提高采收率原理第一章+注水驱油1.ppt

提高采收率原理第一章+注水驱油1.ppt

《提高采收率原理第一章+注水驱油1.ppt》由会员分享，可在线阅读，更多相关《提高采收率原理第一章+注水驱油1.ppt（30页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

第一章第一章注水驱油注水驱油注水驱油虽然历史长久，但人们对注水驱油的兴趣丝毫没有减少。

其原因是注水驱油是强化采油的一种最廉价、最简单，使用范围也最广的一种方法。

把水注入油层，水能进入岩石的微小孔隙，可以将油驱到生产井井底，还可以保持地层压力，但注水驱油也存在各种各样的问题，比如，水的波及系数低，洗油效率还不够理想，因此水驱达经济极限时，地下仍有高达5060的残余油。

另外，还有水未波及到的原始油区。

水驱最终采收率一般只有3040。

所以要想充分利用水的能力，尽量多的将油驱出来，在水驱之后进一步采取其它强化采油措施，就必须分析水驱油机理、残余油形成的原因和水驱油效率等方面的一系列问题。

第一节第一节采收率的概念采收率的概念一次采油：

大约在40年代以前，依靠天然能量开采原油的方法。

天然能量驱动包括：

天然水驱、弹性能量驱、溶解气驱、气驱及重力驱等。

二次采油：

二次采油是继一次采油之后，向地层注入液体或气体补充能量采油的方法。

在四十年代得到广泛应用的二次采油方法是向油层内注水或注气。

用注水和注气的方法以弥补采油的亏空体积，增补地层能量进行采油。

三次采油：

其特点是针对二次采油未能采出的残余油和剩余油，采用向地层注入其它工作剂或引入其它能量的方法，称为三次采油法。

一、天然能量驱油的采收率一、天然能量驱油的采收率对于依靠天然能量才有的一次采收率，其最终大小主要决定于油藏本身客观地质条件。

最常见的驱动方式有水驱（底水或边水驱动）、气驱（气顶驱）、弹性驱和溶解气驱。

计算任何一种驱动方式下的采收率，其通式为：

（1）式中原油采收率；采出油量（地面体积）；原始地质储量（地面体积）。

地层剩余油量（地面体积）。

（2）（3）A油藏有效面积；h油藏有效厚度；为油藏有效孔隙度；和分别为束缚水和残余油饱和度；和分别为地层油原始和枯竭时的体积系数。

将

（2）和（3）式代入

（1）式，则原油采收率为：

（4）由（4）式可知：

只要测得原始束缚水饱和度及原始原油体积系数，以及油藏枯竭时的残余油饱和度及枯竭时地层压力下的原油体积系数就可由上式计算出油藏的采收率。

若近似认为：

1，则由（4）可得：

（5）上式（4）、（5）即为计算一次采收率的通式。

只是在溶解气驱和水驱时，残余油饱和度的表达式稍有不同。

二、注入工作剂驱油的采收率二、注入工作剂驱油的采收率实际油藏之依靠天然能量驱油的十分罕见，而且采收率很低。

普遍采用向油层注入工作剂的办法来实现人工补充能量驱油。

注工作剂驱油时，油藏内原油采收率是面积波及效率、接触系数和洗油效率的函数。

假如油藏体积为V=A.h，其中注入工作剂（如为水）所驱洗或影响到的体积为VsAs.hs，则波及效率式中A、As分别为油藏面积和工作剂波及面积；h、hs分别为油藏平均厚度和波及厚度。

往往把波及面积与油藏面积比定义为面积波及系数；即EAAsA；而把波及厚度与油藏厚度比定义为垂向波及系数，即EIhIh；故波及效率EvEAEI。

波及效率与注入流体（如水）和被驱流体（油）的流度比（M）有关。

流度比在较高流度比时，水或注入流体具有穿过油藏而不是推动原油流动的趋势。

因此在低流度比时可达到最佳的波及系数。

M1或M1时是有利的；M10或M1是不利的。

由可知，提高注入水的粘度或降低油的粘度，即可降低流度比，改善波及系数。

排驱效率：

就是已被水从孔隙中排出的那部分原油饱和度占原始含油饱和度的百分数，表示为：

式中原始含油饱和度；残余油饱和度。

通过上述的讨论，不难理解整个油藏的采收率显然，整个油藏的采收率是体积波及系数与洗油效率的乘积。

波及系数Ev越大，洗油效率ED越高，采收率也就越高。

所以要提高原油采收率就必须改善波及系数和微观洗油效率。

第二节第二节残余油饱和度残余油饱和度一、残余油的形成与分布一、残余油的形成与分布油藏内残余油的分布是微观的，一般不连续的，多呈孤立的膜状、滴状、悬垂环状、孤岛状、索状、丝状级以簇状等等。

在岩石微观孔隙中，实际状态与所处的位置，取决于储层的性质，比如孔隙结构和岩石润湿性。

1孤岛状；2珠状（或滴状）；3索状；4悬垂环状；5簇状油块对于亲水岩石，由于水能很好地润湿岩石，所以靠近岩石表面一定是水，油只能存在于孔隙中间，或为珠滴状被卡住，或呈绳索状为条带，如图所示。

实验已经证明，孔隙的高孔喉比造成了急变所形成的油珠，可以占据整个孔隙体积，高孔喉比会导致较高的残余油饱和度对于亲油岩石，由于油对岩石的润湿能力大于水，因此残余油会贴附在岩石颗粒表面，形成油膜或悬垂环状，如图所示。

当油较粘稠，有时在水湿孔隙中会形成簇状油块，如图所示。

为了便于研究，分别就不同孔隙模型来进行分析：

1、单孔模型2.双孔隙模型3.急变模型4.多孔隙体系二、毛管数降饱和度曲线二、毛管数降饱和度曲线粘滞力与毛管力的比称为毛管数NC，文献中给出了多种表达式，最常用的定义为：

由此可知，影响孔隙介质中滞留油的力是粘度和毛管力的复合函数，并且受诸如渗透率、平均孔隙大小、孔隙大小分布、润湿性、饱和度、流体分布及饱和过程等参数的影响。

由摩尔（Moore）和斯洛伯德（Slobed）定义的毛管数则考虑了润湿性，毛管数从用下式表示：

布拉姆斯（Abrams）定义的毛管数称变异毛管数，用下式表示，即：

Soi注水前原始含油饱和度注水前原始含油饱和度Sor注水后残余油饱和度。

注水后残余油饱和度。

Abrams定义的毛管数是用一有效流速（V/（Soi-Sor）代替渗流速度。

而且它考虑了水与油的粘度比对毛管数的影响。

在某毛管数下滞留下来的油滴，需在更大毛管数下才能起动。

这一特点反映了油滴滞留和起动机理的差别：

前者是连续流动的油被水分隔成油滴，其毛管数应等于当时流动条件下的粘滞力与界面张力的比值；而起动过程却是将已停止流动的油滴推动这需要克服附加毛管阻力。

油滴滞留和起动过程中残余油饱和度与毛管数的关系曲线如下：

对于提高原油采收率有重要启示：

对亲水的岩心，残余的非润湿相油捕集在大孔道之中，Soi越高，被迫进入到较小孔隙中的油越多。

这种现象将导致水驱后较高的残余油饱和度，在小孔隙中捕集的油越多，就需要更大的毛管数使残余油流动和采出。

实际油田中大多数的水驱是在低毛管数范围，处于10-710-5，如果不改变注水的毛管数，则残余油饱和度不会降低。

为了降低残余油饱和度，需要使水驱的Nvc值再增高102104个数量级。

可通过增大地层的渗透率和驱替压差或降低油水界面张力未实现，但实际中，要增大压差和增大地层渗透率是十分困难的，而且几乎是不可能的，而唯一可行的办法是降低注入液和原油的界面张力。

第三节第三节残余油饱和度的确定方法残余油饱和度的确定方法一、在水淹区打检查井取心一、在水淹区打检查井取心在水淹区打检查井取心，是最常用的观察和测定残余油饱和度的方法。

通过岩心分析，可直接获得岩心所代表的局部储油层的残余油饱和度值。

但在取心及其运送过程中，会发生一系列歪曲地层含油饱和度值的现象。

二、室内各种模拟实验二、室内各种模拟实验1采用钻井所取的油层岩心，或相应露头岩心，或人造岩心，按照地层中水驱油的实际物理过程，根据相似模拟原理，进行驱替试验，可测定出驱替结束后的残余油饱和度。

2采用地层真实岩心和模拟地层油、水，在地层温度等条件下测定出油、水相对渗透率曲线，由曲线上相对渗透率Kro0处，可求得残余油饱和度。

3由压汞和退汞的毛管压力曲线可求得非湿相（油）残余饱和度。

通过压汞和退汞实验，可得到一次注入曲线（I）和退出曲线（W）。

由一次注入曲线（I）和退出曲线（W），可求出非湿相（如油）的最大饱和度，以及退汞时仍然未退出的非湿相残余饱和度，即被捕获而留在岩心中的非湿相残余饱和度。

若是亲水地层，则为残余油饱和度。

4用微模型可见技术观测残余油的分布：

近几年来，微模型可见技术得到了很大的发展，除常规的、各种形状网格模型外，目前国内已可用真实岩心的孔隙铸体薄片，将其孔道复制在玻璃模型上，进行驱替实验。

再经过一系列的录像，电视显像技术，可观察到整个驱替过程的发展、变化以及残余油的滞留和捕集方式，因此可以进一步研究影响残余油的存在方式和数量的各种因素。

三、矿场测井法三、矿场测井法这种测井注入再测井方法的基本原理是，分别测出井底附近在水驱后的地层电阻率R1和纯水时的地层电阻率R0，然后代入下述公式进行计算，可求得残余油饱和度Sor，即：

Sor残余油饱和度；R1水驱油后地层中有残余油和注入水时的电阻率；R0100地层水饱和下的地层电阻率；n饱和度指数，与岩性有关，可由岩心分析实验统计确定。

四、单井示踪剂测试方法四、单井示踪剂测试方法单井化学示踪剂法测残余油饱和度，是利用同一口井注入和采出含有化学示踪剂液体的方法来测定残余油饱和度。

单井化学示踪剂法测残余油饱和度的基本原理是：

示踪剂在油层的固定油相（即残余油相）和流动水相之间能按所固有的关系进行分配，符合色谱原理。

第四节第四节影响水驱原油采收率的因素影响水驱原油采收率的因素水驱采收率与油藏参数、渗透率、孔隙度、厚度、原始含油水饱和度以及原油粘度等有关。

注水采收率可以用以下公式表达：

一、影响洗油效率的因素：

一、影响洗油效率的因素：

1、岩石孔隙结构的影响岩石孔隙结构特征的非均质性，包括孔隙大小分布、孔喉比、孔隙孔道的曲折程度和表面粗糙度等，这些主要影响注入工作剂的微观洗油效率，其结果多是定性分析。

2、岩石润湿性的影响在亲油岩石中，流体性质和流体与岩石孔隙表面的相互作用，如润湿性对水驱油效率影响很大。

毛管力是驱油阻力，所以水主要排驱大孔道中的油，小孔隙和孔壁上留下残余油。

岩石亲油性愈强，油与岩石之间附着张力愈大，排除附着油滴愈困难。

孔隙愈小，毛管阻力愈大，残余油愈难排除，所以亲油岩层的驱油效率低。

相反亲水岩层中毛管力是水驱油的动力，油与岩石间的附着张力小，油容易被水驱走，所以亲水岩层驱油效率高。

3、原油粘度的影响原油的粘度一般都比水大，水驱油是低粘度水排驱高粘度原油。

在孔道中，随着油水界面推进，阻力越来越小，流速越来越大。

此现象随油水粘度差增加而加剧。

而且大毛管中粘滞阻力比小毛管中小，因此粘度差加大了大小毛管中的速度差，从而微观油水界面的推进距离的差别变大，出现微观指进现象。

于是油滴或小油块被水绕流，从而降低驱油效率。

4、毛管数的影响在驱替过程中，水驱油效率受毛管力和粘滞力相互作用的影响，由前面给出的毛管数NCV的定义，可清楚地知道各物理量对驱油效率的影响，并通过岩心排驱试验将各物理量与驱油效率之间的关系可定量化。

但毛管数未包括所有驱油效率的因素，因而其它因素与驱油效率之间的关系只能定性分析。

二、影响波及系数的因素二、影响波及系数的因素1、油层非均质性对波及系数的影响油层的非均质性可以分为垂直剖面上、平面上和结构特征上的非均质三种类型。

前面两种统称为宏观非均质即油层岩石宏观物性参数（孔、渗）的非均质性。

油层渗透率在垂直剖面上的非均质性往往导致油层水淹厚度上的不均一。

因注入水沿不同渗透率层段推进速度快慢各异，当渗透率级差（最大渗透率与最小渗透率之比）增大时，常常出现明显的单层突进，高渗透层见水早，造成水淹厚度小，波及效率低。

2、流度比及油层流体粘度对波及系数的影响流度比表示驱替相流度和被驱替相流度的比值。

在驱替过程中任何饱和度都可用来表示流度。

通常水的流度往往由储层中水的波及区的平均含水饱和度确定。

对于有效驱动，经常用活塞式前缘状态来描述。

室内物理模拟研究表明，流度大小直接影响着注入工作剂的波及系数。