相渗渗透率的计算

在高于饱和压力采油的情况下，一般可以把油井产纯油时的有效渗透率近似是地当作绝对渗透率，以后计算相对渗透率时都有以它为准，因此，首先要估算本井的绝对渗透率的近似值。当本井开始产水以前，根据指示曲线，以及采油指数与油层流动系数的经验关系，假定井底为完善的，可以大致地估算本井的油层流动系数如下：流动系数（KH/U）=产油指数（J）/5；井的产能为KH有效渗透率（K）=KH/H则任一时间的油、水相对渗透率可以通过产油和产水指数计算如下：油的相对渗透率--------K0/K=当时的产油指数/见水前的产油指数；水的相对渗透率-------KW/K=当时的产水指数/见水前的产油指数×水的粘度/油的粘度多层迭加的似相对渗透率曲线中水相相对渗透率曲线向上弓的，而单层与之相反。注水条件下油水同层生产井的产状分析：以面积注水试验井组为例说明在人式注水采油时，如何在开采初期利用生产资料确定本井的油层相对渗透率曲线，并进一步用它来预测未来的油井产状。采出程度=-（SW-SWO）/（1-SWO）；含油饱和度SO=1-SW。不同时间井底完善系数和完善程度的估算：井底完善系数是指生产压差和压力恢复曲线代表斜率的比值。ΔP/I=（油层静压井底流压）/（压力恢复曲线的斜率）理论和实践证明：在一般正规井网情况下，完善井的完善系数约为7左右。完善程度是另一种用来表现井底完善程度的概念。它代表的是理想井完善系数和实际完善系数的比值。如果井底是完善的，则完善程度等于1。大于1是超完善；小于1则是不完善。各阶段有效渗透率和相对渗透率的估算：以无水采油期的油相渗透率为基准渗透率（以压力恢复曲线为资料）等到油井开始产水后，根据油、水产量分别计算油、水两相的流动系数、流度、有效渗透率和相对渗透率。模拟相对渗透率曲线的绘制1、油、水相渗透率随油、水饱和度变化的数据表首先算出每次测压力恢复曲线时本井供油面积内的油、水饱和度（S0和Sw）的近似值。这一数据是根据每次测压时井的供油面积内的原油采出程度（R）和假设的原始含水饱和度（Swo）估算出来的。计算公式如下：采出程度R=（Sw-swo）/(1-Swo)含油饱和度So=1-Sw2、相对渗透率曲线所需数据的补充方法：为了进行油井产状预测，必须应用井的初期开采资料，而不能等到该井已经生产很入的时候。为了绘出近似是而非的相对渗透率曲线，必须在Sw为034-0.6之间补充一些油、水相对渗透率的点子。为些可利用职权一些文献中提出的经验方法。这些方法大多都有是简单地假设油、水相对渗透率关系只决定于束缚水饱和度Swo，并用一定的关系式表现出来。所试用的经验公式如下；油的相对渗透Kro=((0.9-sw)/(0.9-Swo))2水的相对渗透率为：Krw=((Sw-Swo)/(0.9-Sw))2利用相对渗透率曲线估算含水率随采出程度上长的规律：相对渗透率的理论证明：油水同产的油层，油井每日产出的全部液量中，水量和油量的地下体积比值在任何时间都等于水的流度和油的流度的比值。可用简单的关系式表示如下：水油比F（地下体积）：F=水的流度/油的流度=油水粘度比×水油渗透率比=油水粘度比×水油本对渗透率比上式说明；当地层油、水粘度比一定时，以地下体积表示的水油比与当时的水油相对渗透率的比值成正比例关系。在日常的生产记录中，用来表现油井产出油、水相对数量的是含水率，它指的是以地面重量表示的水量和总液量之比。这一个含水率(f)和上述水油比（F）的相互关系如下：dFFfd为地面原油的比重，β为体积系数。上式说明含水率为F的函数。因此它也是水油相对渗透率kKow的函数。dFFfdrwworororwwokkkk再利用油水相对渗透率与含油饱和度的关系和式)1)(1(Rsswoo得出含水率与采收率的关系式。用实际资料来验证关系式是否与实际情况相符。如果相符就可以用这个关系式预测后一阶段的含水变化情况。含水率公式的进一步推导和应用一口产油含水井在生产过程中水油重量比和采出程度的基本关系式如下：10100NZMQNMRF或NQZMNMRF0_lg上式中F为生产过程中瞬间时的水油重量比，可以由含水率换算出来；M和N都是常数；R为当时的采出程度，Q为当时的累计产油量；Z为本井所控制的地质储量。如果用对数座标表示水油生量比（F）。用普通座标表示采出程度（R）或累计采油量（Q0），代表不同时间的点子应该排列成一条直线。这一关系如果在油井生产实践中能够确实证明，则有可能为预测油井含水率变化工作提供方便，而不一定要通过相对渗透率曲线的取得。如果进一步用微积分的概念来处理上式，因为式中F代表的是瞬时水油重量比，则1000NZMQwdQdQF，则有1010003.2lgEAQNMZZMQwQ或EAQQw0lg这样就把水油比与采出程度的关系转变为累计产水量与累计产油量的关系。一般来说，在同一开采阶段，如果客观条件相同，对油藏采用一同的开采方式，如用不同的开采速度或不同的生产井数采油，哪一种方案在总采油量相同的情况下含水率上升较慢，则可以大致认为，在这一阶段时这一种方案能得到较高的水驱油效率。一口双管分采井发生串流情况的产状分析当开发多油藏油田时，为了节约成本，常采用一井同时分采多层的采油工艺。有时由于井下设备的失灵，原来分采的层位会发生串通而造成异常的油井产状。对这种情况的分析可以首先分别对分采的层位进行详细的产状分析，找出它们的特征，然后总结发现异常现象前后的产状特征，最后判断其原因，并用事实来加以说明。利用“油嘴系数”这一指标可以简单迅速地作出判断。分析步骤：一、井的生产简况二、油层地质及完井情况三、合采阶段的层间干扰原油倒灌现象：一般从高压层流入低压层。这就比较各油层的静压。因为油嘴系数只与油气比有关。所以可以用油嘴系数来估算油气比。达西定律表明：采油指数与原油粘度成反比。（粘度为地下原油的粘度）。一般说来，各层在开采初期所计量的油气比值可以用来帮助推测原始油气比值。但由于测气设备和方法的限制，生产记录中的油气资料准确性较差，有时在短期内有委大的波动，因此不能用它来确定原始油气比值。在生产记录本中原油日产量度、油压和油嘴尺寸的数值，在可靠性上比油气比要高得多，因而用它们来间接算出的油气比值，比实际计量结果更具有规律性，也就更能说明问题。井底压力包括静压和流压，它们是油井产状变化的基本原因。井底压力和产油相对变化反映为产油指数的变化；而产油指数又直接反映井壁完善程度以及油层内部生产能力大小和稳定情况。井底压力是分析油层生产能力的关键指标。底井底指示曲线它代表一口井一个开采层系在一段短时间内（假定这段时间内地层压力不变）不同产量和流压的关系曲线。当一口井在井底压力高于饱和压力或接近饱和压力状况下采油时，一般具有以下几点近似的现象和规律：（1）在一段时间内，如果油层静压、油气比、含水率和井底完善程度都没有发生显著变化，在一定的产量变化范围内，井底指示曲线基本成一条直线。这一直线延伸到日产量为零时，压力值接近当时的静压值，它的数学表达式为：)(fPPJq式中q为日产油量，P为静压，Pf为流压；J为产油指数。（2）在井的生产过程中，如果油层静压逐渐下降，但仍高于饱和压力，同时油气比和含水率没有显著变化，则井底指示曲线仍保持直线状态，但不断平行地向下移动，移动的速度即等到于静压的下降速度。（3）在任何一个瞬时，一个井层的产状总可以用一根井底批示曲线表示，也就是说每一天的产油量和流压可以用曲线上一个点来表示。点子随着时间不断移动，表现出产量和流压随时间的变化。经验证明：如果油嘴尺寸不变，在井底压力高于油藏饱和压力的情况下，系统试井得出的一系列点子常排列成一直线。延伸此直线与纵座标轴（q=0）相交于一点。此点压力如大于饱和压力，则此压力即为本井的绝对停喷压力（Px）;如此点的压力值低于饱和压力，则直线段在降到Px以前即开始向下弯曲。在油井产状分析工作中，油气比也是一项重要的指标。一般说来，当油井在高于饱和压力的条件下开采时，生产油气比应保持不变；如果一井合采多层，而各层油气比又有显著差异时，生产油气比的变化反映了生产层工作状况的改变。对于溶解气驱的油井来说，生产油气比的变化更有重要意义，它常常能反映出油层内部含油饱和度和相对渗透率的变化。如果能进行准确的计量，对油藏动态分析工作极为重要。1．在井的生产过程中，各项指标都在变化，每一项指标都直接或间接地反映了井底压力和产量的变化。2．各项指标的变化都有是有规律可循的，它们的变化都不会是孤立的，彼此之间起着相互联系和制约的作用。大部分指标和井底压力、产量有关系，都可以通过理论的或经验的关系式表达出来，而这些式子就可以用来作为油井产状分析和预测的手段。3．各项产状指标中有一部分直接受到全面油藏动态的影响，这类指标在油井生产过程一般表现为比较缓慢的变化；即使井的生产状况有了突然的变化，也不一定会影响它的变化趋势。另一类指标如油井的流压，则具有一种参数变数的性质，它们的变化是由第一类指标的变化和油井本身的变化而引起的。当油井本身没有显著变化时，它们的变化就反映了油藏动态的变化，这种情况一般表现为渐变的形式；当油井本身有显著变化时，它们就表现为突变的形式。我们可以上述变化的差异来分析造成变化的原因。4．如果一口井的某一项指标在生产过程中出现突然的变化，但经过分析发现和它有联系的其它指标都有没有按照一定的规律而发生相应的变化，这时我们就可以怀疑这一孤立的变化很可能是由于测量误差而产生的。一个大型底水驱动的巨厚灰岩油藏动态分析一油藏的主要生产特征二油藏主要地质资料和数据三油井产状分析一口自喷井在生产过程中一般有四种压力数据，其中在井口日常观测的有油压和套压；在井下定期或不定期进行测量的有浪压和静压。不管从理论或经验统计出发，这四种压力彼此之间都存在有互相制约的关系，不过根据不同油田或油井的具体条件，关系的繁简程度和形式各有不同。影响油井底水锥进的因素分析影响底水锥进的主要因素是油层的厚度和井的钻开程度（钻开油层厚度与该井全部油层厚度的比值），此外还有生产压差大小也有影响。首先确定临界见水厚度即临界水锥高度；如果见水井不是太薄的话，在井底灌注一个不渗透的水泥塞，有可能起到延长无水采油期的作用。底水锥进问题的水动力学分析底水锥进现象和井底距油水界面的距离大小的密切的关系底水驱动机理底水驱动和边水驱动的主要差异1、在分析边水驱动油藏时，所考虑的主要流体运动方向是与层面平行的，而底水驱动油藏则上与层面垂直的。这一区别主要是对地层内的流体运动而言，油藏整体还要服从一般的油水物质平衡概念。2、典型情况下，在边水驱动油藏中，油井与油水界面的接触先在一部分井内发生，而后逐渐蔓延；但在油水驱动油藏中，可能出现全部油井同时发生与底水接触的情况；3、在底水驱动油藏中所发生的油水界面锥起的现象，水锥只被看作是一个活动界面，而不是排替性的流体。在接近稳定的状态下，这一种形态的底水可以在含油带下部长时间保持平衡而不致影响产油。底水驱动方程解题结果在油井产状分析中的应用（1）底水驱动油藏的油井产油指数公式在一般油井的产状分析工作中，一口井的理论产油指数是从达西径向公式推导出来的，因而它就不能适用于底水驱动的具体情况。麦斯盖特曾经证明，在底水驱动条件下，一个大型油田如果采用方型井网，则一口井的产油指数（J）和生产压差（△P）的关系可表示如下：QKQhPJH004.52HhKQQ200Q0为井的产油量，KH为油层水水渗透率，h为油层厚度；为地面原油粘度，0Q为无量纲产油量。要用上式计算一口井的理论产油指数，首先必须知道无量纲产油量，而它是随着完井情况和井网布局变化的。（2）估算流动系数、产能系数、水平渗透率、流度。（3）估算底水驱动油油的波及系数在底水驱动油藏动态分析工作中，部题的重点常常是有关底水界面上升和锥进情况，它具体表现在油井开始见水时，该井累计无水采油量和供油体积的比值，即所谓的波及系数（E）。E的定义可以看作是当油井刚见水时，底水侵入的油层体积与本井控制范围内供油体积的比值，用小数或百