采油速度影响因素和处理方法探讨

采油速度影响因素和处理方法探讨
摘要：采油速度对油田开发效果有重要的影响，尤其对于底水或者砾岩等油藏，采油速度过高会引起含水上升快以及暴性水淹等现象。

前人的研究大多数基于油
藏数值模拟以及数理统计等方法开展采油速度的影响因素研究，而从理论角度分
析相对较少。

关键词：采油速度；含水率；含水上升速度；影响因素；
基于含水率分流方程，建立了采油速度与油藏属性、含水率及含水上升速度
之间的关系表达式，分析了各因素对采油速度的影响。

一、采油速度的影响因素分析
1.油藏属性的影响。

油水相对渗透率比值与含水饱和度之间的回归系数b值
可对采油速度产生影响。

b值越大，采油速度越小；反之，则采油速度越大。

选
取3组油水相对渗透率曲线，可以看出，Kro随着Sw值增加而减小，Krw随着
Sw值增加而增加。

b值和相渗曲线形态有关，在相同的含水饱和度下，油水相对
渗透率比值越大，b值越小。

表明在油相流动性占优势的情况下，采油速度越高。

束缚水饱和度越高，采油速度则越大；反之，亦然。

但束缚水饱和度一般相差不大，数量级与1较接近，对采油速度的影响可忽略不计。

2.含水率的影响。

含水率对采油速度的影响主要表现在含水率函数的变化特征。

设其函数表达式为1
该函数的特点是当fw20%时，y值随着含水率的上升而快速下降；当
20%<fw<80%时，y保持相对稳定，但fw=50%时达到最低值；当fw>80%时，y值
随着含水率的上升而快速上升。

表明油藏开始见水后，含水率对采油速度的影响
为负相关，直到fw达到50%；当f w>50%，含水率上升对采油速度则为正相关。

3.含水率上升速度的影响。

含水上升速度的影响主要表现在含水上升速度越快，采油速度越大；为了分析其影响，以束缚水饱和度和b值作为参考值，年含
水上升速度（Fw）分别为0.5%，1.0%，1.5%，2.0%，3.0%及5.0%时，采油速度
随含水率的变化趋势。

在实际油田开发过程中，过高的采油速度将带来含水上升
速度的快速上升，将对油田后续开发带来不利影响。

对于底水或者砾岩等油藏，
合理的采油速度对于控制含水上升速度也有重要的决定作用，这在低含水期和特
高含水期表现的尤为明显。

4.油田开发阶段可以根据含水率分成：无水采油期，含水率小于2%；低含水
采油期，含水率2%～20%；中含水采油期，含水率20%～60%；高含水期，含水
率60%～90%；特高含水采油期，含水率大于90%。

选取了含水20%、60%、90%
时的采油速度，分别代表开发初期、中期和后期研究影响采油速度的主要因素。

分析了渗透率、粘度、储量丰度、井网密度、注采井数比等因素对采油速度的影响，并研究了各因素对稳产期采油速度的影响。

相同开发阶段作一个圆环，在圆
环中所占比重越大，说明该因素对采油速度影响程度越大，将不同开发阶段由内
向外叠加一起就可以看出某一因素随着油田开发对采油速度影响程度的变化趋势。

（1）中高渗油田采油速度的影响因素。

中高渗油田开发初期粘度与渗透率对采
油速度的影响最大，井网密度、注采井数比对采油速度影响较小；开发中期粘度
与渗透率影响减小，井网密度、注采井数比影响增加；开发后期油井密度、注采
井数比影响大，而粘度与渗透率影响小。

（2）高渗油田采油速度的影响因素。

高渗油田初期采油速度同样受主要受粘度、渗透率的影响，后期采油速度主要受
井网密度和油水井数比的影响，变化规律和中高渗油田类似。

渗透率、粘度等因
素主要影响开发初期的采油速度，后期影响小；油井密度、注采井数比主要影响
开发后期的采油速度，初期影响小。

因此对于进入开发中后期的东部老油田应特
别注意加密和完善井网以保持采油速度。

（3）渗透率对各因素影响程度影响，
研究相同开发阶段，相同因素对不同类型油田的采油速度影响程度的变化。

当渗
透率增加时，在不同开发阶段，渗透率和粘度对采油速度的影响逐渐减小。

当渗
透率增加时，在不同开发阶段，注采井数比和油井密度对采油速度的影响增加。

二、影响低渗透油藏注水开发效果的因素
1.地质因素。

（1）孔隙结构特征。

孔喉半径、孔隙形态、连通情况等均属于
孔隙结构特征。

由于在低渗透油藏中，孔径及喉道数量级等同于孔隙壁上流体吸
附滞留层厚度，所以大多数孔隙中流体均为吸附滞留层流体，通常它们是不会参
与流动的，若想流动则需有启动压力梯度，可若增大但启动压力梯度又会影响注
水开发效果。

（2）砂体内部结构。

砂体内部结构对低渗透油藏注水开发效果的
影响很容易被忽略。

在低渗透油藏中，一些物性变化会影响到流体的渗流场。

其
河道砂体的切割界面、内部低渗透和非渗透层等，均可在很大程度上起到对流体
的遮挡作用。

在同层内，纵向不同期次的单砂体互相之间存在着不渗透隔层，如
泥质隔层等，因此其注采关系经常会不匹配。

再就是在同一砂体内，沉积相带若
存在变化，也可能会影响低渗透油藏两相带之间的连通情况。

（3）夹层频率。

相关研究发现，在夹层当中存在非常多的斜交层面，如果是低渗透油藏，其倾角
夹层会导致砂体内部的连通性大大降低。

2.开发因素。

（1）渗流特性。

低渗透油藏具有显著的渗流特征，其乃是非达
西渗流，这种渗流的曲线一端是明显的非线性段，一端是拟线性段。

非线性段的
各点切线与压力梯度轴之间相交之点属于拟启动压力梯度，拟线性段的反向延长
线与压力梯度轴的正值交点则属于启动压力梯度。

小孔隙的流体受非线性段压力
梯度的影响，压力梯度越小则流体越难参与流动。

理论上来说，当压力梯度达到
临界点时，虽然流动孔隙数量会趋于稳定，但产量却会继续特生；然而实际上大
多小孔隙的流体受低渗透特点的影响并未参与流动，因此注水开发效果反而会降低。

（2）压敏效应。

低渗透油藏存在严重压敏效应，孔隙随围限压力的增加，
会逐渐发生变形，一般孔喉会拉长变细，但孔隙度变化不明显，因此造成渗透率
急剧减小。

在实际生产过程中，由于地层压力的不断降低，导致岩石骨架受到的
额外压力越来越大，最终造成渗透率降低，影响到开发效果。

三、影响低渗透油藏注水开发因素改善对策
1.采用合注合采的方式开发小层单砂体。

目前的采注方式为小层单元开发式，这里的小层其实是包含几个可继续分割互相叠加的单砂体，当采注时因每个单砂
体之间的关系，可能造成局部浪费。

新的开发层应对以往的小层进行进一步分化，只开采一个单一结构的砂体层，这样采用合注合采方式，可以有效提高纵向单砂
体的开发完全度，提高开发效果。

2.通过适度的提高生产压差。

压差体现在压力梯度上，压力梯度不但可以使
孔隙中流体发生渗流流动，同时随着压差的增大还会带动更多孔隙中流体的渗流。

适度的扩大生产压差，可以扩大油井的作业面范围。

可以通过提高注水井的压力
来达到提升生产压差的目的，同时还要防止压力过高压裂支撑岩层，造成套损套
破的现象。

还可通过降低生产井底的流动压力达到目的，同时应检测压力降低的
量，不能引发压力敏感性破坏作用，造成反效果。

压裂的应用，也可提高生产井
的渗透率，增大油井开采面的控制范围。

3.合理规划化井距，缩小注水井与采油井的距离也是提高开发效果行之有效
的方案。

小的井距布置可以提高注水压力对油井的影响，也就是提高启动压力梯度，增大可控的孔隙数量及开采面。

但开井数量直接影响经济成本，应运用合理
的技术经济分析优化来控制打井距离，才能得到想要的开发效果。

某油田留17
断块沙三低渗透油藏，井距由300m，缩减到150~200m间距，油产量提高1倍，注水量提高2倍，采油速度提升2.6倍，开发效果明显。

总之，油藏的渗流能力是决定采油速度的先天条件；不同阶段的含水率是影
响采油速度的客观因素；含水上升速度是人为可控因素，但也是采油速度重要的
影响因素。

建立的采油速度与各个因素之间的关系表达式，可用于评价特定油藏
的理论采油速度及合理性。

参考文献：
[1]张凌，浅谈采油速度影响因素和处理方法探讨.2017.
[2]刘萍，采油速度对油水界面上升和底水锥进的影响.2017.。