罗宪波，李金宜，何逸凡，靳心伟

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

随着国内几大主力油田逐渐步入开发中后期，高含水期油藏剩余油挖潜一直是油藏工程研究人员攻关的难题。近年来，高倍数水驱研究已经成为高含水期油藏剩余油挖潜的热点方向。国内陆上大庆油田[1–4]、胜利油田[5–6]、长庆油田[7–9]、河南油田[10–12]等油田均有研究文献报道。海上油田由于自身开发方式的独特性，在保证注水有效连通性的前提下，储层段高倍数水驱冲刷在矿场实践中主要通过提液[13–14]来实现。实践证明，结合井网综合调整及化学调剖等注水优化手段，高倍数水驱将是海上油田高含水期实现剩余油挖潜的重要途径之一，特别是强底水油藏，水平井产液量可达3 000 m3/d，在水平井近井地带水驱倍数可高达上千倍。因此，本文通过深入开展高倍数下水驱驱油效率实验研究，掌握驱油效率影响因素及变化规律，对于指导渤海稠油油田开发中后期实施矿场提液挖潜具有重要的意义。

1 实验方案设计

实验用岩心：采用渤海河流相主力油藏和三角洲相主力油藏的天然岩心样品。

实验用油：河流相典型油田实验模拟油黏度（室温19 ℃）分别为28，65，78，167，260 mPa·s；三角洲相典型油田实验模拟油黏度为50 mPa·s。

实验步骤：参照GB/T 28912–2012 标准[15]执行，仅在结束实验时，由标准规定的驱替倍数30 PV 改为驱替倍数2 000 PV。

2 实验结果及分析

2.1 渗透率对水驱油效率的影响

以渤海油田地层原油黏度为260 mPa·s 实验为例，在不同样品渗透率情况下，相比较于常规水驱倍数（小于100 PV），驱替倍数为500 PV 时的驱油效率均有较大幅度的增加（图1）。……