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1、绪绪 论论Introduction第1页/共208页东东部部已已开开发发的的老老油油田田大大多多进进入入高高含含水水阶阶段段，未未开开发发的的油油田田多多为为低低渗渗透、特稠油、超稠油，开采环境日趋恶劣，开采成本越来越高。透、特稠油、超稠油，开采环境日趋恶劣，开采成本越来越高。老老油油田田经经过过长长期期注注水水开开发发（大大庆庆19591959年年，胜胜利利19641964年年），现现在在已已经经进进入入高高含含水水期期，目目前前胜胜利利综综合合含含水水达达到到89.8%89.8%。老老油油田田注注水水开开发发的的效效率率越越来来越越低低，如如胜胜利利油油田田年年产产量量为为26252625
2、万万吨吨（7.197.19万万吨吨/日日），日日注水注水61.0761.07万立方米，采万立方米，采1 1吨原油需注水吨原油需注水8.498.49立方米。立方米。中国提高采收率技术的必要性中国提高采收率技术的必要性第2页/共208页石油工业的对策石油工业的对策发展西部稳定东部寻找新区块，找到接替储量油田挖潜改造（调剖、堵水）综合措施提高采收率第3页/共208页EOR分类化学驱化学驱 包括：聚合物驱，表面活性剂驱，碱水驱，及其二包括：聚合物驱，表面活性剂驱，碱水驱，及其二元、三元复合驱。元、三元复合驱。气体混相驱气体混相驱 包括：干气驱，富气驱，包括：干气驱，富气驱，COCO2 2驱，烟道气驱。
3、驱，烟道气驱。热力采油热力采油 包括：蒸汽吞吐，蒸汽驱，火烧油层，包括：蒸汽吞吐，蒸汽驱，火烧油层，SAGDSAGD法。法。油田稳油控水技术油田稳油控水技术 包括调剖堵水、深部调驱技术。包括调剖堵水、深部调驱技术。第4页/共208页中国各中国各EOR方法所占的比例方法所占的比例1热采方法（热采方法（60%）2化学驱（化学驱（37%）3混相气驱（混相气驱（3%）第5页/共208页第一部分第一部分 水驱油采收率分析水驱油采收率分析第6页/共208页1 1 水驱油机理水驱油机理油藏排驱过程中的力 微观水驱油机理宏观水驱油机理毛管数及其意义粘性指进与舌进影响水驱采收率的因素第7页/共208页概述目的：
4、向地层补充能量的驱替方法。水驱采收率（E）概念：指宏观扫油效率与微观驱油效率的乘积，即：E=EVEDEV-水波及体积占油藏总体积的百分数，等于面积扫油效率乘体积扫油效率，约50-70%；ED-水波及区内排驱的油量百分数，约30-40%。故，水驱采收率约为15-30%OOIP。OOIP-OriginalOilinPlace，原始石油地质储量。第8页/共208页n剩余油：水驱后，因水未波及到的区域而剩余油：水驱后，因水未波及到的区域而留在地下的原油。留在地下的原油。n残余油：水驱后，水波及区域所滞留在地残余油：水驱后，水波及区域所滞留在地下的原油。下的原油。n剩留油：水驱结束后，水波及和未波及区剩
5、留油：水驱结束后，水波及和未波及区域的残余油和剩余油的总合域的残余油和剩余油的总合。第9页/共208页1.1 油藏排驱过程中的力 1.1.11.1.1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10页/共208页表面力即表面抗张力。用表面张力表面力即表面抗张力。用表面张力来确定表面力的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。表面张力可如图面张力可如图1.2那样形象化。那样形象化。F是对长度为是对长度
6、为L的液体表面的液体表面作用的法向力，单位长度上的法向力（作用的法向力，单位长度上的法向力（F/L）就是表面张）就是表面张力，通常用力，通常用dynes/cm表示。表示。表表面面张张力力与与产产生生新新的的表表面面所所要要作作的的功功有有关关。假假定定，图图1.2中中的的力力F移移动动了了dx距距离离，产产生的新的表面是生的新的表面是Ldx，所作的功可表示为：，所作的功可表示为：W=Fdx(1.1)或者，或者，W=dA(1.2）式式中中，F为为施施加加于于表表面面的的力力；L是是表表面面受受力力长长度度；即即IFT，界界面面张张力力；dA=Ldx是是新新的的表表面面。产产生生附附加加表表面面所
7、所需需要要作作的的功功与与界界面张力成正比，面张力成正比，dA也就是表面能。也就是表面能。L液体液体F图1.2定义表面张力的力和长度第11页/共208页h水水空空气气r图1.3毛细管测表面张力示意图用用毛毛细细管管测测定定某某一一液液体体界界面面张张力力的的方方法法很很简简便便。如如图图1.3，将将半半径径为为r的的毛毛管管插插入入一一盛盛水水的的烧烧杯杯中中，毛毛管管中中水水将将升升到到某某一一高高度度，并并且且因因为为力的差异会产生一弯液面。静态条件下力的差异会产生一弯液面。静态条件下,力力是是通通过过作作用用在在液液柱柱上上的的重重力力所所平平衡衡：表表面面张张力力向向上上的的垂垂直直分
8、分力力润润湿湿周长周长=作用在液柱上向下的重力。即：作用在液柱上向下的重力。即：cos2r=r2h（w-a）g(1-3）式中，式中，r：毛细管半径，：毛细管半径，cm；h：毛细管中水的上升高度，：毛细管中水的上升高度，cm；w、a：分别为水和空气的密度，：分别为水和空气的密度，g/Cm3；g：重力加速度，：重力加速度，980cm/s2；：水和毛管之间的接触角。：水和毛管之间的接触角。为了计算界面张力，方程为了计算界面张力，方程(1.3）可写为：）可写为：第12页/共208页岩石润湿性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
9、展或粘附的倾向性。当两种非混相流体与固体表面接触时，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相。当两种非混相流体与固体表面接触时，通过一相称润湿相。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。确定界面张力，可以定量分析润湿性。osws=owcos(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水水油油图1.5油、水、固界面间的界面力os第13页/共208页1.1.2毛管压力毛管中因为两种不互溶流体中的界面存
10、在张力，在分界面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上存在压力差，这个压力差称为毛管压力Capillary Capillary PressurePressure，两种流体中有一种流体比另一种流体更优先地润湿，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，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，如图如图1.61.6玻璃毛管中上升的水，水上面的液体是油，因为水完全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。润湿玻璃毛管，所以表现为毛管中液体
11、上升。hh1popw水水油油Patm图图1。6界面力导致的毛管压力图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14页/共208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
12、可能是正值，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。第15页/共208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Poiseuill
13、e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)第16页/共208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17页/共208页 通过分析微观水驱油机理，了解水驱残余油的形成、滞留和排驱，本节在单孔隙
14、模型和双孔隙模型的基础上，说明残余油的形成和捕集。第18页/共208页1.2.1驱油效率（ED）(DisplacementEfficiency)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第19页/共208页1.1.1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-液间的相互作用和流动不稳定性。第20页/共208页1
15、.1 微观水驱油机理1.1.1 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21页/共208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1.7所示，我们先研究一根等径毛细管。设毛细管的
16、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，则弯液面两侧的压差（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。第22页/共208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=104N/m2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。这就是通常所说的克服毛细管阻力。ososp p0wsws x x接触线接触线p pw图图1.7毛管中弯液面上的力平衡毛管中弯
17、液面上的力平衡第23页/共208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的窄口。如r1r2则上式近似为:图图1.8变直径毛细管内油、水的界面示意图变直径毛细管内油、水的界面示意图(1.21)第24页/共208页显然，欲使油滴移动的压力，与孔隙喉道半径r2相关。例如，r2=1m，=5mN/m，油和水性质同前，则要将此油滴推过孔喉的压力必将大于104Pa。现在假定这些形态相同的非等径孔隙的平均长度L为50m
18、，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104Pa/m，即需要把界面张力减小2104倍。第25页/共208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26页/共208页qopAq1q2q2p2p1r2r1pBl图图1.9并联毛管中的水驱油并联毛管中的水驱油（a
19、）（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r1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27页/共208页并联孔隙模型中的捕获作用，可依据渗流的微元体模型，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
20、，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)第28页/共208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；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）和和第29页/共208页
21、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3.53ms、孔隙的长度为500m，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-pB数值。(1.26)第30页/共208页表1.1水润湿孔隙中，孔隙速度为3.35ms时，粘滞压力降同毛细管压力降的对比孔隙半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
22、第31页/共208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=0pAB=-pc1V10pAB-pc1V10pAB0pAB-pc2V20pABpw2。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）图1.11孔隙2在驱替时的前进与后退接触角第37页/共208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：
23、（1.31）因为RA，所以cosAcosR。方程式(1.31)表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38页/共208页3.岩石孔隙体系岩石岩石油油水水图图1.12多孔隙网络体系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39页/共208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管阻力，从而引起流体流动。此时，粘滞力和毛细管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，由于毛细管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，出现孤立的毛细管式油滴，如图1.13所
24、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，尚有待于进一步研究。第40页/共208页水相pw+pwpo油相popw水相水的渗流方向L图 1.13 被俘留的油滴形态 第41页/共208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42页/共208页当湿相被圈闭时，
25、它被固相周围的薄液层束缚在相互连接的小裂隙或缝隙中，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43页/共208页1.4毛细管数的相关性1.4.1毛细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
26、管半径和动力滞后有关。除外，其它都是难于确定的量，所以，定量描述阻力往往只涉及。第44页/共208页对于一定性质的孔隙介质，毛管数定义为，用Nc表示，即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。(1.32)第45页/共208页残余油饱和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，
27、即：1.34第46页/共208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47页/共208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：1.35第48页/共208页cos1样品号样品来
28、源Sor，%PV无因次,)(cos4.0owwOw q qs snn-图1.16 流体粘度、IFT 和渗流速度对 各种 岩样的 Sor的影响第49页/共208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的粘性指进的粘性指进(混相驱混相驱)0.15第83页/共208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
29、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84页/共208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。溶剂溶剂油油Lx=0图图1.28粘性指进定量确定的流动模型粘性指进定量确定的流
30、动模型第85页/共208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：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86页/共208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
31、是：(1.96)其中，第87页/共208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M1时，呈指数形式增长（P是一负值）；若Ml称为不利流度比，Ml称为有利流度比。第91页/共208页油油水水图 1.30水驱油的重力模型(b)(a)在均质的单一地层中，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92页/共208页前缘提前突破对波及
32、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93页/共208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。第94页/共208页式中：、分别为高低渗透层流速；、分别为高低渗透层的渗透
33、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。(1.99)第95页/共208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，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。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，是如何减缓
34、或消除这些影响因素，是EOREOR过程的基本方向。下面过程的基本方向。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。约水驱采收率的主要因素。第96页/共208页油藏流体粘度油藏流体粘度 水水驱驱过过程程中中，油油、水水粘粘度度差差是是影影响响采采收收率率的的一一个个重重要要因素，其粘度比是一个相当重要的指标。因素，其粘度比是一个相当重要的指标。o/w5872154168201150无水采收率562425185145130表表1.8天然岩心模型对无水采收率影响的试验数据表天然岩心模型对无水采收率影响的试验数据表
35、第97页/共208页表1.9o/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98页/共208页润湿性对采收率的影响润湿性对采收率的影响这这种种影影响响是是由由岩岩石石对对油油和和水水的的润润湿湿性性不不同同所所引引起起的的。由由此此导导致致有有的的油油层层岩岩石石亲亲水水或或偏偏亲亲水水，有有的的亲亲油油或或偏偏亲亲油油，或或者者一一部部分分亲亲水水另另一一部
36、部分分又又亲亲油油。在在水水驱驱油油的的过过程程中中，水水易易于于驱驱净净亲亲水油层内的油，而对亲油油层内的则难以驱净。水油层内的油，而对亲油油层内的则难以驱净。根根据据油油田田开开发发实实践践的的统统计计资资料料，亲亲油油油油层层的的采采收收率率目目前前只只有有45%左右，而亲水油层的采收率有的则可达到左右，而亲水油层的采收率有的则可达到80%。第99页/共208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水湿14029242512第100页/共208页粘滞力和毛细管力的影响粘滞力与毛细管
37、力的比值为毛细管数，定义毛细管数粘滞力与毛细管力的比值为毛细管数，定义毛细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。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。将醇类加入流体可以减小界面张力（变粘滞力。将醇类加入流体可以减小界面张力（IFTIFT），），从而改变毛细管力。从而改变毛细管力。第101页/共208页表1
38、.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)TropedoElginBerea 驱替速度 0.007mm/S基础情况 o/w=1.0 IFT=30mN/S提高驱替速度=0.07mm/S 改变粘滞力o/w=0.55,驱替速度仍为0.007mm/S改变毛细管力IFT=1.5mN/S 0.4160.3380.1930.2850.480.3230.2750.2750.4950.3950.3150.315第102页/共208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
39、油过程中的波及系数和驱油效率都的非均质性）对水驱油过程中的波及系数和驱油效率都有很大的影响。有很大的影响。第103页/共208页1）油藏纵向上渗透率的非均质性）油藏纵向上渗透率的非均质性油油藏藏的的渗渗透透率率，可可以以把把它它视视为为一一个个张张量量。渗渗透透率率的的非非均均质质性性，实实际际上上包包括括两两方方面面的的含含义义：1）具具各各向向异异性性的的方方向向渗渗透透（性性）率率，亦亦即即就就某某一一点点的的渗渗透透率率而而论论，由由于于测测量量方方向向不不同同其其数数值值不不同同；2）非非均均质质性性，即即从从一一点点到到另另一一点点的的渗渗透透率率不不同同。它它与与岩岩石石的的组组
40、成成、颗颗粒粒的的形形状状、大大小小、胶胶结的类型、堆积的方式等等有关。结的类型、堆积的方式等等有关。第104页/共208页油油层层渗渗透透率率在在纵纵向向上上的的变变化化，往往往往导导致致油油层层水水淹淹的的不不均均匀匀性性。这这是是因因为为注注入入水水沿沿着着不不同同的的渗渗透透率率层层段段，推推进进速速度度的的快快慢慢各各异异。实实践践表表明明，渗渗透透率率的的级级差差（即即最最大大的的渗渗透透率率/最最小小的的渗渗透透率率）增增大大，常常出出现现明明显显的的单单层层突突进进，导导致致水水淹淹厚厚度度小小，波波及及效效率率低低，对对采采收收率率带带来来极极为为不不利利的影响。的影响。第1
41、05页/共208页2）平面上各向的非均质性）平面上各向的非均质性如用如用Kx、Ky分别表示平面分别表示平面x、y方向的渗透率，用以方向的渗透率，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，而布井的方位与x轴或轴或y轴平行，或者布井的方位轴平行，或者布井的方位与与x轴和轴和y轴成一定角度，此时按轴成一定角度，此时按5点和排状方式布井，它点和排状方式布井，它们的波及系数如何？下面了解一下布井的方位与们的波及系数如何？下面了解一下布井的方位与x轴或轴或y轴平行的情况。根据研究，注水的波及系数与轴平行的情况。根据研究，注水
42、的波及系数与Kx/Ky的的变化关系，如图变化关系，如图1.31所示。所示。第106页/共208页图图1.31波及效率与波及效率与kx/kY的关系的关系1008060402001.52排状井网排状井网1五点井网五点井网注水井注水井生产井生产井波波及及效效率率%kx/kYkxkzkykz0.52.53.5用用Kx、Ky分别表示分别表示平面平面x、y方向的渗透率，方向的渗透率，用以表征平面上的各向异用以表征平面上的各向异性。性。排状布井时如果排状布井时如果KyKx，十分容易形成水窜，波，十分容易形成水窜，波及系数也就很低。相反，及系数也就很低。相反，如如KxKy，水窜可能大，水窜可能大为减小而波及系
43、数可达到为减小而波及系数可达到相当高的数值。如控制注相当高的数值。如控制注采系统的水流方向，使之采系统的水流方向，使之与主要渗透率的方向垂直，与主要渗透率的方向垂直，波及系数就会提高。波及系数就会提高。第107页/共208页油层沉积的韵律的影响油层沉积的韵律的影响沉积韵律可以反映出岩相、岩性的变化，亦可反映沉积韵律可以反映出岩相、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差异甚大。从而，表现
44、出各自不同的特点。第108页/共208页1）正韵律油层）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，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，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。通常具有其开采效果也不一致。通常具有1）在平面上水淹面积大）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
45、；含水上升块，在中、低含水期间中采出程度低；2）在纵）在纵向上水洗厚度小，但水洗的层段驱油效率高。向上水洗厚度小，但水洗的层段驱油效率高。第109页/共208页2）反韵律油层）反韵律油层反反韵韵律律油油层层的的岩岩性性特特征征，正正好好与与正正韵韵律律相相反反。即即油油层层从从下下至至上上岩岩性性有有细细变变粗粗。这这类类沉沉积积顺顺序序的的油油层层，由由于于才才纵纵向向上上渗渗透透率率的的分分布布不不同同，油油、水水运运动动的的特特征征与与采采效效果与正韵律油层相比，迥然而异。果与正韵律油层相比，迥然而异。在在注注水水开开发发过过程程中中，这这类类油油层层一一般般具具有有如如下下特特征征，即
46、即第第一一：含含水水上上升升慢慢，第第二二：厚厚度度大大，无无明明显显的的水水洗洗段段，驱油效率低。驱油效率低。第110页/共208页3）复合韵律油层）复合韵律油层复合韵律油层的岩性变化和沉积顺序，有正韵律油层复合韵律油层的岩性变化和沉积顺序，有正韵律油层和反韵律油层的特征。和反韵律油层的特征。通过油层沉积韵律对开发效果的影响的探讨，可以认通过油层沉积韵律对开发效果的影响的探讨，可以认为增加水洗厚度是开发正韵律高渗透油层的关键，提高驱为增加水洗厚度是开发正韵律高渗透油层的关键，提高驱油效率则是开发好渗透反韵律油层的根本途径。油效率则是开发好渗透反韵律油层的根本途径。第111页/共208页流度比
47、对采收率的影响流度比对采收率的影响流流变变比比对对采采收收率率的的影影响响十十分分明明显显。流流度度比比主主要要是是考考虑虑注注入入工工作作剂剂的的流流度度与与被被排排驱驱的的油油的的流流度度的的影影响响。前前已已述及，水驱油时的流度比为：述及，水驱油时的流度比为：若若M=1，油油和和水水的的流流动动能能力力相相同同。如如果果M1，一一般般指指ow，其其流流度度比比是是不不利利的的。若若ow，也也就就是是水水驱驱稠稠油油的的情情况况，其其流流度度比比更更为为不不利利。因因此此，研研究究流流度度比比的的影影响响，对对于于稠稠油油油藏尤为重要。油藏尤为重要。第112页/共208页ooooo图图1.
48、33五点井网流谱五点井网流谱第113页/共208页根据模型试验，如以5点注采井网为例，在不同的流度比时其波及面积的大小，参见图1.33。其特点是：（1）当M1时，油井见水时的波及面积还不到20%，这表明对稠油油藏注水极易水窜，波及系数极低；（3）在M1时，油水前缘的推进比较规则，波及系数也较高。（4）在M1后就出现粘状指进。流度比较大，指进亦越严重，波及系数也越低。油水前缘的形状，也随流度比的增大而显现出极不规则的形状。第114页/共208页井网对采收率的影响井网对采收率的影响井井网网是是指指按按一一定定几几何何形形状状布布置置的的生生产产井井和和注注水水井井系系统统。常常用用的的是是五五点点
49、井井网网，其其它它有有七七点点井井网网、九九点点井井网网以以及反七点和反九点井网。如图及反七点和反九点井网。如图1.32所示。所示。不同井网产生不同形状的流谱，因而产生不同的突不同井网产生不同形状的流谱，因而产生不同的突破波及面积。破波及面积。第115页/共208页两点井网两点井网三点井网三点井网生产井生产井注入井注入井规则四点井网规则四点井网不规则四点井网不规则四点井网1）井网示意图井网示意图第116页/共208页五点井网五点井网七点井网七点井网反七点井网反七点井网第117页/共208页2）井网效率采收率还受到井网效率的影响，井网效率Ep用下式定义:(1.102)式中:A油层面积；Aw井网控
50、制面积。图图1.34井网密度井网密度第118页/共208页图1.34上，Ep即是阴影区面积与整个油层面积之比，它反映了井网密度对采收率的影响。因此，采收率E用下式表示：(1.103)式中:Es波及面积与油层面积之比值；Ep井网系数；Ev井网面积中水的波及系数；ED波及区的驱油效率。提高采收率可以通过提高EpEv和ED来实现。钻加密井或扩边井可提高Ep，其它EOR技术则是为了提高Es和ED。第119页/共208页第二部分第二部分化学驱理论及矿场应用化学驱理论及矿场应用 （一）化学驱（新）技术及基本驱油机理（一）化学驱（新）技术及基本驱油机理第120页/共208页第一章第一章 聚合物驱聚合物驱Po