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[摘 要]经过长期的注水开发，储集层物性及流体渗流方式等均发生了明显变化，在油气开采过程中储集层岩石的孔隙结构是影响油藏流体的储集能力和开采油、气的主要因素，高含水后期储层油水变化规律也影响着微观剩余油的分布。只有揭示储层的宏观参数、微观参数、渗流参数的变化规律、变化机理及剩余油分布，才能更好地为解决特高含水期注水开发问题提供有价值的实验资料。本文从油藏物理实验出发，研究了特高含水期储层油水渗流的规律、剩余油分布状况，为高含水后期剩余油挖潜、改善开发效果提供合理的理论及依据。
[关键词]高含水；填砂模型；砂岩；微观；剩余油分布
中图分类号：TE319 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）01-0361-01
1.真实砂岩微观模型、平面模型
真实砂岩微观模型保持了岩心原有的孔隙结构、岩石黏土矿物分布，通过技术处理使模型具有不同的润湿性，能够满足不同渗透率及润湿性条件下的微观驱油实验。利用平面填砂模型、真实砂岩微观模型开展了水驱油实验研究，描述了特高含水期剩余油分布形式及渗流特征。
1.1实验模型制作
（1）真实砂岩微观模型
选取不同渗透率的岩心，通过切片、磨片、烧结等工序，制作了真实砂岩微观模型；模型保持了岩心原有的孔隙结构、岩石黏土矿物分布，通过技术处理使模型具有不同的润湿性。
（2）填砂可视平面模型
对砂进行挤压充实，保证填砂过程中的均匀程度及压实程度。采取玻璃面涂胶、沾砂的方式进行封堵，保证了模型内流体的渗流特征的一致性。同时配套实验图像分析设备，保证了实验过程中图像的录取及分析。
1.2 实验方法
利用可视真实砂岩微观模型进行微观驱油实验，通过显微放大观察和记录实验过程。直接观察油、气、水在油层微细孔道中的流动形态、变化特征以及残余油的形成过程和滞留状况。根据实验需要设计制作了微观驱油实验加温、加压装置，微观驱油实验设备能够满足加温、加压条件下的微观驱油实验。
填砂可视平面水驱油实验，模型内油水饱和次序与油藏成藏条件相近，符合油层实际。为便于观察油水所占据的区域，分别在模拟油和注入水中添加了红、蓝染料，使模型水驱油实验过程更清晰。
2.实验结果及分析
2.1 真实砂岩模型微观驱油实验
（1）不同润湿性条件下的油水渗流机理
在水驱油过程中的注水初期，无论是亲水孔隙还是亲油孔隙，注入水前缘大多从孔隙中间突破，总体的方向趋向于出口方向，说明油的运移主要受驱动力控制，毛细管力所产生的阻力或动力与驱动力比较很小，流体流动的阻力主要来自于流体的黏滞力，孔道越细小，阻力越大。
注水中后期，注入水前缘根据润湿性的不同，呈现不同的推进方式，对于亲油孔隙，注入水从孔隙中间突破，对于部分亲水孔隙，注入水有可能出现从边部突进的现象，说明油的运移除了受到驱动力控制外，还受毛管力控制。在注水初期，由于油水的黏滞力远大于油水界面变化产生的毛管力，毛管力的作用不明显，到注水的中后期，大部分水驱过的区域油水相间分布，油水界面变换频繁，而同时由于剩余油所占空间变小，总体的黏滞力也大大减小，毛细管力的作用效果明显增加，毛细管力作用是促使或阻碍剩余油流动（依据润湿性的不同而不同），而产生的另一个结果是促使油水重新分布。
油水在岩心内运移及重新分布有利于提高水驱采收率。在岩心内，被注入水驱替的区域主要为渗流阻力较小、渗流能力较强的孔隙，水驱后这部分孔道的注入水继续流动，当部分水驱未驱动的剩余油在毛管力作用下运移到这些孔道时，剩余油很容易被注入水驱动而采出，因此，这种毛管力作用下油水在岩心内的运移和重新分布有利于注入水驱出更多的剩余油，从而提高油层水驱采收率。
（2）水驱剩余油的形态
水驱剩余油的形式多种多样，根据剩余油形态可分为簇状、柱状、角状、膜状及“孤岛状”等几种形式。
从控制因素上分类水驱微观剩余油，主要分为以下几种形式：一是受黏滞力控制的剩余油，主要包括大型的簇状剩余油；二是受毛管力和黏滞力控制的剩余油，主要包括小型簇状剩余油、柱状剩余油及深入盲端的剩余油；三是受黏附力控制的剩余油，主要为膜状剩余油和部分浅盲端的剩余油。
對于水驱后的大型簇状剩余油，油水界面更替产生的毛管力很小，阻碍剩余油启动运移的主要因素是黏滞力，提高采收率主要需要通过增加剩余油两端的压力梯度进行，主要的手段是增加注采压差，如缩小井距、高黏度体系驱油等；对于水驱后的微观簇状、柱状剩余油，启动时的阻力主要为油水界面频繁更迭所带来的毛细管力，驱动这部分剩余油需要从降低油水界面张力、增加剩余油两端的注采压差来考虑，主要方法包括低界面张力体系驱油、高黏度体系驱油及二者结合的复合驱方法；驱动水驱后的膜状、盲状剩余油，需要克服原油与岩石壁面间的黏附力，主要措施包括降低油水界面张力、增加驱替体系黏度及流动速度（增大驱替体系作用于剩余油表面的剪切力）。
2.2 平面填砂模型驱油实验
（1）水驱油过程中的油水分布特征
随着注入水的注入，颜色由原来的红色（油）逐渐变淡成为蓝色（水），也就是随着注入端的水逐渐增加，油逐渐被水驱替带走，剩下不能驱替的剩余油分布在孔隙中。
水驱油过程中油水分布状态中，随着水注入孔隙体积倍数的增加，流度逐渐增大，水流动能力越来越强。油水分布也表明这一点，蓝色（水）的分布区域越来越大，红色（油）油变为孤立的油滴处于残余状态，处于水的包围之中。水驱残余油大部分分布在出口端口。
在油水两相系统中，随着含油饱和度下降，油在孔隙中失去了连续流动，以间断的形式在孔隙中流动，水占据着绝大部分可流动的孔道。当油处于残余状态时，孔隙的其余部分完全由水所占据。
流度比是决定驱替介质的波及效率及采收率的重要参数。在高含水后期，岩心内流体的流动更加趋向于单相流，所以流动阻力更小，流度比增大。流度比越大，干扰越严重，低流度的水相更易侵入油相，使油相变为孤立的油滴，油滴一旦被滞留下来，要起动它必须克服更大的附加毛管阻力。由于储层非均质性及油水流度比过高等不利因素的影响，对于高含水后期开发阶段的油田，经过水驱开发后仍然有一定的水驱残余油。
（2）高含水后期油水渗流规律分析
在油田注水开发过程中，随着油层中含水饱和度的增加，在低含水期（含水率小于20%），含水上升率上升较快，达到中含水期（含水率20%-60%），该阶段主力油层普遍见水，含水上升快，主力油层产量递减，当含水率为50%左右时，含水上升率达到最大，在含水率达60%以后的高含水期，含水上升率逐渐减小，在含水率达到90%以后的特高含水期，含水上升率降低到1%以下。在含水率小于20%的低含水时期，水驱采出程度较低，且递增幅度小；含水率20%-90%的中高含水时期，水驱采出程度增加很快。
3.结论与认识
（1）真实砂岩微观模型保持了岩心原有的孔隙结构、岩石黏土矿物分布，微观驱油实验能够很好地描述剩余油分布形态。水驱剩余油的形式多种多样，根据剩余油形态可分为簇状、柱状、角状、膜状及“孤岛状”等几种形式。
（2）水驱残余油大部分分布在出口端口。高含水期后期，流体流度增大，水的流动能力增加，含水上升率逐渐减小。含水率达到90%以后的特高含水期，含水上升率降低到1%以下。
参考文献
[1] 刘吉余；流动单元研究进展[J]；地球科学进展；2000（03）.
[2] 杨浩；低渗透油层微观特征及其与宏观指标关系研究[D]；大庆石油学院；2010.
[关键词]高含水；填砂模型；砂岩；微观；剩余油分布
中图分类号：TE319 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）01-0361-01
1.真实砂岩微观模型、平面模型
真实砂岩微观模型保持了岩心原有的孔隙结构、岩石黏土矿物分布，通过技术处理使模型具有不同的润湿性，能够满足不同渗透率及润湿性条件下的微观驱油实验。利用平面填砂模型、真实砂岩微观模型开展了水驱油实验研究，描述了特高含水期剩余油分布形式及渗流特征。
1.1实验模型制作
（1）真实砂岩微观模型
选取不同渗透率的岩心，通过切片、磨片、烧结等工序，制作了真实砂岩微观模型；模型保持了岩心原有的孔隙结构、岩石黏土矿物分布，通过技术处理使模型具有不同的润湿性。
（2）填砂可视平面模型
对砂进行挤压充实，保证填砂过程中的均匀程度及压实程度。采取玻璃面涂胶、沾砂的方式进行封堵，保证了模型内流体的渗流特征的一致性。同时配套实验图像分析设备，保证了实验过程中图像的录取及分析。
1.2 实验方法
利用可视真实砂岩微观模型进行微观驱油实验，通过显微放大观察和记录实验过程。直接观察油、气、水在油层微细孔道中的流动形态、变化特征以及残余油的形成过程和滞留状况。根据实验需要设计制作了微观驱油实验加温、加压装置，微观驱油实验设备能够满足加温、加压条件下的微观驱油实验。
填砂可视平面水驱油实验，模型内油水饱和次序与油藏成藏条件相近，符合油层实际。为便于观察油水所占据的区域，分别在模拟油和注入水中添加了红、蓝染料，使模型水驱油实验过程更清晰。
2.实验结果及分析
2.1 真实砂岩模型微观驱油实验
（1）不同润湿性条件下的油水渗流机理
在水驱油过程中的注水初期，无论是亲水孔隙还是亲油孔隙，注入水前缘大多从孔隙中间突破，总体的方向趋向于出口方向，说明油的运移主要受驱动力控制，毛细管力所产生的阻力或动力与驱动力比较很小，流体流动的阻力主要来自于流体的黏滞力，孔道越细小，阻力越大。
注水中后期，注入水前缘根据润湿性的不同，呈现不同的推进方式，对于亲油孔隙，注入水从孔隙中间突破，对于部分亲水孔隙，注入水有可能出现从边部突进的现象，说明油的运移除了受到驱动力控制外，还受毛管力控制。在注水初期，由于油水的黏滞力远大于油水界面变化产生的毛管力，毛管力的作用不明显，到注水的中后期，大部分水驱过的区域油水相间分布，油水界面变换频繁，而同时由于剩余油所占空间变小，总体的黏滞力也大大减小，毛细管力的作用效果明显增加，毛细管力作用是促使或阻碍剩余油流动（依据润湿性的不同而不同），而产生的另一个结果是促使油水重新分布。
油水在岩心内运移及重新分布有利于提高水驱采收率。在岩心内，被注入水驱替的区域主要为渗流阻力较小、渗流能力较强的孔隙，水驱后这部分孔道的注入水继续流动，当部分水驱未驱动的剩余油在毛管力作用下运移到这些孔道时，剩余油很容易被注入水驱动而采出，因此，这种毛管力作用下油水在岩心内的运移和重新分布有利于注入水驱出更多的剩余油，从而提高油层水驱采收率。
（2）水驱剩余油的形态
水驱剩余油的形式多种多样，根据剩余油形态可分为簇状、柱状、角状、膜状及“孤岛状”等几种形式。
从控制因素上分类水驱微观剩余油，主要分为以下几种形式：一是受黏滞力控制的剩余油，主要包括大型的簇状剩余油；二是受毛管力和黏滞力控制的剩余油，主要包括小型簇状剩余油、柱状剩余油及深入盲端的剩余油；三是受黏附力控制的剩余油，主要为膜状剩余油和部分浅盲端的剩余油。
對于水驱后的大型簇状剩余油，油水界面更替产生的毛管力很小，阻碍剩余油启动运移的主要因素是黏滞力，提高采收率主要需要通过增加剩余油两端的压力梯度进行，主要的手段是增加注采压差，如缩小井距、高黏度体系驱油等；对于水驱后的微观簇状、柱状剩余油，启动时的阻力主要为油水界面频繁更迭所带来的毛细管力，驱动这部分剩余油需要从降低油水界面张力、增加剩余油两端的注采压差来考虑，主要方法包括低界面张力体系驱油、高黏度体系驱油及二者结合的复合驱方法；驱动水驱后的膜状、盲状剩余油，需要克服原油与岩石壁面间的黏附力，主要措施包括降低油水界面张力、增加驱替体系黏度及流动速度（增大驱替体系作用于剩余油表面的剪切力）。
2.2 平面填砂模型驱油实验
（1）水驱油过程中的油水分布特征
随着注入水的注入，颜色由原来的红色（油）逐渐变淡成为蓝色（水），也就是随着注入端的水逐渐增加，油逐渐被水驱替带走，剩下不能驱替的剩余油分布在孔隙中。
水驱油过程中油水分布状态中，随着水注入孔隙体积倍数的增加，流度逐渐增大，水流动能力越来越强。油水分布也表明这一点，蓝色（水）的分布区域越来越大，红色（油）油变为孤立的油滴处于残余状态，处于水的包围之中。水驱残余油大部分分布在出口端口。
在油水两相系统中，随着含油饱和度下降，油在孔隙中失去了连续流动，以间断的形式在孔隙中流动，水占据着绝大部分可流动的孔道。当油处于残余状态时，孔隙的其余部分完全由水所占据。
流度比是决定驱替介质的波及效率及采收率的重要参数。在高含水后期，岩心内流体的流动更加趋向于单相流，所以流动阻力更小，流度比增大。流度比越大，干扰越严重，低流度的水相更易侵入油相，使油相变为孤立的油滴，油滴一旦被滞留下来，要起动它必须克服更大的附加毛管阻力。由于储层非均质性及油水流度比过高等不利因素的影响，对于高含水后期开发阶段的油田，经过水驱开发后仍然有一定的水驱残余油。
（2）高含水后期油水渗流规律分析
在油田注水开发过程中，随着油层中含水饱和度的增加，在低含水期（含水率小于20%），含水上升率上升较快，达到中含水期（含水率20%-60%），该阶段主力油层普遍见水，含水上升快，主力油层产量递减，当含水率为50%左右时，含水上升率达到最大，在含水率达60%以后的高含水期，含水上升率逐渐减小，在含水率达到90%以后的特高含水期，含水上升率降低到1%以下。在含水率小于20%的低含水时期，水驱采出程度较低，且递增幅度小；含水率20%-90%的中高含水时期，水驱采出程度增加很快。
3.结论与认识
（1）真实砂岩微观模型保持了岩心原有的孔隙结构、岩石黏土矿物分布，微观驱油实验能够很好地描述剩余油分布形态。水驱剩余油的形式多种多样，根据剩余油形态可分为簇状、柱状、角状、膜状及“孤岛状”等几种形式。
（2）水驱残余油大部分分布在出口端口。高含水期后期，流体流度增大，水的流动能力增加，含水上升率逐渐减小。含水率达到90%以后的特高含水期，含水上升率降低到1%以下。
参考文献
[1] 刘吉余；流动单元研究进展[J]；地球科学进展；2000（03）.
[2] 杨浩；低渗透油层微观特征及其与宏观指标关系研究[D]；大庆石油学院；2010.