节压力场和水流路径，有效提高注水均匀性，减缓水流优势通道形成。
3.2. 内在地质因素
除开发过程中一系列外在条件因素的影响，还存在着孔喉分布、有效压力变化、裂缝等影响渗流的因素[12]。地层沉积环境、储层物理性质、天然裂缝与断层等内在地质因素，无一不影响着优势通道的形成。
3.2.1. 沉积环境
不同沉积体系(如河道砂体、浅滩砂体)中颗粒尺寸分布和层理结构差异造成非均质性，沉积环境决定着砂体颗粒粒径及其分布。河道砂体通常粒度粗，分选好，易形成通道性高渗透带，这些高渗条带与周围低渗区域的渗透率级差(渗透率比值)是引发优势流的关键，一般来说，砂层越厚(大于1米)，越容易形成这种优势水流通道。研究表明，当渗透率级差大于70时，极易形成优势渗流通道[11]。甚至有研究通过对克拉玛依油田X区克下组砂砾岩油藏的分析，提出渗透率大于950 × 10−3 μm2、变异系数大于0.75、突进系数大于4.2等定量指标，可作为优势通道的识别标准[11]。
3.2.2. 储层物理性质
储层非均质性是形成水流优势通道的根本地质理由[13]。在非均质性较强的油层进行注水开发过程中，注入水一般会优先沿着高渗层流动，长期以往，高渗层的水洗程度将会明显高于低渗层。油田数据显示，渗透率分布对水流路径引导效果显著，渗透跳变带水流速度较周围快3~5倍[4]。
孔隙结构的复杂程度影响着储层渗流路径的多样性及水流分布均匀性。岩石的颗粒胶结程度不同，砂体运移所需要的驱替能量也不同，胶结物种类和分布决定岩石致密度，直接影响着孔隙连通性[15]。胶结致密且分布均匀的储层储存空间有限，水流通道受阻；反之，颗粒松散区则易成为水流路径。
3.2.3. 天然裂缝与断层
断层影响储层整体连通性和流场形态，裂缝发育提供了高渗透通道，极易成为水流偏好路径，引起注水水窜。低渗砂岩油藏大量发育自然微裂缝(图2)，注水后裂缝通道成为水流快速突破路径，在注水压力作用下，尤其是当注水压力超过地层破裂压力时，这些微裂缝会张开、扩展并相互连通，急剧加剧水的窜流，导致水驱前缘快速突破[14]。
Figure 2. Natural fractures (left) and faults (right)
图2. 天然裂缝(左)与断层(右)
3.3. 流体动力学因素
3.3.1. 油水界面张力
高界面张力意味着强大的毛细管力，当油水界面张力较高时，油与水之间的相互排斥作用增强，形成明显的界面屏障，阻碍水的穿透油层中的油相区域，促使水沿着油相路径或孔隙结构中的高渗通道偏聚，从而形成优势通道；高界面张力还会导致油水界面较为平整，容易在高渗通道中聚集。通过注入表面活性剂降低界面张力，可以削弱毛细管力的负面影响，促进注入水进入低渗区，提高微观洗油效率，有利于油水的混合和迁移，减少水提前突破高渗通道的概率，促使注水路径进一步均匀分布[16]。
3.3.2. 润湿性
岩石偏向润湿性(多润湿水相)时，水更容易包围孔隙壁，形成连续水相薄膜，从而有利于水的均匀分布，减少局部偏流，抑制优势通道的发展；岩石偏向非润湿或油相润湿时，水难以在孔隙中形成连续水膜，更容易沿着高渗通道快速运动，形成水窜(图3)。可通过化学表面改性或添加润湿剂，提高岩石的水润湿性，有效减少偏流路径的形成。研究表明，将岩石润湿性由油相润湿调整为水相润湿，可显著延缓优势通道的扩展，提高水驱效率[17]。
Figure 3. From lipophilic to hydrophilic
图3. 从亲油型到亲水型
3.3.3. 黏度比
黏度比定义为水相黏度与油相黏度的比值，在驱油过程中，黏度比决定了两相之间的流动阻力差异，影响驱替效率与水流路径。
水驱油过程中，若水的黏度明显高于油，会导致水在流动中具有更大的黏性阻力，但同时也更容易沿高渗通道快速穿透，从而形成优势通道；当水与油的黏度相近或水黏度低于油时，有助于促进层间平衡和弥散流动。降低黏度比，有助于改善水的驱替势能，使水更均匀推进油层，减少偏流及水窜，减少优势通道的形成，黏度比越接近1，驱油效率越高。可通过添加黏度调节剂，即在注水中加入不含污染物的调剖剂(如高分子聚合物)，来显著提高水黏度，从而降低黏度比，有效减少偏流；或调节油层条件，在油藏多发生偏流区域，施加温度提高油黏度，减少黏度比差异，增强水的渗流均匀性。
3.4. 小结
综上所述，低渗砂岩油藏优势通道的形成原因可由下表1清晰展现。
Table 1. Summary of causes of formation of dominant channels in low permeability sandstone reservoirs
表1. 低渗砂岩油藏优势通道形成原因汇总
一级分类 |
二级分类 |
形成原因 |
控制或改善措施 |
外在条件因素 |
注水参数 |
① 注入压力过高 ② 注入量过大 ③ 注入速度过快 |
① 控制井底压力接近但不超过地层破裂压力 ② 合理控制注水量和注水速度，避免超过阈值 |
注采工艺 |
① 不合理的井网布局 ② 射孔方式及层位选择不当 |
① 合理调整井网密度和射孔层位 ② 结合调剖剂注入、交替注油注水(WAG)等工艺，调节水流路径 |
内在地质因素 |
沉积环境 |
① 沉积体系差异 ② 渗透率级差 ③ 砂层厚度 |
属先天地质条件，难以改变，但可用于识别高风险区 |
储层物理性质 |
① 储层非均质性 ② 孔隙结构复杂程度 ③ 颗粒胶结程度 |
属先天地质条件，难以改变 |
|
天然裂缝与断层 |
① 天然微裂缝 ② 注水压力作用 |
严格控制注水压力低于地层破裂压力，防止裂缝激活 |
流体动力学因素 |
油水界面张力 |
高界面张力 |
注入表面活性剂 |
润湿性 |
油相润湿(亲油) |
添加润湿剂 |
黏度比 |
水的粘度远低于油的粘度 |
① 添加聚合物 ② 提高油藏温度 |
4. 认识
通过对低渗砂岩油藏水流优势通道形成原因的系统分析，我们认识到影响其形成的因素具有多尺度、多机理的复杂耦合特征，主要包括外在注采条件、内在地质特征、流体动力学作用三大类。高注入量、超出地层承压极限的压力、单一或不合理的注采策略，均易引发水偏聚和优势通道，影响开发效率；沉积环境决定了储层的高渗通道分布，非均质性使偏流路径易于形成和扩展；界面张力越高，偏流倾向越强；润湿性越偏水，相对均匀，偏流越少；黏度比高则促进偏聚，低则有利于分布均匀；此外，不合理的压力场和驱替方式也会加剧偏流路径，使得优势通道的快速发展。
以上因素并非孤立存在，而是相互作用、共同影响优势通道的形成与演变。高渗高阶通道中的界面张力和润湿性变化会加剧偏聚，形成偏流核心区域；注水压力控制不当会放大渗透性差异的影响，促进优势通道扩展；黏度比的调整影响流动的不稳定性及偏流倾向，附加调控手段可改善流动状态。这种相互耦合机制决定了水流优势通道的形成既受到储层固有非均质的束缚，又由动态注采条件驱动。
综上所述，低渗砂岩油藏中水流优势通道的形成是多因素、多机理耦合的复杂过程。我们在开发管理中，应合理设计注采参数，利用化学调剖、改性润湿性、调节黏度等工艺手段改善储层条件，多方案联合应用，以科学的模型和技术手段为基础，动态调整，持续优化。未来的研究将不再局限于单一技术的突破，而是强调整合与创新。核心思路是：利用动态监测技术充当“眼睛”，凭借多尺度模拟技术构建“大脑”，最终通过智能材料和一体化决策这个“手脚”来执行精准调控。通过上述方向的深入研究，有望最终实现对低渗砂岩油藏水流优势通道的可预测、可预警、可调控，大幅提高原油采收率和开发经济效益。