剩余油潜力评价方法探讨

周宇婷 （中石油大庆油田有限责任公司第一采油厂，黑龙江 大庆163712）

油田在特高含水期开发阶段实施调整挖潜时，应将剩余油潜力的评价落实到沉积单元，同时应对剩余油最大可采出量、水淹状况以及分布的非均匀程度进行量化表征，而利用采出程度、含油饱和度等指标进行描述无法满足上述要求。为此，笔者以储层渗流理论为基础，对剩余油潜力评价方法进行了探讨。

1 剩余油潜力规模的确定

根据储层渗流理论，在油水两相条件下并忽略油水体积压缩系数的差异后，网格剩余可动油量可由如下公式确定［1］：

由于：

因此：

式中，N为网格原始储量，m3；Nsk为网格剩余可动油量，m3；Nk为网格可动油量，m3；Rmk为可动油采出程度；Swc为束缚水饱和度；Soc为残余油饱和度；Sw为含水饱和度；Sok为原始可动油饱和度。

由式（3）可以看出，网格剩余可动油量与当前的含水（含油）饱和度有关，也与储层的束缚水饱和度和残余油饱和度有关，即受储层渗流特性的影响。

2 剩余油潜力品质分析

根据莱弗里特提出的分流量的概念，结合达西定律，在忽略毛管压力和重力影响时，流经储层某点的流束中，油的分流相（即产液的含油率）计算公式如下［1］：

式中，fo为油的分流相，%；fw为水的分流相，%；μo为油的黏度，mPa·s；μw为水的黏度，mPa·s；Kro为油的相对渗透率，10－3μm2；Krw为水的相对渗透率，10－3μm2。

对于储层中某一确定的位置，当含油饱和度降低时，油的分流相不断降低；对于储层中物性条件不同的位置，由于油水两相的相对渗透率不同，即使含油饱和度相同，油的分流相也会不同。一般来说，油的分流相越高，储量潜力品质越好，因而初期挖潜效果越有保障。

3 剩余油潜力平面分布特征

受储层发育等地质条件以及井网分布等开发因素的影响，各沉积单元的剩余油潜力平面分布存在一定差别。针对上述情况，利用数理统计方法，以油的分流相平均值均方差来表征各沉积单元剩余油潜力平面分布情况［2］：

式中，s为油的分流相平均值均方差；x为油的分流相平均值；n为节点统计数量。

油的分流相平均值均方差越大，则其沉积单元的剩余油的平面分布越不均匀；反之，若油的分流相平均值均方差越小，则其沉积单元的剩余油的平面分布越均匀。

4 应用实例

利用上述方法对A油田B油层剩余油潜力进行评价。A油田B油层GⅠ1～GⅣ5共计79个沉积单元，其可动油量为1740.36×104t，占地质储量比例为54.36%，采收率45.1%，能够采出可动油量的82.9%。A油田B油层各沉积单元剩余可动油潜力表如表1所示。从表1可以看出，各沉积单元潜力存在一定差异。GⅡ25、GⅠ6＋7等沉积单元 （共18个）可动油量采出程度低于50%，其中GⅠ1、GⅡ30、GⅠ6＋7、GⅡ16沉积单元剩余可动油量超过9×104t，因而上述沉积单元储量潜力相对较大，余下69个沉积单元可动油量采出程度高于50%，其储量潜力相对较小。

表1 A油田B油层各沉积单元剩余可动油潜力表

A油田B油层各沉积单元油的分流相数值表如表2所示。从表2可以看出，GⅡ25、GⅠ6＋7、GⅠ1、GⅡ6、GⅡ30等39个沉积单元油的分流相平均值和均方差值较高，反映上述沉积单元的挖潜余地大，但平面分布不均匀，适宜局部挖潜；GⅠ10、GⅡ28等17个沉积单元油的分流相平均值高而均方差值较低，反映上述沉积单元剩余油分布相对集中，适宜加密井网集中挖潜；GⅡ33、GⅡ22等23个沉积单元油的分流相平均值和均方差值较低，反映上述沉积单元剩余油整体和局部的潜力都较小、挖潜难度大。

表2 A油田B油层各沉积单元油的分流相数值表

5 结 语

由于利用采出程度、含油饱和度等指标评价特高含水期开发阶段剩余油潜力具有一定局限性，根据储层渗流理论来确定剩余油潜力规模和分析剩余油潜力品质，并以沉积单元方差值量化表征网格节点平面分布状况。现场应用表明，利用上述方法能够精细分析特高含水期开发阶段剩余油潜力，从而为油田开发调整挖潜提供参考。今后，应进一步加强对储量最大可采出量、水淹状况以及分布非均匀程度的系统量化表征研究工作，使剩余油潜力评价更加科学合理。