薛永超，杜琬姝，李順明

（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)石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

我國(guó)東部主力老油田經(jīng)過長(zhǎng)期注水開發(fā)，基本已進(jìn)入高含水階段或特高含水階段，地下剩余油分布呈現(xiàn)“整體高度分散，局部相對(duì)富集”的狀態(tài)［1-3］。高含水成熟油田經(jīng)過長(zhǎng)期分層注水，層間矛盾得到較大程度的解決，層內(nèi)矛盾逐漸成為開發(fā)的主要矛盾（見表1）。

表1 大慶喇嘛甸北塊剩余油分布

礦場(chǎng)實(shí)踐和理論研究表明，層內(nèi)剩余油主要受控于層內(nèi)非均質(zhì)性［4-5］。層內(nèi)非均質(zhì)性主要指兩個(gè)方面：一是層內(nèi)滲透率韻律性，二是單砂體規(guī)模夾層發(fā)育特征，它們是決定流體竄流的重要因素［6-8］。國(guó)內(nèi)外學(xué)者對(duì)夾層及韻律性對(duì)剩余油的影響做了大量研究，崔建等［9］研究發(fā)現(xiàn)層內(nèi)薄夾層位置越高、數(shù)量越多、面積越大時(shí)，層內(nèi)剩余油更為富集；趙倫等［10］研究了不同類型砂體特征對(duì)剩余油形成和分布的控制；岳大力、李紅南等［11-12］對(duì)辮狀河心灘內(nèi)部夾層進(jìn)行了研究，結(jié)果表明夾層的水平延伸范圍影響著剩余油的分布；劉超等［13］研究發(fā)現(xiàn)夾層的分布位置影響著層內(nèi)剩余油的富集程度；李芳等［14］具有針對(duì)性地研究了邊水油藏及底水油藏不同韻律模式下剩余油分布特征。目前對(duì)層內(nèi)剩余油的研究主要集中在層內(nèi)夾層的影響，特別是對(duì)夾層成因、特征和厚油層內(nèi)夾層分布特征研究得較多，但對(duì)夾層、韻律等多因素對(duì)剩余油控制作用的定量分析研究較少。本文定量分析了不同儲(chǔ)層層內(nèi)非均質(zhì)條件（不同夾層模式、不同韻律模式）對(duì)剩余油形成的控制作用，歸納總結(jié)層內(nèi)剩余油分布模式，并對(duì)不同模式剩余油的不同挖潛措施進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)。

1 層內(nèi)剩余油主控因素研究

本文以大慶薩爾圖油田北部過渡帶403井區(qū)為研究對(duì)象開展長(zhǎng)期注水開發(fā)層內(nèi)剩余油分布規(guī)律研究，403 井區(qū)構(gòu)造西南高，東北低，屬典型河流—三角洲沉積［15-16］?；?03 井區(qū)油藏地質(zhì)認(rèn)識(shí)，抽提典型地質(zhì)特征，建立反映不同儲(chǔ)層條件的地質(zhì)模型，對(duì)比分析不同夾層、不同滲透率非均質(zhì)性對(duì)剩余油的控制作用。建模面積2.4 km2，模型劃分為縱向5×5 的層系，平面網(wǎng)格大小為10 m×10 m，網(wǎng)格數(shù)為138×114×25≈39.3×104個(gè)。

1.1 夾層無(wú)因次面積控制剩余油定量分析

夾層面積大小控制著剩余油的形成與分布。引入夾層無(wú)因次面積表征夾層分布面積大小，夾層無(wú)因次面積定義為夾層分布面積與井控面積的比值。通過對(duì)研究區(qū)地質(zhì)特征研究，分別設(shè)置夾層無(wú)因次面積大小為：0.1，0.3，0.5，1.0，2.0，3.0，4.0，5.0。利用數(shù)值模擬技術(shù)，模擬計(jì)算了不同開發(fā)階段夾層無(wú)因次面積與夾層控制可動(dòng)油采出程度的關(guān)系（見圖1）。

圖1 夾層無(wú)因次面積與可動(dòng)油采出程度關(guān)系

由圖1 可知，夾層無(wú)因次面積與可動(dòng)油采出程度呈現(xiàn)負(fù)相關(guān)。當(dāng)夾層無(wú)因次面積小于0.5 時(shí)，隨著夾層無(wú)因次面積的增大，采出程度明顯降低，剩余可采儲(chǔ)量增大；當(dāng)夾層無(wú)因次面積大于0.5 時(shí)，隨著夾層無(wú)因次面積的增大，對(duì)采出程度的影響變化逐漸趨于平緩，采出程度不再大幅降低；同時(shí)，隨著含水率不斷增大，采出程度逐漸增大，剩余可采儲(chǔ)量逐漸減小。

1.2 夾層位置控制剩余油定量分析

夾層在儲(chǔ)層內(nèi)發(fā)育位置不同，對(duì)剩余油的控制作用也不同。為了使研究結(jié)果具有通用性，定義無(wú)因次夾層位置是夾層距儲(chǔ)層頂部的距離占儲(chǔ)層厚度的比值。根據(jù)研究區(qū)地質(zhì)特征，設(shè)置夾層距頂部位置為：10%，20%，35%，50%，65%，80%，90%。利用數(shù)值模擬技術(shù)模擬計(jì)算了不同開發(fā)階段夾層位置與夾層控制可動(dòng)油采出程度關(guān)系（見圖2）。

圖2 夾層位置與可動(dòng)油采出程度關(guān)系

由圖2 可知，夾層位于儲(chǔ)層頂部時(shí)對(duì)剩余油的影響較大，當(dāng)夾層位于距油層頂部35%以上時(shí)，隨著夾層位置的降低，夾層控制下可動(dòng)油采出程度越來(lái)越高，夾層產(chǎn)生的剩余油減少；當(dāng)夾層位于距油層頂部35%～65%時(shí)，夾層位置對(duì)剩余油的形成規(guī)模影響較小；當(dāng)夾層位于距油層頂部65%以下位置時(shí)，越靠近底部，夾層控制下可動(dòng)油采出程度越高，夾層控制產(chǎn)生的剩余油越少；同時(shí)，隨著含水率不斷增大，采出程度逐漸增大，剩余可采儲(chǔ)量逐漸減少。

1.3 滲透率非均質(zhì)性控制剩余油定量分析

滲透率級(jí)差表明了儲(chǔ)層中滲透率的差異程度，反映層內(nèi)的非均質(zhì)程度。目標(biāo)區(qū)儲(chǔ)層主要為正韻律（占60%），因此本文重點(diǎn)研究正韻律儲(chǔ)層滲透率級(jí)差對(duì)剩余油的控制作用。依據(jù)目標(biāo)區(qū)地質(zhì)特征，設(shè)置滲透率級(jí)差為：1，2，3，4，5，6，7，8，9，10，15。利用數(shù)值模擬技術(shù)，計(jì)算不同開發(fā)階段不同滲透率級(jí)差對(duì)剩余油的控制作用（見圖3）。

圖3 滲透率級(jí)差與可動(dòng)油采出程度關(guān)系

由圖3 可知，正韻律儲(chǔ)層滲透率級(jí)差與采出程度呈現(xiàn)負(fù)相關(guān)。隨著儲(chǔ)層滲透率級(jí)差的增大，可動(dòng)油采出程度逐漸降低，由韻律性導(dǎo)致的剩余油逐漸增多。當(dāng)滲透率級(jí)差小于5 時(shí)，可動(dòng)油采出程度的變化幅度較??；而當(dāng)滲透率級(jí)差大于5時(shí)，隨著滲透率級(jí)差的增大，可動(dòng)油采出程度的變化幅度增大；同時(shí)，隨著含水率的增大，采出程度逐漸增大，剩余可采儲(chǔ)量逐漸減少。

2 層內(nèi)剩余油分布模式劃分

2.1 試驗(yàn)區(qū)數(shù)值模擬模型建立

依據(jù)研究區(qū)油藏描述地質(zhì)研究成果，將研究區(qū)共劃分13 個(gè)主力層和20 個(gè)非主力層。建立油藏地質(zhì)模型和數(shù)值模擬模型。

2.2 剩余油水洗程度分區(qū)

驅(qū)油效率可以較好地反映儲(chǔ)層水洗程度。驅(qū)油效率指驅(qū)替劑（水）波及范圍內(nèi)所驅(qū)替出的原油體積與波及范圍內(nèi)的總含油體積之比，以ED表示［17］。

式中，Soi為原始含油飽和度，小數(shù)；Sor為殘余油飽和度，小數(shù)。

根據(jù)驅(qū)油效率將研究區(qū)剩余油分布模式劃分為4 類，即高度分散零星狀剩余油（模式A）、中等波及朵狀剩余油（模式B）、低波及團(tuán)塊狀剩余油（模式C）、未波及片狀剩余油（模式D），如表2 所示。其中，模式A 剩余油零星分散，規(guī)模最小，挖潛難度最大，挖潛風(fēng)險(xiǎn)最高，要實(shí)施化學(xué)驅(qū)技術(shù)進(jìn)行挖潛。模式B 剩余油呈朵狀，規(guī)模中等，挖潛難度中等，挖潛風(fēng)險(xiǎn)中等；模式C 剩余油呈團(tuán)塊狀，規(guī)模較大，挖潛難度一般，挖潛風(fēng)險(xiǎn)較小；模式B和模式C剩余油需要小規(guī)模技術(shù)措施即可挖潛剩余油。模式D 剩余油呈連片狀，規(guī)模最大，較易挖潛，但需要井網(wǎng)、整體壓裂等較大規(guī)模調(diào)整措施。

表2 驅(qū)油效率劃分

為進(jìn)一步細(xì)化剩余油分布模式，采取針對(duì)性更強(qiáng)的剩余油挖潛措施，因此，按照注入水滲流速度對(duì)剩余油進(jìn)一步分區(qū)。

2.3 剩余油滲流速度分區(qū)

油藏開采過程中，部分區(qū)域由于井網(wǎng)不完善或注采不合理造成流體流速較低，驅(qū)替效果較差，在高含水期油藏開發(fā)后期應(yīng)重點(diǎn)關(guān)注［18］。本文針對(duì)大慶油田403井區(qū)油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果中的流體滲流速度，依據(jù)相滲曲線，劃分fw＜20%為低速滲流區(qū)，20%≤fw＜90%為中速滲流區(qū)，fw≥90%為高速滲流區(qū)。分別計(jì)算得到fw=20%對(duì)應(yīng)滲流速度（vt）為0.007 m/d，fw=90%對(duì)應(yīng)滲流速度為0.043 m/d。依據(jù)這兩個(gè)流速劃分低速滲流區(qū)vt＜0.007 m/d，中速滲流區(qū)0.007 m/d≤vt＜0.043 m/d，高速滲流區(qū)vt≥0.043 m/d。

本文僅考慮油藏中的流體水平方向滲流，不考慮縱向竄流。依據(jù)滲流力學(xué)理論，求得x方向上油相和水相的滲流速度為：

根據(jù)毛細(xì)管壓力方程：

式中，pc為毛細(xì)管力，MPa；po為油相壓力，MPa；pw為水相壓力，MPa。

由式（2）～（4）得x方向上液流速度為：

同理可得y方向上液流速度為：

將兩個(gè)方向的液流速度進(jìn)行矢量疊加，得到每個(gè)網(wǎng)格的液流速度大小為：

式中，vt為網(wǎng)格液流速度，m/d；vx、vy分別為x方向和y方向上的液流速度，m/d。

2.4 層內(nèi)剩余油分布模式綜合劃分

綜合驅(qū)油效率和滲流速度，劃分剩余油分布模式，并深入分析每類剩余油成因機(jī)理，提出了針對(duì)性極強(qiáng)的剩余油挖潛策略（見表3）。

表3 層內(nèi)剩余油分布模式綜合劃分

（1）高速微觀剩余油：這種剩余油一般形成于性質(zhì)極好的儲(chǔ)層段，由于驅(qū)油效率（ED≥55%）和滲流速度（vt≥0.043 m/d）都非常高，使得這類剩余油規(guī)模非常小，幾乎呈微觀剩余油特征。其成因主要是儲(chǔ)層巖石表面潤(rùn)濕性及儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)所致；對(duì)于親油性巖石，注入水難以驅(qū)替吸附在巖石表面的油膜；同時(shí)，在與孔隙相通的細(xì)小喉道處極易殘留少量剩余油，針對(duì)該模式剩余油，利用化學(xué)驅(qū)即可將其“剝離和驅(qū)替”［19］。

（2）高速低豐度零星剩余油：這種剩余油一般形成于性質(zhì)較好的儲(chǔ)層段，這種儲(chǔ)層段驅(qū)油效率（35%≤ED＜55%）中等，但滲流速度（vt≥0.043 m/d）高，這種剩余油規(guī)模比較小，主要是由于平行物源方向形成優(yōu)勢(shì)滲流通道或?qū)觾?nèi)高滲段所致。其挖潛措施主要采用深部調(diào)驅(qū)技術(shù)。研究區(qū)主要為正韻律儲(chǔ)層，儲(chǔ)層下部滲透率較高，易形成滲流優(yōu)勢(shì)通道，底部滲流速度高，驅(qū)替不均勻，形成剩余油，可通過注入調(diào)驅(qū)劑封堵高滲通道。

（3）中速中豐度朵狀剩余油：這種剩余油一般形成于性質(zhì)較好的儲(chǔ)層段，這種儲(chǔ)層段驅(qū)油效率（35%≤ED＜55%）和滲流速度（0.007 m/d≤vt＜0.043 m/d）中等，剩余油規(guī)模中等，主要是由于儲(chǔ)層內(nèi)發(fā)育物性?shī)A層所致，物性?shī)A層使得注入水相對(duì)較少。其挖潛措施主要采用優(yōu)化注采結(jié)構(gòu)、深穿透射孔。

（4）中速中豐度團(tuán)狀剩余油：這種剩余油一般形成于性質(zhì)中等的儲(chǔ)層段內(nèi)，這種儲(chǔ)層段驅(qū)油效率（5%≤ED＜35%）較 低，滲 流 速 度（0.007 m/d≤vt＜0.043 m/d）中等，剩余油規(guī)模中等，主要是由于儲(chǔ)層內(nèi)發(fā)育巖性?shī)A層使得驅(qū)油效率變低，注入水相對(duì)較少所致。其挖潛措施主要是實(shí)現(xiàn)深穿透射孔、注采結(jié)構(gòu)優(yōu)化、提高排液量［20］。

（5）低速中高豐度片狀剩余油（見圖4）：這種剩余油一般形成于性質(zhì)較差的儲(chǔ)層段內(nèi)，這種儲(chǔ)層段驅(qū)油效率（5%≤ED＜35%）較低，滲流速度（vt＜0.007 m/d）極低，這種剩余油主要是由于儲(chǔ)層構(gòu)型復(fù)雜，且性質(zhì)較差，注采井距偏大導(dǎo)致。其主要挖潛措施是優(yōu)化井網(wǎng)加密、實(shí)施深穿透射孔。

圖4 低速中高豐度片狀剩余油示意

（6）低速高豐度片狀剩余油（見圖5）：這種剩余油一般形成于性質(zhì)極差的儲(chǔ)層段內(nèi)，這種儲(chǔ)層段驅(qū)油效率（ED＜5%）和滲流速度（vt＜0.007 m/d）都極低，剩余油主要是由于儲(chǔ)層性質(zhì)極差，注采井距偏大，注采系統(tǒng)不完善導(dǎo)致。其挖潛措施主要是合理加密井網(wǎng)、儲(chǔ)層整體壓裂改造。

圖5 低速高豐度片狀剩余油示意

3 不同剩余油挖潛措施經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)

根據(jù)盈虧平衡原理，分析計(jì)算不同措施、不同油價(jià)下的經(jīng)濟(jì)極限累產(chǎn)油量。由成本=收入可得：

式中，Npe為經(jīng)濟(jì)極限累產(chǎn)油量，104t；Ro為噸油操作費(fèi)，元/t；Po為油價(jià)，元/t。

當(dāng)井網(wǎng)密度不同時(shí)，

采取調(diào)驅(qū)或注聚措施時(shí)，

利用數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果，通過數(shù)據(jù)分析分別得到調(diào)驅(qū)、聚驅(qū)中調(diào)驅(qū)劑累積用量與累產(chǎn)油量的關(guān)系：

由盈虧平衡方程（8），根據(jù)各參數(shù)取值（見表4），得到井網(wǎng)密度與經(jīng)濟(jì)極限累產(chǎn)油量的關(guān)系（見圖6）。由圖6可知，隨井網(wǎng)密度增大，經(jīng)濟(jì)極限累產(chǎn)油量上升；隨油價(jià)降低，經(jīng)濟(jì)極限累產(chǎn)油量增大。按照?qǐng)D版，分別計(jì)算目標(biāo)油藏低速中高豐度片狀、低速高豐度片狀兩類剩余油井網(wǎng)加密挖潛經(jīng)濟(jì)效益，均未達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限。所以不考慮井網(wǎng)加密問題。

表4 經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)參數(shù)取值

圖6 井網(wǎng)密度與經(jīng)濟(jì)極限累產(chǎn)油量關(guān)系

由盈虧平衡方程（8），根據(jù)各參數(shù)取值，得到不同措施、不同油價(jià)與經(jīng)濟(jì)極限累產(chǎn)油量的關(guān)系（見圖7）。由圖7可知，隨油價(jià)上升，不同措施的經(jīng)濟(jì)極限累產(chǎn)油量下降；相同油價(jià)條件下，不同措施的經(jīng)濟(jì)極限累產(chǎn)油量不同，深穿透射孔極限累產(chǎn)油量較低，聚驅(qū)極限累產(chǎn)油量較高。

圖7 油價(jià)與經(jīng)濟(jì)極限累產(chǎn)油量關(guān)系

4 結(jié)論

（1）隨著夾層無(wú)因次面積的增大，采出程度逐漸降低，剩余可動(dòng)油量增大；當(dāng)夾層無(wú)因次面積大于0.5時(shí)，對(duì)采出程度的影響變化逐漸減緩。

（2）頂部夾層對(duì)剩余油的影響較大，當(dāng)夾層靠近油層頂部時(shí)，夾層控制下可動(dòng)油采出程度較低，夾層產(chǎn)生的剩余油較多；當(dāng)夾層靠近油層底部時(shí)，夾層控制下產(chǎn)生的剩余油較少。

（3）隨著儲(chǔ)層滲透率級(jí)差的增大，可動(dòng)油采出程度逐漸降低，由韻律性產(chǎn)生的剩余油逐漸增多；當(dāng)滲透率級(jí)差大于5 時(shí)，可動(dòng)油采出程度的變化幅度增大。

（4）綜合驅(qū)油效率和滲流速度，劃分剩余油分布模式。首先根據(jù)驅(qū)油效率，將剩余油分布模式劃分為高度分散零星狀剩余油、中等波及朵狀剩余油、低波及團(tuán)塊狀剩余油以及未波及片狀剩余油；其次根據(jù)臨界流速，進(jìn)一步劃分為高速微觀剩余油、高速低豐度零星剩余油、中速中豐度朵狀剩余油、中速中豐度團(tuán)狀剩余油、低速中高豐度片狀剩余油和低速高豐度片狀剩余油。

（5）井網(wǎng)密度影響經(jīng)濟(jì)極限累產(chǎn)油量，隨井網(wǎng)密度增大，經(jīng)濟(jì)極限累產(chǎn)油量上升。不同油價(jià)、不同措施下的經(jīng)濟(jì)極限累產(chǎn)油量不同，隨油價(jià)上升，不同措施的經(jīng)濟(jì)極限累產(chǎn)油量均下降；相同油價(jià)條件下，深穿透射孔極限累產(chǎn)油量較低，聚驅(qū)極限累產(chǎn)油量較高。