油田含水变化规律分析方法
油气储层水淹及储层参数变化规律
油气储层水淹及储层参数变化规律一、基本概念1.地层损害:由于油田生产过程中外来流体与储层的不匹配（水－岩作用）从而造成油井产能下降，甚至丧失产能的现象。
2.敏感性矿物:储集层中与流体接触易发生物理、化学或物理化学反应并导致渗透率大幅度下降的一类矿物。
3.速敏:当流体在油气层中流动，引起油气层中微粒运移并堵塞喉道造成油气层渗透率下降的潜在可能性。
4.水敏性:当相对淡水进入地层时，某些粘土矿物发生膨胀、分散、运移，从而减少或堵塞孔隙喉道，造成渗透率降低的潜在可能性。
5.盐敏:由于不同矿化度的工作液进入地层发生矿物析出变化，造成油气层孔喉堵塞，引起渗透率下降的潜在可能性6.酸敏: 油气层与进入的酸性流体反应后引起渗透率降低的潜在可能性。
7.碱敏:当高PH值流体进入油层后（大部分钻井液的PH值大于8）油层中粘土矿物和颗粒矿物溶解发生改变，释放大量微粒，从而造成油气层堵塞，渗透率下降的现象。
8.储层敏感性: 储层对各类地层损害的敏感程度。
9.储层保护:防止地层损害(主要指油气层)，稳定油井产量的措施。
11.吸吮过程：湿相驱替非湿相则称为“吸吮过程”，随吸吮过程，湿相饱和度增加。
二、简答题1.地层伤害的后果？①降低产能及产量。
②影响试井、测井解释的正确性，严重时导致误诊，漏掉或枪毙油气层。
③增加试油、酸化、压裂、解堵、修井等井下作业的工作量，因而提高油气生产成本。
④影响最终采收率，造成油气资源的损失和浪费。
⑤地层损害是永久性的造成其它无法弥补的损失。
2.储集层伤害如何评价?接实验室测定岩石与各种外来工作液接触前后渗透率的变化，来评价储集层伤害及敏感性程度。
速敏、水敏、盐敏、酸敏、碱敏性、压敏实验及评价。
或间接测定其伤害程度，即渗透率或产能指标。
方法包括离心发毛管压力曲线、试井、测井、完井等。
3.简述储层结构变化影响因素.主要的几个控制因素：①储层特征与储层变化的关系②注入水与岩石和地层流体的相互作用③注水温度对油层孔隙的影响4.水淹层描述指标及级别划分方案如何？水淹层描述指标含水率（Sw），根据含水率的大小可以将水淹级别分为四类，既未淹Sw＜10%；弱淹，10%≤Sw＜40%；中淹40%≤Sw＜80%；强淹，80%≤Sw。
油田含水率计算
油田含水率计算
油田含水率是指油井、井眼或采出的原油中所含水分的百分比。
油田含水率的计算是油田开发和生产中必不可少的一项工作，能够帮助评估油田的开发程度和生产效率，为油田管理者提供科学的决策依据。
油田含水率的计算方法有多种，常见的方法包括重量法、容积法、组合法等。
其中，重量法是一种较为常用的方法，其计算公式为：含水率 = (水的重量/原油的重量) × 100%。
容积法则是根据原油和水的密度差异计算含水率，其计算公式为：含水率 = (水的体积/原油的体积 + 水的体积) × 100%。
组合法则是综合利用重量法和容积法的优点进行计算，其计算公式为：含水率 = (水的重量/原油的重量 + 水的体积/原油的体积) × 100%。
在实际应用中，计算方法的选择应根据具体情况来确定。
同时，在进行含水率计算时，还需注意所采用的样品是否具有代表性，样品的采集和处理是否规范等因素。
只有在严格的质量控制下，才能够获得准确可靠的含水率计算结果，为油田管理提供可靠的数据支持。
- 1 -。
水驱特征曲线分析法d
引言
在水驱油田的动态分析和预测工作中，人们 常发现，对于已经进入中高含水开发的油田，若 将累积产水量Wp与累积产油量Np，或将水油比 （WOR）与累积产油量Np在半对数坐标上作图， 可以得到一条比较明显的直线关系图。该图通常
称作：水驱特征曲线。
应用水驱特征曲线分析法，不但可以对油田
lg OWR A2 2Ro
第一节 基本关系式的推导
4. 地层平均含水饱和度与水油比的关系式
地面生产水油比的大小，可以直接反映地层平 均含水饱和度的变化。
Sw
2 3
Swe
1 3
(1
Sor )
Swe
3 2
Sw
1 2
(1
Sor )
第一节 基本关系式的推导
将上式代入水油比定义式中：
WOR
oBo w n w Bw o
Swi
积分：
Wp
2 No Bo w 3mnwBwo (1 Swi )
(emSwe
emSwi )
第一节 基本关系式的推导
Wp
2 No Bo w 3mnwBwo (1
Swi )
(emSwe
emSwi )
D
设： C DemSwi
则： Wp DemSwe C
变形为： Wp C DemSwe
由（1）、（2）、（3）可解出C：
C
Wp1Wp2
W
2 p3
2Wp3 (Wp1 Wp2 )
其它开发指标计算公式中，仅对Wp项加 上C即可。
第一节 基本关系式的推导
随着油田持续生产， 含水率、累积产水量的 连续增加，常数C的影响逐渐减小，以至消失，因 此：
油藏合理地层压力保持水平与含水率关系
Correlation between rational formation pressure and water cut GUO Fenzhuan1, TANG Hai1, LV Dongliang1, CAO Feng2
（1. Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China; 2. CNPC Pipe Institute, Xi'an 710065, China）
第 32 卷 第 2 期 2010 年 3 月
石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING & PRODUCTION TECHNOLOGY
Vol. 32 No. 2 Mar. 2010
1000 – 7393 文章编号： （ 2010 ）02 – 0051 – 03
油藏合理地层压力保持水平与含水率关系
得
fw = 1
æ kro mw Bw ö ÷ ç ÷ 1 + ç ÷ ç ÷ ç k m B è rw o o ø
（10）
9］ 由采油工艺原理得无因次采液指数［8， æ k mB J L = (Qo + Qw ) / Q( fw =0) = kro ç 1 + rw o o ç ç ç k m B è
在现场工艺条件下确定合理最小井底流压 pwf 和最大注水压力 pi［4］ ， 带入式（16） 从而得到合理地 层压力保持水平值。
2 实例计算 Example calculation
油藏原油地质储量为 1123.6×104 t， 油藏平均 深度 1860 m 左右， 中部深度 1859 m， 地层压力 14.6 MPa， 地面原油黏度 1.49 mPa · s， 地层原油黏度 0.463 mPa · s， 地层原油体积系数 1.25， 地层水体积系数为 1， 油藏无水采液指数 2.32 t/（d · MPa） ， 吸水指数为 3.113 t/（d · MPa） 。该油藏实行超前注水开发。 2.1 无因次采液指数的确定 D etermination of the nondimensional fluid productivity index 由油田提供的相对渗透率数据可得归一化处理 的相渗关系曲线（图 1） 。通过相渗关系曲线结合式 （13） 可得无因次采液指数与含水率关系曲线（图 2） 。
水驱特征曲线PPT课件
然后又倾向累积产水量一方，不同油田出现直
线段的阶段也是不相同的。油层非均质越严重，
油水粘度比越大，直线段出现和结束的含水阶
段都高，油层单一，均质，油水粘度比小的油
田直线段出现和结束时的含水一般较低。
.
23
6、一般情况下，驱替特征曲线可应用到大
小不同的单元，但是单元小则受到临时性因素 的影响大。单元越大，曲线一般比较光滑，可 靠性大，但计算结果比较笼统，同时大单元中 高含水部分和低含水部分产量比例的大幅度调 整也会使斜率发生变化，形成开发状况变好或 变差的假象。因此在标定某一个油田时，要把 独立单元标定结果和油田标定结果进行综合分 析，得到较为准确的结果。
2004 210.5 1810.74
2005 215.72 1967
.
18
.
19
.
20
.
21
1、计算对象全部为注水开发油藏，把非注
水单元混杂在一起计算，结果会有很大的偏差， 特别是复杂断块油田常把注水单元和不注水单 元放在一起计算，结过偏差会很大。
2、天然边水驱动油藏一般不用该方法。
3、高含水后，逐排关井的油田或停注造成
.
2
100 80 60 40 20 0 0
樊29块含水—采出程度曲线
5
10
15
20
25
30
.
3
大古67块含水—采出程度曲线
100
80 含 60 水 % 40
20
0 0
理论
实际
5
10
15
20
25
30
.
4
应用于天然水驱和人工注水开发油田的水 驱曲线，目前有20余种。按其构成，形成分为
特低渗
特低渗透油藏开发基本特征0 引言鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地，低渗透及特低渗透油气资源十分丰富。
为了研究特低渗透油藏开发基本特征，以鄂尔多斯盆地三叠系长6油藏为例，展开对特低渗透油藏的开发及地质特征分析。
1 储层的分类及特低渗储层的特征1.1 储层的分类不同国家和地区对储层的划分标准并统一。
我国一般将渗透率在50mD以下的油藏称为低渗透油藏。
按照不同的标准，油藏有以下几种分类方法【1~2】。
按渗透率按渗透率为标准划分低渗透率储层是目前国内外较为常用而且比让认同的方法。
以渗透率为基本标准，结合微观结构参数、驱动压差、排驱压力、储集层比表面积、相对分选系数、变异系数，将低渗透储层划分以下6类。
○1类（一般低渗透）：油层渗透率为10～50mD，这类储层的主要特点是，主流吼道半径较小，孔喉配位低，属中孔、中细组合型的油层，驱动压力低，流动能力较差，开采较容易。
○2类（特低渗透）：油层渗透率为1～10mD，这类储层的平均主流吼道半径小，孔隙几何结构较前者为差，相对分选系数好，孔喉配位低，属中孔微喉、细喉组合型的油层。
驱动压力大，难度指数大，比表面积大，储层参数低，不易开采。
○3类(超低渗透)：油层渗透率为0.1～1mD，这类储层的平均主流吼道半径小，孔隙几何结构差，相对分选系数好，孔喉配位低，属小孔微喉组合型的油层。
驱动压力大，流动能力差，比表面积大，吸附滞留多，水驱油效率低，开采难度大。
○4类（致密层）：油层渗透率为0.01～0.1mD，油层表面性质属亲水，驱油效率低。
○5类（非常致密层）：油层渗透率为0.0001～0.01mD，这类储层的显著特点是中值压力高，是非常差的储层。
○6类（裂缝-孔隙）：储层特征是在测试样品上肉眼是看不出裂缝的，岩石非常致密。
按启动压力分类基于启动压力梯度对低渗透砂岩储层进行分类的方法，是为了全面反映低渗透储层的渗透特征。
通过室内岩心实验表明，启动压力梯度与渗透率的变化有明显的相关性，不同储层渗透率的启动压力梯度变化熟料级别不同，具体划分如下：○1类：启动压力梯度变化率的数量级是10-4，渗透率范围是8～30mD。
油水井动态分析资料.
油井含水上升原因
水洗井 导致的 含水上 升
边底水
油藏含 水上升
层间干扰
管外窜
槽，水 层窜通
砂埋油藏
封隔器失 效或底部 封堵措施 失效
5、气油比变化分析 气油比反映每采出1t原油所消耗的气量，一个油藏所含油、气数量有一定的比 例，这是原始油气比；油井投产后，当地层压力和流压都高于饱和压力时，产 油量和生产气油比都比较稳定；随着压力的下降，气油比逐渐上升，当地层压 力低于饱和压力时，气油比就会很快上升。气油比高，地层能量消耗就大，原 油脱气严重，粘度增高，原油流动性能变差，降低油井的产量。 此外，油层和井筒工作状况也影响气油比的升降变化。如油层或井筒结蜡，或 井下砂堵等，改变了油流通道，使油的阻力增加，产油量下降，气油比上升。
工艺因素
回压上升 油嘴堵塞 井筒内结蜡 套压与动液面不匹配 泵效降低
管线结蜡、沉砂、管线变形、阀门误 控制等。 检查油嘴，清除保温套前后杂物（砂、蜡 或其它杂物）更换合格（防堵）油嘴。
分析示功图图形及载荷（电流）变化情 况判断是否结蜡。
因套压高，动液面在泵进液孔附近， 使泵的充满度低，油井产液量下降。
1、产油量变化 首先要对采油井的日产油量指标进行分析，通过阶段对比分析，得出该井产油 量的变化趋势（上升、稳定、下降）。 2、液量、含水变化 产油量变化直接的因素是液量、含水率的变化，产液量越高，且含水率越低， 则产油量越高。通过对比确定导致产油量下降的直接因素是液量下降或含水上 升，随后最重要的是对这两个因素进行变化原因剖析，同时对其它动态指标进 行分析。 3、液量上升原因分析 原因分为两类：一是井筒、泵况等工艺因素变化，二是地质因素变化；
单井动态分析所需的资料
动态分析所需资料
水分析基础知识(第二章油田水分析)
五、油田水分析的注意事项
油田水成分复杂，水质本身受外界因 素的干扰而变化较大，在取样、样品保 存和测定的过程中，在一个环节上稍有 失误就可能导致最终结果的错误。为此 必须要充分了解分析中可能存在哪些误 差、误差的来源以及如何减小误差。只 有在整个全过程中都能严格遵守油田水 分析的操作规程，才会获得真实的结果。 但是油田水整个分析过程是十分复杂的， 为了减小分析误差，获得可靠的实验数 据，在油田水的分析过程中需要注意以 下几方面的问题:
132锅炉用水中钙镁含量对锅炉生产的影锅炉用水中钙镁含量过高在锅炉加热时常常会使锅炉内产生结垢长期加热使锅炉内壁结垢增加这影响了锅炉内热的传导造成了资源浪费同时由于锅炉内受热的不均匀还会导致锅炉爆炸造成人员和财产的损失因此人们也常常对锅炉用水进行软化处理或采用加入阻垢剂和除垢剂等方法改变水中钙镁的含量或存在形式以利于锅炉的安全正常运行
1.1平均腐蚀率。它是油田水的腐蚀能 力的具体指标。它直接反应出水质 的腐蚀能力和腐蚀强度。它反映的 是对金属设施的全面腐蚀。 1.2点腐蚀。点腐蚀是一种特殊的局部 腐蚀，它的发展可以导致金属上产 生小孔。主要引起管线的穿孔。
1.3铁细菌。能从氧化二价铁中得到能量的 一群细菌，形成的氢氧化铁可在细菌膜 鞘的内部或外部储存。铁细菌的含量高， 形成的氢氧化铁沉淀会造成地层的堵塞， 同时铁细菌的存在会在钢管或钢水罐内 壁形成腐蚀瘤。 1.4硫酸盐还原菌(SRB)。硫酸盐还原菌是 指在一定条件下，能够将硫酸根离子还 原成二价硫离子，进而形成副产品硫化 氢，对金属有很大的腐蚀作用的一类细 菌。腐蚀反应过程中产生硫化铁沉淀， 可造成管线的堵塞。
开发早期：水从地层中带出 开发中期：注水增加地层压力
开发晚期：注水和三次采油并重
随着油田注水的进行带来了两个问题。 一是注入水的水源问题，人们希望得到 能提供供水量大而稳定的水源； 二是原油含水量不断上升，含油污水量 越来越大，污水的排放和处理是个大问 题。
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七、油田含水变化规律 在油藏注水开发过程中，随着注水工作的不断深入，油井逐渐见水，且含水率将不断升高，含水上升必然影响油田的产量和有关的开发技术政策，给油田开发带来一系列这样或那样的问题，因此研究含水上升规律，根据含水上升规律和特点，控制或延缓含水上升速度，对于保持油田稳产、降低开采成本非常重要。 (一)理论变化分析
1、理论特征3-7-1 含水率的变化受多种因素影响，如岩石的润湿性、储层的非均质性、原油性质、油藏类型、注采井网和注采条件等等，因而实际油藏含水率的变化非常复杂，只能进行宏观分析。 ⑴油藏类型影响：不同的油藏类型，含水上升规律不同。底水或边水活跃的油藏，在稳定开采、保持合理采油速度的情况下，无水采油期长、含水上升慢，但油井一旦见水，含水上升就比较快；人工切割注水开发的油藏，因受注采井距大小、油藏非均质性、注水和采油强度等多种因素影响，往往无水采油期短、早期含水上升速度要明显大于底水或边水活跃的油藏。 ⑵原油性质不同，含水上升规律不同：多数层状砂岩油藏，因原油性质的差异，油水粘度比不同，含水上升规律表现出不同的特点，一般来说都符合以上所描述的三种模式或者介于它们之间。 ⑶含水率和含水上升率的关系：含水率变化规律也就是随着地层中含水饱和度的增加，油井产水率的变化情况。含水上升率则指每采出1%的地质储量含水率变化的幅度。判断一个油藏在某一含水阶段开发效果的好坏，通过评价含水上升率指标是油藏开发中常用的方法之一。通常的做法是使用相对渗透率曲线求得油藏的含水上升率理论曲线，然后和油藏的实际含水上升率比较，如果实际的含水上升率小于理论含水上升率，则认为油藏开发效果好，反之则认为开发效果不理想。理论含水上升率计算方法如下： 根据油田测得的相渗曲线，使用分流量方程计算含水率。
实际工作中为了便于使用，将油水相对渗透率owKw
KooKowKwwKwQoQwQwfw11//
/的比值表示为含水饱和度的函数。 SwbeaKwKo
从而含水率可进一步表示为：bSweaowfw11
用含水率对含水饱和度微分得：2)1(SwbSwbeaowebaowSwfw 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。使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。 跃地1块选跃西4井相渗曲线来研究油组的渗流特征。使用琼斯的油水相对渗透率曲线和含水饱和度经验关系式，对原始数据进行拟合处理，从而得到拟合后的相渗曲线（见图10-19），进一步计算出理论含水和理论含水上升率（图10-20、10-21）。 表10-7 跃西4油水相渗数据表 Sw fw kro krw 37.20 0.00 1.00 0.00 40.82 0.49 0.71 0.00 44.44 3.95 0.48 0.01 48.06 14.89 0.31 0.03 51.69 37.22 0.19 0.07 55.31 65.19 0.11 0.12 58.93 85.92 0.05 0.19 62.56 95.80 0.02 0.27 66.18 99.16 0.01 0.38 69.80 99.93 0.00 0.51 73.43 100.00 0.00 0.67 图10-19 跃西4相渗曲线00.10.20.30.40.50.60.70.80.91
01020304050607080含水饱和度
相对渗透率krokrw
2、理论模型 根据注水开发油田大量的生产资料统计，含水上升规律一般可分为三种基本模式：即凸型、S型和凹型。高油水粘度比油田的含水和采出程度曲线呈凸型，开采特点为无水采油期短、油井见水早、含水上升快，高含水期是主要的采油期，开发效益相对差；低油水粘度比油藏无水采油期长、油井见水晚、含水上升慢，大部分可采储量在低含水期采出，开发效益较好；油水粘度比介于中间的为S型曲线（见图10-18）。 ⑴凸型曲线模型可用下式表征： )1ln(.fwtbaRt 其中a、b为系数； Rt为可采储量采出程度，小数； Fwt为含水率，小数。 ⑵S型曲线模型可用下式表征：
fwtfwtbaRt1ln.ln ⑶凹型曲线模型可用下式表征： fwtbaRtln.ln 具体的曲线形态见下图10-18
(二)实际变化特征 1、童宪章图版分析3-7-2 对于任何一个油藏，在注水开发的过程中，油水粘度比影响着阶段含水率和含水上升率，含水率和采出程度之间存在一定的内在联系。按照童宪章推导出的水驱曲线关系式lg（fw/（1-fw））=7.5×（R-Rm）+1.69描述的含水率和采出程度的关系是一条大致S型曲线。 2、水驱系列法 实际上含水率分析可以用水驱系列法，但是由于含水率变化大，只是作为分析用。 根据国内外典型水驱油田分析，采出程度和含水率关系曲线基本上可用五种形式表示，即凸型、凹型、S型及凸－S型、S－凹型。共有七个表达式表示，见表8。
图3-51 三种含水上升模式图0.00.20.40.60.81.0
0.00.20.40.60.81.0可采储量采出程度（%）
含水率（%） 表8 水驱系列法线性方程及计算采收率表达式 含水率和采出程度 曲线类型 驱替系列方程 线性公式 水驱采收率 表达式
Ⅰ 凸型 a:wnnfBlARl-1 b：wnfBlAR-1 E＝e（A－3.912B）
E＝A－3.912B
Ⅱ 凸－S过渡型 wnnfBlARl-1-1 E＝1－e(A-3.912B) Ⅲ S型 wwffnBlAR-1 E＝A+3.892B Ⅳ S－凹过渡型 wnBfARl E＝e(A+0.98B)
Ⅴ 凹型 a: wnnfBlARl b: wnnfBlARl-1 E＝e(A-0.020203B)
E＝1－e(A-0.020203B)
根据表中给出的七种表达式，利用濮城油田各开发单元实际开发数据进行回归处理。选择相关系数最大，符合油藏地质特点和开发状况的合理表达式，求出相应的采收率。 3、初期含水率变化分析3-7-3.4.5 对于不能用水驱曲线预测的含水率预测，提供三种预测方法。 ①翁氏logistic模型预测含水率3-7-3 处于中低含水期的含水预测。 -----（1） 式（1）看出，在半对数坐标上，可以得到ln（1/fw-1）和t的直线关系，直线的截距为lnC，直线的斜率等于-a。 式中：fw—含水率，f； t—开发时间， a； a、C—预测模型参数。 计算步骤：可通过式（1）通过回归选直线段起始点，计算直线的截距和直线的斜率。依（1）式计算含水率fw值。 ②俞启泰模型预测含水率3-7-4 预测新油田的含水率。
atcfw)ln()11ln(
-------------------（1） b值和渗透率k、地层原油粘度μo有关并得出回归公式： lgb=0.0881476lgk+0.140041lgμo-0.190082 ---------(2) R*=NP/NR=NP/N/ER ----------（3） 式中：fw—含水率，f； R*—可采储量采出程度，f； K—渗透率，10-3μm2； μo—地层原油粘度，mP.s NP—累积产油量，104t NR—可采储量，104t ER—采收率，% b—预测模型参数。 计算步骤： （1）由已知的累积产油量NP及用经验公式计算的ER或NR以及地质储量N代入式（3）求R*； （2）由式（2）计算b值； （3）由式（1）迭代计算对应的fw值。 ③童氏校正曲线含水率计算3-7-5 使用童氏校正曲线计算对应采出程度的含水率。 将童氏标准曲线公式修改为： lg[fw/(1- fw)+c]=7.5(R- ER)+1.69+a （1） (2) (3) 所以，对于不同ER值，可依式(2)、(3)求出a、c值。可按式（1）求出采出程度R对应 fw值。 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，一般使用理论含水特征即相渗理论分析今
bbbbbbfwbfwbfwfwbfwbfwR222298.04))98.01(98.01()98.01(98.0198.024))1(1()1(12
*
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