高含水老油田剩余油再富集質(zhì)量評(píng)價(jià)及影響因素

王吉濤，李俊鍵，張博文，王 勇，張榮達(dá)，馬 康，姜漢橋

（1.中國(guó)石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京102249；2.中國(guó)石油大學(xué)（北京）油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京102249；3.中國(guó)石油大學(xué)（北京）經(jīng)濟(jì)管理學(xué)院，北京102249；4.中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京100028）

目前，中國(guó)陸上老油田多已進(jìn)入水驅(qū)開發(fā)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(rèn)識(shí)剩余油的再富集規(guī)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(xù)剩余油動(dòng)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(jù)儲(chǔ)量豐度提出了生產(chǎn)潛力的概念，考慮油藏可動(dòng)油飽和度、油藏壓力、地層滲透性和距邊界的距離等參數(shù)對(duì)生產(chǎn)的影響，定量化表征了生產(chǎn)潛力和油藏剩余能量［1］。李本軻基于流體勢(shì)和油水運(yùn)移規(guī)律，提出剩余油富集主要存在于油藏低勢(shì)閉合區(qū)［2］。耿站立等通過優(yōu)勢(shì)潛力豐度概念定量化表征剩余油分布規(guī)律及動(dòng)用潛力［3］。屈宏等基于實(shí)際油藏模型，考慮構(gòu)造因素、沉積相及儲(chǔ)層連通性，結(jié)合油藏生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，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(jī)理建立了油藏再富集油水滲流數(shù)學(xué)模型，考慮了滲透率、黏度及重力等參數(shù)對(duì)剩余油再富集滲流速度和再富集成藏時(shí)間的影響［5］。張建寧等基于油藏?cái)?shù)值模擬手段，將剩余油再富集區(qū)域確定于油藏構(gòu)造微高點(diǎn)、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(nèi)部壓力、浮力及毛細(xì)管力等因素的共同影響，并考慮了水驅(qū)時(shí)間、再富集時(shí)間、再富集前含油飽和度、原油黏度、非均質(zhì)性及構(gòu)造等因素對(duì)剩余油再富集規(guī)模的影響［2，6］。高博禹等總結(jié)了剩余油形成與分布的研究方法，主要包括開發(fā)地質(zhì)學(xué)方法、油藏工程方法、測(cè)井方法、數(shù)值模擬方法、高分辨率層序地層學(xué)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(jié)構(gòu)、巖石潤(rùn)濕性等因素對(duì)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(yùn)移過程中的能量變化［9］。吳義志以勝利油區(qū)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(chǔ)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(duì)于剩余油再富集的研究以油藏?cái)?shù)值模擬、數(shù)學(xué)模型計(jì)算及微觀孔喉模型研究為主，數(shù)據(jù)來源以數(shù)值模擬分析和實(shí)際油藏生產(chǎn)動(dòng)態(tài)為主，缺乏實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的驗(yàn)證，更無再富集質(zhì)量的定量評(píng)價(jià)方法［11-16］。為此，筆者基于實(shí)驗(yàn)室尺度物理模擬實(shí)驗(yàn)，以水驅(qū)后水動(dòng)力、重力影響下油藏低勢(shì)閉合區(qū)內(nèi)剩余油再富集為研究對(duì)象，通過剩余油再富集程度指數(shù)和動(dòng)用潛力指數(shù)2 個(gè)參數(shù)，從富集和動(dòng)用2 個(gè)角度對(duì)剩余油進(jìn)行潛力評(píng)價(jià)，并考慮壓力梯度、油水井與構(gòu)造頂部距離對(duì)剩余油再富集的影響，以明確水驅(qū)后剩余油分布規(guī)律，為油田提高采收率提供理論認(rèn)識(shí)。

1 剩余油再富集質(zhì)量表征參數(shù)

1.1 飽和度分級(jí)方法

對(duì)剩余油再富集進(jìn)行評(píng)價(jià)及表征時(shí)，通過研究區(qū)相對(duì)滲透率得到分流量曲線，再結(jié)合含水率分級(jí)對(duì)分流量曲線進(jìn)行分區(qū)，從而完成飽和度分級(jí)標(biāo)定?；谘芯繀^(qū)的相對(duì)滲透率曲線（圖1a），通過分流量方程（不考慮重力和毛細(xì)管力）計(jì)算可得該區(qū)域的分流量曲線（圖1b），其表達(dá)式為：

圖1 飽和度分區(qū)計(jì)算Fig.1 Saturation partition calculation

根據(jù)含水率分級(jí)標(biāo)準(zhǔn)，將分流量曲線分為3 個(gè)區(qū)域，這3 個(gè)區(qū)域所對(duì)應(yīng)的飽和度點(diǎn)即為含油飽和度分級(jí)的邊界點(diǎn)：當(dāng)含水率為0～20%時(shí)，為低含水率，剩余油高度富集，含水飽和度為0.22～0.34；當(dāng)含水率為20%～90%時(shí)，為中高含水率，剩余油富集，含水飽和度為0.34～0.49；當(dāng)含水率為90%～98%時(shí)，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(qū)，對(duì)飽和度場(chǎng)進(jìn)行插值處理，非富集區(qū)賦值為0，富集區(qū)賦值為1，高度富集區(qū)賦值為2，以此作為后續(xù)剩余油再富集評(píng)價(jià)及表征的基礎(chǔ)。

1.2 再富集程度指數(shù)

剩余油再富集程度指數(shù)可以通過剩余油再富集前后飽和度場(chǎng)的差值表示，其計(jì)算式為：

根據(jù)再富集程度指數(shù)，對(duì)油藏剩余油再富集程度進(jìn)行分級(jí)：再富集程度指數(shù)為0～0.5 時(shí)，表示油藏剩余油不富集；再富集程度指數(shù)為0.5～1.5時(shí)，表示油藏剩余油富集；再富集程度指數(shù)為1.5～2 時(shí)，表示油藏剩余油高度富集。

1.3 動(dòng)用潛力指數(shù)

剩余油動(dòng)用潛力指數(shù)是通過對(duì)剩余油再富集后的飽和度插值場(chǎng)進(jìn)行計(jì)算而得到的，可表示為：

根據(jù)動(dòng)用潛力指數(shù)，對(duì)油藏剩余油再富集動(dòng)用潛力進(jìn)行分級(jí)：動(dòng)用潛力指數(shù)為0～0.5 時(shí)，油藏剩余油再富集動(dòng)用潛力為低動(dòng)用潛力；動(dòng)用潛力指數(shù)為0.5～1.5 時(shí)，油藏剩余油再富集動(dòng)用潛力為中動(dòng)用潛力；動(dòng)用潛力指數(shù)為1.5～2 時(shí)，油藏剩余油再富集動(dòng)用潛力為高動(dòng)用潛力。

2 剩余油再富集物理模擬實(shí)驗(yàn)

2.1 實(shí)驗(yàn)原理

巖石電阻率變化范圍較大，主要受到孔隙結(jié)構(gòu)、巖石密度、孔隙內(nèi)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(huì)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(shù)字電橋測(cè)得的是電阻，由巖石電阻率與電阻標(biāo)定曲線可得關(guān)系式為：

在已知巖石電阻率的情況下，可通過阿爾奇公式計(jì)算巖石含油飽和度為：

2.2 實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ?/h3>

實(shí)驗(yàn)所用模型為人造砂巖物理模型，實(shí)驗(yàn)用油為染色5號(hào)白油，黏度約為5 mPa·s。根據(jù)剩余油再富集的主導(dǎo)條件，共設(shè)計(jì)2 類5 塊平板模型，分別為：①重力主導(dǎo)條件下的剩余油再富集剖面模型。設(shè)計(jì)三維3 層垂向帶電極非均質(zhì)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(shè)置1 口采油井，1 口注水井，1 個(gè)隔層，模擬存在穩(wěn)定隔層時(shí)一注一采的開發(fā)狀況。橫向上每隔5 cm、垂向上每隔2 cm 共埋入42 個(gè)電極進(jìn)行實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)。②水動(dòng)力主導(dǎo)條件下的剩余油再富集平板模型。設(shè)計(jì)三維平面帶電極均質(zhì)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(shè)置3口采油井（W1—W3）和4口注水井（INJ1—INJ4）2排注采井網(wǎng)，注采井網(wǎng)與構(gòu)造頂部距離分別為5 cm（水動(dòng)力-近）及7.5 cm（水動(dòng)力-遠(yuǎn)），以探究注采井網(wǎng)與構(gòu)造頂部距離對(duì)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(shí)現(xiàn)剩余油井間再富集。橫向、縱向上每隔5 cm共埋入28個(gè)電極進(jìn)行實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)。

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

2.3 實(shí)驗(yàn)過程

實(shí)驗(yàn)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(gè)井口注入飽和實(shí)驗(yàn)用水，計(jì)算孔隙度。④飽和油。依次從各個(gè)井口注入實(shí)驗(yàn)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(xù)驅(qū)替；累積計(jì)量采出水量，計(jì)算原始含油飽和度，老化24 h。⑤水驅(qū)。根據(jù)相應(yīng)組條件，以相應(yīng)驅(qū)替速度進(jìn)行水驅(qū)，驅(qū)替至對(duì)應(yīng)含水率，過程中計(jì)量壓力及含水率，并通過電阻法測(cè)算水驅(qū)后含油飽和度場(chǎng)。⑥剩余油再富集。根據(jù)相應(yīng)組條件，進(jìn)行剩余油再富集，重力組靜置48 h 通過重力進(jìn)行再富集，水動(dòng)力組改變注采對(duì)應(yīng)關(guān)系通過水動(dòng)力進(jìn)行再富集，并通過電阻法測(cè)算再富集后含油飽和度場(chǎng)。

對(duì)于一注一采壓力系統(tǒng)，壓力梯度表達(dá)式為：

結(jié)合礦場(chǎng)實(shí)際生產(chǎn)參數(shù)，實(shí)際注入量為30 m3/d，注采壓差為20 MPa，注采井距為200 m時(shí)，最小壓力梯度為0.026 3 MPa/m，以此為依據(jù)設(shè)計(jì)2 組不同壓力梯度對(duì)應(yīng)的注入速度分別為1.0 和3.0 mL/min，計(jì)算的其他參數(shù)列于表1。實(shí)驗(yàn)方案主要包括：①測(cè)試重力主導(dǎo)條件下，不同壓力梯度剩余油再富集效果（方案1，2）。②測(cè)試水動(dòng)力主導(dǎo)條件下，不同壓力梯度剩余油再富集效果（方案3，4）。③測(cè)試水動(dòng)力主導(dǎo)條件下，注采井網(wǎng)與構(gòu)造頂部距離對(duì)剩余油再富集的影響（方案3，5）（表2）。

表1 實(shí)驗(yàn)參數(shù)計(jì)算Table1 Calculation of experimental parameters

表2 實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)Table2 Design of experimental scheme

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

3.1 重力主導(dǎo)下的壓力梯度影響

對(duì)于低壓力梯度組，含水率從水驅(qū)時(shí)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(dá)到20.75%，其中通過剩余油再富集提高了2.4%；對(duì)于高壓力梯度組，含水率從水驅(qū)時(shí)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(dá)到20.10%，其中通過剩余油再富集提高了2.7%。對(duì)比發(fā)現(xiàn)，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(qū)階段，低壓力梯度組對(duì)上部油相動(dòng)用能力較差；重力主導(dǎo)下剩余油再富集主要發(fā)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(cè)，高壓力梯度組富集區(qū)域較大。

圖3 重力-低壓力梯度組剩余油飽和度場(chǎng)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(chǎng)Fig.4 Remaining-oil saturation field of gravity-high pressure gradient group

從剩余油再富集質(zhì)量表征參數(shù)計(jì)算結(jié)果（圖5，圖6）可以看出，重力主導(dǎo)條件下，低壓力梯度組再富集程度指數(shù)為0.684 2，屬于富集；動(dòng)用潛力指數(shù)為1.107 6，屬于中動(dòng)用潛力；高壓力梯度組富集程度指數(shù)為1.076 9，屬于富集；動(dòng)用潛力指數(shù)為0.986 8，屬于中動(dòng)用潛力。對(duì)比統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，低壓力梯度組動(dòng)用潛力指數(shù)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(shù)較高，含水率下降更快。為此，在重力主導(dǎo)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(jì)算結(jié)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(jì)算結(jié)果Fig.6 Interpolation calculation of oil saturation for gravity-high pressure gradient group

3.2 水動(dòng)力主導(dǎo)下的壓力梯度影響

對(duì)于水動(dòng)力-遠(yuǎn)-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(dá)到32.61%，其中通過剩余油再富集提高了4.26%；對(duì)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(dá)到32.21%，其中通過剩余油再富集提高了4.44%。對(duì)比可以發(fā)現(xiàn)，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(shì)閉合區(qū)富集量隨之增加，富集區(qū)含油飽和度及富集面積也增加，說明高壓力梯度對(duì)于剩余油再富集有促進(jìn)作用。

圖7 水動(dòng)力-遠(yuǎn)-低組剩余油飽和度場(chǎng)Fig.7 Remaining-oil saturation field of hydrodynamic-far-low group

圖8 水動(dòng)力-遠(yuǎn)-高組剩余油飽和度場(chǎng)Fig.8 Remaining-oil saturation field of hydrodynamic-far-high group

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

從剩余油再富集質(zhì)量表征參數(shù)計(jì)算結(jié)果（圖10—圖12）可以看出，水動(dòng)力-遠(yuǎn)-低組再富集程度指數(shù)為0.510 0，屬于富集；動(dòng)用潛力指數(shù)為1.224 6，屬于中動(dòng)用潛力；水動(dòng)力-遠(yuǎn)-高組再富集程度指數(shù)為0.783 3，屬于富集；動(dòng)用潛力指數(shù)為1.095 4，屬于中動(dòng)用潛力。對(duì)比統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，水動(dòng)力-遠(yuǎn)-低組動(dòng)用潛力指數(shù)、最終采收率、高壓力梯度組再富集程度指數(shù)均較高，而水動(dòng)力-遠(yuǎn)-高組含水率下降較快。由此，在水動(dòng)力主導(dǎo)條件下，以低壓力梯度進(jìn)行生產(chǎn)及剩余油再富集，可獲得較高的采收率，以高壓力梯度進(jìn)行生產(chǎn)及剩余油再富集時(shí)，含水率下降更快，剩余油再富集效果更好。

3.3 水動(dòng)力主導(dǎo)下注采井網(wǎng)與構(gòu)造頂部距離影響

對(duì)于水動(dòng)力-近-低組，含水率從水驅(qū)時(shí)的90%降低到剩余油再富集后的60%，含水率僅下降30%，而水動(dòng)力-遠(yuǎn)-低組剩余油再富集期間含水率下降54%，明顯高于水動(dòng)力-近-低組；水動(dòng)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(dòng)力-遠(yuǎn)-低組。綜上所述，距離構(gòu)造頂部越遠(yuǎn)，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(qū)之后，水動(dòng)力-遠(yuǎn)-低組的剩余油再富集主要集中在油藏頂部附近，連續(xù)性較強(qiáng)，水動(dòng)力-近-低組在油藏底部也有一定富集，連續(xù)性較差。而剩余油再富集之后，水動(dòng)力-遠(yuǎn)-低組頂部剩余油受到水動(dòng)力影響，向W2井處集中再富集，水動(dòng)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(gòu)造頂部距離較近，剩余油再富集規(guī)模較小。

從剩余油再富集質(zhì)量表征參數(shù)計(jì)算結(jié)果（圖10—圖12）可知，水動(dòng)力主導(dǎo)條件下，水動(dòng)力-近-低組再富集程度指數(shù)為0.533 3，屬于富集；動(dòng)用潛力指數(shù)為0.849 8，屬于中動(dòng)用潛力。水動(dòng)力-遠(yuǎn)-低組再富集程度指數(shù)為0.510 0，屬于富集；動(dòng)用潛力指數(shù)為1.224 6，屬于中動(dòng)用潛力。對(duì)比統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，水動(dòng)力-近-低組雖然再富集程度指數(shù)較高，但由于其距離構(gòu)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(dòng)力-遠(yuǎn)-低組動(dòng)用潛力指數(shù)和最終采收率均較高。綜上所述，水動(dòng)力主導(dǎo)條件下，注采井網(wǎng)與構(gòu)造頂部距離越遠(yuǎn)，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(dòng)力-遠(yuǎn)-低組含油飽和度插值計(jì)算結(jié)果Fig.10 Interpolation calculation of oil saturation for hydrodynamic-far-low group

圖11 水動(dòng)力-遠(yuǎn)-高組含油飽和度插值計(jì)算結(jié)果Fig.11 Interpolation calculation of oil saturation for hydrodynamic-far-high group

圖12 水動(dòng)力-近-低組含油飽和度插值計(jì)算結(jié)果Fig.12 Interpolation calculation of oil saturation for hydrodynamic-near-low group

4 結(jié)論

從剩余油再富集和動(dòng)用2個(gè)角度構(gòu)建的再富集程度指數(shù)和動(dòng)用潛力指數(shù)可定量表征再富集質(zhì)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(xù)性越強(qiáng)，越易被動(dòng)用，動(dòng)用潛力越大。重力主導(dǎo)條件下，剩余油再富集主要發(fā)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(cè)。低壓力梯度組動(dòng)用潛力指數(shù)更高，最終采收率更高，而高壓力梯度組再富集程度指數(shù)更高，含水率下降值也更高。綜合來看，重力主導(dǎo)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(dòng)力主導(dǎo)條件下，高壓力梯度組富集區(qū)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(duì)于剩余油再富集有促進(jìn)作用；水動(dòng)力-遠(yuǎn)-低組動(dòng)用潛力指數(shù)更高，最終采收率更高，含水率下降值也更高，說明注采井網(wǎng)與構(gòu)造頂部距離較遠(yuǎn)，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(hào)解釋

ai前——剩余油再富集前的含油飽和度分級(jí)賦值，無量綱；

ai后——剩余油再富集后的含油飽和度分級(jí)賦值，無量綱；

A,B——無因次系數(shù)；

b,n——無因次系數(shù)，一般只與巖石巖性有關(guān)，對(duì)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(hào)，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(qū)內(nèi)剩余油數(shù)量；

Kro——油相相對(duì)滲透率，無量綱；

Krw——水相相對(duì)滲透率，無量綱；

N——剩余油數(shù)量，無量綱；

p——注采壓差，MPa；

pH——地層壓力，MPa；

pw——井底流壓，MPa；

r——測(cè)壓點(diǎn)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(qū)面積，m2；

Sjmax——最大研究區(qū)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(duì)應(yīng)的動(dòng)用潛力權(quán)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——?jiǎng)佑脻摿χ笖?shù)；

Ω——再富集程度指數(shù)。