高含水停采油藏剩余油再聚集敏感因素研究

张建宁，尤启东，郭文敏

（1.中国石化江苏油田分公司试采一厂，江苏江都225265；2.常州大学石油工程学院，江苏常州213016）

高含水停采油藏剩余油再聚集敏感因素研究

张建宁1，尤启东1，郭文敏2

（1.中国石化江苏油田分公司试采一厂，江苏江都225265；2.常州大学石油工程学院，江苏常州213016）

在剩余油再聚集数学模型建立的基础上，运用典型油藏地质模型利用数值模拟方法，分析研究了剩余油再聚集敏感因素及再富集规律。结果表明剩余油再聚集过程中受油藏内部驱动压力、重力、浮力及毛管力的力学再平衡作用控制。剩余油富集规模受停采时间、停采前含油饱和度、原油性质、储层非均质和构造等因素影响，油藏的微构造高点、腰部、平面渗透率高及砂体顶部是剩余油重新运移聚集的有利区带。现场通过侧钻、零星调整井、回采和水淹层挖潜，取得了良好增油效果。

长期停采油藏；剩余油再聚集；数学模型；敏感因素

矿场开发实践表明高含水油藏长期停采后，基于地下流场动态条件的变化，剩余油会发生再聚集现象[1-2]。因此，分析研究停采油藏剩余油重新运移聚集机理及敏感因素，寻找剩余油再聚集或再富集规律，是油田开发后期挖潜与提高采收率的重要方向。通过开展高含水停采油藏剩余油再聚集敏感因素分析，分析研究剩余油重新运移的主控因素，在停产与半停产及废弃油藏剩余油再富集区挖潜取得了较好的开发效果。

1 剩余油再聚集数学模型建模思路

剩余油再聚集过程主要包括初次运移和二次运移两个阶段。根据流体势原理，高含水油藏停采后形成的负压区，是油、水运移的主要通道。初次运移以注采压力场或油藏内外边底水能量差异形成的粘滞力为主，在油藏内部驱动压差的作用下，可动剩余油和地层水较快地向低压区域运移。当达到油藏内部的压力平衡时，可动剩余油会在内部的重力、浮力和毛管力的作用下产生二次运移，最终与油藏有利构造、储层变化带匹配后聚集形成富集区带。

1.1 初次运移数学模型

初期运移力学场平衡主要为停采后形成的残余驱动力、粘滞力为主的地下油水渗流过程，该阶段重力、毛管力较弱，可以忽略。以图1所示的网格模型为基础，根据油水运动方程，计算网格单元内X、Y、Z三个方向的油水流入、流出量，当达到压力平衡条件时，根据网格内油水质量和体积的变化，可得到网格内的含油饱和度和含水饱和度。因此，初次运移数学模型可应用Eclipse数值模拟软件黑油模型解决。

图1 油水初次运移网格模型示意图Fig.1 Grid model of primary migration of oil and water

1.2 二次运移数学模型

油水二次聚集后期运移力学场以重力、毛管力的平衡作用为主，此阶段为油水二次聚集主要过程，该阶段产生的网格间的油水置换，本质上为油水自发渗吸过程。建立以图2所示网格模型，根据渗吸原理，油、水运动速度方向相反、大小相同，可得到在毛管力和重力平衡条件下，油水流入流出网格单元内的质量。

图2 油水渗吸过程力学平衡示意图Fig.2 Mechanical equilibrium of imbibitions of oil and water

当达到压力平衡后，网格间主要在毛管力、油水重力差的作用下产生渗吸交换过程。以X方向为例，网格间i与i-1、i+1网格间油水交换速度公式如下：

同理可得到Y、Z方向流体交换速度。根据渗吸质量守恒方程，可得到任一网格内含油饱和度的计算模型如下：

公式1～3中：k为渗透率；kro、krw分别为油水相对渗透率；vxo-、vxo+分别为X方向油的的流出、流入速度；vyo-、vyo+分别为Y方向水的流出、流入速度；vzo-、vzo+分别为Z方向水的流出、流入速度；θ为油藏倾角；ρo、ρw分别为油水密度；Vf为网格体积；Soijk为网格内的初次运移后的含油饱和度；A为不同方向网格截断面积；t为达到压力平衡所需时间。

其中模型中隐含毛管力的计算求取。毛管力的大小一般基于因次分析得出的半经验无因次函数J（Sw）函数来表征，J函数和毛管力关系表达式如下：

对于具有不同K和φ岩样的毛管力曲线，进行标准经处理，对数据点进行回归，可得到一条能够代表储层特征的平均无因次J（SwD）曲线：

式中：PcHg为汞毛管压力，MPa；σHg为汞界面张力，mN/m；θHg为汞润湿角；Sw为湿相饱和度，f；A、B为回归系数。

将实验室应用压汞法测得的毛管力进行转换，可得到实际模型毛管力的计算公式：

2 剩余油再聚集敏感因素分析

2.1 典型油藏地质模型参数选取及建立

以江苏油田ZW苏62井区E2d2、Z44K2t1、C7E2s17三个高含水停采油藏储层地质参数、流体参数和停采前残余油饱和度平均参数，建立典型油藏地质理论模型。模型中的渗透率为200×10-3μm2，孔隙度为0.222，地面原油密度为0.84g/cm3，体积系数为1.1，地下原油黏度为2.5 mPa·s,压缩系数为11.06×10-4MPa-1，初始残余油饱和度为0.44，等效无因次含油饱和度为0.494。利用压汞毛管力曲线，得到J函数拟合参数A=0.086 234，B=-1.926 37。

2.2 再聚集敏感参数分析

在建立典型油藏地质模型的基础上，应用Eclipse数值模拟软件2008.1版中的黑油模型模拟初次运移过程。当初次运移达到压力平衡时，将得到的剩余油饱和度及数据体导入自主开发的二次运移模型软件中，继续模拟渗吸交换过程。通过改变模型中的地质及流体性质参数，模拟各种因素对剩余油再聚集的影响。根据模拟结果，分析敏感因素如下。

1）停采时间。随着停采时间的增加（图3），砂体重力分异作用开始出现，由于毛管力小于油水密度差引起的重力作用，下部剩余油开始向上漂移，最终形成上部含油饱和度高，下部含油饱和度低的剩余油二次聚集特征；从含水率变化可以看出随着时间的增加，含水率开始下降，当时间达到36个月时，含水下降速度明显降低，到78个月时趋于稳定。

2）地层倾角。随着构造倾角的增加（图4），垂向上停采砂体上部剩余油饱和度明显高于下部；平面上，上部剩余油饱和度顶部高于腰部，下部剩余饱和度顶部略低于腰部；从含水率变化来看，顶部含水率随着停采时间增加，含水率降低，而腰部随着停采时间的增加，含水率开始上升，从构造倾角影响程度来看，当构造幅度小于15度时，变化不明显，当大于15°时，具有明显变化特征。

图3 停采时间与含水率关系曲线Fig.3 Relation curve of stop production time and water content

图4 构造倾角与含水率关系曲线Fig.4 Relation curve of structure dip and water content

3）砂体厚度。随着砂体厚度的增加（图5），垂向上停采砂体上部剩余油饱和度明显高于下部；从含水率变化来看，在停采时间一定的情况下，随着砂体厚度的增加，含水率略有降低趋势，当厚度达到8 m时，含水率基本保持稳定。

图5 砂体厚度与含水率关系Fig.5 Relation curve of sandstone thickness and water content

4）平面非均质性。平面上剩余油的二次聚集总是向着渗透率高的位置运移（图6），最终平面平衡后，低渗部位剩余油饱和度略低于高渗部位；随着平面渗透率级差的增加，含水率呈降低的趋势，从降低幅度来看，渗透率相差两倍为一界限值。

图6 平面非均质与含水率关系Fig.6 Relation curve of areal heterogeneity and water content

5）垂向非均质性。受重力作用影响，垂向上，上部渗透率越低，垂向上部剩余油饱和度与下部越接近；上部渗透相对下部越高，上部剩余油饱和度越高，上下剩余油饱和度差别越大；随着垂向渗透率级差的增加，含水率呈降低趋势，从降低幅度来看，渗透率相差4倍为一界限值（图7）。

图7 垂向非均质与含水率关系Fig.7 Relation curve of vertical heterogeneity and water content

6）剩余油饱和度。受重力作用影响，垂向上，平均含油饱和度越高，上部剩余油饱和度与下部差别越大；随着无因次含油饱和度的增加，含水率呈明显降低的趋势。从降低幅度来看，无因次油饱和度大于0.3时，含水率快速降低，可见无因次饱和度0.3为一界限值（图8）。

图8 无因次含油饱和度与含水率关系曲线Fig.8 Relation curve of dimensionless oil saturation and water content

7）原油性质。随原油密度和油水黏度比的增加，无论是油藏顶部还是腰部，含水都呈增加趋势。油水黏度比高于20后，油藏顶部及腰部含水差异变化不大。主要原因为原油性质变差，油藏中剩余油运移、渗吸速度降低，在相同停采时间下，再聚集富集后的剩余油饱和度增加幅度小。分析数模结果，油水黏度比20为一界限值（图9）。

8）渗透率。渗透率越高，油水初次运移的速度和二次运移的渗吸速度越快。根据数模结果，随着渗透率的增加，油藏构造高部位和腰部含水均呈下降趋势，油藏高部位的含水下降幅度要大于腰部。从下降幅度看，渗透率大于50×10-3μm2含水下降幅度明显加快（图10）。

图9 油水黏度比与含水率关系Fig.9 Relation curve of viscosity of oil and water and water content

图10 渗透率大小与含水率关系Fig.10 Relation curve of permeability and water content

根据上述单因素敏感性研究结果，高含水长期停采油藏剩余油再富集受停采时间、停采前含油饱和度、地层倾角、原油性质、储层厚度、非均质性及渗透率等因素控制。

3 长期停采油藏剩余油再聚集富集规律

对比高含水油藏停采前后含油饱和度变化表明，平面上单砂体上部剩余油饱和度呈现增加趋势，油水过渡带范围扩大，而靠近断层附近由于毛管力作用，含油饱和度略有降低；下部剩余油饱和度呈现降低的趋势，油水过渡带范围进一步扩大，下部剩余油饱和度从靠近断层附近及油水过渡带内，含油饱和度均有所下降。平面上渗透率高值区域，后期含油饱和度增加幅度较大，低渗区带含油饱和度呈现明显下降，表明高渗区带的油水交换、渗吸作用大于低渗区带。随着地层倾角的增加，单砂体上部剩余油饱和度增加较明显，下部剩余油饱和度下降幅度变大，表明重力分异作用大于毛管力作用，使下部原油上漂能力增强。

总之，高含水油藏长期停采后，剩余油饱和度变化与构造深度具有一定规律[3]。即构造低部位整体上含油饱和度进一步降低，腰部由于本身含油饱和度不高，经历停采平衡后，饱和度增幅较大，而构造高部位及断层附近剩余油饱和度本身较高，经历长期停采后，含油饱和度会有所降低。因此，长期停采油藏剩余油再聚集后，剩余油相对富集区主要集中在停采砂体腰部以上区域及平面上渗透率高值区的顶部。

4 长期停采油藏挖潜实践

在分析研究剩余油重新聚集敏感因素和再富集规律的基础上，结合油藏地质构造，对Z41K2t1、Z44K2t1、C7E2s17等高含水长期停采油藏开展了侧钻、零星调整井、回采和水淹层挖潜工作。2013年以来，实施侧钻井及零星调整井7口，措施回采原高含水层及邻井高含水后长关停采的水淹层5井次，均获得了成功，累计增油1.4836×103t。以下是两口挖潜成功井的实例。

4.1 利用老井挖潜高含水停采后再聚集形成的剩余油

C7E2s17高部位的油井在2003年12月因高含水关井，关井前日产油0.2 t，含水96.7%。2012年12月对长期停采的构造腰部的老井C58井水淹层顶部补孔，初期日产油29 t，含水8.5%；至2014年10月日产油6.6 t，含水87.5%，累增油6 635 t。

4.2 利用侧钻挖潜高含水停采砂体聚集形成的剩余油

Z41K2t1地层倾角13.9°，油藏自2010年因高含水停采，停采前采出程度20.89%，综合含水98.8%。2013年，在油藏构造高部位距离老井50m实施了1口侧钻井CZ41-8。CZ41-8井钻遇油水同层6层31.4 m，2013年7月投产下部同层1层7.8 m的顶部3 m，初期日产油10.8 t，含水50%，后提液生产，2014年10月日产油5.9 t，含水97.5%，已累产油2 920 t。

5 认识与结论

1）高含水停采油藏再聚集过程可分为初次运移和二次运移两个阶段。前者以油藏内部驱动压差、粘滞力为主，运移速度较快；后者主要以毛管力、重力（浮力）为主，运移速度较慢，渗吸机理以油水渗吸交换作用形式剩余油再聚集。

2）高含水停采油藏剩余油再聚集主要受油藏地质和动态控制因素影响。储层非均质、构造自然特征等决定了后期再聚集的场所，停采前的剩余油饱和度、停采时间及原油性质对剩余油再聚集的过程控制具有重要影响。

3）高含水停采油藏挖潜的筛选需要满足一定条件。理论上最佳政策界限为：停采时间超过36个月，地层倾角大于15°，地层厚度超过8 m，平面渗透率级差大于2，垂向非均质系数大于4，无因次含油饱和度大于0.3，油水黏度比低于20，渗透率大于50× 10-3μm2。

4）高含水停采油藏再聚集开发挖潜要综合考虑各种敏感因素的影响。长期停采井的挖潜需要综合考虑储层的非均质性、微构造和停采时间等因素，才能取得较好的挖潜效果。

[1]蒲玉国，吴时国，冯延状，等.剩余油“势控论”的初步构建及再生潜力模式[J].西安石油大学学报（自然科学版），2005，20（6）：7-11.

[2]王建，胡罡.强化开采及油气重新运移聚集形成剩余油机理研究[J].科学技术与工程，2012，12（5）：3744-3746.

[3]王庆，贾东，冯品刚，等.微构造识别方法及利用浮力开发油田[J].石油勘探与开发，2003，30（1）：65-67.

（编辑：杨友胜）

Study on the sensitive factors of the residual oil reaccumulation of high water cut non-mining reservoir

Zhang Jianning1,You Qidong1and Guo Wenmin2
(1.No.1 Oil Plant of Jiangsu Oilfield,SINOPEC,Jiangdu,Jiangsu 225265,China; 2.School of Petroleum Engineering,Changzhou University,Changzhou,Jiangsu 213016,China)

∶On the base of the mathematical model of the residual oil reaccumulation,the sensitive factors and its law have been ana⁃lyzed and studied through typical reservoir geological model with numerical simulation.The research results show that residual oil distribution and accumulation law are controlled by the hydrodynamics,gravity,buoyancy and capillary pressure.The accumula⁃tion scale is affected by the stoptage time,the oil saturation,crude property,the formation heterogeneity and geological structure. The high microstructure,the waist,the high permeability in the flat surface and the top of the formation in a reservoir are good area to the residual migration and accumulation.The field results have obtained good stimulation effects with the technology that using sidertracking wells,a few adjustment wells,restoring the production of high water cut formation and tapping the potential in waterflooded zone.

∶non-mining reservoir,residual oil reaccumulation,mathematical model,sensitive factors

2015-01-12。

张建宁（1971—），男，高级工程师，油田开发研究和生产管理。