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(jīng)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(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，如何認識剩余油的再富集規(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)儲量豐度提出了生產(chǎn)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(shù)對生產(chǎn)的影響，定量化表征了生產(chǎn)潛力和油藏剩余能量［1］。李本軻基于流體勢和油水運移規(guī)律，提出剩余油富集主要存在于油藏低勢閉合區(qū)［2］。耿站立等通過優(yōu)勢潛力豐度概念定量化表征剩余油分布規(guī)律及動用潛力［3］。屈宏等基于實際油藏模型，考慮構(gòu)造因素、沉積相及儲層連通性，結(jié)合油藏生產(chǎn)動態(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理建立了油藏再富集油水滲流數(shù)學模型，考慮了滲透率、黏度及重力等參數(shù)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(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、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、浮力及毛細管力等因素的共同影響，并考慮了水驅(qū)時間、再富集時間、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)學方法、油藏工程方法、測井方法、數(shù)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(jié)構(gòu)、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(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(shù)值模擬、數(shù)學模型計算及微觀孔喉模型研究為主，數(shù)據(jù)來源以數(shù)值模擬分析和實際油藏生產(chǎn)動態(tài)為主，缺乏實驗數(shù)據(jù)的驗證，更無再富集質(zhì)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(qū)后水動力、重力影響下油藏低勢閉合區(qū)內(nèi)剩余油再富集為研究對象，通過剩余油再富集程度指數(shù)和動用潛力指數(shù)2 個參數(shù)，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(gòu)造頂部距離對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識。

1 剩余油再富集質(zhì)量表征參數(shù)

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(qū)相對滲透率得到分流量曲線，再結(jié)合含水率分級對分流量曲線進行分區(qū)，從而完成飽和度分級標定。基于研究區(qū)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(qū)域的分流量曲線（圖1b），其表達式為：

圖1 飽和度分區(qū)計算Fig.1 Saturation partition calculation

根據(jù)含水率分級標準，將分流量曲線分為3 個區(qū)域，這3 個區(qū)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(qū)，對飽和度場進行插值處理，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)剩余油再富集評價及表征的基礎(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的差值表示，其計算式為：

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

1.3 動用潛力指數(shù)

剩余油動用潛力指數(shù)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(jù)動用潛力指數(shù)，對油藏剩余油再富集動用潛力進行分級：動用潛力指數(shù)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(shù)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(shù)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(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)字電橋測得的是電阻，由巖石電阻率與電阻標定曲線可得關(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(jù)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(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。共設置1 口采油井，1 口注水井，1 個隔層，模擬存在穩(wěn)定隔層時一注一采的開發(fā)狀況。橫向上每隔5 cm、垂向上每隔2 cm 共埋入42 個電極進行實時監(jiān)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(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（水動力-近）及7.5 cm（水動力-遠），以探究注采井網(wǎng)與構(gòu)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(xiàn)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(jiān)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(xù)驅(qū)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(qū)。根據(jù)相應組條件，以相應驅(qū)替速度進行水驅(qū)，驅(qū)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(qū)后含油飽和度場。⑥剩余油再富集。根據(jù)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(guān)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(tǒng)，壓力梯度表達式為：

結(jié)合礦場實際生產(chǎn)參數(shù)，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(jù)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(shù)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(wǎng)與構(gòu)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(shù)計算Table1 Calculation of experimental parameters

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

3 實驗結(jié)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(qū)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(qū)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(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，低壓力梯度組對上部油相動用能力較差；重力主導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(zhì)量表征參數(shù)計算結(jié)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(shù)為0.684 2，屬于富集；動用潛力指數(shù)為1.107 6，屬于中動用潛力；高壓力梯度組富集程度指數(shù)為1.076 9，屬于富集；動用潛力指數(shù)為0.986 8，屬于中動用潛力。對比統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，低壓力梯度組動用潛力指數(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(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算結(jié)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(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(zhì)量表征參數(shù)計算結(jié)果（圖10—圖12）可以看出，水動力-遠-低組再富集程度指數(shù)為0.510 0，屬于富集；動用潛力指數(shù)為1.224 6，屬于中動用潛力；水動力-遠-高組再富集程度指數(shù)為0.783 3，屬于富集；動用潛力指數(shù)為1.095 4，屬于中動用潛力。對比統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，水動力-遠-低組動用潛力指數(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(chǎn)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(chǎn)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(wǎng)與構(gòu)造頂部距離影響

對于水動力-近-低組，含水率從水驅(qū)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(gòu)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(qū)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(xù)性較強，水動力-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(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)計算結(jié)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(shù)為0.533 3，屬于富集；動用潛力指數(shù)為0.849 8，屬于中動用潛力。水動力-遠-低組再富集程度指數(shù)為0.510 0，屬于富集；動用潛力指數(shù)為1.224 6，屬于中動用潛力。對比統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，水動力-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，水動力-遠-低組動用潛力指數(shù)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(wǎng)與構(gòu)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(jié)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(jié)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(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用2個角度構(gòu)建的再富集程度指數(shù)和動用潛力指數(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，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(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(qū)含油飽和度及富集面積均明顯高于低壓力梯度組，說明高壓力梯度對于剩余油再富集有促進作用；水動力-遠-低組動用潛力指數(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，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(shù)；

b,n——無因次系數(shù)，一般只與巖石巖性有關(guān)，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(qū)內(nèi)剩余油數(shù)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(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(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——油藏剩余油對應的動用潛力權(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——動用潛力指數(shù)；

Ω——再富集程度指數(shù)。