含水上升规律
0.5
1.0
Rr
1.0 直井
fw 0.5
00
水平井与油水界面平行，则底水的
驱替效果较好；
水平井与油水界面存在一定的角度，
斜井 水平井
则驱替效果变差； 用直井开采底水油藏的效果一般都
较差。
0.5
1.0 水平井不见水则已，一见水即被水淹。
Rr
四、流体性质
驱替流体和被驱替流体的性质对含水率上升曲线的形态会产生一定
（2）查出Np2对应的lnWp2，由该三点确定C值，这三点满足：
由上式可以解出C值：
ln(WP1 C) BNP1 A ln(WP2 C) BNP2 A ln(WP3 C) BNP3 A
C W2P2 WP1WP3 WP1WP3 2WP2
例题：表1是某油田的开发数据，试确定其校正水驱规律的公式，并确 定其可采储量。
的影响。
1.0
fw
R低
1
fw
1
w
k ro
o krw
0.5 R高
μR↑，水的流动能力↓ ，油的流动能 力↑，见水越晚，含水上升速度越慢。
怎样提高采收率？
00
sw
1.0
➢ 加入增粘剂，提高注入水的粘度，提高水驱替原油的能力，是常用的EOR
方法之一。
➢ 通过热力学方法降低原油的粘度，提高原油的流动能力是常用的热力采油
1.0 凸
fw 0.5
油田见水早 无水采油期短 早期含水上升快 晚期含水上升慢
中-高含水采油
00
0.5
1.0
开发效益较差
Rr
R rabln1fw
1.0
凸
fw 0.5
00
0.5
Rr
•凹型曲线
凹 1.0
油田见水晚 无水采油期长 早期含水上升慢 晚期含水上升快
lnRr ablnfw
中低含水产油 开发效益相对较好。
Rwo
qw qo
Np
lnRwoalnb
b
Wp
Rwo b
预测可采储量
根据定义，油田综合含水 率表示为：
qw
fw
qw qo qw
fw
qo 1 qw
Rwo 1 Rwo
qo
Rwo
fw 1 fw
Np
lnRwoalnb
b
甲型水驱曲线的累积产油量与含水率的关系为：
ln fw alnb
Np
1 fw b
预测可采储量
预测油田含水率的关系式为：
1
fw
1e(alnbbNห้องสมุดไป่ตู้)
ln fw alnb
Np
1 fw b
当含水率fw=98%时，得到预 测可采储量NR的关系式：
3.892alnb
NR
b
甲型水驱曲线校正？
我国大量水驱开发油田的经验表明，甲型水驱曲线规律具有普遍性。 但在局部注水开发时，部分区域存在一定的溶解气驱特征。此时，累积 产水量 Wp 与累积产油量 Np 在半对数坐标纸上并不是直线关系，有代表 性的直线段出现的时间一般要在含水率达50%~60%以后。
1.0
fw 0.5
0 0
80% 53.33%
93.33%
0.5 1.0 46.87% 68.75% 87.5% Rr
1.0 fw 0.5
0 0
1.0 fw 0.5
0 0
1.0 fw
0.5
0.5 Rr 1个等厚小层
0.5
Rr
4个等厚小层
0
1.0
0
0.5
Rr 1.0
2个等厚小层
结论：地层的非均质性越强，地层的 见水时间越早，地层含水率曲线的台 阶越小。 实际油田的地层非均质性都很强，且 1.0 都不是活塞式驱替。含水率曲线的变 化是光滑的曲线。
lnRwo
可以得到水油比方程
Ro
lnWp abNp
lnRwo=c+dRo
•预测
lnRwocdR o
Rwo
Ro
ln Rwo
Ro
•采收率(ER) 当Rwo=49时, 关井
fw
Qw Qw Qo
Qw / Qo R wo 1Qw / Qo 1 R wo
98%
lnRwocdR o
Ro
lnRwoc d
饱和度都变小，且水的流动能力趋
于油的流动能力。
五、渗流物理性质
由不同油水界面张力的相渗曲线绘制成产水率曲线：
σ变化→相渗曲线变化→产水率曲线变化。 1.0 σ↑，产水率曲线的凸性越强； σ↓，产 fw 水率曲线的凹性越强。
0.5
高σ
低σ
1.0 fw 高σ
0.5
低σ
00
0.5
00
sw
1.0
在含水上升模式曲线上， σ↓ ，见水时间 就越晚，含水上升速度就越慢。 常用的EOR方法：加入表面活性剂，降低油 水界面张力，提高水驱替原油的能力。
解：先计算校正系数C，在水驱规律曲线上取首尾两点1和3，其纵横坐
标分别为（Np1=2080.8万吨，Wp1=129.68万吨）和（Np3=3114万吨，
Wp3=1144.8万吨），则Np2可由下式计算：
1
N p22N p1N p3
2597.4万 吨
再由水驱规律曲线上查得
Wp2=452.1万吨。由此将三个点的 产水量代入公式：
曲线
t
fw
含水率 变化曲线
t
无
水
fw 采
油
期
tbt
t
t>tbt，油井开始见水
fw>2%并不断 上升时
•见水时间早 •见水时间中等 •见水时间晚
<1 mon 1 mon ~ 1 a >1 a
导致油井见水早的因素： • 油水同层 • 离边底水比较近 • 通过断层与底水连通 • 固井质量差水层窜槽 • 通过压裂缝与水层连通 • 通过压裂缝与注水井连通
<10%/a 10-30%/a >30%/a
>60%
fw
tbt
th
tw
•爆性水淹
•快速水淹 •正常水淹
•水淹时间tw
t
<1 mon 1 mon ~ 1 a >1 a
含水上升模式曲线
•含水上升曲线：fw—t，生产曲线（矿场） •含水上升模式曲线：fw—R曲线
凸型 凹型 S型
含水上升模式曲线
•凸型曲线
第十章 含水上升规律
油气产量
上升 稳产 能量衰竭 递减 油井产水-水驱
边底水侵入
产水
影响生产
人工注水
认识含水上升规律；延缓含水上升
第一节 含水上升一般规律
含水上升一般曲线
•产油量qo
•产液量qL=qw+qo
•产水量qw •含水率fw
fw
qw qw qo
地面井口参数，地层没有含水率概念
qw
生产
qo
ER
3.892
d
c
lnRwocdR o
ER
3.892
d
c
NR NwER
c: 水驱油藏的采收率常数
49
ER
三、含水率曲线
R wo
Qw Qo
fw
Rwo 1 Rwo
Rwo
fw 1 fw
lnRwocdR o
ln fw 1- fw
cdRo
1
Rwo=49 fw=0.98
fw
0 0
Ro
ER
3.892c d
dW p dN p
Qw
dWp dt
Qo
dN p dt
lnWp abNp
1 dWp b Wp dNp
Rwo bWp lnRw olnblnWplnbabNp clb na
lnRwocbNp
lnRwocbNp
c bNw
Np Nw
bNw 17.25
clb na
lnRwocdR o
由甲型水驱曲线方程
1.0
•S型曲线
凸
fw 0.5
00
S凹
Rr
abln fw 1 fw
0.5
1.0
Rr
天然因素：岩石和流体
影响因素
人为因素：井网部署、完井方式
和驱替剂的选择等
凸 凹 油藏工程研究目的
实际含水上升曲线
含水上升一般曲线
实例：水平井开采低渗透油藏时，含水率与采出程度的关系曲线。
五点
七点
五点
七点
第二节 一维直线均质地层 第三节 平面径向均质地层
c3.892dR E 0.5
ln fw 1fw
d(Ro ER)3.892 d 17.25
只要给出ER的数值，就可以根据上式绘制出油田含水率与采出程度之间
的关系图版。
1
ER= 0.2 0.3 0.45
40
fw
30
0 0
Ro
0.5
四、含水上升率
b 17.25 Nw
Nw: 水驱控制储量
Nw
17.25 b
b: 水驱储量常数
•水驱控制储量
Nw
N •水驱控制程度
lnWp
•判断措施效果
lnWp
开发调整成功
Np
开发调整失败
Np
预测可采储量
对t求导并整理
1nWPabNP
1 dWp b dNp
Wp dt
dt
qw dWp dt
qo dNp dt
累积产水量 /百万吨
1.296 1.692 2.556 3.492 4.644 6.044 7.74 9.54 11.448
累积产油量 /百万吨
含水上升率计算公式
含水上升率计算公式含水上升率是根据液体在固体物质中的渗透行为来计算的，它表示的是液体在固体物质内部从下往上所经历的水平距离。
公式如下：含水上升率= 水上升高度/（水平距离*百分比含水量）其中，水上升高度是指液体在固体物质中从下往上所经过的垂直距离；水平距离是指液体在固体物质中从下往上所经过的水平距离；百分比含水量是指液体在固体物质中所占的比例。
这个公式表明，当液体正在向上流动时，其在固体物质中的水平距离就会变小，而其在固体物质中的百分比含水量也会随之减少，从而导致含水上升率的增加。
要想准确计算出液体在固体物质中的含水上升率，必须要清楚知道液体的渗透性能，以及液体在固体物质中的实际渗透深度、渗透量和渗透距离。
一般来说，液体在固体物质中的渗透性能主要受固体物质本身的性质所影响，比如固体物质的组成、比表面积、渗透性能等。
因此，在计算液体在固体物质中的含水上升率时，还需要考虑这些因素。
此外，不同的固体物质也会影响液体在其中的含水上升率。
例如，砂和泥土的结构会影响液体在其中的渗透性能，而砂砾和石子则拥有较高的渗透性，因此它们能够提高液体在固体物质中的含水上升率。
另外，温度也会影响液体在固体物质中的含水上升率。
随着温度的升高，液体的渗透性能会增强，从而使液体在固体物质中的含水上升率也会增加。
此外，气压也会影响液体在固体物质中的含水上升率。
即使在同一种固体物质中，随着气压的变化，液体在其中的渗透性能也会发生变化，从而导致液体在固体物质中的含水上升率也会变化。
最后，地下水的流动方向也会影响液体在固体物质中的含水上升率。
如果地下水的流动方向与液体的渗透方向相同，那么液体在固体物质中的含水上升率就会增加；如果地下水的流动方向与液体的渗透方向相反，那么液体在固体物质中的含水上升率就会降低。
总之，含水上升率是根据液体在固体物质中的渗透行为来计算的，其计算结果受到液体本身的渗透性能、固体物质的性质、温度、气压和地下水的流动方向等多种因素的影响，因此，要想准确计算出液体在固体物质中的含水上升率，就必须清楚地知道液体的渗透性能、实际渗透深度、渗透量和渗透距离以及固体物质本身的性质、比表面积、温度、气压和地下水的流动方向等信息。
油田含水变化规律
实际工作中为了便于应用，将油水相对渗透率的比值表示为含水饱和度的函数。
从而含水率可进一步表示为：
用含水率对含水饱和度微分得：
含水率对含水饱和度微分结果表示的实际意义：当含水饱和度增加1%时，含水率变化的幅度，也就是说采出程度增加1%时含水率变化的幅度，即含水上升率。应用能代表油藏的相渗曲线，根据含水上升率的理论表达式，就可以计算油藏的理论含水率变化曲线。
4、含水上升规律变化模型特征分析3-7-6.7
新区或开采时间不长的单元来说，一般应用理论含水特征即相渗理论分析今后含水变化，而对于跃1块含水已经达到90%，应该可以应用实际生产数据分析含水变化。
一般来说，实际分析含水变化的公式很多，上述的含水上升规律模型也是经常应用的方法之一。但是现场应用时一般含水率变化大，回归计算波动较大，另外一般开始时也很难知道含水上升规律是三种模式即凸型、S型和凹型其中的哪一种（图10-27）。或者有的文章加上过渡曲线即所谓的五种变化规律。往往对分析含水变化规律产生较大的误差，甚至错误。本文推荐一种常用的应用累计产油与累计产水的关系，即张金庆水驱特征曲线的应用，一方面避免了含水率的波动，另一方面这种方法出现的直线段时间早，便于早期的预测分析，在现场应用取得较好的效果。
NP—累积产油量，104t；
NR—可采储量，104t；
R*—可采储量采出程度，%；
a、b、c—计算参数。
计算步骤：
（1）由式（1）回归计算得某一时间直线段的a、b值；
（2）由式（2）、（3）计算NR和c值；
（3）由式(2)（4）计算今后已知NP或R*的f值。
计算结果，跃地1块2002年10月出现直线段，即含水87.9%。b=812074.47，a=5.5322，相关系数=0.99849，C=1.467373，NR=55.34万吨，采收率R=30.05%。与下面曲线对比，因为a大于1，从可采储量采出程度于含水率关系曲线（图10-28、10-29）可以看出，含水上升规律属于凸型。
底水油藏水平井含水上升规律影响因素分析——以南海东部A油田为例
227在底水油藏的开发过程中，水平井因其具备生产井段较长、泄油面积广、井底压降较小等优势被广泛采用于各大油田。
底水油藏往往存在非均质性严重、底水层活跃以及地层原油黏度较高等特点，深入研究底水油藏水平井含水上升规律对于实现其高效开发具有重要意义。
A油田位于珠江口盆地北部坳陷带，储层属于中—高孔隙度（21.5%～31.5%）、特高渗透率（1255.8～6042.7mD）储层，夹层分布广泛；纵向上分布着29个底水油藏，呈现“上稠下稀”的分布特点，底水能量充足。
在开发因素基本相同条件下，不同含水上升规律主要是多种地质油藏因素的共同耦合的结果[1-3]。
以往对含水上升规律影响的研究较多着重单一的开发参数，理论公式又不能全面地表征各种地质油藏参数的影响。
本文基于油藏实际数据，建立油藏典型模型。
根据对A油田油藏的实际动态分析，得出不同水平井含水上升模式及其影响因素，在此基础上进行正交试验，基于油藏数值模型进行多因素分析，找出主控因素[1]。
1 区块含水特征分析截至2022年底，A油田底水油藏共有开发水平井51口，综合含水率为97.6%，采出程度为45%，其中46%的井含水率大于60%。
含水上升模式总体可分为四类：Ⅰ “厂”型，Ⅱ “凸”型，Ⅲ 过渡型“凸”线，Ⅳ “S”型。
针对不同的含水上升模式，使用七个特征值：N 0，N 1，K 1，f 1，N 2，K 2，f 2和2个初期指标（如图2）来对四种类型进行了定量描述。
针对四种含水上升模式，从油水黏度比、夹层位置和夹层大小、水油厚度比、油柱高度等角度进行多因素分析。
经过统计南海东部A油田实际动态，得到不同因素影响下的四种含水上升模式，如表1-2所示[2]。
底水油藏水平井含水上升规律影响因素分析——以南海东部A油田为例税敏1 彭攀1 郑洁21.中海石油（中国）有限公司深圳分公司 广东 深圳 5180002. 中海油研究总院有限责任公司 北京 100028摘要：南海东部A油田是典型的底水油藏水平井增产改造开发区，在开发过程中，不同油层与油井含水上升规律存在明显差异，制约了该油藏的高效开采。
含水上升规律
第一章项目研究的背景及意义20世纪50年代以来，全世界油田开发的总趋势是充分利用水驱动力来采出油藏内部的石油。
这样做一方面是为了获得较高的最终采收率，同时还是为了在开发过程中保持高产稳产。
在天然水驱能量不足的情况下，很多油田都采用了人工注水的油田开发方案。
对于水驱油田来说，无论是依靠人工注水或是天然水驱采油，油田在结束无水采油期以后都将转入含水生产，并且含水将逐步上升，最终还要影响油田稳产。
刚性水压驱动驱油动力：动力来源于有充足供水能力的边、底水的水头压能、注入水的能量。
驱动条件：油层与边水或底水相连通，边水有露头或底水水源充足，边水露头与油层之间高差大，油水层渗透率高，且油水区之间连通性好；注水开发时，注采比等于1；原始地层压力高于饱和压力。
在刚性水压驱动方式下，由于边、底水或注入水水源供给充足，所以生产过程中地层压力保持不变，产液量不变；随着含水不断上升，产油量不断下降；地层压力高于饱和压力不变，生产气油比不变。
弹性水压驱动驱油动力：主要依靠油藏含油部分以外广大含水区岩石和地层水弹性势能。
驱动条件：存在边、底水但不活跃，一般边水无露头或有露头但因地层连通性差、渗透率低、水源供给不足；若人工注水开发时，注水速度赶不上采液速度；开采过程中，地层压力始终保持高于饱和压力。
弹性水压驱动时当边、底水或注入水能量不足时，水侵量小于采液量，造成地层亏空，引起地层压力下降，含水区及含油区岩石和流体释放弹性能进行驱油。
生产过程中地层压力不断下降，产液量下降，产油量下降；由于地层压力高于饱和压力，生产气油比保持不变。
除了上述两种驱动方式以外，油田开发中还有弹性驱动、溶解气驱动、气压驱动、重力驱动等多种驱动方式及复合驱动。
第二章油田含水上升规律综述2.1摘要认识油田含水上升规律，研究油田含水上升的地质因素，制定切实可行的控制含水增长措施，是开发水驱油田的一件经常性的而且是极为重要的工作，同时油田含水率和采出程度与油层性质、开发水平等有很大关系。
南二东后续水驱含水上升规律
（ ）含 水 回 升 阶 段 （ ０ １年 ３月 ～ ２ ０ ４ ２０ ０ ５年 ５ 月） 区 块 经 过 １ 个 月 的 含 水 相 对 稳 定 期 ， 自 。 ０ ２０ ０ １年 ３月 含 水 开 始 回 升 。 前 期 （ ２ ０ 至 ０ ２年 ８
油 气 田地 面 工程 第 ２ ９卷 第 １ ２期 （ ０ ０ １ ２ １ ． ２）
６ ３
ｄ ｉ１ ． ９ ９ ｊ ｉ ｎ １０ —８ ６ ２ １ ． ２ ０ １ ｏ ：０ ３ ６ ／． ｓ ． ０ ６６ ９ ． ０ ０ １ ． ３ ｓ
南二东后续水驱含水上升规律
李 晓辉 大庆油田 采油二厂
摘 要 ：】９ ９ ９年 ４月 ， 南 二 区 东 部 区 块 开 始 注 聚 。 在 注 聚 过 程 中 ，根 据 动 态 变 化 ，
体积 ０ １ ５４Ｐ ． ９ Ｖ，含水 下 降 到 ６ 左 右 ，月均 含 ９ 水下降 ２０ ． ７个百 分点 ，含 聚浓度 １ ２ ２ｍｇ Ｌ。 ７ ． ／ （ ）含水 稳 定 阶 段 （ ０ ０年 ６月 ～２ ０ ３ ２０ ０ １年 ３ 月） 。此 阶段 含水稳定 在 ６ 左 右 ，产 液 、产 油 量 ９ 下 降 ，注入地 下孔 隙体 积 ０ ３ ３０ Ｐ ． ０ Ｖ，含 聚 浓 度
３ 不 同类别 井 区含 水 变 化特 征
２０ ０ ３年 ３月 ，南 二 东 部 分 井 区 陆续 转 入 后 续
水 驱 ，至 ２ ０ ０ ５年 ５月 全 部 进 入 后 续 水 驱 阶 段 ， 按
南 二 东 部 区块 自注 聚 以 来 ，按 含 水 变 化 规 上升 、见 效 高 峰 含水 下 降 、
乐安油田含水上升规律研究
【 关键词 】 乐安 油田； 潜 山； 碳酸盐岩； 含水； 出水
０ ． 引 言
３ ． １ 油 藏 出 水 内 因
从 国内外碳酸盐岩油藏 的开发实践看 ． 碳酸盐岩油藏 的出水问题 由于碳酸盐岩储层及油藏的特殊性 ． 使得该类 油藏的开发出水 问 而乐安油田裂缝 型特稠油油藏出水 问题更为严重 。该类油 题较之碎屑岩油藏更普遍 、 更严重。 乐安油田于 １ ９ ９ ０ 年开始进行碳 酸 十分普遍 ， 即内因） 密切相关 ． 综合分 析认 盐岩潜 山特稠油藏 的勘探及注汽吞吐试采 ． 从 奥陶系潜 山裂缝 型特 稠 藏的 出水与其 自身 的油藏 地质 特征 （ 引起碳酸盐岩油藏出水的内因有 ： 油油藏 的生产情况看 。 出现了无水采油期 ． 初期含 水较高 ． 很快达 到高 为 ， 含水 的严重 出水 问题 出水问题严重制约着该类油藏 的开发效果及挖 复杂的（ 双油水系统） 油水关系 ： 高角度 的深大裂缝 系统 ， 将更多的地层原生水及边 、 底水 沟通 ： 潜措施 和方 向 悬殊 的油水流度 比， 地层水 的粘度一般 为 ０ ． ２ — １ ． Ｏ ｍ Ｐ ａ ． ｓ （ ２ ］ ． 而本 １ ． 潜山油藏地质特征 从而大大提高了水 的运动速度。 乐 安油 田位 于渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷南 斜坡带 ． 草桥一 纯 区原油粘度是水的几万倍 ．
从 油藏地质特征分析 出发 ， 利用岩心分析 资料 ， 综合生产动态及 国内外调研资料 ， 对 乐安 油田碳酸盐岩潜山特稠 油油藏的 出水问题进行 了深入 探讨 。提 出了该类油藏具有“ 双油水 系统” 的新观点 ， 同时指 出了 在较 浅的进 山深度及较低 的生产压差下生产， 以满足油藏的渗流特点 ， 控制地 层水 的均 匀推进 ， 才是最有效、 最根 本的控制水快速锥进 ， 延长低含 水采油期 ， 增加低含 水采 油量的最佳方法。
油井含水急剧上升的原因探讨
一般从两方面入手：1、含水上升主要是由于注入水引起的含水上升分析日注水量（注水强度）与含水的关系，注水强度大的下调注水，注水强度低的上调注水（特别是有孔隙水的高水饱油藏来说，这点尢为重要）如果是因裂缝引起的含水上升，一方面化堵调剖面、封堵高含水层，动用其它层，一方面停注，另外就直接转注如果是尖峰吸水引起注入水突进的，采用下调注水、剖面改造等方法2、含水上升主要是由于油井引起的分析采液强度与含水的关系，确定合理的采液强度（对于底水油藏、油水粘度比大的油藏来说，非常重要）分析流压（动液面）与含水、产量的关系，适当提高流压如果剩余油低（一般油井含水缓慢自然上升，采出程度高）的井，提高采液量对于油井含水上升，我认为主要从下面几点入手1.首先分析含水上升原因，通过化验鉴定水的矿化度，从而判断水的来源。
2.若水是来自生产层位，说明是水淹或根据地质图件判断出水具体层位，若是来自地表水，说明是窜层或上部有漏点，则可以通过找漏等措施，判断漏点以后，执行堵漏。
3.生产层位出水一般根据隔层厚度的大小，采取的措施有卡堵、填砂、注灰、打桥塞等措施实现分层开采的目的。
4.水淹层则可以采取调整对应水井的注水量，调驱等措施达到控制含水上升的目的。
1、油井含水急剧上升的危害当油井的含水达到98%时，意味着油井失去了开采价值，可见含水对油井生产的重要性，油井含水急剧上升对油井的生产造成很大的影响，首先是减缓了单井的采油速度，由于含水的急剧上升，造成日产油量急剧下降，从而减缓了单井的采油速度；其次是由于含水急剧上升，造成油层内大量原油开采不出来，从而降低了区块的采收率；再次，由于局部油井含水的急剧上升，造成注入水沿水线突进，一方面造成局部油层水淹，另一方面造成平面矛盾加剧，使其他区域油层注水见效慢或没有注水效果。
2、油井含水急剧上升的原因油井含水急剧上升是多方面原因造成的，分析研究以下几种情况。
2.1油井措施后含水急剧上升。
油井酸化措施后，含水急剧上升，而且一直居高不下，分析原因，一方面是酸化措施时，喷挤酸化液压力过大，造成油层裂缝增多，从而水线推进通道增多；另一方面酸液的浓度较高，酸液与疏通了高渗层或底水。
油田含水规律的研究和预测
o 一、水驱油田含水采油期划分与含水上升规律●1.水驱油田含水采油期划分(1)无水采油期：含水率小于2%； (2)低含水采油期：含水率2%~20%； (3)中含水采油期：含水率20%~60%； (4)高含水采油期：含水率6%~90%； (5)特高含水采油期：含水率大于90%。
●2.含水上升规律生产实践表明，一个天然水驱或人工水驱的油藏，当 它全面开发并进入稳定生产以后，其含水达到一定程度并 逐步上升时，将有关的两个动态参数在单对数坐标纸上作 图，可得到明显的直线关系，称该曲线为水驱特征曲线。
6-2 油田含水规律的研究和预测油田含水规律的研究和预测o 一、水驱油田含水采油期划分与含水上升规律这条直线一般从中含水期 开始（含水率20%左右）出现， 而到高含水期仍保持不变。
在 油田的注采井网、注采强度保 持不变时，直线性质始终保持 不弯，当注采方式变化后，则 出现拐点，但直线关系仍然成立。
人们就可以运用这一定量规律来描述和预测各油田在 生产过程中的含水变化，产油水情况，最终采收率及可采 储量等。
6-2 油田含水规律的研究和预测油田含水规律的研究和预测 水驱曲线o 二、水驱特征曲线的类型及基本关系式●1.甲型水驱曲线水驱油藏含水达到一定程度后(一般在中、高含水期)， 累积产油量与累积产水量的关系曲线在半对数坐标上是一条 直线，其基本关系式为：★常数a的物理意义； ★水驱曲线形态与开发效果。
●2.乙型水驱曲线甲型水驱曲线表达式中各项分别对时间求导后，得到水 油比与累积产水量的关系为：6-2 油田含水规律的研究和预测油田含水规律的研究和预测 aN b W p p / lg lg + = a W Q Q WOR Pw 3 . 2 0== )1 3 .2 ww P f fa W - = （ 或：o 二、水驱特征曲线的类型及基本关系式将水油比与累积产水量的关系代入甲型水驱曲线表达式中，得： 即：其中：●3.无量纲水驱特征公式甲型水驱公式中各项除以原始地质储量得：优点：无论油田大小如何，均可用同样的无量纲参变量表达，数值大小不同反映效果不一样。
西南石油大学复试油藏工程原理知识点总结
余压：地层流体流到地面时的剩余压力。 该方程的应用：判断流体类型 Gp=ρLg、计算原始地层压力、判断压力系 统、判断出油层位、确定流体界面。
第五章
气藏物质平衡
1. 物质平衡 G=Gp+Gres 气藏原始气量=累计采出气量+未被采出气量 2. 定容气藏：采气过程中气藏容积恒定的气藏， 3. 封闭气藏：无相连水体的气藏，采气过程中无水侵作用 4. 水驱气藏：有相连水体的气藏，采气过程中有水侵作用，气藏产水。 5. 气藏驱动能量：天然气本身的（膨胀）弹性能、岩石（孔隙体积）的（压缩） 弹性能、束缚水的（膨胀）弹性能、水体的侵入能量。 6. 驱动指数：某一种驱动能量占总驱动能量的百分数。 （08 已考） 7. 气藏驱动指数方程： DIg(天然气能量驱动指数)+DIc（岩石和束缚水能量驱动 指数）+DIe（水侵能量驱动指数）=1 定容气藏：DIg=1 封闭气藏：DIg+DIc=1 水驱气藏：DIg+DIc+DIe=1
油的压缩系数 Co=（Bo-Boi）/Boi△p
生产指示曲线（直线） ： （1）判断油藏驱动类型（NpBo—△p 是否为直线） （2）计算动态储量 由 NpBo=a△p=NBoiCeffp 得动态储量 N=a/BoiCeff
a 为直线的斜率。 （3）油藏动态预测 （4）弹性评价参数： 弹性能量指数：油藏单位压降的采出油量。EEI=Np/p 弹性强度指数：油藏单位压降的采出程度。EII=Ro/p= Np/Np （5）压降评价参数： 压降指数：弹性能量指数的倒数。 压降强度指数：弹性强度指数的倒数。 （6）采出程度 Ro：油藏采油量与油藏地质储量的比值。Ro= Np/N 弹性采收率：把地层压力下降到饱和压力（Pb）时采出程度定义为油藏 的弹性采收率。Re=BoiCeffp/Bo=BoiCeff（Pi-Pb）/Bb 原油体积系数。 （7）油藏地饱压力：油藏原始地层压力与地层原油饱和压力的差值。 3. 未饱和油藏水压驱动 弹性水驱：水压驱动+油藏弹性驱动（油藏压力下降） 刚性水驱：水压驱动，无弹性驱动（油藏压力不变） 物质平衡方程： N p Bo NBoiceff p W
水驱特征曲线分析
• 乙型水驱曲线为： log(WOR)=-1.824＋5.33×10－4Np
第三节 产量递减规律
• 油田开发的基本模式
任何驱动类型和开发方式的油气田，其开发的全过 程都可划分为产量上升阶段、产量稳定阶段和产量 递减阶段。
– 油藏投产阶段：井数迅速增加，注采系统逐步完善；采 油量很快达到最高水平。
影响因素：相渗曲线：c,d,Swc,Sor；
非均质性越严现越晚
• 甲乙型水驱曲线比较
– 甲型Np、Wp规律性较强，而WOR为瞬时 指标，变化多
– 甲型变化缓慢，直线段出现晚，难判断 – 两条曲线互用，可判断直线段出现时间
例：大庆油田511井组小井距注水开发实验区， 511井控制含油面积A=7934 m3，he=10.17 m, ф=0.26, soi=0.837,Swc=0.163, μo=0.7cp, Boi=1.122, Bw=1.0,γo=0.86, γw=1.0。其它的生 产数据见表。
求：地质储量，画出水驱曲线，预测水驱的最 终采收率。
解： N=Aheфsoiγo/ Boi =7934×10.17×0.26×0.837×0.86/1.22 =12543吨 甲型水驱曲线
曲线的校正，选取三 点，计算出C值的大小。 C=100。
log（Wp+c）＝1.215+5.25×10－4Np
• 由甲型水驱曲线
第二节 水驱特征曲线分析
由于经验方法本身来源于生产规律的直接分析和总结，所以 历史比较久远，但在油藏动态分析的领域中，1930年代以后 才出现了一些比较成熟并能普遍使用的经验方法。随着开发 油田类型的增多和研究工作本身的不断完善，近几十年出现 了许多具体的方法和经验公式，这些方法已成为油藏工程方 法的一个组成部分。