目前，国内特高含水油藏开发存在储层控制程度低、稳产难度大等问题有待解决:1)层间、层内矛盾突出；2)平面剩余油零散；3)受井况及历史注采调整等因素影响，局部注采井网不完善，储量控制程度低^[1-4]。针对这3个问题，进行韵律层识别、水淹模式分析对剩余油挖潜显得尤为重要。在韵律层识别研究方面，研究人员对垂向叠加沉积体间平行层面的夹层进行了大量研究工作^[5-12]，但对扇三角洲沉积是否存在斜交夹层尚无定论，也没有开展实质性的研究工作。此外，水驱油藏一般采用注水倍数定量评价平面水驱强度，但该方法并不适用于非均质油藏，不能具体描述油藏内部各点的水驱状况。

笔者针对扇三角洲沉积下的斜交夹层进行系统研究，分析其水淹模式，验证了不同韵律层水线突进方式，并研究剩余油分布状况，制定了相应的挖潜对策；同时利用过水倍数定量评价平面水淹强度，根据过水倍数的计算结果分析井间主流线方向及水驱强度，采取合理措施改变水驱方向，以解决平面矛盾，增大水驱波及体积，挖潜平面剩余油。

1 斜交夹层韵律层剩余油水驱技术 1.1 斜交夹层韵律层识别

胡状集油田扇三角洲前缘相发育的韵律层为正韵律、反韵律和复合韵律。通过研究胡状集油田的韵律层和注水开发情况发现，扇三角洲沉积存在斜交夹层，斜交夹层能封堵较多的剩余油，并形成剩余油富集区^[13]。

斜交夹层类似于交错层理，它由一系列斜交于层系界面的夹层组成，受扇三角洲沉积环境中的水流等沉积介质的流动控制，在陡坡加积作用一侧形成了由一系列夹层组成的斜交层面的韵律层。如图 1所示，即便在井距较小的情况下，由于扇三角洲前缘的前积作用，砂体存在倾斜叠置。若忽视前积倾角的岩性地层对比，不可能预测死油区，因此结合扇三角洲前积结构特点，采用前积式对比，不仅使砂体对应关系更明确，更能体现井间差异，并可预测含油层的分布状况。这种前积式对比实际上更能体现地下地质体的沉积成因与叠加规律，对比结果对实际生产的指导作用更为明显。

胡状集油田斜交韵律层的沉积特征具有如下特点：斜交夹层主要分布在河道顶、侧面及河道分岔地带，沉积微相为河道侧翼与河口坝，以河口坝为主，具有分布范围大、分布零散的特点。

1.2 斜交夹层韵律层剩余油分布

根据数值模拟结果，按照斜交夹层所处位置、油水井射开井段和注采井网组合的不同, 针对夹层处于油水井间、夹层靠近注水井和夹层靠近油井3种夹层类型，分为油水井全部射孔、油井只射开底部、注水井只射开底部和油水井均射开底部等4种射孔方式及顺夹层(即顺向)注水和逆夹层(即逆向)注水等2种注水方式，共提出24个方案，其剩余油分布情况如图 2、图 3所示。

从图 2可以看出，一个斜交夹层在注水井上、另一个斜交夹层在井间和注水井顺向注水条件下，当油水井全射开时，剩余油主要富集在井间斜交夹层遮挡的上部；当注水井全射开、油井只射开底部时，剩余油主要富集在顶部未补孔处；当油井全射开、注水井只射开底部时，剩余油主要富集在2个斜交夹层遮挡处；当油水井都仅射开底部时，剩余油主要富集在斜交夹层上部。

2个斜交夹层均在井间、注水井顺向注水条件下，当油水井全射开时，剩余油主要富集在井间斜交夹层和注水井斜交夹层遮挡的上部；当注水井全射开、油井只射开底部时，剩余油主要富集在顶部未补孔处；当油井全射开、注水井只射开底部时，剩余油主要富集在2个斜交夹层遮挡的水驱未波及处；当油水井都仅射开底部时，剩余油主要富集在斜交夹层上部。

一个斜交夹层在油井上、另一个斜交夹层在井间和注水井顺向注水条件下，当油水井全射开时，剩余油主要富集在油井斜交夹层遮挡的上部；当注水井全射开、油井只射开底部时，剩余油主要富集在顶部未补孔处；当油井全射开、注水井只射开底部时，剩余油主要富集在2个斜交夹层遮挡的水驱未波及处；当油水井都仅射开底部时，剩余油主要富集在2个斜交夹层上部。

从图 3可以看出，一个斜交夹层在油井上、另一个斜交夹层在井间和注水井逆向注水条件下，当油水井全部射开时，剩余油主要富集在井间斜交夹层和油井斜交夹层遮挡处；当注水井全部射开、油井只射开底部时，剩余油主要富集在井间斜交夹层和油井斜交夹层遮挡处的底部；当油井全部射开、注水井只射开底部时，剩余油主要富集在2个斜交夹层遮挡的水驱未波及区域；当油水井都仅射开底部时，剩余油主要富集在未射孔和未水驱波及的夹层顶部。

2个斜交夹层均在井间、注水井逆向注水条件下，当油水井全部射开时，剩余油主要富集在井间斜交夹层和水井斜交夹层遮挡处；当注水井全射开、油井只射开底部时，剩余油主要富集2个夹层遮挡处和油井顶部未补孔处；当油井全射开、注水井只射开底部时，剩余油主要富集在2个斜交夹层遮挡的水驱未波及处；当油水井都仅射开底部时，剩余油主要富集在斜交夹层上部和未动用处。

一个斜交夹层在注水井上、另一个斜交夹层在井间和注水井逆向注水条件下，当油水井全射开时，剩余油主要富集在水井斜交夹层遮挡的上部和井间斜交夹层遮挡的上部；当注水井全射开、油井只射开底部时，剩余油主要富集在注水井斜交夹层遮挡处和油井顶部未补孔处；当油井全射开、注水井只射开底部时，剩余油主要富集在2个斜交夹层遮挡处；当油水井都仅射开底部时，剩余油主要富集在斜交夹层上部和未动用处。

1.3 斜交夹层韵律层剩余油挖潜技术

斜交夹层的剩余油挖潜是在对韵律层识别的基础上进行的，可采取以下措施对斜交夹层进行剩余油挖潜：

1) 注入水仅波及河道砂体的中下部, 可动剩余油大多滞留在被斜夹层遮挡、注入水未能波及到的储层中上部。通过对高渗层采取堵水、调剖等措施实现顶部剩余油的挖潜，或采取压裂、酸化措施改善顶部低渗透层的物性。

2) 斜交夹层的延伸方向与注采井网组合形式对剩余油富集区的影响较大。对比顺向注水和逆向注水的效果发现, 逆向注水的波及系数和采收率略大于顺向注水的波及系数和采收率，尤其是在采油井钻遇夹层的情况下，是24个方案中剩余油相对较少的一个方案。因此，垂直河道方向建立注采关系，可以提高井组连通率；加密井网和钻水平井都可以有效开采交错层理侧积体上部的剩余油。

3) 从注采井射孔方式看, 存在斜交夹层情况下的注水井射孔方式对采收率的影响较大。当注水井钻遇夹层、另一个夹层位于注采井之间时, 油水井射开情况不同, 剩余油所处的位置与含量也不同, 其中, 油井、注水井均只射开夹层上部的驱油效果较差, 剩余油较多；而油井射开夹层上部、注水井全射开时的驱油效果较好。

2 平面剩余油水驱技术

为提高平面剩余油描述的准确性，借用了过水倍数^[14]这一水驱指标。过水倍数是指多孔介质中单位孔隙体积内累积通过注入水的体积，数值上等于过水断面的无因次累计过水量。它不仅刻画了水驱波及范围，还描述了波及范围内的水驱强度。

2.1 过水倍数与含水饱和度的关系

假设岩心长度为L，截面积为A，孔隙度为ϕ，原始含水饱和度为S_wi，设t时刻过水断面x处的饱和度为S_wx，岩心出口端的含水饱和度为S_wl，水驱前缘饱和度为S_wf。根据质量守恒方程，则有:

(1)

式中：W_i为t时刻累计注水量，m³；W_z为未流经某过水断面的滞留量，m³；W_p为流经某过水断面的水量，m³。

所以，t时刻x处的累计过水量, 即过水断面x处的过水倍数为:

(2)

式中：N(S_wx)为过水断面x处的过水倍数；x为某过水断面的位置，m。

在过水断面x处的累计过水量为:

(3)

式中：Q为注水速度，m³/d；S_w为含水饱和度；f_w(S_w)为某一含水饱和度对应的含水率；T为累计注水时间，min；T₀为注入水前缘达到x处所用的时间，min。

根据Buckley-Leverett方程：

(4)

积分得到：

(5)

式中：f′_w(S_w)为某一过水断面的含水上升率。

将式(5)代入式(2)，并进行分部积分，得到x处的过水倍数：

(6)

当t < T₀时，N(S_wx)＝0。

含水率计算公式^[15]为：

(7)

式中：a，b为常数；μ_w为水相黏度，mPa·s；μ_o为油相黏度，mPa·s。

对式(7)两边求导，得：

(8)

将式(8)代入式(5)，得到过水断面x处的过水倍数与含水饱和度的关系式：

(9)

将油田基础参数代入式(9)中，可求得在相同压力梯度下过水倍数与含水饱和度及剩余油饱和度之间的关系，结果见图 4。

从图 4可以看出，过水倍数越大，水驱剩余油饱和度越小，水驱效果就会越好。具体体现为：井底附近和流场强度大的区域剩余油饱和度很小；远离注水井或流场强度小的区域由于过水倍数小，剩余油饱和度较大。

2.2 流线微观过水倍数计算

计算水驱油藏过水倍数时可将流体视为沿流线做一维流动^[16]。首先在油水两相流条件下根据一维水驱油理论计算得到沿流线的饱和度分布，地层中每一条流线可看作由若干个岩心连接而成，根据岩心实验数据计算得到流线上每个岩心的过水倍数，从而确定整个地层的微观过水倍数分布。

根据Buckley-Leverett方程积分得：

(10)

式中：x₀为开始注水时饱和度面的位置，m。

由式(10)可求出t时刻任意位置x处所对应的含水率导数，再将其代入式(7)和式(8)，可求得S_w和f_w。

若沿某流线取一微元段长度与岩心长度相同，则t时刻通过该岩心的过水倍数为：

(11)

通过计算流线上每个岩心的过水倍数，从而确定整个地层的微观过水倍数分布。根据过水倍数计算公式，可绘制注采井组或层系过水倍数分布图。

对于特高含水油藏，虽然整体过水倍数很大，但由于储层具有非均质性，以及井网的控制程度不完善，导致大面积储层的过水倍数很低，形成了零散剩余油。针对这类油藏挖潜的总体方法是，立足现有井网，根据当前过水倍数分布来改变水驱方向，提高局部过水倍数。因此，需要优化调整注采措施，采取补孔、提液、堵水、转注、回采等措施实现转流线驱替，同时配合选择合理注水方式，弱化河道等主水流线驱替方向，增大中低渗等水驱波及面积，从而增加多个驱替受效方向，实现受历史注采调整影响及受沉积相带控制的井间滞留区剩余油的挖潜。

3 应用实例 3.1 斜交夹层剩余油挖潜

2016年以来，胡状集油田通过采取油井堵水、补孔和注水井调剖、酸化等措施, 共实施斜交夹层韵律层剩余油挖潜24井次，累计增油3 328.0 t。

胡状集油田胡七南块沙3下4上4层的H7-206井组的油井H7-206井沙3下4上4-1小层沿河道方向与注水井H7-62井连通，而该井沿垂直河道方向与注水井H7-200井连通，形成典型的斜交夹层挖潜井组(见图 5)。该井组生产动态表现为：注水井H7-62井沿河道方向注水，油井H7-206井沙3下4上4-1小层水淹严重，而沙3下4上4-2小层基本未被注入水波及到(见图 6)。根据剩余油分布情况及井间连通情况，2015年6月，该油田在H7-206井沙3下4上4-2小层补孔，对应的注水井H7-200井注水，实施措施初期日增油量2.5 t。

3.2 计算过水倍数，实施平面剩余油挖潜

根据计算过水倍数精准刻画流线方向，胡状集油田自2016年以来通过采取补孔、转注、回采、堵水等措施实施平面剩余油挖潜18井次，累计增油2 640.0 t。胡状集油田H7-56井组的油水井间井距分别为320.00和280.00 m，目前采出程度27%，油层厚度8.50 m，渗透率260 mD，孔隙度24%, 原油黏度16.00 mPa·s，水黏度0.45 mPa·s，岩心长度80.0 mm，岩心注水速度为0.1 mL/s，相对渗透率曲线如图 7所示。

对式(11)用计算机编制计算程序，计算不同时期地层微观过水倍数分布情况，绘制该井组在采出程度为27%时的过水分布等值线，结果见图 8。油井HC7-47井方向为主见效方向，水驱前缘过水倍数为40，而H7-214井方向未见效。为改善平面驱替不均衡的现象，使水线向H7-214井方向推进，对油井HC7-47井采取堵水措施，油井H7-214井于3个月后见效，见效初期日增油2.0 t。

4 结论与建议

1) 扇三角洲沉积环境存在斜交夹层韵律层，而识别斜交夹层韵律层的前提是小层旋回对比和单成因砂体识别。

2) 由于受地质、井况和工作制度等诸多因素影响，斜交夹层韵律层剩余油分布情况较复杂，本次研究只提出了几种常见的剩余油分布模式。

3) 计算得到的过水倍数不完全符合实际水驱流场，可通过对比分析计算结果与数值模拟结果，从而得到相对准确的结论。