油田开发概论(6)

②毛细管力的自吸排油作用

在注水过程中，油水在孔隙介质中的流动，除了注水井与油井间的压力差产生的驱动力外，还有毛细管力的作用，对亲水油茂毛细管力是驱动力的一部分，由于毛细管的作用，有油层内大小孔道之间自发的产生油水交换，大孔道的水进入小孔道中，小孔道中的油被替出进入大孔道里，从而在油层内部形成了吸水排油的对流运动。

如江汉油田利用强亲水特点，采用间歇注采，取得明显效果。

二、油层孔隙结构的变化

陆相碎屑砂岩储层，以原生孔隙为主，胶结性弱，胶结物多为粘土矿物，在开发过程，经长期注水冲刷后，岩石孔隙结构发生了一定的变化。经室内水洗砂样试验，密闭检查井取心分析电镜扫描观察可看到如下变化：

1、在注入水的冲刷下，岩石孔隙间的粘土矿物，主要是高岭土矿物有的被水冲散，破坏，粘土碎片有的被水冲去或带出岩石母体，与油气一起流入井中（如油井出砂、出泥）。从而使部分孔隙的表面变的比较干净，一部分孔隙喉道被打通，因而使流体流动更加通畅。

2、水洗部分的岩石强度工下降，部分胶结物被冲光，其中部分长石表面有溶蚀现象。

3、水洗后，一部分喉道被打通，迂回度降低，结构系数减小，使岩石渗透率增加，据大庆油田资料，水洗后的孔隙半径为水洗前的1.5倍，渗透率增加0.5-1倍，甚至1-2倍。

4、根据检查井4个原油层的同井、同层的10块岩样的资料比较，未水洗岩心退出交率平均为77.3%，而水洗岩石心退出效率仅59.4%，岩心退出效率主要反映喉道体积与孔隙体积的比例，主要受岩石的孔喉比屏蔽效应等因素影响，水洗岩石退出效率的降低充分说明了水淹层岩石孔隙结构发生了改变。

三、油层温度的变化

对于注水开发的油田，长期向油层注入大量冷水，就有可能在一定范围内和一定程度上引起油层温度降低，给开采效果带来一定的不利影响。

国内外研究和油田实际观测表明，由于向油层灌注冷水，油层内实际发生的不等温水驱油过程。据大庆油田测试资料统计，地层温度均的变化范围主要在注

水井周围100m左右，不同油田注水方式不同，油水井的排列位置有别，则地层温度均在平面上的变化是各不相同的。

地层温度变化时，水驱油过程的影响，主要通过以下三个主要因素的变化起作用。

一是发言 为了地层原油和水的粘度及油水粘度比，原油和水的粘度都与温度呈反比关系，当地层温度下降到石蜡饱和温度以下，则原油粘度急剧增加，严重影响原油在油层中的流动。

二是改变了岩石的选择润湿性，同时也改变了油——水相对渗透率和残余油饱和度，国外研究资料表明，高温下的润湿接触角比常温的尖，当温度降低其接触角数值变化。随着温度降低，油的相对渗透率明显下降，整条曲线左移，而残余油饱和度动明显增加，在45℃至30℃范围内，温度每降1℃，残余油饱和度平均增加0.85%。

三是改变了原油的流变学性质，如原油发生流动的初始压力梯度。 在油田实际生产中，长期注水使油层温度下降表现在：油层内部析蜡，流动阻力增大，使油井不能自喷，原油稠化，使管道结蜡严重等。

关于注冷水对油层采收率的影响，一般在开采初期不明显，为油层冷动范围还不大，直接驱油的水已被地层加热了。而在开发高含水期表现比较明显，试验表明，一般500m井距时，注入15℃水，使采收率降低2%左右，而在相同条件下，水井距时则使最终采收率降低5%，甚于7-8%。由此可见，在井距水注水强度大的情况下，注冷水对开采效果的影响不可忽视。

四、油层压力的变化

1、油田开发前后地层压力的变化

油田投入开发前，处于静止状态的地层压力为原始地层压力，它的大小一般与深度成比例关系，除出现压力异常现象外，对同一个油藏，居于同一个水动力系统的油层，其不同部位的原始地层压力与深度成线性关系。

油田投入开发后，地层压力开始生变化，一般用油井正常生产时泄油范围内（泄油半径）的平均压力代表该井处的地层压力。对于不同的驱动方式，其地层压力的变化不同。

①利用天然参量开采时的层压力变化

开发初期，通过油层岩石和液体弹性参量的释放把油驱到井底，随着地下累积采出油量的增加，地下亏穿梭体积的加大，地层压力就逐渐降低，降低的速度

与开发速度有关，其压力变化的规律将符合弹性驱动方式下，固定产量时压力变化的方程式。

pi?ah?b

Poi—P饱和—溶解气析出由弹性驱开采进入溶解气开采—取决气量大不—（要求）均匀井网

②注水保持能量开采时的地层压力变化

一般要求不使油层压力下降到饱和压力以下。大体可分两种情况： 一是保持地层压力近似为一定值，如把地层压力保持在原始地层压力附近，此时为了维护一定的采油速度，就需要逐步降低井度压力来保持一定的生产压差。

另一种是在开采过程中随油井含水上而使生产压差缩小，必须不断提高地层压力来维持一定采油速度的稳产。如果保持地层压力不变，油井产量就要下降。

因此，无论是采取何种开采方式，都存在一个合理的地层压力和流动压力的选择问题，也就是必须在水驱开采过程中处理好：地层压力，饱和压力、流动压力三者的关系，确定出各种压力的合理界限。一般来说所谓油田或油井的合理压力该是：第一满足油田和油井一定采油速度的要求，即要达到一定产量，第二是保证有较长的稳定期，第三要不影响油田或油井的开发效果，即达到预期的采收率。

2、油田注水开发后地层（孔隙）压力分布规律

在非均质多油层早期注水保持压力开发的油田中，由于层间差异，层内差异等因素的综合影响使油田地层（孔隙）压力发生如下变化：

①地层（孔隙）压力在平面上的分布规律

注水开发油田油层中的流体处于流动状态，流体压力是经常变化的。注水井正常注水时，油层中任一深度上的压力相当于泵压加上静液柱压力，水注入地层后，压力很快消耗下降。因此在注水井附近形成一个反向的压降漏斗。而采油井在正常采油过程中，井底流动压力低于原始地层压力，在采油井周围形成一个正向压降漏斗，从注水井到采油井压力变化是由变逐渐变低，注水井一端压力高，采油井一端压力低，像一个横写的“S”型，如图：

②地层（孔隙）压力在纵向上的分布规律

由于油层组内单层的厚度、分布范围和渗透率不同，注入水在各油层中的推进速度也不相同，一些注采平衡的层位，孔隙压力接近于原始地层压力，形成常压区；注少采多的油层，孔隙压力低于原始地层压力，形成欠压区，注多采少或只注不采的油层或地层，其孔隙压力高于原始地层压力，形成高压层或憋压层。从而导致原始状态的油层变成了压力不等的油层，水奄层和油水同层相间并存，在纵向上形成一个憋压层，欠压层，常压层组成的多压力层系剖面。油田开发后期，当钻调整井时，常发生井漏，井喷等事故，给钻井和固井造成不利影响，因此，要研究相应的符合这种地质要求的井身结构和钻井工艺技术措施。

第二节 开采过程中油层内油、水分布

油田开发过程中，油、水在油层中的运动是驱动力、重力、毛管力和粘滞力共同作用的结果。但由于油田地质特征不同，主要是油层非均质的程度不同，各种力的作用程度就有差别。因此不同类型油层的油水分布特征也就不同。研究各类油层油水运动规律，特别是研究油层内部不均匀水洗的特点，对油田开发，油田调整及日常生产管理和提高油田采收率都有十分重要的意义。

一、影响油层内部油水分布状况的主要因素

各类油田的开发实践证明，影响油层内油、水分布的重要因素是油层的非均质性，油层非均质性主要表现为：

平面上的连续性和纵向上油层的分层性，而在同一油层内反映油层非均质的主要特征参数为渗透率和厚度的分布状况。

1、渗透率分布的影响

许多反映岩石孔隙结构特征的参数，Pc曲线、孔喉比（半径）退生效率、粒度中值等，都与渗透率有相应变化关系。水驱油试验结果表明，驱油效率和油层渗透率的对数成正比。

1）油层水淹厚度随渗透率级差增大而减小（Kmax/kmin）

研究表明，层内渗透率级差越大，则层间干扰大，渗流阻力越大，该层内不出油的厚度可能就越大。

所以在一口井中开采层的渗透率级差允许范围应小于3-5，若大于这个级差的油层则不应 开。

2）在同一油层剖面中，高渗透程在整个韵律中所占厚度的比例越大，则水淹厚度越大。同时从平面分布上看，凡渗透率高的地区，油层厚度就大，在注水开发过程中表现出的水淹规律是：高渗透部位先见到注水效果，先水淹，含水饱和度高，低渗透部位则相反。

2、层理构造类型的影响

据实则岩心资料分析表明，层理构造对水驱油效率有较大影响。

①在交错层理中，其渗透率变化有方向性；垂直层理倾斜方向的渗透率，小于沿层理纹层延伸方向的渗透率。沿着纹层延伸的不同方向注水，其波及系数和水驱效率不同。

沿闰行层理纹层方向注水，较粗粒纹层比细粒纹层或泥质纹导洲入水推进快，沿垂直层理方向注水时，由于细纹层比粗纹层渗流阻力大，当注入水进入较粗纹层足够时，才能突破细纹层，而进入下一个粗粒纹层，从而使注入水均匀推进，效率高。

②不同层理类型、驱油效率不同

由于砂体形成时沉积条件不同，形成的斜层量纹层有直线形和孤形立分，层理规模也大小不一，这些形态和规模不同的斜层理，注入水的波及厚度和驱油效率相差很大，微细交错层理，由于纹层厚度小，各个丛系倾向多变，使注入水在岩石中迂回而缓幔的推进，形成较高的驱油效率，直线型层理一般规模较大，不均匀指状水淹，使驱油效率较低，而一般中型的孤形状层理，Ea介于上述二者之间。

3．层内夹层发育程度的影响

一般来说，只要在注采井组范围内分布比较稳定的夹层，圣油水就能起到封隔作用，防止水下窜，可以将油层分成两个独立的油水运动单元。把厚油层的层内问题变成了层间问题。

但是，如果在注采进组范围内来夹层不稳定，则油层上下具有水动力联系，一般表现为注入水下窜，虽然厚油层内不稳定夹层越多，其间的油水运动与分布也就越复杂。

总之，在夹层分布越稳定的注采井组，越容易形成多段小洗，水淹厚度大；

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