油藏工程全书

油藏工程全书第1页/共396页课程须知考核方式：闭卷考试成绩构成：总成绩＝期末考试*80%+作业（测验）＊20％＋课堂成绩；课堂提问：－5～0分，计入总成绩；纪律：累计三次旷课取消考试及补考资格，成绩计零；课后补假一律无效；迟到2次按1次旷课论处；课堂严重违纪或考勤替他人作弊者，酌情扣减平时成绩或计课堂成绩。考勤：班长协助考勤。第2页/共396页绪论

目前国内外无统一的定义，有三个观点：观点1：油藏工程是关于油藏描述及动态预测的学科。观点2：油藏工程是关于合理开发油气田理论和方法的学科。观点3：油藏工程是关于从总体上认识和改造油气藏,合理高效地开发油气藏，提高烃类采收率的学科。一、油藏工程概念第3页/共396页(1).指组成油气藏的各个部分，研究它们的性质及在开采中的作用。包括：油气藏内部和与之相邻的水层断层、隔层以及其他特殊层的性质和作用流体和储集层的性质“总体”的含义包括三方面：一、油藏工程概念第4页/共396页（2）在控制油藏的动态方面包括：

在平面上，不能只局限于个别地区或少数井上在剖面上，不局限于个别的油层上（3）油气藏与油气井的关系包括：

油气藏整体动态是主要的油井则是次要的一、油藏工程概念“总体”的含义包括三方面：第5页/共396页二、油藏工程的任务

地质模型

基础

分析驱油机制及驱动方式

预测未来动态目的：寻求改善“开发效果”的方法和技术，达到提高采收率的目的第6页/共396页（1）.地质模型

是人们对实际的油气藏采取地震、测井、取心等各种手段认识其特性的总和。

二、油藏工程的任务包括宏观和微观两个方面第7页/共396页宏观上包括：构造图（等值线、等高线、断层和油水分布等）剖面图（垂向上岩性的分布及其关系、油气水分布）地层对比图微观上包括：

孔、渗、饱大小及其分布，孔隙结构特征岩性、粘土矿物及非均质性地层水的类型及矿化度毛管压力曲线和相对渗透率曲线等二、油藏工程的任务第8页/共396页零维模型（物质平衡方程）数值模拟模型（1，2，3维模型）矿场经验及统计模型物理模型（如蒸汽驱模型）（2）.油藏工程模型二、油藏工程的任务第9页/共396页三、油藏工程的特点(1).高度综合的技术学科(2).方法性很强的学科

研究对象：是埋藏于地下具有复杂流动性、相态变化和储层性质的系统。需要地质、油藏物理和测井提供各方面的信息。油田开发必须具备下列领域知识钻井、采油、石油经济、储运和管理

具有大量商业性软件a.工程软件b.试井软件c.各种模拟软件

各种类型的油气藏都有一定的开发模式第10页/共396页三、油藏工程的特点(1)油藏的认识不是短时间一次完成的，需经历长期的由粗到细、由浅入深、由表及里的认识过程。(2)油气田是流体的矿藏，凡是有联系的油藏矿体，必须视作统一的整体来开发。

(3)必须充分重视和发挥每口井的双重作用——生产与信息的效能。

(4)油田开发工程是知识密集、技术密集、资金密集的工业。认识和开发油藏的特点：第11页/共396页四、学习油藏工程目的综合应用：石油地质学、沉积岩石学、开发地震、测井、油层物理以及渗流力学获得：研究和分析油藏动态和预测未来动态的基本方法和技术+成为：制订油田开发方案或调整方案、合理高效地开发油气田、提高采收率的专门人才今后矿场工作实践=第12页/共396页五、相关学科及研究方法开发地质学油层物理渗流力学地球物理学动态监测试井解释油藏数值模拟动态分析相关学科研究方法第13页/共396页

石油的发现与零星开采：1080年沈括考察发现延长石油至1859年第一口油井的钻成。

现代石油工业诞生：美国宾西法尼亚州，1859年8月27日钻成第一口油井，从此，采用旋转钻井技术钻井获取石油、利用蒸馏法炼制煤油的技术真正实现了工业化。

理论指导下的油气田开发：直到1935年之后，随着流体取样PVT分析，渗透率测定、物质平衡方程的运用，才开始了油田整体开发的意识和开发理论。六、油藏工程的发展简史第14页/共396页

第一阶段：～1930

零星打井开采，尚未形成整体开发意识(开发理论)，井网密度与开发理论萌芽。第二阶段：1930～1940

整体开发理论形成；油藏驱动能量与驱动类型研究，油气PVT研究，物质平衡方程。第三阶段：1940～1950

开发理论的进一步发展；注水开发；油水两相渗流理论；井间干扰问题；不同布井条件下产量计算。六、油藏工程的发展简史第15页/共396页

第四阶段：1950～1985

油田开发理论和实践全面发展，走向成熟。渗流力学应用研究；测井及试井技术应用；岩电实验；分层开采技术等；

第五阶段：1985～

油藏精细描述；油藏数值模拟；三采技术（化学驱、聚合物驱、微生物采油）；定向井、分支井、丛式井开发技术。油藏经营理念的形成。六、油藏工程的发展简史第16页/共396页

石油工业的发展史就是一部科技进步史，随着科技进步，原油的采收率大幅度提高，复杂油气田在不断发现，油气储量在不断增长。这就是科技进步所作出的杰出贡献，也是油田开发理论与技术发展的结果。六、油藏工程的发展简史第17页/共396页七、学习方法及要求1学习方法

准确了解油藏工程中的各基本概念

注意各问题的提出，对实际的意义

注重研究问题的方法

理论与实际相结合2学习要求

掌握各方法的基本原理和应用条件

复杂公式不要求记忆（但必须理解它）

做好笔记，完成布置的作业要勤于思考，不断提出问题第18页/共396页参考资料姜汉桥、姚军等《油藏工程原理与方法》，中国石油大学出版社，2006李传亮《油藏工程原理》，石油工业出版社，2006李晓平等编著《试井分析方法》，石油工业出版社2009刘德华等《油藏工程基础》，石油工业出版社，2008第19页/共396页第一章：油藏工程基础★

掌握油田开发阶段的主要任务★熟悉油田开发方案编制的原则与主要内容第20页/共396页第一节油田开发准备阶段的主要任务

一个油田整个开发过程可划分成若干个阶段，如图所示：开发准备阶段第21页/共396页详探阶段生产试验阶段开发准备阶段第一节油田开发准备阶段的主要任务第22页/共396页一、详探阶段1.以层系为基础的地质研究；2.构造特征研究；3.储层及其流体特性研究；4.储量计算；5.驱动能量分析与驱动方式确定；6.产能评价。（一）详探阶段主要任务第23页/共396页（二）详探阶段的主要研究内容与方法

1.地震详测

在初探的基础上进行加密细测，确定构造形态和其中的断层状态，为确定闭合面积和高度提供依据。

2.部署详探井并获得详细资料获取录井、测井、试油和岩心分析资料，为层系划分和储量计算提供依据。

3.试采确定产能并评价油藏动态，了解驱动能量，了解油层连通和井间干扰情况，评价措施适应性。第24页/共396页1.储层深入研究(小层数目、平面及纵向非均质性、储量丰度等)；2.井网研究(布井方式，井网密度等)；3.生产动态研究(采油速度、产能、压力下限、保持能量方法、层间及井间干扰、油水运动规律等)；4.采油工艺技术研究(合理开采工艺、增产增注措施的适应性、提高采收率试验等)。二、生产试验阶段

开辟生产试验区，通过试验性开采，深化对油藏的认识，为编制开发方案提供依据。（一）生产试验阶段的主要任务第25页/共396页（二）开辟生产试验区的原则生产试验区的位置和范围对全油田应具有代表性，取得的认识与结论对全油田的开发具有指导意义；试验区应具有相对的独立性。既不因试验区的建设而影响全油田开发方案的完整性与合理性，也不因相邻区域的开发而影响试验区的后续研究。第26页/共396页（三）开发试验的基本内容天然能量开发试验；井网试验；采收率评价试验及提高采收率方法试验；产能评价及提高产能方法试验；注水开发试验；第27页/共396页第二节油田开发方案编制

油田开发方案是在详探和生产试验的基础上，经过充分研究以后，使油田投入长期和正式生产的一个总体部署和设计。第28页/共396页第二节油田开发方案编制编制开发方案的指导原则油田开发方案的相关技术内容开发方案编制的一般步骤开发方案的实施要求第29页/共396页一、编制开发方案的指导原则遵循国家能源政策，保证国民经济和社会发展对油气资源的需求；最高采收率原则；最佳经济效益原则；第30页/共396页二、油田开发方案的相关技术内容1.开发层系划分与组合；2.不同开发层系的井网密度；3.完井方式；3.油藏的驱动方式及油井的采油方式；4.生产井的合理工作制度；5.不同层系的合理注水方式、注水时机，注水井的工作制度；第31页/共396页二、油田开发方案的相关技术内容6.压力保持水平；7.合理采油速度，预测稳产年限及最终采收率；8.经济技术指标，预测油田开发趋势；9.各种开发方案的分析对比，最优化方案;10.特殊油田需要考虑的特别因素（断块油田、低渗透、稠油等）。第32页/共396页三、油田开发方案的主要内容1.油田地质情况；2.流体物性;3.储量计算(指开发储量及其核实情况);4.油田开发原则；5.油藏驱动类型；6.油藏压力温度系统；7.开发层系、井网、开采方式、注采系统；第33页/共396页三、油田开发方案的主要内容8.钻井工程和完井方法；9.采油工艺技术；10.油气水的地面集输和处理；11.开采指标；12.经济评价;13.实施要求。第34页/共396页四、开发方案编制的一般步骤1.地质及油藏工程问题（面问题）2.钻井完井工程问题（点问题）3.采油工程问题（点问题）4.地面集输系统工程问题（方案问题）5.经济评价与方案优选（经济问题）五部分：第35页/共396页五、开发方案的实施要求提出钻井、投产、转注程序、运行计划及特殊技术要求；提出开发试验安排及要求；预测增产措施工作量；提出动态监测的主要内容及监测要求。第36页/共396页第二章油气藏评价

油气藏的压力、温度系统油气藏驱动类型及其开采特征油气藏储量评价油藏采收率测算方法第37页/共396页

油气藏深埋在地下，承受着上覆岩层的压力，同时又处在地球的温度场中，因此，油藏中岩石和流体的一些物理和物理化学性质与油藏中的压力和温度密切相关。因此，油藏的压力和温度系统是油藏动态分析的重要内容。油气藏压力和温度与油藏埋深有关。埋藏越深，压力温度越高。

第一节油气藏的压力、温度系统第38页/共396页地层压力地静压力＝流体压力＋上覆岩层颗粒的压力一、油藏的压力系统第39页/共396页静水压力由垂直的液柱重量所产生的压力静水压力梯度单位液柱高度的压力值，0.1kg/cm2·m地层压力（孔隙流体压力）作用于岩层孔隙空间内流体上的压力油（气）层压力含油（气）区内的地层压力一、油藏的压力系统第40页/共396页

对于每口探井和评价井，必须准确确定该井的原始地层压力，绘制压力与油藏埋深的关系曲线，以便判断油气藏的原始产状和分布类型，并用于确定储量参数和储量计算。

由上覆岩层（岩石骨架和流体）的重量而产生的压力称为地层压力。其大小为：PR—地层压力，MPa，D—油层中部深度，m；Φ—孔隙度，小数；ρf、ρL—地层岩石和流体的平均密度，g/cm31.地层压力一、油藏的压力系统第41页/共396页

地层压力随深度加深而增大，每加深lm或100m的压力增值称为地层压力梯度。2.地层压力梯度第42页/共396页

油藏中不同部位所测的地层压力与对应位置的油层中部温度之间的关系曲线称为地层压力梯度曲线。由此可以判断油气或气水界面位置。压力梯度曲线的斜率与流体密度（流体类型）相关。2.地层压力梯度第43页/共396页3.压力系数

地层压力与油层中部深度（D）等高度的静水压力之比值称为压力系数。DowcDm第44页/共396页

压力系数是衡量地层压力是否正常的一个指标。压力系数为0.8～1.2为正常压力，大于1.2者称为高压异常，小于0.8者称为低压异常。油藏不同部位的压力系数不同，顶部高，翼部低。当D=Dowc时，压力系数等于1。由压力系数可以计算油水界面的位置。3.压力系数第45页/共396页根据油区一口井的实测地层静压PR计算油水界面位置：根据油、水区各一口井的实测地层静压PRW、PRo及其对应的深度Dw、Do计算油水界面位置：3.压力系数第46页/共396页

油藏的温度来自地球的温度场，即由温度很高,热能极大的地心热源向四周散热而形成的一个温度场。地球的温度场可以看成是一个稳定不变的温度场。油藏的温度与其埋深和地温梯度有关。二、油气藏的温度系统第47页/共396页

是指地下埋藏深度每增加100米时，地层温度增高的度数。式中：GT——地温梯度，℃/100m；

T——测温点的温度，℃； ｔ——恒温带或当地大气的年平均温度，℃；

H——测温点的深度，m；

h——恒温带的深度，m。地温梯度二、油气藏的温度系统第48页/共396页

影响地温梯度的因素比较复杂，主要受岩石（主要是其导热率）和局部地区地质条件的影响，在地球各处不是常数。地温梯度一般约为3.0℃～5℃/100m。

由不同探井所测的静温与相应埋深的关系曲线称为静温梯度曲线。为一条直线。第49页/共396页

油藏中的流体（油、气和水）也只有受到外力作用时才能流动。油藏的驱动力是指驱动流体运动的各种动力的综合。所谓驱动方式是指油层在开采过程中主要依靠哪一种能量来驱油。油藏中的驱油能量一般有：

（1）油藏中流体和岩石的弹性能；（2）溶解于原油中天然气的膨胀能；（3）边水和底水的压能和弹性能；（4）气顶气的膨胀能；（5）重力势能。第二节油气藏驱动类型及其开采特征第50页/共396页

油藏的驱动能量不同，开采方式则不同，从而在开发过程中产量、压力、气油比等重要开发指标有不同的变化特征。它们是表征驱动方式的主要因素，所以可以从它们的变化关系判断驱动方式。

弹性驱动溶解气驱水压驱动

气压驱动重力驱动复合驱动第二节油气藏驱动类型及其开采特征第51页/共396页油藏生产过程中的特点：

1）地层压力随时间增长而变小；

2）产油量随时间增长而减少；

3）生产气油比为一常数。

4）Re=1%~10%,平均3％弹性驱动油藏开采特征曲线一、弹性驱动(closedexpansiondrive)形成条件：

1）油藏无原生气顶；

2）油藏无边水(或底水、注入水)，或有边水而不活跃；

3）开采过程中油藏压力始终高于饱和压力。

概念：依靠岩石及流体的弹性膨胀而驱油的驱动方式。第52页/共396页溶解气驱油藏开采特征曲线二、溶解气驱(solutiongasdrive)形成条件：1）溶解气分离膨胀为主要驱动能；2）油藏应无边水(或底水、注入水)、无气顶，或有边底水而不活跃；3）地层压力低于饱和压力。

当地层压力下降到饱和压力以下时，溶解气从原油中分离出来膨胀而驱油的驱动方式称为溶解气驱。开发特点：1）地层压力随时间增长而较快减少；2）产量随时间快速下降；3）气油比开始上升很快，达到峰值，后又很快下降。4）Re=1％一10％,平均3％第53页/共396页

刚性水驱：天然水域的储层与地面具有稳定供水的露头相连通，可形成达到供采平衡和地层压力略降的理想水驱条件，此时地层压力基本保持不变，此种情况称刚性水驱；

弹性水驱：当边水、底水或注入水较小时，不能保持地层压力不变，则称弹性水驱。天然水驱油藏的剖面图和俯视图三、水压驱动(waterdrive)第54页/共396页刚性水驱油藏生产特征曲线（1）刚性水压驱动形成条件：

1）油藏有边水(或底水、注入水)，油层与边水或底水相连通；2）有露头，且存在良好的供水源，高差大；3）水区与油区之间没有断层遮挡；4）生产过程中地层压力基本不变；开发特点：

1)油藏生产过程中油层压力不变，井底流压不变，压降越大，采液量越大，压降不变；采液量不变;2)油井见水后产油量急剧下降；3)生产气油比始终不变。驱动能量主要是靠边水(或底水或注入水)的驱动作用。第55页/共396页弹性水驱油藏生产特征曲线（2）弹性水压驱动形成条件：1）边水不活跃，一般无露头，或有露头但水源供应不足，不能弥补采液量；2）水区与油区之间存在断层或岩性变差；3）若采用人工注水时，注水速度小于采液速度。开发特点：

1）地层压力不断降低；

2）产量随时间而下降；

3）气油比保持不变。

油藏的驱动能量主要是依靠含水区和含油区压力降低而释放的弹性能量。第56页/共396页

气顶驱油藏的有效开发，要制定合理的采油速度，尽量避免引起气顶气沿高渗透带形成气窜，而绕过低渗透带的原油，并在油气接触面的油井形成气锥，降低气顶效率;

尽量避免由于气顶区的压力下降和气顶的收缩，致使原油侵入收缩部分的气顶区而难以采出;

当气液比较高时，应关闭构造高部气油比较高的井。具有原始气顶的油藏图

四、气压驱动(gascapdrive)驱动能量主要是气顶的弹性膨胀或人工注气能量。第57页/共396页刚性气驱油藏生产特征曲线（1）刚性气压驱动（RigiditygasDrive）形成条件：1）人工注气或具有规模较大，能量充足的气顶，开发过程中地层压力保持不变。开发特点：

1）生产过程中地层压力不变；

2）产量开始不变，当油气界面下移，出现气侵之后产量增大；

3）因地层压力大于饱和压力，生产气油比开始不变，当气侵之后生产气油比会增大。第58页/共396页弹性气驱油藏生产特征曲线（2）弹性气压驱动（expansiongasDrive）形成条件：1）有气顶；2）地层压力逐渐下降；3）靠气压驱动。

开发特点：

1）地层压力下降快；

2）产量下降快；

3）气油比不断上升。

第59页/共396页重力驱动油藏开采动态曲线五、重力驱动(GravityDrive)形成条件：1）地层倾角大，厚度大，渗透性好；2）不存在其它驱动能量或其它能量已枯竭。开发特点：1）地层压力随时间而降低；2）生产开始时产量不变，当含油边缘到达油井后变小；3）生产过程中生产气油比保持不变。靠原油自身的重力作为主要驱动能量。第60页/共396页六、复合驱动(ComplexDrive)常见的两种复合驱：

溶解气驱与弱水驱小气顶驱和弱水驱

靠两种或两种以上的能量作为驱动能量。各种能量的驱动指数相差不大。第61页/共396页★每一个油藏，都存在着一定的天然驱动能量，这种驱动能量可以通过地质勘探成果及原油的高压物性试验加以认识。油田投入开发后，可以依据不同驱动方式下的生产特征，来分析判别属于那一种类型的能量；★一般的油藏中都会存在多种驱动能量，某一开发时期以某种能量为主导；

★油藏的驱动方式不是一成不变的，它可随开发的进行和开发措施的改变而改变；★开发过程中，要加强油藏压力监测，适时补充能量。六、结论第62页/共396页第三节油气藏储量评价

油气田储量是石油和天然气在地下的蕴藏量是对油气田勘探成果进行综合评价的重要指标，也是制定油田开发方案，确定油田建设规模和投资的依据。第63页/共396页地质储量远景资源量探明储量控制储量预测储量潜在资源量推测资源量已开发探明储量未开发探明储量基本探明储量一、基本概念第64页/共396页1.探明储量探明储量是油气田发现具有工业性油流后，经钻探、试采、评价后取得较多的储量计算参数所获得的估算储量，其精度经开发检验至少达到70％～80%以上。第65页/共396页(1)已开发探明储量(简称1类，相当于其他矿种的A级)(2)未开发探明储量(简称2类，相当其他矿种的B级)(3)基本探明储量(简称3类，相当其他矿种的C级)1.探明储量第66页/共396页2、控制储量(相当于其他矿种C-D级)它是在某一圈闭内预探井发现工业油(气)流后，以建立探明储量为目的，在评价钻探过程中钻了少数评价井后所计算的储量。一、基本概念第67页/共396页3、预测储量(相当其他矿种的D-E级)它是在地震详查后，以及其他方法所提供的圈闭内，经过预探井钻探获得油气流、油气层或油气显示后，经过区域地质条件分析和类比，对有利地区按容积法估算的储量。一、基本概念第68页/共396页4、远景资源量远景资源量是依据地质、地球物理、地球化学资料统计或类比估算尚未发现的资源量。地质储量和它之和便构成总资源量。一、基本概念第69页/共396页

潜在资源量又称圈团法远景资源量，是用圈闭法预测的远景资源量。

推测资源量是根据区域地质资料和邻区同类型沉积盆地进行类比，结合盆地或凹陷的初步物探普查资料或参数井的储层物性和生油岩有机地球化学资料，可估算总资源量，也可根据盆地模拟估算可能存在的油(气)资源量。一、基本概念第70页/共396页二、油气资源与储量的分类分级第71页/共396页二、油气资源与储量的分类分级第72页/共396页第73页/共396页三、油气储量计算方法储量计算方法类比法容积法动态法数值模拟法物质平衡法产量递减储量丰度法单储系数法水驱曲线法不稳定试井法第74页/共396页（一）类比法

类比法是用已知类似油气田的储量参数，去类推尚不确定的油气田储量的方法。该法可用于推测尚未打预探井的油藏的资源量，或已经打少量评价井已获得工业油气流，但尚不具备计算储量各项参数的构造。类比法又可分为储量丰度法和单储系数法两种。储量丰度法：单储系数：三、油气储量计算方法第75页/共396页式中 N——石油地质储量，104t；

A——含油面积，km2；

h——平均有效厚度，m； ——平均有效孔隙度，小数；

Soi——平均油层原始含油饱和度，小数；

ρo——平均地面原油密度，t/m3；

Boi——平均原始原油体积系数。（二）容积法1.石油地质储量计算第76页/共396页含油面积第77页/共396页岩性油藏存在砂层尖灭第78页/共396页

(1)外推法根据已知两井点间同一砂层厚度变化的梯度，从厚度大的向厚度薄的一方外推至厚度为零的地方，此处即为砂层大致尖灭的位置。(2)统计法根据研究地区砂层的延伸长度与厚度关系，统计取得该区计算尖灭合理的位置公式。(3)经验方法确定砂层尖灭位置的方法第79页/共396页有效厚度

油层的有效厚度通常所指的是不仅其内存有油气而且在正常技术条件下能产出工业性油气流的部分，即油层中具有产油能力部分的厚度。工业性油气流井内具有可动油的储集层那部分厚度。油气层井深（m）<500500~10001000~20002000~30003000以上产油下限陆地（t/d）0.30.51.03.05.0海域（t/d）-10203050产气下限陆地（t/d）30010003000500010000海域（t/d）-10003000500010000中国油气井油气流工业生产标准第80页/共396页含油饱和度确定油层原始含油饱和度的方法：油基泥浆取心法密闭取心法毛管压力曲线法地球物理测井法第81页/共396页有效孔隙度测定有效孔隙度岩心分析测井资料解释原油体积系数和地面原油密度计算基本探明储量时，至少应有一口井的高压物性分析资料。（二）容积法第82页/共396页其中：

2.气田地质储量计算

根据经济技术条件，确定了气藏的废弃压力Pa后，可计算定容封闭气藏的可采储量：（二）容积法第83页/共396页凝析气藏总原始地质储量：

干气原始地质储量：

凝析油原始地质储量：

其中：干气的摩尔分量:

凝析油的含量（g/m3）

凝析油的气体当量体积（m3/m3）3.凝析气田储量计算

当无分析的凝析油分子量时，可按密度计算：（二）容积法第84页/共396页第四节油气藏储量与采收率

采收率不仅与油田天然条件有密切关系，而且在不同程度上反映着油田开发和开采的技术水平。是衡量油田开发效果和油田开发水平的最重要的综合指标，是油田动态分析中最基本的问题之一。

第85页/共396页一、基本概念●采收率：是指可采储量与原始地质储量的比值；

●最终采收率：是油田废弃时采出的累积总采油量与地质储量之比值。

●无水采收率：是油田在无水期（综合含水小于2%）采出的总油量与地质储量的比值；

●阶段采收率：油田某一开采阶段采出的油量与地质储量的比值；

●采出程度：目前累积采油量与地质储量的比值。第86页/共396页●地质因素

1．天然驱动能量的大小及类型；

2．油藏岩石及流体性质；

3．油气藏的地质构造形态。

●油田开发和采油技术对采收率的影响

1．油气藏开发层系的划分；

2．布井方式与井网密度的选择；

3．油井工作制度的选择和地层压力的保持程度；

4．完井方法与开采技术；

5．增产措施以及采用新技术、新工艺的效果；

6．提高采收率的二次、三次采油方法的应用规模及效果。

二、影响采收率的主要因素第87页/共396页不同驱动机理的采收率驱动方式采收率变化范围（%）注释一次采油弹性驱2～5个别情况可达10%以上（指采出程度）溶解气驱10～30

气顶驱20～50

水驱25～50薄油层可低于10%，偶尔可高达70%重力驱30～70

二次采油注水25～60个别情况可以高达80%左右注气30～50

混相驱40～60

热力驱20～50一次开采的重油第88页/共396页

（1）矿场资料统计法；（2）室内水驱油实验法；（3）岩芯分析法；（4）地球物理测井法；（5）分流量曲线法；（6）油田动态资料分析法。

三、采收率（或可采储量）的测算方法计算采收率的方法有：第89页/共396页

通过常规水基泥浆钻井取芯或在水淹区取芯，采用岩芯分析法确定其残余油饱和度(residualoilsaturation)，即可计算采收率：

1.岩芯分析法第90页/共396页2.室内水驱油实验法

由油田的实际岩芯进行水驱油实验，模拟地下水驱过程，求出残余油饱和度并计算出采收率。

岩芯分析法和室内水驱油实验法求出的实际上只是驱油效率，并未考虑实际油层的非均质性。最终采收率是注入剂的宏观波及系数与微观驱油效率的乘积。第91页/共396页

由油水相对渗透率曲线作出分流量曲线，过束缚水饱和度处作分流曲线的切线，延长与100％含水率点所对应的含水饱和度即为驱替后岩芯的平均含水饱和度。然后按下式计算采收率：

3.分流量曲线法

C—考虑地层垂向非均质性的校正系数。根据含水率曲线求平均含水饱和度示意图

第92页/共396页4.矿场资料统计法

(1)Guthrie和Greenberger法（1995）

水驱油藏：

(2)美国石油学会（API）的相关经验公式（1967）

溶解气驱:第93页/共396页

当Pi>Pb时，还应加上弹性阶段的采收率ERE，才是油田的总采收率。由压缩系数的定义得：

(3)前苏联全苏石油科学研究所的相关经验公式第94页/共396页(4)我国水驱砂岩油藏的相关经验公式

由我国东部地区150个水驱砂岩油藏，统计得到的相关经验公式为：

各项参数的变化范围参数地层原油粘度（mPa·s）空气渗透率K（10-3µm2）有效孔隙度井网密度S（w/km2）变化范围0.5～1544.8～89000.15～0.333.1～28.3平均值18.412690.259.6第95页/共396页（5）开发潜力评价新方法（考虑经济和技术因素）

极限采油指数经济极限产量（现场因素确定）（合理地层压力-最小井底流压）极限生产压差极限含水率油藏采收率

归一化处理得平均相对渗透率曲线；利用油田实时统计的某一阶段采油指数和对应的含水率,根据相渗数据与含水率的关系曲线找出此含水率对应的相对油相、水相渗透率，从而求得无因次采液、采油指数。取油藏经济极限产油量为1.0t/d，极限生产压差12MPa，确定出极限含水率为84.76％，平均退汞效率36.67％，则采收率为22.0%。第96页/共396页1、已知某油田含有面积31.5km2，有效厚度10m，平均有效孔隙度为20%，束缚水饱和度为25%，原油体积系数为1.1，原油相对密度为0.85，平均井深为1600m，计算该油田的地质储量，储量丰度和单储系数，并作出评价。2、简述各种驱动类型油藏的开采特征及形成条件。作业第97页/共396页第三章油田开发驱动方式选择开发层系的划分与组合油田注水方案的选择开发井网部署第98页/共396页一、油田开发方针制订油田开发方针应考虑如下几方面的关系：１.采油速度２.油田地下能量的利用和补充３.采收率的大小４.稳产年限５.经济效果６.工艺技术７.环境保护第99页/共396页二、油田开发原则应对以下几方面的问题作出具体规定：１.规定采油速度和稳产期限２.规定开采方式和注水方式３.确定开发层系４.确定开发步骤５.确定合理的布井原则６.确定合理的采油工艺技术和增注措施第100页/共396页可采储量大于1×108t的油田，稳产期应在10年以上；可采储量5000×104t到1×108t的油田，稳产期应在8～10年；可采储量1000×104t到5000×104t的油田，稳产期应在6～8年；可采储量500×104t到1000×104t的油田，稳产期应在5年以上；可采储量小于500×104t的油田，稳产期不少于3年。二、油田开发原则第101页/共396页

从布置基础井网开始，一直到完成注采系统，全面注水和采油的整个过程中所必经阶段和每一步的具体做法。基础井网的布置确定生产井网和射孔方案编制注采方案开发步骤二、油田开发原则第102页/共396页三、油田开发程序认识油田：井钻的越多对地下油层的认识越清楚合理开发油田：希望开发初期少钻些井就能把油层认识清楚第103页/共396页第一节驱动方式的选择油藏的驱动方式是全部油层工作条件的综合。驱动方式是指油层在开采过程中主要依靠哪一种能量来驱油。第104页/共396页驱动方式：天然拥有人工建立选择的原则：既要合理地利用天然能量，又要有效地保持油藏能量，以满足国家对开采速度和稳产时间的要求。第一节驱动方式的选择第105页/共396页第二节开发层系的划分与组合

把特征相近的含油小层组合在一起，与其他层分开，用单独一套井网开发，以减少层间干扰，提高注水纵向波及系数及采收率，并以此为基础，进行生产规划、动态分析和调整。一、划分开发层系概念第106页/共396页具体的做法有两种：1)层系一开始就细分，多套井网分采不同的油层，少搞分层作业，实现较高的波及系数。2)初期层系划分得粗一些，少钻井，多搞分层开采作业，提高注水波及体积。后期根据需要，多井网分采各层。第二节开发层系的划分与组合第107页/共396页我国砂岩油田层系的划分大多数油田为一套层系，油层数为5～15层，有效厚度为10～20m。在油层多、厚度大、层间渗透率差异大的油田，则划分成为若干个层系开发。层系套数油田个二节开发层系的划分与组合第108页/共396页二、划分开发层系的意义

合理地划分开发层系，有利于充分发挥各类油层的作用划分开发层系是部署井网和规划生产设施的基础采油工艺技术的发展水平要求进行层系划分油田高速开发要求进行层系划分第109页/共396页三、层系划分应考虑的影响因素(1)随着开发层系内油层层数和厚度增加，油层动用厚度和出油好的厚度明显减少，油层采油强度下降，采收率下降。(2)开发层系内高、低渗透率油层不同的厚度比例，对开发效果影响大。(3)开发层内不同渗透率、不同粘度油层、不同组合对开发效果影响很大。第110页/共396页(1)一套独立的开发层系应具有一定的储量，以保证油井具有一定生产能力；(2)两套开发层系之间，应具有良好的隔层，在注水开发条件下，两套开发层系能够严格分开，以避免层系之间发生水窜，影响分采效果；四、划分发层系的原则第111页/共396页(3)同一开发层系内各小层的物理性质相似，尤其是油层渗透率相接近，以防止注水过程中，形成严重的单层突进；(4)同一开发层系内各油层的油水分布、原油性质、压力系统应当接近；(5)在分层开采工艺所能解决的范围内，开发层系不宜划分过细，以利于减少建设工作量，提高经济效果。四、划分发层系的原则第112页/共396页2、层系划分的原则与意义。1、某油田由下列7个小层构成，请进行层系划分与组合，并说明理由。作业第113页/共396页第三节油田注水方式的选择一、油藏的天然能量：边水和底水驱动原生气顶和次生气顶的膨胀原油中溶解气的释放和膨胀油层和其中原油的弹性能量第114页/共396页多数油田的天然能量是不充足的天然能量的发挥是不均衡的利用天然能量采油，油田的调整和控制有时比较困难使用天然能量的局限性：最终表现为采收率低一、油藏的天然能量第115页/共396页注水开发的优点：能持续高产驱油效率高控制调整较容易采收率相对较高经济效果好无水采收率较低人工注水时的无水采收率一般为地质储量的５～８％，甚至更低。注水开发的不足：二、注水开发第116页/共396页注水效果较差的油藏：（1）水敏性矿物含量较高的油藏；（2）稠油油田油藏。（3）低渗油藏二、注水开发驱动类型

最终采收率天然能量采油%

注气采油注水采油最终采收率%比天然能量采油高%最终采收率%比天然能量采油高%溶解气驱动212728.542100气顶驱动303620

水压驱动60

7016.7美国不同类型油田采收率统计第117页/共396页油田开始注水时间：早期注水开发油田（早期注水）中期注水在油田开发后期天然能量枯竭以后做为二次采油方法运用（晚期注水）注水的具体界限上常考虑两个因素：1)压力因素；2)油藏渗透率及几何形态的情况。二、注水开发第118页/共396页适用条件：地饱压差小的高饱和油藏优点：P地>Pb，生产压差调整余地大，高产、稳产时间长，自喷开采期较长。原油性质好缺点：初期注水工程投资大，投资回收期较长注水时机：0(P地-Pb)/Pb0.1（1）早期注水第119页/共396页

一次采油达到经济极限时注水。优点：初期投资少，原油成本低，投资回收期短缺点：原油性质变差油气水三相流动，油相流动阻力增大稳产和自喷开采期短（2）晚期注水第120页/共396页

介于早、晚期注水时间之间，地层压力可能低于饱和压力。适用条件：地饱压差大和异常高压的油藏优点：采收率较高

缺点：（1）原油性质变差（2）油气水三相流动，油相流动阻力增大（3）稳产和自喷开采期短注水时机：0.8~0.85P静（P静—静水柱压力）（3）中期注水第121页/共396页概念：注水井在油藏中所处的部位和注水井与生产井之间的排列关系。1)边缘注水法2)切割注水法3)面积注水法4)点状注水三、注水方式第122页/共396页(1)边缘注水法适用条件：油田面积不大，构造比较完整，油层结构单一，油层稳定。边部与内部连通性好，流动系数较高。注水井吸收能力好，保证压力传递能使油田采到良好的注水效果，油藏原始油水边界位置清楚。第123页/共396页三种方式：（1）缘外注水：注水井分布在外含油边界以外。适用条件：含水区的渗透率较高含水区与含油区之间，不存在低渗透带或断层（2）缘上注水：注水井排布在含油外缘上（3）缘内注水：注水井布置在内含油边界以内(1)边缘注水法第124页/共396页边部注水井排基本上与含油边缘平行，以利于油水边缘均匀推进，达以较高的采收率。优点：使油气界面逐步向内推进，控制较为容易，无水采收率及低含水采收率高。缺点：由于遮挡作用，受效井排少，油田较大，则内部井排受不到注水的效果。边部注水，可造成注入水部分外溢，降低了注水效果。第125页/共396页外内外内外内缘外注水缘上注水缘内注水(1)边缘注水法第126页/共396页(2)切割注水法利用注水井排将油藏切割成为较小单元，每一块面积（叫做一个切割区），可以看成是一个独立的开发单元，分区进行开发和调整。第127页/共396页（1）适用条件油层大面积分布切割区内布置的生产井和注水井有较好的连通性油层具有一定的流动系数（2）论证内容裂缝的主要方位切割距大小井距、排距大小生产井排数(2)切割注水法第128页/共396页(2)切割注水法

切割注水的类型第129页/共396页采用切割注水的优点1)可根据油田地质的特征，选择切割井排形式、最佳方向及切割距；2)可在开发期间得到油田详细地质结构沉积等资料，修改所采用的方式；3)可优先开采高产地带，使产量达到设计水平；4)在油层渗透性有方向性时，用切割井网控制注入水的流向，可得到较好的开发效果；5)切割区内的油井普遍受到水驱的效果。第130页/共396页切割注水的局限性1)不能很好地适应油层的非均质性2)注水井间干扰大，单井吸水能力较面积注水低；3)注水井排两侧地质条件不相同，会出现区间不平衡，加剧平面矛盾；4)当几排井同时生产时，内排井生产能力不易发挥，外排井生产能力大，但见水也快；5)实施的步骤复杂，需要研究逐排生产井合理开关界限等。第131页/共396页(3)面积注水概念：是将注水井按一定几何形状和一定的密度均匀地布置在整个开发区上。适用条件：（1）油层分布不规则，延伸性差，多呈透镜状分布；（2）油层的渗透性差，流动系数低；（3）油田面积大，构造不够完整，断层分布复杂；（4）可用于油田开发后期的强化采油；（5）可用于提高采油速度。第132页/共396页开发特点：（1）采油速度高，但生产见水时间早，原因是：所有生产井均可受到注水井的直接影响注水井到生产井距离较近，吸水能力好，产液能力高。（2）可调性差(3)面积注水第133页/共396页井网的命名：（1）以注水井为中心，包括周围的生产井而构成的注水单元来命名。该单元中有几口井就称为正几点井网。

美国用此命名法。（2）以生产井为中心，包括周围的注水井而构成的单元来命名。

前苏联和中国油田采用。（3）反井网：注水井和生产井位置调换而得的井网。(3)面积注水第134页/共396页（3）.面积注水—几种基本的注采井网及性质正对式排状注采井网交错排状注采井网四点井网五点井网七点井网九点井网井网要求注采井数比水动力场图井距与排距的比例第135页/共396页（1）钻成井网要求：长方形（2）注采井数比为1：1

由于1口注水井将影响2口生产井，

1口生产井将受到2口注水井的影响。（3）水动力场图(3)面积注水A.正对式排状注采井网第136页/共396页等压线流线A.正对式排状注采井网井网控制单元最小流动单元注水井采油井第137页/共396页（1）钻成井网要求：长方形（2）注采井数比为1：1

由于1口注水井将影响4口生产井，

1口生产井将受到4口注水井的影响。（3）水动力场图(3)面积注水B.交错排状注采井网第138页/共396页等压线流线B.交错排状注采井网井网控制单元最小流动单元注水井采油井第139页/共396页（1）钻成井网要求：等边三角形（2）注采井数比为1：2

由于1口注水井将影响6口生产井，

1口生产井将受到3口注水井的影响。（3）1/12单元水动力场图（4）排距与井距之比为1：C.四点井网(3)面积注水第140页/共396页井网控制单元最小流动单元等压线流线C.四点井网注水井采油井第141页/共396页（1）钻成井网要求：正方形（2）注采井数比为1：1

由于:1口注水井将影响4口生产井

1口生产井将受到4口注水井的影响（3）水动力场图：可简化为背对背的两个径向流（4）排距与井距之比为1：2(3)面积注水D.五点井网第142页/共396页注水井采油井D.五点井网五点井网的水动力场图:

与交错排状注采井网相似，但井网属于正方形井网。第143页/共396页（1）钻成井网要求：等边三角形（2）注采井数比为2：1

由于:1口注水井将影响3口生产井

1口生产井将受到6口注水井的影响（3）1/6单元水动力场图（4）排距与井距之比为1：(3)面积注水E.七点井网（反四点井网）第144页/共396页井网控制单元最小流动单元七点井网的水动力场图:与四点井网相似，但注水井与生产井全部换位E.七点井网（反四点井网）注水井采油井第145页/共396页（1）钻成井网要求：正方形（2）注采井数比为3：1或1：3

不能用前面的思路推导

(3)排距与井距之比为1：2(3)面积注水F.九点与反九点井网第146页/共396页反九点井网注水井采油井F.九点与反九点井网

正九点井网就是将反九点井网中的注水井转变为采油井，采油井转变为注水井。第147页/共396页设定井网井网部署结果井网密度口/km2平均单井控制面积km2/口井/排距m

方式方案号油井数水井数总井数采、注井数比初期日产液m3/d7.810.13506/253五点W014546910.978157.5384/333反七点W026229912.138217358/358反九点W036924932.875241.5640/200菱形反九点W047121923.381248.59.850.1450/225五点W0555601150.917192.5342/296反七点W0674401141.85259320/320反九点W0788281163.143308580/175菱形反九点W0887291163304.512.820.08394/197五点W0973741470.986255.5300/260反七点W1099491482.02346.5280/280反九点W11111361473.083388.5520/150菱形反九点W12114371513.08139917.390.06340/170五点961343258/223反七点97462240/240反九点W15153512043535.5460/125菱形反九点W16147532002.77514.5250.04282/141五点W171401382781.0145420215/186反七点0316675.5200/200反九点W19221722933.0694773.5400/100菱形反九点W20214752892.853749实例第148页/共396页五点506米井距布井示意图(3)面积注水第149页/共396页反七点300米井距布井示意图(3)面积注水第150页/共396页反九点280米井距布井示意图(3)面积注水第151页/共396页菱形反九点520×150米布井示意图(3)面积注水第152页/共396页（4）点状注水

根据需要，局部（平面非均质性很强，渗透率相对较低）强化注水：第153页/共396页四、油田的注水方式选择的基本原则适应油层分布特点，注水井与生产井能控制80％～90％的面积和储量；达到较大的波及系数，并获得较高的最终采收率；充分利用油藏的有利因素（如渗透率差异、裂缝方位、地层倾角、断层等），并使采出的水最少；采油速度和稳产期满足要求，经济效益较好；便于开发过程的调整措施和生产管理。第154页/共396页第四节油田开发井网部署一、井网研究二、基础井网及其研究三、油田开发井网部署步骤第155页/共396页三个问题：布井方式：已有较成熟的意见(注水方式)井网密度：先期采用稀井网，后期加密一次布井与多次布井：多倾向于多次布井井网密度口/km2

井网指数

一、井网研究采收率驱油效率第156页/共396页

显然：井网越密，则井网对油层的控制程度越高，采收率愈高，对实现全油田的高产、稳产是愈有利。但井网越密，成本愈高。

受到天然水驱或人工注入水驱动的储量与地质储量的比值。一、井网研究第157页/共396页（1）地层物性及非均质性对于K高的油层，由于单井产能较高，泄油范围较大。井网密度可适当稀些。（2）原油物性(原油粘度)

通常高粘油藏，采用密井网。因为当原油粘度一定时，在同一采出程度下，井网越密，原油的含水率越低。原油粘度越大，影响越明显。（3）油层埋藏深度浅层井网可适当密些，深层则要稀些。（4）开采方式与注水方式强化注水开发方式的油田，井距可适当放大些，而靠天然能量开发的油田，井距可小些。1.井网密度与其他因素的关系第158页/共396页2.合理井网密度确定

根据原油销售收入与生产投入的总成本，结合采收率与井网密度的关系式，建立经济效益方程：第159页/共396页

将经济效益方程对井网密度求导，则其导数为零时的井网密度即为合理井网密度，即有：3.极限井网密度的确定经济效益为零时的井网密度即为极限井网密度。2.合理井网密度确定第160页/共396页二、基础井网及其研究

基础井网：是指在全面布置各层系开发井网之初，先选定一个分布稳定、产能高、有一定储量，并具有独立开发条件的油层，以此作为主要开发对象，布置它的正规开发井网。第161页/共396页井网密度（口/km2）井网控制程度%80%

控制层系80%以上的储量基础井网的要求二、基础井网及其研究第162页/共396页三、油田开发井网部署步骤（1）划分开发层系：在进行油砂体和隔层研究的基础上，划分开发层系，确定开发区上开发井网的套数。（2）确定油井数目根据开发区的采油速度，地质储量为N，面积A，试采资料确定的平均单井日产油量为q，计算出生产井数n和生产井的井网密度D

：

n=NVo/300q

D=n/A第163页/共396页（3）.根据设计的注采井网（注采系统）确定的注采井数比可计算出注水井数。（4）.布置开发井网（确定井网、井距）根据确定的井网密度和各开发层系中各油砂体的大小、延伸范围、分布情况及储量大小等资料合理布置注采井网。以尽量多地控制住地下储量，减少储量损失三、油田开发井网部署步骤第164页/共396页实例三、油田开发井网部署步骤第165页/共396页作业1、阐述边缘注水的类型及优缺点。2、面积注水有几种井网形式，并画出井网图，并说明各井网特征？3、P71，第7题。第166页/共396页第四章水驱油理论基础★水驱过程中的饱和度分布★注采井网的波及系数★改善水驱效果的水动力学方法第167页/共396页1.理解非活塞驱油的饱和度分布特征;2.了解导致非活塞式驱替的原因；3.掌握两相区中油水饱和度的变化规律及其应用。第一节水驱过程中的饱和度分布第168页/共396页一、非活塞驱油的饱和度分布特征非活塞式驱油过程的饱和度分布（平面单向流动）第169页/共396页非活塞式驱油过程的饱和度分布（平面径向流动）第170页/共396页活塞式驱替：多孔介质中，驱替相将被驱替相完全驱走，驱替相与被驱替相之间存在明显的分界面，分界面象活塞一样向前推进的驱替方式。非活塞式驱替：多孔介质中，驱替相未能将被驱替相完全驱走，驱替相与被驱替相之间形成两相混合区，没有明确的分界面的驱替方式。二、导致非活塞式驱替的原因①毛细管力;②重率差;③粘度差一、非活塞驱油的饱和度分布特征第171页/共396页1.毛细管力的影响

毛管力是由于界面张力和岩石的润湿性所产生的。有时是流动的阻力，有时是动力。（1）当岩石表面亲油时，毛管力为阻力。——表面张力——润湿接触角r——毛管半径流动方向P1P2Pc水油只有当P1-P2>Pc时，水才能进入毛管。一、非活塞驱油的饱和度分布特征第172页/共396页（2）当岩石表面亲水时，毛管力为动力。★

当△P>>Pc时，水在大毛管中的运动阻力小而运动快，形成指进。流动方向P1P2Pc水油★

在没有压差或压差较小（P1=P2<PC)的情况下，在毛管力作用下水也能渗入。★小毛管中毛管压力大，水首先渗入小毛管形成非活塞式推进。一、非活塞驱油的饱和度分布特征第173页/共396页2重率差的影响

水比油重，在重力作用下，两相区中的水向下移动，形成油水分异现象；3粘度差的影响

通常，油的粘度大于水，因此，当油水同时流动时，水比油的流动速度大。水油

当油水重率差异较大，油层较厚，流速不大时，这种分异越容易形成。第174页/共396页三、两相区中油水饱和度的变化规律——Buckley-Leverett驱油理论1.任一过水断面上的含水率fw第175页/共396页

过水断面上，水和油的流量：过水断面上的总流量：三、两相区中油水饱和度的变化规律第176页/共396页

过水断面上的含水率

——分流量方程(FractionalFlowEquation)M——流度比，定义为驱替相的流度与被驱替相流度之比。第177页/共396页不同水油粘度比下的分流量曲线三、两相区中油水饱和度的变化规律第178页/共396页

当水油粘度比一定时，某一截面上的含水率取决于水与油的相对渗透率之比，而相对渗透率比取决于饱和度。因此，含水率随饱和度的变化取决于水油粘度比。

启发：增加注入水的粘度或降低地层原油的粘度可以改善开发效果！

含水饱和度相同的情况下，水油粘度比越大，则含水率越低。三、两相区中油水饱和度的变化规律第179页/共396页2.两相区中含水饱和度的分布

在dt时间内流入单元体中的水量与流出水量之差，应等于dt时间内，单元体中含水量的变化。AA在两相区中取一微小单元体：第180页/共396页

上式表示某一固定含水饱和度的前移速度，称为Buckley-Leverett方程。由于：2.两相区中含水饱和度的分布第181页/共396页积分：由于：上式可写成：2.两相区中含水饱和度的分布第182页/共396页

两相区内为何会出现同一位置对应两个不同的的饱和度？2.两相区中含水饱和度的分布第183页/共396页计算两相区中含水饱和度分布的步骤第184页/共396页3.求前缘饱和度及前缘位置设：前缘在dt时间内向前移动了dx,则:微元体中含水量的变化为：根据物质平衡原理：流入微元体的水量为：水驱前缘：水驱油过程中，水所到达的最前方位置。第185页/共396页引入B-L饱和度分布方程得：因为研究的微元体位于水驱前缘，所以上式可写成：………….(A)………….(B)(A)与(B)联合求解得：3.求前缘饱和度及前缘位置第186页/共396页思考：如果注水前（或边水侵入前），地层中就存在自由水，该如何确定前缘饱和度？第187页/共396页前缘位置：3.求前缘饱和度及前缘位置第188页/共396页★前缘向前移动，但前缘饱和度始终不变；两相区内不同时刻饱和度分布★同一时刻,不同截面上的含水饱和度不同；★同一截面上，不同时刻的饱和度也不相同；第189页/共396页4.求油井无水采油量及见水时间油井刚见水时的累计采油量称为无水采油量。式中：d—为油井到边水或注水井的距离。

T—油井见水时间。定产量生产时的见水时间T为：第190页/共396页5.两相区的平均含水饱和度引入B-L方程得：第191页/共396页水驱前缘后的平均含水饱和度不变！第192页/共396页★

掌握面积波及系数、体积波及系数的概念及其影响因素；★了解高含水期剩余油的分布特征及其改善水驱效果的水动力学方法第二节注采井网的波及系数第193页/共396页一、注采井网的面积波及系数面积波及系数：驱油剂在平面上所波及到的面积与整个含油面积的比值。水首先沿主流线突破，因此，井壁上各点见水时间不同；油井见水时的水淹面积小于井网控制面积。

把注入水波及到的面积与井控面积比值称为注采井组的面积波及系数。注采井组的流线分布示意图第194页/共396页

两相区内各点的饱和度不同，因而流度不同。但前缘后的平均饱和度是不变的。因而可用平均饱和度下的流度代表两相区的的流度。