驱油效率的结构化特征及其定量表征

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。其中，内因是指地质油藏方面的因素，如孔隙结构、流体性质、驱动方式等，外因主要为开发因素，包括开发井网、注采关系、采液速度等。从开采的全过程来看，可分为静态因素和动态因素两大类。静态因素包括孔喉结构、杂基含量等；动态因素包括油水综合流度、岩石润湿性、水驱速度、水驱强度等。静态方面，关于驱油效率及其影响因素的研究，已形成共识。即孔喉结构是决定因素，孔喉特征参数与驱油效率之间存在较好相关性[10-12]。动态方面，对于润湿性、油水混合流度及水驱倍数等方面也有一些研究。根据鄢捷年[13]、张本华[14]研究，随着油田开发深入，特别是进入高含水阶段后，岩石的润湿性不断向亲水的方向转化。

水驱油实验过程中（见图1），水驱倍数达到1～2倍时，残余油饱和度发生明显的转折。在转折点之前，主要动用的是排驱压力较低的大孔喉。对于中高渗油藏而言，这部分原油占据大部分孔隙空间。因此，这段时间所能达到的驱油效率由原始储层孔隙结构中大、中孔喉所决定，称之为静态驱油效率。发生转折后，残余油饱和度随水驱倍数变化表现出截然不同的规律，呈现出随水驱强度增加而不断下降的动态变化，对应增加的驱油效率称之动态驱油效率。因此，水驱砂岩油藏的驱油效率可由静态驱油效率和动态驱油效率两部分组成，称之为结构化特征。对于静态驱油效率已有大量深入的研究，因此，下面重点围绕动态驱油效率变化，从参与流动孔隙比例、孔喉结构变化、岩石润湿性及混合流体综合流度等方面进行探讨和分析。

2 结构化特征形成机理

2.1 参与流动孔隙变化

图1 两种水驱曲线在某天然水驱油藏的应用效果对比Fig.1 The comparison on effects of the two kind of water-driving-curves in a natural water drive reservoir

图2 不同含水阶段岩心采出程度随物性变化规律Fig.2 The degree of core recovery varies with physical properties in different water-bearing stages

通过对实际岩心进行显微CT扫描建立数字岩心，统计了不同渗透率下的数字岩心水驱特征（见图2）。fw≤30%时，Ro∈（0.1，0.4），物性越好，采出程度越高；此时，波及和水驱均是发生在优势孔道，结构相对简单，阶段采出程度与渗透率呈现较好的线性关系，相关系数在0.9以上。fw＞30%，Ro∈0.4～0.6：波及范围进一步增大，参与流动的孔隙比例增加，新参与流动的孔隙结构更为复杂，导致采出程度与物性的线性关系变差，相关系数0.6～0.8。从不同含水阶段采出程度的增幅来看，随着含水率升高，增幅越来越小。物性较好的岩心和物性相对较差的岩心对比来看，fw≤30%时，采出程度增幅基本一致，反映了大孔喉的主导作用；含水率超过50%后，物性好的岩心各阶段增幅明显小于物性相对较差岩心增幅，表明大孔喉形成优势通道后不利于中细孔喉波及程度提高。

2.2 孔喉结构变化

密闭取心发现高渗岩心水驱后黏土总量降低1%～2%，表明黏土矿物颗粒发生了运移。高岭石相对含量增加，绿泥石相对含量减少，伊/蒙混层相对含量减少，伊利石变化较小，表明长石溶蚀增强（见图3）。实际生产过程中，高渗层生产井产能旺盛，能够将大量脱落的黏土矿物和细粉砂带出地层，砂粒的受力分析也证实了这一结论。

图3 密闭取心井黏土矿物成分变化Fig.3 Change of clay mineral composition in closed coring well

孔喉中砂粒脱落后，受到流体的拖拽力和内壁的摩擦阻力，假设砂粒直径为d，流体的拖拽力为：

砂粒对抗水流的摩擦阻力为：

式中：c、c1-渗流阻力系数，可表示为B-层流阻力系数、紊流阻力系数。渗流阻力系数、流体密度及砂粒密度均为常数，据此计算10～80 μm不同砂粒直径对应的临界单井产量为980～2 400 m3/d。因此，对于高渗油藏而言，绝大部分生产井均具备携砂生产的能力，随着时间推移，可将大量的黏土矿物及细粉砂带到井筒甚至地面。

2.3 岩石润湿性变化

长期水驱过程中，人造岩心润湿性由亲油向亲水性变化。实验证实，通过长期高倍水驱，岩心润湿性可由强油湿向强水湿转化。这种转化一方面来自驱替水中的极性物质交换；另一方面，与孔喉结构改变同步发生，孔喉内壁矿物颗粒被带出，附着在孔喉内壁的油膜遭到破坏，润湿性随之变化。

2.4 油水综合流度比变化

随着水驱倍数增加，低黏度的水所占比例越来越高，油水综合流度比越来越小，有利于改善水驱油阻力，增大波及程度。可见，在整个水驱过程中，随着水驱倍数增加，参与流动的孔喉比例不断增加，结构也更为复杂；岩石润湿性不断向亲水性偏转，综合流度比不断降低，岩心孔喉结构不断改变，物性逐渐变好。

3 结构化驱油效率表征方法

根据前人研究，静态驱油效率与储层孔喉特征参数存在如下关系：

基于实验数据的统计分析，残余油饱和度与水驱倍数存在如下关系：

式中：Sor-残余油饱和度；v'-无因次注入孔隙体积（水驱倍数）；P、Q-常系数。

根据驱油效率定义：

式中：Swi-束缚水饱和度。

将公式（5）代入公式（6）：

根据公式（7）可确定残余油饱和度到达拐点（对应静态驱油效率最大值）时所需要的水驱倍数，即：

式中：EDs-静态驱油效率，式（7）、（8）相减：

式中：EDd-动态驱油效率。

利用测井孔隙度、渗透率求取对应层位的J函数，利用J函数获取相应层位的均质系数及特征结构系数等储层静态参数。结合岩心驱替实验回归的常系数，计算实际油田纵向各层位高倍水驱后驱油效率（见表1）。生产井饱和度测井证实计算结果具有代表性。

基于所计算的驱油效率，根据其定义可计算出对应的残余油饱和度，在现有的岩心相渗曲线基础上进行端点标定或者通过理论计算即可得到极限驱油效率下对应的相渗曲线，以指导开发后期剩余油精细描述。

表1 南海西部海域某天然水驱油藏生产数据Tab.1 Actual development data of a natural water drive reservoir in Nanhai area

4 结论

（1）从储层孔喉结构、参与流动孔隙比例、润湿性、流度等角度深入分析了驱油效率随水驱强度增加的变化机理，并确定了水驱倍数作为诸多因素引起驱油效率的表征量。

（2）基于驱油效率定义构建了考虑储层孔喉、润湿性及流度等变化的驱油效率通式，揭示了驱油效率结构化特征。

（3）通过驱油效率和相渗的分区分类描述，为中高渗储层开发中后期潜力的精准描述提供了理论依据。