高含水老油田剩余油再富集質量評價及影響因素

王吉濤，李俊鍵，張博文，王 勇，張榮達，馬 康，姜漢橋

（1.中國石油大學（北京）石油工程學院，北京102249；2.中國石油大學（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京102249；3.中國石油大學（北京）經濟管理學院，北京102249；4.中海油研究總院有限責任公司，北京100028）

目前，中國陸上老油田多已進入水驅開發后期，剩余油分布越來越分散，其主要原因是受控于剩余油的再富集過程。因此，如何認識剩余油的再富集規律，如何表征再富集、再富集的控制因素及再富集如何影響后續剩余油動用等，成為迫切需要解決的問題。

高含水期油藏剩余油的典型特征為“高度分散、局部富集”，以往的剩余油潛力分布定量表征方法難以適用。丁帥偉等根據儲量豐度提出了生產潛力的概念，考慮油藏可動油飽和度、油藏壓力、地層滲透性和距邊界的距離等參數對生產的影響，定量化表征了生產潛力和油藏剩余能量［1］。李本軻基于流體勢和油水運移規律，提出剩余油富集主要存在于油藏低勢閉合區［2］。耿站立等通過優勢潛力豐度概念定量化表征剩余油分布規律及動用潛力［3］。屈宏等基于實際油藏模型，考慮構造因素、沉積相及儲層連通性，結合油藏生產動態，提出剩余油再富集過程受到沉積相及砂體連通性影響［4］。杜玉山等基于滲流機理建立了油藏再富集油水滲流數學模型，考慮了滲透率、黏度及重力等參數對剩余油再富集滲流速度和再富集成藏時間的影響［5］。張建寧等基于油藏數值模擬手段，將剩余油再富集區域確定于油藏構造微高點、砂體頂部、腰部及平面滲透率較高的位置［6］。李本軻和張建寧等表征了剩余油再富集程度受到重力、油藏內部壓力、浮力及毛細管力等因素的共同影響，并考慮了水驅時間、再富集時間、再富集前含油飽和度、原油黏度、非均質性及構造等因素對剩余油再富集規模的影響［2，6］。高博禹等總結了剩余油形成與分布的研究方法，主要包括開發地質學方法、油藏工程方法、測井方法、數值模擬方法、高分辨率層序地層學方法和微觀剩余油分類研究共6 種方法［7］。胡淑瓊等基于剩余油微觀孔喉模型，考慮微觀孔喉結構、巖石潤濕性等因素對剩余油微觀分布模式的影響［8］。MINESCU等考慮了再富集過程中壓力變化和重力因素的影響，并考慮了運移過程中的能量變化［9］。吳義志以勝利油區東辛油田斷塊油藏為例分析了剩余油再富集影響因素，其中儲層滲透率為主要影響因素，原油黏度、密度、地層傾角和綜合含水率為次要因素［10］。

前人對于剩余油再富集的研究以油藏數值模擬、數學模型計算及微觀孔喉模型研究為主，數據來源以數值模擬分析和實際油藏生產動態為主，缺乏實驗數據的驗證，更無再富集質量的定量評價方法［11-16］。為此，筆者基于實驗室尺度物理模擬實驗，以水驅后水動力、重力影響下油藏低勢閉合區內剩余油再富集為研究對象，通過剩余油再富集程度指數和動用潛力指數2 個參數，從富集和動用2 個角度對剩余油進行潛力評價，并考慮壓力梯度、油水井與構造頂部距離對剩余油再富集的影響，以明確水驅后剩余油分布規律，為油田提高采收率提供理論認識。

1 剩余油再富集質量表征參數

1.1 飽和度分級方法

對剩余油再富集進行評價及表征時，通過研究區相對滲透率得到分流量曲線，再結合含水率分級對分流量曲線進行分區，從而完成飽和度分級標定?；谘芯繀^的相對滲透率曲線（圖1a），通過分流量方程（不考慮重力和毛細管力）計算可得該區域的分流量曲線（圖1b），其表達式為：

圖1 飽和度分區計算Fig.1 Saturation partition calculation

根據含水率分級標準，將分流量曲線分為3 個區域，這3 個區域所對應的飽和度點即為含油飽和度分級的邊界點：當含水率為0～20%時，為低含水率，剩余油高度富集，含水飽和度為0.22～0.34；當含水率為20%～90%時，為中高含水率，剩余油富集，含水飽和度為0.34～0.49；當含水率為90%～98%時，為特高含水率，剩余油不富集，含水飽和度為0.49～0.67。

基于含油飽和度分區，對飽和度場進行插值處理，非富集區賦值為0，富集區賦值為1，高度富集區賦值為2，以此作為后續剩余油再富集評價及表征的基礎。

1.2 再富集程度指數

剩余油再富集程度指數可以通過剩余油再富集前后飽和度場的差值表示，其計算式為：

根據再富集程度指數，對油藏剩余油再富集程度進行分級：再富集程度指數為0～0.5 時，表示油藏剩余油不富集；再富集程度指數為0.5～1.5時，表示油藏剩余油富集；再富集程度指數為1.5～2 時，表示油藏剩余油高度富集。

1.3 動用潛力指數

剩余油動用潛力指數是通過對剩余油再富集后的飽和度插值場進行計算而得到的，可表示為：

根據動用潛力指數，對油藏剩余油再富集動用潛力進行分級：動用潛力指數為0～0.5 時，油藏剩余油再富集動用潛力為低動用潛力；動用潛力指數為0.5～1.5 時，油藏剩余油再富集動用潛力為中動用潛力；動用潛力指數為1.5～2 時，油藏剩余油再富集動用潛力為高動用潛力。

2 剩余油再富集物理模擬實驗

2.1 實驗原理

巖石電阻率變化范圍較大，主要受到孔隙結構、巖石密度、孔隙內流體類型及含量的影響，而孔隙中含油、含水飽和度的變化會反映在巖石電阻率上，因此可通過巖石電阻率反算得到孔隙的含油、含水飽和度。LCR 數字電橋測得的是電阻，由巖石電阻率與電阻標定曲線可得關系式為：

在已知巖石電阻率的情況下，可通過阿爾奇公式計算巖石含油飽和度為：

2.2 實驗模型

實驗所用模型為人造砂巖物理模型，實驗用油為染色5號白油，黏度約為5 mPa·s。根據剩余油再富集的主導條件，共設計2 類5 塊平板模型，分別為：①重力主導條件下的剩余油再富集剖面模型。設計三維3 層垂向帶電極非均質平板模型（圖2a），模型尺寸為40 cm×5 cm×20 cm，各層等厚且滲透率以正韻律分布，各層滲透率分別為500，1 000 和2 000 mD。共設置1 口采油井，1 口注水井，1 個隔層，模擬存在穩定隔層時一注一采的開發狀況。橫向上每隔5 cm、垂向上每隔2 cm 共埋入42 個電極進行實時監測。②水動力主導條件下的剩余油再富集平板模型。設計三維平面帶電極均質平板模型（圖2b），滲透率平均為800～1 000 mD。模型尺寸為40 cm×20 cm×5 cm，模型傾角為15°。設置3口采油井（W1—W3）和4口注水井（INJ1—INJ4）2排注采井網，注采井網與構造頂部距離分別為5 cm（水動力-近）及7.5 cm（水動力-遠），以探究注采井網與構造頂部距離對剩余油再富集程度的影響。通過再富集階段注采方式的改變，實現剩余油井間再富集。橫向、縱向上每隔5 cm共埋入28個電極進行實時監測。

圖2 人造砂巖物理模型示意Fig.2 Physical model of artificial sandstone

2.3 實驗過程

實驗過程主要包括：①烘干。將人造砂巖物理模型放入恒溫箱，60 ℃條件下烘干24 h。②抽真空。人造砂巖物理模型抽真空4 h 以上。③飽和水。依次從各個井口注入飽和實驗用水，計算孔隙度。④飽和油。依次從各個井口注入實驗用油，注入速度為0.5 mL/min，直至采出端不出水為止，提高注入速度分別為1.0，2.0，3.0 和4.0 mL/min，繼續驅替；累積計量采出水量，計算原始含油飽和度，老化24 h。⑤水驅。根據相應組條件，以相應驅替速度進行水驅，驅替至對應含水率，過程中計量壓力及含水率，并通過電阻法測算水驅后含油飽和度場。⑥剩余油再富集。根據相應組條件，進行剩余油再富集，重力組靜置48 h 通過重力進行再富集，水動力組改變注采對應關系通過水動力進行再富集，并通過電阻法測算再富集后含油飽和度場。

對于一注一采壓力系統，壓力梯度表達式為：

結合礦場實際生產參數，實際注入量為30 m3/d，注采壓差為20 MPa，注采井距為200 m時，最小壓力梯度為0.026 3 MPa/m，以此為依據設計2 組不同壓力梯度對應的注入速度分別為1.0 和3.0 mL/min，計算的其他參數列于表1。實驗方案主要包括：①測試重力主導條件下，不同壓力梯度剩余油再富集效果（方案1，2）。②測試水動力主導條件下，不同壓力梯度剩余油再富集效果（方案3，4）。③測試水動力主導條件下，注采井網與構造頂部距離對剩余油再富集的影響（方案3，5）（表2）。

表1 實驗參數計算Table1 Calculation of experimental parameters

表2 實驗方案設計Table2 Design of experimental scheme

3 實驗結果及分析

3.1 重力主導下的壓力梯度影響

對于低壓力梯度組，含水率從水驅時的92%降低到剩余油再富集后的82%，含水率下降10%，最終采收率達到20.75%，其中通過剩余油再富集提高了2.4%；對于高壓力梯度組，含水率從水驅時的92%降低到剩余油再富集后的76%，含水率下降16%，最終采收率達到20.10%，其中通過剩余油再富集提高了2.7%。對比發現，高壓力梯度組含水率下降較快，低壓力梯度組最終采收率較高。

從剩余油分布（圖3，圖4）可以看出，在水驅階段，低壓力梯度組對上部油相動用能力較差；重力主導下剩余油再富集主要發生在油藏上部及隔層下部；剩余油呈塊狀富集在油水井兩側，高壓力梯度組富集區域較大。

圖3 重力-低壓力梯度組剩余油飽和度場Fig.3 Remaining-oil saturation field of gravity-low pressure gradient gro up

圖4 重力-高壓力梯度組剩余油飽和度場Fig.4 Remaining-oil saturation field of gravity-high pressure gradient group

從剩余油再富集質量表征參數計算結果（圖5，圖6）可以看出，重力主導條件下，低壓力梯度組再富集程度指數為0.684 2，屬于富集；動用潛力指數為1.107 6，屬于中動用潛力；高壓力梯度組富集程度指數為1.076 9，屬于富集；動用潛力指數為0.986 8，屬于中動用潛力。對比統計發現，低壓力梯度組動用潛力指數更高，最終采收率更大，高壓力梯度組剩余油再富集程度指數較高，含水率下降更快。為此，在重力主導條件下，低壓力梯度組更有利于獲得較大的最終采收率，而高壓力梯度組剩余油再富集效果更好。

圖5 重力-低壓力梯度組含油飽和度插值計算結果Fig.5 Interpolation calculation of oil saturation for gravity-low pressure gradient group

圖6 重力-高壓力梯度組含油飽和度插值計算結果Fig.6 Interpolation calculation of oil saturation for gravity-high pressure gradient group

3.2 水動力主導下的壓力梯度影響

對于水動力-遠-低組，W2 井含水率從剩余油再富集前的90%降低至剩余油再富集后的36%，含水率下降了54%，最終采收率達到32.61%，其中通過剩余油再富集提高了4.26%；對于高壓力梯度組，W2 井含水率從剩余油再富集前的90%降低至剩余油再富集后的26%，含水率下降了64%，最終采收率達到32.21%，其中通過剩余油再富集提高了4.44%。對比可以發現，高壓力梯度組含水率下降較快，剩余油再富集提高采收率較高，而低壓力梯度組最終采收率較高。

從剩余油分布（圖7—圖9）可以看出，隨著剩余油再富集壓力梯度的增加，剩余油在低勢閉合區富集量隨之增加，富集區含油飽和度及富集面積也增加，說明高壓力梯度對于剩余油再富集有促進作用。

圖7 水動力-遠-低組剩余油飽和度場Fig.7 Remaining-oil saturation field of hydrodynamic-far-low group

圖8 水動力-遠-高組剩余油飽和度場Fig.8 Remaining-oil saturation field of hydrodynamic-far-high group

圖9 水動力-近-低組剩余油飽和度場Fig.9 Remaining-oil saturation field of hydrodynamic-near-low group

從剩余油再富集質量表征參數計算結果（圖10—圖12）可以看出，水動力-遠-低組再富集程度指數為0.510 0，屬于富集；動用潛力指數為1.224 6，屬于中動用潛力；水動力-遠-高組再富集程度指數為0.783 3，屬于富集；動用潛力指數為1.095 4，屬于中動用潛力。對比統計發現，水動力-遠-低組動用潛力指數、最終采收率、高壓力梯度組再富集程度指數均較高，而水動力-遠-高組含水率下降較快。由此，在水動力主導條件下，以低壓力梯度進行生產及剩余油再富集，可獲得較高的采收率，以高壓力梯度進行生產及剩余油再富集時，含水率下降更快，剩余油再富集效果更好。

3.3 水動力主導下注采井網與構造頂部距離影響

對于水動力-近-低組，含水率從水驅時的90%降低到剩余油再富集后的60%，含水率僅下降30%，而水動力-遠-低組剩余油再富集期間含水率下降54%，明顯高于水動力-近-低組；水動力-近-低組最終采收率為30.91%，剩余油再富集期間采收率提高3.17%，明顯低于水動力-遠-低組。綜上所述，距離構造頂部越遠，剩余油再富集期間含水率下降得越快，且最終采收率越高。

從剩余油分布（圖7—圖9）可以看出，水驅之后，水動力-遠-低組的剩余油再富集主要集中在油藏頂部附近，連續性較強，水動力-近-低組在油藏底部也有一定富集，連續性較差。而剩余油再富集之后，水動力-遠-低組頂部剩余油受到水動力影響，向W2井處集中再富集，水動力-近-低組剩余油也在有一定程度上向W2 井集中，但由于與構造頂部距離較近，剩余油再富集規模較小。

從剩余油再富集質量表征參數計算結果（圖10—圖12）可知，水動力主導條件下，水動力-近-低組再富集程度指數為0.533 3，屬于富集；動用潛力指數為0.849 8，屬于中動用潛力。水動力-遠-低組再富集程度指數為0.510 0，屬于富集；動用潛力指數為1.224 6，屬于中動用潛力。對比統計發現，水動力-近-低組雖然再富集程度指數較高，但由于其距離構造頂部較近，再富集空間有限，因此含水率下降值和最終采收率均較低，水動力-遠-低組動用潛力指數和最終采收率均較高。綜上所述，水動力主導條件下，注采井網與構造頂部距離越遠，剩余油再富集空間和潛力越大，越有利于提高采收率。

圖10 水動力-遠-低組含油飽和度插值計算結果Fig.10 Interpolation calculation of oil saturation for hydrodynamic-far-low group

圖11 水動力-遠-高組含油飽和度插值計算結果Fig.11 Interpolation calculation of oil saturation for hydrodynamic-far-high group

圖12 水動力-近-低組含油飽和度插值計算結果Fig.12 Interpolation calculation of oil saturation for hydrodynamic-near-low group

4 結論

從剩余油再富集和動用2個角度構建的再富集程度指數和動用潛力指數可定量表征再富集質量。剩余油飽和度變化越劇烈，剩余油富集程度越高；剩余油再富集越集中，連續性越強，越易被動用，動用潛力越大。重力主導條件下，剩余油再富集主要發生在油藏上部及隔層下部；剩余油成塊狀富集在油水井兩側。低壓力梯度組動用潛力指數更高，最終采收率更高，而高壓力梯度組再富集程度指數更高，含水率下降值也更高。綜合來看，重力主導條件下，低壓力梯度組有利于獲得更高采收率，而高壓力梯度組剩余油再富集效果更好；水動力主導條件下，高壓力梯度組富集區含油飽和度及富集面積均明顯高于低壓力梯度組，說明高壓力梯度對于剩余油再富集有促進作用；水動力-遠-低組動用潛力指數更高，最終采收率更高，含水率下降值也更高，說明注采井網與構造頂部距離較遠，剩余油再富集有更大的空間和潛力，有利于獲得更高的采收率。

符號解釋

ai前——剩余油再富集前的含油飽和度分級賦值，無量綱；

ai后——剩余油再富集后的含油飽和度分級賦值，無量綱；

A,B——無因次系數；

b,n——無因次系數，一般只與巖石巖性有關，對于純砂石一般取b=1，n=2；

d——注采井距，m；

fw——含水率，無量綱；

i——剩余油編號，無量綱；

I——巖石含油電阻率與巖石完全含水電阻率比值，無因次；

j——分區內剩余油數量；

Kro——油相相對滲透率，無量綱；

Krw——水相相對滲透率，無量綱；

N——剩余油數量，無量綱；

p——注采壓差，MPa；

pH——地層壓力，MPa；

pw——井底流壓，MPa；

r——測壓點距注水井距離，m；

rw——井徑，m；

R——巖石電阻，Ω；

Rt——巖石電阻率，Ω·m；

Si——剩余油面積，m2；

Sj——研究區面積，m2；

Sjmax——最大研究區面積，m2；

So——含油飽和度，無量綱；

Sw——含水飽和度，無量綱；

ηi——油藏剩余油對應的動用潛力權重；

μw——水相黏度，mPa·s；

μo——油相黏度，mPa·s；

σSi——油藏剩余油的歸一化面積方差；

Φ——動用潛力指數；

Ω——再富集程度指數。