吴起油田YG油区为典型的低孔、特低渗油藏，是吴起采油厂最早开发的区块。其中，延长组的长7储层分布面积大，含油性好，为该区的主力油层组，但该类储层天然能量低、孔隙结构复杂、非均质性严重，导致注水开发过程中单井产量低、含水上升快、稳产周期短等问题。注水过程中的油水渗流机理一直是国内外学者研究的重点，这也是制约水驱采收率进一步提高的问题之一^[1-2]。

目前，微观水驱油渗流特征的研究方法主要包括CT在线扫描技术、核磁共振成像技术（NMR）和岩心薄片微观模型（真实岩心和仿真切片）^[3-5]。这3种技术的不断发展为准确分析岩心内的油水渗流特征及微观剩余油分布提供了保障，但由于CT仪和核磁共振仪无法承受高温、高压的实验环境，无法模拟实际地层中真实的流体状态，其发展空间具有很大的局限性，而岩心薄片微观模型由于受到实验方法和实验设备的限制，目前也多以常温常压为主，导致模拟出来的结果缺乏准确性。本次研究通过对真实岩心微观模型进行改进，使其能够承受高温、高压的作用，并结合自主设计研发的高温、高压微观模型加持器对目标储层14口典型油井的取样岩心开展微观渗流实验，辅以铸体薄片、扫描电镜、X-射线衍射、高压压汞和核磁共振实验等，对该区长7储层的微观渗流特征和驱油效率影响因素进行研究，以期为分析剩余油形成机理、表征剩余油分布规律提供依据^[6-8]。

吴起油田YG油区位于陕西省吴起县白豹乡境内，构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中南部，其特征表现为坡度平缓的西倾单斜，地层倾角小于1°（千米坡降为10 m左右）。研究区目标储层在湖盆的发展和全盛时期沉积了一套长7油层组（厚度为50~100 m）的灰黑色油页岩夹褐色含油细砂岩，是该区的主力油层组。长7油层组砂岩的碎屑成分主要为长石（体积分数为55.33%）、岩屑（体积分数为4.84%）、石英（体积分数为20.83%）（图 1）。孔隙类型以残余粒间原始孔隙[图 2（a）]、粒间溶孔和粒内溶孔[图 2（b）]为主，平均面孔率为3.4%，平均孔径为10~70 µm，局部可见岩屑溶孔及少量微裂缝。胶结物平均含量为8.87%，主要为方解石、水云母、蒙脱石和碳酸岩[图 2（c）]。长7储层平均孔隙度为9.53%，平均渗透率为0.28 mD，喉道平均半径为0.25 μm，分选系数为0.9~3.2，最大进汞饱和度平均为83.5%。该区从2003年开始滚动开发，已探明地质储量1 634万t，含油面积22 km²，已布置采油井290口，注水井53口。由于研究区地质条件复杂，油藏规模大，含油层位多，纵横向非均质严重。虽然注水开发后地层压力恢复较好，但多数油井产能下降严重，含水上升较快，水淹油井增多，造成水驱采收率低下，亟需开展水驱油微观渗流特征研究，尽快明确该区油、水两相渗流特征，为后续开发方案调整提供有效依据。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 吴起油田长7储层碎屑组分三角图 Ⅰ.石英砂岩；Ⅱ.长石质石英砂岩；Ⅲ.岩屑质石英砂岩；Ⅳ.长石砂岩；Ⅴ.岩屑质长石砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩；Ⅶ.岩屑砂岩 Fig. 1 Triangular diagram showing detrital composition of Chang 7 reservoir in Wuqi Oilfield

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 吴起油田长7储层孔隙类型 （a）局部发育残余粒间孔，铸体薄片，W261井，7号样品，2 411.4 m；（b）长石溶蚀形成粒间孔、长石颗粒溶蚀形成粒内次生微，以及充填孔隙的高岭石，铸体薄片，W55井，10号样品，2 342.5 m；（c）粒间溶孔与散片状伊利石与粒表叶片状绿泥石，扫描电镜，WY118井，24号样品，2 133.8 m Fig. 2 Pore types of Chang 7 reservoir in Wuqi Oilfield

选取吴起油田长7油藏14口典型井组的取样岩心（表 1），将其样品进行洗油、烘干、切片、磨片等工序后黏结在两块钢化玻璃板之间，并压实制作成微观模型，模型尺寸为长25.0 mm×宽25.0 mm×厚1.2 mm。与模型相配套的具有一套自主设计研发的高温、高压微观模型加持器，微观模型放置其中后，最大承压为35 MPa，最高温度为120 ℃。

表 1(Table 1)

表 1 砂岩孔隙结构参数及微观水驱油实验结果 Table 1 Sandstone pore structure parameters and the results of microcosmic water flooding experiment 井号 井深/m 孔隙 度/% 气测渗 透率/mD 原始含油 饱和度/% 残余油饱和度/% 驱油效率/% 孔隙体 积/cm3 驱油体 积/cm3 喉道半径/μm 分选系数 可动流体 饱和度/% 驱替 类型 1PV 2PV 3PV 1PV 2PV 3PV W231 2113.7 8.41 0.4322 63.30 54.35 47.12 39.63 14.14 25.56 37.39 0.028 7 0.007 6 0.34 3.082 54.6 树枝状 W146 2315.8 8.32 0.3513 61.20 53.86 40.37 41.52 11.99 34.04 32.16 0.037 6 0.009 0 0.46 3.361 32.7 树枝状 WX27 2286.2 12.86 2.0767 77.30 50.14 37.68 35.15 35.14 51.25 54.53 0.048 2 0.0144 0.72 1.415 80.4 均匀 W355 2026.8 10.02 0.4857 63.50 55.64 42.11 40.92 12.38 33.69 35.56 0.050 8 0.0122 0.33 2.865 26.8 蛇状 W261 2411.4 8.87 0.4115 64.30 48.37 39.62 38.14 24.77 38.38 40.68 0.036 2 0.009 9 0.54 2.352 45.9 网状 W68 2237.3 9.79 0.6812 67.10 46.44 40.25 38.31 30.79 40.01 42.91 0.043 5 0.011 7 0.61 2.434 52.8 网状 W55 2342.5 7.85 0.5326 60.80 52.48 38.88 36.94 13.68 36.05 39.24 0.032 3 0.009 3 0.47 2.225 57.4 树枝状 WX71 1878.3 9.56 1.6634 71.07 48.69 40.45 39.06 31.49 43.08 45.04 0.039 6 0.0104 0.63 2.276 67.2 均匀 W32 2099.1 13.12 0.6845 63.66 46.13 40.08 37.79 27.54 37.04 40.64 0.053 1 0.0143 0.48 2.089 41.3 网状 WY118 2133.8 5.43 0.3178 57.45 51.72 42.23 41.42 9.97 26.49 27.9 0.024 8 0.006 2 0.32 3.521 15.5 蛇状 WY59 2032.5 11.24 1.2557 66.32 46.33 37.54 35.18 30.14 43.4 46.95 0.042 9 0.0129 0.48 1.638 70.7 均匀 W254 2146.7 11.81 1.0442 61.78 47.76 40.62 38.22 22.69 34.25 38.14 0.043 3 0.011 7 0.41 2.476 52.8 网状 W133 1977.4 9.06 0.3831 59.80 45.05 38.74 37.68 24.67 35.22 36.99 0.037 6 0.0104 0.47 2.355 32.6 网状 WX36 2404.2 7.63 1.1275 65.43 49.77 38.15 37.23 23.93 41.69 43.1 0.030 6 0.008 8 0.62 2.724 47.4 树枝状

下载CSV 表 1 砂岩孔隙结构参数及微观水驱油实验结果 Table 1 Sandstone pore structure parameters and the results of microcosmic water flooding experiment

实验中所用原油为按照溶解气油比复配后的地层原油，密度为0.714 5万kg/m³，黏度为3.55 mPa·s。所用注入水为根据实际地层水分析资料配制的等矿化度的模拟地层水，矿化度为3 640 mg/L，黏度为0.98 mPa·s。为了便于观测，在模拟油中加入少量油溶红，在模拟地层水中加入少量甲基蓝。实验温度为研究区目标储层的地层温度（45 ℃），实验压力为研究区目标储层原始地层压力18 MPa。

实验设备主要由气源（氮气）、恒速恒压驱替泵（精度0.001 ml/min，最大压力150 MPa）、计量管、砂岩模型、高温高压薄片加持器、恒温箱（最大温度200 ℃）、电子显微镜（最大放大倍率×15 000）、显示器、图像采集系统等构成。

（1）模型抽真空后饱和模拟地层水，计算每块模型的孔隙体积。

（2）测量饱和水状态下每块模型的渗透率，每块模型测量3次取平均值。

（3）全视域和局部视域扫描饱和水后的模型，确定模型的原始含水饱和度。

（4）继续注水，采用回压阀控制模型压力，升压至实验压力；同时升温至实验温度，稳定后开始油驱水（饱和油过程），直至每块模型采出端不出水为止。饱和油完成后对每块模型进行全视域和局部视域扫描、拍照，计算原始含油饱和度。

（5）水驱油实验，先逐渐加压确定模型水驱油时的启动驱替压力，然后开始注水驱替，计量模型在不同注入倍数和不同压力下的残余油饱和度，驱替过程中对每块模型进行全视域和局部视域扫描、拍照。

（6）实验结束，清洗模型并烘干，继续后续驱替实验。

通过对研究区长7储层14口典型井组的取样岩心开展微观水驱实验，可以获得不同物性储层下的水驱渗流特征、残余油赋存特征，以及残余油饱和度、最终驱油效率等参数。由表 1可知，14块微观模型最终平均驱油效率为40.09%，由于不同井组岩石物性和非均质性差异的影响，导致水驱油渗流路径各不相同，最终驱油效率也存在较大差异。通过观察注水过程中水驱油的驱替状况，可将其划分为均匀驱替[图 3（a）]、网状驱替[图 3（b）]、树枝状驱替[图 3（c）]和蛇状驱替[图 3（d）]^[9-11]，这4种驱替类型对应的驱油效果依次变差。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 吴起油田长7储层水驱油驱替类型和残余油分布（红色为油、蓝色为水） （a）均匀驱替，油膜状残余油，WX27井，2 286.2 m，6号样品；（b）网状驱替，孤岛状残余油，W68井，2 237.3 m，9号样品；（c）树枝状驱替，油滴状残余油，W231井，2 113.7 m，2号样品；（d）蛇状驱替，连片状残余油，WY118井，2 133.8 m，24号样品 Fig. 3 Displacement type and residual oil distribution of Chang 7 reservoir in Wuqi Oilfield

在14块砂岩模具中有此类驱替特征的模型包含3块，约占总模型数的21.4%。在水注入过程中，水相会在较小压力下均匀进入各个孔隙和喉道中驱替原油，驱替前缘几乎平行推进，无明显高渗通道，注水波及面积逐渐增大，驱替效率高。由于此类储层物性较好，孔喉半径大，水相会从孔隙中部进入，并向四周挤压，排走原油，残余油主要以油膜的形式附着在孔喉表面[图 3（a）]。此类模型平均孔隙度为11.22%，平均渗透率为1.665 3 mD，平均分选系数为1.78，平均喉道半径为0.61 µm，平均可动流体饱和度为72.77%。在无水期的平均驱油效率为32.25%，最终波及面积较大，驱替体积平均为0.016 4 cm³，最终驱油效率平均值为48.84%。

具有此类驱替特征的模型包含5块，占总模型数的35.7%。此类驱替特征与均匀驱替具有相似性，但由于此类模型孔喉结构相对复杂，大小孔喉交错分布，注入水进入模型后会出现多条注入水线交错驱替的现象^[12]。不同孔隙和喉道中渗流阻力存在差异，导致水驱路径呈网状形式向出口端推进，并逐渐形成了网状渗流通道，而孔喉连通性较好的区域甚至能够形成均匀驱替。此类模型物性较好，平均孔隙度为10.53%，平均渗透率为0.640 mD，平均分选系数为2.34，平均孔喉半径为0.502 µm，平均可动流体饱和度为45.08%。在无水期的平均驱油效率为26.09%，驱替体积平均为0.011 8 cm³，最终驱油效率平均值为39.87%。此类模型易于形成簇状和孤岛状残余油^[13-16][图 3（b）]。

具有此类驱替特征的模型包含4块，占总模型数的28.6%。此类模型岩石颗粒分选较差，以小孔隙和细喉道为主，孔喉结构更加复杂。水注入模型后会优先选择进入大、中孔隙和阻力相对较小的喉道中，从而出现指进现象。当水相逐渐进入模型中部后，随着渗流阻力的不断增大，注水压力也不断升高，水相能够进入原来一些阻力较大的小孔喉，并逐渐形成了树枝状渗流通道，驱替路径如图 3（c）所示。此类模型出口端见水后，即使继续注水，驱替效率增加幅度变小，最终驱油效率为37.97%。此类模型平均孔隙度为8.05%，平均渗透率为0.610 9 mD，平均分选系数为2.85，平均孔喉半径为0.47 µm，平均可动流体饱和度为45.52%。此外，由于此类模型孔喉结构及分布特征复杂，导致大、小孔喉中的驱替速度存在差异，倘若大孔喉中的驱替速度快于小孔喉，则会出现小孔喉中驱出的油被大孔喉中的水捕捉，形成水锁现象^[17]；反之，则会出现大孔喉中的油被小孔喉中的水分割包围，形成油滴。此类模型的残余油类型为水锁型和油滴型[图 3（c）]。

具有此类驱替特征的模型包含2块，平均孔隙度为7.72%，平均渗透率为0.401 7 mD，平均分选系数为3.19，平均孔喉半径为0.32 µm，平均可动流体百分数仅为21.15%。此类模型由于储层物性和连通性差，水在高压下只能进入少数孔喉，呈现出单向指进现象[驱替路径如图 3（d）所示]，注水波及面积分散，驱油体积仅为0.009 1 cm³，最终期平均驱油效率仅为31.73%，远低于其它3种驱替方式。此类储层孔喉半径小，且孔喉堵塞率较高，导致注水波及面积窄，易于形成连片状残余油[图 3（d）]。

通过对研究区长7油藏的14块微观砂岩模型的残余油赋存特征进行分析可以看出，该区油藏水驱后的残余油滞留形态主要包括油膜状、簇状、孤岛状、油滴状，以及连片状。通过采用像素数值化分析技术可以得到，簇状残余油占残余油总量的47%，为主要赋存状态；其次为油膜状残余油，占残余油总量的28%。油滴状残余油、孤岛状残余油和连片状残余油分别占残余油总量的12%，8%和5%。综上所述，虽然该区长7储层非均质性严重，孔喉结构相对复杂，但水驱开发效果较好，残余油多以簇状和油膜状赋存，而残余油的赋存状态是由储层物性、孔隙结构、润湿性，以及驱替条件等多种因素共同作用的结果。

影响水驱效率的因素是多方面的，主要可以归纳为3类：储层特征（包括储层物性、孔隙结构、润湿性、可动流体参数等）、流体特征（包括油水流度比、注水水质等）、开发特征（注水压力、注水速度、注水体积、转注时机等）^[18-20]。针对研究区长7储层地层特征及生产制度，分别选取了储层物性、微观孔隙结构、可动流体饱和度、黏土矿物、驱替压力和注水体积倍数6个因素进行研究。

通过统计14块模型物性参数与驱替效率的关系可知，最终驱替效率与孔隙度的正相关性较差[图 4（a）]，而与渗透率的正相关性相对较好[图 4（b）]。为了进一步说明储层物性与驱油效率的关系，引入储层品质指数（该参数为渗透率和孔隙度的函数）进行分析。由图 4（c）可以看出，储层品质指数与驱油效率也存在一定的正相关性，但相关系数（R² = 0.539 1）介于孔隙度（R² = 0.409 1）与气测渗透率（R² = 0.739 3）之间。这说明单一储层物性参数不能完全真实地反映油水渗流属性^[21]，即单一储层物性参数并非是驱油效率的决定性因素。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 吴起油田储层物性参数与驱油效率的关系 Fig. 4 Relationship between reservoir property parameters and displacement efficiency in Wuqi Oilfield

喉道半径与最终驱油效率具有一定的正相关性，相关系数R² = 0.664[图 5（a）]。说明当喉道半径不断增大时，喉道内的毛细管压力不断减小，渗流阻力也逐渐降低，孔喉间的连通性不断变好。在水注入过程中，水相会进入更多的孔喉之中驱替原油，驱替类型也逐渐向网状驱替和均匀驱替变化，从而提高了驱油效率。而分选系数与最终驱油效率则表现出较好的负相关性[图 5（b）]，即当分选系数不断减小时，驱油效率逐渐增大。这是由于分选系数反映了喉道分布区间的宽窄，当分选系数越大时，说明岩石颗粒大小混杂，喉道粗细不均，具有较强的非均质性^[22]。在水相注入过程中，极易出现单向指进现象，形成蛇状驱替，造成无水采油期变短，注水波及面积大大降低，进而导致驱油效率低下。因此，在开发过程中应不断提高对微观孔隙结构的认识程度，针对不同孔隙结构的储层设计不同的开发方案和改造措施，以提高含油储层的动用程度。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 吴起油田孔隙结构参数与驱油效率的关系 Fig. 5 Relationship between pore structure parameters and displacement efficiency in Wuqi Oilfield

可动流体参数能反映整个孔隙空间中可动流体量及孔喉的相对大小，尤其是固体表面对流体的束缚作用，也是孔隙结构对流体渗流阻力大小的一种体现方式^[23-24]。可动流体饱和度是评价致密储层中可动流体比例的重要指标，不但可以表征储层原始含油饱和度，还能够反映储层渗流能力的好坏。可动流体孔隙度则能直接反映储层孔喉配置的优劣及储集空间的大小。

由图 6可知，可动流体饱和度和可动流体有效孔隙度与驱油效率的相关性较好，相关系数（R²）可达0.8以上。说明可动流体参数越高，孔喉的连通性越好，有效储集空间越大，可动用原油比例越高。因此，相比于储层物性和微观孔隙结构参数，可动流体参数更能反映出致密储层的物性好坏及其驱油效率的高低。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 吴起油田可动流体参数与驱油效率的关系 Fig. 6 Relationship between movable fluid parameters and displacement efficiency in Wuqi Oilfield

黏土矿物的存在容易增大岩石颗粒的比表面积，使孔喉表面变得粗糙，增大孔壁与原油间的作用力，造成注水压力升高，原油不易从孔壁剥离。此外，由于孔隙、喉道被黏土矿物填充，容易减小孔隙空间或堵塞喉道，进一步造成水驱油效率降低。结合X-射线衍射黏土矿物分析和扫描电镜图像可知，研究区长7储层黏土矿物主要以绿泥石为主，平均相对体积分数为45.5%，还含有伊利石、伊/蒙混层和高岭石，平均相对体积分数分别为23.8%，9.8%，31.3%。研究区油藏中绿泥石的赋存状态主要以孔隙衬边的黏土膜[图 7（a）]和充填于孔隙中间的填隙物[图 7（b）]2种^[25]。而这2种赋存状态下的黏土矿物往往会分割孔隙，减小孔隙储集空间和喉道半径，降低孔隙间的连通性，导致其驱油效率低下。通过统计微观模型驱油效率与黏土矿物绝对含量的关系（图 8）可知，微观驱油效率与黏土矿物绝对含量呈负相关关系，相关系数为0.814 1。在WY118井24号样品中黏土矿物绝对体积分数为12.39%，伊利石相对体积分数为34.37%，绿泥石相对体积分数为38.22%，扫描电镜图像显示其粒间充填有自生石英和绿泥石[图 7（b）]，以及长石表面附着有弯曲的片状伊利石[图 7（c）]。由于含铁矿物铁白云石的溶蚀生成的铁离子和镁离子为高岭石转化为绿泥石提供了必要的物质条件，生成的针叶状绿泥石极易堵塞较细的孔隙喉道造成岩石渗透率的下降，导致其最终驱油效率仅为27.9%。因此，在注水开发过程中，应该充分考虑黏土矿物类型及含量对水驱采收率的影响，针对不同类型黏土矿物设计注水开发方案。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 吴起油田长7储层典型岩样扫描电镜 （a）粒表叶片状绿泥石，WX55井，10号样品，2 342.5 m；（b）粒间充填的自生石英与绿泥石，WY118井24号样，2 133.8 m；（c）长石粒内溶孔与粒表弯曲片状伊利石，WY118井，24号样品，2 133.8 m Fig. 7 Scanning electron microscopy images of typical samples of Change 7 reservoir in Wuqi Oilfield

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 吴起油田黏土矿物绝对含量与驱油效率关系 Fig. 8 Relationship between absolute content of clay minerals and displacement efficiency in Wuqi Oilfield

在油藏注水开发过程中，合理控制注采压差是提高水驱采收率和控制水淹程度的关键。本次研究以启动驱替压力为基点，通过对比4种典型驱替特征的模型在注水开发过程中压力增加率与驱油效率的关系（图 9）可知，当压力达到启动驱替压力时，均匀驱替的驱油效率最高，为16.68%，网状驱替次之，为13.27%，蛇状驱替最差，为10.37%。随着驱替压力的不断增加，4种驱替特征下的驱油效率增加幅度逐渐降低。当驱替压力由基点值增加10%时，均匀驱替的驱油效率增幅最大，为7.59%，蛇状驱替的驱油效率增幅最小，为4.2%。当驱替压力继续增加20%时，网状驱替的驱油效率增幅最大，为3.62%，蛇状驱替的驱油效率增幅仍为最小，仅有1.72%。说明随着驱替压力的继续升高，4种驱替类型的驱油效率增幅均不明显，说明一旦水流通道形成以后，即使驱替压力再升高，水相也很难波及到未波及的区域。因此，在生产井发生水窜之前应该合理控制生产压差，尽量实施分层注水，确保水线均匀推进，并扩大注水波及体积。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 吴起油田驱替压力与驱油效率的关系 Fig. 9 Relationship between displacement pressure and displacement efficiency in Wuqi Oilfield

通过统计14块模型在不同注水体积倍数下的驱油效率（表 1）可知，随着注水体积倍数的不断增加，所有模型的驱油效率在不断增大。从不同驱替类型的注水体积倍数与驱油效率的关系（图 10）可知，当注水体积达到1 PV时，均匀驱替的平均驱油效率上升幅度最大，为32.26%，网状驱替次之，为26.09%，蛇状驱替最差，仅为11.18%。当注水体积倍数由1 PV达到2 PV时，树枝状驱替和蛇状驱替的平均驱油效率上升幅度不断增加，分别为18.4%和18.91%，而均匀驱替和网状驱替的平均驱油效率上升幅度变缓，仅为15.66%和12.89%。当注水体积由2 PV增至3 PV时，树枝状驱替的平均驱油效率上升幅度最大为3.64%，蛇状驱替的平均驱油效率上升幅度最小，为1.64%。由此可知，均匀驱替和网状驱替在无水驱油期的效率最高，树枝状驱替和蛇状驱替却能在模型见水后仍具有一定的驱油效率。这是由于在树枝状驱替和蛇状驱替模型中孔喉结构复杂，毛管压力分布不均，虽然模型出口端见水，但随着注水压力变化，仍然会有部分水进入含油孔道，或将附着在孔壁表面的原油剥离。此外，从驱油效率上升幅度随注水体积倍数的变化还可以看出，驱油效率上升幅度较快的时期为无水采油期和见水初期，而越到驱替后期，驱油效率增长速度越慢。因此，在注水开发过程中应尽量延长无水采油期，提高无水采收率，而当水流通道形成后，除应在剩余油富集区加密新井外，还需进行产层调剖封堵等措施，控制水流方向，扩大波及面积。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 吴起油田不同驱替类型下注水体积倍数与驱油效率的关系 Fig. 10 Relationship between injection volume and displacement efficiency under different displacement types in Wuqi Oilfield

（1）高温、高压条件下的真实砂岩微观模型更能反映实际储层中流体的真实状态。吴起油田长7储层的微观水驱油渗流路径主要为网状驱替和树枝状驱替，均匀驱替次之，少见蛇状驱替。驱替效率从高到底依次为均匀驱替、网状驱替、树枝状驱替和蛇状驱替。残余油以簇状和油膜状为主要分布特征，其次为油滴状、孤岛状和连片状残余油。

（2）吴起油田长7储层的驱油效率与孔隙度、渗透率、喉道半径和可动流体参数具有不同程度的正相关性，与喉道分选系数具有负相关性，而可动流体参数更能反映出致密储层孔隙结构的好坏，以及水驱油效率的高低。黏土矿物易于充填孔隙、堵塞喉道，造成孔喉连通性变差；驱替压力及注水体积倍数对驱油效率的影响随着含水率的上升而不断减弱。

（3）长7储层孔隙结构较好的区域，水驱后可以采用气水交替的注入方式，在提高驱油效率的同时扩大水驱波及体积；对于孔隙结构较差的储层或剩余油富集区，建议加密井网，并调剖堵水实现分层注水，注水过程中应合理控制注水压力，避免出现大幅指进和水窜现象。