1 水驱油新
(1.22)
式中L1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：
2 cos Pc p o p w r
(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：
(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3050mN/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ED。
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+ρogh1 和 Pw=Pa+ρog（h1+h）- ρwgh h1、h：为图中液体的高度，cm； ρo、ρw：分别为油水密度， g/cm3； g：是重力加速度，980cm/s2。
图1。6 界面力导致的毛管压力图
Patm
表1.1 水润湿孔隙中，孔隙速度为3.35 μm ／s 时， 粘滞压力降同毛细管压力降的对比 孔隙半r （μm） 2.5 5 10 25 粘滞压力降 8Lv / r 2 （Pa） 2.26 0.56 0.141 0.023 毛细管压力△pc (Pa) 24000 12000 6000 2400 总压降pA-pB (Pa) -23998 -12000 -6000 -2400
h1 h pw po
(1.6) (1.7)
油
式中，Pa：为大气压，dynes/cm2；
水
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（ρw-ρ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：
l qo pA
p1 q1
p2 q2 （a）
r1 r2
pB
q2
（b）
（c）
图1.9 并联毛管中的水驱油
并联孔隙模型中的捕获作用，可依据渗流的元体模型，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v1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：
P1 P2 2 cos / r2
(1.21)
图1.8 变直径毛细管内油、水的界面示意图
显然，欲使油滴移动的压力，大抵与孔隙喉道半径r2 相关。例如，r2=1μm，σ=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10-1bar。 现在假定这些形态相同的非等径孔隙的平均长度L为50 μm ，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：
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=EV•ED EV--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%； ED --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。
因为：
p A pB
8wLwv1 r2 1
2 cos 8o Lov1 r r2 1 1
（1.25）
o w 和 L L w Lo
则：
8Lv1 PAB 2 Pc1 r1
（1.26）
PAB
8Lv1 P1 c 2 r1
(1.26)
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 μm ／s 、孔隙的长 度为500 μm ，粘度为1mP.s 、界面张力为30mN／m）， 接触角θ为零。表1.1给出不同孔隙半径的pA-pB数值。
ED
S or 1 S oi
Oil
Grains
Water
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.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 一根等直的柱形毛细管。设毛细管的半径为r，油水界面的 表面张力为σ，油—水界面弯液面的曲率半径为R，则弯液 面两恻的压差（即毛细管压力）Pc应为：
2 po p w pc 2 cos R
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（ ED）
(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。
σos –σws = σow cosθ (1.5）
σos、σws、σow分别是油固、水固和油水之间的界面张力 ，θ为接触角。 σow
油
σws
θ
水
σos
图1.5 油、水、固界面间的界面力
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。
表面力即表面抗张力。用表面张力σ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) F 或者， W=σdA (1.2） 式中，F为施加于表面的力；L是表面受力 长度；σ即IFT，界面张力；dA=Ldx是新的表 L 液体 面。产生附加表面所需要作的功与界面张力成 正比，σdA 也就是表面能。 图1.2 定义表面张力的力和长度
（1.19）
式中，Po，Pw分别为油相和水相的压力，θ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=1μm， σ=5mN/m，θ=0（表示毛细管表面完全为水所润湿），则： Pc=2×5mN/m×10-6m =104barN/m2=10-1bar 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 常所说的克服毛细阻力。
2 ow cos Pc r
(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。
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ED。
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： σcosθ2πr=πr2h（ρw-ρa）g (1-3） 式中，r：毛细管半径，cm； h：毛细管中水的上升高度，cm； ρw、ρa：分别为水和空气的密度，g/Cm3； g：重力加速度，980cm/s2； r θ：水和毛管之间的接触角。 空 为了计算界面张力，方程(1.3）可写为： θ 气 h
( P P2 ) / L 104 Pa / 50 106 m 200MPa / m 1
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0.1bar/m，亦即，要把 界面张力减小2×104倍。
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：
水驱油藏精细注采技术应用研究_1
水驱油藏精细注采技术应用研究发布时间：2022-10-09T08:19:36.180Z 来源：《科学与技术》2022年11期作者：叶琪[导读] 水驱油藏是五蛟西采油作业区原油产量稳定的基石叶琪长庆实业集团五蛟西采油作业区，甘肃省庆阳市，745607摘要：水驱油藏是五蛟西采油作业区原油产量稳定的基石，部分区块已经处于高含水开发阶段，在高含水阶段进行水驱油藏开发难度持续加大，低油价下如何实现水驱油藏效益开发，提高水驱开发质量成为关键。
而这个关键的核心就是精细注采。
为此，以不同类型水驱油藏需求为导向，从水质源头出发，坚定“注好水、注够水、注有效水”目标，不断创新精细注采技术，高效调控，提升水驱动用质量，实现水驱油藏效益开发。
关键词：水驱油藏；精细注采；低渗透油藏引言水驱油藏注采开发系统包括井网系统和注采压力系统，井网及生产制度合理性的分析贯穿于油藏开发全过程。
尤其是油藏进入高含水开发阶段后，油水渗流规律极其复杂，如何合理而准确地对水驱油藏开发系统进行评价，关系到油藏下步挖潜方向及调整措施的有效性。
因此，准确认识油藏当前开发系统相对于油藏状态的优劣程度，及时发现油藏开发存在的问题，对制定科学、合理的开发调整方案，最终实现油田高效开发，具有极其重要的现实意义。
1.纳米微球深部调驱技术低渗透油藏由于储层物性差，进入中高含水期后，受储层非均质性以及注入水驱替冲刷的影响，局部区域水窜加剧、水淹井增多，注采调整及常规调剖治理手段有限，大量剩余油富集在水线两侧难以有效采出。
纳米微球深部调驱技术以其粒径小、可形变、提压小、可依托注水系统集中实施的突出优势，近年来在长庆油田特低渗透油藏Ⅰ+Ⅱ类规模应用取得了较好的效果效益。
开展纳米微球深部调驱适应性探索，进一步提高采出程度尤为必要。
采用反相微乳液聚合工艺，将水相聚合反应封闭在油相分散系的“微反应器”中，通过调整单体、引发剂配比来得到理想粒径的聚合物微球。
其特点是水化性能好，在水中可均匀分散，吸水膨胀后粒径可以扩大为原来的5~10倍，其表面的活性亲油基团会吸附在岩石壁面的剩余油膜上，从而提高驱油效率。
油田采油中的水驱、气驱和聚驱技术比较研究
油田采油中的水驱、气驱和聚驱技术比较研究摘要：油田开发中，采油技术的选择对于提高采收率和经济效益至关重要。
水驱、气驱和聚驱是常用的技术，它们各自具有特点和适用性。
本文将比较水驱、气驱和聚驱技术的原理和适用性，以帮助油田工程师和决策者更好地选择合适的采油方法。
关键词：油田采油；水驱；气驱；聚驱；比较一、原理与适用性水驱技术是通过注入水来增加油藏中的压力，从而推动原油向井口移动。
这种技术适用于具有一定渗透率和较高孔隙度的油藏。
水驱技术的优点是成本相对较低，操作简单，并且对环境影响较小。
缺点是水驱存在一些局限性，比如在高温油藏或含有高盐度水的油藏中效果不佳。
气驱技术是通过注入气体（通常是天然气）来增加油藏中的压力，推动原油向井口移动。
这种技术适用于低渗透率和较高黏度的油藏。
气驱技术的优点是可以提高采收率，减少水的使用量，同时还可以利用天然气资源。
缺点是成本较高，操作复杂，而且对环境的影响也比较大。
聚驱技术是通过注入聚合物来改变油藏的流动特性，从而增加原油的采收率。
聚驱技术适用于低渗透率和高黏度的油藏。
聚驱技术的优点是能够改善油藏的流动性，提高采收率，并且可以在较短的时间内实现投产。
缺点是成本较高，而且在一些油藏中可能会出现聚合物降解和沉积的问题。
二、驱替效率与采收率驱替效率是指驱替剂（水、气体或聚合物）与原油的接触面积，以及驱替剂能够将原油从孔隙中排出的能力。
水驱技术的驱替效率较高，因为水与原油的相溶性较好，可以迅速与原油接触并推动其移动。
气驱技术的驱替效率相对较低，因为气体与原油的相溶性较差，使得驱替剂与原油接触面积较小，难以完全将原油驱出。
聚驱技术的驱替效率介于水驱和气驱之间，因为聚合物可以改变油藏的流动性，增加原油与驱替剂的接触面积。
采收率是指从油藏中采出的有效原油量与总原油量之间的比例。
水驱技术通常能够实现较高的采收率，因为水作为驱替剂可以有效地将原油驱出，并且在水驱过程中还会发生油水混流和相渗现象，进一步提高采收率。
1驱油剂
11 溶液粘度下降，甚至形成凝聚而沉淀。
5. 发展趋势 (1)在结构中引入环结构，提高它的热稳定性，如
12
13
14
(2)在结构中引入支链，提高HPAM的刚性， 从而提高它的抗剪切能力，如
由于碱耗与碱的碱性强弱直接相关，因此碳酸钠和
碳酸氢钠等弱碱将是更有应用前景的碱。 (2)用缓冲碱 由于缓冲碱可使碱驱保持在一个恒定的pH值下进 行，因此有更好的碱驱效果。
碳酸钠和碳酸氢钠可通过
反应起pH值缓冲作用，它们是一对缓冲物质。因此可 用碳酸钠和碳酸氢钠复配，产生缓冲碱，用于驱油。
27
6. 助剂 碱驱的重要助剂是盐。 盐可改变碱驱生成表面活性剂的亲水亲油平 衡，产生超低界面张力（达到10-3 mNm-1）， 因而有更好的驱油效果。
194t，累计增油10.42104 t
五．复合驱
大庆油田三元复合驱矿场试验提高采收率 20%以上
中区西部先导性矿场试验，1994年9月注入三元体系，
1996年5月结束，累计注入化学剂0.603PV，全区累积
产油59366t，累积增油10804t，比水驱提高采收率 21.4% 杏五区中块先导性矿场试验，1995年1月注入三元体 系，1997年4月结束，累积注入化学剂0.67PV，四口 采油井累积产油22988t，累积增油13774t，比水驱提 高采收率25%。
史上的奇迹。
6
二．聚合物驱用剂
胜利油田 1992年，开始在孤岛油田进行先导试验。 1994年，又在孤岛和孤东地区开展注聚扩大试验；
1997年，工业化推广聚合物驱；
水驱特征曲线
水驱特征曲线
水驱特征曲线是描述油田开发过程中石油和水的运移规律的一种曲线，它是通过实验测定得到的。
水驱特征曲线可以反映出油田开发的水驱规律和水驱效率，对于油田的开发和管理具有重要的指导意义。
水驱特征曲线通常包括以下几个参数：
1.渗透率：渗透率是指地层对水流的阻力，是衡量地层渗透性的指标。
渗透率越高，水的运移速度越快。
2.含水饱和度：含水饱和度是指地层中水的含量与总储量的比值，是衡量地层含水量的指标。
含水饱和度越高，水的运移速度越快。
3.原油相对密度：原油相对密度是指原油的密度与水的密度之比，是衡量原油的粘稠度的指标。
原油相对密度越高，油的运移速度越慢。
4.原油相对流动性指数：原油相对流动性指数是指原油的相对流动性与水的相对流动性之比，是衡量原油和水的流动性差异的指标。
原油相对流动性指数越高，油的运移速度越慢。
通过测定这些参数，可以绘制出水驱特征曲线，它通常呈现出一个“S”形曲线，表示了油藏中水的运移规律和水驱效率的变化情况。
在开发油田时，可以根据水驱特征曲线来制定合理的注水方案和采油策略，提高油田的开发效果和经济效益。
6.水驱油理论基础（完）
第六章 水驱油理论基础我们已经相当详细的研究了单相流体的渗流规律，大家知道，由于自然和人工因素，油藏总会发生两相或三相流动。
世界上许多油藏具有天然水驱能力，更多的油藏则是利用便宜有效的人工注水开采方法。
在我国，所有主要的油田均采用人工注水保持压力的方式开发，因此在油藏内部出现油水两相流动是不可避免的，只有在一个相当短的时期内才可以把井附近的流动看作是单相的。
所以，研究油水两相渗流就成为非常必要的实际问题。
在天然水驱和人工注水方式下开发油田，油藏中发生了水驱油的过程。
油田开发开始，水就进入了含油区，然后逐渐向生产井底逼近。
由于油藏孔隙结构的高度非均质性，水不能将它经过的地区的油驱除干净，即还有剩余油。
在原始油水界面和水的前缘（目前油水界面）之间油水两相同时流动，只是含水饱和度逐渐升高。
在实验室做水驱油实验和实际生产过程中都证明了有一个较纯油生产期长的多的含水生产期。
在边水驱动的条件下，油藏内部有三个渗流区，第一区是从供给边线到原始油水界面，其中只有水在运动。
当然对于边内注水或面积注水时，这一区域就不存在了。
第二区域是从原始油水界面到目前含油边界（一般为油水前缘），其中油水两相流动。
第三区域是从油水前缘到生产井井底属于纯油流动。
参见图6.1。
油水两相驱的运动规律比较复杂，数学处理也比较麻烦，虽然早在1942年就已经获得平面一维和平面径向两相流的精确解，但广为人知的则是50年代以后的事了。
所以我们开始先假设油水两相区不存在，水的渗流区和油的渗流区直接相衔接。
这就等于假设了油水界面像活塞式的向前推进，一经扫过，全部油（至少是全部可动油）被驱除干净。
习惯上称水作活塞式驱动。
活塞式驱油的假设是不符合实际的，但作了这个假设以后，省去了处理油水两相区的麻烦，所以得结果在已经意义上也就揭露了水驱油的特点，所以至今在文献上仍能见到。
第一节 活塞式水驱油在水驱油是活塞式的假设下，一般要讨论水驱油问题，其难度也是很大的。
水驱油物理模拟理论和相似准则
谢谢观看
1、采用聚合物驱油的实验区采 收率提高了20%以上。
2、实验区的产油量也有了明显 的增加。
3、含水率明显降低，从而减少 了水的无效循环。
结论
本次演示对聚合物驱油机理及高质量浓度聚合物驱油方法进行了详细的研究。 通过深入了解聚合物驱油的原理和方法，我们可以更好地应用这一技术提高石油 采收率。虽然高质量浓度聚合物驱油方法在实际应用中取得了显著的成效，但仍 存在一些不足之处，例如聚合物溶液的质量和稳定性等问题。因此，未来的研究 方向应包括优化聚合物溶液的配方和制备工艺，提高其性能指标以及探索新型的 聚合物驱油技术。
四、结果与讨论
通过仿真模拟实验，我们发现数值模拟方法和随机模拟方法在水驱气藏渗流 机理的研究中均具有一定的优势。数值模拟方法可以精确地模拟气藏的渗流过程， 但计算过程相对复杂，需要较高的计算成本。随机模拟方法可以分析气藏储层的 不确定性，为气藏的优化开发提供依据，但需要充分认识气藏储层的特征和随机 性。在实际应用中，应根据具体的研究需求和实际情况选择合适的模拟方法。
3、注入工艺。注入工艺包括注入速度、注入浓度、注入周期等，都会影响 微生物与原油的相互作用效果。
虽然微生物驱油技术具有许多优点，但仍存在一些不足，如微生物对环境的 适应性、微生物与原油相互作用效果的稳定性等问题。此外，微生物驱油技术的 成本较高，也限制了其广泛应用。
结论：本次演示对微生物驱油技术的研究现状、方法、成果及不足进行了综 述。微生物驱油技术作为一种新型的提高采收率方法，具有环保、高效、适应性 广等优点，但仍然存在一些不足和挑战，如微生物对环境的适应性、微生物与原 油相互作用效果的稳定性等问题。未来研究应进一步深入探讨微生物驱油技术的 内在机制，加强技术研发和现场应用研究，提高技术的可靠性和经济性，为提高 石油采收率和保护环境做出更大的贡献。
水驱波及系数
水驱波及系数1. 引言水驱波及系数是油田开发中常用的一个参数，用于描述水驱过程中油水两相流体之间的相互作用。
水驱是一种常见的增产方法，通过注入水来推动原油向井口移动，从而提高采收率。
在水驱过程中，油和水之间会发生一系列复杂的物理和化学反应，其中一个关键参数就是水驱波及系数。
2. 概念和定义2.1 水驱波及在油藏中注入水后，由于地层渗透率不均匀性和岩石孔隙结构的复杂性，注入的水并不会均匀地分布到整个油藏中。
部分注入的水会形成一股前锋，在地层中向周围扩散，推动原油向井口移动。
这种前锋的扩散范围就被称为水驱波及。
2.2 水驱波及系数在描述水驱波及时，我们需要引入一个参数来量化前锋扩散的速度和范围。
这个参数就是水驱波及系数。
它表示单位时间内前锋向外扩散的距离与注入的水量之间的比值。
水驱波及系数通常用字母WOR（Water-Oil Ratio）表示，计算公式如下：其中，D表示前锋扩散的距离，V表示注入的水量。
3. 影响因素水驱波及系数受多种因素影响，主要包括以下几个方面：3.1 地层渗透率地层渗透率是指地层对流体流动的能力。
渗透率越大，流体在地层中传播的速度越快，波及系数也就越大。
3.2 岩石孔隙结构岩石孔隙结构是指地层中储存油气和水的空隙形态和分布。
孔隙结构复杂、连通性好的岩石更容易形成较大范围的前锋扩散，从而导致较大的波及系数。
3.3 油水相互作用油和水之间存在一些物理和化学反应，这些反应会影响波及系数。
例如，某些油藏中原油与注入水会发生乳化作用，形成乳状液体，这会增加波及系数。
3.4 注入水量和注入方式注入水量和注入方式也是影响波及系数的重要因素。
较大的注入水量和合理的注入方式可以促进前锋扩散，提高波及系数。
4. 应用与意义水驱波及系数在油田开发中具有重要的应用价值和意义：4.1 水驱效果评估水驱波及系数可以用来评估水驱效果的好坏。
较大的波及系数意味着前锋扩散范围广，推动原油向井口移动的效果好，采收率提高。
水驱
2. 微观水驱油机理
2）双孔隙模型中
—速度与压降
表1.2给出了相应于各个孔隙的流速为零、为正值和负值的压力降。两 孔隙中同时驱替时，速度v1和v2必然为正值。 只有在△PAB＞－Pc1和△PAB＞－Pc2时，才可能发生。由于r2＞r1, Pc2＜
第一章 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
基本概念
水驱油作用：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=EV•ED
EV--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%； ED --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。
基本概念
剩余油：水驱后，因水未波及到的区域而留在地
下的原油，主要与宏观非均质性和井网控制有关， 呈连续分布。
v L p K
粘滞力较大有利于驱油，称驱油动力。
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；
油层岩石是由几何形状和大小极不一致的矿物颗粒构成，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极不均一； 油层的高度分散，使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起着主导作用。
2. 微观水驱油机理
驱油效率（ ED）
提高采收率1水驱油
注入的水可以降低原油的粘度， 使其更容易流动，从而提高采收 率。
随着水的注入，原油和水在储层 中逐渐形成重力分离，原油上浮 至储层顶部，便于采收。
水驱油技术优势
环保性
水驱油技术使用水作为驱油剂，对环境影响较小， 符合环保要求。
经济性
相对于其他提高采收率的方法，水驱油技术成本 较低，经济效益显著。
适用性广
而提高采收率。
03
改进驱替方式可提高采收率
实验结果表明，采用周期性注水、脉冲注水等改进的驱替方式，可以有
效提高水驱油采收率。
下一步工作计划和建议
深入研究水驱油机理
为了更好地指导实际生产，建议进一步深入研究水驱油机理，探索影 响采收率的更多因素。
开展现场试验
在实验室研究的基础上，建议开展现场试验，验证实验室结果的可靠 性，并探索实际应用中的最佳操作条件。
发展趋势及前景预测
发展趋势
未来水驱油技术的发展将更加注重提高注水效率、降低注水 成本、减少环境污染等方面。同时，随着智能化技术的不断 发展，水驱油技术也将实现更加精准、高效的开发。
前景预测
随着全球能源需求的不断增长和石油资源的日益紧缺，提高 石油采收率将成为未来石油工业发展的重要方向。水驱油技 术作为一种成熟的提高采收率方法，将在未来发挥更加重要 的作用。
注水量
通过精细地质研究和油藏数值模拟，优化注水量，实现注采平衡， 提高注水效果。
注水水质
严格控制注水水质，避免注入水与地层水不配伍导致油层伤害，影 响采收率。
油藏工程方法研究
油藏描述
利用地震、测井、试油等资料， 精细刻画油藏构造、储层物性、 流体性质等，为制定合理的开发 方案提供依据。
剩余油分布研究
中国的驱油技术
提高油气田采收率始终业界关注的话题，以大庆为代表的水驱、聚驱采收率技术，创造了具有世界水平的成果。
在此基础上，中国石油经过不懈的探索和实践，又形成了新水驱、蒸汽驱、SAGD、三元复合驱、火驱、CO2驱等战略性、前瞻性的提高采收率技术，为中国老油田继续提高采收率奠定了技术基础，提供了各类油田提高采收率的各种选择，也是中国提高采收率技术走在世界前列。
一、水驱（超前注水技术）超前注水技术是长庆油田原创技术，是水驱采收率技术的最新表现形式。
其背景是：针对储层压力系数低、地饱压差小、启动压差大、低渗透、特低渗透资源等特点，长庆油田特低渗透开发，通过长期的实践，受“污水回灌现象”的启示，首次创新性的提出和研发了“超前注水”理论与技术。
“超前注水”技术是特低渗透油田最具影响力的的核心技术。
超前注水技术的基本概念。
注水井在采油井投产前3个月或半年而提前投注，使原始地层压力保持在110%—120%之间，称之为超前注水。
其做法是“先注后采”，也就是说“先钻注水井，后钻采油井。
基本原理是：（1）增加驱替压力梯度, 减少启动压力影响；（2）有效防止原油性质的改变, 保证渗流畅通；（3）提高注入水波及体积；（4）降低油井初期含水；（5）降低油田产量递减率。
应用效果。
长庆油田从1995年开始，在安塞、靖安、绥靖、西峰、南梁、姬塬等油田实施超前注水，初期平均单井产油量达到5.42 t/d, 比相邻区域非超前注水区油井初期产能提高1.35t/d，平均单井产量比同步或滞后注水区提高了20～30%，效果十分明显。
西峰油田通过整体超前注水, 降低了油田的综合递减率。
长庆西峰油田白马区2002 年至2003 年产能建设井的综合递减率分别为8.5% 和5.0% , 而三叠系其他非超前注水区近4 年的产能建设综合递减率为14.2%。
由于在长庆西峰油田超前注水区建立了有效的压力驱替系统, 初期单井产量提高1~2t/d, 而且产量相对稳定。
超前注水技术的重大意义是：（1）解决了“低渗透”储层“低压”问题（世界性难题）；（2）解决了低渗透油田投产后采油、采液指数下降的难题（世界性难题）；（3）使低渗透油田从投产之时就保持原始地层压力的平衡；（4）建立有效的压力驱替系统，提高单井产量；（5）避免因地层压力下降造成储层物性变差。