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鄂尔多斯盆地作为我国重要的油气生产基地，延长组是其主力含油层系，资源储量丰富但开发难度极大。该储层受沉积环境和成岩作用双重影响，呈现强烈的非均质性特征，孔隙结构复杂、物性差异显著。随着油田开发进入中高含水期，注入水沿高渗通道突进现象突出，导致大量剩余油滞留于低渗区域，采收率普遍低于10%，严重影响油田开发效益。近年来，学者们围绕延长组储层开展了多方面研究。部分研究聚焦沉积相控储层分布规律，揭示了辫状河三角洲前缘水下分流河道是主力储集体，沉积微相差异控制宏观非均质性；另有研究通过岩心实验分析了储层物性与孔隙结构特征，指出成岩作用导致的孔喉堵塞加剧了微观非均质性；在开发技术方面，空气泡沫驱等三次采油技术被证实可有效改善非均质储层开发效果。但现有研究多侧重单一维度非均质性分析，缺乏对平面、层间、层内及微观非均质性的系统性表征，且对非均质性与采收率的量化关系探讨不够深入。基于此，本文以鄂尔多斯盆地延长组长6、长8油层组为研究对象，通过多手段综合分析，系统表征储层非均质性特征，借助室内实验与数值模拟量化其对采收率的影响，揭示内在作用机制，提出适配不同非均质储层的开发策略，为延长组储层采收率提升及油田可持续开发提供技术支撑。

1 研究区概况与研究方法

1.1 研究区概况

研究区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡至天环坳陷过渡区域，构造背景为平缓西倾的单斜构造，局部发育低幅鼻状隆起，倾角小于1.5°，无断层发育。主力含油层系为上三叠统延长组长6、长8油层组，属于辫状河三角洲沉积体系，主要发育水下分流河道、河口坝、泛滥平原等沉积微相。储层岩石类型以长石砂岩和岩屑石英砂岩为主，石英平均含量35%，长石平均含量56%，岩屑平均含量9%。胶结物主要为绿泥石、碳酸盐矿物及黏土矿物，平均含量分别为2.2%、2.1%和3.5%。储层孔隙度介于7.8%～14.1%，平均9.76%；渗透率集中在0.05×10⁻³μm²～9.1×10⁻³μm²，平均1.25×10⁻³μm²，属于典型低孔特低渗储层。储层含油饱和度平均为55.8%，原油黏度为3.33mPa·s，油藏温度27℃，地层压力3MPa，地层水为CaCl₂型，矿化度57.13mg/L。

1.2 研究方法

1.2.1 储层非均质性表征

采集研究区125块岩心样品，进行岩心分析、薄片鉴定及扫描电镜观察，获取储层岩石学特征、孔隙类型及微观结构参数；利用X射线衍射仪分析黏土矿物组成及含量；通过压汞实验测试孔喉半径、孔喉比等微观非均质性参数。基于69口井测井数据，采用自然伽马、电阻率、声波时差等测井曲线，识别沉积微相类型、划分砂体韵律层、解释隔夹层分布；运用序贯指示算法和序贯高斯模拟方法，建立平面沉积微相模型和三维属性模型，表征平面与层间非均质性。

1.2.2 采收率影响实验与模拟

选取10块代表性岩心，制作不同渗透率级差的人造岩心，开展双管岩心驱替实验，模拟不同非均质性储层的水驱和空气泡沫驱过程，记录驱油效率与注入流体孔隙倍数的关系。利用tNavigator数值模拟软件，基于地质建模结果建立黑油模型，网格数为99.18×10⁴，通过历史拟合验证模型可靠性，拟合误差小于10%；设置不同渗透率级差、隔夹层厚度等参数，开展数值模拟实验，量化非均质性对采收率的影响规律。

2 储层非均质性特征

2.1 平面非均质性

平面非均质性主要受沉积微相控制，表现为储层物性在平面上的显著差异。研究区延长组长6、长8油层组以辫状河三角洲前缘沉积为主，水下分流河道、河口坝与泛滥平原相间分布，形成“条带状”物性分布格局。水下分流河道砂体是平面上的高渗区域，孔隙度平均12.5%，渗透率平均3.2×10⁻³μm²，砂体厚度8～15m，呈北东—南西向展布，宽度200～500m；河口坝砂体孔隙度平均10.8%，渗透率平均1.8×10⁻³μm²，厚度5～8m；泛滥平原沉积以泥质为主，孔隙度小于8%，渗透率低于0.1×10⁻³μm²，构成平面渗流屏障。平面渗透率级差是表征平面非均质性的关键参数，研究区平面渗透率级差为1.03～43.7。不同沉积微相的物性差异显著，如表1所示。

表 1 不同沉积微相储层物性参数表

Table 1 Reservoir physical property parameters of different sedimentary microfacies

平面非均质性导致注入水优先沿高渗河道砂体突进，形成“舌进”现象，河道两翼及泛滥平原附近滞留大量剩余油。

2.2 层间非均质性

层间非均质性体现为纵向上不同油层组之间的物性差异及隔夹层分布特征。研究区延长组长6、长8油层组纵向上分为多个小层，主力小层与非主力小层交替叠置，形成复杂的层间非均质性。主力小层孔隙度平均11.2%，渗透率平均2.1×10⁻³μm²，单层厚度3～8m，累计厚度占总油层厚度的65%；非主力小层孔隙度平均8.5%，渗透率平均0.5×10⁻³μm²，单层厚度1～3m。层间渗透率级差为5.6～17.9，主力小层与非主力小层的物性差异导致注入水在纵向上分布不均。隔夹层是层间非均质性的重要表现形式，研究区隔夹层主要为泥质和钙质夹层，厚度0.6～2.4m，分布面积占比23%。

表 2 隔夹层发育特征统计表

Table 2 Statistical table of development characteristics of interlayers and barriers

隔夹层渗透率普遍低于0.05×10⁻³μm²，形成垂向渗流屏障，导致其上部砂体形成滞留型剩余油富集区。

2.3 层内非均质性

层内非均质性指单一砂层内部的物性差异，主要受沉积韵律和夹层分布控制。研究区主力砂层以正韵律和复合韵律为主，正韵律砂层下部粒度粗、物性好，上部粒度细、物性差；复合韵律砂层中部物性最优，上下部较差。

表 3 不同韵律类型砂层非均质性参数表

Table 3 Heterogeneity parameters of sand beds with different rhythmic types

层内夹层主要为泥质条带，厚度0.1～0.5m，间距2～5m，横向延伸长度100～300m，连续性中等，将单一砂层划分为多个独立的流动单元，破坏了砂层内部的连通性。

2.4 微观非均质性

微观非均质性主要体现在孔隙类型、孔喉结构及矿物分布的差异。研究区储层孔隙类型以粒间孔和长石溶孔为主，孔隙组合类型为溶孔—粒间孔，孔隙结构以小孔—细喉型为主，喉道半径多分布在0.1～1.0μm之间，部分小于0.1μm。孔喉比是表征微观非均质性的核心参数，研究区孔喉比为5～25，平均12.8。

表 4 微观非均质性参数统计表

Table 4 Statistical table of microheterogeneity parameters

扫描电镜观察显示，绿泥石膜覆盖在孔隙周围，部分绿泥石膜厚度大且连续性好，导致孔隙有效半径减小；黏土矿物充填部分喉道，进一步加剧微观非均质性。

3 非均质性对石油采收率的影响

3.1 实验分析结果

通过双管岩心驱替实验，模拟不同渗透率级差储层的水驱和空气泡沫驱效果。实验选取五组不同渗透率级差的岩心组合，级差分别为1.03、5.63、10.3、17.9和43.7，对应均质性、弱非均质性、中等非均质性、强非均质性和极强非均质性储层，实验结果如表5所示。

水驱阶段实验结果显示，随着渗透率级差增大，驱油效率逐渐降低。渗透率级差为1.03的均质储层水驱采收率最高，达40.6%；渗透率级差为43.7的极强非均质性储层水驱采收率最低，仅20.3%；渗透率级差每增加10，水驱采收率下降4.2%～6.8%。空气泡沫驱阶段实验结果显示，空气泡沫驱可显著改善非均质储层开发效果。渗透率级差越小，空气泡沫驱采收率绝对值越高，但渗透率级差越大，空气泡沫驱采收率提升幅度越显著，极强非均质性储层提升幅度达28%。

表 5 不同渗透率级差下驱替实验结果

Table 5 Displacement experiment results under different permeability ratios

3.2 数值模拟结果

基于研究区地质模型，开展数值模拟实验，分析不同非均质参数对采收率的影响，设置隔夹层厚度、渗透率级差、孔喉比三个变量，每个变量设置5个水平，模拟结果如表6所示。

模拟结果显示，隔夹层厚度对采收率影响显著，隔夹层厚度从0.6m增加到2.4m，水驱采收率先下降后趋于稳定，当隔夹层厚度大于1.5m时，采收率下降幅度减小；渗透率级差与采收率呈显著负相关，当渗透率级差从1增加到40，水驱采收率从41.2%下降到20.5%，降幅达50.2%；孔喉比对采收率的影响表现为，孔喉比每增加5，水驱采收率下降3.1%～4.5%。

表 6 数值模拟采收率影响结果

Table 6 Results of the effects of numerical simulation on recovery factor

3.3 矿场动态验证

选取研究区两个不同非均质性储层井组（丛55井组和丛54井组），观察注水和注泡沫两个不同阶段产量变化情况，验证非均质性对采收率的影响。矿场数据显示，非均质性较强的丛55井组注水阶段产量递减快，含水率上升迅速，转空气泡沫驱后产量大幅提升，含水率显著下降；均质性较强的丛54井组注水阶段开发效果较好，转空气泡沫驱后产量变化不大，验证了非均质性越强，空气泡沫驱改善效果越显著的实验
结论。

表 7 不同井组开发动态数据表

Table 7 Development performance data of different well groups

4 开发优化策略

4.1 针对不同非均质性的开发技术选择

根据非均质性强度差异，制定差异化开发技术方案，弱非均质性储层采用水驱开发为主，优化注采井网，提高注入水波及范围；中等非均质性储层采用水驱+空气泡沫驱联合开发，水驱阶段含水率达到50%后转空气泡沫驱；强非均质性储层优先采用空气泡沫驱开发，配合分层注水技术，封堵高渗通道。

表 8 不同非均质性储层开发技术方案表

Table 8 Development technical schemes for reservoirs with different heterogeneities

4.2 井网与注采参数优化

基于储层平面非均质性特征，优化井网部署，高渗条带区域加密部署生产井，井距缩小至200～250m；低渗区域适当增大井距，采用不规则反九点注采井网，适应砂体展布特征。注采参数优化方面，弱非均质性储层采用中低注入强度，保持注入压力稳定；强非均质性储层采用阶梯式注入强度，初期低强度注入，后期逐渐提高。空气泡沫驱注入参数优化为起泡剂浓度0.81%，稳泡剂浓度0.13%，气液比1∶1，注入速度0.4～0.6mL/min。

4.3 剩余油挖潜方向

根据非均质性控制下的剩余油分布规律，确定剩余油挖潜方向。平面上，剩余油主要富集在高渗条带两侧、河道边缘及泛滥平原附近，通过加密井网、调整注采方向进行挖潜；层间剩余油主要富集在非主力层和隔夹层上部砂体，采用分层开采、补孔改造等技术动用；层内剩余油主要分布在砂体上部和泥质夹层附近，通过调整注入剖面、实施调剖堵水技术进行挖潜；微观剩余油主要滞留于小孔细喉中，采用化学驱、纳米驱等技术提高微观驱替效率。

5 结语

鄂尔多斯盆地延长组储层非均质性显著，平面上表现为高渗河道砂体与低渗泛滥平原相间分布，层间主力层与非主力层交替叠置，层内韵律变化明显，微观孔喉结构差异显著，渗透率级差1.03～43.7，孔喉比5～25，隔夹层厚度0.6～2.4m。储层非均质性与采收率呈显著负相关，渗透率级差每增加10，水驱采收率下降4.2%～6.8%，强非均质性储层水驱采收率仅20.3%，空气泡沫驱可有效改善开发效果，采收率提升幅度达20%～28%，非均质性越强，空气泡沫驱提升效果越显著。

非均质性通过三条路径影响石油采收率：控制流体渗流路径形成优势通道，影响驱替效率导致水洗不均，决定剩余油分布状态增加挖潜难度，三者共同制约采收率提升。针对不同非均质性储层，提出差异化开发策略：弱非均质性储层采用水驱开发，中等非均质性储层采用水驱+空气泡沫驱联合开发，强非均质性储层优先采用空气泡沫驱，配合井网加密、分层注水及压裂改造等技术，可有效提高采收率。

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