随着开发的不断深入，我国东部老油田普遍进入特高含水开发阶段，综合含水率大于90%的储量占55%、产量占60%。近几年，国内学者围绕特高含水期油田的剩余油分布^[1-3]、渗流规律与开发特征^[4-9]、开发对策^[10-14]等开展了大量研究，特别是在剩余油分布方面^[1-3]，依托构造、储层的精细描述，综合应用密闭取心、动态监测、室内试验、数值模拟等手段，基本实现了对剩余油的精细化、定量化和动态化描述，对剩余油分布规律的认识由高含水期的“高度分散、局部富集”转变为特高含水期的“普遍分布、局部富集”，有效指导了油田开发策略的调整。目前对剩余油分布规律的研究主要集中在剩余油富集区及其分布模式方面，对剩余油属性的研究较少，还没有建立统一、量化的分类方法；剩余油富集区是个模糊的概念，没有明确的定义和概念，“普遍分布”的剩余油是什么属性也没有描述。为此，笔者综合特高含水期油田的开发特征、相对渗透率曲线和含水率划分标准，选取油水渗流特征点对应的含油饱和度为剩余油分类界限点，建立了特高含水期油田“四点五类”剩余油分类方法和水驱开发潜力评价方法。

常规相对渗透率曲线通常是在岩心中注水量为30~50倍孔隙体积条件下测得的，水驱油试验得到的水驱油效率一般为50%~60%，而矿场密闭取心资料显示部分岩样驱油效率超过了70%，为揭示产生这一差异的原因，国内学者开展了大量的大注水量水驱油试验^{[4-5, 8]}，结果表明，水驱油效率既与储层渗透率、原油黏度有关，也受注水量影响，随注水量增加，驱油效率提高，注水量为1 000倍孔隙体积时，水驱油效率达70%以上。

定义注水量为1 000倍孔隙体积时的水驱油效率为水驱极限驱油效率，基于文献[5]中的中高渗透砂岩储层试验数据，回归得到水驱极限驱油效率与储层渗透率和油水黏度比的关系式：

(1)

式中：E_Dmax为水驱极限驱油效率；K_a为储层渗透率，mD；μ_o为地层原油黏度，mPa·s；μ_w为水的黏度，mPa·s。

大注水量相对渗透率曲线试验结果表明，油水相对渗透率比值与含水饱和度的半对数曲线只有中间部分符合线性关系；在高含水饱和度条件下，油水相对渗透率比值与含水饱和度的半对数曲线会偏离线性关系，将偏离线性关系的点定义为特高含水期油水渗流拐点^{[5, 8]}。出现油水渗流拐点后，特高含水期油田开发呈现出新的渗流特征，水相渗流阻力急剧减小，耗水量大幅增加，水油比急剧上升，油田进入低效或无效开发阶段。为便于矿场应用，用含水率表示油水渗流拐点出现的时机。基于油水相对渗透率曲线，绘制油水相对渗透率比值与含水饱和度的半对数曲线和含水率与含水饱和度曲线，选取高含水和特高含水阶段对应的数据进行线性回归，得出相关性最高的直线段与曲线的交汇点，确定为油水渗流拐点；然后根据含水率与含水饱和度曲线求取其对应的含水率。中国石化10个特高含水期油田的相对渗透率曲线分析结果表明，油水渗流拐点对应的含水率为95.70%~98.60%(见表 1)，进一步回归得到中高渗透砂岩油藏油水渗流拐点对应的含水率与储层渗透率和油水黏度比的关系式：

(2)

式中：f_wm为油水渗流拐点对应的含水率。

油田开发进入特高含水阶段后，地下油水分布状况更加复杂，开发动态也呈现新特征，对该阶段油田的开发策略进行合理开发调整, 既要精细分析地下油水分布的变化, 也要准确描述剩余油的属性。剩余油的空间分布特征及属性的描述是制约特高含水期油田开发的关键问题。目前，残余油的概念是明确的，而剩余油富集区、相对富集区没有明确的定义，为此从剩余油对应的渗流特征和油田开发阶段入手，综合特高含水期油田的开发特征、相对渗透率曲线和含水划分标准，选取油水渗流特征点对应的含油饱和度为剩余油分类界限点，将特高含水期油田剩余油划分为富集油、相对富集油、可动用油、难动用油和残余油5类，建立了特高含水期油田“四点五类”剩余油分类方法。

“四点”是指剩余油划分的4个含油饱和度界限点，分别是水驱含水率与含油饱和度曲线上含水率60%和90%对应的含油饱和度、油水相对渗透率曲线上油水渗流拐点和水驱极限驱油效率对应的含油饱和度，将其定义为S_o60，S_o90，S_om和S_or。

“五类”是指按照属性将剩余油划分为富集油、相对富集油、可动用油、难动用油和残余油5类，对应的分布区域分别定义为富集区、相对富集区、可动用区、难动用区和残余油区。定义含油饱和度高于S_o60的剩余油为富集油，其分布区域为剩余油富集区；含油饱和度介于S_o60和S_o90之间的剩余油为相对富集油，其分布区域为剩余油相对富集区；含油饱和度介于S_o90和S_om之间的剩余油为可动用油，其分布区域为剩余油可动用区；含油饱和度介于S_om和S_or之间的剩余油为难动用油，其分布区域为剩余油难动用区；含油饱和度低于S_or的剩余油为残余油，其分布区域为残余油区。

4个含油饱和度界限点是剩余油分类的关键，可依据油水相对渗透率渗曲线求取。

S_o60和S_o90是借鉴油田开发含水阶段划分方法确定的2个含油饱和度界限点。含水率60%是中低含水率与高含水率的分界点，剩余油富集区的油水渗流中油相应具有渗流优势，在生产上应表现为含油率高于含水率，为了与油田开发含水阶段划分一致，选取含水率60%对应的含油饱和度为剩余油富集区的界限点。含水率90%是高含水率与特高含水率的分界点，含水率介于60%~90%对应的相对富集油区是特高含水期老油田挖潜的重点，为此将含水率90%对应的含油饱和度作为剩余油相对富集区与可动区的分界点。依据油水相对渗透率曲线和分流量方程，绘制含油饱和度与含水率的关系曲线，选取曲线上含水率为60%和90%对应的含油饱和度即为S_o60和S_o90。

S_om为油水渗流拐点对应的含油饱和度，油水渗流拐点是特高含水期油田开发的突变点，拐点出现后，水相渗流能力急剧增大，油相渗流能力急剧降低，油田进入高耗水阶段，选取该点对应的含油饱和度为剩余油可动用区与难动用区的分界点。依据油水相对渗透率曲线，绘制油水相对渗透率比值与含油饱和度的半对数曲线，选取偏离线性关系的油水渗流拐点对应的含油饱和度即为S_om。

S_or为残余油饱和度，为剩余油难动用区与残余油区的分界点，可在大注水量油水相对渗透率曲线上读取或利用水驱油极限驱油效率统计公式计算得到。

依据特高含水期油田不同区域剩余油的渗流特征，分析了5种类型剩余油的属性，提出了针对性的开发策略和措施调整方向。

富集油分布于含油饱和度高于S_o60的区域，该类剩余油未被注入水波及或波及较弱，如果单独开发处于无水或中低含水开发阶段，注入水波及到即可动用，开发对策以扩大注水波及范围为主，可采用层系细分、井网调整等手段进行挖潜^[11]。

相对富集油分布于含油饱和度介于S_o60和S_o90之间的非主流线区域，该类剩余油已被注入水波及，只是过水量较少，驱替程度较低，如果单独开发处于高含水开发阶段，开发对策以提高过水量和驱替程度为主，可通过井网调整或措施变流线挖潜^{[7, 11]}。

可动用油分布于含油饱和度介于S_o90和S_om之间的主流线区域，该类剩余油注水波及程度和驱替程度均较高，如果单独开发处于特高含水开发阶段，矿场可采用转流场/调流线等方法提高驱替程度，并结合提高采收率技术改善开发效果^[6-7]。

难动用油分布于含油饱和度介于S_om和S_or之间的优势渗流通道，该类剩余油驱替程度较高，如果单独开发处于特高含水后期的高耗水开发阶段，常规的水驱调整和提高采收率技术经济效益差，需要探索新型的提高采收率技术^{[10, 12-14]}。

残余油分布于含油饱和度低于S_or的优势渗流通道，该类剩余油过水量很大、水驱油效率达到极限，注水难以动用，需要探索非常规开采技术。

应用“四点五类”剩余油分类方法对上述10个中高渗透特高含水期油田的剩余油进行分类，基于各油田的相对渗透率曲线分别求取其S_o60，S_o90和S_om等3个含油饱和度界限点，利用式 (1) 计算10个油田的水驱极限驱油效率，然后再根据水驱极限驱油效率计算残余油饱和度S_or，结果见表 2。

在数值模拟得到的剩余油饱和度分布的基础上，依据含油饱和度界限点，将剩余油分布划分为富集区、相对富集区、可动用区、难动用区和残余油区，并制定各区剩余油开发调整措施。

埕东油田东区在注水量为3.8倍孔隙体积、采出程度达46.6%、综合含水率为98.1%时，新钻密闭取心井埕7-检9井，其Ng3⁴层的含油饱和度剖面如图 1所示。

图 1 埕东油田东区埕7-检9井Ng34层含油饱和度剖面 Fig.1 Oil saturation profile of the Ng34 layer in Well Cheng 7-Well Jian 9 in the east block of Chengdong Oilfield

图选项

依据埕东油田东区油藏相渗曲线及式 (1)，得到该区4个饱和度界限点S_o60，S_o90，S_om和S_or分别为0.574，0.478，0.401和0.169。根据这4个含油饱和度界限点，将埕7-检9井Ng3⁴层剩余油划分为富集油、相对富集油、可动用油、难动用油和残余油等5类，这5类剩余油分别占含油层段的1.8%，20.2%，12.8%，56.9%和8.3%。正韵律储层的剩余油富集区和相对富集区主要分布于正韵律层上部，可通过调整井网或采取改变流线措施提高过水量；剩余油可动用区位于正韵律层中上部，难动用区和残余油区位于正韵律层下部，已进入高耗水开发阶段，需要探索新的提高采收率技术。

对比图 1中的剩余油分类结果与水淹判断结果可知，水淹判断结果相对较粗，相同水淹级别中剩余油具有多种属性，相同属性的剩余油被划分到不同的水淹级别中，而剩余油分类结果更细，划分结果与开发调整措施对应性更强，水淹判断的强水洗区进一步细分为残余油区和难动用区，水洗区细分为可动用区和难动用区，见水区细分为富集区、相对富集区、可动用区和难动用区。

为了客观评价大注水量驱油试验效果，综合油田开发新特征和对水驱油试验的新认识，在特高含水期油田剩余油分类方法的基础上，提出了水驱开发潜力评价方法，将特高含水期油田水驱开发潜力划分为极限潜力、可动潜力和难动潜力等3类。

水驱极限潜力定义为水驱极限驱油效率与目前标定采收率之差，水驱可动潜力为特高含水期油水渗流拐点对应的驱油效率与目前标定采收率之差，水驱难动潜力为水驱极限驱油效率与特高含水期油水渗流拐点对应的驱油效率之差，水驱极限潜力为水驱可动潜力与水驱难动潜力之和。

应用水驱开发潜力评价方法对上述10个中高渗透特高含水期油田的水驱潜力进行评价，结果表明特高含水期油田提高采收率潜力巨大 (见表 3)，水驱极限潜力达32.2%~42.2%，平均为37.4%，可动潜力为1.8%~14.0%，平均为8.0%，难动潜力为23.5%~31.7%，平均为29.4%，水驱极限潜力中的78.6%为难动潜力，这部分潜力如采用常规注水挖掘效果和效益均差，需要探索新的开发对策和挖潜技术。

1) “四点五类”剩余油分类方法解决了长期以来剩余油富集区概念模糊的问题。该方法遵循油水渗流规律，根据油田开发特征，将剩余油划分为富集油、相对富集油、可动用油、难动用油和残余油5类，为特高含水期油田剩余油分类描述提供了理论方法。

2) 特高含水后期“普遍分布、局部富集”的剩余油中，普遍分布的剩余油以难动用油为主，局部富集的剩余油以相对富集油为主。

3) 中国石化10个中高渗透特高含水期油田的水驱开发极限潜力巨大，但近4/5为难动潜力油藏，需针对难动用剩余油探索新的开发对策和挖潜技术。