提高采收率原理-课件

提高原油采收率提高原油采收率EnhancedOilRecovery绪绪 论论Introduction东东部部已已开开发发的的老老油油田田大大多多进进入入高高含含水水阶阶段段，未未开开发发的的油油田田多多为为低低渗渗透、特稠油、超稠油，开采环境日趋恶劣，开采成本越来越高。透、特稠油、超稠油，开采环境日趋恶劣，开采成本越来越高。老老油油田田经经过过长长期期注注水水开开发发（大大庆庆19591959年年，胜胜利利19641964年年），现现在在已已经经进进入入高高含含水水期期，目目前前胜胜利利综综合合含含水水达达到到89.8%89.8%。老老油油田田注注水水开开发发的的效效率率越越来来越越低低，如如胜胜利利油油田田年年产产量量为为26252625万万吨吨（7.197.19万万吨吨/日日），日日注水注水61.0761.07万立方米，采万立方米，采1 1吨原油需注水吨原油需注水8.498.49立方米。立方米。中国提高采收率技术的必要性中国提高采收率技术的必要性石油工业的对策石油工业的对策l发展西部展西部l稳定定东部部寻找新区找新区块，找到接替，找到接替储量量油田挖潜改造（油田挖潜改造（调剖、堵水）剖、堵水）综合措施提高采收率合措施提高采收率EOR分类分类化学驱化学驱 包括：聚合物驱，表面活性剂驱，碱水驱，及其二包括：聚合物驱，表面活性剂驱，碱水驱，及其二元、三元复合驱。元、三元复合驱。气体混相驱气体混相驱 包括：干气驱，富气驱，包括：干气驱，富气驱，COCO2 2驱，烟道气驱。驱，烟道气驱。热力采油热力采油 包括：蒸汽吞吐，蒸汽驱，火烧油层，包括：蒸汽吞吐，蒸汽驱，火烧油层，SAGDSAGD法。法。油田稳油控水技术油田稳油控水技术 包括调剖堵水、深部调驱技术。包括调剖堵水、深部调驱技术。中国各中国各EOR方法所占的比例方法所占的比例1热采方法（热采方法（60%）2化学驱（化学驱（37%）3混相气驱（混相气驱（3%）第一部分第一部分 水驱油采收率分析水驱油采收率分析1 1 水驱油机理水驱油机理l油藏排油藏排驱过程中的力程中的力 l微微观水水驱油机理油机理l宏宏观水水驱油机理油机理l毛管数及其意毛管数及其意义l粘性指粘性指进与舌与舌进l影响水影响水驱采收率的因素采收率的因素概述概述目目的：向地的：向地层补充能量的充能量的驱替方法。替方法。水水驱采收率（采收率（E）概念：指宏）概念：指宏观扫油效率与微油效率与微观驱油效率油效率的的乘乘积，即：，即：E=EVEDEV-水波及体水波及体积占油藏占油藏总体体积的百分数，等于面的百分数，等于面积扫油效油效率率乘体乘体积扫油效率，油效率，约50-70%；ED-水波及区内排水波及区内排驱的油量百分数，的油量百分数，约30-40%。故，水故，水驱采收率采收率约为15-30%OOIP。OOIP-OriginalOilinPlace，原始石油地，原始石油地质储量。量。n剩余油：水驱后，因水未波及到的区域而剩余油：水驱后，因水未波及到的区域而留在地下的原油。留在地下的原油。n残余油：水驱后，水波及区域所滞留在地残余油：水驱后，水波及区域所滞留在地下的原油。下的原油。n剩留油：水驱结束后，水波及和未波及区剩留油：水驱结束后，水波及和未波及区域的残余油和剩余油的总合域的残余油和剩余油的总合。1.1 油藏排驱过程中的力油藏排驱过程中的力 1.1.11.1.1毛管力（毛管力（Capillary forces）表面表面张力和界面力和界面张力力 油藏中的油和水是非混相流体油藏中的油和水是非混相流体,它它们共存于多孔介共存于多孔介质中，与油水相有关的界面中，与油水相有关的界面张力将影响相的分布、相力将影响相的分布、相的的饱和度和相的排和度和相的排驱。表面力即表面抗张力。用表面张力表面力即表面抗张力。用表面张力来确定表面力的来确定表面力的大小，表面力指表平面的单位表面长度上的作用力。表大小，表面力指表平面的单位表面长度上的作用力。表面张力可如图面张力可如图1.2那样形象化。那样形象化。F是对长度为是对长度为L的液体表面的液体表面作用的法向力，单位长度上的法向力（作用的法向力，单位长度上的法向力（F/L）就是表面张）就是表面张力，通常用力，通常用dynes/cm表示。表示。表表面面张张力力与与产产生生新新的的表表面面所所要要作作的的功功有有关关。假假定定，图图1.2中中的的力力F移移动动了了dx距距离离，产产生的新的表面是生的新的表面是Ldx，所作的功可表示为：，所作的功可表示为：W=Fdx(1.1)或者，或者，W=dA(1.2）式式中中，F为为施施加加于于表表面面的的力力；L是是表表面面受受力力长长度度；即即IFT，界界面面张张力力；dA=Ldx是是新新的的表表面面。产产生生附附加加表表面面所所需需要要作作的的功功与与界界面张力成正比，面张力成正比，dA也就是表面能。也就是表面能。L液体液体F图图1.2定义表面张力的力和长度定义表面张力的力和长度h水水空空气气r图图1.3毛细管测表面张力示意图毛细管测表面张力示意图用用毛毛细细管管测测定定某某一一液液体体界界面面张张力力的的方方法法很很简简便便。如如图图1.3，将将半半径径为为r的的毛毛管管插插入入一一盛盛水水的的烧烧杯杯中中，毛毛管管中中水水将将升升到到某某一一高高度度，并并且且因因为为力的差异会产生一弯液面。静态条件下力的差异会产生一弯液面。静态条件下,力力是是通通过过作作用用在在液液柱柱上上的的重重力力所所平平衡衡：表表面面张张力力向向上上的的垂垂直直分分力力润润湿湿周长周长=作用在液柱上向下的重力。即：作用在液柱上向下的重力。即：cos2r=r2h（w-a）g(1-3）式中，式中，r：毛细管半径，：毛细管半径，cm；h：毛细管中水的上升高度，：毛细管中水的上升高度，cm；w、a：分别为水和空气的密度，：分别为水和空气的密度，g/Cm3；g：重力加速度，：重力加速度，980cm/s2；：水和毛管之间的接触角。：水和毛管之间的接触角。为了计算界面张力，方程为了计算界面张力，方程(1.3）可写为：）可写为：岩石润湿性岩石润湿性润湿性是在另一种流体存在时，某一种流体在固体表面的润湿性是在另一种流体存在时，某一种流体在固体表面的铺展或粘附的倾向性。当两种非混相流体与固体表面接触时，铺展或粘附的倾向性。当两种非混相流体与固体表面接触时，某一相通常比另一相更强烈地吸引到固体表面，更强烈的这某一相通常比另一相更强烈地吸引到固体表面，更强烈的这一相称润湿相。当两种非混相流体与固体表面接触时，通过一相称润湿相。当两种非混相流体与固体表面接触时，通过确定界面张力，可以定量分析润湿性。确定界面张力，可以定量分析润湿性。osws=owcos(1.5）os、ws、ow分别是油固、水固和油水之间的界面张力，分别是油固、水固和油水之间的界面张力，为接触角。为接触角。owws水水油油图图1.5油、水、固界面间的界面力油、水、固界面间的界面力os1.1.2毛管压力毛管压力毛管中因为两种不互溶流体中的界面存在张力，在分界面毛管中因为两种不互溶流体中的界面存在张力，在分界面上存在压力差，这个压力差称为毛管压力上存在压力差，这个压力差称为毛管压力Capillary Capillary PressurePressure，两种流体中有一种流体比另一种流体更优先地润湿，两种流体中有一种流体比另一种流体更优先地润湿固体表面。毛管压力可以表现为毛管中液体上升或下降行为，固体表面。毛管压力可以表现为毛管中液体上升或下降行为，如图如图1.61.6玻璃毛管中上升的水，水上面的液体是油，因为水完全玻璃毛管中上升的水，水上面的液体是油，因为水完全润湿玻璃毛管，所以表现为毛管中液体上升。润湿玻璃毛管，所以表现为毛管中液体上升。hh1popw水水油油Patm图图1。6界面力导致的毛管压力图界面力导致的毛管压力图Po是油水界面上一点的油相压力，是油水界面上一点的油相压力，Pw是界面下水是界面下水相的压力，产生的力平衡如下：相的压力，产生的力平衡如下：Po=Pa+ogh1(1.6)和和Pw=Pa+og（h1+h）-wgh(1.7)式中，式中，Pa：为大气压，：为大气压，dynes/cm2；h1、h：为图中液体的高度，：为图中液体的高度，cm；o、w：分别为油水密度，：分别为油水密度，g/cm3；g：是重力加速度，：是重力加速度，980cm/s2。水水的的压压力力可可以以通通过过穿穿过过油油的的总总压压头头减减去去水水头头计计算算得得到到。容容器器中中油油水水界界面面处处的的压压力力，采采用用与与毛毛管管中中相相同同高高度度水水的的压压力力值值，用用方方程程(1.6）-(1.7），则：，则：Po-Pw=h（w-o）g=Pc(1.8）毛毛细细管管压压力力可可能能是是正正值值，也也可可能能是是负负值值，主主要要依依优优先先润润湿湿性性而而定定，非非润润湿湿相相中中的的压压力力较较大大。在在前前面面已已了了解解油油水水的的界界面面张张力力，通通过过换换算算毛毛管管压力为：压力为：(1.11）毛管压力与液毛管压力与液/液界面张力、流体的润湿性、毛管大小有关。毛管压液界面张力、流体的润湿性、毛管大小有关。毛管压力可以是正值，也可以是负值；符号仅仅表示毛管中相压力较低力可以是正值，也可以是负值；符号仅仅表示毛管中相压力较低。具有具有较低压力的一相总是优先润湿毛管。作为毛管半径和润湿性的函数，当较低压力的一相总是优先润湿毛管。作为毛管半径和润湿性的函数，当毛管半径和岩石表面润湿相的亲合力增加时，毛管压力毛管半径和岩石表面润湿相的亲合力增加时，毛管压力Pc减小，这一点减小，这一点非常重要。非常重要。三三.粘滞力粘滞力 孔孔隙隙介介质中中的的粘粘滞滞力力是是以以流流体体流流过介介质时所所出出现的的压降降大大小小反反映映出出的的。计算算粘粘滞滞力力大大小小的的最最简单近近似似方方法法是是考考虑把把一一束束平平行行毛毛管管作作为多多孔孔介介质，则以以层流流的的方方式式通通过单根根毛毛管管的的压降降可可由由Poiseuille定律定律给出：出：(1.12)孔隙介孔隙介质中的粘滞力可根据达西定律表示中的粘滞力可根据达西定律表示为：(1.12)1.2 微观水驱油机理微观水驱油机理 油油水水是是两两种种不不互互溶溶液液体体，其其界界面面张力力高高达达30-50mN/m。油油层是是高高度度分分散散体体系系，界界面面性性质对油油水水流流动有有着着关关键影影响响，特特别是是毛毛管管力力对油油的的滞滞留留和和排排驱有有着着主主导作作用用。油油层岩岩石石是是由由几几何何形形状状和和大大小小极极不不一一致致的的矿物物颗粒粒构构成成的的，形形成成一一个个复复杂的的空空间网网络，且且矿物物颗粒粒的的组成成也也不不完完全全相相同同，这些些因因素素决决定定了了孔孔隙隙介介质的的微微观几几何何结构构和和表表面面性性质都都是是极极不不均均一一的的。油油层性性质的的非非均均质性性，增增加加了了水水驱油油的的复复杂性性，直直接接影影响响微微观水水驱油效率油效率ED。通通过分析微分析微观水水驱油机理，了解水油机理，了解水驱残余油的形成、残余油的形成、滞留和排滞留和排驱，本，本节在在单孔隙模型和双孔隙模型的基孔隙模型和双孔隙模型的基础上，上，说明残余油的形成和捕集。明残余油的形成和捕集。1.2.1驱油效率（驱油效率（ED）(DisplacementEfficiency)定义：油藏被水波及的体积内，水驱替的油量与波及体积内原油定义：油藏被水波及的体积内，水驱替的油量与波及体积内原油地质储量的比值，又称为洗油效率。驱油效率总是小于地质储量的比值，又称为洗油效率。驱油效率总是小于1 1。GrainsWaterOilSweptArea1.1.1孔隙介质中原油的捕集孔隙介质中原油的捕集孔隙介质中原油或其它流体的捕集作用不是非常清楚，孔隙介质中原油或其它流体的捕集作用不是非常清楚，同时也不能以数学的方法给以精确的描述，但已知捕获机理同时也不能以数学的方法给以精确的描述，但已知捕获机理依赖于：依赖于：1）孔隙介质的孔隙结构；）孔隙介质的孔隙结构；2）与润湿性有关的流体）与润湿性有关的流体-岩石间的相互作用；岩石间的相互作用；3）界面张力反映的液）界面张力反映的液-液间的相互作用和流动不稳定性。液间的相互作用和流动不稳定性。1.1 微观水驱油机理微观水驱油机理1.1.1 单毛管中的水毛管中的水驱油油油油水水是是两两种种不不互互溶溶液液体体，其其界界面面张张力力高高达达30-50mN/m。油油层层是是高高度度分分散散体体系系，界界面面性性质质对对油油水水流流动动有有着着关关键键影影响响，特特别别是是毛毛管管力力对对油油的的滞滞留留和和排排驱驱有有着着不不可可忽忽视视的的作作用用。油油层层岩岩石石是是由由几几何何形形状状和和大大小小多多极极不不一一致致的的矿矿物物颗颗粒粒构构成成的的，形形成成一一个个复复杂杂的的空空间间网网络络，矿矿物物颗颗粒粒的的组组成成不不完完全全相相同同。这这些些因因素素决决定定了了孔孔隙隙介介质质的的微微观观几几何何结结构构和和表表面面性性质质都都是是极极不不均均一一的的。油油层层性性质质的的非非均均质质性性，增增加加了了水水驱驱油油的的复复杂杂性，直接影响微观水驱油效率性，直接影响微观水驱油效率ED。1.单孔隙模型单孔隙模型尽尽管管单单孔孔隙隙模模型型与与实实际际的的油油藏藏相相比比，可可能能相相差差甚甚远远。但但是是它它仍仍然然是是一一种种有有用用的的概概念念。如如图图1.7所所示示，我我们们先先研研究究一一根根等等径径毛毛细细管管。设设毛毛细细管管的的半半径径为为r，油油水水界界面面的的表表面面张张力力为为，油油水水界界面面弯弯液液面面的的曲曲率率半半径径为为R，则则弯弯液液面面两两侧侧的压差（即毛细管压力）的压差（即毛细管压力）Pc应为：应为：（1.19）式中，式中，Po，Pw分别为油相和水相的压力，分别为油相和水相的压力，为接触角。为接触角。图图1.7所所示示的的油油水水界界面面，在在柱柱形形毛毛细细管管中中系系处处于于平平衡衡状状态态。亦亦即即，油油、水水两两相相处处于于静静态态平平衡衡。如如果果，r=1m，=5mN/m，=0（表示毛细管表面完全为水所润湿），则：（表示毛细管表面完全为水所润湿），则：Pc=25mN/m10-6m=104N/m2显显然然，如如欲欲改改变变油油水水相相的的静静态态平平衡衡，而而使使油油水水两两相相在在毛毛细细管管中中流流动动，则则所所施施加加的的压压力力必必须须大大于于Pc。这这就就是是通通常所说的克服毛细管阻力。常所说的克服毛细管阻力。ososp p0wsws x x接触线接触线p pw图图1.7毛管中弯液面上的力平衡毛管中弯液面上的力平衡毛毛细细管管是是非非等等径径时时，如如图图1.8所所示示。设设油油滴滴两两侧侧的的曲曲率率半半径径为为r1和和r2，界界面面均均为为轴轴对对称称，接接触触角角也也相相同同，则则在在1点点和和2点点位位置，油滴处于静力平衡状态，则：置，油滴处于静力平衡状态，则：（1.20）如如果果要要使使油油滴滴移移动动，由由于于r1r2，所所以以在在1点点需需要要有有一一正正压压力力方能把油滴推过喉道方能把油滴推过喉道2的窄口。如的窄口。如r1r2则上式近似为则上式近似为:图图1.8变直径毛细管内油、水的界面示意图变直径毛细管内油、水的界面示意图(1.21)显显然然，欲欲使使油油滴滴移移动动的的压压力力，与与孔孔隙隙喉喉道道半半径径r2相相关关。例例如如，r2=1m，=5mN/m，油油和和水水性性质质同同前前，则则要要将将此此油滴推过孔喉的压力必将大于油滴推过孔喉的压力必将大于104Pa。现现在在假假定定这这些些形形态态相相同同的的非非等等径径孔孔隙隙的的平平均均长长度度L为为50m，每每个个孔孔隙隙中中都都有有一一个个油油滴滴，欲欲使使每每个个油油滴滴能能够够移移动动，则所需的压力梯度为：则所需的压力梯度为：十分明显，这样大的压力梯度，对任何一个油藏的储十分明显，这样大的压力梯度，对任何一个油藏的储层都是无法建立的（除非通过增产措施，比如，压裂）。层都是无法建立的（除非通过增产措施，比如，压裂）。也就是说，要使油滴移动必须降低所需的压力梯度。然而也就是说，要使油滴移动必须降低所需的压力梯度。然而通常油藏能达到的压力梯度水平是通常油藏能达到的压力梯度水平是104Pa/m，即需要把界，即需要把界面张力减小面张力减小2104倍。倍。在水润湿岩心中被俘留的剩余油呈多种形态（如珠状在水润湿岩心中被俘留的剩余油呈多种形态（如珠状或滴状），并被封闭在单孔隙或多个孔隙中。当流动水施或滴状），并被封闭在单孔隙或多个孔隙中。当流动水施加在油上的力不能克服水优先润湿产生的毛细管力时，原加在油上的力不能克服水优先润湿产生的毛细管力时，原油就会被捕留住。油就会被捕留住。2.双孔隙模型双孔隙模型qopAq1q2q2p2p1r2r1pBl图图1.9并联毛管中的水驱油并联毛管中的水驱油（a）（b）（c）用用图图1.9中中的的并并联联孔孔隙隙模模型型可可形形象象地地说说明明水水驱驱油油时时过过程程的的基基本本特特征征。在在图图1.9中中，水水在在半半径径分分别别为为r1和和r2的的两两个个孔孔隙隙中中驱驱油油。在在A点点和和B点点处处，两两孔孔隙隙相相连连形形成成并并联联孔孔隙隙。对对此此例例来来说说，油油水水两两相相的的粘粘度度和和密密度度是是相相等等的的。假假设设孔孔隙隙1比比孔孔隙隙2小小。如如果果一一个个孔孔隙隙中中的的驱驱替替速速度度比比另另一一个个快快，而而且且AB两两点点间间的的压压力力不不足足以以将将孤孤立立油油滴滴从从驱驱替替速速度度较较低低的的孔孔隙隙中中驱驱替替出出来来的的话话，油相就会俘留。油相就会俘留。并并联联孔孔隙隙模模型型中中的的捕捕获获作作用用，可可依依据据渗渗流流的的微微元元体体模模型型，估估算算每每一一个个孔孔隙隙中中的的水水的的流流速速和和毛毛细细管管力力来来模模拟拟。如如果果两两相相的的密密度度都都不不变变，各各相相的的渗渗流流都都是是稳稳定定的的，而而且且可可依依据据表表达达圆圆管管中中层层流流的的Poiseuille方方程程式式计计算算流流速速。若若v1为为孔孔隙隙1中中的的流流速速，那那么么，由由渗渗流流流流体体和和孔孔隙隙壁壁之之间间的的粘粘滞滞力力引起的压力降就可由以下方程式求出：引起的压力降就可由以下方程式求出：(1.22)式式中中L1为为被被某某一一特特定定相相充充填填的的孔孔隙隙长长度度。由由于于孔孔隙隙被被水水优优先先润润湿湿，就就会会在在油油水水界界面面两两边边的的水水和和油油之之间间形形成成压压差差。方方程程式式（1.23）表表明明油油相相压力大于水相的力：压力大于水相的力：(1.23)如果我们考虑水进入孔隙如果我们考虑水进入孔隙1后后A、B两点间的压力分布，即：两点间的压力分布，即：式中，式中，pA-pw水相中由粘滞力引起的压力降；水相中由粘滞力引起的压力降；pw-po由毛细管力引起的界面两边的压力变化；由毛细管力引起的界面两边的压力变化；po-pB由粘滞力引起的油相中的压力降。由粘滞力引起的油相中的压力降。对对于于孔孔隙隙1将将方方程程式式（1.22）和和(1.23)代代入入方方程程式式（1.24）中中，即即可可得到方程式得到方程式(1.25)：（1.25）因为：因为：则：则：（1.26）和和方程式方程式(1.26)右边的两项的数值是有用的。设想在半右边的两项的数值是有用的。设想在半径为径为r的单一孔隙中水驱油速度为的单一孔隙中水驱油速度为3.53ms、孔隙的长、孔隙的长度为度为500m，粘度为，粘度为1mP.s、界面张力为、界面张力为30mNm），），接触角接触角为零。表为零。表1.1给出不同孔隙半径的给出不同孔隙半径的pA-pB数值。数值。(1.26)表表1.1水润湿孔隙中，孔隙速度为水润湿孔隙中，孔隙速度为3.35ms时，时，粘滞压力降同毛细管压力降的对比粘滞压力降同毛细管压力降的对比孔隙半孔隙半r（m）粘滞压力降粘滞压力降（Pa）毛细管压力毛细管压力pc(Pa)总压降总压降pA-pB(Pa)2.52.2624000-2399850.5612000-12000100.1416000-6000250.0232400-2400500.00561200-12001000.0014600-600表表1.2给给出出了了相相应应于于各各个个孔孔隙隙的的流流速速为为零零、正正值值和和负负值值的的压压力力降降。两两孔孔隙隙中中同同时时驱驱替替时时，速速度度v1t和和v2必必然然为为正正值值。这这只只有有在在PABPc1和和PABPc2时时，才才可可能能发发生生。由由于于r2r1,Pc2Pc1。只只有有当当PABPc2时时，才才发发生生同同时时驱驱替。替。孔隙孔隙1孔隙孔隙2V1=0pAB=-pc1V10pAB-pc1V10pAB0pAB-pc2V20pABpw2。在在半半径径为为r2的的圆圆柱柱形形孔孔隙隙中中，接接触触角角为为的的界界面面的的曲率半径由方程式曲率半径由方程式(1.30)求导。求导。（1.30）图图1.11孔隙孔隙2在驱替时的前进在驱替时的前进与后退接触角与后退接触角如果油珠处于静态平衡，但临近于开始运动的话，如果油珠处于静态平衡，但临近于开始运动的话，图图1.11中油珠两边的压力降就由方程式中油珠两边的压力降就由方程式(1.31)表示：表示：（1.31）因为因为RA，所以，所以cosAcosR。方程式。方程式(1.31)表示表示当存在接触角滞后现象时，使油珠流动所需的最小压力。当存在接触角滞后现象时，使油珠流动所需的最小压力。3.岩石孔隙体系岩石孔隙体系岩石岩石油油水水图图1.12多孔隙网络体系多孔隙网络体系油油藏藏岩岩心心对对油油的的俘俘捕捕，并并不不只只限限于于单单孔孔或或孔孔隙隙对对子子。实实际际上上，大大量量的的俘俘留留是是在在多多孔孔隙隙的的网网络络体体系系内内，如如图图1.12所所示。示。显显然然，在在实实际际的的多多孔孔隙隙体体系系中中，如如所所施施加加的的压压降降能能够够克克服服毛毛细细管管阻阻力力，从从而而引引起起流流体体流流动动。此此时时，粘粘滞滞力力和和毛毛细细管管力力则则将将控控制制流流体体的的状状态态。如如果果连连续续的的油油丝丝或或油油块块渗渗过过多多孔孔介介质质，由由于于毛毛细细管管力力和和粘粘滞滞力力的的综综合合作作用用，可可能能在在经经过过孔孔喉喉或或隘隘口口时时液液流流断断裂裂或或被被隔隔断断，出出现现孤孤立立的毛细管式油滴，如图的毛细管式油滴，如图1.13所示。所示。顺顺便便指指出出，在在多多孔孔隙隙网网络络体体系系中中，由由于于影影响响因因数数甚甚多，微观排驱机理复杂，尚有待于进一步研究。多，微观排驱机理复杂，尚有待于进一步研究。水相pw+pwpo油相popw水相水的渗流方向L图图1.13被俘留的油滴形态被俘留的油滴形态润湿性对圈闭的影响润湿性对圈闭的影响早期描述的模型和实验数据基于非湿相的圈闭，在一定早期描述的模型和实验数据基于非湿相的圈闭，在一定程度上相的润湿性会影响捕集的性质和大小。润湿性作用的程度上相的润湿性会影响捕集的性质和大小。润湿性作用的一个重要例子，是不对称相对渗透率曲线，图一个重要例子，是不对称相对渗透率曲线，图1.14显示了强显示了强水湿和强油湿体系的典型曲线。水湿和强油湿体系的典型曲线。水饱和度,%PV(a)强水湿岩石水饱和度,%PV(b)强油湿岩石油 油 水 水 相对渗透率,分数相对渗透率,分数图图1.14润湿性对相对渗透率曲线的影响润湿性对相对渗透率曲线的影响当湿相被圈闭时，它被固相周围的薄液层束缚在相当湿相被圈闭时，它被固相周围的薄液层束缚在相互连接的小裂隙或缝隙中，润湿性和圈闭相的物理位置互连接的小裂隙或缝隙中，润湿性和圈闭相的物理位置决定了孔隙介质中产生圈闭的长度或距离。决定了孔隙介质中产生圈闭的长度或距离。排驱非湿相时，非湿相以孤立油滴或油丝的形式被排驱非湿相时，非湿相以孤立油滴或油丝的形式被圈闭，且占据在大孔隙中，粘滞力和毛管力的竞争，导圈闭，且占据在大孔隙中，粘滞力和毛管力的竞争，导致在致在短的距离内发生圈闭。短的距离内发生圈闭。当非湿相驱替介质捕集了湿相时，将在较长的距离当非湿相驱替介质捕集了湿相时，将在较长的距离产生圈闭，出现较早的水突破现象。产生圈闭，出现较早的水突破现象。1.4毛细管数的相关性毛细管数的相关性1.4.1毛细管数的意义毛细管数的意义油滴能否流动不仅取决于油滴两瑞人工建立的压力油滴能否流动不仅取决于油滴两瑞人工建立的压力降，而且，取决于弯液面上附加毛管阻力，即取决于施降，而且，取决于弯液面上附加毛管阻力，即取决于施加在油滴上的动力和阻力。用压力梯度加在油滴上的动力和阻力。用压力梯度PL表示油滴表示油滴受到的动力受到的动力(L为油滴长度，为油滴长度，P为施加在油滴上的压差为施加在油滴上的压差)。关于阻力，按照式。关于阻力，按照式(1.27)，它与，它与、毛管半径和动力滞、毛管半径和动力滞后有关。除后有关。除外，其它都是难于确定的量，所以，定量外，其它都是难于确定的量，所以，定量描述阻力往往只涉及描述阻力往往只涉及。对对于于一一定定性性质质的的孔孔隙隙介介质质，毛毛管管数数定定义义为为，用用Nc表示，即表示，即Nc是一无因次数，它表示在一定润湿性和一定渗透是一无因次数，它表示在一定润湿性和一定渗透率的孔隙介质中两相流动时，排驱油滴的动力，即粘滞率的孔隙介质中两相流动时，排驱油滴的动力，即粘滞力力v，与阻力，与阻力之比。之比。(1.32)残余油饱和度同毛细管力和粘滞力的相关关系残余油饱和度同毛细管力和粘滞力的相关关系残残余余油油饱饱和和度度对对拘拘留留作作用用存存在在的的毛毛细细管管力力和和粘粘滞滞力力的的依依赖赖性性已已论论证证过过。而而且且，Abrsms依依据据水水湿湿多多孔孔介介质质的的广广泛泛试试验验加加以以确确认认。Moore和和Slobed运运用用量量纲纲分分析析和和标标配配原原则则，提提议议将将残残余余油油饱饱和和度度视视为为代代表表粘粘滞滞力力同同毛毛细细管管力力之之比比的的无无量量纲纲数数组组的的函函数数，方方程程（1.33）给给出出了了数数组组的定义，即：的定义，即：1.34贝雷露头砂岩贝雷露头砂岩Nca/cos图图1.15岩心中水突破时含油饱和度岩心中水突破时含油饱和度与与Nca/cos的相关关系的相关关系油饱和度油饱和度(突破时突破时)Abrams证证明明了了这这种种相相关关关关系系的的普普遍遍性性。他他研研究究过过6种种不不同同的的砂砂岩岩和和灰灰岩岩的的IFT，流流体体粘粘度度和和渗渗流流速速度度对对Sor的的影影响响。对对所所有有的的岩岩样样都都做做了了处处理理以以使使其其变变成成强强水水湿湿。Abrams用用一一种种修修正正的的毛毛细细管管数数与与剩剩余余油油饱饱和和度度互互相相关关联联。方方程程式式（1.34）中中的的速速度度，在在恒恒定定速速度度注注水水时时，变变为为v/(soi-sor)。加加入入一一个个代代表表粘粘度度的的影影响响项项可可以以减减少少数数据据的的分分散散性性。经经修修正正过过的的毛毛细细管管数数，在在注注水水速速度度恒恒定定时时，用用方方程式（程式（1.35）来逼近：）来逼近：1.35cos1样品号样品号样品来源样品来源Sor，%PV无因次无因次,)(cos4.0owwOw q qs snn-图图1.16 流体粘度、流体粘度、IFT和渗流速度对和渗流速度对 各种各种岩样的岩样的Sor的影响的影响由图由图1.16看出，所有砂岩相关关系都有一个特征看出，所有砂岩相关关系都有一个特征动向动向:在在Ncam小于小于l0-6时，曲线较平缓，残余油饱和度变时，曲线较平缓，残余油饱和度变化不大，这是普通水驱油的毛管数范围，是毛管力对排化不大，这是普通水驱油的毛管数范围，是毛管力对排驱起支配作用驱起支配作用;每每种种砂砂岩岩的的拐拐点点都都不不一一样样，随随Ncam增增加加，残残余余油油饱饱和和度度下下降降，在在l0-5Ncam1的粘性指进的粘性指进(混相驱混相驱)0.152）粘性指进出现的评判标准）粘性指进出现的评判标准虽虽然然已已经经提提出出了了几几种种描描述述多多孔孔介介质质中中非非混混相相驱驱替替过过程程中中粘粘性性指指进进的的模模型型，但但Collins描描述述的的确确定定出出现现粘粘性性不不稳稳定定性性模模型型更更为为简简单单。考考虑虑一一线线性性的的、溶溶剂剂混混相相驱驱油油体体系系，如如图图1.28，流流动动是是单单相相的的，并并且且重重力力对对流流动动没没有有影影响响。在在当当前前时时间间下下，溶溶剂剂前前缘缘沿流动路径位于沿流动路径位于Xf位置。位置。流流动动边边界界区区域域由由虚虚线线所所示示，在在前前缘缘位位于于Xf+的的位位置置，溶溶剂剂前前缘缘出出现现了一个小的紊乱或突起部。了一个小的紊乱或突起部。长长度度参参数数表表示示相相对对于于xf较较小小的的一一个个长长度度。紊紊乱乱形形态态或或小小排排驱驱形形态态清清楚地表明，在曲曲弯弯流道的多孔介质中的排驱过程，将发生粘性指进。楚地表明，在曲曲弯弯流道的多孔介质中的排驱过程，将发生粘性指进。分析的焦点是确定分析的焦点是确定随时间增加的条件，因为，随时间增加的条件，因为，随时间增加，那么随时间增加，那么前缘将不稳定；例如，沿前缘会形成粘性指进。在前缘将不稳定；例如，沿前缘会形成粘性指进。在不增加或缩减的条件不增加或缩减的条件下，前缘稳定或可维持平坦的前缘。下，前缘稳定或可维持平坦的前缘。溶剂溶剂油油Lx=0图图1.28粘性指进定量确定的流动模型粘性指进定量确定的流动模型分析过程是通过检测不同区域的流动阻力来完成的。如分析过程是通过检测不同区域的流动阻力来完成的。如果假设油和溶剂的阻力是连续的，在未伸出的区域应用达果假设油和溶剂的阻力是连续的，在未伸出的区域应用达西方程，则有：西方程，则有：式中：式中：（p）L.xf从从xf位置到位置到L位置的压力降；位置的压力降；(p)xf从入口到从入口到xf位置的压力降；位置的压力降；u表观表观(Darcy)前缘速度；前缘速度；k孔隙介质的渗透率；孔隙介质的渗透率；o油的粘度；油的粘度；s溶剂的粘度。溶剂的粘度。已知：已知：u=(dxf/dt)（1.92）(1.93)P为为穿穿过过体体系系的的总总压压降降，定定义义为为(PL.Po)，设设M=o/s，前前缘缘速速度为：度为：(1.94)在伸出的流动区域，同样应用达西方程，则：在伸出的流动区域，同样应用达西方程，则：(1.95)假假设设xf（这这是是最最初初的的假假定定），方方程程1.95是是作作为为因因变变量量的的普普通通差分方程（给差分方程（给xf是常数的附加假定），是常数的附加假定），的解是：的解是：(1.96)其中，其中，0指指进进的的初初始始长长度度，例例如如，时时间间为为零零的的长长度度。方方程程1.96和和1.97的的检检测测表表明明，当当M1时时，呈呈指指数数形形式式增增长长（P是是一一负负值值）；若若Ml称为不利流度比，称为不利流度比，Ml称为有利流度比称为有利流度比。油油油油水水水水图图1.30水驱油的重力模型水驱油的重力模型(b)(a)在在均均质质的的单单一一地地层层中中，排排驱驱流流体体与与被被排排驱驱流流体体之之间间的的重重力力分分离离也也将将引引起起舌舌进进。如如水水驱驱油油，水水将将沿沿油油层层下下部部凸凸入入油油区区；若若在水平地层中进行气驱，气体将沿油层上部凸大油区。在水平地层中进行气驱，气体将沿油层上部凸大油区。图图1.30是是水水驱驱油油重重力力分分离离的的舌舌进进模模型型，其其中中（a）图图是是低低速速排排驱驱，图图1.30b是是高高速速排排驱驱，它它们们表表示示速速度度对对重重力力舌舌进进的的影影响响。重力舌进在厚油层中更为明显。重力舌进在厚油层中更为明显。前缘提前突破对波及系数的影响前缘提前突破对波及系数的影响粘性指进和舌进都引起前缘提前突破，它们是影响波及系数的主要因数。粘性指进和舌进都引起前缘提前突破，它们是影响波及系数的主要因数。前缘突破后，在生产井和注水井之间构成一条低阻抗的流道，水主要进入前缘突破后，在生产井和注水井之间构成一条低阻抗的流道，水主要进入这一流道。这一流道。注水速度一定，必将降低其它流道的注水量。这时，大部分水仅无效地穿过注水速度一定，必将降低其它流道的注水量。这时，大部分水仅无效地穿过油层，不能发挥排驱剂的作用。油层，不能发挥排驱剂的作用。若若排排驱驱为为活活塞塞式式推推进进，可可以以利利用用式式（1.98）计计算算突突破破后后注注入水在高低渗透层的分配比，即入水在高低渗透层的分配比，即:(1.98)式中：式中：水在油层中的活塞式推进的前缘速度；水在油层中的活塞式推进的前缘速度；参与流动的孔隙体积（参与流动的孔隙体积（PV）；）；完全排驱，完全排驱，不完全排驱。不完全排驱。L油层模型的长度；油层模型的长度；x油水前缘到达位置；油水前缘到达位置；水驱内水的相对阻抗；水驱内水的相对阻抗；油区内油的相对阻抗。油区内油的相对阻抗。式中：式中：、分别为高低渗透层流速；分别为高低渗透层流速；、分别为高低渗透层的渗透率。分别为高低渗透层的渗透率。过过大大的的分分配配比比预预示示大大部部分分水水进进入入了了高高渗渗透透层层，影影响响突突破破后波及系数继续提高，最终影响后波及系数继续提高，最终影响Eslim。(1.99)1.5水驱采收率的影响因素水驱采收率的影响因素影响原油采收率的因素相当复杂，根据其定义，采收率影响原油采收率的因素相当复杂，根据其定义，采收率主要由微观驱油效率和宏观驱油效率两个因素决定。实际上，主要由微观驱油效率和宏观驱油效率两个因素决定。实际上，这两个因素包括了许多内容，即微观岩性组成、微观孔隙结这两个因素包括了许多内容，即微观岩性组成、微观孔隙结构；宏观地质特征；岩石润湿性；注水方式和注水速度等。构；宏观地质特征；岩石润湿性；注水方式和注水速度等。如何减缓或消除这些影响因素，是如何减缓或消除这些影响因素，是EOREOR过程的基本方向。下面过程的基本方向。下面从微观驱油效率和宏观驱油效率的角度，分别讨论影响或制从微观驱油效率和宏观驱油效率的角度，分别讨论影响或制约水驱采收率的主要因素。约水驱采收率的主要因素。油藏流体粘度油藏流体粘度 水水驱驱过过程程中中，油油、水水粘粘度度差差是是影影响响采采收收率率的的一一个个重重要要因素，其粘度比是一个相当重要的指标。因素，其粘度比是一个相当重要的指标。o/w5872154168201150无水采收率无水采收率562425185145130表表1.8天然岩心模型对无水采收率影响的试验数据表天然岩心模型对无水采收率影响的试验数据表表表1.9o/w对开发效果影响试验的数据表对开发效果影响试验的数据表o/w表面表面性质性质不同注入倍数时的采收率（不同注入倍数时的采收率（%）采收率采收率变化值变化值无水无水期期05152528550油湿油湿871452102655油湿油湿126300488545对层内非均质性突出的实际油层，油水粘度比的影响对层内非均质性突出的实际油层，油水粘度比的影响就更为明显，它可使层内的非均质性对开发效果的影响更就更为明显，它可使层内的非均质性对开发效果的影响更加尖锐地反映出来。加尖锐地反映出来。润湿性对采收率的影响润湿性对采收率的影响这这种种影影响响是是由由岩岩石石对对油油和和水水的的润润湿湿性性不不同同所所引引起起的的。由由此此导导致致有有的的油油层层岩岩石石亲亲水水或或偏偏亲亲水水，有有的的亲亲油油或或偏偏亲亲油油，或或者者一一部部分分亲亲水水另另一一部部分分又又亲亲油油。在在水水驱驱油油的的过过程程中中，水水易易于于驱驱净净亲亲水油层内的油，而对亲油油层内的则难以驱净。水油层内的油，而对亲油油层内的则难以驱净。根根据据油油田田开开发发实实践践的的统统计计资资料料，亲亲油油油油层层的的采采收收率率目目前前只只有有45%左右，而亲水油层的采收率有的则可达到左右，而亲水油层的采收率有的则可达到80%。表表1.11表面性质对开发效果影响的试验数据表表面性质对开发效果影响的试验数据表表面表面性质性质不同注入倍数时的采收率（不同注入倍数时的采收率（%）采收率变化值采收率变化值无水期无水期051525油湿油湿8714521026010054水湿水湿14029242512粘滞力和毛细管力的影响粘滞力和毛细管力的影响粘滞力与毛细管力的比值为毛细管数，定义毛细管数粘滞力与毛细管力的比值为毛细管数，定义毛细管数的优点在于可将各物理量与驱油效率之间的关系量化，通的优点在于可将各物理量与驱油效率之间的关系量化，通过排驱实验可得到它们的定量关系。过排驱实验可得到它们的定量关系。改变粘滞力和毛细管力对水润湿岩石的残余油饱和度改变粘滞力和毛细管力对水润湿岩石的残余油饱和度的影响，通过增加驱替相的驱替速度和（或）粘度可以改的影响，通过增加驱替相的驱替速度和（或）粘度可以改变粘滞力。将醇类加入流体可以减小界面张力（变粘滞力。将醇类加入流体可以减小界面张力（IFTIFT），），从而改变毛细管力。从而改变毛细管力。表表1.12水润湿岩心内水驱油试验中粘滞力和毛细管力对残余油水润湿岩心内水驱油试验中粘滞力和毛细管力对残余油饱和度的影响饱和度的影响岩石物质岩石物质不同岩心的残余油饱和度不同岩心的残余油饱和度(PV)TropedoElginBerea 驱替速度驱替速度 0.007mm/S基础情况基础情况 o/w=1.0 IFT=30mN/S提高驱替速度提高驱替速度=0.07mm/S 改变粘滞力改变粘滞力o/w=0.55,驱替速度仍为驱替速度仍为0.007mm/S改变毛细管力改变毛细管力IFT=1.5mN/S 0.4160.3380.1930.2850.480.3230.2750.2750.4950.3950.3150.315非均质性的影响非均质性的影响油藏岩石的非均质性（包括宏观的非均质性和微观油藏岩石的非均质性（包括宏观的非均质性和微观的非均质性）对水驱油过程中的波及系数和驱油效率都的非均质性）对水驱油过程中的波及系数和驱油效率都有很大的影响。有很大的影响。1）油藏纵向上渗透率的非均质性）油藏纵向上渗透率的非均质性油油藏藏的的渗渗透透率率，可可以以把把它它视视为为一一个个张张量量。渗渗透透率率的的非非均均质质性性，实实际际上上包包括括两两方方面面的的含含义义：1）具具各各向向异异性性的的方方向向渗渗透透（性性）率率，亦亦即即就就某某一一点点的的渗渗透透率率而而论论，由由于于测测量量方方向向不不同同其其数数值值不不同同；2）非非均均质质性性，即即从从一一点点到到另另一一点点的的渗渗透透率率不不同同。它它与与岩岩石石的的组组成成、颗颗粒粒的的形形状状、大大小小、胶胶结的类型、堆积的方式等等有关。结的类型、堆积的方式等等有关。油油层层渗渗透透率率在在纵纵向向上上的的变变化化，往往往往导导致致油油层层水水淹淹的的不不均均匀匀性性。这这是是因因为为注注入入水水沿沿着着不不同同的的渗渗透透率率层层段段，推推进进速速度度的的快快慢慢各各异异。实实践践表表明明，渗渗透透率率的的级级差差（即即最最大大的的渗渗透透率率/最最小小的的渗渗透透率率）增增大大，常常出出现现明明显显的的单单层层突突进进，导导致致水水淹淹厚厚度度小小，波波及及效效率率低低，对对采采收收率率带带来来极极为为不不利利的影响。的影响。2）平面上各向的非均质性）平面上各向的非均质性如用如用Kx、Ky分别表示平面分别表示平面x、y方向的渗透率，用以方向的渗透率，用以表征平面上的各向异性。在比较理想的情况下，流度比表征平面上的各向异性。在比较理想的情况下，流度比M=1，而布井的方位与，而布井的方位与x轴或轴或y轴平行，或者布井的方位轴平行，或者布井的方位与与x轴和轴和y轴成一定角度，此时按轴成一定角度，此时按5点和排状方式布井，它点和排状方式布井，它们的波及系数如何？下面了解一下布井的方位与们的波及系数如何？下面了解一下布井的方位与x轴或轴或y轴平行的情况。根据研究，注水的波及系数与轴平行的情况。根据研究，注水的波及系数与Kx/Ky的的变化关系，如图变化关系，如图1.31所示。所示。图图1.31波及效率与波及效率与kx/kY的关系的关系1008060402001.52排状井网排状井网1五点井网五点井网注水井注水井生产井生产井波波及及效效率率%kx/kYkxkzkykz0.52.53.5用用Kx、Ky分别表示分别表示平面平面x、y方向的渗透率，方向的渗透率，用以表征平面上的各向异用以表征平面上的各向异性。性。排状布井时如果排状布井时如果KyKx，十分容易形成水窜，波，十分容易形成水窜，波及系数也就很低。相反，及系数也就很低。相反，如如KxKy，水窜可能大，水窜可能大为减小而波及系数可达到为减小而波及系数可达到相当高的数值。如控制注相当高的数值。如控制注采系统的水流方向，使之采系统的水流方向，使之与主要渗透率的方向垂直，与主要渗透率的方向垂直，波及系数就会提高。波及系数就会提高。油层沉积的韵律的影响油层沉积的韵律的影响沉积韵律可以反映出岩相、岩性的变化，亦可反映沉积韵律可以反映出岩相、岩性的变化，亦可反映出储油性质上的差异。因此，在注水开发的油田中，油出储油性质上的差异。因此，在注水开发的油田中，油藏的沉积韵律不同就会使得注水的波及效率与驱油效率藏的沉积韵律不同就会使得注水的波及效率与驱油效率差异甚大。从而，表现出各自不同的特点差异甚大。从而，表现出各自不同的特点。1）正韵律油层）正韵律油层这类油层的岩性特点是从下至上由粗变细。例如，油这类油层的岩性特点是从下至上由粗变细。例如，油层沉积顺序下部为砾状砂岩、含砾砂岩、粗砂岩、中砂岩，层沉积顺序下部为砾状砂岩、含砾砂岩、粗砂岩、中砂岩，上部为中砂岩、细砂岩或少量粉砂岩。这种沉积韵律的油上部为中砂岩、细砂岩或少量粉砂岩。这种沉积韵律的油层，由于油层纵向上渗透率的差异，油水运动特征不同，层，由于油层纵向上渗透率的差异，油水运动特征不同，其开采效果也不一致。通常具有其开采效果也不一致。通常具有1）在平面上水淹面积大）在平面上水淹面积大含水上升块，在中、低含水期间中采出程度低；含水上升块，在中、低含水期间中采出程度低；2）在纵）在纵向上水洗厚度小，但水洗的层段驱油效率高。向上水洗厚度小，但水洗的层段驱油效率高。2）反韵律油层）反韵律油层反反韵韵律律油油层层的的岩岩性性特特征征，正正好好与与正正韵韵律律相相反反。即即油油层层从从下下至至上上岩岩性性有有细细变变粗粗。这这类类沉沉积积顺顺序序的的油油层层，由由于于才才纵纵向向上上渗渗透透率率的的分分布布不不同同，油油、水水运运动动的的特特征征与与采采效效果与正韵律油层相比，迥然而异。果与正韵律油层相比，迥然而异。在在注注水水开开发发过过程程中中，这这类类油油层层一一般般具具有有如如下下特特征征，即即第第一一：含含水水上上升升慢慢，第第二二：厚厚度度大大，无无明明显显的的水水洗洗段段，驱油效率低。驱油效率低。3）复合韵律油层）复合韵律油层复合韵律油层的岩性变化和沉积顺序，有正韵律油层复合韵律油层的岩性变化和沉积顺序，有正韵律油层和反韵律油层的特征。和反韵律油层的特征。通过油层沉积韵律对开发效果的影响的探讨，可以认通过油层沉积韵律对开发效果的影响的探讨，可以认为增加水洗厚度是开发正韵律高渗透油层的关键，提高驱为增加水洗厚度是开发正韵律高渗透油层的关键，提高驱油效率则是开发好渗透反韵律油层的根本途径。油效率则是开发好渗透反韵律油层的根本途径。流度比对采收率的影响流度比对采收率的影响流流变变比比对对采采收收率率的的影影响响十十分分明明显显。流流度度比比主主要要是是考考虑虑注注入入工工作作剂剂的的流流度度与与被被排排驱驱的的油油的的流流度度的的影影响响。前前已已述及，水驱油时的流度比为：述及，水驱油时的流度比为：若若M=1，油油和和水水的的流流动动能能力力相相同同。如如果果M1，一一般般指指ow，其其流流度度比比是是不不利利的的。若若ow，也也就就是是水水驱驱稠稠油油的的情情况况，其其流流度度比比更更为为不不利利。因因此此，研研究究流流度度比比的的影影响响，对对于于稠稠油油油藏尤为重要。油藏尤为重要。ooooo图图1.33五点井网流谱五点井网流谱根根据据模模型型试试验验，如如以以5点点注注采采井井网网为为例例，在在不不同同的的流度比时其波及面积的大小，参见图流度比时其波及面积的大小，参见图1.33。其特点是：其特点是：（1）当当M1时时，油油井井见见水水时时的的波波及及面面积积还还不不到到20%，这表明对稠油油藏注水极易水窜，波及系数极低；，这表明对稠油油藏注水极易水窜，波及系数极低；（3）在在M1时时，油油水水前前缘缘的的推推进进比比较较规规则则，波波及及系系数也较高。数也较高。（4）在在M1后后就就出出现现粘粘状状指指进进。流流度度比比较较大大，指指进进亦亦越越严严重重，波波及及系系数数也也越越低低。油油水水前前缘缘的的形形状状，也也随随流流度度比的增大而显现出极不规则的形状。比的增大而显现出极不规则的形状。井网对采收率的影响井网对采收率的影响井井网网是是指指按按一一定定几几何何形形状状布布置置的的生生产产井井和和注注水水井井系系统统。常常用用的的是是五五点点井井网网，其其它它有有七七点点井井网网、九九点点井井网网以以及反七点和反九点井网。如图及反七点和反九点井网。如图1.32所示。所示。不同井网产生不同形状的流谱，因而产生不同的突不同井网产生不同形状的流谱，因而产生不同的突破波及面积。破波及面积。两点井网两点井网三点井网三点井网生产井生产井注入井注入井规则四点井网规则四点井网不规则四点井网不规则四点井网1）井网示意图井网示意图五点井网五点井网七点井网七点井网反七点井网反七点井网2）井网效率）井网效率采收率还受到井网效率的影响，井网效率采收率还受到井网效率的影响，井网效率Ep用下式定义用下式定义:(1.102)式中式中:A油层面积；油层面积；Aw井网控制面积。井网控制面积。图图1.34井网密度井网密度图图1.34上上，Ep即即是是阴阴影影区区面面积积与与整整个个油油层层面面积积之之比比，它它反反映映了了井井网网密密度度对对采采收收率率的的影影响响。因因此此，采采收收率率E用用下下式表示：式表示：(1.103)式中式中:Es波及面积与油层面积之比值；波及面积与油层面积之比值；Ep井网系数；井网系数；Ev井网面积中水的波及系数；井网面积中水的波及系数；ED波及区的驱油效率。波及区的驱油效率。提提高高采采收收率率可可以以通通过过提提高高EpEv和和ED来来实实现现。钻钻加加密密井井或扩边井可提高或扩边井可提高Ep，其它，其它EOR技术则是为了提高技术则是为了提高Es和和ED。第二部分第二部分化学驱理论及矿场应用化学驱理论及矿场应用 （一）化学驱（新）技术及基本驱油机理（一）化学驱（新）技术及基本驱油机理第一章第一章 聚合物驱聚合物驱PolymerFlooding1 1 驱油用聚合物及其水溶液性质驱油用聚合物及其水溶液性质驱油用聚合物驱油用聚合物(Polymer)(Polymer)部分水解聚丙烯酰胺部分水解聚丙烯酰胺(PartiallyHydrolyzedPolyacrylamide,HPAM）由聚丙烯酰胺由聚丙烯酰胺Polyacrylamide(PAM)Polyacrylamide(PAM)在在NaOHNaOH作用下部分水解得到。是作用下部分水解得到。是一种长链高分子，通常使用粉剂一种长链高分子，通常使用粉剂,分子量一般为分子量一般为1000101000104 42000102000104 4，价格，价格1.5-21.5-2万元万元/吨。吨。使用使用HPAMHPAM，而不是，而不是PAMPAM，（，（a a）为了聚合物驱替溶液增粘性的需要。）为了聚合物驱替溶液增粘性的需要。（b b）由于）由于PAMPAM在矿物表面被强烈吸附，使用在矿物表面被强烈吸附，使用HPAMHPAM可减少驱油过程中的吸可减少驱油过程中