晏庆辉，周海韵，鲁瑞彬，金中述，于成超

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524057）

近年来，随着越来越多的油田步入开发中后期，对储层水洗程度认识不断深入，发现驱油效率可以达到90%，甚至更高。如大庆油田检查井强水洗段驱油效率最高达到89.7%[1]。不少学者对这一现象进行了研究。纪淑红等[2]通过实验和理论分析，从储层非均质性、润湿性及水驱条件等主控因素出发，分析了高含水阶段驱油效率变化的机理，提出储层孔隙结构和润湿性变化导致临界毛管数降低，从而降低残余油饱和度。李传亮等[3]认为水驱油之后地层中还存在大量剩余油，是老油田挖潜的物质基础；并针对性提出周期注水，充分利用浮力作用可提高驱油效率至100%。熊敏等[4]分析了单一孔隙结构中剩余油分布特征和机理，解释了不同储层驱油效率差异的原因，指出对于高渗大孔喉、特大孔喉，孔喉半径呈正态分布时驱油效率可达80%以上。针对长期水驱后的孔喉变化，部分学者还建立了相应的驱油效率预测模型[5-9]，但多侧重于对静态储层参数的分析，对应整个水驱过程中驱油效率的变化特征目前鲜有研究。通过静态和动态相结合，笔者从全过程的角度探讨了其结构化变化的机理，并从定义出发，建立了定量表征通式，对老油田开发中后期准确认识后续开发潜力具有一定指导意义。

1 驱油效率影响因素

影响驱油效率的因素较多，从因素归属的角度可划分为内因和外因两大类。……