第5章油藏动态与预测讲述.ppt

1.2 水驱油田采收率的影响因素分析 水驱开发油藏的最终采收率为驱油效率与水驱波及体积系数的乘积。影响水驱油效率和水驱波及系数的因素即为影响水驱采收率的因素。其中水驱油效率主要取决于地质因素和流体性质——油藏类型、储层的非均质性、连通性和岩石润湿性、原油粘度和密度；水驱波及系数则主要与各项开发措施——注水方式、层系组合、井网形式与井网密度、调整措施及开采工艺等密切相关。 1）油藏地质因素对水驱采收率的影响 通过室内水驱油实验和数值模拟研究的单因素的地质条件对采收率的影响程度见表（表中数值越大，影响越显著）。 第六节 采收率分析与预测 水驱效率影响因素表 影响因素 显著程度 油水粘度比 125.36 油层非均质性 79.18 油层润湿性 88.82 渗透率 12.86 油水界面张力 14.04 孔隙度 4.33 重率差 18.58 由上表可见，油水粘度比的影响最大，其次是润湿性、油层非均质性，再次是渗透率，油水重率差等。 第六节 采收率分析与预测 对于均质天然岩心，油水粘度比对开发效果影响很大，特别是油水粘度比在10－50区间内变化时，无水采收率下降明显，但油水粘度比超过50以后，由于油水粘度比的影响基本上已经达到最大范围，影响反而不明显；对于层内非均质比较严重的油藏，油水粘度比的影响更为明显，层内非均质越严重，对层内非均质水驱油效率的影响更为明显，其驱油效果更差。试验结果表明，油水粘度比越大，油流动性越差，造成更严重的粘性指进，形成越宽的油水过渡带。 油层润湿性、韵律性也是影响采收率的重要因素。根据胜坨油田29个开发单元的实际资料，16个亲水反韵律油藏的平均采收率为40.5%，而13个亲油正韵律油藏的平均采收率为35％。原因是亲水油藏中水相总是占据较小孔道而把油推向较大孔道，有利于采出原油；反韵律油层水驱油过程中，重力作用有利于抑制水沿顶部的高渗带窜流，注入水纵向波及较均匀，驱油效率和波及状况均好于正韵律油层。 第六节 采收率分析与预测 储层渗透率对采收率的影响主要反映在低渗透油藏。影响低渗透油藏采收率的因素主要有以下几点： ①介质孔隙结构特征的影响 介质的孔隙结构包括孔隙和喉道的大小及其分布等，均对水驱的效果产生影响，其影响效果最终归结为油水相对渗透率曲线的影响。 ②油水相对渗透率曲线的影响 同中高渗透油藏相同，影响低渗透油藏水驱采收率的主要因素是油水相对渗透率曲线。低渗透油藏相对渗透率曲线的特点是：束缚水饱和度大、共渗区域小和水相相对渗透率低，这决定了低渗透油藏注水开发时，产液量不可能随时间大幅度上升。 第六节 采收率分析与预测 ③启动压力梯度的影响 低渗透油藏的特点是：油井见水后，含水率急剧上升；启动压力越大，产油量和产液量越小，阶段采出程度和水驱采收率越低。 ④注水强度的影响 增大注水量，即为增大生产压力梯度，可以有效的降低启动压力梯度的影响，增大生产压差，产油量和产液量增大，阶段采出程度和水驱采收率提高。 ⑤注采井距的影响 计算表明，注采井距越小，产油量越大。这与增大注水量，改善水驱效果的原理相同，都是增大了生产压力梯度。 第六节 采收率分析与预测 另外，油层在平面上的分布连通状况对采收率的影响很大。如孤东油田各开发单元间采收率差异大的原因就是油层平面上的发育分布状况差异较大，主力单元七区西Ng52＋3和Ng63＋4，由于油砂体个数少，且大面积连通，所以采收率高，而四区、六区、八区等单元的油层大多呈小土豆状或条带状分布，相应的采收率就低（见下表）。 孤东油田不同单元采收率对比 ? 单元 预测采收率（％） 油砂体 地下原油粘度（mPa·s） 井网密度 (口/Km2) 油水井双向以上对应率（％） 个数 面积(Km2) 七区西Ng52＋3 36.6 1 9.38 38.4 18.7 57.9 七区西Ng63＋4 29.0 6 2.26 64.9 18.5 88.7 七区西Ng41～51 17.3 95 0.18 49.4 14.2 23.8 四区Ng3～4 15.1 80 0.15 47.1 13.4 87.4 六区Ng3～53 23.3 100 0.15 62.2 27.4 25.8 八区Ng3～4 15.1 28 0.23 64.9 12.8 34.8 第六节 采收率分析与预测 2）油田开发措施对采收率的影响 ①井网密度对采收率的影响 随井网密度的增加，采收率提高，但井网密度增加到一定程度，采收率的增加幅度会减小。 ②