水驅(qū)油新PPT課件

1、n剩余油：水驅(qū)后，因水未波及到的區(qū)域而留在地下的原油。n殘余油：水驅(qū)后，水波及區(qū)域所滯留在地下的原油。n剩留油：水驅(qū)結(jié)束后，水波及和未波及區(qū)域的殘余油和剩留油的總合。第1頁/共112頁1.1 油藏排驅(qū)過程中的力 毛管力（Capillary forces）表面張力和界面張力 油藏中的油和水是非混相流體,它們共存于多孔介質(zhì)中，與油水相有關(guān)的界面張力將影響相的分布、相的飽和度和相的排驅(qū)。第2頁/共112頁 表面力即表面抗張力。用表面張力來確定表面力的大小，表面力指表平面的單位表面長度上的作用力。表面張力可如圖1.2那樣形象化。F是對長度為L的液體表面作用的法向力，單位長度上的法向力（F/L）就是表面

2、張力，通常用dynes/cm表示。 表面張力與產(chǎn)生新的表面所要作的功有關(guān)。假定，圖1.2中的力F移動了dx距離，產(chǎn)生的新的表面是Ldx，所作的功可表示為： W=Fdx (1.1)或者， W=dA (1.2） 式中，F(xiàn)為施加于表面的力；L是表面受力長度；即IFT，界面張力；dA=Ldx是新的表面。產(chǎn)生附加表面所需要作的功與界面張力成正比，dA 也就是表面能。L液體F 圖1.2 定義表面張力的力和長度第3頁/共112頁 cos2)(grhaw h水空氣 r 圖1.3 毛細管測表面張力示意圖 用毛細管測定某一液體界面張力的方法很簡便。如圖1.3，將半徑為r的毛管插入一盛水的燒杯中，毛管中水將升到某一

3、高度，并且因為力的差異會產(chǎn)生一彎液面。靜態(tài)條件下, 力是通過作用在液柱上的重力所平衡：表面張力向上的垂直分力潤濕周長=作用在液柱上向下的重力。即： cos2r=r2h（w-a）g (1-3） 式中，r：毛細管半徑，cm； h：毛細管中水的上升高度，cm； w、a：分別為水和空氣的密度，g/Cm3； g：重力加速度，980cm/s2； ：水和毛管之間的接觸角。 為了計算界面張力，方程(1.3）可寫為： 第4頁/共112頁巖石潤濕性 潤濕性是在另一種流體存在時，某一種流體在固體表面的鋪展或粘附的傾向性。當(dāng)兩種非混相流體與固體表面接觸時，某一相通常比另一相更強烈地吸引到固體表面，更強烈的這一相稱潤濕

4、相。當(dāng)兩種非混相流體與固體表面接觸時，通過確定界面張力，可以定量分析潤濕性。 os ws = ow cos (1.5） os、ws、ow分別是油固、水固和油水之間的界面張力，為接觸角。 owws水油 圖1.5 油、水、固界面間的界面力 os第5頁/共112頁毛管壓力 毛管中因為兩種不互溶流體中的界面存在張力，在分界面上存在壓力差，這個壓力差稱為毛管壓力Capillary Pressure，兩種流體中有一種流體比另一種流體更優(yōu)先地潤濕固體表面。毛管壓力可以表現(xiàn)為毛管中液體上升或下降行為，如圖1.6玻璃毛管中上升的水，水上面的液體是油，因為水完全潤濕玻璃毛管，所以表現(xiàn)為毛管中液體上升。hh1pop

5、w水油Patm圖1。6 界面力導(dǎo)致的毛管壓力圖 Po是油水界面上一點的油相壓力，Pw是界面下水相的壓力，產(chǎn)生的力平衡如下： Po=Pa+ogh1 (1.6) 和 Pw=Pa+og（h1+h）- wgh (1.7) 式中，Pa：為大氣壓，dynes/cm2； h1、h：為圖中液體的高度，cm； o、w：分別為油水密度， g/cm3； g：是重力加速度，980cm/s2。第6頁/共112頁 水的壓力可以通過穿過油的總壓頭減去水頭計算得到。容器中油水界面處的壓力，采用與毛管中相同高度水的壓力值，用方程(1.6）-(1.7） ，則： Po-Pw=h（w-o）g=Pc (1.8） 毛細管壓力可能是正值，

6、也可能是負值，主要依優(yōu)先潤濕性而定，非潤濕相中的壓力較大。在前面已了解油水的界面張力，通過換算毛管壓力為： (1.11） 毛管壓力與液/液界面張力、流體的潤濕性、毛管大小有關(guān)。毛管壓力可以是正值，也可以是負值；符號僅僅表示毛管中相壓力較低。具有較低壓力的一相總是優(yōu)先潤濕毛管。作為毛管半徑和潤濕性的函數(shù)，當(dāng)毛管半徑和巖石表面潤濕相的親合力增加時，毛管壓力Pc減小，這一點非常重要。 rPowccos2第7頁/共112頁三.粘滯力 孔隙介質(zhì)中的粘滯力是以流體流過介質(zhì)時所出現(xiàn)的壓降大小反映出的。計算粘滯力大小的最簡單近似方法是考慮把一束平行毛管作為多孔介質(zhì)，則以層流的方式通過單根毛管的壓降可由Pois

7、euille定律給出： (1.12) 孔隙介質(zhì)中的粘滯力可根據(jù)達西定律表示為： (1.12)CgrvLP28KLvp第8頁/共112頁1.2 微觀水驅(qū)油機理 油水是兩種不互溶液體，其界面張力高達30-50mN/m。油層是高度分散體系，界面性質(zhì)對油水流動有著關(guān)鍵影響，特別是毛管力對油的滯留和排驅(qū)有著主導(dǎo)作用。油層巖石是由幾何形狀和大小極不一致的礦物顆粒構(gòu)成的，形成一個復(fù)雜的空間網(wǎng)絡(luò)，且礦物顆粒的組成也不完全相同，這些因素決定了孔隙介質(zhì)的微觀幾何結(jié)構(gòu)和表面性質(zhì)都是極不均一的。油層性質(zhì)的非均質(zhì)性，增加了水驅(qū)油的復(fù)雜性，直接影響微觀水驅(qū)油效率ED。第9頁/共112頁 通過分析微觀水驅(qū)油機理，了解水驅(qū)殘

8、余油的形成、滯留和排驅(qū)，本節(jié)在單孔隙模型和雙孔隙模型的基礎(chǔ)上，說明殘余油的形成和捕集。第10頁/共112頁 驅(qū)油效率（ ED）(Displacement Efficiency)定義：油藏被水波及的體積內(nèi)，水驅(qū)替的油量與波及體積內(nèi)原油地質(zhì)儲量的比值，又稱為洗油效率。驅(qū)油效率總是小于1 1。GrainsWaterOilSweptArea oiorDSSE 1第11頁/共112頁孔隙介質(zhì)中原油的捕集 孔隙介質(zhì)中原油或其它流體的捕集作用不是非常清楚，同時也不能以數(shù)學(xué)的方法給以精確的描述，但已知捕獲機理依賴于： 1）孔隙介質(zhì)的孔隙結(jié)構(gòu)； 2）與潤濕性有關(guān)的流體-巖石間的相互作用； 3）界面張力反映的液-

9、液間的相互作用和流動不穩(wěn)定性。 第12頁/共112頁1.1 微觀水驅(qū)油機理單毛管中的水驅(qū)油 油水是兩種不互溶液體，其界面張力高達30-50mN/m。油層是高度分散體系，界面性質(zhì)對油水流動有著關(guān)鍵影響，特別是毛管力對油的滯留和排驅(qū)有著不可忽視的作用。油層巖石是由幾何形狀和大小多極不一致的礦物顆粒構(gòu)成的，形成一個復(fù)雜的空間網(wǎng)絡(luò)，礦物顆粒的組成不完全相同。這些因素決定了孔隙介質(zhì)的微觀幾何結(jié)構(gòu)和表面性質(zhì)都是極不均一的。油層性質(zhì)的非均質(zhì)性，增加了水驅(qū)油的復(fù)雜性，直接影響微觀水驅(qū)油效率ED。第13頁/共112頁1.單孔隙模型 盡管單孔隙模型與實際的油藏相比，可能相差甚遠。但是它仍然是一種有用的概念。如圖1

10、.7所示，我們先研究一根等直的柱形毛細管。設(shè)毛細管的半徑為r，油水界面的表面張力為，油水界面彎液面的曲率半徑為R，則彎液面兩惻的壓差（即毛細管壓力）Pc應(yīng)為： （1.19）式中，Po，Pw分別為油相和水相的壓力，為接觸角。cos22Rpppcwo第14頁/共112頁 圖1.7所示的油水界面，在柱形毛細管中系處于平衡狀態(tài)。亦即，油、水兩相處于靜態(tài)平衡。如果，r=1m，=5mN/m，=0（表示毛細管表面完全為水所潤濕），則： Pc=25mN/m10-6m =104barN/m2=10-1bar 顯然，如欲改變油水相的靜態(tài)平衡，而使油水兩相在毛細管中流動，則所施加的壓力必須大于Pc。這就是通常所說的

11、克服毛細阻力。ososp p0wsws x x接觸線p pw 圖1.7 毛管中彎液面上的力平衡第15頁/共112頁 毛細管是非等徑時，如圖1.8所示。設(shè)油滴兩側(cè)的曲率半徑為r1和r2，界面均為軸對稱，接觸角也相同，則在1點和2點位置，油滴處于靜力平衡狀態(tài)，則： （1.20） 如果要使油滴移動，由于r1r2，所以在1點需要有一正壓力方能把油滴推過喉道2的笮口。如r1r2則上式近似為: 圖1.8 變直徑毛細管內(nèi)油、水的界面示意圖)11(cos22121rrPP221/cos2rPP(1.21)第16頁/共112頁 顯然，欲使油滴移動的壓力，大抵與孔隙喉道半徑r2相關(guān)。例如，r2=1m，=5mN/m

12、，油和水性質(zhì)同前，則要將此油滴推過孔喉的壓力必將大于10-1bar?，F(xiàn)在假定這些形態(tài)相同的非等徑孔隙的平均長度L為50 m ，每個孔隙中都有一個 油滴，欲使每個油滴能夠移動，則所需的壓力梯度為： 十分明顯，這樣大的壓力梯度，對任何一個油藏的儲層都是無法建立的（除非通過增產(chǎn)措施，比如，壓裂）。也就是說，要使油滴移動必須降低所需的壓力梯度。然而通常油藏能達到的壓力梯度水平是0.1bar/m，亦即，要把界面張力減小2104倍。mMPamPaLPP/2001050/10/ )(6421第17頁/共112頁 在水潤濕巖心中被俘留的剩余油呈多種形態(tài)（如珠狀或滴狀），并被封閉在單孔隙或多個孔隙中。當(dāng)流動水施

13、加在油上的力不能克服水優(yōu)先潤濕產(chǎn)生的毛細管力時，原油就會被捕留住。 2.雙孔隙模型第18頁/共112頁qopAq1q2q2p2p1r2r1pBl 圖1.9 并聯(lián)毛管中的水驅(qū)油（a）（b）（c） 用圖1.9中的并聯(lián)孔隙模型可形象地說明水驅(qū)油時過程的基本特征。在圖1.9中，水在半徑分別為r1t和r2的兩個孔隙中驅(qū)油。在A點和B點處，兩孔隙相連形成并聯(lián)孔隙。對此例來說，油水兩相的粘度和密度是相等的。假設(shè)孔隙1比孔隙2小。如果一個孔隙中的驅(qū)替速度比另一個快，而且AB兩點間的壓力不足以將孤立油滴從驅(qū)替速度較低的孔隙中驅(qū)替出來的話，油相就會俘留。第19頁/共112頁 并聯(lián)孔隙模型中的捕獲作用，可依據(jù)滲流的

14、元體模型，估算每一個孔隙中的水的流速和毛細管力來模擬。如果兩相的密度都不變，各相的滲流都是穩(wěn)定的，而且可依據(jù)表達圓管中層流的Poiseuille方程式計算流速。若v1為孔隙1中的流速，那么，由滲流流體和孔隙壁之間的粘滯力引起的壓力降就可由以下方程式求出： (1.22) 式中L1為被某一特定相充填的孔隙長度。由于孔隙被水優(yōu)先潤濕，就會在油水界面兩邊的水和油之間形成壓差。方程式（1.23）表明油相壓力大于水相的力： (1.23 )211118rvLprppPwoccos2第20頁/共112頁 如果我們考慮水進入孔隙1后A、B兩點間的壓力分布，即： 式中， pA-pw 水相中由粘滯力引起的壓力降；

15、pw-po由毛細管力引起的界面兩邊的壓力變化； po-pB 由粘滯力引起的油相中的壓力降。 對于孔隙1將方程式（1.22）和(1.23)代入方程式（1.24）中，即可得到方程式(1.25)： （1.25） 因為： 則： （1.26） 21112118cos28rvLrrvLppoowwBAwo和BoowwABAppppppppowLLL12118cABPrLvP第21頁/共112頁 方程式(1.26)右邊的兩項的數(shù)值是有用的。設(shè)想在半徑為r的單一孔隙中水驅(qū)油速度為3.53 m s 、孔隙的長度為500 m ，粘度為1mP.s 、界面張力為30mNm），接觸角為零。表1.1給出不同孔隙半徑的pA

16、-pB數(shù)值。 12118cABPrLvP(1.26)第22頁/共112頁表1.1 水潤濕孔隙中，孔隙速度為3.35 m s 時，粘滯壓力降同毛細管壓力降的對比2/8rLv孔隙半r（m）粘滯壓力降（Pa）毛細管壓力pc(Pa)總壓降pA-pB(Pa)2.52.2624000-2399850.5612000-12000100.1416000-6000250.0232400-2400500.00561200-12001000.0014600-600 第23頁/共112頁 表1.2給出了相應(yīng)于各個孔隙的流速為零、正值和負值的壓力降。兩孔隙中同時驅(qū)替時，速度v1t和v2必然為正值。這只有在PABPc1和

17、PABPc2時，才可能發(fā)生。由于r2r1, Pc2Pc1。只有當(dāng)PABPc2時，才發(fā)生同時驅(qū)替。 孔隙1孔隙2V1=0 pAB= -pc1V10 pAB -pc1V10 pAB0 pAB -pc2V20 pABpw2。在半徑為r2的圓柱形孔隙中，接觸角為的界面的曲率半徑由方程式(1.30)求導(dǎo)。 （1.30） cos2rr圖1.11 孔隙2在驅(qū)替時的前進 與后退接觸角 第29頁/共112頁 如果油珠處于靜態(tài)平衡，但臨近于開始運動的話，圖1.11中油珠兩邊的壓力降就由方程式(1.31)表示： )cos(cos2221ARwwrpp（1.31） 因為RA，所以cosAcosR。方程式(1.31)表

18、示當(dāng)存在接觸角滯后現(xiàn)象時，使油珠流動所需的最小壓力。 第30頁/共112頁3.巖石孔隙體系巖石油水 圖1.12 多孔隙網(wǎng)絡(luò)體系 油藏巖心對油的俘捕，并不只限于單孔或孔隙對子。實際上，大量的俘留是在多孔隙的網(wǎng)絡(luò)體系內(nèi)，如圖1.12所示。第31頁/共112頁 顯然，在實際的多孔隙體系中，如所施加的壓降能夠克服毛細阻力，從而引起流體流動。此時，粘滯力和毛細力則將控制流體的狀態(tài)。如果連續(xù)的油絲或油塊滲過多孔介質(zhì)，由于毛細力和粘滯力的綜合作用，可能在經(jīng)過孔喉或隘口時液流斷裂或被隔斷，出現(xiàn)孤立的毛管式油滴，如圖1.13所示。 順便指出，在多孔隙網(wǎng)絡(luò)體系中，由于影響因數(shù)甚多，微觀排驅(qū)機理復(fù)雜，尚有待于進一步

19、研究。第32頁/共112頁 水相 pw+ pw po 油相 po pw水相 水的滲流方向 L 圖 1.13 被俘留的油滴形態(tài) 第33頁/共112頁潤濕性對圈閉的影響 早期描述的模型和實驗數(shù)據(jù)基于非濕相的圈閉，在一定程度上相的潤濕性會影響捕集的性質(zhì)和大小。潤濕性作用的一個重要例子，是不對稱相對滲透率曲線，圖1.14顯示了強水濕和強油濕體系的典型曲線。 水飽和度,%PV (a) 強水濕巖石 水飽和度,%PV (b) 強油濕巖石 油 油 水 水 相對滲透率,分數(shù) 相對滲透率,分數(shù) 圖1.14 潤濕性對相對滲透率曲線的影響 第34頁/共112頁 當(dāng)濕相被圈閉時，它被固相周圍的薄液層束縛在相互連接的小裂

20、隙或縫隙中，潤濕性和圈閉相的物理位置決定了孔隙介質(zhì)中產(chǎn)生圈閉的長度或距離。 排驅(qū)非濕相時，非濕相以孤立油滴或油絲的形式被圈閉，且占據(jù)在大孔隙中，粘滯力和毛管力的競爭，導(dǎo)致在 短的距離內(nèi)發(fā)生圈閉。 當(dāng)非濕相驅(qū)替介質(zhì)捕集了濕相時，將在較長的距離產(chǎn)生圈閉，出現(xiàn)較早的水突破現(xiàn)象。 第35頁/共112頁1.4毛管數(shù)的相關(guān)性毛管數(shù)的意義 油滴能否流動不僅取決于油滴兩瑞人工建立的壓力降，而且，取決于彎液面上附加毛管阻力，即取決于施加在油滴上的動力和阻力。用壓力梯度PL表示油滴受到的動力(L為油滴長度，P為施加在油滴上的壓差)。關(guān)于阻力，按照式(1.27)，它與、毛管半徑和動力滯后有關(guān)。除外，其它都是難于確定

21、的量，所以，定量描述阻力往往只涉及。 第36頁/共112頁 對于一定性質(zhì)的孔隙介質(zhì)，毛管數(shù)定義為 ，用Nc表示，即 v Nc是一無因次數(shù)，它表示在一定潤濕性和一定滲透率的孔隙介質(zhì)中兩相流動時，排驅(qū)油滴的動力，即粘滯力v，與阻力之比。 vNc(1.32)第37頁/共112頁 殘余油飽度同毛細管力和粘滯力的相關(guān)關(guān)系 殘余油飽和度對拘留作用存在的毛細管力和粘滯力的依賴性已論證過。而且，Abrsms依據(jù)水濕多孔介質(zhì)的廣泛試驗加以確認。Moore和Slobed運用量綱分析和標配原則，提議將殘余油飽和度視為代表粘滯力同毛細管力之比的無量綱數(shù)組的函數(shù)，方程（1.33）給出了數(shù)組的定義，即： cosoWw毛細

22、管力粘滯力1.34第38頁/共112頁 貝雷露頭砂巖 Nca/cos 圖1.15 巖心中水突破時含油飽和度 與Nca/cos的相關(guān)關(guān)系 油飽和度(突破時) 第39頁/共112頁 Abrams證明了這種相關(guān)關(guān)系的普遍性。他研究過6種不同的砂巖和灰?guī)r的IFT，流體粘度和滲流速度對Sor的影響。對所有的巖樣都做了處理以使其變成強水濕。Abrams用一種修正的毛細管數(shù)與剩余油飽和度互相關(guān)聯(lián)。方程式（1.34）中的速度，在恒定速度注水時，變?yōu)関/(soi-sor)。加入一個代表粘度的影響項可以減少數(shù)據(jù)的分散性。經(jīng)修正過的毛細管數(shù)，在注水速度恒定時，用方程式（1.35）來逼近：4 . 0)(cos)(ow

23、oworoiwSSNcam1.35第40頁/共112頁 cos 1 樣品號 樣品來源 Sor，%PV 無因次,)(cos4 . 0owwOw 圖 1.16 流體粘度、IFT 和滲流速度對 各種 巖樣的 Sor的影響 第41頁/共112頁 由圖1.16看出，所有砂巖相關(guān)關(guān)系都有一個特征動向: 在Ncam小于l0-6時，曲線較平緩，殘余油飽和度變化不大，這是普通水驅(qū)油的毛管數(shù)范圍，是毛管力對排驅(qū)起支配作用; 每種砂巖的拐點都不一樣，隨Ncam增加，殘余油飽和度下降，在l0-5Ncam1的粘性指進(混相驅(qū))0.15第75頁/共112頁2）粘性指進出現(xiàn)的評判標準 雖然已經(jīng)提出了幾種描述多孔介質(zhì)中非混相

24、驅(qū)替過程中粘性指進的模型，但Collins描述的確定出現(xiàn)粘性不穩(wěn)定性模型更為簡單。考慮一線性的、溶劑混相驅(qū)油體系，如圖1.28，流動是單相的，并且重力對流動沒有影響。在當(dāng)前時間下，溶劑前緣沿流動路徑位于Xf位置。 第76頁/共112頁 流動邊界區(qū)域由虛線所示，在前緣位于Xf+的位置，溶劑前緣出現(xiàn)了一個小的紊亂或突起部。 長度參數(shù)表示相對于xf較小的一個長度。紊亂形態(tài)或小排驅(qū)形態(tài)清楚地表明，在曲曲彎彎流道的多孔介質(zhì)中的排驅(qū)過程，將發(fā)生粘性指進。 分析的焦點是確定隨時間增加的條件，因為，隨時間增加，那么前緣將不穩(wěn)定；例如，沿前緣會形成粘性指進。在不增加或縮減的條件下，前緣穩(wěn)定或可維持平坦的前緣。

25、溶劑油 Lx=0圖1.28 粘性指進定量確定的流動模型第77頁/共112頁 分析過程是通過檢測不同區(qū)域的流動阻力來完成的。如果假設(shè)油和溶劑的阻力是連續(xù)的，在未伸出的區(qū)域應(yīng)用達西方程，則有： kxLukxuPPfofsxfLxf)()()( 式中： （p）L.xf 從xf 位置到 L位置的壓力降； (p)xf 從入口到 xf 位置的壓力降； u表觀(Darcy)前緣速度； k孔隙介質(zhì)的滲透率； o油的粘度； s溶劑的粘度。第78頁/共112頁已知： u=(dxf/dt) （1.92） (1.93) P為穿過體系的總壓降，定義為(PL.Po )，設(shè) M=o/s，前緣速度為： (1.94) 在伸出的

26、流動區(qū)域，同樣應(yīng)用達西方程，則： (1.95) 假設(shè)xf（這是最初的假定），方程1.95是作為因變量的普通差分方程（給xf是常數(shù)的附加假定），的解是： (1.96) 其中， )(fofsfxLxPkdtdxfsfxMMLPkdtdx)1 ( )(1()(fsfxMMLPkdtxdCte0fsxMMLMPkC)1()1(第79頁/共112頁 0指進的初始長度，例如，時間為零的長度。方程1.96和1.97的檢測表明，當(dāng)M 1時，呈指數(shù)形式增長（P是一負值）； 若M l 稱為不利流度比，M l 稱為有利流度比 。第83頁/共112頁 油 油 水 水 圖 1.30 水驅(qū)油的重力模型 (b) (a) 在

27、均質(zhì)的單一地層中，排驅(qū)流體與被排驅(qū)流體之間的重力分離也將引起舌進。如水驅(qū)油，水將沿油層下部凸入油區(qū)；若在水平地層中進行氣驅(qū)，氣體將沿油層上部凸大油區(qū)。 圖1.30是水驅(qū)油重力分離的舌進模型，其中（a）圖是低速排驅(qū)，圖1.30b是高速排驅(qū)，它們表示速度對重力舌進的影響。重力舌進在厚油層中更為明顯。 第84頁/共112頁前緣提前突破對波及系數(shù)的影響 粘性指進和舌進都引起前緣提前突破，它們是影響波及系數(shù)的主要因數(shù)。 前緣突破后，在生產(chǎn)井和注水井之間構(gòu)成一條低阻抗的流道，水主要進入這一流道。 注水速度一定，必將降低其它流道的注水量。這時，大部分水僅無效地穿過油層，不能發(fā)揮排驅(qū)劑的作用。 第85頁/共1

28、12頁 若排驅(qū)為活塞式推進，可以利用式（1.98）計算突破后注入水在高低滲透層的分配比，即: (1.98)式中： 水在油層中的活塞式推進的前緣速度； 參與流動的孔隙體積（PV）； 完全排驅(qū)， 不完全排驅(qū)。 L油層模型的長度； x油水前緣到達位置； 水驅(qū)內(nèi)水的相對阻抗； 油區(qū)內(nèi)油的相對阻抗。)(xLkxkpkvroorwwDwwvD)1 (wcDs)1 (orwcDssrwwkrwok第86頁/共112頁 式中： 、 分別為高低滲透層流速； 、 分別為高低滲透層的滲透率。 過大的分配比預(yù)示大部分水進入了高滲透層，影響突破后波及系數(shù)繼續(xù)提高，最終影響Eslim。LUkxLUxUkwlowhlhR)

29、(h1hk1k(1.99)第87頁/共112頁1.5 水驅(qū)采收率的影響因素 影響原油采收率的因素相當(dāng)復(fù)雜，根據(jù)其定義，采收率主要由微觀驅(qū)油效率和宏觀驅(qū)油效率兩個因素決定。實際上，這兩個因素包括了許多內(nèi)容，即微觀巖性組成、微觀孔隙結(jié)構(gòu)；宏觀地質(zhì)特征；巖石潤濕性；注水方式和注水速度等。如何減緩或消除這些影響因素，是EOR過程的基本方向。下面從微觀驅(qū)油效率和宏觀驅(qū)油效率的角度，分別討論影響或制約水驅(qū)采收率的主要因素。 第88頁/共112頁油藏流體粘度 水驅(qū)過程中，油、水粘度差是影響采收率的一個重要因素，其粘度比是一個相當(dāng)重要的指標。 o/w5872154168201150無水采收率562425185

30、145130 表1.8 天然巖心模型對無水采收率影響的試驗數(shù)據(jù)表第89頁/共112頁表1.9 o/w對開發(fā)效果影響試驗的數(shù)據(jù)表o/w表面性質(zhì)不同注入倍數(shù)時的采收率（%）采收率變化值無水期05152528550油濕871452102655油濕126300488545 對層內(nèi)非均質(zhì)性突出的實際油層，油水粘度比的影響就更為明顯，它可使層內(nèi)的非均質(zhì)性對開發(fā)效果的影響更加尖銳地反映出來。 第90頁/共112頁潤濕性對采收率的影響 這種影響是由巖石對油和水的潤濕性不同所引起的。由此導(dǎo)致有的油層巖石親水或偏親水，有的親油或偏親油，或者一部分親水另一部分又親油。在水驅(qū)油的過程中，水易于驅(qū)凈親水油層內(nèi)的油，而對

31、親油油層內(nèi)的則難以驅(qū)凈。 根據(jù)油田開發(fā)實踐的統(tǒng)計資料，親油油層的采收率目前只有45%左右，而親水油層的采收率有的則可達到80%。第91頁/共112頁表1.11 表面性質(zhì)對開發(fā)效果影響的試驗數(shù)據(jù)表表面性質(zhì)不同注入倍數(shù)時的采收率（%）采收率變化值無水期051525油濕8714521026010054水第92頁/共112頁粘滯力和毛細管力的影響 粘滯力與毛管力的比值為毛管數(shù)，定義毛管數(shù)的優(yōu)點在于可將各物理量與驅(qū)油效率之間的關(guān)系量化，通過排驅(qū)實驗可得到它們的定量關(guān)系。 改變粘滯力和毛細管力對水潤濕巖石的殘余油飽和度的影響，通過增加驅(qū)替相的驅(qū)替速度和（或）粘度可以改變粘滯力。將

32、醇類加入流體可以減小界面張力（IFT），從而改變毛細管力。 第93頁/共112頁表1.12 水潤濕巖心內(nèi)水驅(qū)油試驗中粘滯力和毛細管力對殘余油飽和度的影響 巖石物質(zhì) 不同巖心的殘余油飽和度(PV)Tropedo Elgin Berea 基礎(chǔ)情況 驅(qū)替速度 0.007mm/S o/w=1.0 FT=30mN/S 改變粘滯力 提高驅(qū)替速度=0.07mm/S 增加驅(qū)替相粘度 o/w=0.55, 驅(qū)替速度仍為 0.007mm/S 改變毛細管力 IFT=1.5mN/S 0.416 0.338 0.193 0.285 0.48 0.323 0.275 0.275 0.495 0.395 0.315 0.31

33、5第94頁/共112頁非均質(zhì)性的影響 油藏巖石的非均質(zhì)性（包括宏觀的非均質(zhì)性和微觀的非均質(zhì)性）對水驅(qū)油過程中的波及系數(shù)和驅(qū)油效率都有很大的影響。 第95頁/共112頁1）油藏縱向上滲透率的非均質(zhì)性 油藏的滲透率，可以把它視為一個張量。滲透率的非均質(zhì)性，實際上包括兩方面的含義：1）具各向異性的方向滲透性率，亦即就某一點的滲透率而論，由于測量方向不同其數(shù)值不同；2）非均質(zhì)性，即從一點到另一點的滲透率不同。它與巖石的組成、顆粒的形狀、大小、膠結(jié)的類型、堆積的方式等等有關(guān)。第96頁/共112頁 油層滲透率在縱向上的變化，往往導(dǎo)致油層水淹的不均勻性。這是因為注入水沿著不同的滲透率層段，推進速度的快慢各異

34、。實踐表明，滲透率的級差（即最大的滲透率/最小的滲透率）增大，常出現(xiàn)明顯的單層突進，導(dǎo)致水淹厚度小，波及效率低，對采收率帶來極為不利的影響。第97頁/共112頁2）平面上各向的非均質(zhì)性 如用Kx、Ky分別表示平面x、y方向的滲透率，用以表征平面上的各向異性。在比較理想的情況下，流度比M=1，而布井的方位與x軸或y軸平行，或者布井的方位與x軸和y軸成一定角度，此時按5點和排狀方式布井，它們的波及系數(shù)如何？下面了解一下布井的方位與x軸或y軸平行的情況。根據(jù)研究，注水的波及系數(shù)與Kx/Ky的變化關(guān)系，如圖1.31所示。 第98頁/共112頁 圖1.31 波及效率與kx/kY的關(guān)系1008060402

35、001.52 排狀井網(wǎng)1 五點井網(wǎng) 注水井 生產(chǎn)井波及效率%kx/kY kxkYkxkY0.52.53.5 用Kx、Ky分別表示平面x、y方向的滲透率，用以表征平面上的各向異性。 排狀布井時如果KyKx，十分容易形成水竄，波及系數(shù)也就很低。相反，如KyKx，水竄可能大為減小而波及系數(shù)可達到相當(dāng)高的數(shù)值。如控制注采系統(tǒng)的水流方向，使之與主要滲透率的方向垂直，波及系數(shù)就會提高。 第99頁/共112頁油層沉積的韻律的影響 積韻律可以反映出巖性、巖性的變化，亦可反映出儲油性質(zhì)上的差異。因此，在注水開發(fā)的油田中，油藏的沉積韻律不同就會使得注水的波及效率與驅(qū)油效率差異甚大。從而，表現(xiàn)出各自不同的特點。 第100頁/共112頁1）正韻律油層 這類油層的巖性特點是從下至上由粗變細。例如，油層沉積順序下部為礫狀砂巖、含礫砂巖、粗砂巖、中砂巖，上部為中砂巖、細砂巖或少量粉砂巖。這種沉積韻律的油層，由于油層縱向上滲透率的差異，油水運動特征不同，其開采效果也不一致。通常具有1）在平面上水淹面積大含水上升塊，在中、低含水期間中采出程度低；2）在縱向上水洗厚度小，但水洗的層段驅(qū)油效率高。 第101頁/