低渗透油藏渗流理论研究

低渗透油藏渗流理论研究
随着石油工业的快速发展，对石油经济有效的开发显得相当重要。

目前，全国累计探明原油储量为212.89×108t，其中，低渗油藏的探明储量为90.97×108t，约占43%，可见低渗透石油资源在我国占有十分重要的地位，因此低渗透油藏的科学合理开发是十分重要和迫切的。

根据生产动态资料求解启动压力梯度,推导启动压力梯度公式，并进行验证；基于低渗透油气藏的渗流特点，比较系统地研究了不同类型的水驱特征曲线、产量预测模型在低渗透油藏上的应用，对影响产量变化的一些重要因素进行了深入的探讨，得到更符合实际的对不同类型开发区块的合理描述；最后对低渗透油藏中布井和井网密度等有关问题进行了简要的论述。

低渗透油藏；渗流；启动压力；水驱特征；井网
第1章绪论
1.1我国当前油田开发简况
2006年我国总生产原油1.84亿吨，其中中国石油天然气股份公司生产1.066亿吨，中国石油化工集团公司生产4016.26万吨，中国海洋石油总公司生产3154万吨。

我国陆上大部分主力油田都进入中后期开发阶段，明显表现出“四高”的突出特点。

四高就是：采出程度高、综合含水率高、剩余可采储量开采速度高、递减率高。

以中国石油天然气股份公司为例，公司在2001年底的具体情况是：
(1) 采出程度高。

地质储量采出程度24.63%，可采储量采出程度70.7%。

国内外油田开发经验总结，可采储量采出程度达到60%以后，就会出现产量总递减现象。

(2) 综合含水率高。

总平均达到82.98%，生产水油比4.9。

产量占全国45%的最大主力油田----大庆喇萨杏油田更高，综合含水88.8%，生产水油比为8。

(3) 剩余可采储量开采速度高。

2001年为8.4%。

剩余可采储量开采速度一般控制在6%～7%左右，生产形式就比较稳定。

(4) 递减率高。

2001年自然递减率为12.65%，综合递减率为5.56%。

比正常情况下的递减率高2～6个百分点。

近几年来，尽管做了大量艰苦工作，但由于“四高”突出矛盾的影响，使中国石油天然气股份公司的稳产形势比较紧张。

在这种形势下，动用和开发好低渗透油田储量，尤其显得重要。

1.2低渗透油田的概念、界限和成因
世界上对低渗透油田并无统一固定的标准和界限，只是一个相对的概念。

不同国家根据不同时期石油资源状况和技术经济条件而制定，变化范围较大。

例如前苏联将储层渗透率小于100×10-3µm2算作低渗透油田。

美国把渗透率大于10×10-3µm2的储层算作好储层，低于10×10-3µm2的算作中等—差储层。

这些年来的实践说明，把渗透率为(0.1～50)×10-3µm2的储层统称为低渗透储层基本符合我国油田的实际情况。

根据实际生产特征，按照油层平均渗透率可以进一步把低渗透油田分为三类；
第一类为一般低渗透油田，油层平均渗透率为(10.1～50)×10-3µm2。

这类油层接近正常油层，油井一般能够达到工业油流标准，但产量太低，需采取压裂措施提高生产能力，才能取得较好的开发效果和经济效益。

第二类为特低渗透油田，油层平均渗透率为(1.1～10.0)×10-3µm2。

这类油层与正常油层差别比较明显，一般束缚水饱和度增高，测井电阻率降低，正常测试达不到工业油流标准，必需采取较大型的压裂改造和其他相应措施，才能有效地投入工业开发，例如长庆安塞油田、大庆榆树林油田、吉林新民油田等。

第三类为超低渗透油田，其油层平均渗透率为(0.1～1.0)×10-3µm2。

这类油层非常致密，束缚水饱和度很高，基本没有自然产能，一般不具备工业开发价值。

但如果其他方面条件有利，如油层较厚、埋藏较浅、原油性质比较好等，同时采取既能提高油井产量，又能减少投资、降低成本的有力措施，也可以进行工业开发并取得了一定的经济效益，如延长油矿管理局所开发的大部分油田。

上述分类主要是按油层基质岩块渗透率考虑，如果油层存在裂缝，其有效渗透率和生产能力可能会有变化和提高，不一定按上述界限分类，需进行双重介质的专门研究。

关于油田按油层物性和生产特征的分类，除以渗透率为标准分类外，还有其他多种分类方法，如流度(K/µ)分类法，流动系数(K·h/µ)分类法，还有把孔隙度也考虑进去的(K·h·ф/µ)分类法等。

考虑到低渗透油田在世界油田开发领域内已有比较明确的含义和概念，而且低渗透油田一般原油粘度也都比较低，按渗透率和按流度分类矛盾太突出。

因而我们认为，从全国范围来说，还是以渗透率为标准划分低渗透油田类别比较合适，这种方法简单明了而且比较实用。

当然，对某个油区而言，也可作一些不同分类方法的研究。

从储层的成因演化上看，低渗透储层的形成与沉积作用、成岩作用和结构作用密切相关。

根据不同地质因素在低渗透储层形成的过程中控制作用的大小，可将低渗透储层分为原生低渗透储层、次生低渗透储层和裂缝性低渗透储层三类。

1.2.1 原生低渗透储层（沉积型低渗透储层）
这类储层主要受沉积作用控制。

形成低渗透储层的原因在于沉积物粒度细、泥质含量高和分选差。

该类储层的孔隙以沉积作用形成的原生孔隙为主，成岩作用产生的次生孔隙所占比例很少。

储层一般埋藏较浅，大多未经受过强烈的成岩作用，岩石脆性较低，裂缝相对不发育。

我国陆相沉积盆地原生低渗透储层多分布于冲积扇与三角洲前缘相。

如老君庙油田M层低渗透砂岩储层为一套棕红色冲积扇块状砂体沉积，形成低渗透储层的原因为泥质含量高、分选差。

该储层砂体厚达60～70m，平均粒径0.18～0.14mm，
分选很差，分选系数1.8～2.7，泥质含量16%～21%。

储层以原生孔隙为主，平均孔隙度19.1%，平均渗透率24µm2。

大庆油田杏一区东部低渗透砂岩储层为湖盆三角洲前缘相席状砂沉积，其形成原因为岩石颗粒细、泥质含量高、分选差。

1.2.2 次生低渗透储层（成岩型低渗透储层）
次生低渗透储层主要受成岩作用控制。

这类储层原认为是常规储层，但由于机械压实作用、自生矿物充填、胶结作用及石英次生加大作用降低了孔隙度和渗透率，原生孔隙残余很少，形成致密储层（有时为非储层）。

后由于有机质去羧基作用产生的酸性水使碳酸盐、沸石、长石等矿物溶蚀，产生次生孔隙，使其孔隙度和渗透率得到了提高，从而形成低渗透储层。

次生低渗透储层几乎发育于我国所有含油气盆地之中，构成了低渗透砂岩储层的主体。

其中最典型的为安塞油田延长组长6油层。

该储层原生粒间孔隙度为35%，经压实作用、压溶作用及长石次生加大作用，孔隙度降为17.48%；再经浊沸石、碳酸盐胶结作用，使孔隙度下降为7.09%，其中残留的原生粒间孔仅占1.62%，其余为微孔隙。

实际上，该储层已成为致密层。

后期，经浊沸石胶结物、长石和其它组分的溶蚀，使孔隙度回升到12.94%，成为次生孔隙为主的低渗透储层。

其中，浊沸石溶孔为5.15%，长石和其它组分溶孔为0.70%。

由上述可知，次生低渗透储层的研究，应该从成岩作用事件和成岩作用史入手，以原生孔隙的消亡和次生孔隙的分布规律为重点，进行储层预测和评价。

1.2.3裂缝性低渗透储层（构造型低渗透储层）
低渗透砂岩储层尤其是次生低渗透储层，岩石致密程度相应增加，脆性更大，在构造运动产生的外力作用下，易发育裂缝，形成裂缝性低渗透储层。

这类储层在我国也有大量发现，诸如扶余油田扶余油层、克拉玛依油田乌尔禾油层、乾安油田、朝阳沟油田、新民油田、火烧山油田及丘陵油田等均属于此类。

根据裂缝在储层中所起的作用，裂缝性储层可分为以下四类：
(1) 第一类储层，裂缝提供了储层基本的孔隙度和渗透率；
(2) 第二类储层，裂缝提供了储层基本的渗透率；
(3) 第三类储层，裂缝提高了储层的渗透率；
(4) 第四类储层，裂缝仅起到增加储层非均质的作用。

我国裂缝性低渗透砂岩储层一般为三、四类。

即裂缝储集能力很小，仅能起到提高局部渗透能力或增加某一方向渗透率的非均质性。

这是由砂岩中裂缝的发育特点所决定的。

从成因上看，天然裂缝可分为构造缝和非构造缝（成岩缝与沉积缝）两类。

砂泥岩地层中主要发育构造缝，方向性明显，受古应力场控制。

构造缝产状以高角度缝(>60°)和垂直缝为主，缝面新鲜，很少见油迹和充填物，说明在地下以闭合状态的潜在缝为主，压力恢复曲线反映为单一孔隙性介质。

但在人工外力诱导下这种潜在缝极易张开，转化为开启缝。

裂缝性低渗透储层的研究，必须以裂缝研究为中心，从岩心裂缝观察和露头调查入手，以构造发育史及古应力场分析为基础，结合测井及动态资料，对储层中裂缝性质、规模、产状、地下状态、裂缝渗透率及可能对油田开采带来的后果进行详细分析，由此建立符合实际的裂缝地质模型。

1.3 低渗透储量探明、动用、分布状况和特点
对低渗透储量的分布特点研究，中国石油勘探开发科学研究院做了大量艰苦细致的工作。

此项目不仅工作量很大，且十分繁杂，不可能年年全面重做。

这里以1999年底资料为准，作一下介绍。

1.3.1低渗透储量探明和动用状况
近期以来，在我国探明的原油地质储量中，低渗透储量所占的比例明显增大。

据初步统计，中国石油天然气股份公司1955年以前共探明原油地质储量116.9×108t，其中低渗透储量约26.9×108t，占23%。

1996～2001年探明储量约28.5×108t，其中低渗透储量约16×108t，占56%。

2001年探明4.5×108t，所占比例高达69%，见图1-1。

图1-1低渗透储量探明状况比例图
低渗透储量所占比例如此之大，说明当前我国石油勘探工作十分艰巨。

中国石油天然气股份公司至2001年底，共探明原油地质储量145.4×108t，其中低渗透储量约44×108t，占30%。

已动用储量110×108t，其中低渗透储量约21×108t，占19%。

探明未动用储量为35.4×108t，其中低渗透储量约为22×108t，占62%（见图1-2）。

在近期探明储量和累积探明未动用储量中，低渗透储量都占主要部分。

探明70%
低渗
已动用
81%
低渗
未动用
当年探明
图
1-2 低渗透储量动用状况比例图
1.3.2 探明低渗透储量分布状况
至1999年底全国陆上共探明低渗透储量538181×104t ，已动用276246×104t ，剩余探明未动用低渗透储量261936×104t 。

未动用部分：中国石油天然气股份公司有227921×104t ，占87%；中国石油化工集团公司有34015×104t ，占30%。

可以看出，探明未动用低渗透储量绝大部分在我国北部和西部的油区中。

探明未动用低渗透储量超过1×108t 的有大庆、吉林、大港、长庆、延长、新疆和胜利等7个油区。

这7个油区共有213099×104t ，占81%（见表1-1）。

1.3.3 探明未动用低渗透储量特点 1.3.3.1 按渗透率分类
探明未动用低渗透储量中，特低渗透率级(10～1)×10-3µm 2最多，约12.0×108t ，占46%；一般低渗透率级(50～10)×10-3µm 2约9.6×108t ，占36.5%；超低渗透率级（小于1×10-3µm 2）约4.6×108t ，占17.5%，见图1-3。

表1-1探明未动用低渗透储量数据表（储量单位为×108t）
1.3.3.2按丰度分类
按每平方千米储量数值（即丰度）评价，未动用低渗透储量平均丰度只有60×104t/km2左右，总体上都属于低丰度储量。

其中特低丰度(60×104～60×104t/km2)和较低丰度(100×104～50×104t/km2)最多，分别为11.3×108t和7.5×108t，占43.3%和28.6%，超低丰度（小于20×104t/km2）和较高丰度（大于100×104t/km2）的比例都比较小，分别占11.5%和16.5%，见图1-4。

5
10
15
储量（亿吨
）
<1,46%
10～30,23%
>30,
图1-3 探明未动用低渗透储量按渗透率分级图
5
10
15
储量（亿吨
）
<10,1.30%
10～20,43%
28.60%
>100,
图1-4未动用低渗透储量按丰度分级图
1.3.3.3 按埋藏深度分类
总体来看，未动用低渗透储量油层埋藏深度较浅。

其中埋藏深度小于2000m 的约15.5×108t ，占59.30%，但大于3000m 的深度储量也有4.4×108t ，这部分低渗透储量动用难度更大，见图1-5。

5101520
储量（亿吨
）
59.30%
24%
>3000m,
图1-5 未动用低渗透储量按深度分级图
1.3.3.4 按产量分类
井深对油田开发效果和经济效益影响很大，所以在分类时以km 井深日产油量
作为标准。

未动用低渗透储量以低产（km 井深产量1～5t/d ）为主，约14.6×108t ，占55.6%，见图1-6。

5
10
15
储量（亿吨
）
<1t/d,4.20%
55%
5～10t/d,32%
>10t/d,
图1-6 未动用低渗透储量按产量分级图
1.4 我国低渗透油田开发科学研究和生产试验发展状况
由于低渗透油田开发在我国石油工业持续发展中的作用越来越重要，因此对低渗透油田开发的科学研究、技术攻关的现场试验都列入了国家重点和中国石油天然气集团公司的重大项目。

通过“九五”以来的研究攻关和试验，我国对低渗透油田的特征认识、开发决策和工艺技术等方面，都有了新的较大发展和提高，主要体现在以下几个方面。

1.4.1 储层特征研究方面
(1) 储层和含油性预测技术。

利用地震预测和测井资料，进行多参数逐级联合反映，预测储层分布状况和含油气程度。

(2) 储层裂缝识别研究和预测技术。

利用露头和岩心观测、常规和成像测井、地应力测定和地质建模等技术，研究储层裂缝特征和预测储层裂缝分布。

(3) 储层孔隙结构和可动流体研究新技术。

利用核磁共振新技术，研究储层微观孔隙结构和可动流体饱和度的关系。

1.4.2 渗流机理研究方面
(1) 非达西渗流特征。

通过深入一步实验，进一步认识了非达西渗流特征，并初步建立了非达西渗流方程和数值模拟软件。

(2) 流固耦合作用。

通过实验，证实了低渗透储层压力敏感性强烈，流固耦合作用对储层物性影响明显。

(3) 渗吸作用。

发现渗吸现象在低渗透储层中排油作用较大，初步研究了与渗
吸作用相协调的最佳驱油速度。

1.4.3 油田开发方式和井网方面
(1) 开发方式。

从生产实践中观察看出，先期注水能够保持较高的生产能力，比滞后注水具有明显的优越性。

初步开展了注气方式开采试验。

(2) 油田动态特征。

进一步观察研究和认识了低渗透油田注水开采后，地下压力场和流体场的分布特征和规律。

(3) 开发井网。

通过现场生产试验和深入观察分析，进一步总结出裂缝性低渗透油田科学合理部署开发井网的方针原则和界限。

1.4.4钻采工艺技术方面
(1) 适应低渗透油田开发的钻井工艺技术。

小井眼和水平井钻井技术都有新的发展，特别是欠平衡钻井技术对裂缝性低渗透油田效果十分明显。

(2) 水力压裂技术。

整体高效压裂技术有了新的发展。

对裂缝性低渗透油田将压裂技术与开发井网科学地有机结合，可以同时获得较好的开发效果和经济效益。

(3) 低成本的采油工艺技术。

根据低渗透油田油井产量低的特点，试验和发展了无油管、螺杆泵、提捞以及活动采油和注水技术。

1.4.5地面工程建设方面
在原来简化集输工艺和地面建设工程的经验基础上，又发展出许多节能高效技术装备，如集输增压装置和多功能组合设备等等。

1.4.6经营管理方面
除精简组织机构，采用“作业区”生产管理模式外，发展了多种方式、多种渠道的合作开发体制，促进了难动用低渗透油田的动用和开发。

全面总结这些大量的科学研究和生产试验成果，深入进行由此及彼、由表及里的加工整理，并从感性认识上升到理性认识，抓准影响开发效果的主要矛盾，即时采取改善开发效果、提高经济效益的果断措施，可以相信，我国低渗透油田的开发，一定会开创一个新的局面，跃升到一个新的水平
第2章低渗透油藏启动压力研究
大庆外围油田低渗透砂岩油藏、特低渗透砂岩油藏以及致密砂岩油藏占有很大比例。

由于低渗透油藏存在启动压力，因此这章主要研究启动压力梯度的公式、启动压力梯度与渗透率、孔隙度、粘度的关系。

2.1 启动压力梯度定义
理论研究表明，流体在多孔介质中渗流时往往因伴随一些物理化学作用而对渗流规律产生很大影响。

油水在油藏中渗流时除粘滞阻力外，还有另一附加阻力，即油与岩石的吸附阻力或水化膜的吸引阻力，只有当驱动压力克服这种阻力后，流体才能流动，这就是启动压力现象。

实验表明(图2-1)，在低渗条件下，当压力梯度大时，油水渗流速度呈直线段，表现为达西流。

压力梯度小时，油水渗流速度不呈直线段，表现为非达西流，用延长的直线段代替渗流曲线，λ值就是启动压力梯度。

随着渗透率的增大，启动压力梯度迅速减小。

图2-1非达西渗流示意图
2.2启动压力梯度的确定方法
目前求取启动压力梯度的方法归纳起来，主要有理论计算方法，现场试井分析方法和室内岩心实验方法。

理论计算方法论证清晰、思路简练、比较简捷，但计算公式中的参数也要通过实验获得，流体的极限剪切应力不好确定，在实用性
方面存在明显的不足。

试井解释方法是现场动态的测试，它动态地反映了油藏的变化规律，确定的启动压力梯度有积极的现实意义，但现场施工时间较长且费用较高，在低渗地层中展开稳定试井往往是很困难的，因而该方法实用性较差。

室内实验方法比较直观，也是可以直接进行渗流规律研究的，是目前比较公认的求取启动压力梯度的方法。

但该方法存在两方面的问题，一是实验条件与油藏实际驱替条件存在明显差异，二是由于岩心应力释放、难以保证岩心处于地下时的自然状态。

这样虽然渗流机理是正确的，但可能造成一定的误差。

而生产动态资料是油田开发过程中取得的第一性资料，直观反映了储层和流体的特征，利用现场丰富的生产动态资料，在考虑启动压力梯度的渗流理论基础上求解启动压力梯度则是一种较好的方法。

大量室内实验结果表明：油藏的启动压力与岩石的渗透率有关，渗透率越大，启动压力越小，二者呈类似双曲线的关系；油的粘度越大，油的启动压力越大；另外，油的启动压力大于水的启动压力。

考虑启动压力时，低渗透油藏的渗流的运动方程为：
1d d K v p p λμ⎛⎫=-
- ⎪⎝⎭
(2-1) 式中：v —渗流速度，mm/s ；
K —渗透率，μm 2； μ—粘度，mPa/s ； d p —压力梯度，MPa/m ； λ—启动压力梯度，常数。

对于平面径向流，计算其产量为：
()e
w e w e w
2ln
Kh
q p p R R R R πλμ=
---⎡⎤⎣⎦ (2-2) 式中：q —流量，cm 3/s ；
h —油层有效厚度，cm ； p e —边缘压力，MPa ； p w —井底压力，MPa ； R e —供油半径，cm ； R w —油井半径，cm ；
应用现场井网数据，对于一定的井网，如果注产井间能够有效地驱动，可以近似的认为，井网间的井距L 等于平面径向流的供给边缘的距离R e 。

于是得到：
()q J p L λ=∆- (2-3)
q J p JL λ=∆- (2-4)
J —采油指数，t/(MPa ·d)；
以X 为横坐标，Y 为纵坐标，则有：
q a p b =∆- (2-5)
通过生产数据线形回归得到a 和b ，可以算出启动压力梯度为：
b aL
λ= (2-6)
根据上述公式，计算朝阳沟油田部分区块的启动压力梯度，其相关系数在0.803～0.947之间，求得各区块启动压力梯度在0.016～0.0815MPa/m 之间(表2-1)。

2.3 启动压力公式的建立及验证
2.3.1 启动压力公式的推导
众所周知，牛顿流体在管中流动时遵循达西线性渗流定律，而原油属于塑性流体，即为非牛顿流体，据流变力学知，塑性流体在管中流动时，其切应力τ与极限动切应力0τ、塑性粘度μ、速度梯度d V /d r 之间关系可用宾汉（Binghan ）公式表示为：
()0=+d /d V r ττμ (2-7)
为研究方便，可将天然岩心简化为数根毛管组成的理想化岩心模型（见图2-2）。

图2-2 毛管束型模型示意图
岩石的孔隙度φ，渗透率K 与毛管半径r 的关系为：
r (2-8)
塑性流体在毛管中平均流速V 与毛管长度l 的关系表达式为：
20883r l V p l r τμ⎛⎫=∆-
⎪⎝⎭
(2-9) 将(2-8)式代入(2-9)式得：
2483r p V l τμ⎛∆=- ⎝
(2-10) 则启动压力梯度的公式为：
K
φ
τλ0
38=
(2-11) 2.3.2启动压力公式的验证
从启动压力梯度的计算公式可以看出，启动压力梯度的大小受储层孔隙度、渗透率及流体极限剪切应力大小的影响。

大庆研究院的研究表明：K
φ
的大小取
决于岩石的孔隙结构，
K
φ
相同，毛管压力曲线基本相同。

因此，对于同一种类
型的岩石，启动压力梯度与
K
φ
成正比。

另外，研究表明，原油粘度越大，原油
边界层的厚度越大，即原油粘度与原油边界层的厚度成正比，可以推断，粘度增加，极限剪切应力增加，粘度与极限剪切应力成正比。

因此，假定流体性质对启动压力梯度的影响可归为粘度的影响，即启动压力与流体的粘度成正比。

因此，从实用角度，启动压力梯度公式(2-11)可以改写为：
K
m φ
μ
λ= (2-12)
其中：m 为待定系数。

表2-2 朝阳沟油田部分区块地质参数表
作启动压力梯度与孔隙度、渗透率、地下流体粘度的关系曲线(如图2-3)。

为求得与式(2-12)的统一，设定回归曲线的截距等于0，回归结果如下：
0.0218λ= (2-13)
图2-3 启动压力梯度与渗透率、孔隙度、粘度关系
从图2-3中可以看出：启动压力梯度不仅与渗透率的有关，而且与岩石的孔隙度、流体的粘度有关；启动压力梯度随岩石的孔隙度、流体的粘度的增大而增大，随渗透率的增大而减小。

从启动压力的计算公式可以看出，启动压力的大小受储层孔隙度、渗透率、供油半径及流体极限动切应力大小的影响。

第3章外围开发区块水驱特征曲线理论研究
大庆外围油田整体上属于注水开发砂岩油田，对于注水开发油田研究其水驱特征是十分必要的。

水驱特征曲线法是天然水驱和注水开发油田特有的实用方法，可以预测水驱油田的有关开发指标。

3.1四种常用水驱特征曲线
所谓水驱特征曲线，是指油田注水（或天然水驱）开发过程中，累积产油、累积产水和累积产液量之间的某种关系曲线。

这些关系曲线已被广泛用于注水开发动态和可采储量的预测。

经过多年的实践应用，下述四种水驱特征曲线具有较好的实用意义，关系式见表3-1。

表3-1四种水驱特征曲线的关系式
p
N p—累积产油量，t；
L p—累积产液量，t；
f w—含水率，小数；
a1，a2，a3，a4，b1，b2，b3，b4—与水驱特征曲线有关的常数值。

引入经济极限含水率f wL，取f wL=0.98，由表5-1中的N p～f w关系式可分别得到四种水驱特征曲线预测的可采储量的值，可采储量比地质储量即可得到最终采出程度。

p R
N R N
(3-1)
式中：R —可采储量采出程度，小数；
N R —可采储量，t 。

将N p ～f w 关系式代入(3-1)式，可以得到可采储量采出程度与含水率的关系式，应用这些关系式可以预测不同含水率时油田可采储量采出程度。

3.2 水驱特征曲线出现直线段早晚的影响因素
通常情况下，水驱特征曲线在中低含水阶段为一凸向产水轴的弓形曲线，在开发过程中随着采出油量的增加，曲线不断向产量轴偏转。

当油田含水率到达一定数值以后，有代表性的直线段才会出现。

因此分析影响直线段出现早晚的原因，对于正确使用水驱特征曲线具有重要的意义。

分析国内外大量油田的水驱特征曲线表明，影响水驱特征曲线直线段出现时含水率高低的主要因素是油田原油的地下粘度。

通过收集国内外20多个不同原油粘度油田的实际资料，作出这些油田的甲型水驱特征曲线，得到了水驱特征曲线直线段出现时的油田含水率与原油地下粘度的关系曲线如图3-1。

这个曲线表明，原油地下粘度越高，水驱特征曲线直线段出现时的油田含水率亦越高。

因此在应用水驱特征曲线之前，可以根据原油粘度的大小，在这条曲线上大体确定出本油田水驱特征曲线直线段出现时的含水率。

这对正确使用水驱特征曲线进行动态分析和预测是有重要意义的。

根据图3-1的曲线，可以将含水率随粘度的变化大致划分为3个区间：当油田原油粘度小于4mPa·s 时，水驱特征曲线直线段出现时的含水率小于40%；当油田原油粘度介于4～11mPa·s 区间时，水驱特征曲线直线段出现时的含水率范围为40%到70%；当油田原油粘度大于11mPa·s 以后，水驱特征曲线直线段出现时的含水率通常都在70%以上。

分析大庆外围油田部分区块出现直线段时的含水率与粘度的关系基本上符合上述规律。

例如龙虎泡油田原油粘度为 2.5mPa·s ，出现直线段时的含水率为32.38%；齐家油田原油粘度为4.3mPa·s ，出现直线段时的含水率为48.29%，升平油田原油粘度为9.9mPa·s ，出现直线段时的含水率为49.2%。

应当指出，由于油田在注水开发过程中所采取的各种调整(井网、层系和注水方式)和增产措施，都会使水驱特征曲线的直线段在中途发生转折，使一条水驱特征曲线可能同时存在几条斜率不同的直线段。

而图3-1的曲线则是在无外在影响或影响很小的情况下，油田水驱特征曲线第一个直线段出现时的含水率与粘度的关系曲线。

因此根据图3-1得到的含水率是油田水驱特征曲线有代表性的第一个直线。