提高采收率原理

,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,*,单击此处编辑母版标题样式,提高原油采收率,Enhanced Oil Recovery,绪 论,Introduction,东部已开发的老油田大多进入高含水阶段，未开发的油田多为低渗透、特稠油、超稠油，开采环境日趋恶劣，开采成本越来越高。,老油田经过长期注水开发（大庆,1959,年，胜利,1964,年），现在已经进入高含水期，目前胜利综合含水达到,89.8%,。老油田注水开发的效率越来越低，如胜利油田年产量为,2625,万吨（,7.19,万吨,/,日），日注水,61.07,万立方米，采,1,吨原油需注水,8.49,立方米。,中国提高采收率技术的必要性,石油工业的对策,发展西部,稳定东部,寻找新区块，找到接替储量,油田挖潜改造（调剖、堵水）,综合措施提高采收率,EOR,分类,化学驱,包括：聚合物驱，表面活性剂驱，碱水驱，及其二元、三元复合驱。,气体混相驱,包括：干气驱，富气驱，,CO,2,驱，烟道气驱。,热力采油,包括：蒸汽吞吐，蒸汽驱，火烧油层，,SAGD,法。,油田稳油控水技术,包括调剖堵水、深部调驱技术。,中国各,EOR,方法所占的比例,1,热采方法（,60%,）,2,化学驱（,37%,）,3,混相气驱（,3%,）,第一部分,水驱油采收率分析,1,水驱油机理,油藏排驱过程中的力,微观水驱油机理,宏观水驱油机理,毛管数及其意义,粘性指进与舌进,影响水驱采收率的因素,概述,目,的：向地层补充能量的驱替方法。,水驱采收率（,E,）概念：指宏观扫油效率与微观驱油效率 的乘积，即：,E=E,V,E,D,E,V,-,水波及体积占油藏总体积的百分数，等于面积扫油效 率乘体积扫油效率，约,50-70%,；,E,D,-,水波及区内排驱的油量百分数，约,30-40%,。,故，水驱采收率约为,15-30%OOIP,。,OOIP-Original Oil in Place,，原始石油地质储量。,剩余油：水驱后，因水未波及到的区域而留在地下的原油。,残余油：水驱后，水波及区域所滞留在地下的原油。,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,。,1.1,油藏排驱过程中的力,1.1.1,毛管力（,Capillary forces,）,表面张力和界面张力,油藏中的油和水是非混相流体,它们共存于多孔介质中，与油水相有关的界面张力将影响相的分布、相的饱和度和相的排驱。,表面力即表面抗张力。用表面张力,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。表面张力可如图,1.2,那样形象化。,F,是对长度为,L,的液体表面作用的法向力，单位长度上的法向力（,F/L,）就是表面张力，通常用,dynes/cm,表示。,表面张力与产生新的表面所要作的功有关。假定，图,1.2,中的力,F,移动了,dx,距离，产生的新的表面是,Ldx,，所作的功可表示为：,W=Fdx (1.1),或者，,W=dA (1.2,）,式中，,F,为施加于表面的力；,L,是表面受力长度；,即,IFT,，界面张力；,dA=Ldx,是新的表面。产生附加表面所需要作的功与界面张力成正比，,dA,也就是表面能。,L,液体,F,图,1.2,定义表面张力的力和长度,h,水,空,气,r,图,1.3,毛细管测表面张力示意图,用毛细管测定某一液体界面张力的方法很简便。如图,1.3,，将半径为,r,的毛管插入一盛水的烧杯中，毛管中水将升到某一高度，并且因为力的差异会产生一弯液面。静态条件下,力是通过作用在液柱上的重力所平衡：表面张力向上的垂直分力,润湿周长,=,作用在液柱上向下的重力。即：,cos2r=r,2,h,（,w-a,）,g,(1-3,）,式中，,r,：毛细管半径，,cm,；,h,：毛细管中水的上升高度，,cm,；,w,、,a,：分别为水和空气的密度，,g/Cm,3,；,g,：重力加速度，,980cm/s,2,；,：水和毛管之间的接触角。,为了计算界面张力，方程,(1.3,）可写为：,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。,os,ws,= ,ow,cos (1.5,）,os,、,ws,、,ow,分别是油固、水固和油水之间的界面张力，,为接触角。,ow,ws,水,油,图,1.5,油、水、固界面间的界面力,os,1.1.2,毛管压力,毛管中因为两种不互溶流体中的界面存在张力，在分界面上存在压力差，这个压力差称为毛管压力,Capillary Pressure,，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，如图,1.6,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。,h,h,1,p,o,p,w,水,油,P,atm,图,1,。,6,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，,Pw,是界面下水相的压力，产生的力平衡如下：,Po=Pa+ogh,1,(1.6),和,Pw=Pa+og,（,h,1,+h,）,-,wgh,(1.7),式中，,Pa,：为大气压，,dynes/cm,2,；,h1,、,h,：为图中液体的高度，,cm,；,o,、,w,：分别为油水密度，,g/cm,3,；,g,：是重力加速度，,980cm/s,2,。,水的压力可以通过穿过油的总压头减去水头计算得到。容器中油水界面处的压力，采用与毛管中相同高度水的压力值，用方程,(1.6,）,-(1.7,） ，则：,Po-Pw=h,（,w-o,）,g=Pc (1.8,）,毛细管压力可能是正值，也可能是负值，主要依优先润湿性而定，非润湿相中的压力较大。在前面已了解油水的界面张力，通过换算毛管压力为：,(1.11,）,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,Pc,减小，这一点非常重要。,三,.,粘滞力,孔隙介质中的粘滞力是以流体流过介质时所出现的压降大小反映出的。计算粘滞力大小的最简单近似方法是考虑把一束平行毛管作为多孔介质，则以层流的方式通过单根毛管的压降可由,Poiseuille,定律给出：,(1.12),孔隙介质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,油水是两种不互溶液体，其界面张力高达,30-50mN/m,。油层是高度分散体系，界面性质对油水流动有着关键影响，特别是毛管力对油的滞留和排驱有着主导作用。油层岩石是由几何形状和大小极不一致的矿物颗粒构成的，形成一个复杂的空间网络，且矿物颗粒的组成也不完全相同，这些因素决定了孔隙介质的微观几何结构和表面性质都是极不均一的。油层性质的非均质性，增加了水驱油的复杂性，直接影响微观水驱油效率,E,D,。,通过分析微观水驱油机理，了解水驱残余油的形成、滞留和排驱，本节在单孔隙模型和双孔隙模型的基础上，说明残余油的形成和捕集。,1.2.1,驱油效率（,E,D,）,(Displacement Efficiency),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,1,。,Grains,Water,Oil,Swept,Area,1.1.1,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，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：,1,）孔隙介质的孔隙结构；,2,）与润湿性有关的流体,-,岩石间的相互作用；,3,）界面张力反映的液,-,液间的相互作用和流动不稳定性。,1.1,微观水驱油机理,1.1.1,单毛管中的水驱油,油水是两种不互溶液体，其界面张力高达,30-50mN/m,。油层是高度分散体系，界面性质对油水流动有着关键影响，特别是毛管力对油的滞留和排驱有着不可忽视的作用。油层岩石是由几何形状和大小多极不一致的矿物颗粒构成的，形成一个复杂的空间网络，矿物颗粒的组成不完全相同。这些因素决定了孔隙介质的微观几何结构和表面性质都是极不均一的。油层性质的非均质性，增加了水驱油的复杂性，直接影响微观水驱油效率,E,D,。,1.,单孔隙模型,尽管单孔隙模型与实际的油藏相比，可能相差甚远。但是它仍然是一种有用的概念。如图,1.7,所示，我们先研究一根等径毛细管。设毛细管的半径为,r,，油水界面的表面张力为,，油,水界面弯液面的曲率半径为,R,，则弯液面两侧的压差（即毛细管压力）,Pc,应为：,（,1.19,）,式中，,Po,，,Pw,分别为油相和水相的压力，,为接触角。,图,1.7,所示的油水界面，在柱形毛细管中系处于平衡状态。亦即，油、水两相处于静态平衡。如果，,r=1m,，,=5mN/m,，,=0,（表示毛细管表面完全为水所润湿），则：,Pc=25mN/m10,-6,m,=10,4,N/m,2,显然，如欲改变油,水相的静态平衡，而使油水两相在毛细管中流动，则所施加的压力必须大于,Pc,。这就是通常所说的克服毛细管阻力。,os,os,p,0,ws,ws,x,接触线,p,w,图,1.7,毛管中弯液面上的力平衡,毛细管是非等径时，如图,1.8,所示。设油滴两侧的曲率半径为,r,1,和,r,2,，界面均为轴对称，接触角也相同，则在,1,点和,2,点位置，油滴处于静力平衡状态，则：,（,1.20,）,如果要使油滴移动，由于,r,1,r,2,，所以在,1,点需要有一正压力方能把油滴推过喉道,2,的窄口。如,r,1,r,2,则上式近似为,:,图,1.8,变直径毛细管内油、水的界面示意图,(1.21),显然，欲使油滴移动的压力，与孔隙喉道半径,r,2,相关。例如，,r,2,=1m,，,=5mN/m,，油和水性质同前，则要将此油滴推过孔喉的压力必将大于,10,4,Pa,。,现在假定这些形态相同的非等径孔隙的平均长度,L,为,50 m,，每个孔隙中都有一个 油滴，欲使每个油滴能够移动，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。然而通常油藏能达到的压力梯度水平是,10,4,Pa /m,，即需要把界面张力减小,210,4,倍。,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。,2.,双孔隙模型,q,o,p,A,q,1,q,2,q,2,p,2,p,1,r,2,r,1,p,B,l,图,1.9,并联毛管中的水驱油,（,a,）,（,b,）,（,c,）,用图,1.9,中的并联孔隙模型可形象地说明水驱油时过程的基本特征。在图,1.9,中，水在半径分别为,r,1,和,r,2,的两个孔隙中驱油。在,A,点和,B,点处，两孔隙相连形成并联孔隙。对此例来说，油水两相的粘度和密度是相等的。假设孔隙,1,比孔隙,2,小。如果一个孔隙中的驱替速度比另一个快，而且,AB,两点间的压力不足以将孤立油滴从驱替速度较低的孔隙中驱替出来的话，油相就会俘留。,并联孔隙模型中的捕获作用，可依据渗流的微元体模型，估算每一个孔隙中的水的流速和毛细管力来模拟。如果两相的密度都不变，各相的渗流都是稳定的，而且可依据表达圆管中层流的,Poiseuille,方程式计算流速。若,v,1,为孔隙,1,中的流速，那么，由渗流流体和孔隙壁之间的粘滞力引起的压力降就可由以下方程式求出：,(1.22),式中,L,1,为被某一特定相充填的孔隙长度。由于孔隙被水优先润湿，就会在油水界面两边的水和油之间形成压差。方程式（,1.23,）表明油相压力大于水相的力：,(1.23 ),如果我们考虑水进入孔隙,1,后,A,、,B,两点间的压力分布，即：,式中，,p,A,-p,w,水相中由粘滞力引起的压力降；,p,w,-p,o,由毛细管力引起的界面两边的压力变化；,p,o,-p,B,由粘滞力引起的油相中的压力降。,对于孔隙,1,将方程式（,1.22,）和,(1.23),代入方程式（,1.24,）中，即可得到方程式,(1.25),：,（,1.25,）,因为：,则： （,1.26,）,和,方程式,(1.26),右边的两项的数值是有用的。设想在半径为,r,的单一孔隙中水驱油速度为,3.53 m,s,、孔隙的长度为,500 m,，粘度为,1mP.s,、界面张力为,30mN,m,），接触角,为零。表,1.1,给出不同孔隙半径的,p,A,-p,B,数值。,(1.26),表,1.1,水润湿孔隙中，孔隙速度为,3.35 m,s,时，,粘滞压力降同毛细管压力降的对比,孔隙半,r,（,m,）,粘滞压力降,（,Pa,）,毛细管压力,p,c,(Pa),总压降,p,A,-p,B,(Pa),2.5,2.26,24000,-23998,5,0.56,12000,-12000,10,0.141,6000,-6000,25,0.023,2400,-2400,50,0.0056,1200,-1200,100,0.0014,600,-600,表,1.2,给出了相应于各个孔隙的流速为零、正值和负值的压力降。两孔隙中同时驱替时，速度,v,1,t,和,v,2,必然为正值。这只有在,P,AB,P,c1,和,P,AB,P,c2,时，才可能发生。由于,r,2,r,1, P,c2,P,c1,。只有当,P,AB,P,c2,时，才发生同时驱替。,孔隙,1,孔隙,2,V,1,=0 p,AB,= -p,c1,V,1,0 p,AB, -p,c1,V,1,0 p,AB,0 p,AB, -p,c2,V,2,0 p,AB,p,w2,。在半径为,r,2,的圆柱形孔隙中，接触角为,的界面的曲率半径由方程式,(1.30),求导。,（,1.30,）,图,1.11,孔隙,2,在驱替时的前进,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，图,1.11,中油珠两边的压力降就由方程式,(1.31),表示：,（,1.31,）,因为,R,A,，所以,cos,A,cos,R,。方程式,(1.31),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。,3.,岩石孔隙体系,岩石,油,水,图,1.12,多孔隙网络体系,油藏岩心对油的俘捕，并不只限于单孔或孔隙对子。实际上，大量的俘留是在多孔隙的网络体系内，如图,1.12,所示。,显然，在实际的多孔隙体系中，如所施加的压降能够克服毛细管阻力，从而引起流体流动。此时，粘滞力和毛细管力则将控制流体的状态。如果连续的油丝或油块渗过多孔介质，由于毛细管力和粘滞力的综合作用，可能在经过孔喉或隘口时液流断裂或被隔断，出现孤立的毛细管式油滴，如图,1.13,所示。,顺便指出，在多孔隙网络体系中，由于影响因数甚多，微观排驱机理复杂，尚有待于进一步研究。,水相,p,w,+,p,w,p,o,油相,p,o,p,w,水相,水的渗流方向,L,图,1.13,被俘留的油滴形态,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,1.14,显示了强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,1.14,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。,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，导致在 短的距离内发生圈闭。,当非湿相驱替介质捕集了湿相时，将在较长的距离产生圈闭，出现较早的水突破现象。,1.4,毛细管数的相关性,1.4.1,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,P,L,表示油滴受到的动力,(L,为油滴长度，,P,为施加在油滴上的压差,),。关于阻力，按照式,(1.27),，它与,、毛管半径和动力滞后有关。除,外，其它都是难于确定的量，所以，定量描述阻力往往只涉及,。,对于一定性质的孔隙介质，毛管数定义为 ，用,N,c,表示，即,N,c,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，即粘滞力,v,，与阻力,之比。,(1.32),残余油饱和度同毛细管力和粘滞力的相关关系,残余油饱和度对拘留作用存在的毛细管力和粘滞力的依赖性已论证过。而且，,Abrsms,依据水湿多孔介质的广泛试验加以确认。,Moore,和,Slobed,运用量纲分析和标配原则，提议将残余油饱和度视为代表粘滞力同毛细管力之比的无量纲数组的函数，方程（,1.33,）给出了数组的定义，即：,1.34,贝雷露头砂岩,N,ca,/cos,图,1.15,岩心中水突破时含油饱和度,与,Nca/cos,的相关关系,油饱和度,(,突破时,),Abrams,证明了这种相关关系的普遍性。他研究过,6,种不同的砂岩和灰岩的,IFT,，流体粘度和渗流速度对,Sor,的影响。对所有的岩样都做了处理以使其变成强水湿。,Abrams,用一种修正的毛细管数与剩余油饱和度互相关联。方程式（,1.34,）中的速度,，在恒定速度注水时，变为,v/(s,oi,-s,or,),。加入一个代表粘度的影响项可以减少数据的分散性。经修正过的毛细管数，在注水速度恒定时，用方程式（,1.35,）来逼近：,1.35,cos,1,样品号,样品来源,Sor,，,%PV,无因次,),(,cos,4,.,0,o,w,w,O,w,m,m,q,s,nm,-,图,1.16,流体粘度、,IFT,和渗流速度对,各种,岩样的,S,or,的影响,由图,1.16,看出，所有砂岩相关关系都有一个特征动向,:,在,N,cam,小于,l0,-6,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，是毛管力对排驱起支配作用,;,每种砂岩的拐点都不一样，随,N,cam,增加，残余油饱和度下降，在,l0,-5,N,cam,1,的粘性指进,(,混相驱,),0.15,2,）粘性指进出现的评判标准,虽然已经提出了几种描述多孔介质中非混相驱替过程中粘性指进的模型，但,Collins,描述的确定出现粘性不稳定性模型更为简单。考虑一线性的、溶剂混相驱油体系，如图,1.28,，流动是单相的，并且重力对流动没有影响。在当前时间下，溶剂前缘沿流动路径位于,X,f,位置。,流动边界区域由虚线所示，在前缘位于,X,f,+,的位置，溶剂前缘出现了一个小的紊乱或突起部。,长度参数,表示相对于,xf,较小的一个长度。紊乱形态或小排驱形态清楚地表明，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。,分析的焦点是确定,随时间增加的条件，因为，,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,不增加或缩减的条件下，前缘稳定或可维持平坦的前缘。,溶剂,油,L,x=0,图,1.28,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：,式中：,（,p,）,L.xf,从,x,f,位置到,L,位置的压力降；,(p),xf,从入口到,x,f,位置的压力降；,u,表观,(Darcy),前缘速度；,k,孔隙介质的渗透率；,o,油的粘度；,s,溶剂的粘度。,已知：,u=(dx,f,/dt),（,1.92,）,(1.93),P,为穿过体系的总压降，定义为,(P,L,.P,o,),，设,M=o/s,，前缘速度为：,(1.94),在伸出的流动区域，同样应用达西方程，则：,(1.95),假设,xf,（这是最初的假定），方程,1.95,是,作为因变量的普通差分方程（给,xf,是常数的附加假定），,的解是：,(1.96),其中，,0,指进的初始长度，例如，时间为零的长度。方程,1.96,和,1.97,的检测表明，当,M,1,时，,呈指数形式增长（,P,是一负值）；,若,M,l,称为不利流度比，,M l,称为有利流度比 。,油,油,水,水,图,1.30,水驱油的重力模型,(b),(a),在均质的单一地层中，排驱流体与被排驱流体之间的重力分离也将引起舌进。如水驱油，水将沿油层下部凸入油区；若在水平地层中进行气驱，气体将沿油层上部凸大油区。,图,1.30,是水驱油重力分离的舌进模型，其中（,a,）图是低速排驱，图,1.30b,是高速排驱，它们表示速度对重力舌进的影响。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,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油层，不能发挥排驱剂的作用。,若排驱为活塞式推进，可以利用式（,1.98,）计算突破后注入水在高低渗透层的分配比，即,:,(1.98),式中：,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（,PV,）；,完全排驱，,不完全排驱。,L,油层模型的长度；,x,油水前缘到达位置；,水驱内水的相对阻抗；,油区内油的相对阻抗。,式中：,、,分别为高低渗透层流速；,、,分别为高低渗透层的渗透率。,过大的分配比预示大部分水进入了高渗透层，影响突破后波及系数继续提高，最终影响,E,s,lim,。,(1.99),1.5,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,EOR,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，分别讨论影响或制约水驱采收率的主要因素。,油藏流体粘度,水驱过程中，油、水粘度差是影响采收率的一个重要因素，其粘度比是一个相当重要的指标。,o,/,w,5,87,21,5,41,6,82,0,115,0,无水采收率,56,2,42,5,18,5,14,5,13,0,表,1.8,天然岩心模型对无水采收率影响的试验数据表,表,1.9 ,o,/,w,对开发效果影响试验的数据表,o,/,w,表面,性质,不同注入倍数时的采收率（,%,）,采收率,变化值,无水期,0,5,1,5,2,5,28,5,50,油湿,8,7,14,5,21,0,26,5,5,油湿,12,6,30,0,48,8,54,5,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加尖锐地反映出来。,润湿性对采收率的影响,这种影响是由岩石对油和水的润湿性不同所引起的。由此导致有的油层岩石亲水或偏亲水，有的亲油或偏亲油，或者一部分亲水另一部分又亲油。在水驱油的过程中，水易于驱净亲水油层内的油，而对亲油油层内的则难以驱净。,根据油田开发实践的统计资料，亲油油层的采收率目前只有,45%,左右，而亲水油层的采收率有的则可达到,80%,。,表,1.11,表面性质对开发效果影响的试验数据表,表面,性质,不同注入倍数时的采收率（,%,）,采收率变化值,无水期,0,5,1,5,2,5,油湿,8,7,14,5,21,0,26,0,10,0,5,4,水湿,14,0,29,2,42,51,2,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。,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）粘度可以改变粘滞力。将醇类加入流体可以减小界面张力（,IFT,），从而改变毛细管力。,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饱和度的影响,岩石物质,不同岩心的残余油饱和度,(PV),Tropedo Elgin Berea,驱替速度,0.007mm/S,基础情况,o,/,w,=1.0,IFT=30mN/S,提高驱替速度,=0.07mm/S,改变粘滞力,o,/,w,=0.55,驱替速度仍为,0.007mm/S,改变毛细管力,IFT=1.5mN/S,0.416,0.338,0.193,0.285,0.48,0.323,0.275,0.275,0.495,0.395,0.315,0.315,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。,1,）油藏纵向上渗透率的非均质性,油藏的渗透率，可以把它视为一个张量。渗透率的非均质性，实际上包括两方面的含义：,1,）具各向异性的方向渗透（性）率，亦即就某一点的渗透率而论，由于测量方向不同其数值不同；,2,）非均质性，即从一点到另一点的渗透率不同。它与岩石的组成、颗粒的形状、大小、胶结的类型、堆积的方式等等有关。,油层渗透率在纵向上的变化，往往导致油层水淹的不均匀性。这是因为注入水沿着不同的渗透率层段，推进速度的快慢各异。实践表明，渗透率的级差（即最大的渗透率,/,最小的渗透率）增大，常出现明显的单层突进，导致水淹厚度小，波及效率低，对采收率带来极为不利的影响。,2,）平面上各向的非均质性,如用,K,x,、,K,y,分别表示平面,x,、,y,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,M=1,，而布井的方位与,x,轴或,y,轴平行，或者布井的方位与,x,轴和,y,轴成一定角度，此时按,5,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,x,轴或,y,轴平行的情况。根据研究，注水的波及系数与,Kx/Ky,的变化关系，如图,1.31,所示。,图,1.31,波及效率与,k,x,/k,Y,的关系,100,80,60,40,20,0,1.5,2,排状井网,1,五点井网,注水井, 生产井,波,及,效,率,%,k,x,/k,Y,k,x,k,z,k,y,k,z,0.5,2.5,3.5,用,K,x,、,K,y,分别表示平面,x,、,y,方向的渗透率，用以表征平面上的各向异性。,排状布井时如果,K,y,K,x,，十分容易形成水窜，波及系数也就很低。相反，如,K,x,K,y,，水窜可能大为减小而波及系数可达到相当高的数值。如控制注采系统的水流方向，使之与主要渗透率的方向垂直，波及系数就会提高。,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差异甚大。从而，表现出各自不同的特点,。,1,）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,1,）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；,2,）在纵向上水洗厚度小，但水洗的层段驱油效率高。,2,）反韵律油层,反韵律油层的岩性特征，正好与正韵律相反。即油层从下至上岩性有细变粗。这类沉积顺序的油层，由于才纵向上渗透率的分布不同，油、水运动的特征与采效果与正韵律油层相比，迥然而异。,在注水开发过程中，这类油层一般具有如下特征，即第一：含水上升慢，第二：厚度大，无明显的水洗段，驱油效率低。,3,）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。,流度比对采收率的影响,流变比对采收率的影响十分明显。流度比主要是考虑注入工作剂的流度与被排驱的油的流度的影响。前已述及，水驱油时的流度比为：,若,M=1,，油和水的流动能力相同。如果,M1,，一般指,o,w,，其流度比是不利的。若,o,w,，也就是水驱稠油的情况，其流度比更为不利。因此，研究流度比的影响，对于稠油油藏尤为重要。,o,o,o,o,o,图,1.33,五点井网流谱,根据模型试验，如以,5,点注采井网为例，在不同的流度比时其波及面积的大小，参见图,1.33,。,其特点是：,（,1,）当,M1,时，油井见水时的波及面积还不到,20%,，这表明对稠油油藏注水极易水窜，波及系数极低；,（,3,）在,M1,时，油水前缘的推进比较规则，波及系数也较高。,（,4,）在,M1,后就出现粘状指进。流度比较大，指进亦越严重，波及系数也越低。油水前缘的形状，也随流度比的增大而显现出极不规则的形状。,井网对采收率的影响,井网是指按一定几何形状布置的生产井和注水井系统。常用的是五点井网，其它有七点井网、九点井网以及反七点和反九点井网。如图,1.32,所示。,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。,两点井网,三点井网,生产井,注入井,规则四点井网,不规则四点井网,1,） 井网示意图,五点井网,七点井网,反七点井网,2,）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,:,(1.102),式中,:,A,油层面积；,Aw,井网控制面积。,图,1.34,井网密度,图,1.34,上，,Ep,即是阴影区面积与整个油层面积之比，它反映了井网密度对采收率的影响。因此，采收率,E,用下式表示：,(1.103),式中,:,Es,波及面积与油层面积之比值；,Ep,井网系数；,Ev,井网面积中水的波及系数；,E,D,波及区的驱油效率。,提高采收率可以通过提高,EpEv,和,E,D,来实现。钻加密井或扩边井可提高,Ep,，其它,EOR,技术则是为了提高,Es,和,E,D,。,第二部分,化学驱理论及矿场应用,（一）化学驱（新）技术及基本驱油机理,第一章,聚合物驱,Polymer Flooding,1,驱油用聚合物及其水溶液性质,驱油用聚合物,(Polymer),部分水解聚丙烯酰胺,(Partially Hydrolyzed Polyacrylamide,HPAM,）,由聚丙烯酰胺,Polyacrylamide (PAM),在,NaOH,作用下部分水解得到。是一种长链