油田开发中后期剩余油分布受储层不同级次的非均质控制^[1]。近年来，随着老油田剩余油逐渐进入“三高”阶段，学者们研究的重点从宏观层间、平面及层内非均质的研究逐渐深入到砂体内部非均质对剩余油的控制方面^[2-4]。通过储层微观研究发现，受到油水分子级别的耦合影响，注入水驱替剩余油后，水淹及其波及范围依然有限^[5]（不同类型储层具有差异性），微观剩余油分布复杂并具有特殊的规律性^[6]。随着勘探开发的逐渐深入，为了进一步提高采收率，注入水中加入少量水溶性高分子聚合物进行驱替，通过增加水相黏度和降低水相渗透率来改善流度比、提高波及系数，大大提高了原油采油率^[7-8]。与低渗透储层^[9]、致密砂岩储层^[10]及页岩^[11]孔隙结构不同，砾岩储层具有非均质性极强、孔隙结构复杂多样的特征，水驱后往往存在大量剩余油，主要表现为含水率高、产油少，采用聚合物驱能有效提高采收率^[12-14]。大庆^[15]、河南^[16]、新疆^[17]等油田单模态孔隙结构的砂岩储层中聚合物驱替，采收率达到了50%，而对于具复模态孔隙结构砂砾岩储层来讲，开发过程中水驱/聚驱过程更加复杂，特别是对微观上砂砾岩具有差异性的孔隙结构模态^[18-20]，不同孔隙结构模态（单、双、复模态）驱替效率的差异性研究较少。

当前，随着越来越多的油田进入高含水和特高含水期，聚驱开发所占总产量的比例将会越来越大，注聚区块也将愈来愈多。因此，探讨砂砾岩储层复杂孔隙结构模态对剩余油的影响及控制作用不仅对于深化砂砾岩储层地质学具有重要的理论意义，同时，对指导砂砾岩油田开发中后期提高采收率具有重要的实践意义。

克拉玛依油田七东1区位于新疆克拉玛依市白碱滩地区，距克拉玛依市以东约30 km，地表平坦，交通便利，下克拉玛依组（克下组）油藏含油面积为7.0 km²，地质储量为1 010万t，油藏埋深为1 100~1 400 m。构造上处于准噶尔盆地西北缘克—乌逆掩断裂带白碱滩段的下盘，是一个四周被断裂切割成的封闭断块油藏[图 1（a）]。储集层为克下组冲积扇沉积中的砂砾岩体，其沉积机制复杂，岩石类型多样，包括砾岩相、砂砾岩相、小砾岩相、粗砂岩相、中—细砂岩相、粉砂岩相、泥质砂岩相、泥岩相等多种类型[图 1（b）]。新疆油田七东1聚驱试验区储层物性差异较大，孔隙结构模态复杂多样。自2006年9月开始注聚，2012年10月完成0.7 PV的设计注入量并转入后续水驱阶段。截至2014年9月试验区累积产油14.65万t，提高采出程度7.5%，中心井区累积产油5.33万t，提高采出程度11.5%。试验区聚驱结束后，仍有41.2%的原始地质储量须要进一步挖潜。与此同时，2012年7月立项七东1区克下组30万t聚驱进行工业化开采，方案设计的目标为采收率提高11.7%，聚驱年产油最高达30万t。2013年7月进入前缘水驱阶段，2014年10月正式注聚开采[图 1（c）]。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 研究区位置图和目的层柱状图 Fig. 1 Location of the study area and lithological column

以325块岩心样品的大铸体薄片分析、核磁共振T₂谱、水驱油实验和聚驱油实验等数据为基础，利用针对砂砾岩大颗粒的大铸体薄片分析、核磁共振复杂孔隙结构表征及CT三维立体孔隙空间扫描等技术，研究水驱/聚驱条件下砂砾岩储层孔隙结构模态对剩余油分布的影响。因研究区的大多数岩心样品以砂砾岩为主，砾石颗粒的直径大部分超过了25 mm，因此，选用实验后的大铸体（尺寸> 25 mm）薄片进行分析研究，增加了视野范围和准确度。本次研究还利用核磁共振法确定水驱/聚驱前后砂砾岩孔隙结构及其内部流体分布，具有2个优点：一是不破坏岩心的多次重复测量，操作方便、成本低；二是可以进行全直径岩心测量，能从宏观尺度反映砂砾岩储层孔隙特征。该技术在砂砾岩储层应用的核心是获取分析对象的内部微观结构及流体赋存状态信息。它既能对砂砾岩储层微观孔喉半径分布进行定量分析，又能对其进行二维或三维切片成像，对剩余油定量分布可以较好表征。此外，岩心微观CT扫描技术可以提供图像信息，从岩心的无损化、精细化、定量化表征的角度出发，基于图像分析及形态参数等数据，应用数学形态学的微观孔隙特征提取方法，实现岩心物性、微观结构、渗流特征以及含油性等进行统计分析，与其他储层相比，砂砾岩储层非均质性强，多级（纳米、微米、毫米）孔喉结构发育，不同微观尺度孔喉结构复杂多样。砂砾岩储集层孔隙三维结构、孔喉大小、形态、连通性等微观结构特征研究，可以精细地表征不同孔隙空间结构模态及其对微观剩余油分布的影响。

（1）单模态。单模态岩心孔隙度为20.12%，渗透率为2 333.40 mD。铸体薄片分析表明，岩心孔喉粗大，孔喉分布均匀，孔隙之间连通性较好，呈网络状分布[图 2（a）]。单模态岩心孔喉分布较宽，且大孔幅度较大[图 2（b）]，其中36.77~147.11 μm为岩心主要孔喉半径。核磁共振孔喉分布中小孔较少，小孔半径主要为0.28~4.59 μm[图 2（c）]。对实验T₂谱进行分析演算得到岩心的孔喉参数，最大孔喉半径为73.45 μm，均值系数为6.22，分选系数为2.91，歪度为0.41，孔喉分布均匀，孔喉大小较集中，偏粗孔喉。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 单模态岩心核磁共振T2谱及孔喉分布（T71911井，1 150.09 m，S72-3，小砾岩） Fig. 2 Nuclear magnetic resonance(NMR)T2 spectrum and pore throat distribution of single-modality core

（2）双模态。双模态岩心孔隙度为16.68%，渗透率为994.5 mD。铸体薄片分析表明岩心颗粒由砂、砾两级颗粒组成，孔喉较大，单个孔隙与2~3孔隙连通，呈疏网状分布[图 3（a）]。双模态岩心孔喉分布呈双峰[图 3（b）]，其中4.59~36.77 μm为岩心主要孔喉半径，小孔半径主要为0.28~4.59 μm [图 3（c）]。对实验T₂谱进行分析演算得到岩心的孔喉参数，最大孔喉半径为87.73 μm，均值系数 < 7.5，分选系数为3.08，歪度为0.11，孔喉分布均匀，孔喉大小较集中，偏粗孔喉。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 双模态核磁共振T2谱及孔喉分布（T71911井，1 147.78 m，S72-3，含砾粗砂岩） Fig. 3 NMR T2 spectrum and pore throat distribution of dual-modality core

（3）复模态。复模态岩心孔隙度为13.81%，渗透率为145.05 mD。铸体薄片分析表明岩心颗粒由泥、砂、砾三级颗粒组成，泥质颗粒充填于颗粒之间，孔隙发育较差，孔喉呈星点状分布[图 4（a）]。复模态岩心分布呈单峰偏细，以小孔为主，岩心孔喉半径主要为0.14~4.59 μm[图 4（b）]，对实验T₂谱进行分析演算得到岩心的孔喉参数，最大孔喉半径为37.31 μm，均值为8.98，分选系数为2.22，歪度为-0.18，孔喉大小集中，孔喉偏细[图 4（c）]，孔喉半径主要集中在0.57~2.29 μm。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 复模态岩心核磁共振T2谱及孔喉分布（T71721，1 085.51 m，S73-2，泥质砂砾岩） Fig. 4 NMR T2 spectrum and pore throat distribution of complex modality core

单模态、双模态和复模态等不同模态都有特殊的颗粒组成方式和堆积方式，孔隙类型和孔喉组合方式都有一定规律。

单模态：以原生粒间孔、粒间溶孔和粒内溶孔组合为主。这类组合的孔隙发育好，孔喉粗大，以网状连通，胶结物含量少，孔喉基本未填充。主要岩性为细粒小砾岩、含砾粗砂岩、粗砂岩。孔喉分布直方图主要为单峰分布，分选较好，孔喉偏粗态（表 1），孔喉呈网状或稀网状连通。

表 1(Table 1)

表 1 不同模态储层孔喉结构特征统计 Table 1 Different modality parameter statistics of reservoir pore throat structure characteristics 模态类型 孔隙度/ % 渗透率/mD 均值/Φ 分选系数 偏态 峰态 变异系数 最大孔喉半径/μm 样品数/块 单模态 22.66 3581.03 7.57 3.53 0.45 2.03 0.47 58.14 62 15.00~31.20 2 080.00~5 000.00 5.70~10.97 2.65~4.34 -0.94~1.74 1.32~5.01 0.29~0.59 16.69~145.67 双模态 22.33 1 232.73 8.14 3.38 0.24 5.10 0.42 43.93 156 14.9~30.1 805.00~1 851.00 6.40~11.05 2.29~3.88 -1.28~1.45 1.39~174.00 0.23~0.56 0~134.09 复模态 20.52 226.13 9.27 3.11 -0.22 2.04 0.34 22.50 107 2.20~32.01 30.00~797.00 7.25~12.72 1.59~3.98 -7.26~0.96 1.39~6.79 0.13~0.49 0~94.02

下载CSV 表 1 不同模态储层孔喉结构特征统计 Table 1 Different modality parameter statistics of reservoir pore throat structure characteristics

双模态：以粒间（内）溶孔、原生粒间孔和杂基孔组合为主，其次有少量胶结物溶孔。一级颗粒形成的孔隙未被充填或半充填，孔喉发育中等—好，疏网状分布或星点状分布。岩性为含砾粗砂岩、砂砾岩、砂质砾岩。与单模态岩心相比，该类模态岩心表现为多种孔隙类型发育，孔壁或孔内黏土等填隙物含量比单模态岩心稍高。孔喉分选一般，略偏粗态（表 1）。孔喉分布直方图一般为双峰分布。

复模态：粒间（内）溶孔、杂基孔和胶结物溶孔组合为主，其次发育微裂缝等。孔隙发育较差，一般为零星散乱状分布，且成岩后生作用普遍。岩性为砂砾岩、砂质砾岩、泥质含砾粗砂岩。复模态储层喉道发育差，主要为少量的弯片状喉道和胶结物溶蚀而产生的管束状喉道（表 1）。储层孔喉很少连通，导致星点状分布的不连通孔隙大量存在。该类模态孔喉分布直方图呈单峰偏细型或多峰偏细型。通过对比分析，对研究区325块样品数据进行分析统计，确定不同砂砾岩样品岩石孔喉结构特征（表 1）。研究区储层中单模态储层占19%、双模态储层占48%、复模态储层占33%。

在识别不同模态样品的基础上，开展不同孔隙结构模态岩心的水驱/聚驱实验分析剩余油分布的特征。实验发现，岩心样品经过水驱之后，含油饱和度为50%~100%所占频率下降很快[图 5（a）]，水驱时这一区间的剩余油优先被动用了。含油饱和度为37.5%~50.0%所占频率上升很快[图 5（a）]一方面是因为原本饱和度就处在该区间的油在水驱时被动用得少，另一方面是因为水驱产生的剩余油的饱和度主要位于该区间。同时，利用核磁共振方法测试岩心油水饱和状态T₂分布和油相T₂分布，并将T₂分布转换为孔喉分布，可以量化剩余油与孔喉的关系^[21]。本次分析选取七东1区和聚驱试验区的T71721井代表水驱后岩心来研究剩余油分布规律。结果表明：水驱后，实验分析发现剩余油主要集中在孔隙半径为0.1~5.0 μm的孔隙空间，占剩余油分布总量的93.3%[图 5（b）]。利用油藏数值模拟方法对试验区平面剩余油分布进行分析，剩余油分布整体以顶部S₇²小层最为富集[图 5（c）]，S73次之[图 5（d）]，S₇⁴小层水驱剩余油饱和度最低[图 5（e）]。小层平面上剩余油分布特征相似，位于试验区西部及西南部区域剩余油饱和度低于其他区域，以西南部最低。另外，水井周围剩余油饱和度普遍较低，驱替效果相对较好。微观驱替机理及其流动特征主要受孔隙形状和各种物理化学参数（岩心的非均质性、润湿性、流体的黏度比、界面张力、注入速度等）的影响。宏观描述难以反映真实的驱油机理，驱油过程中微观驱油机理的差别可以反映在不同时刻流体饱和度的沿程分布信息中^[22-25]，与孔隙结构的模态关系密切。岩心驱替实验结束后利用CT岩心图像分析软件，计算驱替过程中不同时刻岩心自注入端至采出端的沿程含油饱和度，绘制驱替过程中某时刻的岩心含油饱和度频率分布图，并重构岩心切片图像^[26]。

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 水驱剩余油分布特征 Fig. 5 Water flooding remaining oil distribution characteristics

据文献[14]报道，岩心样品水驱采收率为45.29%，注聚合物后采收率提高了17.11%，最终采收率达到62.40%。在水驱前缘突破前，含油饱和度降低较快，平均含油饱和度从64%降低到51%（图 6）。

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 水驱微观剩余油分布特征（据文献[14]修改） Fig. 6 Distribution characteristics of remaining oil in water flooding

T71721井岩心在聚驱初期，水驱波及较好的这部分岩心含油饱和度下降较快[图 7（a）]。在聚驱中后期，聚合物部分堵塞了水驱阶段形成的水流优势通道，出现了近活塞式的驱动[图 7（b）]，使得水驱阶段动用较差的那部分岩心得到了很好地动用[图 7（c）]。聚驱后，平均含油饱和度为26%，剩余油形态以孤立状为主，局部存在连片状剩余油[图 7（d）]。

图 7

Fig. 7

下载eps/tif图 图 7 T71721井岩心聚驱过程重构切面 Fig. 7 Core polymer flooding process reconstruction section of well T71721

通过对研究区剩余油进行油藏数值模拟，发现试验区剩余油类型主要受砂体连通情况、注采对应关系、物性和水动力影响。结合微观分类，把宏观剩余油分为（边角）连片状、孤立状、条带状。

单模态、双模态岩心驱油效率较高，水驱油效率为46.44%~65.08%，水驱/聚驱累计驱油效率为57.97%~74.38%，其中聚合物提高驱油的效率为9.30%~18.38%。岩心含水率上升较快，驱压达到2 PV时，3块岩心含水率基本上升到90%以上。其中单模态岩心水驱油效率较高，达到65.08%，而双模态和复模态岩心水驱油效率相当。聚合物提高驱油效率以双模态岩心最高，可以达到18.38%，单模态次之。单模态岩心和双模态岩心注入聚合物以后，含水率下降很大，可以超过20%（表 2），其中双模态注聚驱效率高于单模态约6.5%。

表 2(Table 2)

表 2 不同模态岩心驱油对比表[27] Table 2 Comparison of different modal core water displacement oil % 序号 深度/m 岩性 模态类型 层位 Rb E1 E2 E3 ES Ej Ej1 η Δη 1 1 150.1 细粒小砾岩 单模态 S72-3 15.16 51.37 56.56 61.23 65.08 71.93 73.88 74.38 9.3 2 1 401.2 含砾粗砂岩 双模态 S73-2 14.29 43.8 46.22 51.33 53.97 69.45 72.35 72.35 18.38 3 1 381.1 泥质砂砾岩 复模态 S72-1 9.61 38.43 40.03 45.43 46.44 57.64 57.97 57.97 11.53 注：Rb为无水驱油效率；Ei为第i个PV数时的驱油效率；Es为水驱结束驱油效率；Ej为注聚合物段塞完成驱油效率；Ej1为注聚合物段塞完成后1 PV水驱油效率；η为水驱/聚驱累计驱油效率；Δη为聚合物提高驱油效率

下载CSV 表 2 不同模态岩心驱油对比表[27] Table 2 Comparison of different modal core water displacement oil

1号为单模态岩心，孔隙度为19.09%，气测渗透率为2 333 mD，属于中孔高渗岩心。岩性为细粒小砾岩，颗粒分选较好，粒间溶孔较发育，点状喉道发育，孔喉连通性良好，孔隙分布较均匀。无水采收率为15.16%，1 PV与2 PV水驱油效率分别为51.16%和56.37%，累计水驱油效率为65.08%，水驱油压力为0.015 MPa。后续注入聚合物段塞，驱替压力上升至0.05 MPa，相对于水驱压力上升3倍。聚合物段塞提高驱油效率6.85%，后续再注水，其后续1 PV水驱油效率接近水驱/聚驱累计驱油效率，聚驱提高驱油效率为9.30%，岩心最终驱油效率达到74.38% [图 8（a）]。

图 8

Fig. 8

下载eps/tif图 图 8 岩心水驱/聚驱油实验曲线 Fig. 8 Experimental curve of core water flooding/polymer flooding

2号为双模态岩心，孔隙度为19.36%，气测渗透率为2 030.70 mD，属于中孔高渗岩心。岩性为含砾粗砂岩，岩石颗粒分选中等偏差，岩石颗粒由小砾石和中—细砂颗粒组成，填隙物含量较低，孔隙分布相对较均匀，但孔隙偏小，属于双模态孔隙结构。岩心无水驱油效率为14.29%，2 PV驱油效率达到46.22%，3 PV驱油效率达到51.33%，3 PV驱油效率较接近累计水驱油效率，累计水驱油效率为53.97%，水驱压力为0.001 MPa。注入0.7 PV聚合物段塞后，驱替压力上升至0.05 MPa，聚驱能够波及到水驱无法波及到的孔隙，并对岩心高渗带封堵，聚合物的黏弹性将小孔隙内的原油驱出。注聚完成后，后续水驱1 PV基本达到水驱/聚驱累计的驱油效率，水驱/聚驱累计驱油效率为72.35%，聚驱提高驱油效率为18.38% [图 8（b）]。

3号为复模态岩心，孔隙度为15.77%，气测渗透率为49.5 mD，属于中孔低渗岩心。岩性为泥质砂砾岩，岩石颗粒由三级颗粒组成，颗粒大小混杂，泥质等填隙物含量高。粒内溶孔发育，粒间大多被黏土杂基和碳酸质胶结物填充，孔隙类型多样，面孔率低，孔喉连通性差，属于复模态孔隙结构。岩心水驱油含水率上升较快，无水驱油效率为9.61%，其3 PV水驱油效率都较接近累计水驱油效率，孔隙结构复杂，水波及过程较缓慢，3 PV驱油效率为45.43%，累计水驱油效率为46.44%。水驱油压力为0.15 MPa。后续聚驱的压力为0.5 MPa。这与岩心内大量的杂基、胶结物关系密切，聚合物进入小孔能力有限，聚驱提高驱油效率为11.53% [图 8（c）]。

前述研究表明，聚驱后，含油饱和度为37.5%~50.0%的剩余油动用较大，而含油饱和度0~12.5%的持续上升，表明这部分的油难以被动用，在剩余油中所占比例持续上升。因为聚合物的本体黏弹性和界面黏度，具有扩大波及体积和提高驱油效率的双重作用，使其可驱替砂砾岩油藏孔喉中的剩余油，及少量盲端剩余油。在亲水模型中以剪切挟带为主，而在亲油模型中以拉丝、桥接为主。聚驱后的砾岩岩心骨架清晰，剩余油量大为减少，剩余油分布状态主要呈零星分布（表 3）。

表 3(Table 3)

表 3 聚驱后剩余油分类表 Table 3 Classification of remaining oil after polymer flooding 分类 储层及孔隙结构类型 剩余油机理 赋存状态 主要岩性 模态类型 主要渗透率/mD 含油饱和度/ % 宏观 微观 强波及型 含砾粗砂岩 单模态 > 300 26.7 物性最好，配方匹配性好，聚驱波及区 连片状 自由态为主 中波及型 含砾粗砂岩、砾岩 单模态、双模态 50~300 32.5 物性好，强驱替区受非均质影响 条带状 半束缚态、自由态 弱波及型 砂砾岩 双模态、复模态 10~50 32.6 物性较差，剖面反转后波及 边角状 半束缚态 未波及型 砾岩、泥质含砾粗砂岩 复模态 < 10 35.7 物性最差，配方匹配差 孤立状 束缚态

下载CSV 表 3 聚驱后剩余油分类表 Table 3 Classification of remaining oil after polymer flooding

从微观角度来讲，不同模态孔隙结构和驱油效率差异明显。单模态储层孔隙结构，例如细粒小砾岩，水驱时可以形成网状渗流通道，剩余油呈油斑、油珠附着于孔隙壁面[图 9（a）]，水驱波及系数相对较高，水驱油效率最高，平均驱油效率为61%[图 9（e）]。双模态储层孔隙结构，例如含砾粗砂岩，水驱时可以形成网状渗流通道，剩余油富集于小孔道及盲孔[图 9（b）]，水驱波及系数相对较高，水驱油效率较高，平均驱油效率为50% [图 9（f）]。另外一种双模态储层孔隙结构，例如砂质砾岩，水驱油过程中水窜较为严重，剩余油富集于小孔道及盲孔[图 9（c）]，导致驱油效率较低，为40% [图 9（g）]。复模态储层孔隙结构，例如泥质砂砾岩，水驱油过程中水窜极为严重，剩余油以段塞形式存在于孔隙中[图 9（d）]，导致驱油效率极低，为35% [图 9（h）]。

图 9

Fig. 9

下载eps/tif图 图 9 不同孔隙结构模态驱油效率 Fig. 9 Oil displacement efficiency of different pore structure modality

在不同岩性及不同模态驱油效率分析的基础上，结合研究区发育的洪积扇砂砾岩储层特征，认为洪积扇多样化的沉积机制导致渗流宏观与微观差异性更加复杂多样^[28-30]。随着冲积扇砂砾岩体顺流加积不同部位的差异性，冲积扇砂砾岩储层聚驱模式具有明显差异性。扇根内带发育的槽流砂砾岩体，主要有2类微观储层结构类型，一类是支撑砾岩的管状结构，孔隙以“洞”的方式存在，属于大孔道及优势渗流通道；另一类是砂砾岩、泥质砾岩等具有复杂孔隙结构模态的储层。管状结构以优势渗流通道为主，与水驱差异不明显，因优势渗流通道具有“旁超”和“屏蔽”作用[图 10（a）]，复杂模态结构聚驱效果具有明显的改善，主要是一些相对孔隙度较高、喉道较大的孔隙结构部位受到了驱替的波及，属于弱—中波及样式[图 10（b）]。扇根外带发育的片流砂砾岩体，主要微观储层结构为双模态孔隙结构。其聚驱效果好于扇根内带复模态结构，一些相对孔隙、喉道较大的孔隙受到了更加广泛地波及，属于中—强波及样式[图 10（c）]。扇中辫流带主要发育含砾粗砂岩及小—细砾岩等优质储层，储层以单模态结构为主，其聚驱效果最好，大部分的孔隙都受到了全面波及，属于强波及样式[图 10（d）]。扇缘径流带主要发育中—细砂岩，储层以孔隙结构较差的双模态结构组成，研究发现，聚驱过程中因为其孔隙、喉道较小，大部分属于无法波及的部位，因此，其主要为弱波及样式[图 10（e）]。

图 10

Fig. 10

下载eps/tif图 图 10 砂砾岩复杂模态水驱/聚驱剩余油分布模式 Fig. 10 Distribution pattern of remaining oil in complex modality sandy conglomerate after water flooding/polymer flooding

（1）砂砾岩储层不同孔隙结构模态具有明显差异，单模态岩石颗粒以粗砂岩为主，孔隙发育程度高，三维孔隙呈网络状结构，连通性较好；双模态岩石颗粒由两级颗粒组成，砾岩和中粗砂岩为主，孔隙较发育，三维孔隙呈疏网状结构，连通性一般；复模态岩石颗粒由三级颗粒组成，砾石、中粗砂岩、粉砂或泥质为主，孔隙发育一般，三维孔隙呈星点状结构，连通较差。

（2）水驱/聚驱剩余油分布规律的差异比较明显。水驱时含油饱和度为50%~100%所占频率下降很快，这一区间的剩余油优先被动用了。岩心样品水驱采收率为45.29%，聚驱后提高采收率为17.11%。聚驱中后期，聚合物部分堵塞了水驱阶段形成的水流优势通道，出现了近活塞式的驱动导致含油饱和度为37.5%~50.0%被大量动用。聚驱后剩余油以孤立状为主，局部存在连片状分布。

（3）不同孔隙结构模态在水驱/聚驱中差异较大。单模态、双模态岩心驱油效率较高，水驱油效率为46.44%~65.08%，水驱/聚驱累计驱油效率为57.97%~74.38%，其中聚驱提高驱油效率为9.30%~18.38%。单模态岩心水驱油效率较高，达到65.08%，而双模态和复模态岩心水驱油效率相当。聚驱提高驱油效率以双模态岩心最高，可以达到18.38%，单模态次之。单模态岩心和双模态岩心注入聚合物以后，含水率下降很大，含水率下降可以超过20%。