動(dòng)態(tài)分析講座

油藏動(dòng)態(tài)分析 我們通常進(jìn)行的油藏動(dòng)態(tài)分析包含兩部分內(nèi)容：一是開發(fā)效果分析，二是原因分析。即宏觀分析和微觀分析。 宏觀分析 ：一是分析開發(fā)效果好和差，二是進(jìn)行開發(fā)指標(biāo)的預(yù)測。 微觀分析 ：一是分析開發(fā)效果好或差的原因，二是為改善開發(fā)效果提供決策依據(jù)及提出工作內(nèi)容和工作量。 宏觀分析內(nèi)容 1、注水開發(fā)動(dòng)態(tài)分指標(biāo)分析：存水率、水驅(qū)指數(shù)、水驅(qū)曲線預(yù)測采收率及其他注水開發(fā)指標(biāo)。 2、產(chǎn)量遞減規(guī)律分析：產(chǎn)量遞減類型、剩余可采儲(chǔ)量開采期、預(yù)測采收率。 3、物質(zhì)平衡法分析：動(dòng)態(tài)計(jì)算原始地質(zhì)儲(chǔ)量（動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量）、驅(qū)替類型、邊底水入侵量等。 微觀分析內(nèi)容 1、 儲(chǔ)層的物理性質(zhì)分析：孔隙度 、 滲透率 、 孔隙結(jié)構(gòu) 、 膠結(jié)成份及含量 。 潤濕性等（ 包括敏感性分析 ） 2、 儲(chǔ)層流體性質(zhì)分析：原油物理性 、 化學(xué)性質(zhì) 、 地質(zhì)水性質(zhì) 。 3、 室內(nèi)水驅(qū)的試驗(yàn)資料分析：相對(duì)滲透率曲線 、 水驅(qū)油效率 。 4、 地層壓力分析：原始地層壓力 、 飽和壓力 、 目前地層壓力 、 流壓 、 合理生產(chǎn)層差 、 保持地層壓力界限 。 5、 現(xiàn)層系 、 井網(wǎng)對(duì)油藏地質(zhì)特征和開發(fā)階段適應(yīng)性分析：現(xiàn)層系 、 井網(wǎng)對(duì)構(gòu)造 、 儲(chǔ)層發(fā)育分布 、 沉積微相 、 物層性質(zhì) 、 剩余油分布適應(yīng)性 。 6、 注采比 、 注水結(jié)構(gòu)合理性分析 。 微觀分析內(nèi)容 提出改善開發(fā)效果的工作內(nèi)容和工作量 1、 調(diào)整思路 ， 思路要清晰 2、 調(diào)整工作內(nèi)容 ， 工作量 3、 調(diào)整效果預(yù)測 1、階段存水率：階段注水量減階段產(chǎn)水量比上階段注水量，表達(dá)式： 或 做存水率 水率）， t（時(shí)間）， （采出程度）關(guān)系曲線 一、注水開發(fā)指標(biāo)宏觀分析 （一）存水率與水驅(qū)指數(shù) )1(1(1100一、注水開發(fā)指標(biāo)宏觀分析 2、階段水驅(qū)指數(shù)：階段注水量減階段產(chǎn)水量比上階段產(chǎn)油量（地下體積） 或 從地下采一方原油要多少方體積的水來置換。當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀陲柡蛪毫ψ⑺_發(fā)時(shí)體積系數(shù) 000 )1)(1(00（ 1） 童憲章圖版法 童憲章公式： 一、注水開發(fā)指標(biāo)宏觀分析 （二）水驅(qū)曲線 ( 水率與采出程度 1、含水率與采出程度 童憲章圖版存在的問題：一是公式中的系數(shù)“ ，在不同類型油藏不都是“ 。二是圖版在采收率低采出程度為零時(shí)，含水率就較高了，與生產(chǎn)實(shí)際不符。對(duì)童先生的公式進(jìn)行修改得： (對(duì)公式引入初始條件：當(dāng) ，則 R=0，得 a 對(duì)公式引入邊界條件：當(dāng) 8%，則 R=49+c） =a 對(duì)兩個(gè)新公式聯(lián)立求解得： C=49/（ 1） a=、含水率與采出程度 給出不同的 a、 不同采收率對(duì)應(yīng)的校正系數(shù)值 0 25 30 35 40 45 50 55 60 c a 、含水率與采出程度 （ 2）油田含水率變化規(guī)律有七種數(shù)學(xué)表達(dá)式，即含水率與采出程度有七種形態(tài)關(guān)系曲線。 其中典型曲線有三種，其他四種為三種典型曲線之間過渡型。 1、含水率與采出程度 三種典型曲線為凸型 、 凹型 。 凸型： 凹型： )11、含水率與采出程度 f w ) g ( 1AL g R B L g f g R 四種過渡型曲線 A+ （ 凸 R=A+ A+B = A+B （ 凹 1、含水率與采出程度 應(yīng)用本油田 （ 油藏 ） 數(shù)據(jù)按七種形式線性回歸求出 。 七種形式中選出三種相關(guān)系數(shù)較高的表達(dá)式 ， 然后將含水率 8%代入求出相應(yīng)的 后分析判斷哪個(gè) 1、含水率與采出程度 影響含水率與采出程度關(guān)系曲線形態(tài)的理論因素有：孔隙結(jié)構(gòu) 、 潤濕性 、 原油粘度等 。實(shí)際生產(chǎn)過程中影響因素除理論因素外還包括油藏平面和層間非均質(zhì)影響 。 1、含水率與采出程度 孔隙結(jié)構(gòu) 、 潤濕性 、 原油粘度影響的是水驅(qū)油效率 。 油藏平面非均質(zhì) 、 層間非均質(zhì)影響的是波及系數(shù) 。 含水與采出程度的形態(tài)反映的是水驅(qū)油效率和波及系數(shù)的綜合效果 。 1、含水率與采出程度 綜合含水與采出程度關(guān)系曲線01020304050607080901000 10 20 30 40 50 60采出程度%綜合含水%濮城沙一下濮城沙2上1文明寨文58文10應(yīng)用室內(nèi)實(shí)驗(yàn)水驅(qū)的資料應(yīng)該注意： 一是巖樣小 ， 即相對(duì)均質(zhì)波及系數(shù)大 二是注入倍數(shù)高油田實(shí)際生產(chǎn)達(dá)不到 三是實(shí)驗(yàn)用的原油與油藏不一致 （ 油水粘度比不一樣 ） 四是實(shí)驗(yàn)溫度達(dá)不到油藏實(shí)際溫度 1、含水率與采出程度 驅(qū)替特征曲線有六種表達(dá)式 （ a） 納札洛夫水驅(qū)曲線 導(dǎo)數(shù)曲線反映的是累計(jì)產(chǎn)量與生產(chǎn)油水比的關(guān)系 2、水驅(qū)特征曲線 )1)(1(11一、注水開發(fā)指標(biāo)宏觀分析 驅(qū)替特征曲線有六種表達(dá)式 （ b） 馬克莫夫一童憲章曲線 導(dǎo)數(shù)曲線反映的是累計(jì)產(chǎn)量與生產(chǎn)水油比的關(guān)系 )1(4 3 4 驅(qū)特征曲線 pp g w 驅(qū)替特征曲線有六種表達(dá)式 （ c） 西帕切夫水驅(qū)曲線 導(dǎo)數(shù)曲線反映的是累計(jì)產(chǎn)量與含油率的關(guān)系 )1(11wp 2、水驅(qū)特征曲線 驅(qū)替特征曲線有六種表達(dá)式 （ d） 卓諾夫水驅(qū)曲線 導(dǎo)數(shù)曲線反映的是累計(jì)產(chǎn)量與含油率的倒數(shù)關(guān)系 4 水開發(fā)指標(biāo)宏觀分析 2、水驅(qū)特征曲線 pp g L 驅(qū)替特征曲線有六種表達(dá)式 （ e） 張金慶水驅(qū)曲線 2 )1()1(1一、注水開發(fā)指標(biāo)宏觀分析 2、水驅(qū)特征曲線 驅(qū)替特征曲線有六種表達(dá)式 （ f） 俞啟泰水驅(qū)曲線 )(1(1)1(1210一、注水開發(fā)指標(biāo)宏觀分析 2、水驅(qū)特征曲線 油藏未作大的調(diào)整 調(diào)整后生產(chǎn)狀況穩(wěn)定了 應(yīng)用水驅(qū)曲線應(yīng)注意幾點(diǎn) 不同原油性油藏選用不同的公式例如（ a） 公式適用于低粘度油藏 ， （ d） 公式適用于高粘度油藏； （ b） 公式是基于 與 實(shí)際在低 與 （ b） 公式低含水不能用 ， 高含水計(jì)算采收率偏高 。 K=735） 與含水飽和度關(guān)系曲線 (K=735) = 可采儲(chǔ)量計(jì)算結(jié)果 時(shí)間 含水 采出程度 累產(chǎn)油（年 . 月） （ % ） （ % ） （萬噸）19 99 98 0 56 9. 69 64 9. 4 56 6. 8 565 56 5. 2 56 3. 4開 采 現(xiàn) 狀丙型水驅(qū)曲線俞啟泰水驅(qū)曲線丁型水驅(qū)曲線張金慶水驅(qū)曲線甲型水驅(qū)曲線從多種方法計(jì)算結(jié)果比較 ， 除甲型曲線之外的其他四種方法計(jì)算結(jié)果與實(shí)際生產(chǎn)狀況比較吻合 ， 但其值遠(yuǎn)低于目前應(yīng)用最廣泛的甲型水驅(qū)曲線計(jì)算值 。 在甲型水驅(qū)特征曲線的應(yīng)用上應(yīng)引起注意 。 任何一種類型的油藏 ， 無論采用什么驅(qū)動(dòng)方式 （ 或開發(fā)方式 ） 、 采油方式 ， 從投產(chǎn)到退出 （ 廢棄 ） 整個(gè)生產(chǎn)過程 ， 都存在 : 上升階段 產(chǎn)量 穩(wěn)定階段 遞減階段 二、產(chǎn)量遞減趨勢分析 產(chǎn)量何時(shí)開始遞減取決于： 油藏類型、開發(fā)方式（驅(qū)動(dòng)方式） 采油速度、穩(wěn)產(chǎn)階段采出程度（通常注水開發(fā)可采儲(chǔ)量采出程度 60%左右開始遞減） 開發(fā)調(diào)整工作量及采油工藝技術(shù)。 二、產(chǎn)量遞減趨勢分析 某油田 13個(gè)區(qū)塊產(chǎn)量開始遞減（年）時(shí)的含水采出程度 區(qū)塊 采出程度 東沙二下 文明寨 文 10 文 15 文 25東 文 95 文 33沙二下 衛(wèi) 95 橋 29 衛(wèi) 58 0（萬噸） 87 87 88 88 88 90 90 89 89 92 94 90 90 噸） 地 （ %） 工業(yè) （ %） 0 40 4 3 （ %） 8 （ %） 0 5 . 中原油田大部分區(qū)塊高產(chǎn)期只有 2有文 15塊達(dá)到 5年； 2. 含水率達(dá)到 60量開始遞減，主力層注水見效后產(chǎn)量開始 遞減； 3. 油層層數(shù)少，相對(duì)均質(zhì)的油藏 、文 15塊產(chǎn) 量開始遞減時(shí)地質(zhì)采出程度 25 工業(yè) 采出程度分別為 62%，含水率分別為 (提液條件 ) 4. 非均多油層油藏產(chǎn)量開始遞減時(shí)地質(zhì)采出程度 14平均 15%左右，工業(yè)采出程度 40%左右，含水率 63主力層處中 含水末期、高含水初期，但平面仍然有水未驅(qū)到的部分。非主 力層水驅(qū)動(dòng)用差。 產(chǎn)量遞減趨勢分析： 一是 估算可采儲(chǔ)量 二是 剩余生產(chǎn)期限 三是 剩余生產(chǎn)期限內(nèi)產(chǎn)量隨時(shí)的變化 二、產(chǎn)量遞減趨勢分析 二、產(chǎn)量遞減趨勢分析 （一）、產(chǎn)量遞減經(jīng)驗(yàn)公式 1、直角坐標(biāo)的關(guān)系式 1p 1 bN （一）、產(chǎn)量遞減經(jīng)驗(yàn)公式 2、半對(duì)數(shù)坐標(biāo)的關(guān)系式 B N g Q g N B L （一）、產(chǎn)量遞減經(jīng)驗(yàn)公式 3、對(duì)數(shù)坐標(biāo)的關(guān)系式 Q 瞬時(shí)產(chǎn)量 從產(chǎn)量開始遞減時(shí)算起累計(jì)產(chǎn)量 t 從產(chǎn)量開始遞減時(shí)算起的生產(chǎn)時(shí)間 B L B L gN g Q （二）、阿普斯遞減公式（指數(shù)） （ a）產(chǎn)量與時(shí)間的方程式 2. 303- D ti （二）、阿普斯遞減公式（指數(shù)） （ b）產(chǎn)量與累計(jì)產(chǎn)量的方程式 可（ c）遞減階段生產(chǎn)時(shí)間 3 0 3 L gt i （二）、阿普斯遞減公式（雙曲） （ a）產(chǎn)量與時(shí)間的方程式 t)（ b）產(chǎn)量與累計(jì)產(chǎn)量的方程式 )(Q)1()1(n)-(1（ c）遞減階段的生產(chǎn)時(shí)間 1)(1、 + 直線關(guān)系 。 2、 給出不同的 求出相關(guān)系數(shù)最大的一組 得出相關(guān)系數(shù)最大的 g(1+ 系式的斜率為 ， 截距為 、 可以算出 i,由相應(yīng)的 i 二）、阿普斯遞減公式（雙曲） 如何求 i （二）、阿普斯遞減公式（調(diào)和） （ a）產(chǎn)量與時(shí)間的方程式 tD i1QQ b）產(chǎn)量與累計(jì)產(chǎn)量的方程式 （ c）遞減階段的生產(chǎn)時(shí)間 g Q iL g Q t 阿普斯三種遞減曲線直線方程 類型 指數(shù) 遞減 雙曲遞減 調(diào)和遞減 備注 產(chǎn)量與時(shí)間 +直線關(guān)系 產(chǎn)量與累計(jì)產(chǎn)量 線關(guān)系 指數(shù)遞減產(chǎn)量遞減最快，雙曲次之，調(diào)和遞減產(chǎn)量遞減較小 。 不同油藏類型不同開發(fā)階段 ， 其物質(zhì)平衡方程不同 。 物質(zhì)平衡方程考慮五種驅(qū)動(dòng)方式：彈性驅(qū) 、 溶解氣驅(qū) 、 人工注水驅(qū) 、 邊底水驅(qū) 、 氣頂驅(qū) 。 三、物質(zhì)平衡分析 通式是：累計(jì)采油氣量 （ 地下體積 ） 等于油藏壓力從原始?jí)毫?（ 降到目前地層壓力 （ p） 的過程中原油彈性膨脹量 、 束縛水膨脹量 、 孔隙體積減小量加邊底水入侵量 、人工注水量 、 氣頂體積膨脹量 、 從原油中分逸出氣體的膨脹量 。 三、物質(zhì)平衡分析 油藏同時(shí)存在幾種驅(qū)動(dòng)方式與油藏類型和開發(fā)階段有關(guān) ， 大多數(shù)是同時(shí)存在 2 物質(zhì)平衡分析解決問題： 動(dòng)態(tài)方法計(jì)算油氣藏儲(chǔ)量 ， 分析判別油藏驅(qū)動(dòng)機(jī)理 ， 計(jì)算天然水入侵量 ， 預(yù)測油藏動(dòng)態(tài) 。 三、物質(zhì)平衡分析 0 100 150 200 250 300 350 4000 100 150 200 250 300 350 0 100 150 200 250 300 350 0 100 150 200 250 300 350 400 450 500一 ） 封閉的無邊底水彈性驅(qū)油藏物質(zhì)平衡方程 11P P= =HS P=( HS e+ HS w+ HSP 1、 （ 一 ） 封閉的無邊底水彈性驅(qū)油藏物質(zhì)平衡方程 2、用圖解法求儲(chǔ)量 N 變量 P/率為儲(chǔ)量 N，截距為零， 縱坐標(biāo) 坐標(biāo) o e P C B D （ 二 ） 封閉斷塊油藏人工注水開發(fā) （ 彈性水壓驅(qū)動(dòng) ）物質(zhì)平衡方程 1、 2、計(jì)算油藏壓降 o i C p B o D（ 二 ） 封閉斷塊油藏人工注水開發(fā) （ 彈性水壓驅(qū)動(dòng) ）物質(zhì)平衡方程 3、圖解法計(jì)算油藏儲(chǔ)量 N D 1,截距為儲(chǔ)量 N，斜率為注水量 Wi 1縱坐標(biāo) ,橫坐標(biāo) （ 三 ） 溶解氣驅(qū)油藏物質(zhì)平衡方程 飽和壓力作為初始條件 1、 o+(g=N(N(g （ 三 ） 溶解氣驅(qū)油藏物質(zhì)平衡方程 (a) g： 雙相體積系數(shù) (b) 的氣體中采到地面那部分，此時(shí)生產(chǎn) 油氣比大于溶解油氣比。 (c) 飽和壓力條件下的體積系數(shù)大于低 于飽和壓力條件的體積系數(shù) （ 三 ） 溶解氣驅(qū)油藏物質(zhì)平衡方程 (d) ,目前溶解油氣比 。 (e) N(g： P 原來是溶解 在原油中 ， 因 P 逸出來的累計(jì)氣量占地下體積 （ 三 ） 溶解氣驅(qū)油藏物質(zhì)平衡方程 (f) N( P (g) 公式中省略了 ， 考慮油藏體積是常數(shù) ， 當(dāng) P 束縛水的膨脹量與從原油中分逸出的天然氣的膨脹等相比是很小的 ， 故溶解氣驅(qū)物質(zhì)平衡方程右邊省略該項(xiàng) 。 )1(（ 四 ） 有邊底水彈性水壓驅(qū)動(dòng)物質(zhì)平衡方程 D 1D 儲(chǔ)量 N 邊（底）水入侵量 橫坐標(biāo) PD1縱坐標(biāo) 截距為儲(chǔ)量 N，斜率為水侵量 、圖解法（ 1）求 3、圖解法（ 2） D )(1)( 截距 )(1 斜率 pB P D為 故可求得儲(chǔ)量 了截距 求出水侵量 （ 五 ） 氣頂驅(qū)加彈性驅(qū)物質(zhì)平衡方程 D )1( P 油區(qū)壓降 縛水、巖石孔隙體積變化量 G( 壓降 )1( GB 壓降 石孔隙體積變化量 （ 六 ） 氣頂驅(qū)加溶解驅(qū)物質(zhì)平衡方程 )BN )1()N B) B) B 七 ） 溶解氣驅(qū)加人工注水驅(qū)油藏物質(zhì)平衡方程式 W) ( B D W) )彈性 、 人工注水 、 邊水驅(qū)物質(zhì)平衡方程 DD 1 D )(111、圖解（ 1） ，橫坐標(biāo) 截距為儲(chǔ)量 N，斜率為邊水侵量 坐標(biāo)為 2、圖解（ 2） 縱坐標(biāo)為 P ，橫坐標(biāo)為（ p） ，斜率為 故可求得 e 應(yīng)用物質(zhì)平衡方程應(yīng)注意的幾點(diǎn)： a 油藏是統(tǒng)一的水動(dòng)力學(xué)系統(tǒng)。在同一時(shí)間內(nèi)油藏壓力是平衡的（油藏內(nèi)各井區(qū)壓力不一定均衡） b 油藏相對(duì)均質(zhì)，各向（同性） 基本相同 c 油藏內(nèi)流體性質(zhì)相對(duì)均值 d 開發(fā)過程中不存靜復(fù)蓋壓力的壓實(shí)作用（使孔隙壓縮） e 高壓物性（ 料齊全準(zhǔn)確，生產(chǎn)數(shù)據(jù)準(zhǔn)確 1、 毛管壓力曲線形態(tài)分析 四、儲(chǔ)層、孔隙結(jié)構(gòu)影響水驅(qū)油效率 通常大都應(yīng)用毛管壓力曲線，分析孔隙結(jié)構(gòu)。毛管壓力曲線形態(tài)分 三部分 : 初始段 中間相對(duì)平緩段 未端的上翹段。 初始段： 初始段為麻皮效應(yīng) ， 初始段 層滲透率越高 。 中間平緩段： 中間平緩段越長 ， 說明孔隙喉分布 越集中 ， 平緩段位置越靠下 （ 小 ） ， 說明孔喉道半徑越大 。 末端上翹段： 末端曲線幾乎平行縱坐標(biāo)軸 ， 未端 曲線越靠縱坐標(biāo)軸 ， 說明束縛水飽 和度越小 。 濮 5一下 層位 樣品號(hào) 孔隙度 滲透率14 6421 30 55848 108116 223沙一下層位 樣品號(hào) 孔隙度 滲透率1 8 808 1918 06沙二上 1濮 1 沙二上 1 層位 樣品號(hào) 孔隙度 滲透率 備注8 80沙二上5324 19 明 3644 25 39 明 16/4/2014 4951 69 49沙二下2沙二下 3沙二下5沙二上2 明 1沙二下2明 187 文明寨沙二上、下（明 1、 36、 49） 文中油田文 10塊沙三中 7 10 層位 樣品號(hào) 孔隙度 滲透率 層位 樣品號(hào) 孔隙度 滲透率13 33 35 7514 24 0 41133 01 41 19135 35 216 80148 2 230 75 300 42301 沙三中 8沙三中 9沙三中 102、 毛管壓力曲線特征參數(shù) m a xm a 閾壓 (對(duì)應(yīng)的是連通孔隙的最大喉 道半徑 飽和度中值壓力（ 明物性越好，反之則油 層物性不好。 退汞效率（ ，代表 親水油藏驅(qū)油效率， 孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜程度，其值越小說明盲孔 多，且直徑大。 文 13東塊文 13巖樣號(hào) 1# 2# 3# 4# 實(shí)驗(yàn)油水粘度比 巖芯 長度 滲透率5 1 9 7 9 1 6 5 孔隙度% 1 5 1 7 1 9 1 9 3 45 巖樣基礎(chǔ)數(shù)據(jù)及實(shí)驗(yàn)條件 單注單采實(shí)驗(yàn) 巖樣號(hào) 1# 2# 3# 4# 備注 滲透率 (號(hào)樣品雖然滲透率低，但孔隙結(jié)構(gòu)好于 4號(hào)樣品 孔隙率 (%) 水 98%時(shí)采收率 %） 0 、潤濕性對(duì)相對(duì)滲透率曲線的影響 五、潤濕性對(duì)水驅(qū)油的影響 親水儲(chǔ)層： 親水儲(chǔ)層束縛水飽和度相對(duì)較高， 一般大于親油儲(chǔ)層； 親水儲(chǔ)層相對(duì)滲透率曲線兩相等滲點(diǎn)（交叉點(diǎn)）處的含水飽和度大于 50%，越是強(qiáng)親水油藏越明顯； 親水儲(chǔ)層隨著含水飽和度的增加油相相對(duì)滲透率下降很快，水相相對(duì)滲透率增幅很小，終點(diǎn)值低（ 過等滲點(diǎn)后，兩相滲透率之和大幅度下降，即兩相流度之和升不上去，提液困難，高含水期靠提液采油效果不好。 親油儲(chǔ)層： 親油儲(chǔ)層束縛水飽和度相對(duì)較低；相對(duì)滲透率曲線兩相等滲點(diǎn) （ 交叉點(diǎn) ） 處的含水飽和度小于 50%； 隨含水飽和度增加水相相對(duì)滲透率增幅較大 ， 排液采油 ， 為主要開發(fā)階段 。 親水儲(chǔ)層 水驅(qū)油過程中 ， 水是潤濕相 ， 在大小孔隙中水均可驅(qū)油 。 在小孔隙中由于毛管力的作用 ， 水能自動(dòng)進(jìn)入小孔隙驅(qū)油 。 在大孔隙中 ， 注入水沿著孔隙壁運(yùn)動(dòng) ， 形成水膜 ，水膜逐漸增厚驅(qū)油 ， 水膜增厚到占據(jù)孔隙的主要通道 ，將連續(xù)相的原油切割成非連續(xù)相 ， 形成腸狀 、 滴狀 ，這種滴狀 、 腸狀的相原油堵塞小孔隙喉道 ， 使水相滲透率增幅小 。 2、潤濕性對(duì)水驅(qū)油機(jī)理及驅(qū)油效率的影響 親油儲(chǔ)層 水驅(qū)油過程中 ， 水沿孔道軸心驅(qū)油 。 在孔隙壁上留下厚薄不等油膜 。 當(dāng)驅(qū)動(dòng)壓差增大 ， 水沿孔道中心竄流更加明顯 。 親油儲(chǔ)層 、 注入水很難進(jìn)入小孔隙驅(qū)動(dòng) 。 2、潤濕性對(duì)水驅(qū)油機(jī)理及驅(qū)油效率的影響 水驅(qū)油效率除受孔隙結(jié)構(gòu) 、 原油粘度影響外 ， 潤濕性也是影響水驅(qū)油效率的重要因素 。 2、潤濕性對(duì)水驅(qū)油機(jī)理及驅(qū)油效率的影響 不同潤濕對(duì)驅(qū)動(dòng)效果影響 潤濕性 不同注入孔隙體積倍數(shù)時(shí)的采收率（ %） 無水期 親水 油 從分流量公式可看出 ， 含水的變化取決油水兩相流度之和與水相流度的比值或者說含水的變化取決于隨 的變化及 。 度（滲透率、相對(duì)滲透率、原油粘度）對(duì)開發(fā)效果影響 11或 在前面已經(jīng)說過親油油藏與親水油藏相對(duì)滲透率曲線差別很大 。 高滲油藏的相對(duì)滲透率曲線特征類似于親油油藏的相對(duì)滲透率曲線特征 。 低滲油藏 （ 或高孔隙連通差的油藏 ） 相對(duì)滲透率曲線特征類似于親水油藏相對(duì)滲透率曲線特征 。 親油油藏、高滲油藏相對(duì)滲透率曲線特征： 一是束縛水飽和度低 二是兩相等滲點(diǎn)處含水飽和度小于 50% 三兩相等滲點(diǎn)后水相相對(duì)滲透率上升幅度大 ， 終點(diǎn)值高 （ 。 親水油藏 、 低滲油藏相對(duì)滲透率曲線特征： 一是束縛水飽和度高 二是兩相等滲點(diǎn)處含水飽和度大于 50% 三是兩相等滲點(diǎn)后水相對(duì)滲透率上升幅度小 ， 終點(diǎn)值低 （ 。 油藏相對(duì)滲透率曲線特征反映了驅(qū)替機(jī)理 ，是影響油藏水驅(qū)效果重要因素 。 因影響水驅(qū)效果另一個(gè)重要因素是原油粘度 。 原油性質(zhì)中等的 （ 粘度 4 親油油藏 、高滲油藏 ， 高含水時(shí)地下剩余油飽和度仍然較高 ，并且有提液條件： )()(2D 可采儲(chǔ)量主要在中高含水期采出。 )()(2D原油性質(zhì)好的（粘度 水油藏、低滲油藏，中含水或高含水初期地下剩余油飽和度較低，高含水提液困難，效果差。 可采儲(chǔ)量主要是在低、中含水階段采出。 .5 .0 w 1 2 4 6 8 10 12 含水（ %） 50 67 80 86 89 91 92 親油、高滲 含水飽和度小于 50%， 含油飽和度仍然較高 ，有提液條件 親水、低滲 含水飽和度大于 50%， 含油飽和度較低 ， 提液困難 ， 效果差 不同的油水粘度不同相滲曲線兩相等滲點(diǎn)處的含水 儲(chǔ)層注水開發(fā)過程的敏感性： 粘土礦物成份及含量 地層束縛水化學(xué)成份 敏感性造成儲(chǔ)層滲透率變化 六、儲(chǔ)層敏感性對(duì)注水開發(fā)影響 1、 水敏：蒙脫石水敏性極強(qiáng) ， 尤其是鈉蒙脫石 ， 遇水后可膨脹 600 2、 速敏：高嶺不呈書頁狀 、 蠕蟲狀 ， 附著力很差 ， 易脫落易破碎 ， 注水開發(fā)過程中水流剪切作用使其脫落破碎 ， 對(duì)高滲層脫落破碎物隨流體產(chǎn)出 ，增加孔隙度 ， 滲透率 ， 對(duì)低滲層脫落破碎物堵塞孔道降低滲透率 。 伊利石其形態(tài)一類是鱗片狀 ， 二類是纖維毛發(fā)狀 ， 使孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜 。 受流體剪切易破碎 ， 破碎物堵塞孔道 。 3、 酸敏：綠泥石以柳葉狀吸附在巖石顆粒表面 ， 或以絨球狀集合體充填在孔隙中 。 綠泥石富含鐵 ， 遇酸后溶解形成氫氧化鐵的膠體沉淀 ， 這種三價(jià)鐵膠體顆粒大易堵塞孔隙喉道 。 4、 鹽敏：鹽敏與粘土礦物成份無關(guān) ， 主要注入水與地層束縛水化學(xué)成份不配伍 ， 造成儲(chǔ)層滲透下降 。 1、 平面線性流 a、 縱向上非均質(zhì)多油層油藏平均滲透率計(jì)算方法 七、儲(chǔ)層非均質(zhì) 000 00 50 50 2 4 50 50 00 000 2 4 七、儲(chǔ)層非均質(zhì) b、橫向上儲(chǔ)層非均質(zhì)平均滲透率計(jì)算方法 ni ()(1 000 1000 500 500 250 250 250 250 3 2 1 3 1 250 250 500 500 250 1000 250 1000 3 2 3 4 4 層長度（米） 50 250 500 1000 平均滲透率 儲(chǔ)層滲透率 (i 25 50 100 200 滲透方向 0向滲透率逐漸增大 儲(chǔ)層長度 ） 1000 500 250 250 平均滲透率 儲(chǔ)層滲透率 Ki(200 100 50 25 滲透方向 0向滲透率逐漸變小 2、平面經(jīng)向流 橫向非均儲(chǔ)層平面經(jīng)向流平均滲透率計(jì)算方法 ni l n ()/l n ()/l n ()/l n ()/l n (/)/l n (由井筒向外 從井筒算起向外不同滲透率區(qū)環(huán)體寬 平均滲透率 環(huán)體 1 環(huán)體 2 環(huán)體 3 環(huán)體 4 寬 (米 ) 250 250 500 1000 滲透率 (25 50 100 200 面經(jīng)向流 由井筒向外 從井筒算起向外不同滲透率區(qū)環(huán)體寬 平均滲透率 環(huán)體 1 環(huán)體 2 環(huán)體 3 環(huán)體 4 寬 (米 ) 1000 500 250 250 滲透率(200 100 50 25 面經(jīng)向流 3、 平面線性流： 平面線性流兩種組合計(jì)算的滲透率相同 ， 原因是平面線性流時(shí) ， 流體流經(jīng)的面積 、 體積不變 ， 故滲透率不變 。 、 平面經(jīng)向流： 兩種組合計(jì)算滲透率相差較大 ， 原因是平面經(jīng)向流流量不變 ， 滲流面積 、 體積不斷縮小 ， 流速不斷增大 ， 壓力損耗不斷加大 。 近井地帶滲透率高于遠(yuǎn)井地帶 ， 有利于油井生產(chǎn) ， 往往是油井初產(chǎn)高 ， 不能穩(wěn)產(chǎn) ， 反之 ， 油井初產(chǎn)不高 ，但能穩(wěn)產(chǎn) 。 、油水井生產(chǎn)過程是單向線性流還是平面經(jīng)向流，取決油水井所處的相帶和構(gòu)造位置（移近斷層）。 油水井剛投產(chǎn)往往是平面經(jīng)向流，隨生產(chǎn)時(shí)間增加，水井注入水沿高滲向低壓區(qū)滲流，形成單向線性流。 陸相沉積往往造成一口水井很難使多口油井見效。 文南油田油層物性數(shù)據(jù) 區(qū)塊 層位 孔隙度 滲透率 變異系數(shù) 統(tǒng)計(jì)塊數(shù) 文 33塊 149 484 289 203 127 文 95塊 39 42 144 文南油田油層物性數(shù)據(jù) 區(qū)塊 層位 孔隙度 滲透率 變異系數(shù) 統(tǒng)計(jì)塊數(shù) 文 79塊 458 151 609 文 99塊 111 文 72塊 141 75 222 216 182 86 a 水層壓力： b 油水界面處壓力： c 油水界面以上油藏某一深度壓力： 油性質(zhì)越好 油層壓力系數(shù)就越高 ， 正常情況油層壓力系數(shù)大于 八、地層壓力 d 合理生產(chǎn)壓差：同時(shí)分析采油指數(shù)隨生產(chǎn)壓差和流飽壓差的變化 。 對(duì)非均多油層油藏而言確定合理生產(chǎn)壓差較難 ， 只能考慮主力層的合理生產(chǎn)壓差 。 e 保持地層壓力的界限：保持合理的地層壓力 ， 與開發(fā)政策有關(guān) ， 與飽和壓力和合理的生產(chǎn)壓差有關(guān) 。 合理的地層壓力等于飽和壓力加合理的生產(chǎn)壓差 。 f 采液指數(shù)與地層壓力、飽和壓力、流動(dòng)壓力含水的關(guān)系 1. 采液指數(shù)公式 )(1(w地2. 影響采液指數(shù)因素有三項(xiàng)： 、生產(chǎn)壓差、流飽壓差 含水率對(duì)采液指數(shù)影響： 隨地下含水飽和度、兩相流度發(fā)生變化，隨含水率的增加含水對(duì)采液指數(shù)影響越來越大，當(dāng)含水率達(dá)到 90%以后，含水對(duì)采液指數(shù)的影響比低含水期將近提高一倍。 (1(地 地層壓力、飽和壓力、流動(dòng)壓力對(duì)采液指數(shù)的影響： 低含水期采液指數(shù)主要受生產(chǎn)壓差、流飽壓差的影響。 地飽壓差大的油藏，允許的生產(chǎn)壓差大， (值大。對(duì)多油層油藏，放大生產(chǎn)壓差，生產(chǎn)厚度 (啟動(dòng)的油層厚度 )增大，采液指數(shù)增加，并且由于 ( 負(fù)值，那么 為大于 采液指數(shù)增加。 地飽壓差小的油藏，允許的生產(chǎn)壓差小，即 (小，中低滲透層難以啟動(dòng)，當(dāng) (正值時(shí)，即 b，井 底附近脫氣油相滲透率下降，采液指數(shù)下降， 為小于 )(1(地 對(duì)低滲 、 原油性質(zhì)好 、 原始溶解油氣比高 、 壓力系數(shù)高的油藏 ， 往往初產(chǎn)很高 ， 初期產(chǎn)量與滲透率不匹配；其主要原因是： 初期流度高 、 溶解油氣比高舉升能力大 、 壓力系數(shù)高能建立大壓差 。 隨著供油半徑增大流壓變低 （ 生產(chǎn)壓差縮小 ） 、 井低附近脫氣使流度變小 ， 所以產(chǎn)量遞減很快 。 這類油藏初產(chǎn)不能作為配產(chǎn)的依據(jù) 。 靜態(tài)資料：對(duì)油藏地質(zhì)特征再認(rèn)識(shí)圖件 ， 包括： 構(gòu)造圖 （ 對(duì)小斷的認(rèn)識(shí) ） 、 油藏剖面圖 、 平行物源方向和垂直物源方向的砂層對(duì)比圖 、 柵狀圖 。 小層平面圖 （ 帶有效厚度等值線 ） 、 小層屬性圖 、 沉積相圖 。 每個(gè)主力小層儲(chǔ)量 、 每個(gè)二類層小層儲(chǔ)量 ， 每個(gè)三類層小層儲(chǔ)量 。 九、油藏動(dòng)態(tài)分析應(yīng)具有的圖件、曲線、資料 實(shí)驗(yàn)室化驗(yàn)分析資料： 分砂層組（有條件到小層，一類小層、二類小層、三類小層）孔隙、滲透率（包括分布圖）、相滲透率曲線 壓汞曲線、潤濕性、 括多次分泌曲線） 粘土礦物成份、含量及儲(chǔ)層敏感性實(shí)驗(yàn)資料。 測試資料，包括： 歷次測試的吸水剖面、產(chǎn)液剖面 新鉆調(diào)整井水淹層解釋、剩余油飽和度測井 油井靜壓、流壓、壓力恢復(fù)、新鉆調(diào)井的 水井測壓降曲線、分層啟動(dòng)壓力 示蹤劑測試資料。 應(yīng)繪制的曲線： 采出程度與含水曲線 （ 公式類型 ， 預(yù)測到含水 98%） ， 水驅(qū)曲線 ， 遞減曲線 （ 遞減類型 ） 階段存水率與采出程度曲線 ， 水驅(qū)指數(shù)與采出程度曲線 ， 累計(jì)存水量占儲(chǔ)量地下體積百分?jǐn)?shù)與采出程度曲線 產(chǎn)量構(gòu)成曲線 ， 采油曲線 ， 注水曲線 ， 開發(fā)曲線 。 0 20 30 40 50 60采出程度%累計(jì)存水量占儲(chǔ)量地下體積白分?jǐn)?shù)文塊文十塊濮城沙一東沙上 油水井生產(chǎn)數(shù)據(jù)： 油井日產(chǎn)液 、 日產(chǎn)油 、 含水 、 累計(jì)產(chǎn)油 、 累計(jì)產(chǎn)水 油井補(bǔ)孔或轉(zhuǎn)層前日產(chǎn)液 、 日產(chǎn)油 、 含水 、 累計(jì)產(chǎn)油 、累計(jì)產(chǎn)水 油井補(bǔ)孔后 （ 或轉(zhuǎn)層后 ） 日產(chǎn)液 、 日產(chǎn)油 、 含水 、 累計(jì)產(chǎn)油 、 累計(jì)產(chǎn)水 注水井日注水量 、 累計(jì)注水量 ， 日注水量 、 注水壓力隨時(shí)間變化 。 數(shù)值模擬剩余油飽和度圖 a 首先對(duì)油藏目前開發(fā)狀況作出宏觀的判斷 。 判斷思路： 、 宏觀開發(fā)指標(biāo)與油藏地質(zhì)特征是否匹配 。 、 宏觀指標(biāo)主要分析含水與采出程度匹配關(guān)系 ， 產(chǎn)量遞減狀況 。 、 地質(zhì)因素主要分析儲(chǔ)層平面 、 層間非均質(zhì) ， 儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu) ， 儲(chǔ)層物理性 ， 流體性質(zhì) ， 滲流機(jī)理 。 、 分析目前的開發(fā)狀況主要反映的是那類油層的開發(fā)狀況 。 十、油藏動(dòng)態(tài)分析的步驟 b 從單井 、 注采井 、 井區(qū)入手分析注水開發(fā)狀況 。 分析時(shí)要應(yīng)用小層平面圖和沉積相圖 ， 有小層屬性圖更好 ， 應(yīng)用好吸水剖面等 。 縱向水驅(qū)動(dòng)用的是那類層 ， 平面上應(yīng)見效油井?dāng)?shù) ， 實(shí)際見效油井?dāng)?shù) 。 油井生產(chǎn)是平面線性流還是平面經(jīng)向流 。 油井累計(jì)產(chǎn)油量與單井控制儲(chǔ)層匹配狀況 。 c 分析油井見效前 、 后的生產(chǎn)狀況 。 見效前日產(chǎn)液 、 日產(chǎn)油 、 累產(chǎn)油 、 累產(chǎn)水 、 液面 見效后不含水時(shí)產(chǎn)量變化及累計(jì)產(chǎn)油量 。 見效含水后產(chǎn)量隨含水的變化 ， 含水上升速度 。 從水驅(qū)油效率 （ 潤濕性 、 相滲曲線 、 流度 、 油水粘 度比 、 孔隙結(jié)構(gòu) ） 大致判別目前含水條件下水驅(qū) 過的含油體積地下含水飽和度 、 含油飽和度 ， 確 定剖面上是否轉(zhuǎn)層 。 d 分析油井見效后對(duì)應(yīng)注水井隨油井見效后產(chǎn)量 、 含水的變化 ， 注水壓力和注水量的變化 。 油井見水后注水井注水壓下降或注水壓力不變?nèi)兆⑺吭黾?， 說明： 一是敏感影響增加方向滲透率； 二是含水飽和度增加使水相滲透率增加； 反之說明： 敏感影響減小方向滲透率；油相呈滴狀 、 腸狀堵塞孔隙喉道使兩相流度之和下降 。 e 文南油田有相當(dāng)一部分注水井初期好注 ， 后來越來越難注 。 分析其原因： 一 是與轉(zhuǎn)注前累計(jì)產(chǎn)液量有關(guān) ， 即與井底附近壓降 有關(guān)