油藏工程方法及应用.ppt

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1、油藏工程方法及应用,一、物质平衡方法的应用二、产量预测方法三、采收率预测四、水驱砂岩油藏合理压力水平确定五、合理井网密度确定方法 六、合理采油速度、合理注采比确定方法简介七、生产井流压界限及注水井合理注入压力确定八、经济可采储量预测方法简介九、单井经济极限产量确定方法简介十、经济极限含水预测方法简介十一、关于分层开采及开发调整十二、关于注水方式、注水时机及注采井数比,主要内容,物质平衡方法的基本原理是：将油藏视为储集油气的地下容器，其中油、气、水的体积变化在油藏开采过程中始终服从物质平衡原理。1、物质平衡的基本概念 对于一个具有注入水、边水、气顶和溶解气的混合驱动油藏，在开发过程中随着地层压力

2、的下降，必然会引起边水的入侵、气顶的膨胀、溶解气的分离和膨胀以及油藏部分岩石及流体的弹性膨胀等。在此情况下，油藏内原油和天然气体积的累积减少量，应当等于油藏内水的体积的增加量加上油藏岩石及流体的弹性膨胀量。,一、物质平衡方法的应用,物质平衡表达式为：,2、水侵量计算方法 油藏的实际开发经验表明，很多油藏都与外部的天然水域相连通，而且外部的天然水域既可能是具有外缘供给的敞开水域，也可能是封闭性的有限边、底水。另外，某些油藏的外部天然水域可能很大，具有充分的能量，会对油藏的开发动态产生显著影响。因而必须加以考虑。,在油藏开发过程中，随着原油和天然气的采出，油藏内部的地层压力下降，必将逐步向外部天然

3、水域以弹性方式传播，并引起天然水域内的地层水和储层岩石的弹性膨胀作用。在天然水域与油藏部分的地层压差作用下，即会造成天然水域对油藏的水侵。油藏天然水侵的强弱，主要取决于天然水域的大小、几何形状、地层岩石物性和流体物性的好坏，以及天然水域与油藏部分的地层压差等因素。,水侵一般可分为：定态水侵、准定态水侵和非定态水侵。,（1）定态水侵 当油藏有充足的边水连续补给，或者因采油速度不高而使油区压降能够保持相对稳定时，此时水侵速度与采出速度相等，水侵是定态水侵。在地层压力相对稳定时，水侵量的表达式为：,综合压缩系数,1/MPa,；,原油体积系数，（地下,）,/(,地面,),。,水侵速度，,水侵系数，,上

4、式中，除了,和,外都是生产数据，所以，各时刻的水侵量不难算出。,该方法只能应用于地层压力高于饱和压力且无气顶的情况。,（2）准定态水侵 薛尔绍斯法又称为准定态水侵法。其使用条件为：有充足的边水供给，即供水区的压力比较稳定，但油藏压力还未达到稳定状态。我们把这个压力变化阶段看作是无数稳定状态的连续变化。这时水侵速度为：,（3）非定态水侵 如果按薛尔绍斯法不能得到令人满意的结果，则可用非定态水侵计算。,非定态天然水侵量的计算是应用Laplace变换求解渗流问题的经典实例。其思路如下：将油藏看成一口井，但该井的井底压力（即油藏的平均压力）是不断变化的。因此，该问题是变压力条件下求产量的定解问题。先求

5、得定压力条件下的产量解，然后由杜哈美原理求得变压力条件下的产量或累计产量。第一步：油藏边界上压力为常数时的压降解 设油藏边界上压力为常数时的解（初始压力Po）为P=P(r，t)，其数学模型为：,第二步：水侵量与压力差的关系由达西定律：,上式的物理意义：单位压差、单位厚度条件的水侵速度。则累计水侵量：,第三步：计算Q(tD)对上式进行Laplace变换：,对于无限大油藏，有：,(5),对于有限边水区域大油藏，有：,(6),对式（5）和（6）进行Laplace数值反演，给定rD，就可得到无因次Q(tD,rD)Stelfest反演公式为:,油藏各时刻的水侵量为：,在进行计算时，很多参数难以确定，但是

6、B、Re、Ct为某个常数值，它们不随开采情况而变化，这三个参数可以用物质平衡方程求解。例如，当油藏的驱动类型为纯弹性水驱时：,绘出YX曲线，可以求出水侵系数B及地质储量N。,一般计算步骤：1收集资料2求水侵系数B3由水侵系数求出水侵量4预测未来油藏动态，制定合理的开发速度，控制含水率的上升速度。一般来说，随着油田的开发，地层压力都不断变化，因此，在实际计算中，定态水侵和准定态水侵适用性较差，多用不定态水侵进行计算。,3、动态预测方法,完成第n阶段计算后，水侵系数已经求出，故可预测第n1阶段。动态预测分两种情况：一是定压求注，即给定第n1阶段的产油量、产水量以及第n1阶段的总压降，可以预测第n1

7、阶段末的累积水侵量、累积注水量以及阶段注水量和注采比等；二是定注求压，即给定第n1阶段的产油量、产水量、注水量等参数后，用试算法预测第n1阶段末的总压降和累积水侵量。预测完第n1阶段后，可继续预测第n2阶段，如此反复可预测若干阶段。,二、产量预测方法,1、流管概算法及开发效果评价,以一维两相渗流理论为基础，并考虑油层渗透率的非均质性和水驱油的非活塞特点，可反映油田的基本特征。根据岩心分析渗透率或电测解释渗透率统计其渗透率分布规律；并选择能代表油田特征的油水相对渗透率曲线，便可应用流管法进行开发指标计算并做出理论曲线。应用理论曲线与实际曲线对比的方法可评价油田的开发效果。,（1）含水率的计算 由

8、一维两相流的达西定律可以写出含水率：,上式亦称为水相分流量方程。式中，,分别为油、水相对渗透率；,分别为油水的地下粘度，mPas。,（2）采出程度的计算 流管出水前的无因次产液量的计算公式为：,式中：,相应于油水前缘饱和度的分布函数。,流管出水后的无因次产液量计算公式为：,式中：,分别为束缚水饱和度出口端含水饱和度。,流管出水后的无因次产油量可为：,无因次产水量为：,为了在计算中考虑油层非均质性的影响，首先就要研究油层渗透率分布的规律性，根据大量实际开发资料和理论分析验证，油层渗透率分布的规律，可以用概率论中的型分布规律来描述。改变分布参数和自由度，就可以反映出不同油层渗透率非均质程度的差别。

9、,型分布规律密度分布函数为：,式中：,全伽玛函数。,自由度，它决定分布规律的分散程度；,分布参数。,把油层渗透率分布规律代入产量计算公式，就得到考虑非均质影响或进行了油层渗透率非均质性校正的产量计算公式。出水前的无因次产油量：,出水后无因次产油量：,无因次产水量为：,其中：,平均渗透率；,无因次注水时间；,油藏初产油量；,未出水流管的总产油量，已出水流管的总产油量和总产水量。,油藏孔隙体积。,由以上可得累积产油量：,采出程度：,（3）存水率的计算 由上述亦可得累积产水量：,累积注入水量为：,存水率为：,式中：,累积注采比。,计算出未出水流管的总产油量，已出水流管的总产油量和总产水量后，便可计算

10、油田的综合含水：,（5）开发评价 应用流管法可预测最终采收率，并做出含水率与采出程度关系曲线，注水利用率与采出程度关系曲线，并与实际曲线进行对比，以对油田开发效果进行定性的评价。（开发评价的另一种方法是各种条件相近油田的类比法）,（4）综合含水的计算,纯6断块含水率与采出程度关系曲线,纯6断块存水率与采出程度关系曲线 纯6断块由于初期井网不太完善，水驱控制程度较低，开发效果较差。进入开发中期，经过综合调整和整体提液，使区块平面及纵向潜力得以充分发挥，开发效果趋于理想。,孤岛中一区Ng4含水率与采出程度关系曲线,孤岛中一区Ng4开发历程：常规水驱、聚合物驱（0.47PV)、注聚后水驱（流管法预测

11、聚合物驱可增加采收率8.8）,2、定液求产法,原理：油田的产油量首先在产液量和含水上得以体现，因此油田的产液量与产油量之间存在着必然的联系。定液求产法就是在确定油田年产液量的基础上，利用油田年产液量、年均含水和产油量的相互制约关系来预测年产油量。（1）油田最大产液量预测 1）单井最大产液量预测法 外推法确定单井最大产液量 作出已开发油田平均单井日产液量和年均含水的关系曲线，将曲线外推至含水9095（低渗油田选90，高渗油田选95）时的单井液量作为全油田单井最大产液量。,利用最大生产压差确定抽油井的单井最大产液量 各种泵径抽油井的最大产液量是指在实际可能达到的最大生产压差条件下的理论排量。它要求

12、：泵效较高，应是实际可能达到的最高泵效；泵下入到最大深度；依照实际情况选用可能达到的较大的工作参数。其计算公式如下：,式中：qmax单井最大平均日产液量，t/d；目前地层压力下的最大生产压差，MPa；Jl、Jo分别为采液、采油指数，t/(dMPa)；Jl、Jo无因次采液、采油指数，小数；Jopm无水期每米采油指数，t/(dMPam)；a、b系数；,P、Pmin 目前地层压力、井底最小流压，MPa；Lm、Lpmax 油藏中深、最大下泵深度，m；dl、fw 井筒混合液相对密度、含水率，小数；PP 泵口压力，MPa；Rpi 油井原始气油比，m3/t；,平均开井数预测 作出已开发油田的平均开井数和年均

13、含水的关系曲线，将其外推至含水9095（低渗油田选90，高渗油田选95）时的年均开井数作为全油田计算最大产液量的年均开井数。由油田最大单井液量乘以年均开井数即为油田的最大产液量。,2）最大采液速度预测法 作出已开发油藏采液速度与年均含水的关系曲线，外推至含水9095（低渗油田选90，高渗油田选95）时的采液速度作为最大采液速度，乘以油田地质储量即为最大产液量。,（2）定液求产法1：年产油量迭代法 油田开发过程中，由于含水不断上升，要保持一定的产油量，则必须保证液量持续增长，直至达到油田的最大产液量。若给定了年产液量，并找出含水变化规律，利用年产液量、年均含水和年产油量的相互制约关系即可确定油田

14、该产液量水平下的产油量。对于地下原油粘度不同的油田，可分别采用以下四种驱替特征曲线确定其含水变化规律：型：lgWpABNp 粘度介于330mPas的中粘 层状砂岩油藏；,型：Wp/NpABLp 粘度介于330mPas的 中粘层状砂岩油藏；型：Lp/NpABWp 粘度小于3mPas的低粘 层状砂岩油藏；型：lgLpABNp 粘度大于30mPas的高粘 层状砂岩油藏；,例如由型水驱曲线：,建立迭代式：qoql（1fw）求解时：a)确定线性关系，回归得到A、B值；b)给定油田年产液量；c)含水率计算式中的R用上一年的累积产油量和当年的年产油量表示；d)由迭代格式，通过迭代得到年产油量。,（3）定液求

15、产法2：累积水油比与累液关系统计法由型水驱曲线：Wp/NpABLp可得累积产油量：NpLp/(1ABLp)由上式可在上年累油、累液的基础上，通过给定年产液量确定年产油量。,（4）定液求产法3：LpNp与Lp关系统计法 前苏联专家研究表明，Np与Lp之间存在如下关系：NpBA/Lp即：LpNpBLpA 由上述线性关系可通过回归得到A和B，然后可在上年累油、累液的基础上，通过给定年产液量确定年产油量。,（5）定液求产法4：Lp与Np关系统计法 由型水驱曲线：lgLpABNp可得：Np（lgLpA）/B 由上式可在上年累油、累液的基础上，通过给定年产液量确定年产油量。,油田开发时间与累积产液量存在如

16、下关系：lg（Lp t）AB lg t可得：Lp10A(B1)lg t,通观上述定液求产方法，其关键是产液量的确定。可用以下关系确定之。,3、递减分析法,（1）递减类型及对比 Arps将油田产量递减分为三种类型，即：指数递减、双曲递减和调和递减。递减率定义为：,递减系数：,式中：D瞬时递减率，又称为名义递减率；Q油田递减阶段对应于t时刻的产量；t递减阶段的生产时间，月或年 dQ/dt产量随时间的变化率。,对于Arps提出的三种递减规律，可写出产量与递减率的如下关系式：Q/Qi(D/Di)n式中：Qi、Di递减期的初始产量和相应初始递减率；n递减指数。当1n时为双曲递减，其表达式为：QQi/(1

17、+Di t/n)n 当n1时为调和递减：QQi/(1+Di t),当n且DDiconst时为指数递减：QQieDt 通过推导，可得一系列公式。,三种递减类型对比表,由上页表可见，除双曲递减外，都具有某些线性关系。如：指数递减产量与时间呈半对数直线关系；调和递减产量与累积产量呈半对数直线关系；调和递减产量的倒数与时间呈普通直线关系；,上述存在的线性关系，是利用现场实际递减数据，进行递减类型判断的重要依据。,（2）递减类型的判断方法 当油气田或油气井进入递减阶段之后，需要根据已有生产数据，判断其递减类型，确定其递减参数（D、Di 和n），建立其相关经验公式，方能进行未来的产量预测。目前判断递减类型

18、的方法主要有：图解法、试凑法、曲线位移法、典型曲线拟合法和二元回归法等。1）图解法 对于指数递减产量表达式可变形为：lgQlgQi(D/2.303)t 若lgQt 满足线性关系则为指数递减，并可通过线性回归得到Qi和Di，从而建立Q与t的关系，以预测未来产量。,对于调和递减产量表达式可变形为：1/Q1/QiDi/Qi t 可见若1/Qt满足线性关系则为调和递减，并可通过线性回归得到Qi和Di，从而建立Q与t的关系，以预测未来时刻的产量。对于调和递减产量和累积产量：lgQ=lgQi2.303Di/(EQi)Np 可见若lgQNp满足线性关系则为调和递减，并可通过线性回归得到Qi和Di，从而建立Q

19、与t的关系，以预测未来时刻的产量。,3）曲线位移法 即将画在双对数坐标纸上呈曲线的产量与时间图，向右位移某一合适的距离，使其成为一条直线的方法。对双曲递减产量公式取对数得：lgQlgQinlg(1Dit/n)将上式改写为：lgQABlg(tc)式中：Alg(Qicn)或 Qi10A/cn Bn，cn/Di 某一合适的c值，可使Q与（tc）的对应数值，在双对数坐标纸上呈现直线关系。c值偏小，曲线向右弯；c值偏大，曲线向左弯。,当经过曲线位移，得到一条直线后，可通过线性回归求得直线的斜率和截距，并由此确定Qi、n和Di，以建立相关公式。基于上述解法，有时又将双曲递减称为双对数递减。,4）典型曲线拟

20、合法 将三种递减类型的产量公式，改写为如下的无因次形式：指数递减：Qi/Qexp(Di t)双曲递减：Qi/Q(1Di t/n)n调和递减：Qi/Q1Di t,在双对数坐标中做出不同n值下的Qi/QDi t 的典型曲线图版，用实际的Qi/Qt 关系曲线与之拟合。其具体步骤为：作Qi/Qt 图于透明纸上；左右平移透明图使之与某一理论曲线达最佳拟合；该理论曲线之n即为所求之递减指数；在拟合状态下任取一点得：理论曲线之Di t 及实际曲线之t；DiDi t/t 确定n和Di之后，便可建立相关公式，预测未来产量。,5）二元回归求解法 双曲递减的产量对时间积分可得累积产量的表达式：,将(Qi/Q)1/n

21、1Di t/n 代入上式，并整理得：,可写成：NpB0B1QB2Q t令x1Q，x2Q t，yNp 则：yB0B1 x1B2 x2,通过二元回归可得B0、B1、B2，从而可确定Qi、Di、n：QiB0/B1 Di(B21)/B1 n(B21)/B2 上述参数确定后，便可确定产量随时间变化的关系式，从而预测未来产量。,3、其它预测方法简介（1）灰色模型预测法 由于预测的对象是油田产量的一个变量，所以是一元问题。灰色理论常用的是一元一阶模型。,具体到产油量预测这一问题，灰色模型原理为：取若干等间距（1年）的灰色量年产油量的过去值组成一个产油量数据序列，然后对该序列进行累加生成，得到一个新的生成序列

22、。该生成序列为一递增序列，累加生成的作用是抑制原始序列中随机干扰的影响，加强序列中存在的内在规律，随后对该生成序列建立数学模型，用建立的数学模型进行拟合和预测，最后再作累减运算还原出产油量。,（2）生命旋回预测法 翁文波院士指出，对于资源有限体系，在预测技术中可以用Poisson分布概率函数来形象描述其兴衰生命周期（旋回），即从兴起、成长、成熟到衰退的生命全过程。对于此类过程，Poisson旋回一般表示为：QtBt net，t=0 上式表明，事物Q在随自变量时间t 的变化过程中，正比于t n 兴起，又随着et 衰减。该函数具有以下性质：dQt/dtQt(n/t1),当t 0当tn 时：dQt/

23、dt0当t n 时：dQt/dt 0 d2Qt/dt 2Qt(tn)2n/t 2当 时：d 2Qt/dt 20,从以上性质可知，事物Q的兴衰分成4个阶段：,因为一个油田的原油储量是不可再生资源，属于有限体系。油田注水开发过程中，其产量变化也可分为开始、发展、高峰和衰减几个阶段，故可用Poisson旋回公式来描述油田注水开发系统产油量变化的全过程。,为实际计算方便，可将产油量预测模型写为：Q(k)AB k nekV(k)k(jj0)/c式中：Q(k)待预测的年产油量，当Q(k)A时，上式可作为 Poisson旋回的近似；,k离散时间，k0；j0产油前一年的年份；j待预测的采油年份；A、B、n待估

24、参数，时变或非时变；c常数；V(k)白噪声。,（3）产水量多功能预测模型 产水量的变化与产油量不同，正常情况下不会出现下降的变化阶段，油田见水后，随着含水的升高，产水量将随之增加，可描述为：Qw(k)a(k)b(k)k c(k)V(k),式中：Qw(k)第k时刻的产水量；k离散的时间；a(k)、b(k)、c(k)待估的时变参数；V(k)均值为0的白噪声。上式之所以称为多功能模型，是因其不但可预测产水量，还可预测递减阶段的产油量。模型中的参数估计采用推广的递推梯度算法。,（4）T 模型 T模型适合于单调递减或递增的非线性随机系统。具体对油田这一动态系统来讲，产水量、累积产油量、随时间而递增；日产

25、油量在中后期是单调递减的；采出程度、含水率等都随时间t 单调变化。假设油田动态系统的某一状态变化量为y，其随时间t变化的相对变化率为D，则：D1/ydy/dt 由于油田动态的非线性，D并非一常数，而是随时间t而变化。其等效方程可用下式表示：,D1/ydy/dtk t n式中：k比例常数；n递增或递减指数。,对上式分离变量并积分得：y(t)y(0)exp k t n+1/(n1)式中：y(0)、y(t)分别为0和 t 时刻状态变量的值。令ay(0)，bk/(n1)、cn1，则 y(t)a exp(b t c),依据实际情况，为使上式具有更为广泛的适应性，改成以下通式：y(t)a exp(b t

26、c)d 上式即为T模型的数学表达通式。式中a、b、c、d 均为常数，其中a 是变量y的初值，b 是变化系数，c 是变化类型控制系数，d 是修正常数项。常数 a、d 与 y 的绝对值有关，而 b、c 反映了油田地质及开发特点，是油田动态系统的特征参数。对T模型的待估参数a、b、c、d 的确定，可根据具体情况采用不同的参数估计方法。,（5）产量构成预测模型 油田注水动态系统可看成一个多输入和多输出的动态系统。人为的措施如注水、压裂、酸化等改造措施是油田动态系统的确定性输入，其产油量和产水量是油田动态系统的两个输出变量。从产量构成方面来考虑，各种产量增产措施对产油量和产水量的影响可用产量构成预测模型

27、来描述：,式中：,A(q1)Z(k)B(q1)U(k)D(q1)Y(k)V(k),三、采收率预测,1、采收率影响因素分析,最终采收率是油田地下资源利用程度的标志，是油田开发决策的重要依据，采收率的高低也是油田开发水平的重要体现。影响采收率的因素主要有三个方面：油田的地质条件、开采方法与开采技术、投入产出的经济效益。其中地质条件是基础，开采方法与开采技术是手段，经济效益是前提。一般来说，上述三方面因素的组合和相互制约决定了油田的采收率。,分析研究油田采收率的影响因素是进行采收率预测的前提，是进行油田挖潜调整决策的基础，也是认识剩余油潜力、最大限度的开发油藏不可缺少的关键一步。以下将结合胜利油田中

28、高渗透整装油藏、高渗透断块油藏和低渗透油藏三大类主要的油藏类型，从地质条件和开发特点出发，分析研究影响油藏采收率的因素。,（1）油藏驱动方式对采收率的影响 实践表明，油藏的原油采收率首先和油层能量以及驱动方式有关，不同的驱动方式其采收率不同。,在天然油藏中可能具有的能量主要有：1)含油区岩石和液体的弹性能 油藏投入开发后，随着地层压力的下降，一方面岩石骨架受岩柱的挤压而变形，另一方面含油区内液体产生弹性膨胀。在孔隙缩小和液体膨胀的共同影响下，将油驱到井底。弹性能的大小，取决于岩石和流体的弹性压缩系数、油藏的超压程度（即地饱压差的大小）和压降的大小以及油藏的体积大小，这种能量主要在油藏压力高于饱

29、和压力时发挥作用。,2)含水区的弹性能和露头水柱压能 如果油层有供水区，而油藏内部压力降落的影响范围又扩展到含油区以外时，辽阔的含水区岩石和水的弹性能释放的结果，迫使边水进入油区，驱油入井，而含油区将不断缩小。此即天然水压驱动，其能量的大小与露头和油层埋藏深度的水柱高差有关，与露头距离，供水区的渗透率高低都有关系。,3)含油区溶解气的弹性能 当含油区压力降至饱和压力以下时，岩石和液体的弹性能仍在释放和驱油，但油藏中的溶解气也将分出。从油中分出的气泡分散在油中，当压力降低时气泡便发生弹性膨胀，将油驱向井底。油藏压力降低的越多，分出的气量也越多，而分出的气体其弹性膨胀也会越剧烈。从而油藏的含油饱和

30、度不断下降，含气饱和度不断升高。溶解气的弹性膨胀能将起主要作用，即溶解气驱。溶解气弹性能的大小和气体在原油中的溶解度、溶解系数和气体组成、以及油层温度和压力有关系。,4)气顶区的弹性膨胀能 对有原生气顶的油藏，如果气顶足够大，气顶的膨胀能就将是驱油的主力，即形成所谓的气顶驱。5)油流本身的位能 在倾角较大或油层很厚时，油藏内高于井底位置的原油，将因本身高差产生的位能重力，迫使油流向井底，即所谓重力驱动方式。这种类型的能量只有在油层倾角大、厚度大、或者其它能量已经耗尽时才能起主要作用。不同驱动能量和驱动机理类型的油藏其采收率不同，其采收率范围如表所示：,不同驱动类型油藏采收率范围表,由上表可见，

31、水驱油藏采收率较高，因此我国具有注水条件的油藏，一般采用水驱开发，以下将重点分析水驱油藏采收率的影响因素。,（2）水驱油田采收率的影响因素分析 水驱开发油藏的最终采收率为驱油效率与水驱波及体积系数的乘积。影响水驱油效率和水驱波及系数的因素即为影响水驱采收率的因素。其中水驱油效率主要取决于地质因素和流体性质油藏类型、储层的非均质性、连通性和岩石润湿性、原油粘度和密度；水驱波及系数则主要与各项开发措施注水方式、层系组合、井网形式与井网密度、调整措施及开采工艺等密切相关。,1）油藏地质因素对水驱采收率的影响 通过室内水驱油实验和数值模拟研究的单因素的地质条件对采收率的影响程度见表（表中数值越大，影响

32、越显著）。,水驱效率影响因素表,由上表可见，油水粘度比的影响最大，其次是润湿性、油层非均质性，再次是渗透率，油水重率差等。由胜利油区281个开发单元的分级平均采收率及相应地下原油粘度的实际资料研究表明，采收率随原油粘度的增大而减小。这是因为油水粘度比越大，水驱油过程中越易形成粘滞指进，水驱油效率和波及系数就越低，因而使采收率降低。对天然岩心的实验结果也同样证明了这一点。但油水粘度比在不同范围内变化时，对采收率的影响是不同的。,对于均质天然岩心，油水粘度比对开发效果影响很大，特别是油水粘度比在1050区间内变化时，无水采收率下降明显，但油水粘度比超过50以后，由于油水粘度比的影响基本上已经达到最

33、大范围，影响反而不明显；对于层内非均质比较严重的油藏，油水粘度比的影响更为明显，层内非均质越严重，对层内非均质水驱油效率的影响更为明显，其驱油效果更差。试验结果表明，油水粘度比越大，油流动性越差，造成更严重的粘性指进，形成越宽的油水过渡带。,油层润湿性、韵律性也是影响采收率的重要因素。根据胜坨油田29个开发单元的实际资料，16个亲水反韵律油藏的平均采收率为40.5%，而13个亲油正韵律油藏的平均采收率为35。原因是亲水油藏中水相总是占据较小孔道而把油推向较大孔道，有利于采出原油；反韵律油层水驱油过程中，重力作用有利于抑制水沿顶部的高渗带窜流，注入水纵向波及较均匀，驱油效率和波及状况均好于正韵律

34、油层。,在油藏渗透率纵向非均质分布对油藏水驱采收率影响的研究方面，关于微旋回性、变异系数以及平面与垂向渗透率比值对油藏水驱采收率的影响，国内外都进行了大量的研究，并取得了比较一致的认识。北京勘探院应用数值模拟方法，在润湿性、毛管力及重力等因素相同的条件下，计算了微旋回性、分布类型、变异系数、垂向与水平渗透率比值以及最大渗透率层位置等因素不同的200种方案水驱采收率，研究了不同渗透率非均质分布油藏水驱采收率的变化规律。通过上述研究得出以下几点认识：,a)微旋回性、变异系数、垂向与水平渗透率比值的影响 油藏的水驱采收率随着变异系数的增加而减小，反旋回油藏的水驱效果好于正旋回油藏，且正、反旋回油藏的

35、水驱采收率随变异系数、垂向与水平渗透率比值（Kv/Kh）变化的规律存在较大差异。正、反旋回油藏的水驱采收率之差都随变异系数、平面与垂向渗透率比值的增加而增加。,变异系数越大，Kv/Kh值对正、反旋回油层采收率之差影响程度越大；Kv/Kh值越大，变异系数对正、反旋回油藏采收率之差的影响也越大；当Kv/Kh等于0时，正、反旋回油藏的采收率基本相等。,正、反旋回油藏的水驱采收率都随着变异系数的增加而减小。正旋回油藏Kv/Kh值越大，变异系数对采收率的影响程度也越大；反旋回油藏Kv/Kh值越大，变异系数对采收率的影响程度却越小；当Kv/Kh值大于0.3时，变异系数对反旋回油藏采收率的影响可以忽略不计。

36、正旋回油藏的水驱采收率并不都随着Kv/Kh值的增加而减小：当变异系数小于0.5时，油藏的采收率值随着Kv/Kh值的增加而增加，且在变异系数小时增加明显；当变异系数大于0.5时，油藏的采收率值随着Kv/Kh值的增加而减小，且在变异系数值大时减小明显。,以上结果表明，反旋回油藏的开采状况优于正旋回油藏，且变异系数和Kv/Kh值越大，反旋回油藏比正旋回油藏采油越有利。,反旋回油藏的采收率值都随着Kv/Kh值的增加而增加。变异系数越大，Kv/Kh值对采收率的影响程度也越大。,b)最大渗透率层位置的影响 在变异系数相同时，随着最大渗透率层从油藏底部向顶部移动，油藏的采收率值开始保持不变，然后逐渐降低至最

37、小值，最后以很快的速度上升。,原因分析：标准正旋回油藏的剩余油主要集中在油藏上部，当油层之间存在层间交渗时，最大渗透率层位置的变化一方面提高了最大渗透率层下部油层的采出程度，另一方面又降低了最大渗透率层上部油层的采出程度。最大渗透率层在油藏中下部时，对其上、下部油层的采出程度影响很小，从而对采收率的影响程度很小。当最大渗透率层在油藏上部时，较大的提高了最大渗透率层下部低渗透层的采出程度，从而使整个油藏的采收率得到较大的提高。,在变异系数不同时，最大渗透率层位置对采收率的影响程度也不同，变异系数越大，最大渗透率层位置对采收率的影响程度也越大。这是因为：变异系数越大，标准正旋回油藏顶部油层的采出程

38、度越低，剩余油量也越多，从而使得最大渗透率层位于油藏顶部时提高的采收率也越大。,当Kv/Kh值不同时，最大渗透率层位置对油藏采收率的影响程度也不同。最大渗透率层位置对油藏采收率的影响随着Kv/Kh值的增加而增加。,c)渗透率分布类型的影响 油藏渗透率分布类型不同，油藏水驱采收率不同。当变异系数相同时，不同渗透率分布类型油藏采收率由大到小的顺序是：对数正态分布、(x)分布、(x2)分布。其原因是：当变异系数相同时，三种分布类型油藏的非均质程度不同，其非均质程度从大的小的排列次序为：(x2)分布、(x)分布、对数正态分布。变异系数越大，三种分布类型油藏非均质性差异越大，其采收率之差也越大。,储层渗

39、透率对采收率的影响主要反映在低渗透油藏。从渗透率小于50毫达西的23个开发单元的实际资料研究表明，采收率随渗透率的增加而提高。室内实验结果也表明，当渗透率大于50毫达西时，对采收率影响很小；渗透率小于50毫达西时，采收率随渗透率增大而提高。研究表明，影响低渗透油藏采收率的因素主要有以下几点：介质孔隙结构特征的影响 介质的孔隙结构包括孔隙和喉道的大小及其分布等，均对水驱的效果产生影响，其影响效果最终归结为油水相对渗透率曲线的影响。,油水相对渗透率曲线的影响 同中高渗透油藏相同，影响低渗透油藏水驱采收率的主要因素是油水相对渗透率曲线。低渗透油藏相对渗透率曲线的特点是：束缚水饱和度大、共渗区域小和水

40、相相对渗透率低，这决定了低渗透油藏注水开发时，产液量不可能随时间大幅度上升。,启动压力梯度的影响 低渗透油藏的特点是：油井见水后，含水率急剧上升；启动压力越大，产油量和产液量越小，阶段采出程度和水驱采收率越低。,注水强度的影响 增大注水量，即为增大生产压力梯度，可以有效的降低启动压力梯度的影响，增大生产压差，产油量和产液量增大，阶段采出程度和水驱采收率提高。注采井距的影响 计算表明，注采井距越小，产油量越大。这与增大注水量，改善水驱效果的原理相同，都是增大了生产压力梯度。,另外，油层在平面上的分布连通状况对采收率的影响很大。如孤东油田各开发单元间采收率差异大的原因就是油层平面上的发育分布状况差

41、异较大，主力单元七区西Ng523和Ng634，由于油砂体个数少，且大面积连通，所以采收率高，而四区、六区、八区等单元的油层大多呈小土豆状或条带状分布，相应的采收率就低（见下页表）。,孤东油田不同单元采收率对比,2）油田开发措施对采收率的影响井网密度对采收率的影响 根据胜利油区13个油田多个开发单元的统计得出的经验公式表明，在开发措施诸多因素中，井网密度是影响采收率最主要的因素。随井网密度的增加，采收率提高，但井网密度增加到一定程度，采收率的增加幅度会减小。,开发层系划分对采收率的影响 通过细分层系，可以减少层间干扰，提高采收率。大量的数值模拟和生产监测资料表明，层系划分得越细，油层动用程度越高

42、。如胜坨油田坨七断块沙二段17砂层组的油藏，共7个砂层组35个含油小层，可以分成大面积或局部大面积分布的高渗透主力层（一类）、以条带状为主的中渗透层（二类）和以小土豆状为主的中低渗透层（三类）。未细分前，压力较高的一类主力层严重干扰其它层，采收率只有30.7%，1981年至1983年细分为两套层系后，采收率提高到39.5，1988年又细分为三套层系，采收率遂提高到42.7。,工艺措施对采收率的影响 对采出程度高、含水高的油田，根据各自的特点，分别采取间歇注水、堵水调剖、强化提液、补孔改层等措施能扩大水驱波及体积系数，提高采收率。如埕东油田埕1543单元为稠油高渗透、亲水正韵律河流相沉积的油藏，

43、在含水达到85以后，开展了区块整体堵水和停注、间歇注水试验，同时还采取了增加注水井和大泵强化提液等综合性措施，取得了较好的开发效果，使采收率提高了2.7。,（3）不同类型油藏水驱采收率分析 根据以上分析，要研究不同油藏的水驱采收率，首先应结合不同油田的具体特点研究其驱油效率和体积波及系数。其中驱油效率的研究可采用室内水驱实验与密闭取心资料相结合的方法；而波及系数的研究可通过密闭取心资料与油藏地质特点相结合的方法，也可按照井网控制程度进行分析。,1）驱油效率分析室内水驱油实验分析 根据胜利油区60多个油田近300口井1300块样品的水驱油实验结果，可对高渗透整装油藏（胜坨、孤东、孤岛、埕东油田）

44、、高渗透断块油藏（东辛、现河庄、永安等油田）和低渗透油藏（渤南、纯化、滨南等油田）三大类油藏的水驱油效率进行分析。高渗透整装油藏的31块实验样品覆盖了该类油藏四个油田的主要含油层系沙二上、沙二下和馆陶组油层。,实验结果表明：随着注入倍数的增加，含水上升，驱油效率随之上升；当含水90时，驱油效率达到40左右；当含水上升至98时，驱油效率达到50左右，但注入倍数要高达几十倍。这说明注水开发的稠油油藏，要获得较高的采收率，需要大量耗水。,高渗透断块油藏分布地域广、含油层系多，油层物性与原油物性变化大，但总体上属高渗透、中粘原油油藏，此类油藏的32块样品覆盖了东营组、沙一段沙四段含油层系，实验结果表明

45、：当注入倍数为3.5时，含水达90，驱油效率达到46；而含水98时，驱油效率可达57，但注入倍数同样要大幅度增加。,低渗透油藏28块样品的实验结果表明：含水90时的注入倍数仅为3.1，驱油效率可达43；含水98时驱油效率可达55，注入倍数约为含水90时的3.2倍；由于渗透率的影响，该类油藏的驱油效率比高渗透断块油藏低2左右。,密闭取心及矿场资料分析 油藏驱油效率的高低与油藏体积和流体的渗流特性有关。大量研究成果表明，不同流动系数的油藏有其确定的驱油效率，但油田开发过程中的驱油效率却是随油田开发动态而变化的。,通过孤东、孤岛、胜坨油田的密闭取心资料分析，其平均驱油效率随注水倍数的增长而增加。注水

46、倍数为0.4时，驱油效率为30左右，说明驱油效率不高。但是对一个注水开发的油藏来说，注水倍数的增长是有限的，即驱油效率的增长亦是缓慢的。孤岛油田小井距（50m）单油层水驱油实验结果表明：在注入倍数为0.5（含水80）时，驱油效率达到了33.37，当含水98时，驱油效率达到45.67，与密闭取心井的分析结果基本一致。,2）水驱波及系数分析 水驱波及系数，应从平面和纵向两个方面来说明。大量密闭取心井水淹状况的分析资料表明，水驱纵向的波及程度与储层的韵律性密切相关。正韵律油藏水驱开发过程中，底部水淹严重，水洗厚度、强水洗厚度随注入倍数的提高增长缓慢，纵向水洗波及程度低；根据数值模拟结果，在含水达到9

47、8时，水洗和强水洗厚度将增加到油层厚度的2/3左右，之后注入倍数虽大幅度增加，但水洗、强水洗厚度增加很少。,复合韵律均匀层开采效果比较好，水洗较均匀。多段多韵律油层由于层内岩性、物性夹层的存在，起到了扩大水驱厚度的作用，这种韵律油层的水驱效果介于上述二者之间。胜利油区具有原油粘度高、正韵律和多韵律油层所占比例大、非均质比较严重的特点，其纵向波及系数上限值可取90%。,高渗透常规稠油油藏水淹规律研究表明，高含水主力油层水淹面积大，平面波及系数都在90以上。根据该类油藏加密调整井潜力分析预测，高渗透整装油藏的最终水驱波及系数为82；,高渗透断块油藏的平均最终水驱波及系数可达77左右；低渗透油藏目前

48、水驱波及系数为49，若加密到极限井网密度其水驱波及系数有望提高到60。下表为俞启泰先生计算的胜利油区主要水驱油田的最大波及系数统计结果(可供参考)。由表可见，埕东油田油层物性及原油物性均较好，其波及系数最大（0.7），而滨南油田属平面非均质严重的破碎断块油田，其含油面积45.5Km2，竟有大小断块192个，故波及系数最小（0.4）。,胜利油区主要水驱油田的波及系数统计表,（3）无能量补充油藏采收率影响因素分析 对无能量补充油藏的采收率影响最为显著的两个因素是流体性质和油气相渗，即：流体性质越好，原始气油比越高，溶解气驱能量就越大，溶解气驱采收率也越高；油相渗透率越高，原油在地层中越易流动，油越

49、容易被采出，其采收率越高。影响显著的因素是地层压力：地层压力越高，驱油能量越大，可采出的油量就越多。影响较为显著的是井位和渗透率。,对于水平地层，井位在油藏中心部位时的泄油面积要大于井位在边部位时的泄油面积，衰竭开采结束后，地层剩余油饱和度也会有差异，因而井位在中心部位时采收率要稍高一些；对于倾斜地层，衰竭开采结束后，井位上部地层含油饱和度下降幅度较大，井位下部地层含油饱和度较小，底部含油饱和度仍保持原始状态，表明倾斜地层衰竭采出的主要是井位上部的原油。,渗透率主要影响油藏的采油速度和达到同等采出程度时的开采时间，渗透率越高，采油速度可相应提高，开采时间相应缩短。地层倾角和岩石压缩系数对采收率

50、无多大影响。综上所述，对于依靠天然能量开采的油藏，流体性质和储层性质是决定其最终采收率的主要因素，而人为因素，如井位的确定只在一定程度上影响最终采收率。,2、确定采收率的方法,油气藏开发前，主要依靠静态地质资料、岩心实验分析资料和已开发油气藏的开采经验数据，用类比法确定采收率的近似值。油气藏投入开发以后，随着采出程度的增加，可以用开发动态资料确定最终采收率。,（1）国内外经验数值类比,国内外油田开发平均采收率：2050不同驱动类型油藏的最终采收率经验值为：水压驱动 3050 气顶驱动 2040 溶解气驱 1020 重力驱动 1020,（2）统计曲线类比法,95年油气专业储量委员会刘雨芬统计分析