近年来，随着海洋油气资源的开发利用，海相碎屑岩的研究备受关注^[1]。国外由于相关资料丰富，对海相碎屑岩储层研究较多^[2-3]，国内的研究起步则相对较晚^[4]。哈得逊油田东河砂岩是典型的滨岸相砂岩，目前已进入开发中后期，油藏含水率高，剩余油赋存规模大，存在注水后随储层水淹程度的增高渗透率增大的优势通道，为了更加高效地对其进行封堵，急需正确认识东河砂岩储层水淹前后的变化规律及机理，找到随水淹程度增高渗透率增大的储层类型。

前人对于哈得逊油田的研究多集中在成藏模式^[5]、层序界面识别^[6]及隔夹层成因与分布规律^[7-8]等方面，而针对储层特征的研究较少，且缺少储层水淹变化的相关研究，仅韩如冰等^[9]从储层类型及物性、泥质含量、驱油效率等方面对东河1油田东河砂岩高含水期储层性质的变化及微观机理进行了探讨，指出东河砂岩各类型储层泥质含量、物性及驱油效率在水淹阶段的变化规律，均为中孔中喉、中孔细喉、细孔细喉等3种微观孔喉变化相叠加的结果。笔者拟利用各类岩心分析资料及水淹解释结论，对哈得逊油田东河砂岩储层的岩石学、孔喉结构类型、储层水淹变化规律及机理进行系统研究，明确储层特征，建立储层的水淹变化机理，以期为哈得逊油田优势通道的封堵及采收率的提高提供地质依据。

哈得逊油田构造位置位于塔里木盆地满加尔凹陷北部的哈得逊构造带，该构造带处于满加尔凹陷向塔北隆起的过渡部位，与塔北隆起的轮南低凸起相连 (图 1) ^[10]，其顶面构造形态总体表现为一向北西倾没的大型鼻状构造，是典型的“凹中隆”，成藏条件十分优越。主力油层东河砂岩平均厚度为15 m，埋藏深度约为5 100 m，具有储层厚度小、埋藏深度大等特点^[11]。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 哈得逊油田构造位置（据文献[10]修改） Fig. 1 Tectonic location of Hadeson Oilfield 1.乌什凹陷；2.轮台断隆；3.南喀—英买低隆；4.哈拉哈塘凹陷；5.轮台低凸起；6.草湖凹陷；7.库尔勒鼻隆；8.阿瓦提凹陷；9.满加尔凹陷；10.孔雀河斜坡；11.英吉苏凹陷；12.巴楚凸起；13.塔中低凸起；14.塔东低凸起

哈得逊油田自下而上发育下古生界、上古生界和中新生界3套地层，其中上古生界石炭系自上而下钻遇灰岩段、砂泥岩段、上泥岩段、标准灰岩段、中泥岩段、角砾岩段和东河砂岩段共7个岩性段。东河砂岩为典型的无障壁浪控砂质滨岸沉积，是石炭纪早期海侵的产物^[12]，自西南向东北厚度减薄、尖灭，发育临滨、前滨、后滨和海岸沙丘等4种沉积亚相，还可进一步细分为12种微相^[13]。与陆相储层相比，虽然研究区滨岸相东河砂岩储层非均质性较弱，但其微观孔喉结构存在多样化的特征^[14]，并且不同孔喉结构的储层水淹后变化规律与机理各异，尤其孔喉半径大、渗透率高的储层水淹后会形成优势通道，对油田开发影响较大，是本次研究的重点对象。

依据862张普通薄片观察可知，哈得逊油田东河砂岩石英体积分数为72%~96%，平均为82.1%；长石体积分数为1%~10%，平均为4.9%；岩屑体积分数为3%~21%，平均为13%；岩性主要为石英砂岩、岩屑质石英砂岩和岩屑长石砂岩，颗粒分选主要为好或中等，磨圆度以圆或次圆为主，接触关系主要为点接触或点—线接触，显示了滨岸相砂岩较高的成分成熟度与结构成熟度。

通过薄片观察发现，研究区东河砂岩颗粒间的填隙物包括钙质胶结物、泥质杂基、硬石膏以及硅质胶结物，其中钙质胶结物的含量最高，其次为泥质杂基，再次为硬石膏，硅质胶结物的含量最低 (表 1)。

表 1(Table 1)

表 1 哈得逊油田东河砂岩填隙物、地层微粒统计 Table 1 The statistics of interstitial material and formation fines of Donghe sandstone in Hadeson Oilfield % 储层类型 φ (填隙物) φ (黏土矿物) φ (微晶石英) φ (微晶长石) 钙质胶结物 泥质杂基 硬石膏 硅质胶结物 合计 高岭石 伊利石 伊/蒙混层 绿泥石 合计 原状储层 5.17 1.78 0.42 0.16 7.53 0.59 0.32 0.12 0.16 1.19 0.75 0.15 低水淹储层 5.07 1.36 0.43 0.13 6.99 0.39 0.21 0.09 0.11 0.80 0.72 0.12 中水淹储层 5.13 1.16 0.48 0.16 6.93 0.33 0.20 0.10 0.12 0.75 0.67 0.13 高水淹储层 5.14 1.73 0.44 0.14 7.45 0.52 0.30 0.12 0.13 1.08 0.70 0.15

下载CSV 表 1 哈得逊油田东河砂岩填隙物、地层微粒统计 Table 1 The statistics of interstitial material and formation fines of Donghe sandstone in Hadeson Oilfield

对研究区368块样品的X射线衍射研究表明，东河砂岩内地层微粒包括了黏土矿物、微晶石英及微晶长石，三者的含量都较低，其中黏土矿物主要为速敏性的高岭石和伊利石，其次为伊/蒙混层和绿泥石，不含水敏性的蒙皂石 (表 1)。

从扫描电镜中可以直观地看到东河砂岩储层中黏土矿物的产状：高岭石单体一般呈六方板状，集合体呈蠕虫状充填在粒间孔隙中[图 2 (a)]，其粒径为0.2~5.0 μm，大部分为1~2 μm，晶体间结构力较弱，常分布于骨架颗粒间，但与颗粒的黏结不坚固，当外来流体以较大的流速流经油层孔道并产生较大的剪切应力时，容易脱落、分散，形成黏土微粒，大量聚集可以形成稳定的桥堵，是最重要的速敏性矿物^[15]。伊利石一般呈片状、丝状或毛发状包裹在颗粒周围，形成孔隙衬垫，有的则呈丝状伸向孔隙或喉道之中[图 2(b)]，粒径为1~2 μm，难以形成稳定的桥堵。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 哈得逊油田东河砂岩黏土矿物的产状 Fig. 2 The occurrence of clay minerals of Donghe sandstone in Hadeson Oilfield

对711块铸体薄片的观察表明，东河砂岩以粒间孔、粒间溶孔为主，少见粒内溶孔、微孔隙及微裂缝等；喉道类型主要为缩颈型喉道，含孔隙缩小型、片状喉道。结合342块压汞资料对储层孔喉大小进行统计，结果表明区内共有6种孔隙-喉道组合类型 (图 3)，即小孔微喉、小孔细喉、中孔细喉、大孔细喉、中孔中喉及大孔中喉，其中以中孔细喉为主，其次为大孔细喉和小孔细喉，其余3类结构储层所占比例较低 (表 2)。储层孔喉结构的差异主要表现在孔隙的类型、连通情况及孔隙-喉道的组合等方面，它们影响着储层微观孔隙结构的非均质性。在注水开发过程中，水很快先沿着粗的孔喉进入，形成一个水道，但注入水波及面积小，导致油层采收率低。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 哈得逊油田东河砂岩储层孔喉结构类型 Fig. 3 The pore throat structure types of Donghe sandstone reservoir in Hadeson Oilfield （a）小孔微喉结构，HD4-24井，5 061.84 m，铸体薄片；（b）小孔细喉结构，HD4-25井，5 062.66 m，铸体薄片；（c）中孔细喉结构，HD4-9-2井，5 078.04 m，铸体薄片；（d）大孔细喉结构，HD4-13-1井，5 055.38 m，铸体薄片；（e）中孔中喉结构，HD4-2井，5 048.95 m，铸体薄片；（f）大孔中喉结构，HD4-21井，5 058.13 m，铸体薄片

表 2(Table 2)

表 2 哈得逊油田东河砂岩不同孔喉结构类型储层孔隙度及渗透率统计 Table 2 The porosity and permeability of Donghe sandstone reservoir with different pore throat structure of in Hadeson Oilfield 孔喉结构类型 原状储层 水淹储层 孔隙度/% 渗透率/ mD 样品数/个 孔隙度/% 渗透率/ mD 样品数/个 小孔微喉 6.53 2.52 35 4.05 1.43 8 小孔细喉 11.43 29.73 37 9.15 26.16 8 中孔细喉 15.63 244.42 138 17.43 320.15 39 大孔细喉 17.97 759.80 38 18.48 792.00 13 中孔中喉 18.50 1 018.00 9 19.38 1 048.00 3 大孔中喉 19.54 1 234.92 11 22.90 1 492.60 3

下载CSV 表 2 哈得逊油田东河砂岩不同孔喉结构类型储层孔隙度及渗透率统计 Table 2 The porosity and permeability of Donghe sandstone reservoir with different pore throat structure of in Hadeson Oilfield

根据测井曲线计算的含水饱和度及驱油效率对研究区内的井进行水淹解释^[16]，按照解释结果可将储层分为原状储层和水淹储层，并将水淹储层进一步细分为低水淹、中水淹和高水淹储层，以分析随着水淹程度增高储层的水淹变化机理。

开发过程中流体在储层微观孔喉中缓慢地渗流，对储层中的填隙物不断地进行物理剥离，使其迁移和再沉积，经长期水洗后，填隙物的含量及产状均发生了一定变化^[17]，其中以黏土矿物的变化最为明显。

储层水淹之后，钙质胶结物、硅质胶结物及硬石膏在注水开发过程中含量变化均很小，难以随着注入水在地层中进行迁移，而泥质含量变化最大，其中低水淹时含量较低，中水淹时含量最低，高水淹时含量升高。在地层微粒方面，黏土矿物含量明显降低，并且各类黏土矿物含量都有所下降，这是由于细小的黏土矿物在注入水的冲刷下易发生迁移导致的，其中对流速敏感的高岭石和伊利石下降最为明显，且都呈现出水淹后含量下降，低水淹时含量较低，中水淹时含量最低，高水淹时含量升高的现象。微晶石英及微晶长石在注水开发过程中均有含量逐渐降低的趋势，但是变化很小 (参见表 1)。由此可见，在注水开发的过程中，黏土矿物尤其是高岭石和伊利石含量的变化，是导致储层物性变化的最主要的因素。

从储层渗透率变化特征 (参见表 2) 可以看出，不同孔喉结构类型的储层水淹变化规律各异，呈现“两极分化”的现象：孔喉结构差的储层水淹后物性变差，孔喉结构好的储层水淹后物性变好。对于小孔微喉和小孔细喉2种低渗透储层来说，水淹之后孔隙度和渗透率均有所下降，孔隙度平均下降2.38%，渗透率平均下降27.63%；对于中孔细喉、大孔细喉、中孔中喉及大孔中喉结构的储层来说，水淹之后的孔隙度和渗透率均有所上升，孔隙度平均上升1.64%，渗透率平均上升14.76%，表明中高渗储层经长期注水冲刷后物性变好。

受水淹储层压汞测试样品数量的限制，仅能得出不同孔喉结构储层水淹前后物性的变化，而不能得出随着水淹程度的增高其物性的变化机理，这个问题需要通过数据的转化来解决。由于受波浪淘洗作用明显，研究区储层砂岩结构成熟度较高，颗粒分选及磨圆程度好，这为丰富的常规物性测试数据转化为孔喉半径奠定了基础。由压汞数据也可以得出，渗透率与孔喉半径相关程度很高 (图 4)，可以利用岩心常规渗透率数据来反算其孔喉半径，进而将不同孔喉结构类型的储层按不同孔喉半径进行划分，最终研究储层的水淹变化机理。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 哈得逊油田东河砂岩岩心渗透率与平均孔喉半径交会图 Fig. 4 Crossplot of permeability with average throat radius of Donghe sandstone in Hadeson Oilfield

观察不同孔喉半径储层水淹前后及随水淹程度加深渗透率的变化 (表 3)，可以将其归为3种类型：①平均孔喉半径小于2 μm、渗透率小于50 mD的细微喉-低渗储层，包括小孔微喉及小孔细喉型储层，水淹后孔、渗值下降，但不随水淹程度的增高而持续下降，具体表现为由原状储层至低水淹储层逐渐减小，中水淹储层有所增大，而高水淹储层最小；②平均孔喉半径为2~5 μm、渗透率为50~500 mD的细喉-中渗储层，即中孔细喉型储层，水淹后孔、渗值上升，但不随水淹程度的增高而持续上升，具体表现为由低水淹储层至中水淹储层逐渐增大，高水淹储层有所减小；③平均孔喉半径大于5 μm、渗透率大于500 mD的中细喉-高渗储层，包括大孔细喉、中孔中喉及大孔中喉型储层，水淹后孔、渗值上升，从低水淹储层到中水淹储层再到高水淹储层，随着水淹程度的增高而增大。中细喉-高渗储层即优势通道，虽然所占比例较小，但却控制了流体的运动，导致了注入水的低效循环，这类储层就是需要后期调剖的重点对象，可以采用注入耐高温高盐的自组装微球对其封堵。

表 3(Table 3)

表 3 哈得逊油田东河砂岩不同孔喉半径储层孔隙度及渗透率统计 Table 3 The porosity and permeability of Donghe sandstone reservoir with different throat radius in Hadeson Oilfield 孔喉半 原状储层 低水淹储层 中水淹储层 高水淹储层 孔隙度/% 渗透率/mD 样品数/个 孔隙度/% 渗透率/mD 样品数/个 孔隙度/% 渗透率/mD 样品数/个 孔隙度/% 渗透率/mD 样品数/个 < 1 6.62 2.68 242 6.12 1.52 11 6.23 2.03 13 5.97 1.18 17 1~2 12.17 26.53 259 10.38 20.81 3 11.66 23.76 20 9.97 18.33 14 2~3 14.96 90.99 288 15.27 101.87 15 15.86 119.11 22 15.42 103.03 23 3~4 16.60 201.32 302 16.89 218.38 19 17.11 237.08 35 17.30 213.71 32 4~5 17.19 365.84 247 17.43 382.13 17 17.83 404.25 26 17.49 381.75 21 5~6 17.71 613.29 199 17.86 628.17 12 18.40 648.44 36 18.13 676.69 16 6~7 18.38 910.65 85 18.50 945.00 2 19.60 965.92 13 19.43 994.42 7 > 7 19.14 1 050.79 122 19.87 1 077.00 6 21.45 1 189.63 20 23.20 1 280.00 10

下载CSV 表 3 哈得逊油田东河砂岩不同孔喉半径储层孔隙度及渗透率统计 Table 3 The porosity and permeability of Donghe sandstone reservoir with different throat radius in Hadeson Oilfield

综上所述，不同类型的储层不仅水淹前后物性变化规律不一致，而且随水淹程度的增高，物性的变化也不尽相同，因此，要正确判断优势通道就要对这些影响因素综合加以考虑。

储层水淹后，高岭石由原来的蠕虫状变为零乱堆积的片状。在水淹层中高岭石碎片化更加常见，它是黏土矿物迁移的主要来源，这些碎片易在相连通的细孔喉处发生沉降，堵塞喉道，而在较大的孔喉处这些黏土矿物碎片迁出地层显著减少，喉道显得更加通畅，即水淹后黏土矿物的堵塞和迁出是导致储层物性变化的原因，而变化的大小则取决于黏土矿物迁移的多少，所以在黏土矿物含量较低的哈得逊油田储层水淹后物性的变化是有限的 (参见表 3)。

黏土矿物的迁出或堵塞主要取决于黏土矿物的大小与喉道尺寸的对比，即黏土矿物的大小与喉道尺寸的匹配程度控制了储层水淹前后及不同水淹程度下物性变化的方向。当黏土矿物粒径约为孔喉半径的1/2~2/3时，喉道容易被堵塞，但是当流速增加时，容易解堵；当黏土矿物粒径大于孔喉半径时，易形成稳定的桥堵，导致渗透率下降^[18]。

对于细微喉-低渗储层 (图 5) 来说，平均孔喉半径小于2 μm，而黏土矿物 (主要为高岭石) 粒径为0.2~5.0 μm，主要为1~2 μm，储层平均孔喉半径与黏土矿物大小相近，水淹后黏土矿物易堵塞喉道，导致渗透率下降。其水淹变化机理为：在低水淹流速较低的情况下，只能启动微小的黏土矿物，且启动的数量较少，仅能形成稳定性较差的桥堵，不会将整个喉道堵死，而且由于孔喉的非均质性，只在较小喉道处发生堵塞，在较大喉道处黏土矿物仍然能够随着流体迁移出去[图 5 (b)]；随着水淹的持续进行，到达中水淹时，流速增大，在流体的冲击下，之前形成的不稳定桥堵很容易解体，黏土矿物随之迁移出去，但在细小喉道处仍处于封堵的状态[图 5 (c)]，此时渗透率有所回升，但小于原状储层；当达到高水淹，流速增至某一值时，与喉道直径相匹配的黏土矿物开始大量移动，可在喉道处形成较稳定的桥堵，导致渗透率再次下降，且大多数喉道此时都已经发生了堵塞，仅少部分较大喉道仍然能够使黏土矿物迁移出去[图 5 (d)]。

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 细微喉-低渗储层水淹机理及扫描电镜照片 Fig. 5 Waterflooding mechanism and scanning electron microscope photographs about thin-micro throat and low permeability reservoir （a）原状储层；（b）低水淹储层；（c）中水淹储层；（d）高水淹储层；（e）HD4-22井，5 072.71 m，原状储层；（f）HD4-13-1井，5 074.73 m，低水淹储层；（g）HD4-52井，5 083.80 m，中水淹储层；（h）HD4-9-2井，5 074.73 m，高水淹储层

在原状储层中，孔喉半径较小，孔隙间都充填着细小的黏土矿物[图 5(e)]；水淹以后，黏土矿物开始随着流体迁移。低水淹时，黏土矿物在喉道处堵塞，但并未将整个喉道堵死[图 5(f)]；中水淹时，储层的喉道处虽然仍有部分黏土矿物，但是由于流速的上升，将之前的桥堵解体，形成了可以供黏土矿物迁移出去的通道[图 5(g)]；高水淹时，喉道处出现了大量的黏土矿物并形成较稳定的桥堵，将细小的喉道整个堵死[图 5 (h)]。

对于细喉-中渗储层 (图 6) 来说，平均孔喉半径为2~5 μm，由于大部分黏土矿物粒径小于喉道尺寸，水淹后大多都能够随流体迁移出去，导致水淹后渗透率升高。其水淹变化机理为：在低水淹与中水淹时，只能启动较小的黏土矿物，这些黏土矿物并不能在喉道处形成桥堵，而是直接被流体冲击而带出喉道[图 6 (b) ~ (c)]，使渗透率升高；到高水淹时，与孔喉半径相匹配的黏土矿物开始启动，堵塞喉道[图 6(d)]，导致渗透率下降，但由于能够堵塞喉道的颗粒少，加上孔喉结构的非均质性，仅在较小喉道处发生黏土矿物堵塞的现象，在较大喉道处仍然能够使黏土矿物迁移出去。

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 细喉-中渗储层水淹机理及扫描电镜照片 Fig. 6 Waterflooding mechanism and scanning electron microscope photographs about thin throat and medium permeability reservoir （a）原状储层；（b）低水淹储层；（c）中水淹储层；（d）高水淹储层；（e）HD111井，5 098.43 m，原状储层；（f）HD4-9-2井，5 074.49 m，低水淹储层；（g）HD4-13-1井，5 055.57 m，中水淹储层；（h）HD4-13-1井，5 056.50 m，高水淹储层

在原状储层中，孔隙间大都充填着黏土矿物[图 6(e)]；水淹以后，黏土矿物开始随着流体迁移出储层。低水淹时，喉道中的黏土矿物开始减少[图 6(f)]；中水淹时，由于流速的增大，使更多粒径更大的黏土矿物迁移出去，喉道更加通畅，孔隙间仅存留少部分粒径较大的黏土矿物[图 6 (g)]；高水淹时，喉道处出现了较大的黏土矿物并形成较稳定的桥堵，堵塞喉道[图 6 (h)]。

对于中细喉-高渗储层 (图 7) 来说，平均孔喉半径大于5 μm，由于地层内部绝大部分黏土矿物粒径远小于喉道尺寸，在流动过程中难以形成桥堵，都能够随流体迁移出去，水淹后渗透率上升较中渗储层更为明显。其水淹变化机理为：从低水淹到中水淹再到高水淹，随着流速的增加和时间的持续，能够启动的黏土矿物数量也随之增加，但这些黏土矿物均不能在喉道处形成稳定桥堵，而是流经喉道并被带出了储层[图 7(b)~(d)]，同时在储层内部形成了较大的孔道，随着黏土矿物被带出的越多，储层渗透率也越大。

图 7

Fig. 7

下载eps/tif图 图 7 中细喉-高渗储层水淹机理及扫描电镜照片 Fig. 7 Waterflooding mechanism and scanning electron microscope photographs about medium-thin throat and high permeability reservoir （a）原状储层；（b）低水淹储层；（c）中水淹储层；（d）高水淹储层；（e）HD112井，5 092.92 m，原状储层；（f）HD4-9-2井，5 079.08 m，低水淹储层；（g）HD4-9-2井，5 077.88 m，中水淹储层；（h）HD4-13-1井，5 054.41 m，

原状储层孔喉半径较大，局部充填着细小的黏土矿物[图 7 (e)]；低水淹时，喉道中的黏土矿物开始减少[图 7(f)]；中水淹时，由于流速的增大，使更多粒径更大的黏土矿物迁移出去，喉道更加通畅[图 7 (g)]；高水淹时，黏土矿物基本都已经被流体带出，喉道显得特别通畅，形成了优势通道[图 7 (h)]。

速敏实验研究的是流体流动速度变化引起储层岩石中微粒运移，从而堵塞喉道并导致储层岩石渗透率发生变化的过程。实验包括岩样制备、清洗、烘干等处理流程，整个过程中要保证岩样中黏土和石膏的性质不发生变化，之后测定初始空气渗透率及液体渗透率，再依据岩心气体渗透率选择合适的初始流速和流速间隔，渗透率较大者可选择较大的初始流速，最后测试各个流速下的液体渗透率，获得流速敏感性实验数据 (图 8)。

图 8

Fig. 8

下载eps/tif图 图 8 储层速敏实验结果 Fig. 8 Results of reservoir velocity sensitive experiment

随着水淹程度的增高，地层流体流速也随之增大。样品速敏实验的过程就类似于水淹的过程，通过速敏实验可以直观地反映同一样品随着水淹程度的增高其渗透率的变化情况。

在注水开发过程中，存在注水后随着水淹程度的增高渗透率越来越大的优势通道，为此研制了自组装耐高温高盐微球进行调剖，制造了粒径 (0.5~ 30.0 μm) 可控的、与储层岩石喉道尺寸相匹配的弹性微球，它可在注水优势通道即流速大的部位，通过外壁上的亲水羟基组装起来，实现对优势通道的精确封堵，提高波及因数及驱油效率^[19]。

根据本次研究结果进行了室内模拟实验，实验温度为目标油藏温度115 ℃，微球粒径为3~4 μm，微球注入体积浓度为2 000 mg/L。为了模拟储层中的水窜通道，并评价微球的封堵效果，选取渗透率分别为500 mD和1 000 mD的人造岩心，在岩心中每间隔5 cm监测压力分布情况，并分析沿程距离残余阻力系数 (微球溶液通过岩心前、后渗透率的比值) 的分布。结果表明，渗透率分别为500 mD和1 000 mD岩心各监测位置的残余阻力系数均大于2(图 9)，说明微球具有稳定的封堵能力，同时它可以运移至岩心各点，作用距离为整个岩心。实施封堵所用微球的总量很少，注入孔隙体积倍数仅为0.005 PV，利用其可实现对大孔喉的精确、高效封堵，而不是将整个岩心堵死，成本较低，经济可行性很强。

图 9

Fig. 9

下载eps/tif图 图 9 储层室内封堵实验结果 Fig. 9 Results of indoor reservoir block experiments

(1) 哈得逊油田东河砂岩储层黏土矿物绝对含量低，大部分为速敏性的高岭石与伊利石，粒径主要为1~2 μm；储层可分为孔喉半径小于2 μm的细微喉-低渗储层、孔喉半径介于2~5 μm的细喉-中渗储层及孔喉半径大于5 μm的中细喉-高渗储层。

(2) 水淹后黏土矿物的堵塞和迁出是导致储层物性变化的原因，而黏土矿物粒径大小与喉道尺寸的匹配程度控制了储层水淹前后及不同水淹程度下物性变化的方向，造成了细微喉-低渗、细喉-中渗和中细喉-高渗等3类储层的水淹变化机理：细微喉-低渗储层水淹后孔、渗值下降，由原状储层至低水淹逐渐减小，到中水淹时有所增大，高水淹时最小；细喉-中渗储层水淹后孔、渗值上升，由低水淹至中水淹逐渐增大，到高水淹时有所减小；中细喉-高渗储层水淹后孔、渗值增大，且随着水淹程度的增高而增大，该类储层即优势通道的发育所在，可采用粒径为3~4 μm的微球对其进行高效、精准的封堵。