何逸凡 陈建波 马铨峥 梁 潇 张吉磊

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459)

随着越来越多油田步入高含水期、特高含水期，诸多专家及学者认识到长期水驱会引起储层及流体性质的变化，实质是对地下进行的长期改造[1-5]。其中对于开发和剩余油影响最为显著的是长期水驱后驱油效率进一步提高，残余油饱和度进一步降低，使得油田潜力的认识超出早期开发的预期[6]。纪淑红等认为，整个水驱开发过程中，水驱残余油饱和度不是一个常数，开发初期实验室测定的驱油效率不代表极限采收率，高倍数驱替会降低储层临界毛管数，进而提高驱油效率[7]。戴宗 等[8]从稠油油藏润湿性角度研究认为提高水驱倍数、冲刷储层，可以改善油藏润湿性，提高水驱采收率。张伟 等[9]基于海相砂岩油藏实际岩心开展了2 000 PV水驱油研究，表明高倍数驱替后，残余油饱和度显著下降，驱油效率显著提高。姜汉桥 等[10]提出了时变油藏地质模型，认为可以采用不断重启实现地质模型的时变模拟。

渤海Q油田是渤海典型河流相油田，储层为砂岩油藏，高孔高渗，不同层位、砂体原油黏度差异大，原油黏度范围22～260 mPa·s;油藏边底水能量活跃，内部采用注水补充能量。自2001年投产以来，油田经历了长期水驱开发，并实施了多次调整，目前油田主要采用水平井开发，油田综合含水率94%，动用储量采液速度达到29%。油田早期阶段开展常规水驱油实验及相渗实验，驱替倍数为30～50 PV，测得其中主力层NmⅠ3砂体的驱油效率为63.5%～66.9%，平均64.8%；残余油饱和度平均为30.1%。2019年过路井测井资料表明，部分井在NmⅠ3砂体水淹段驱油效率超过80%，含油饱和度最低达到0.13。过路井实测资料与常规室内实验和认识的矛盾表明，残余油饱和度不是一个定值，而是随着驱替倍数不断降低，导致驱油效率不断提高，并影响剩余油的分布规律及剩余潜力预测。

常规实验结果已经不能满足特高含水期开发规律、剩余油描述的需求。在前人研究成果基础上，进行了不同物性、不同流体性质条件下的2 000 PV水驱油岩心实验，但实验结果与实际油田应用存在瓶颈：实际油田中呈现“一砂一藏”特点，储层物性及流体性质变化大、原始含油饱和度差异大。本文在实验结果分析基础上，建立残余油饱和度随储层物性、流体及驱替倍数的定量数学表征方程。针对主力、非主力等不同将动态残余油饱和度在Petrel RE中利用python模块写入代码表征，实现模拟计算。提出了特高含水期应增加关键井段饱和度拟合进行时变历史拟合的质控。加入动态残余油饱和度后，油田在特高含水期历史拟合效果变好，模型中水淹范围变小，水淹强度变大，与实际过路井匹配性更好。

1 高倍数驱替实验研究及认识

1.1 实验方案设计

依据Q油田主力层位物性及地下原油黏度变化范围，开展不同物性(244～9 380 mD)与不同地层原油黏度(22～260 mPa·s)条件下水驱油高倍数驱替的规律研究。

选取典型参数值进行了18组高倍数驱替实验。模拟油黏度为22～260 mPa·s；采用标准盐水驱替，矿化度为10 000 mg/L，驱替速度为1.0 mL/min。最大驱替倍数为2 000 PV。具体步骤如下：

1) 配制矿化度为10 000 mg/L的标准盐水，静置1天后，用0.45 μm的滤膜过滤，再装入中间容器中。

2) 使用岩心抽空饱和装置，将岩心抽真空饱和标准盐水，饱和前后称量岩心的干、湿重。

3) 将岩心放入夹持器，用模拟油驱替岩心，至不出水为止，在实验温度下测量束缚水下油相渗透率。

4) 按照实验温度恒温1 h，然后按设定的注水速度进行水驱油；准确记录见水点、见水时的累积产油量、累积产液量、驱替速度与岩心两端的驱替压差数据。

5) 见水初期，加密记录，根据出油量的多少选择时间间隔，随出油量的不断减少，逐渐加长记录的时间间隔，并相应提高驱替速度；注水2 000 PV后结束实验。

6) 实验结束后，清理实验流程。

1.2 实验结果分析

与驱替50 PV的常规水驱油实验测得的驱油效率相比，2 000 PV水驱油后驱油效率提高5.9%～19.2%(表1)，平均提高12.9个百分点，高倍数驱替阶段的潜力不可忽略。

表1 渤海Q油田高倍数驱替水驱油实验结果Table 1 Experimental results of high-multiple displacement in Bohai Q oilfield

对不同驱替倍数区间提高驱油效率的幅度进行了统计分析。从50 PV提高至500 PV，驱油效率平均可提高10.5个百分点；从500 PV进一步驱替至1 000 PV，驱油效率提高1.5个百分点；从1 000 PV驱替至2 000 PV，驱油效率仅提高0.9个百分点(图1)。因此，在实际油田中，2 000 PV下的驱油效率可视作水驱状态下的极限驱油效率。

图1 不同驱替倍数区间提高驱油效率值Fig.1 The value of improving oil displacement efficiency in different displacement multiple intervals

根据表1数据绘制曲线图(图2)，可以看出原油黏度、物性对2 000 PV驱替倍数下的驱油效率有较大影响。对比原油黏度为260 mPa·s的7组实验，随着渗透率的提高，水驱极限驱油效率明显增大。对比不同黏度驱油效率实验可发现，原油黏度越小，同样物性下水驱极限驱油效率越高。

图2 Q油田不同岩心2 000 PV驱油效率Fig.2 2 000 PV oil displacement efficiency of different cores in Q oilfield

综合实验结果认为，渤海Q油田极限驱油效率与渗透率、原油黏度密切相关。回归极限驱油效率与流度，两者呈现较好的对数关系(图3)，拟合关系式为：

图3 Q油田极限驱油效率与流度回归关系Fig.3 Regression relationship between ultimate oil displacement efficiency and mobility in Q oilfield

Ed极限=2.273 7ln(K/μ)+65.266

(1)

式(1)中：Ed极限为极限驱油效率，%；K为岩心渗透率，mD；μ为地下原油黏度，mPa·s。

综上所述，驱油效率并不是一个定值，受静态参数如物性、流体性质，以及动态参数驱替倍数等的综合影响。

2 动态残余油饱和度下的精细数值模拟

2.1 残余油饱和度定量表征

2.1.1残余油饱和度表达式形式的确定

由于驱油效率与残余油饱和度满足以下关系式：

(2)

式(2)中：Ed为驱油效率，%；Sor为残余油饱和度，f；Swirr为束缚水饱和度，f。

数值模拟中主要采用残余油饱和度标定相渗曲线等关键参数。当驱替倍数小于50时，采用常规水驱油实验和相渗认识的结果即可，对于驱替倍数大于50时，才需要对残余油饱和度进行动态表征。因此利用式(2)对各组实验数据进行处理，建立残余油饱和度与驱替倍数关系曲线。图4为其中2-037A岩心实验结果经处理后绘制的残余油饱和度与驱替倍数关系图，在Excel中采用3种方程形式进行拟合，其中幂函数拟合结果精度最高。

图4 Q油田2-037A岩心残余油饱和度与驱替倍数关系图Fig.4 The relationship between the residual oil saturation and the displacement ratio of the 2-037A core in the Q oilfield

对18组实验数据处理后均采用上述方法进行拟合。通过对比，幂函数方程拟合最高，确定采用幂函数作为Q油田残余油饱和度时变规律表达式的最终形式，即

Sor=A·PV-B

(3)

式(3)中：PV为孔隙体积冲刷倍数；A、B为与岩石物性、流体性质相关的拟合参数。

2.1.2系数值确定

对实验数据进行拟合后，得到不同渗透率、不同原油黏度下系数A和B的值(图5、6)。残余油饱和度主要受孔隙结构、流度变化影响，经过筛选分析，建立参数A与B随物性、流度参数的表达式。

图5 系数A值随K/φ变化关系Fig.5 The relationship between the value of coefficient A and K/φ

图6 系数B值随流度变化关系Fig.6 The relationship between the coefficient B value and the fluidity

因此，得到A、B系数表达式为

(4)

(5)

式(4)中：φ为岩心孔隙度，f。

将式(4)、(5)带入到式(3)中，即得到Q油田残余油饱和度的经验公式。

2.1.3残余油饱和度极限值约束

数学公式存在无限小的点，但实际岩心实验和矿场实践表明，PV数极大情况下Sor存在不再变化的极值。因此需要对残余油饱和度极值进行约束。采用2 000 PV下的残余油饱和度作为极限残余油饱和度值。

根据经典测井理论可知，束缚水饱和度与岩心分析渗透率存在相关性，根据目标油田相关实验数据回归的关系图(图7)，可得束缚水饱和度Swirr计算式为

图7 Q油田岩心渗透率与束缚水饱和度关系Fig.7 Relationship between core permeability and irreducible water saturation in Q oilfield

Swirr=-0.213 79×lgK+0.963 54

(6)

联立式(1)、(2)、(6)可以推导出目标油田极限残余油饱和度表达式为

Sor极限=(1.266+7.426lgK-

(7)

式(7)中：Sor极限为极限残余油饱和度，f。

2.2 模型动态相渗表征方法

在实际数值模型应用中，应根据物性(沉积相带差异)、流体性质等划分相渗分区。对工区来说，先将油田划分为主力砂体和非主力砂体，非主力砂体井网完善程度差，驱替强度低，不采用时变模拟；其次将主力砂体依据原油黏度的差异划分相渗分区；最后，需要综合考虑计算量及拟合精度，对同一单砂体采用一个平均渗透率计算动态残余油饱和度，对沉积环境、物性差异较大的砂体，适当分区计算。

借助Petrel RE平台中python模块将残余油饱和度经验公式分别写入，在每个时间步计算各网格动态残余油饱和度，并保证其值小于残余油饱和度极限值，由式(3)、(4)、(5)、(7)可得到具体约束方程如下：

(8)

模型采用Intersect模拟器运算，每一步自动折算过水倍数，并注意采用驱替通量进行等效折算[11-12]、修正残余油饱和度端点。不同驱替倍数下的相渗曲线难以准确获得，一些学者基于实验提出了采用原始相渗曲线矫正到特高含水期相渗曲线的方法[13]，但也有学者[14]通过物理实验认识到不同驱替阶段相渗不同，全过程应采用一系列相渗进行计算。本文依据不同残余油饱和度值，在数值模拟软件中，采用含油饱和度端点标定的方法生成一系列相渗曲线。其油相相对渗透率曲线采用更改端点进行变换，水相相对渗透率曲线采用差值外延的方式。

实际模型中，依据理论公式初始写入的方程往往不能达到最好的拟合状态，需要根据历史拟合效果对动态残余油饱和度公式进行不断迭代修改。

图8为工区迭代过程中相渗曲线示例。

图8 Q油田迭代相渗系列示意图Fig.8 Schematic diagram of iterative phase permeability series in Q oilfield

2.3 时变历史拟合质控

传统模型拟合过程中，多采用压力、含水率、产油量、产液量、产液剖面等数据作为拟合指标。时变数值模拟应作为特高含水期常规拟合工作后进一步提高精度的方法，除了常用的拟合指标外，提出增加特高含水期关键井段的饱和度作为拟合指标，以此为依据对动态相渗最终参数进行迭代修改[15]，以便最终确定动态残余油饱和度表达式。

关键井段筛选应选取开发达到特高含水期时的过路井段，含有低含油饱和度段，以判断是否需要增加相渗时变模拟。随后对该井段实测饱和度与模型中拟合的饱和度进行对比，若实测饱和度低于残余油饱和度极限值，则代表极限值计算过于保守，可依据该井段饱和度作为极限饱和度值进行约束；若实测饱和度值高于残余油饱和度极限值并小于模型中含有饱和度，则先检查局部模型是否符合地质认识，并微调动态残余油饱和度计算公式中的参数A、B值，并检验调整后的整体拟合效果。以上步骤可以循环，达到迭代修改的目的。

因此关键井段需要符合“四个清晰”的标准，即周边地质认识清晰、周边注采关系清晰、周边生产历史清晰、本井段测井解释完整。其中前三条清晰有助于认识局部井点驱替倍数，最后本井段测井解释完整主要指需要有饱和度测井解释的结果，作为定驱替倍数下残余油饱和度的拟合依据。

3 应用效果

3.1 数值模拟结果

以Q油田某区数模模型为例，基于动态残余油饱和度的精细数值模拟，在小幅调整局部渗透率、传导率、隔夹层封堵性能等参数情况下，基于关键井段饱和度拟合进行残余油饱和度公式的微调矫正后，对应时间点过路井的饱和度和实际测井解释结果吻合度较高(图9)，单井拟合率达到90%以上，全区产油量、含水率拟合较好(图10)。

图9 Q油田实际测井与模型含油饱和度曲线对比Fig.9 Comparison of actual logging and model oil saturation curves in Q oilfield

图10 Q油田全区含水率拟合效果Fig.10 Fitting effect of water cut in the whole area of Q oilfield

依据精细地质油藏描述及数值模拟结果，油藏经过长期水驱开发后，由于河流相韵律性及时变的影响，油层上部剩余油富集，底部强驱替(图11)。整体波及范围减小，但已波及区域驱替强度大，与过路井段中弱水淹、未水淹比例大更为相符。也进一步证实油藏具有进一步挖潜的剩余油基础。

3.2 挖潜效果

该油藏某主力砂体2020年采出程度达到32%，含水率93%，基于剩余油利用水平井挖掘油藏井间顶部剩余油，实施了内部加密调整井5口，平均日产油45 m3/d，预测单井累产油6.4×104m3，取得了较好的挖潜效果。同时，基于最新模型，重新认识全区潜力，为油田制定未来规划方案及挖潜策略奠定基础。

4 结论

1) 选取18组不同渗透率、流体性质的典型岩心，开展2 000 PV高倍数水驱油实验，2 000 PV水驱油后驱油效率提高5.9～19.2个百分点，平均提高12.9个百分点，高倍数驱替阶段的潜力不可忽略。

2) 针对Q油田储层物性、流体性质非均质性特点，形成了考虑物性、流体性质及驱替倍数的残余油饱和度的定量表征公式，指导相渗时变规律，大大提高了相渗时变数值模拟的精度和可靠性。

3) 基于动态残余油饱和度的认识，开展时变数值模拟，提出分区时变，并增加过路井关键井段饱和度作为拟合参数，单井拟合率达到90%以上，全区产油量、含水率拟合较好。指导了油田5口井挖潜调整，为后续油田制定规划方案及挖潜策略奠定基础。