波及体积系数算法及详解..doc

波及体积系数 注水体积波及系数的定义是水驱油藏中注入水波及到的油藏体积与油藏总体积之比。可分为厚度波及系数与平面波及系数，其二者有如下关系： 式中：Ev—体积波及系数，f； EZ—厚度波及系数，f； EP—平面波及系数，f。 1、平面波及系数 1）基本原理 研究注入水平面波及系数主要是利用油藏数值模拟和油层物理模型进行。根据戴斯（Dyes）等人所作的二维平面物理模型利用X射线照相技术得到的平面波及系数与含水率的关系，在综合考虑不同流度比和井网部署的情况，得到了计算平面波及系数的公式。其表达式为： 式中：Ep—平面波及系数，f； —流度比；f —含水率，f a1、a2、a3、a4、a5、a6—系数，常数，对不同井网取不同数值。 濮城油田是多个断块油藏组成，油层厚度和物性在平面上变化较大。根据这一地质特点，采取了不规则的三角形面积井网进行注水开发。井网形式为交错井网。因此取a1＝－0.2077，a2＝－0.1059，a3=－0.3526，a4＝0.2608，a5＝0.2444，a6＝0.3158。 流度比M则是按如下公式进行计算确定。 根据流度比的定义，则有下述表达式： 式中：kro—油相相对渗透率； krw—水相相对渗透率； μo—地下原油粘度，mPa.s； μw—地层水粘度，mPa.s； —原始含水饱和度，f； —水驱前缘后的平均含水饱和度，f。 采用前述方法计算得出。 从平均油水相对渗透率曲线上，由作图法求出Kro（）、Krw（）、μo、μw取各类油藏μo、μw的实际值。 采用以上公式计算出各开发层系的平面波及系数，计算结果见表2-3。 表2-3 濮城油田注水波及系数计算结果 开发 层系 流度比 M 渗透率变异系数 Vk 平面波及 系数 Ep 平均厚度波及系数Ez 最终体积波及系数Ev 沙一下 1.01 0.56 0.952 0.966 0.920 沙二上1 1.60 0.59 0.954 0.952 0.908 沙二上2+3 0.90 0.77 0.950 0.904 0.859 沙二上4-7 0.47 0.72 0.919 0.946 0.869 沙二下 0.53 0.70 0.927 0.949 0.880 沙三段 1.04 0.70 0.953 0.931 0.887 文51块 0.60 0.77 0.935 0.920 0.860 卫79块 2.2 0.80 0.950 0.814 0.773 从表中可以看出，含水率为0.98时，各开发层系平均平面波及系数都可以达到0.9以上。 2）平面波及系数的变化特点 俞启泰等人根据此平面物理实验模型而得出的公式，分别计算了流度比为1、5、10时，及五点、直线、交错井网系统平面波及系数ED与含水率fw关系；表明平面波及系数随含水率的上升而增大。不同井网对应同一含水率，流度比越小，平面波及系数就越大。 3）平面波及系数的影响因素 韦伯尔（Weber）认为影响平面波及系数的主要因素有：①断层的封闭性；②砂体成因单元边界；③渗透率方向性；④隔层分布；⑤层理类型。我国蔡尔范认为影响平面波及系数的主要因素有：①井网类型和注水方式；②流度比；③渗透率的方向性；④裂缝及其方向；⑤地层倾角；⑥开采方式及注水量。 在综合考虑上述因素的基础上，根据濮城油田的地质特征和目前开发状况，主要影响因素有： （1） 储层物性变化大，渗透率方向性明显 除中高渗透油藏沙一下、东沙二上1油藏储层单一，平面物性变化小，渗透率变化方向性不明显外，其余油藏储层物性在平面上变化较大，渗透率变化具有明显的方向性。储层物性的变化往往受沉积微相的控制，以南区沙二下1－5油藏为例，通过对其储层微相研究，沙二下1－5主要发育水下河道砂、河间砂和远砂亚相，平面上河道砂厚度大，孔隙度、渗透率高，呈南北向条带状分布；河间砂位于河道砂体侧翼，分布面积较大，厚度小，物性较差，远砂相孔、渗最低，砂体最薄。河道砂有效厚度一般4.0～6.0m，孔隙度22％～28％，空气渗透率100×10-3～400×10-3μm2，大于1μm的孔喉所占体积在60％以上；河间砂有效厚度一般2.0～3.5m，孔隙度16％～20％，渗透率50×10-3～100×10-3μm2，大于1μm的孔喉所占体积在40％以上；远砂相有效厚度一般小于2.0m，孔隙度12％～18％，渗透率小于20×10-3μm2，小于1μ