1、摘要含水上升规律和递减规律是水驱油田的主要规律，但目前对于两者的内在联系及含水上升规律的主要影响因素还未认识清楚。根据相对渗透率曲线和分流量方程，从理论上揭示了水驱油田含水上升率的变化规律及其影响因素，同时研究了在定产液量的条件下含水上升率和递减率的关系。结果表明含水上升率通常随可采储量采出程度先凹形上升后转凸形上升，上升到峰值后开始下降，先凸形下降后转凹形下降，转折点的含水上升率及对应的可采储量采出程度和含水率由水油流度比、水相指数和油相指数3个参数确定；在定产液量的条件下，含水上升率和递减率的变化规律一致。认清含水上升规律和递减规律，可以更准确地预测水驱油田的开发指标。关键词含水上升率，分
2、流量方程，水油流度比，水相指数，油相指数ABSTRACTLAWOFWATERCUTINCREASINGANDDECREASINGLAWISTHEMAINLAWOFWATERFLOODINGOILFIELD,BUTTHEMAININFLUENCEFACTORSOFTHEINTERNALRELATIONSANDWATERBOTHRISEREGULARITYISNOTKNOWNACCORDINGTOTHERELATIVEPERMEABILITYCURVEANDFLOWEQUATIONS,THEORETICALLYREVEALSTHECHANGELAWOFWATERFLOODINGINOILFIELD
3、WATERCUTRISINGRATEANDITSINFLUENCEFACTORS,ANDSTUDYTHERELATIONSHIPBETWEENTHEAMOUNTOFPRODUCEDLIQUIDCONDITIONSINCREASEDRATEOFWATERCUTANDDECLINERATETHERESULTSSHOWEDTHATTHERATEOFINCREASEOFWATERUSUALLYWITHTHEDEGREEOFRECOVERYOFTHEFIRSTCONCAVEINCREASINGRECOVERABLERESERVESAFTERTHECONVEXRISE,RISETOTHEPEAKANDTH
4、ENBEGANTODROP,THEFIRSTCONVEXTOCONCAVEAFTERFALLINGDOWN,WATERTHETURNINGPOINTOFTHERATEOFRISEANDTHECORRESPONDINGRECOVERYDEGREEANDWATERCONTENTWASDETERMINEDBYTHEWATEROILMOBILITY3PARAMETERRATIO,WATERINDEXANDTHEINDEXOFRECOVERABLERESERVESOFOILPHASEINTHELIQUIDPRODUCTIONCONDITIONS,VARIATIONOFWATERRATEOFRISEAND
5、DECLINERATEAGREEMENTUNDERSTANDTHELAWOFWATERCUTINCREASINGANDDECREASINGLAW,WATERFLOODINGOILFIELDDEVELOPMENTINDEXESCANBEPREDICTEDMOREACCURATELYKEYWORDINCREASEDRATEOFWATERFRACTIONALFLOWEQUATIONWATEROILMOBILITYRATIOWATERINDEXTHEOILPHASEINDEXI目录第一章前言111设计论文的目的、意义及技术要求112课题发展概况及存在的问题113本课题的指导思想114应解决的主要问题2
6、第二章水驱油田含水上升规律的相关介绍321含水上升率规律及其重要性322水驱油田含水上升规律的相关概念4221水驱指数与吸水指数4222存水率与综合含水4223水驱控制和水驱动用5第三章水驱油藏数学模型及水驱驱替特征曲线631基本假设632水驱油藏基本微分方程及初、边界条件633水驱驱替特征曲线及其应用发展7331常用的水驱驱替特征曲线7332水驱驱替特征曲线的应用13333水驱驱替特征曲线的发展16第四章水驱油藏油水两相渗透率及含水率表达式1841油水两相渗透率广泛表达形式及其应用18II411油水两相渗透率广泛表达形式18412油水两相渗透率广泛表达形式的举例应用1842含水率表达式24第
7、五章水驱油田含水上升规律2651研究水驱油田含水上升规律2652沈阳油田高凝油油藏含水上升规律实例研究29521高凝油油田含水上升规律29522控制高凝油油田含水上升率的因素分析33523高凝油油田含水的短期预测36第六章影响水驱油藏含水率的因素3761影响含水上升的地质因素37611非均质性严重含水上升速度快37612油水粘度比高综合含水与采出程度关系曲线凸向含水轴3862影响含水上升的开发因素39第七章结论40谢辞41参考文献421第一章前言11设计论文的目的、意义及技术要求设计论文的目的及意义含水上升率与含水上升速度是反映油田地质因素和开发因素的综合指标,是评价油田开发效果和预测开发指标
8、的核心指标。基于甲型和丙型水驱曲线建立了含水上升率与含水率的理论关系式,指出水驱油田含水上升率至少有2种变化形态,可以利用其变化规律来判断水驱曲线的应用条件；分析指出含水上升率与含水上升速度之间为线性关系,斜率为地质储量采油速度,基于此建立了利用动态资料评价采油速度的方法,并同时给出了含水上升速度与含水率及采油速度之间的理论关系式,可以用来评价含水与采油速度的高低。实例应用结果表明所得到的理论关系式具有良好的适用性,所得的研究成果对矿场应用和理论研究具有较高的借鉴意义和指导价值。12课题发展概况及存在的问题中外大量水驱油田的生产数据统计表明含水率和可采储量采出程度的关系可以划分为3种类型，即凸
9、型、S型和凹型31。这些类型可以通过相对渗透率曲线和分流量方程从理论上得以验证。生产数据统计及数值模拟结果也表明含水上升率和递减率随含水率先升后降，但含水上升率和递减率的峰值有高有低，峰值发生时的含水率也有低有高64。影响其高低的因素是什么，含水上升率和递减率有何内在联系,所有这些问题都可以通过相对渗透率曲线和分流量方程进行解释。13本课题的指导思想对油田产量递减的相关文献、资料，经过仔细阅读，研究，理解，在老师的2指导帮助下，运用图解法，曲线法，水驱曲线法，相关系数比较法，等对含水量递增做研究。并从理论方面对影响产量递增规律的因素进行了分析，推导出相应的公式，计算出各个指标的影响权重，结合油
10、田实际，提出了减缓含水上升率的途径。14应解决的主要问题应解决的主要问题有影响含水上升率高低的因素是什么,含水上升率和递减率有何内在联系,各种水驱曲线预测的指标为何不同,等问题。3第二章水驱油田含水上升规律的相关介绍21含水上升率规律及其重要性含水上升率定义为每采出1的地质储量含水率的上升值。水驱油田的一个基本特征就是含水与采出程度的关系曲线，这一曲线综合反映了地层及油水性质、开发工艺及工艺措施的水平。但是从研究的角度来说，难以用简单的公式来表达。所以，在研究含水上升规律时，需要经过一些简单的数学变换和处理。生产实践表明，一个天然水驱或是人工水驱的油藏，当它全部投入开发并达到稳产以后，其含水率
11、达到一定程度并逐步上升时，累积产水量与累积产油量，水油比与累积产油量在半对数坐标纸上，二者关系为一直线，该曲线即为水驱曲线。在油田的注采井网，注采强度保持不变时，直线性也保持不变，只有当注采方式发生变化时，才会出现拐点，但直线关系仍然成立。在我国注水开发油田当中，绝大部分符合这种规律，我们可以利用这一规律来定量描述和预测油田在生产过程中的含水变化，还可以推导出相渗曲线和可采储量。含水率和含水上升率是评价油田开发效果和预测开发指标的核心指标，以含水上升率的定义演变出含水率变化分析方法，并从油田分不同的构成上看,不同组成部分的产液量和产水量都是变化的，对油田的总的含水率存在影响。由含水率的表达式出
12、发，利用数学偏微分的方法推导出了从各个构成分量由于产液量和产水量的变化使总体含水率上升值。该方法可以从宏观上找到对总体综合含水影响最大的构成部分，为下一步调整措施的实施提供指导依据。水驱油田含水上升规律常用含水率与采出程度关系曲线来表示，它是对水驱油田进行动态分析的一条基本曲线，其形态及位置综合反映了地层及油水性质、4开发方式、工艺措施的水平。我国在50年代着手对水驱开发油田含水上升规律进行研究，根据我国的油田特性，提出了许多计算公式，根据这些公式的特性，将其大致分为三种方法经验公式法、水驱特征曲线法和实际生产数据拟合法。根据油田大量的生产资料统计，含水上升规律一般可分为3种基本模式，凸型、厂
13、型和凹型。凸型开采特点为无水采油期短，油井见水早，早期含水上升快，晚期含水上升慢，高含水期是主要的采油期，开发效益相对差；凹型开采特点为无水采油期长，油井见水晚，早期含水上升慢，晚期含水上升快，大部分可采储量在低含水期采出，开发效益较好；厂型介于凹形和凸形之间。曲线越凸，开发效果越差；曲线越凹，开发效果越好。计算方法实际油藏中使用阶段末、初的含水率之差比上阶段末、初的采出程度之差来计算。22水驱油田含水上升规律的相关概念221水驱指数与吸水指数在某一地层压力下，纯水侵量与该压力下累计产油量和产气量在底下的体积比，即每采一吨油在地下的存水量为水驱指数。水驱指数是评价水驱作用在油藏综合驱动中所起作
14、用相对大小的指标。计算公式为水驱指数（累计注水量累计产水量）/累计产油量。注水井在单位生产压差下的日注水量，叫油层吸水指数，它的大小直接反应油层吸水能力的强弱。计算公式为吸水指数日注水量/注水压差。222存水率与综合含水保存在地下的注入水体积与累计注水量的比值为存水率。计算公式为存水率（累计注水量累计采水量）/累计注水量。5油田月产液量中产水量所占的百分数，即为综合含水。计算公式为月产水量/月产液量。223水驱控制和水驱动用水驱控制储量指层系中水井已经射开层段所对应的储量。水驱动用储量指层系中水井已经射开层段所对应的吸水厚度所对应的储量。6第三章水驱油藏数学模型及水驱驱替特征曲线31基本假设1
15、油藏流体为油、水两相,岩石流体不可压缩；2油藏条件下为等温渗流；3流体地下渗流满足达西定律；4忽略毛管力作用。32水驱油藏基本微分方程及初、边界条件油相方程为OOTVOOOOOROSQGHPKK（31）水相方程为WWTVWWWWWRWSQGHPKK（32）式中VOQ和VWQ分别为产油量和产水量；H为注采井落差，M；O和W分别为油和水的粘度，MPAS；O和W分别为油和水的密度，G/CM3；K为岩石渗透率，1032M；OS和WS分别为油和水的饱和度；为孔隙度；ROK，RWK分别为油相和水相的相对渗透率。7初、边界条件为,0101TZYXPTZYXPT；,0101TZYXSTZYXST；0LNP；O
16、SWS1油、水相渗关系为WNORWCWCWWORRWSSSSKK1（33）ONORWCOROOWCROSSSSKK1（34）式中WORK为残余油下水的相对渗透率；OWCK为束缚水下油的相对渗透率；WCS为束缚水饱和度；ORS为残余油饱和度；WN为水相渗指数；ON为油相渗指数；P为压力，MPA33水驱驱替特征曲线及其应用发展331常用的水驱驱替特征曲线1广义丙型和乙型水驱特征曲线的导出设WS与WES为线形函数关系，其表8达式为WESKMWS（K0）（35）式中K和M为常系数与储层、流体性质相关WELGE方程为WS）（WEOEOEWEDSDFFS（36）当斜率K1时，将式35代入式36，得WSMS
17、K1WEOEF（37）式中OEF为出口端含油率。初始条件为WESWIS时，OEF1；WES1ORS时，OEF0。对式37进行求解，可得OEFA（1ORSWES）R（38）式中WIS为束缚水饱和度；ORS为残余油饱和度；R（K1）1，A（BWIS）R，BMR1ORS。由定义可知OEFLOQQ（39）OQDTDNP（310）在注水保持地层压力、油层相对均质的条件下，有9WIWIPWSNSNS1（311）式中PN为累积产油量，1043M；PW为累积产水量，1043M；PL为累积产液量，1043M；N为地质储量，1043M。将式35、式39、式310、式311代入式38，整理可得KSKMBKNNSAD
18、LDNWIPWIPP1（312）初始条件为PW0时，PNPONPON为无水期累积产油量，1043M。求解上述常微分方程，得到广义西帕切夫水驱特征曲线广义丙型或卡札柯夫曲线为NPPCLBAN（313）式中11RN；1WIWISSMBKNA；NWIWINKNSASKNB11；PONPONBANC1。当斜率K1时，得MSSWWE（314）同理，可得沙卓洛夫水驱特征曲线乙型为WEOEBSAFEXP（315）CLBANPPLN（316）10式中WIBSAEXP；MB1；BABSBAWILN1；WISBNB1；POPONBANCEXP。（2）广义丁型和甲型水驱特征曲线的导出当式35左端常系数K用MSKWE
19、XP1相干因子替代时，WS与WES的函数关系为1EXP1MSKMSSWWWE（317）对式313两端求导，得2EXP1EXPMSKMMSSKMDSDSWWWWWE（318）由WELGE方程可得WWEOEWEWWOEWEOESSFDSSDSDDFDSDF（319）将式317和式318代入式319，整理后得到MSKMFSDDFWOEWOEEXP1（320）设WESWIS时，WSWINS，即式320满足初始条件WSWINS时，OEF1。求解上述常微分方程，得11EXP11MSKCFWOE（321）11式中MSKCWINEXP111将式39式311代入式321，整理可得MSMNNSKCCDNDWWIP
20、WIPP1EXP11111（322）式322满足初始条件PW0时，PNPON。求解上述常微分方程，可得文献7中第4种过渡型水驱特征曲线为CNWBANPPPLN（323）式中WIWIWIWISSNSNMSKCMNA111LN1；WISMNB1；POPONBANCEXP；111C。若C11，即0，则可得马克西莫夫童宪章水驱特征曲线甲型为CWBANPPLN（324）当式35左端常系数K用PWMSKP111相关因子替代及在相应常系数M前乘以P时，WS与WES的函数关系为1111PWWWEMSKPPMSS（325）式中P与储层和流体性质相关同理，可得文献7中第3种过渡型水驱特征曲线相关关系式为11111
21、PWOEMSKCF（326）NPPPCNWBAN（327）12式中WIWISNSMA1；NWIPNPSKCB111；PONPONBANC1；PPN1；PWINMSKC1111；111C。若1C1，即0，则可得广义纳扎洛夫水驱特征曲线广义丁型或俞启泰曲线为NPPCWBAN（327）以上关系式表明，广义西帕切夫水驱特征曲线的平均含水饱和度与出口端含水饱和度呈斜率不等于1的线性关系；沙卓洛夫水驱特征曲线的平均含水饱和度与出口端含水饱和度呈斜率等于1的线性关系。而马克西莫夫童宪章水驱特征曲线和广义纳扎洛夫水驱特征曲线的平均含水饱和度与出口端含水饱和度关系式均比较复杂，为非线性特殊函数式。另外，在推演过
22、程中，惟有广义西帕切夫水驱特征曲线含油率与出口端含水饱和度满足WESWIS时，OEF1；满足WES1ORS时，OEF0,而其他曲线未完全满足这些条件，尤其是马克西莫夫童宪章水驱特征曲线和广义纳扎洛夫水驱特征曲线仅在当前初始端点满足1C1时才成立；而当OEF0时，WES或WS不存在。因此，若以出口端含水饱和度与含油率的两个端点为水驱特征曲线合理程度的衡量标准，那么广义西帕切夫水驱特征曲线比其他曲线更加合理，也更能符合油层见水后非13活塞线性驱油理论。这一结论也被艾富罗斯在油水粘度比为110时得到的实验结果所证实，其表达式为RWEOROESSF3150（328）虽然它仅仅是广义西帕切夫水驱特征曲线
23、所对应的含油率与出口端含水饱和度关系式中R3时的一种特例。332水驱驱替特征曲线的应用研究和应用表明，要正确应用水驱曲线，必须遵守以下3条原则（1）稳定水驱原则关于水驱曲线的适用条件，我国和俄罗斯的研究者有一个共同的看法，即水驱特征曲线只适用于稳定水驱的条件。（2）直线段原则水驱曲线大多数是2个系数的线性方程，用线性回归求得直线段的参数并外推预测指标是水驱曲线应用的基本方法。（3）含水率界限原则水驱曲线只有在含水率达到某一值时，才出现直线段，称为初始含水率，因此水驱曲线必须在初始含水率出现以后才能应用。对某些水驱曲线还存在一个直线段截止的含水率，在应用它们时，要注意研究其适用的含水率区间。利用
24、水驱曲线法进行油田的动态预测，既适用于天然水驱，又适用于人工注水开发，是一种非常实用的方法。利用有关水驱曲线法，可以预测油田的有关开发指标。油田到中后期的含水率不断上升，通过水驱曲线研究含水上升规律，经过一些合理的措施控制含水率的上升，从而提高产量，还可以得到极限含水率条件下的产量。相对渗透率曲线是油藏工程和油藏数值模拟工程计算中的重要参数，通过油田的实际生产数据，利用水驱曲线法推出相对渗透率曲线，对于油田动态14预测具有十分重要的实际意义。对于一个油田，我们要制定合理的开采方案，首先要知道可采储量，不然无限量的开采，不仅成本高，而且产油量也比较低，所以研究油田可采储量是油田开发必须的一个环节
25、。水驱曲线主要是利用累积产水量与累积产油量，水油比与累积产油量在半对数坐标纸上出现的直线段进行油藏动态分析，除了上述作用外，水驱曲线还可以用来计算采收率、综合含水率等，所以水驱曲线对于我们研究油藏动态具有十分重要的意义。若采用油藏生产水油比的对数FLG与采出程度E之间的关系表示，则水驱驱替特征曲线可表为下式1LGFBAE（329）式中E采出程度；F水油比；A、B系数，常数。例举广义水驱曲线法计算逐年可采储量根据文献，选择相应的水驱曲线就可以计算出逐年可采储量CNWANNPPPR1（330）式中AAAC4949（331）应用张金庆水驱曲线表达式2PPPPNWBANW（332）线性回归求出A值，用
26、公式（331）15求出C值，然后用调整措施之后每年年末的PN、PW，根据计算出的A、C值，就可以计算出每年年末的可采储量RN（见表31）。表31蔫二某区块水驱曲线法计算逐年度可采储量日期AC104TNP104TWP104TNT2004120038110286731080507127853413882005120038110286731197167179541414592006120038110286731288477261711814872007120038110286731338504371684614792008120038110286731366984508260514652009110
27、03811028673138490266609241453表32石油业与石油勘探与开发中水驱曲线提出的和停用的数目及MT水驱曲线出现频率统计表（注括号中数字分子为MT曲线出现数,分母为所有曲线出现数）时间时区石油业石油勘探与开发新提出数停用数出现频率新提出数停用数出现频率1970197440201/5001975一1979711432/1419801984783536/17206672/31985一19895112316/264172213/18199019941116104/401478611/141995一199942121331/30543687/1916333水驱驱替特征曲线的发展为了
28、找出适用性广、计算结果准确的水驱特征曲线表达式，国内外的研究者进行了大量的研究和筛选工作。笔者统计了从1970年到1999年前苏联和俄罗斯权威的石油杂志石油业和我国的石油勘探与开发提出的和停用的水驱曲线表达式数目见表32。由表32看出，前苏联和俄罗斯提出同时也弃用了大量的水驱曲线表达式。统计表明，从1970年到1999年,先后提出了38种水驱曲线表达式，经过筛选，19951999年段出现2次以上的表达式仅6种。我国也有同样的表现，虽然在程度上有差异。我国广泛使用的MT水驱曲线见表32，19951999年段虽有所下降，但在石油勘探与开发和其他书刊报告上仍是最广泛应用的水驱曲线包括R与WF曲线典型
29、图版。而在前苏联和俄罗斯，马克西莫夫水驱曲线即我国的MT曲线，19951999年段出现的频率已降到很低，在石油业上最后一次将这种曲线用于油田是在1992年，此后已基本弃用，这种情况值得思考。这与MT曲线在性能上和预测的准确程度上存在不足，已不适应高含水期油田开发指标的计算与预测的需要有关。笔者在1995年13建立了广义水驱特征曲线的理论，1998年出现了Z曲线142PPPPNWBANW（333）和Y1曲线1517PPPWLBANLGLG（334）文献中通过全面的分析、研究和实例计算，证明了上述两种曲线不用作任何条件限定，适用于任何类型的水驱油田，比一般的水驱曲线适用性广而强。文献16中的计算实
30、例、以及后来补充做的另一种类型的底水碳酸盐岩的雁南油藏的计算实例，都表明这两种广义水驱特征曲线出现直线段的初始含水率低、计算的RN、RRN与实际资料相比误差很小，其性能已远远超过了前苏联MT、S、C、N等4种重要的水驱曲线，是当前国内外适应性较好的水驱曲线，应尽快予以推广。这也表明，在水驱曲线表达式的研究和筛选工作上，我国的研究水平已居世界前列。18第四章水驱油藏油水两相渗透率及含水率表达式41油水两相渗透率广泛表达形式及其应用411油水两相渗透率广泛表达形式油水两相渗透率可以由多种形式表示，广泛应用的是COREY表达式WNWDORRWRWSSKK（41）ONWDWIROROSSKK1（42）
31、ORWIWIWWDSSSSS1（43）式中RWK为水相相对渗透率；ORRWSK为残余油饱和度下的水相相对渗透率；ORS为残余油饱和度；WDS为归一化含水饱和度；WN为水相指数；ROK为油相相对渗透率；WIROSK为束缚水饱和度下的油相相对渗透率；WIS为束缚水饱和度；ON为油相指数；WS为平均含水饱和度。412油水两相渗透率广泛表达形式的举例应用例举以分别代表两种含水率随采出程度变化类型的我国大庆油田小井距水驱试验和苏联杜玛兹油田为例19表41不同类型油水相对渗透率比值曲线类型表油藏名称油水相对渗透率比值曲线类型WBSWOACKKABWISRSCN大庆油田/015035455137胜利油田沙二
32、段41B层/024025260127克拉玛依油田八邀湾组/0210402096189老军店油田21L层234810215/阿尔兰油田4/0450170194114索科洛夫哥尔斯克油田VI层50806810152/杜玛兹油田50826410193/美国德克萨斯州乌德拜砂层6114810165/比利砂层6283710325/托普度砂层6/02403897120420图41大庆油田小井距试验与杜玛兹油田矿场实际及理论计算FERLG关系曲线比图（1）大庆油田小井距511井组741P层大庆油田的油水相对渗透率比值曲线类型为公式NWORWRWWOSSSSCKK1（44）21表41，因此它的FELG曲线应向
33、FLG轴弯曲图41，相应的E用公式（45）计算。111111NOWNOWNOWWIWIORRFCNFFFCFCSSSE（45）由图41看出，根据矿场实际资料，当F235，即含水率70时，FERLG曲线开始出现向FLG轴弯曲的有规律的变化。取原始束缚水饱和度150WISS；油水粘度比10WO，用RE公式处理实际生产数据，计算出有关参数为C1504；N14；655011WIWIORSSS；7150ORS。将计算参数代人式RE，E计算公式为（46）1504014111150401150406550414141FFFFFE（46）计算的曲线与矿场实际数据完全符合图41曲线1。当含水率98F49时，上式
34、计算最终采收率瓦6030RCE。将计算参数代人式（44），得出按矿场实际数据计算的油水相对渗透率此值曲线公式为（47）224171501505041OWWOSSKK（47）（2）苏联杜玛兹油田杜玛兹油田油水相对渗透率此值曲线类型为公式WWOEKK1见表41，因此它的FERLG曲线应向瓦轴弯曲，相应的RE/公式计算。由图31看出，根据矿场实际资料，当F167，即含水率62时，FERLG关系开始出现向RE轴弯曲的有规律的变化。取原始束缚水饱和度20WIS；油水粘度比3WO。用RE公式，及RE处理矿场实际数据，计算出有关参数为A0386；B00596；A0482510；21B。将计算参数代入式RE，
35、RE计算公式为（48）FFER105960LN059603860（48）利用此公式计算的曲线与矿场实际数据完全符合图41曲线2。当含水率98F49时，计算最终采收率6190CE。将计算参数代人式WWOEKK1，得出按矿场实际数据计算的油水相对渗透率比值曲线公式为（49）23WSWOEKK215104820（49）大庆油田511井组741P层和杜玛兹油田用矿场实际资料，按公式（47）和公式（49）计算的、与岩心实验作出的相对渗透率此值曲线的对此图图42、43表明由于水驱过程中油层的非均质性、井网及开采方式的影响，矿场资料曲线与岩心实验曲线有一定差异。但是，我们注意到，这两条线是基本平行的。这说明
36、，矿场资料的油水相对渗透率此值曲线很好地反映了油层的水驱油特征，同时又反映了油层地质、开发条件的影响，因而有一定的实际应用价值。图42大庆油田小井距试验矿场资料与岩心试验油水相对渗透率比值曲线对比图24图43杜玛兹油田矿场资料与岩心实验油水相对渗透率比值曲线对比图42含水率表达式根据分流量方程，在不考虑重力和毛管压力影响的条件下，含水率的表达式为RWROOOWWWKKBBF11（410）25式中WF为含水率；W为地层水粘度，MPAS；WB为地层水体积系数；O为地层原油粘度，MPAS；OB为地层原油体积系数。把式41、式42代入式410，并令WIROWWORRWOOSKBSKBM411式中M为水
37、油流度比。则含水率的表达式为OWWNWDNWDNWDWSMSMSF1412根据WDS的定义，WDS其实就是可采储量采出程度。因此式412可改写为OWWNFNFNFWRMRMRF1413式中FR为可采储量采出程度。26第五章水驱油田含水上升规律51研究水驱油田含水上升规律将含水上升率定义为采出1可采储量的含水率上升值，即FWWDRDFF51式中WF为含水上升率。把式413代入式51可得211111OWOWNFNFFOFWNFNFWRMRRNRNRMRF5210008006004002000250500751图51含水率和可采储量采出程度的关系279630025050075100图52含水上升率和
38、含水率的关系表51不同流体和相对渗透率参数下的含水上升率特征通常情况下，水相指数和油相指数的值为24。根据不同的M，WN和ON值，可以通过式413和式52得到含水率和可采储量采出程度的关系及含水上升率和含水率的关系图51，图52。影响含水率和含水上升率变化规律的因素是水油流度比、水相指数和油相指数；含水上升率随含水率先上升后下降，含水率和可28采储量采出程度的关系是先凹形上升后凸形上升，即S形；水油流度比越大、水相指数越小、油相指数越大，含水率和可采储量采出程度的关系越偏向凸形；水油流度比越小、水相指数越大、油相指数越小，含水率和可采储量采出程度的关系越偏向凹形。可采储量采出程度为0和1时，含
39、水率为0和1，含水上升率均为0。由式52还可知，含水上升率随可采储量采出程度先上升后下降，在上升过程中一般是先凹后凸，在下降过程中却是先凸后凹。含水上升率达到峰值时满足的条件9是0FFDRDW（53）含水上升率从凹形上升转凸形上升或从凸形下降转凹形下降时满足的条件9是0FWDRDF（54）求解式53和式54，可得到含水上升率从凹形上升转凸形上升、从上升到下降及从凸形下降转凹形下降时的可采储量采出程度，再代入式413和式52可得到对应的含水率和含水上升率表51。根据表（51）及式52的分析结果，可得如下结论（1）水油流度比越大，含水上升率从凹形上升转凸形上升，从上升到下降，凸形下降转凹形下降时的
40、可采储量采出程度和含水率就越低，反之越高；（2）水相指数与油相指数之和越大，含水上升率的峰值也越大，反之越小；（3）在水油流度比为1的条件下，若水相指数和油相指数相等，则含水上升29率的峰值与水相指数或油相指数相同，含水上升率达到峰值时的含水率和可采储量采出程度都是050；若水相指数和油相指数不等，则含水上升率的峰值近似于水相指数与油相指数之和的平均值，含水上升率达到峰值时的含水率接近050；（4）在水相指数与油相指数相等的条件下，以水油流度比1为界，水油流度比无论是增加还是减少，含水上升率的峰值都增加。水相指数与油相指数不等时，同样存在某个水油流度比，若水相指数小于油相指数，那么该水油流度比
41、小于1，反之，大于1，以此为界，水油流度比无论是增加还是减少，含水上升率的峰值都增加。52沈阳油田高凝油油藏含水上升规律实例研究沈阳油田高凝油油藏类型十分丰富，既有中、低渗透砂岩油藏、复杂断块油藏、低渗透变质岩古潜山油藏，又有封闭性碳酸盐岩油藏、弱底水能量的双重介质变质岩油藏。现已开发的高凝油储量占该区总开发储量的686。从1986年底开始，主力高凝油藏相继投入开发，目前已进入高含水阶段，综合含水达80以上的油井占总开井数的41。在高凝油田的开发中，油田含水上升速度快，难以控制，是油田产量下滑的主要因素，也影响着油田最终开发效果的提高。本文在对油田开发矿场资料进行分析归类总结的基础上，结合室内
42、实验分析与油藏工程理论，对高凝油油田的含水上升规律及其控制因素进行了深入的分析研究，从而对高凝油田的开发有了进一步的认识。其结果为高凝油开发中后期的调整、控水稳油、减缓产量递减提供了科学的依据。521高凝油油田含水上升规律开发实践表明，高凝油藏油井具有“注水见效快、见水快、见水后含水上升快”30的三快特点。从早期见水油井的生产情况分析，中高含水期含水上升速度有进一步加快的趋势。（1）单井含水特征目前高含水井的生产特征表明，大部分高凝油藏油井特别是注水砂岩高凝油藏,表现出与裂缝性油藏相似的含水特征，即在一定的无水采油期时间从几天到几年不等后，油井一旦见水，即快速上升。图43是统计73口高含水井W
43、F950的含水与采出程度关系曲线。从中可以看出,油井含水在达到750之前，以近似指数递增的速度上升，特别是在4075之间，具有很好的相关性，平均含水上升率高达134。但进入75之后，油井含水有进一步加速上升的趋势，最高含水上升率达4043。油井在含水50之前只采出可采储量的73左右；在中高、特高含水阶段，仅采出可采储量的27左右。这与常规油田开发中60以上的可采储量是在高含水阶段采出明显不同。31图53高凝油高含水井含水与采出程度关系曲线2油田含水特征从典型油田RWF关系曲线对比图上可以明显看出，常规油田在含水4060之间曲线出现拐点，含水上升速度明显减缓；而高凝油田在75左右，含水尚无明显减
44、缓的趋势。沈阳油田主力注水高凝油油藏含水为6677787,平均含水达702；而1996年含水上升率为989，1997年为675，1998年为70，明显高于其它常规油田。童宪章和张锐教授曾提出了两种水驱油田含水与采出程度动态关系式21，即691571LGRWWERFF32RERDARWWEERDFF11（55）式中WF为综合含水，；R为采出程度，；RE为油田最终采收率；D为与油水粘度比R相关的统计常数；10640LN40708RA；D/ARLN3074073390。利用童氏、张氏及张之武修正的童氏公式3分别绘制了沈阳高凝油油藏的3条曲线其中童氏曲线为凸型，张氏曲线和童氏修正线为S型，将它们作为理
45、论曲线；然后对高凝油田的实验生产资料进行近似逼近，建立预测模型。其拟合关系曲线在此阶段含水表现为明显的凹型，含水上升率在4050之间；在进入中含水期大于40后，含水与采出程度之间呈指数递增关系，用公式表示为WFR129820EXP3107812967130R（56）其曲线形态呈凹型，平均含水上升率高达90左右。据此得出结论高凝油油田的含水上升规律与经典模型的动态预测结果不甚相符，至少在中高含水阶段，高凝油油田的含水上升速度无明显变缓的趋势。室内岩心分析表明，大部分高凝油砂岩岩心的水驱特征与裂缝性油藏特征相似，只有在含水达到8090以后，才有明显变缓的趋势。图54是利用童氏理论建立预测模型后求取
46、的沈84安12块不同开采阶段含水33上升率值，并与常规稀油油田的含水上升率变化趋势进行对比的曲线图。从图中可以看出，稀油油田含水上升率与可采储量采出程度关系曲线呈宽缓低峰态，而高凝油田的曲线形态则呈窄陡的高峰态。高凝油油田自见水开始，含水上升率始终高于稀油油藏，相应阶段前者是后者的1520倍。其形态与裂缝性油藏的含水上升特征十分相似。图54高凝油与稀油含水上升率对比曲线522控制高凝油油田含水上升率的因素分析沈阳高凝油油藏原油含蜡量都超过30，属于正常非降解原油。由于大量长34链正构烷烃的存在，对原油的物理化学性质影响很大。同时也决定了其流变性及原油在地层中的渗流能力与地层温度的关系十分密切。
47、（1）油藏储层特征对含水上升率的影响高凝油油藏类型十分复杂，不同的储层类型对高凝油的含水上升率有一定的影响一是沈阳油区的高凝油油藏砂岩储层敏感性强，长期常温注淡水或污水回注,储层见水后，由于粘土矿物的分散膨胀，并随注入水运移，孔隙结构明显变差，孔喉半径变小，储层渗透率下降，流体渗流阻力增大；二是注水高凝油油藏砂岩孔隙结构多为大孔隙细喉道型，岩石的亲水性易使注入水前沿通过后，在一定的含水饱和度下油相形成孤立的“泡滴状”，增大油相的相对渗流阻力。储层渗透能力下降与油相渗流阻力增大导致水相相对渗透率相对增大，含水上升速度加快。对于裂缝型古潜山油藏，由于大裂缝的沟通，致使水驱推进速度快。稳定同位素示踪
48、剂测试表明，最快的注水推进速度达800M/D；油井见水后，形成短路循环，含水快速上升，直致水淹。（2）油品性质对高凝油含水上升规律的影响开发实践及室内水驱实验表明，高凝油的高含蜡量、高凝固点的特点，决定了其流变性、水驱效率、驱油特征等主要受温度的控制。随着油田开发程度的加深，地层温度、压力和原油脱气程度发生变化，一旦地层温度接近或低于析蜡温度，就会促使原油中的蜡析出。当蜡以固相形式从地层原油中沉淀出来，原油便具有结构力学性质即呈非牛顿流体。流变性测试表明，温度高于析蜡温度时，原油呈牛顿流体，其粘度随温度降低急速上升。静74井流变性测试表明，在70、剪切速率为121S时便出现屈服值；在65时，流变曲线明显出现静极限剪切应35力即启动压力。试验表明，含蜡原油在孔隙介质中渗流时，如果低于析蜡温度，原
