《注水工程》-第一章

第一章油田注水工程基础第一节注水油藏工程

一、非混相驱下式所示的达西定律是描述流经孔隙介质的流体的基本公式：

式中A——流体流动方向上岩石及其中孔隙的截面面积，cm2；dp/ds——流体流动方向的压力梯度，atm/cm；dz/ds——垂直方向的压力梯度，atm/cm；g——重力加速度，cm/s2；K——渗透率，D；μ——流动流体的粘度，cP；ρ——流动流体的密度，g/cm3；q——流体的流速，cm3/s。第一节注水油藏工程

当达西定律单独应用于油、水流体、且考虑了流体粘度、重力和毛细管效应时，则水驱油分相流动方程是：

第一节注水油藏工程

式中A——面积，ft2；fw——水流分量；K——绝对渗透率，mD；Kro——油的相对渗透率；Krw——水的相对渗透率；μo——油的粘度，cP；μw——水的粘度，cP；L——沿流体流动方向移动的距离，ft；pc——毛细管压力，等于po－pw，psi；qt——总流量，等于qo+qw，bbl/d；△ρ——水、油密度差，等于ρw－ρo，g/mL；αd——相对于水平线的地层倾角，(°)。

第一节注水油藏工程

对于指定岩石和流体特性的水的分相流动而言，注水状态仅是含水饱和度的函数，因为相对渗透率和毛细管压力也是饱和度的函数。如果忽略重力和毛细管效应，则上述分相流动公式可化简为：第一节注水油藏工程图1-1油水相对渗透率

第一节注水油藏工程图1-2分相水流

第一节注水油藏工程

根据质量守恒原则，同时假设地层流体为非压缩流体，则水的线性前缘推进公式由下式求得：

第一节注水油藏工程

二、注采井网通常采用的注采井网，即注采井布置如图1-4、图1-5所示。在实际的注采井布置中，也经常采用油藏边缘注水和油藏构造顶部注水的方法。第一节注水油藏工程图1-4注采井网(I)

图1-5注采井网(Ⅱ)第一节注水油藏工程三、油藏非均质性油藏的特性，诸如渗透率、孔隙度、孔隙大小分布、湿润性、束缚水饱和度和流体性质等，并非完全一致。其变化常表现在垂向和横向上。人们常将油藏的非均质性认为是沉积环境和随后发生的相关事件的表现，即沉积物颗粒构成的本质表现。无论是油气的初次运移阶段或是注采开发阶段，油藏很大程度地受到其自身非均质性的影响。第一节注水油藏工程

通常描述油藏垂直方向上渗透率成层向非均质性的方法有以下几种：(1)产能系数分布的评价(渗透率油藏厚度)。该方法可由累积产能与累积厚度对应的图表及储集层中层状渗透率的分布情况来确定。对于均质性油藏而言，其产能分布可绘制成直线，由于油藏渗透率的变化，该直线的斜度即是该油藏非均质性的尺度。第一节注水油藏工程(2)由产能系数分布而获得洛伦兹系数是对比均质油藏渗透率的尺度。该系数的范围为0(均质)到19极其非均质)。鉴于油层中各种不同的渗透率分布均能产生相同的洛伦兹系数值，因此洛伦兹系数并非是确定油藏非均质性的唯一尺度。第一节注水油藏工程

(3)戴克斯特拉—帕森斯渗透率变异系数是基于常规渗透率分布确定的，通常它可由下式求得：式中——平均渗透率，即50％概率的渗透率；——累积样品达84.1时的渗透率。渗透率的变异范围为0（均质）到1（极其非均质），它可广泛地用于描述储集层的非均质性。第一节注水油藏工程四、采收率总的注水采收率由下式计算：式中ERWF——总的注水采收率，％；ED——水波及体积以内的驱替效率，％；EV——体积波及系数，实际被水波及的油藏体积的百分数。第一节注水油藏工程

1.驱替效率：驱替效率受岩石和流体性质与流通能力(注入水的孔隙体积)的影响。它可以通过实验室驱替试验、前缘推进理论和经验相关法确定。第一节注水油藏工程影响注水效率的因素驱替效率：油与水的粘度注水开始与结束时的油层体积系数注水开始与结束时的含油饱和度相对渗透率特性波及系数：油藏非均质性(孔隙度、渗透率和流体性质在平面和垂直方向上的变化)定向渗透性地层不连续性(断层)水平与垂直裂缝地层深度注水井网类型改变注水方向流通能力油与水流度(有效渗透率与粘度)比

第一节注水油藏工程

2.波及系数体积波及系数定义为：式中EA——平面波及系数；EI——垂向波及系数。波及系数与渗透率的变化、流体性质、流体分布、流体饱和度和裂缝体系有关。有害的渗透率变化会导致波及系数低、见水快和高含水。

第一节注水油藏工程图1-6所示是顶部为高渗透层的地层。沿最小阻力路径流动的水优先进入这一层，其结果是很快见水，而且，由于垂向波及效率低，造成大量的油遗留于地层。图1-6在可变渗透率系统中的驱替实验

第一节注水油藏工程

鉴于渗透率的变化因素是通过岩心分析计算得出的，故在开始注水之前采集岩心数据极其重要。岩心数据还可用于解释高渗透层和高含水的主要原因。注水采收率还可以按照以下公式计算：注水采收率＝(原始石油地质储量-一次采油采收率-可波及面积内的残余油-不可波及面积内的剩余油)/原始石油地质储量。

第一节注水油藏工程五、注入速度注水开采期和采油速度取决于注入速度。整个注采项目开采期间注入速度的变化受许多因素的影响，影响注水率的可变因素有储集层岩石和流体的性质。波及区和非波及区的面积及流体流度，以及井网结构(如井网、井距和井径)等。在对原来用溶解气驱开采已枯竭的油层进行注水开发的早期，注水速率会由初始值迅速地下降。第一节注水油藏工程吸水能力定义为注水井和生产井间每单位压差下的注水量。溶解气驱已衰竭的油藏进行注水的早期，油层的吸水能力会急剧的下降（图1-7）。孔隙充满之后，吸水能力的变化取决于流度比。M=l，吸水能力不变，M>1，吸水能力增大；M<1，吸水能力减小。

第一节注水油藏工程图1-7径向系统注水指数变化图

第二节注水评价

一、注水或注水保持压力中的重要因素在确定某一个油藏是否适合注水或注水保持压力时必须考虑以下这些因素：1）油藏的几何形状；2）油藏岩性；3）油藏深度；4）孔隙度；5）渗透率（大小及变异程度）；6）油藏性质的连续性；7）流体饱和度高低及其分布；8）流体性质和相对渗透率关系；9）实施注水的最佳时机。第二节注水评价在评价一个具体油藏实施注水和（或）注水保持压力作业的经济可行性时，通常必须整体上考虑上述诸因素对最终采收率、收益率和最终经济效益的影响。除油藏特性以外，其它因素也有很大的影响。这些因素有原油价格、市场状况、作业费用和水源情况。

第二节注水评价1.油藏的几何形状整理油藏资料，确定注水是否合适的首要步骤之一是确定油藏的几何形状。油藏的构造形态和地层特征决定着井位，并且在很大程度上决定着油藏可以通过注水作业开采的方式。构造是控制重力分异作用的一项主要因素。在高渗透率油藏中，特别是在老油田中，靠重力分异开采会将原油饱和度降低到再进行注水作业可能毫无经济价值的地步。如果构造形态合适，并且残余油饱和度足以供实施二次采油作业，那么应用一种边外注水方式可能会比常规井网或行列注水获得更高的面积驱扫系数。对高闭合度的油藏还需要研究配套的注气方案。油田的形状和有无气顶存在也会影响这个决策。第二节注水评价到目前为止，大部分注水作业都是在构造闭合度中等的油田上实施的。许多注水工程分布在地层圈闭型油藏上。因为这类油藏一般都是靠溶解气驱开采，没有天然水驱作用或其它驱油能量，在一次采油之后仍保持很高的含油饱和度，因而使这类油藏成为实施二次采油最富有吸引力的对象。在这类油藏中，地层倾角相当小，对二次采油没有明显的影响。这样，注水井和生产井可以按油藏产权界限和所了解的油层状况布置。但油气分布受高闭合度构造控制的油藏实施注水能否获得成功，人们尚有疑问。第二节注水评价

在确定天然水驱的存在和强度，以及确定是否需要进行人工补充注水这些问题时，对油藏的几何形状和过去的油藏动态进行分析常是很重要的。如果肯定天然水驱很强，可能就无需注水了。构造特征，如断层、或地层特征，如砂岩尖灭，以及其它非渗透性遮挡层，通常都会影响这些决策。一个本来在其它方面都适合注水的油藏，可能因断层高度发育而使任何一项注水方案在经济上都无吸引力。

第二节注水评价2.岩性岩性对一具体油藏的注水效率具有很大的影响。影响注水可行性的岩性因素是孔隙度、渗透率和粘土含量。在某些复杂岩性油藏系统中，总孔隙度中仅具有足够渗透率的很少一部分（如裂缝的孔隙度）在注水作业中起作用。在这种情况下，注水作业只对基质孔隙度有很小的影响，这种基质孔隙很可能是结晶孔隙、粒间孔隙或是原生孔穴。评价这种影响需要广泛的实验研究和某些综合性油藏研究。评价工作可能还需要辅以注水作业的先导性试验。第二节注水评价实验室实验表明，不同产油层中砂岩颗粒与胶结物质矿物组成间的差异，可能是导致注水之后观察到的残余油饱和度产生差异的原因。含油饱和度的这种差异证明，它不仅取决于油藏岩石的矿物组成，而且还取决于岩石内所含烃类的组成。Benner和Bartell证明，在一定条件下，某种类型石油的基本组成会被吸附在砂岩表面上使石英变成亲油的。同样，另一类型石油的酸性组分会使方解石变成亲油的。目前，尚没有足够的数据可以用来可靠预测孔隙壁受水和石油湿润程度不同对采收率的影响，但看来可能是存在某种影响。第二节注水评价

虽然有迹象表明某些含油砂层中的粘土矿物在水驱时可能因膨胀和反凝絮作用而堵塞孔隙，但尚没有精确的数据说明这种损害可能发展到什么程度。这种损害的影响取决于粘土矿物的性质；然而通过实验室研究只能确定堵塞孔隙影响的近似情况。蒙脱石类粘土很可能是发生膨胀而使渗透率降低；而高岭石引起反应的可能性最小。由此而引起的渗透率降低的程度还取决于注入水的矿化度。通常，盐水比淡水更适合用于注水。

第二节注水评价

3.油藏深度油藏深度是注水应考虑的另一个因素。如果油藏深度很大，在经济上不允许再钻井，或者如果必须用老井作注水井和生产井，那么与能钻新井的情况相比预计采收率会低些。特别是在井网不规则和加密钻井比租借地还便宜的老油田上更是如此。另外，在一次采油之后，深油藏中的残余油饱和度可能低于浅油藏，因为深油藏一般有大量的溶解气可用于驱替原油，而且原油的收缩率高，因此，剩余的原油就少些。但另一方面，如果油藏的横向均质性比较好，深度越大，就可以用较高的压力和更宽的井距。

第二节注水评价4.孔隙度

一个油藏的原油总产量直接取决于该油藏的孔隙度，因为孔隙度乘以含油饱和度（用百分比表示）决定油藏的总含油量。一个孔隙度分别为10％和20％的油藏，其油藏岩石中的流体含量分别为775.8和1551.6桶/（英亩·英尺），因此采集可靠的孔隙度数据是非常重要的。一个单一油层的孔隙度有时可以从10％变到35％。在石灰岩和白云岩中，孔隙度变化的幅度可从2％到11％；多孔的和裂缝的孔隙度可以变化于15％～35％之间。第二节注水评价到目前为止，测定这一重要特性最可靠的方法还是实验室岩心分析。在很多情况下，各种测井方法也十分可靠。这些测井方法包括“微电极测井”或“接触测井”、中子测井、密度测井或声波测井。第二节注水评价5.渗透率（大小和变化程度）油藏岩石渗透率的大小在很大程度上决定着注水井在一定的砂层面压力下能够保持的注水量。因此，在确定一个油藏是否适合注水时必须确定：1）根据深度考虑确定最大的允许注水压力；2）根据压力/渗透率数据确定注水量与井距的关系。这样就能够粗略地证明在适当长的时期内完成所提出的注水方案是否需要进行补充钻井。然后把预测的采收率的近似值同这一开发方案的货币支出额相比较，就可以很快证明这个油藏是否适合注水。如果该项工程的收益是有利的，就可以做更细致的工作了。第二节注水评价近几年来，关于渗透率的变化程度无可非议地受到了人们极大的关注。相当均质的渗透率是注水成功必不可少的条件，因为这决定着必须处理的注入水的水量。如果发现油藏范围内各油层的渗透率差别很大，并且这些油藏都保持大面积连片分布，那么在低渗透层尚未得到有效驱扫之前，注入水就会早已在高渗透层中突破引起大量水窜。当然，这将会影响工程的经济价值，并由此影响油藏注水的可行性。这些油层的连续性分布和渗透率的变化一样重要，是不可忽略的。如果各井的渗透率剖面无法对比，高渗透率层是连续分布的，那么情况就会有所不同，注入水窜流现象将不会象动态计算结果所示的那样严重。第二节注水评价6.油藏性质的连续性前面已经提到，在确定油藏是否适合注水时油藏岩石在渗透率和垂向均质性两方面的连续性所起的重要作用。因为在一个油藏中流体实际上是顺着层理面方向流动的，所以水平方向的（沿层理面）连续性更具有重要意义。如果油藏本体被页岩和致密岩石夹层分隔成小层，那么，应当通过生产层横剖面研究说明，各砂层在延伸比较短的一段横向距离后是否有尖灭趋势，或者说各砂岩是否均匀发育。另外，应从岩心分析数据收集有关交错层理和断裂的证据。第二节注水评价7.流体饱和度及其分布在确定一个油藏是否适合注水时肯定认为高含油饱和度比低含油饱和度更适合注水。通常，注水开始时的含油饱和度越高，原油采收率也将越高。同时，最终采收率越高，水窜现象将越小，风险投资的收益将越大。在确定是否适合注水中还包括考虑水前缘过后的残余油饱和度。饱和度减少越多，最终采收率和获得的经济利益就越大。目前正在研究和试验的更新更专门化的驱替技术，唯一瞄准的目标就是降低驱替介质后面的残余油饱和度。第二节注水评价在美国中大陆地区，注水方案正在从砂岩油藏中获得可观的采收率，这些砂岩油藏含水饱和度的变化范围为22％～40％。俄克拉何马州Barttesville砂岩油田的平均含水饱和度约为30％。Bradford油田的开发实践证明，在含油饱和度为40％和含水饱和度为30％的条件下注气是徒劳无益的，而注水却很成功。宾夕法尼亚州Venango油田的实践表明，由于隙间水饱和度高，注水比注气更有利。岩心的含油饱和度变化幅度从20％到35％，而隙间水饱和度为40％～60％。在这些油田中，注水采油是没有经济效益的，而注气却可以达到增产100桶/（英亩·英尺）。第二节注水评价在得克萨斯州Throckmorton县WoodsenShallow油田进行的注水，是“高含水砂岩油藏进行注水无经济效益”这一说法的一个例外，该油田在平均含水饱和度为54％的砂岩油藏进行的注水是成功的。隙间水含量可以通过以下方法进行估算：油基泥浆取心的岩心分析、电测井资料解释、实验室恢复原态岩心的水驱实验、或毛细管压力试验。在确定油藏是否适合注水作业中起作用的另一个因素是自由气饱和度。如果无边水侵入，油藏中自由气所占据的孔隙空间取决于产出到地面的油和气所空出的孔隙空间。如果已知准确的生产数据，就可以确定出产出的油和气所空出的孔隙空间。第二节注水评价对溶解气驱油藏来说，气所占地那部分孔隙空间可由下式确定：式中Sg——含气饱和度，％；

Sw——含水饱和度，％；

N——原油地质储量，地面桶；

Np——原油产量，地面桶；

Boi——原始的原油地层体积系数，地下桶/地面桶；

Bo——原油地层体积系数，地下桶/地面桶。第二节注水评价某些作者通过实验证明，在含油饱和度一定的条件下，注水采收率随含气饱和度的增加（在达到大约30％以前）而提高，但在含气饱和度超过30％以后，注水效益将随含气饱和度的增加而下降。自由气的作用是可以使水前缘后面的残余油饱和度低于同样系统在无自由气状态下注水可能达到的残余油饱和度。在注水期间因为存在自由气而使采收率提高，认为是下列因素起了不同作用，即：原油物质性质的变化；自由气的选择性封堵作用；自由气相中含有油雾；残余气取代残余油。第二节注水评价自由气饱和度对注水采收率的影响仍然是一个学术研究的课题。在驱替水前面注气（或和水一起注）的好处，在尚未经过实验室和矿场验证之前，如要把这种方法用于大型矿场作业，应谨慎从事。第二节注水评价8.流体性质和相对渗透率关系油藏流体的物理性质对确定一个具体油藏是否适合注水也有明显的影响。在这些性质中最重要的是原油的粘度。原油的粘度影响流度比。油藏岩石对驱替流体和被驱替流体的相对渗透率也是流度比中的一个因子，在这种情况下驱替流体的粘度是指水的粘度。任何一个单相的（如原油）流度是该相的渗透率与其粘度之比Ko/μo。流度比（M）是驱替流体的流度与被驱替流体的流度之比。流度比越大，油井见水时的采收率越低；因而，采出一定量原油所必须采出的水也越多。这是因为：1)油井见水时的驱扫面积较小；2)分层效应增强。

第二节注水评价9.注水最佳时机一个具体油藏实施注水的最佳时机取决于作业者实施注水的主要目的。在这些目的中可能有：1)原油采收率最高；2)未来的纯收益最高（美元）；3)每投入1美元的未来的纯收益最多（美元）；4)货币收益的稳定率或5)贴现值最大。当然，希望能达到所有这些目的，并且看来应在早期开始注水作业,然而情况并非总是这样。确定开始注水最佳时机最常用的方法是先假设几个开始注水的时间，计算可望达到的原油采收率、产量、货币投入和收益，然后研究这些因素对最希望达到的目的的影响。第二节注水评价在均质油藏中，如果能恰好在达到泡点压力时开始注水，就可望达到最高的采收率。这是因为水驱后残余油的溶解气含量最大，并且在泡点压力下原油的粘度最有利的。如果忽视自由气饱和度对残余油饱和度的影响，则非均质性会使达到最高采收率的最佳压力低于泡点压力。如果泡点压力很低，则产量会大幅度下降，因而作业者宁愿早些注水。在非均质油藏中，在泡点压力以上开始注水，最终采收率会比较低，但在经济利益上还是划算的。第二节注水评价二、注水效果评价1.影响注水采收率的因素溶解气驱一次采油采收率受孔隙度、原始含水饱和度、原始或泡点压力下的油层体积系数、绝对渗透率、原始或泡点压力下的原有粘度、泡点或枯竭压力的影响。在计算最近已投入开发且有足够的油藏和生产数据的油田的一次采油采收率时，通常没有大的问题。然而，对于生产数据不可靠或采用不合理测井方法的老油田，要估计一次采油采收率很困难。第二节注水评价主要变量其他变量原始含水饱和度残余油饱和度(驱替效率)油层体积系数(原有收缩率)一次采油采收率体积波及系数平面波及垂向波及孔隙度绝对和相对渗透率特性油与水粘度原始压力一次开采后的枯竭压力构造特性油藏非均质性注水井网注水时间经济因素井距油藏深度油价水可获得性作业费用表1-3影响注水采收率的因素

第二节注水评价2.注水效果评价方法(1）流体饱和度的分布和性质注水能否获得成功的一个最重要的因素就是开始注水时的流体饱和度。在含水饱和度为50％或大于50％时，要获得经济的注水效果很难。在这种高含水饱和度条件下，水的相对渗透率具有不利影响，很难形成一个集油带。然而，当束缚水饱和度达到50％或更高时，还是可以进行成功注水，唯一条件是要结合其他一些有利因素。一般来说，较高的束缚水饱和度会增加注水的风险性。

第二节注水评价油藏岩石的相对渗透率是指地层存在一种或一种以上流体时，岩石允许一种流体通过的能力。这些流动性质都是建立在孔隙几何形状、润湿性、流体分布和饱和度历史基础上的。图1-8和图1-9分别给出了亲水和亲油地层典型的水/油相对渗透率特性。图