水驱油新PPT课件

1、n剩余油：水驱后，因水未波及到的区域而留在地下的原油。n残余油：水驱后，水波及区域所滞留在地下的原油。n剩留油：水驱结束后，水波及和未波及区域的残余油和剩留油的总合。第1页/共112页1.1 油藏排驱过程中的力 毛管力（Capillary forces）表面张力和界面张力 油藏中的油和水是非混相流体,它们共存于多孔介质中，与油水相有关的界面张力将影响相的分布、相的饱和度和相的排驱。第2页/共112页 表面力即表面抗张力。用表面张力来确定表面力的大小，表面力指表平面的单位表面长度上的作用力。表面张力可如图1.2那样形象化。F是对长度为L的液体表面作用的法向力，单位长度上的法向力（F/L）就是表面

2、张力，通常用dynes/cm表示。 表面张力与产生新的表面所要作的功有关。假定，图1.2中的力F移动了dx距离，产生的新的表面是Ldx，所作的功可表示为： W=Fdx (1.1)或者， W=dA (1.2） 式中，F为施加于表面的力；L是表面受力长度；即IFT，界面张力；dA=Ldx是新的表面。产生附加表面所需要作的功与界面张力成正比，dA 也就是表面能。L液体F 图1.2 定义表面张力的力和长度第3页/共112页 cos2)(grhaw h水空气 r 图1.3 毛细管测表面张力示意图 用毛细管测定某一液体界面张力的方法很简便。如图1.3，将半径为r的毛管插入一盛水的烧杯中，毛管中水将升到某一

3、高度，并且因为力的差异会产生一弯液面。静态条件下, 力是通过作用在液柱上的重力所平衡：表面张力向上的垂直分力润湿周长=作用在液柱上向下的重力。即： cos2r=r2h（w-a）g (1-3） 式中，r：毛细管半径，cm； h：毛细管中水的上升高度，cm； w、a：分别为水和空气的密度，g/Cm3； g：重力加速度，980cm/s2； ：水和毛管之间的接触角。 为了计算界面张力，方程(1.3）可写为： 第4页/共112页岩石润湿性 润湿性是在另一种流体存在时，某一种流体在固体表面的铺展或粘附的倾向性。当两种非混相流体与固体表面接触时，某一相通常比另一相更强烈地吸引到固体表面，更强烈的这一相称润湿

4、相。当两种非混相流体与固体表面接触时，通过确定界面张力，可以定量分析润湿性。 os ws = ow cos (1.5） os、ws、ow分别是油固、水固和油水之间的界面张力，为接触角。 owws水油 图1.5 油、水、固界面间的界面力 os第5页/共112页毛管压力 毛管中因为两种不互溶流体中的界面存在张力，在分界面上存在压力差，这个压力差称为毛管压力Capillary Pressure，两种流体中有一种流体比另一种流体更优先地润湿固体表面。毛管压力可以表现为毛管中液体上升或下降行为，如图1.6玻璃毛管中上升的水，水上面的液体是油，因为水完全润湿玻璃毛管，所以表现为毛管中液体上升。hh1pop

5、w水油Patm图1。6 界面力导致的毛管压力图 Po是油水界面上一点的油相压力，Pw是界面下水相的压力，产生的力平衡如下： Po=Pa+ogh1 (1.6) 和 Pw=Pa+og（h1+h）- wgh (1.7) 式中，Pa：为大气压，dynes/cm2； h1、h：为图中液体的高度，cm； o、w：分别为油水密度， g/cm3； g：是重力加速度，980cm/s2。第6页/共112页 水的压力可以通过穿过油的总压头减去水头计算得到。容器中油水界面处的压力，采用与毛管中相同高度水的压力值，用方程(1.6）-(1.7） ，则： Po-Pw=h（w-o）g=Pc (1.8） 毛细管压力可能是正值，

6、也可能是负值，主要依优先润湿性而定，非润湿相中的压力较大。在前面已了解油水的界面张力，通过换算毛管压力为： (1.11） 毛管压力与液/液界面张力、流体的润湿性、毛管大小有关。毛管压力可以是正值，也可以是负值；符号仅仅表示毛管中相压力较低。具有较低压力的一相总是优先润湿毛管。作为毛管半径和润湿性的函数，当毛管半径和岩石表面润湿相的亲合力增加时，毛管压力Pc减小，这一点非常重要。 rPowccos2第7页/共112页三.粘滞力 孔隙介质中的粘滞力是以流体流过介质时所出现的压降大小反映出的。计算粘滞力大小的最简单近似方法是考虑把一束平行毛管作为多孔介质，则以层流的方式通过单根毛管的压降可由Pois

7、euille定律给出： (1.12) 孔隙介质中的粘滞力可根据达西定律表示为： (1.12)CgrvLP28KLvp第8页/共112页1.2 微观水驱油机理 油水是两种不互溶液体，其界面张力高达30-50mN/m。油层是高度分散体系，界面性质对油水流动有着关键影响，特别是毛管力对油的滞留和排驱有着主导作用。油层岩石是由几何形状和大小极不一致的矿物颗粒构成的，形成一个复杂的空间网络，且矿物颗粒的组成也不完全相同，这些因素决定了孔隙介质的微观几何结构和表面性质都是极不均一的。油层性质的非均质性，增加了水驱油的复杂性，直接影响微观水驱油效率ED。第9页/共112页 通过分析微观水驱油机理，了解水驱残

8、余油的形成、滞留和排驱，本节在单孔隙模型和双孔隙模型的基础上，说明残余油的形成和捕集。第10页/共112页 驱油效率（ ED）(Displacement Efficiency)定义：油藏被水波及的体积内，水驱替的油量与波及体积内原油地质储量的比值，又称为洗油效率。驱油效率总是小于1 1。GrainsWaterOilSweptArea oiorDSSE 1第11页/共112页孔隙介质中原油的捕集 孔隙介质中原油或其它流体的捕集作用不是非常清楚，同时也不能以数学的方法给以精确的描述，但已知捕获机理依赖于： 1）孔隙介质的孔隙结构； 2）与润湿性有关的流体-岩石间的相互作用； 3）界面张力反映的液-

9、液间的相互作用和流动不稳定性。 第12页/共112页1.1 微观水驱油机理单毛管中的水驱油 油水是两种不互溶液体，其界面张力高达30-50mN/m。油层是高度分散体系，界面性质对油水流动有着关键影响，特别是毛管力对油的滞留和排驱有着不可忽视的作用。油层岩石是由几何形状和大小多极不一致的矿物颗粒构成的，形成一个复杂的空间网络，矿物颗粒的组成不完全相同。这些因素决定了孔隙介质的微观几何结构和表面性质都是极不均一的。油层性质的非均质性，增加了水驱油的复杂性，直接影响微观水驱油效率ED。第13页/共112页1.单孔隙模型 尽管单孔隙模型与实际的油藏相比，可能相差甚远。但是它仍然是一种有用的概念。如图1

10、.7所示，我们先研究一根等直的柱形毛细管。设毛细管的半径为r，油水界面的表面张力为，油水界面弯液面的曲率半径为R，则弯液面两恻的压差（即毛细管压力）Pc应为： （1.19）式中，Po，Pw分别为油相和水相的压力，为接触角。cos22Rpppcwo第14页/共112页 图1.7所示的油水界面，在柱形毛细管中系处于平衡状态。亦即，油、水两相处于静态平衡。如果，r=1m，=5mN/m，=0（表示毛细管表面完全为水所润湿），则： Pc=25mN/m10-6m =104barN/m2=10-1bar 显然，如欲改变油水相的静态平衡，而使油水两相在毛细管中流动，则所施加的压力必须大于Pc。这就是通常所说的

11、克服毛细阻力。ososp p0wsws x x接触线p pw 图1.7 毛管中弯液面上的力平衡第15页/共112页 毛细管是非等径时，如图1.8所示。设油滴两侧的曲率半径为r1和r2，界面均为轴对称，接触角也相同，则在1点和2点位置，油滴处于静力平衡状态，则： （1.20） 如果要使油滴移动，由于r1r2，所以在1点需要有一正压力方能把油滴推过喉道2的笮口。如r1r2则上式近似为: 图1.8 变直径毛细管内油、水的界面示意图)11(cos22121rrPP221/cos2rPP(1.21)第16页/共112页 显然，欲使油滴移动的压力，大抵与孔隙喉道半径r2相关。例如，r2=1m，=5mN/m

12、，油和水性质同前，则要将此油滴推过孔喉的压力必将大于10-1bar。现在假定这些形态相同的非等径孔隙的平均长度L为50 m ，每个孔隙中都有一个 油滴，欲使每个油滴能够移动，则所需的压力梯度为： 十分明显，这样大的压力梯度，对任何一个油藏的储层都是无法建立的（除非通过增产措施，比如，压裂）。也就是说，要使油滴移动必须降低所需的压力梯度。然而通常油藏能达到的压力梯度水平是0.1bar/m，亦即，要把界面张力减小2104倍。mMPamPaLPP/2001050/10/ )(6421第17页/共112页 在水润湿岩心中被俘留的剩余油呈多种形态（如珠状或滴状），并被封闭在单孔隙或多个孔隙中。当流动水施

13、加在油上的力不能克服水优先润湿产生的毛细管力时，原油就会被捕留住。 2.双孔隙模型第18页/共112页qopAq1q2q2p2p1r2r1pBl 图1.9 并联毛管中的水驱油（a）（b）（c） 用图1.9中的并联孔隙模型可形象地说明水驱油时过程的基本特征。在图1.9中，水在半径分别为r1t和r2的两个孔隙中驱油。在A点和B点处，两孔隙相连形成并联孔隙。对此例来说，油水两相的粘度和密度是相等的。假设孔隙1比孔隙2小。如果一个孔隙中的驱替速度比另一个快，而且AB两点间的压力不足以将孤立油滴从驱替速度较低的孔隙中驱替出来的话，油相就会俘留。第19页/共112页 并联孔隙模型中的捕获作用，可依据渗流的

14、元体模型，估算每一个孔隙中的水的流速和毛细管力来模拟。如果两相的密度都不变，各相的渗流都是稳定的，而且可依据表达圆管中层流的Poiseuille方程式计算流速。若v1为孔隙1中的流速，那么，由渗流流体和孔隙壁之间的粘滞力引起的压力降就可由以下方程式求出： (1.22) 式中L1为被某一特定相充填的孔隙长度。由于孔隙被水优先润湿，就会在油水界面两边的水和油之间形成压差。方程式（1.23）表明油相压力大于水相的力： (1.23 )211118rvLprppPwoccos2第20页/共112页 如果我们考虑水进入孔隙1后A、B两点间的压力分布，即： 式中， pA-pw 水相中由粘滞力引起的压力降；

15、pw-po由毛细管力引起的界面两边的压力变化； po-pB 由粘滞力引起的油相中的压力降。 对于孔隙1将方程式（1.22）和(1.23)代入方程式（1.24）中，即可得到方程式(1.25)： （1.25） 因为： 则： （1.26） 21112118cos28rvLrrvLppoowwBAwo和BoowwABAppppppppowLLL12118cABPrLvP第21页/共112页 方程式(1.26)右边的两项的数值是有用的。设想在半径为r的单一孔隙中水驱油速度为3.53 m s 、孔隙的长度为500 m ，粘度为1mP.s 、界面张力为30mNm），接触角为零。表1.1给出不同孔隙半径的pA

16、-pB数值。 12118cABPrLvP(1.26)第22页/共112页表1.1 水润湿孔隙中，孔隙速度为3.35 m s 时，粘滞压力降同毛细管压力降的对比2/8rLv孔隙半r（m）粘滞压力降（Pa）毛细管压力pc(Pa)总压降pA-pB(Pa)2.52.2624000-2399850.5612000-12000100.1416000-6000250.0232400-2400500.00561200-12001000.0014600-600 第23页/共112页 表1.2给出了相应于各个孔隙的流速为零、正值和负值的压力降。两孔隙中同时驱替时，速度v1t和v2必然为正值。这只有在PABPc1和

17、PABPc2时，才可能发生。由于r2r1, Pc2Pc1。只有当PABPc2时，才发生同时驱替。 孔隙1孔隙2V1=0 pAB= -pc1V10 pAB -pc1V10 pAB0 pAB -pc2V20 pABpw2。在半径为r2的圆柱形孔隙中，接触角为的界面的曲率半径由方程式(1.30)求导。 （1.30） cos2rr图1.11 孔隙2在驱替时的前进 与后退接触角 第29页/共112页 如果油珠处于静态平衡，但临近于开始运动的话，图1.11中油珠两边的压力降就由方程式(1.31)表示： )cos(cos2221ARwwrpp（1.31） 因为RA，所以cosAcosR。方程式(1.31)表

18、示当存在接触角滞后现象时，使油珠流动所需的最小压力。 第30页/共112页3.岩石孔隙体系岩石油水 图1.12 多孔隙网络体系 油藏岩心对油的俘捕，并不只限于单孔或孔隙对子。实际上，大量的俘留是在多孔隙的网络体系内，如图1.12所示。第31页/共112页 显然，在实际的多孔隙体系中，如所施加的压降能够克服毛细阻力，从而引起流体流动。此时，粘滞力和毛细力则将控制流体的状态。如果连续的油丝或油块渗过多孔介质，由于毛细力和粘滞力的综合作用，可能在经过孔喉或隘口时液流断裂或被隔断，出现孤立的毛管式油滴，如图1.13所示。 顺便指出，在多孔隙网络体系中，由于影响因数甚多，微观排驱机理复杂，尚有待于进一步

19、研究。第32页/共112页 水相 pw+ pw po 油相 po pw水相 水的渗流方向 L 图 1.13 被俘留的油滴形态 第33页/共112页润湿性对圈闭的影响 早期描述的模型和实验数据基于非湿相的圈闭，在一定程度上相的润湿性会影响捕集的性质和大小。润湿性作用的一个重要例子，是不对称相对渗透率曲线，图1.14显示了强水湿和强油湿体系的典型曲线。 水饱和度,%PV (a) 强水湿岩石 水饱和度,%PV (b) 强油湿岩石 油 油 水 水 相对渗透率,分数 相对渗透率,分数 图1.14 润湿性对相对渗透率曲线的影响 第34页/共112页 当湿相被圈闭时，它被固相周围的薄液层束缚在相互连接的小裂

20、隙或缝隙中，润湿性和圈闭相的物理位置决定了孔隙介质中产生圈闭的长度或距离。 排驱非湿相时，非湿相以孤立油滴或油丝的形式被圈闭，且占据在大孔隙中，粘滞力和毛管力的竞争，导致在 短的距离内发生圈闭。 当非湿相驱替介质捕集了湿相时，将在较长的距离产生圈闭，出现较早的水突破现象。 第35页/共112页1.4毛管数的相关性毛管数的意义 油滴能否流动不仅取决于油滴两瑞人工建立的压力降，而且，取决于弯液面上附加毛管阻力，即取决于施加在油滴上的动力和阻力。用压力梯度PL表示油滴受到的动力(L为油滴长度，P为施加在油滴上的压差)。关于阻力，按照式(1.27)，它与、毛管半径和动力滞后有关。除外，其它都是难于确定

21、的量，所以，定量描述阻力往往只涉及。 第36页/共112页 对于一定性质的孔隙介质，毛管数定义为 ，用Nc表示，即 v Nc是一无因次数，它表示在一定润湿性和一定渗透率的孔隙介质中两相流动时，排驱油滴的动力，即粘滞力v，与阻力之比。 vNc(1.32)第37页/共112页 残余油饱度同毛细管力和粘滞力的相关关系 残余油饱和度对拘留作用存在的毛细管力和粘滞力的依赖性已论证过。而且，Abrsms依据水湿多孔介质的广泛试验加以确认。Moore和Slobed运用量纲分析和标配原则，提议将残余油饱和度视为代表粘滞力同毛细管力之比的无量纲数组的函数，方程（1.33）给出了数组的定义，即： cosoWw毛细

22、管力粘滞力1.34第38页/共112页 贝雷露头砂岩 Nca/cos 图1.15 岩心中水突破时含油饱和度 与Nca/cos的相关关系 油饱和度(突破时) 第39页/共112页 Abrams证明了这种相关关系的普遍性。他研究过6种不同的砂岩和灰岩的IFT，流体粘度和渗流速度对Sor的影响。对所有的岩样都做了处理以使其变成强水湿。Abrams用一种修正的毛细管数与剩余油饱和度互相关联。方程式（1.34）中的速度，在恒定速度注水时，变为v/(soi-sor)。加入一个代表粘度的影响项可以减少数据的分散性。经修正过的毛细管数，在注水速度恒定时，用方程式（1.35）来逼近：4 . 0)(cos)(ow

23、oworoiwSSNcam1.35第40页/共112页 cos 1 样品号 样品来源 Sor，%PV 无因次,)(cos4 . 0owwOw 图 1.16 流体粘度、IFT 和渗流速度对 各种 岩样的 Sor的影响 第41页/共112页 由图1.16看出，所有砂岩相关关系都有一个特征动向: 在Ncam小于l0-6时，曲线较平缓，残余油饱和度变化不大，这是普通水驱油的毛管数范围，是毛管力对排驱起支配作用; 每种砂岩的拐点都不一样，随Ncam增加，残余油饱和度下降，在l0-5Ncam1的粘性指进(混相驱)0.15第75页/共112页2）粘性指进出现的评判标准 虽然已经提出了几种描述多孔介质中非混相

24、驱替过程中粘性指进的模型，但Collins描述的确定出现粘性不稳定性模型更为简单。考虑一线性的、溶剂混相驱油体系，如图1.28，流动是单相的，并且重力对流动没有影响。在当前时间下，溶剂前缘沿流动路径位于Xf位置。 第76页/共112页 流动边界区域由虚线所示，在前缘位于Xf+的位置，溶剂前缘出现了一个小的紊乱或突起部。 长度参数表示相对于xf较小的一个长度。紊乱形态或小排驱形态清楚地表明，在曲曲弯弯流道的多孔介质中的排驱过程，将发生粘性指进。 分析的焦点是确定随时间增加的条件，因为，随时间增加，那么前缘将不稳定；例如，沿前缘会形成粘性指进。在不增加或缩减的条件下，前缘稳定或可维持平坦的前缘。

25、溶剂油 Lx=0图1.28 粘性指进定量确定的流动模型第77页/共112页 分析过程是通过检测不同区域的流动阻力来完成的。如果假设油和溶剂的阻力是连续的，在未伸出的区域应用达西方程，则有： kxLukxuPPfofsxfLxf)()()( 式中： （p）L.xf 从xf 位置到 L位置的压力降； (p)xf 从入口到 xf 位置的压力降； u表观(Darcy)前缘速度； k孔隙介质的渗透率； o油的粘度； s溶剂的粘度。第78页/共112页已知： u=(dxf/dt) （1.92） (1.93) P为穿过体系的总压降，定义为(PL.Po )，设 M=o/s，前缘速度为： (1.94) 在伸出的

26、流动区域，同样应用达西方程，则： (1.95) 假设xf（这是最初的假定），方程1.95是作为因变量的普通差分方程（给xf是常数的附加假定），的解是： (1.96) 其中， )(fofsfxLxPkdtdxfsfxMMLPkdtdx)1 ( )(1()(fsfxMMLPkdtxdCte0fsxMMLMPkC)1()1(第79页/共112页 0指进的初始长度，例如，时间为零的长度。方程1.96和1.97的检测表明，当M 1时，呈指数形式增长（P是一负值）； 若M l 称为不利流度比，M l 称为有利流度比 。第83页/共112页 油 油 水 水 图 1.30 水驱油的重力模型 (b) (a) 在

27、均质的单一地层中，排驱流体与被排驱流体之间的重力分离也将引起舌进。如水驱油，水将沿油层下部凸入油区；若在水平地层中进行气驱，气体将沿油层上部凸大油区。 图1.30是水驱油重力分离的舌进模型，其中（a）图是低速排驱，图1.30b是高速排驱，它们表示速度对重力舌进的影响。重力舌进在厚油层中更为明显。 第84页/共112页前缘提前突破对波及系数的影响 粘性指进和舌进都引起前缘提前突破，它们是影响波及系数的主要因数。 前缘突破后，在生产井和注水井之间构成一条低阻抗的流道，水主要进入这一流道。 注水速度一定，必将降低其它流道的注水量。这时，大部分水仅无效地穿过油层，不能发挥排驱剂的作用。 第85页/共1

28、12页 若排驱为活塞式推进，可以利用式（1.98）计算突破后注入水在高低渗透层的分配比，即: (1.98)式中： 水在油层中的活塞式推进的前缘速度； 参与流动的孔隙体积（PV）； 完全排驱， 不完全排驱。 L油层模型的长度； x油水前缘到达位置； 水驱内水的相对阻抗； 油区内油的相对阻抗。)(xLkxkpkvroorwwDwwvD)1 (wcDs)1 (orwcDssrwwkrwok第86页/共112页 式中： 、 分别为高低渗透层流速； 、 分别为高低渗透层的渗透率。 过大的分配比预示大部分水进入了高渗透层，影响突破后波及系数继续提高，最终影响Eslim。LUkxLUxUkwlowhlhR)

29、(h1hk1k(1.99)第87页/共112页1.5 水驱采收率的影响因素 影响原油采收率的因素相当复杂，根据其定义，采收率主要由微观驱油效率和宏观驱油效率两个因素决定。实际上，这两个因素包括了许多内容，即微观岩性组成、微观孔隙结构；宏观地质特征；岩石润湿性；注水方式和注水速度等。如何减缓或消除这些影响因素，是EOR过程的基本方向。下面从微观驱油效率和宏观驱油效率的角度，分别讨论影响或制约水驱采收率的主要因素。 第88页/共112页油藏流体粘度 水驱过程中，油、水粘度差是影响采收率的一个重要因素，其粘度比是一个相当重要的指标。 o/w5872154168201150无水采收率562425185

30、145130 表1.8 天然岩心模型对无水采收率影响的试验数据表第89页/共112页表1.9 o/w对开发效果影响试验的数据表o/w表面性质不同注入倍数时的采收率（%）采收率变化值无水期05152528550油湿871452102655油湿126300488545 对层内非均质性突出的实际油层，油水粘度比的影响就更为明显，它可使层内的非均质性对开发效果的影响更加尖锐地反映出来。 第90页/共112页润湿性对采收率的影响 这种影响是由岩石对油和水的润湿性不同所引起的。由此导致有的油层岩石亲水或偏亲水，有的亲油或偏亲油，或者一部分亲水另一部分又亲油。在水驱油的过程中，水易于驱净亲水油层内的油，而对

31、亲油油层内的则难以驱净。 根据油田开发实践的统计资料，亲油油层的采收率目前只有45%左右，而亲水油层的采收率有的则可达到80%。第91页/共112页表1.11 表面性质对开发效果影响的试验数据表表面性质不同注入倍数时的采收率（%）采收率变化值无水期051525油湿8714521026010054水第92页/共112页粘滞力和毛细管力的影响 粘滞力与毛管力的比值为毛管数，定义毛管数的优点在于可将各物理量与驱油效率之间的关系量化，通过排驱实验可得到它们的定量关系。 改变粘滞力和毛细管力对水润湿岩石的残余油饱和度的影响，通过增加驱替相的驱替速度和（或）粘度可以改变粘滞力。将

32、醇类加入流体可以减小界面张力（IFT），从而改变毛细管力。 第93页/共112页表1.12 水润湿岩心内水驱油试验中粘滞力和毛细管力对残余油饱和度的影响 岩石物质 不同岩心的残余油饱和度(PV)Tropedo Elgin Berea 基础情况 驱替速度 0.007mm/S o/w=1.0 FT=30mN/S 改变粘滞力 提高驱替速度=0.07mm/S 增加驱替相粘度 o/w=0.55, 驱替速度仍为 0.007mm/S 改变毛细管力 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页/共112页非均质性的影响 油藏岩石的非均质性（包括宏观的非均质性和微观的非均质性）对水驱油过程中的波及系数和驱油效率都有很大的影响。 第95页/共112页1）油藏纵向上渗透率的非均质性 油藏的渗透率，可以把它视为一个张量。渗透率的非均质性，实际上包括两方面的含义：1）具各向异性的方向渗透性率，亦即就某一点的渗透率而论，由于测量方向不同其数值不同；2）非均质性，即从一点到另一点的渗透率不同。它与岩石的组成、颗粒的形状、大小、胶结的类型、堆积的方式等等有关。第96页/共112页 油层渗透率在纵向上的变化，往往导致油层水淹的不均匀性。这是因为注入水沿着不同的渗透率层段，推进速度的快慢各异

34、。实践表明，渗透率的级差（即最大的渗透率/最小的渗透率）增大，常出现明显的单层突进，导致水淹厚度小，波及效率低，对采收率带来极为不利的影响。第97页/共112页2）平面上各向的非均质性 如用Kx、Ky分别表示平面x、y方向的渗透率，用以表征平面上的各向异性。在比较理想的情况下，流度比M=1，而布井的方位与x轴或y轴平行，或者布井的方位与x轴和y轴成一定角度，此时按5点和排状方式布井，它们的波及系数如何？下面了解一下布井的方位与x轴或y轴平行的情况。根据研究，注水的波及系数与Kx/Ky的变化关系，如图1.31所示。 第98页/共112页 图1.31 波及效率与kx/kY的关系1008060402

35、001.52 排状井网1 五点井网 注水井 生产井波及效率%kx/kY kxkYkxkY0.52.53.5 用Kx、Ky分别表示平面x、y方向的渗透率，用以表征平面上的各向异性。 排状布井时如果KyKx，十分容易形成水窜，波及系数也就很低。相反，如KyKx，水窜可能大为减小而波及系数可达到相当高的数值。如控制注采系统的水流方向，使之与主要渗透率的方向垂直，波及系数就会提高。 第99页/共112页油层沉积的韵律的影响 积韵律可以反映出岩性、岩性的变化，亦可反映出储油性质上的差异。因此，在注水开发的油田中，油藏的沉积韵律不同就会使得注水的波及效率与驱油效率差异甚大。从而，表现出各自不同的特点。 第100页/共112页1）正韵律油层 这类油层的岩性特点是从下至上由粗变细。例如，油层沉积顺序下部为砾状砂岩、含砾砂岩、粗砂岩、中砂岩，上部为中砂岩、细砂岩或少量粉砂岩。这种沉积韵律的油层，由于油层纵向上渗透率的差异，油水运动特征不同，其开采效果也不一致。通常具有1）在平面上水淹面积大含水上升块，在中、低含水期间中采出程度低；2）在纵向上水洗厚度小，但水洗的层段驱油效率高。 第101页/