引言

油水相对渗透率实验是研究储层流体渗流规律的重要基础实验之一。结合相对渗透率数据，郎东升等开展了油水层识别^[1]，高楚桥、蒋炳金、刘丽萍等分析了储层的产液产水规律^[2-4]，龙明、陈伟、苗雅楠、刘彦成、周明顺等预测了油井产能^[5-9]，贾英兰等计算注采比^[10]，杜利等计算了单井水驱波及状况^[11]，王者琴、王怒涛等计算了单井控制储量等^[12-13]。

在注水开发阶段，油田储层水淹程度的变化是一个长期的、缓慢的过程，在从未水淹、低水淹发展到中水淹、强水淹的过程中，储层微观孔喉结构和润湿性同时也在不断变化^[14-15]，这种变化将对储层流体渗流规律、驱油效率乃至采收率产生重要影响。Owens和Masalmeh等的研究指出岩石润湿性对相渗曲线具有重要影响^[16-17]；陈蓉等认为，亲水油层比亲油油层开发效果更好^[18]。刘中云等研究认为，弱水湿岩石水驱采收率最高^[19]。程林松等指出，岩石润湿性变化对水驱效果的影响与开发初期岩石润湿性程度有关^[20]。吴素英考虑了不同含水率润湿性变化与否和采出程度的对比，认为储层亲水性增强将有利于最终采收率提高^[21]。

随着储层水淹程度加剧，储层油水两相渗流特征在不断变化，因此油水相对渗透率曲线也需要对应修正^[22-23]。但在相对渗透率室内实验驱替过程中，很难准确反映出真实储层注水冲刷过程中润湿性的改变及由此带来油水相对渗流能力的变化。目前，国内学者结合矿场实际水淹情况对相对渗透率曲线进行修正的专门研究尚未见报道。

从渤海典型高孔高渗疏松砂岩油藏中按稀油油藏和稠油油藏两种类型，分别挑选具有代表性的密闭取芯井岩芯样品开展考虑水淹影响的相渗实验，重构代表油田开发“全寿命”过程的相对渗透率曲线。重构的相对渗透率曲线将对中高含水后期剩余油分布的准确刻画和开发指标的预测带来新的思考。

1 实验设备及流程 1.1 油-水相对渗透率实验设备

实验设备及流程与文献[24]一致。实验设备如图 1所示。

1.2 实验流程

(1) 样品前处理。(2)新鲜样品油水相对渗透率实验。(3)洗油样品油水相对渗透率实验。

2 水淹级别对稀油油藏相渗曲线影响分析及曲线重构

稀油油藏密闭取芯井岩芯样品为取自LD10-1-A21S1井未水淹层段和中水淹层段的6块新鲜含油样品，样品信息及实验数据见文献所述^[24]。取样深度点岩样的全岩分析如表 1所示。

由文献[24]和表 1实验结果可知，6块岩石柱塞样品的钻取深度位置相差不远，常规物性和岩石性质均相差不大，因此，可对未水淹层段和中水淹层段岩石样品油水相对渗透率曲线各参数取平均值后进行对比分析，如表 2所示。

由表 2实验结果可知，与未水淹层段样品实验结果相比，中水淹层段样品油水相对渗透率曲线的等渗点含水饱和度明显右移，显示岩石润湿性从未水淹时的中性向中水淹时的亲水性转变。同时，因为水淹层段岩石亲水性增强，其曲线对应的束缚水饱和度更大，残余油饱和度更低，最终的驱油效率更高。

分别对未水淹、中水淹样品的相对渗透率曲线做归一化。以未水淹样品为例，将1-009A、1-013A和2-005A新鲜含油样品对应的3条相对渗透率曲线的$a$，$b$，$S_{\rm{wi}}$，$S_{\rm{or}}$，$K_{\rm{ro}}$($S_{\rm{wi}}$)及$K_{\rm{rw}}$($S_{\rm{or}}$)特征值做算数平均值，并将各参数平均值作为归一化后相对渗透率曲线的各参数取值^[25]。由此，绘制出归一化油水相对渗透率曲线。

可见，随着水淹程度加剧，油相相对渗透率呈现整体抬高，水相相对渗透率呈现整体降低，残余油饱和度对应的水相渗透率值增大，如图 2所示。实际油藏注水开发过程中，储层在不同水淹阶段的油水相对渗流能力改变较大。

按照考虑水淹影响的油水相对渗透率曲线重构原则和方法^[24]，得到稀油油藏岩芯样品的“全寿命”相渗曲线。不考虑水淹影响的6条新鲜岩芯样品归一化相渗曲线及考虑水淹影响的重构相渗曲线数据如表 3所示。

水淹对相对渗透率曲线形态影响较大见图 3，可以看到，与不考虑水淹情况相比，考虑水淹影响的重构相对渗透率曲线，其残余油饱和度和束缚水饱和度更低，含水饱和度相同时，两相相对渗透率均呈现整体降低趋势，最终驱油效率增大，更能体现油田注水开发“全寿命”过程中油水渗流规律的动态变化特征。

3 水淹级别对稠油油藏相渗曲线影响分析及曲线重构

稠油油藏密闭取芯井岩芯样品取自QHD32-6-A31井不同水淹级别层段，结合主力砂体物性，挑选岩芯样品空气渗透率分别为8 000、3 000、1 500 mD级别。图 4展示了不同水淹层段岩芯样品在新鲜含油状态下的实验结果曲线与洗油后实验结果曲线的对比，对比结果显示差异较大，新鲜样相渗曲线的残余油饱和度更大，束缚水饱和度更小，等渗点更小，水相相对渗透率更大，油相相对渗透率更小；强水淹层段的岩芯样品在新鲜含油状态下实验结果曲线与洗油后实验结果曲线基本一致，这与文献[24]中稀油油藏相渗实验规律一致。实验结果表明，对于渤海高孔高渗疏松砂岩油藏的储层岩芯样品，尽管样品渗透率和油黏度存在差异，但均吻合上述新鲜样相渗与洗油样相渗规律差异的结论。稠油油藏岩芯样品信息及实验结果见表 4、表 5。

以新鲜样7-010B为例，钻取相似渗透率岩芯柱塞开展水淹对稠油油藏相对渗透率曲线影响研究。选取强水淹层段洗油岩芯样品11-016A和11-019A按照相同实验条件完成相对渗透率实验并做强水淹层段归一化相渗，实验结果如表 6和图 5所示。

同样按照考虑水淹影响的相渗重构原则和方法^[24]，得到稠油油藏岩芯样品的“全寿命”相渗曲线。不考虑水淹影响的归一化相渗及考虑水淹影响的重构相渗数据如图 6所示。

从图 3和图 6可以看到，稠油油藏考虑水淹影响的重构相渗与不考虑水淹影响相渗的规律差异特征与稀油油藏特征是一致的，其残余油饱和度和束缚水饱和度更低，含水饱和度相同时，两相相对渗透率均呈现整体降低趋势，最终驱油效率增大。

因此，对于渤海高孔高渗疏松砂岩水驱开发油藏，无论稀油还是稠油类型，在其开发后期的高含水阶段，受水淹影响，储层中流体两相渗流规律已然发生变化。文献[24]矿场数值模拟结果已指出，对于稀油油藏，考虑水淹影响的相对渗透率曲线重构方案在井组含水98%时，其采出程度高出不考虑水淹影响方案近2%。这对在高含水阶段合理预测开发指标，精准挖潜剩余油具有重要指导意义。

4 矿场数值模拟应用

储层润湿性主要受原油极性组分和水分子对矿物颗粒表面竞争吸附的影响。在注水开发过程中，储层孔隙中含水饱和度随水淹程度加剧而不断增大，原本吸附在颗粒表面的沥青质、胶质等极性组分的吸附强度将不断减弱直至被剥离颗粒表面，储层亲油性不断减弱而亲水性不断增强。当储层润湿性由亲油向亲水转变后，毛管压力对注入水在孔隙中的流动由阻力变为动力，将进一步推动水分子不断占据颗粒表面，在局部形成稳定的水膜。储层由未水淹向强水淹变化的过程，实际也对应着储层孔隙表面水膜吸附厚度不断增大，水膜形态连续横向展布的过程。原本吸附的原油组分在剥离颗粒表面后也将在注入水的携带下不断从油井采出，从而在中水淹、强水淹阶段获得更多的原油采出，最终提高油田采收率。

以渤海河流相Q油田稠油主力砂体为例，该砂体主要含油层系为明化镇组，为典型疏松砂岩储层(图 7)，具备高孔、高渗的储集物性特征，砂体横向展布稳定。储层孔隙度主要分布在25%~45%，渗透率(100~11 487)$\times$10$^{-3}$ mD，地层原油黏度78 mPa$\cdot$s，目前含水90%左右。

典型井组数值模拟结果如表 7及图 8所示。

根据稠油油藏Q油田矿场数值模拟结果可以看出，在相同含水率情况下，考虑水淹影响的相对渗透率曲线重构方案的采出程度更高，这与文献中稀油油藏规律一致^[24]。在高含水后期开展开发指标预测，在含水98%时采出程度相差近1%。因此，渤海高孔渗疏松砂岩稠油油藏开发指标预测同样需要考虑水淹的影响，应当采用重构相渗曲线。

5 结论

(1) 随着取芯段水淹程度加剧，样品油水相对渗透率曲线的等渗点含水饱和度明显右移，显示岩石润湿性从未水淹、弱水淹时的中性、弱亲水性向中水淹、强水淹时的亲水性、强亲水性转变。同时因为水淹层段岩石亲水性增强，其相对渗透率曲线束缚水饱和度升高，残余油饱和度降低，驱油效率更高。

(2) 水淹加剧时，油相相对渗透率呈现整体抬高趋势，水相相对渗透率呈现整体降低趋势，实际油藏注水开发过程中，储层在不同水淹阶段的油水相对渗流能力将发生较大改变。

(3) 在渤海典型的高孔渗疏松砂岩油藏类型里，稀油和稠油岩芯样品考虑水淹影响与不考虑水淹影响相比，相渗均表现出其残余油饱和度和束缚水饱和度更低，含水饱和度相同时，两相相对渗透率均呈现整体降低趋势的特征。

(4) 采用考虑水淹影响的重构相渗曲线，将对油田高含水阶段的开发指标预测产生较大影响。相渗曲线应在注水开发过程中进行动态调整。