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提高原油采收率机理
提高原油采收率机理
原油采收率是釆出地下原油原始储量的百分数,即采出原油量与地下原始储量的比值。
那么,提高原油采收率究竟是开发后期遥远的事,还是应当在开发进程中就需要作整体战略性考虑的问题?
影响采收率有哪些因素?
提高原油采收率的技术方向在哪里?
各种方法的驱油机理、适用性怎样?
这些都是油藏、采油、地质师应当注意和予以回答的问题,也是我们在本章中要讨论的主要内容。
第一节提高原油采收率的基本概念和认识
一、提高原油采收率的重要性和迫切性
纵观石油开采的全过程,便可发现提高原油采收率在其中占有极其重要的位置。
如果世界现有油藏能增加1%的原油采收率,就相当于多采出目前全球年耗油量的两倍。
一个大油田,如能使原油采收率提高10%一20%,其增加的原油产量就十分可观,在某种程度上就相当于发现一个或几个新油田!
另外,就技术而言,有关提高采收率的研究工作也是石油工业中最复杂的一项工作,而且迄今没有一个全球通用的方法,因为地质条件和油藏特征等都有很大的差异。
总之。
这一技术既有经济风险,但又是老油田增加采油量的必经之路。
正因为如此,在过去的数十年内,原苏联、美国这样一些石油大国都把如何提高原油采收率作为研究工作的主要目标。
一个油藏采收率的高低,既依赖于客观的地质条件(如地质储量、储层岩石的孔渗性、原油粘度、有无边水、底水等),也取决于人为的努力(如开发水平、采油工艺水平、采取的提高釆收率措施等)。
而人为的因素是提高原油釆收率的关键。
美国的原油采收率约为50%,我国油田的采收率约在30%~45%左右。
随着工农业、交通运输对能源需求的日益增长,一些专家预测将出现一个利用非常规石油资源的新纪元。
这些非常规的石油资源包括油页岩、焦油砂,以及提高原油采收率采出枯竭油藏残留油等。
残留在地下的原油量是否一成不变,等待人们想什么时候开采就去开采呢?
事实上不是这样,残留在地下可供我们再次开采的油量,会随着时间的推延在不断减少。
因为日复一日,年复一年,油田井场设备的腐蚀、井筒井底结构的损坏,地面井场改做它用(如农业用)等等都会使油井彻底报废,其结果使得地下储存的这部分等待开采的原油也彻底报废!
因为没有多少提高采收率的方法能承担得了钻新井的费用,故现行的提高采收率方法其基本出发点是利用现有的井场设备等投资就可进行。
美国勒克教授(L.W.Lake)强调指出的图4-1就可说明这一点。
该图预测了美国提高采收率目标油量(EORTar肛t)从1980—2005年的情况。
图中说明,对于一次和二次采油后的地下剩余油不能等闲视之,因为通过提高原油采收率的方法可以采出的油量-即目标油量在逐年减少。
这就需要我们认准、掌握和抓住实施提高采收率方法的时机之窗。
错过它,必然会遇到技术上和经济上的麻烦。
尽管我国油田尚处于勘探开发阶段,工作重点是发现、开发新油田。
但是,随着大量老
油田原油的不断采出,油井产水和油层含水不断上升、原油产量会出现(或已出现)递减趋势。
同时,我国各油田采收率一般不高,这与我国对能源的需求不匹配,因此,对于石油技术人员设法提高原油采收率日益具有紧迫性和重要性。
提高采收率的问题是一个涉及面广、科学性强、内容复杂而综合性强的科学课题。
限于篇幅和时间,本章只涉及有关提高原油釆收率的基本概念、基本原理及技术方向。
不涉及具
体的室内试验、现场应用、工艺设施、经济评价及数值模拟。
二、一次采油、二次采油、三次采油
1.一次采油
大约在40年代以前,仅依靠天然能量开采原油的方法。
天然能量包括:
天然水驱、弹性能量驱、溶解气驱、气驱及重力驱等。
人类对油藏的作用只限于钻出油井,为油流提供通道。
一次釆油采收率很低,如油层深、原油粘度大、地层压力又低时,不仅采收率低,而且开发年限很长,原苏联有120多个高粘油田,当时的采收率一直未超过15%。
2.二次采油
在40年代得到广泛应用的注水(注气)就是最常用的二次采油方法。
其特点是用注水(或注气)的方法以弥补采油的亏空体积、增补地层能量进行采油。
通常二次采油紧跟在一次采油之后。
但在我国,为了保持油层压力,多数是将注水与一次采油同时进行,因此,子将注水称为压力保持法。
原苏联几乎90%的原油靠注水采出,比美国应用更广。
二次釆油平均采收率很少超过50%,个别情况也有可能达到70%一80%。
3.三次采油
其特点是针对二次采油未能采出的残余油和剩留油,采用向地层注入其它驱油工作剂或引入其它能量的方法,称为三次采油法。
通常三次采油紧跟在二次采油之后,如化学驱油及某些?
昆相驱油等。
这些新的提高采收率方法与二次采油不同,它需要深入到微观孔隙中,引起各种物理—化学变化来驱油。
热力采油几乎与一次采油同时进行,因为对于高粘稠油油藏,若一开始不采用热釆(如注蒸汽),几乎就无法进行采油。
目前,世界上采用“提高原油采收率”(EnhancedOilRecovery一简写为“EOR”)这个术语来概括除天然能量采油和注水、注气采油以外的任何方法,而不管它使用在哪一个采油期,也不管它使用何种方式(如驱替方法、单井吞吐等)。
目前通称的EOR方法主要有:
热力釆油法、混相驱油法及各种化学驱油法等。
三、未注入工作剂时的采收率
对于仅靠天然能量的一次采油,其最终釆收率的高低主要决定于油藏本身客观地质条件。
例如,原油从油层流人井底依靠何种能量驱油,即油藏的驱动方式。
驱动方式不同,采收率也不同。
最常见的驱动方式有:
水驱、气驱和溶解气驱。
一般来说,水总是比气更能润湿岩石,所以更能渗人孔隙的细微部分,因此水驱效率较高,一般为35%~75%。
个别油藏,如美国东德克萨斯,预计天然水驱采收率可达80%。
气驱油时,气体不能润湿岩石,并首先窜人大孔隙中而将小孔道留下残余油,其次是气体粘度远小于水的粘度,所以窜流和混流比较严重,因此气驱采收率低于水驱。
但对于油层厚度很大的顶部注气而言,采收率会较高。
溶解气驱采收率最低,这是由于仅靠油中溶解气的脱出膨胀驱油,气油比太高,产量递减太快的缘故,其釆收率只有5%~25%。
如何计算溶解气驱和水驱时的采收率呢?
计算任何一种驱动方式下的采收率其通式都为
=
(4-1)
用容积法可求出原始地质储量和剩余油量(地面体积)即
原始地质储量
(4-2)
剩余油量
(4-3)
式中
—换算到地面条件下的地层剩余油量;
其余符号同前。
则采收率(ER)为
=
=
(4-4)
上式(4—4)说明,只要能测得原始束缚水饱和度J-5及原始原油体积系数刀山,以及油
藏枯竭时的残余油饱和度S-,及枯竭时地层压力下的原油体积系数刀。
就可由式(4—4)计算
出油藏的采收率。
若近似认为Boi≈Bo≈1,则由(4—4)可得
(4-5)
式(4—4)和(4—5)即为计算一次采收率的通式。
只是在溶解气驱和水驱时,残余油
饱和度J-,的表达式稍有不同。
例如,对于没有外来能量补充的溶解气驱,地层压力会很快地下降到原油饱和压力以下,此时气体会从油中大量释出并膨胀,孔道中存在油、气和束缚水三相。
由于油气的两相混合流动,使流动阻力增大,能量利用降低。
当气相饱和度增加时,气体的流度Kg/µg变得很大,而使油的流度Ko/µo变得很小,所以油气比很高,产量递减很快,直至油不能流动。
枯竭时,溶解气驱油藏中各相饱和度应满足下式:
Swi+Sor+Sw=1
即Sw=1-Swi-Sor(4-6)
结合式(4—5),可得出溶解气驱采收率ER为
(4-7)
由式(4—7)可以看出,溶解气驱时地层中含气饱和度越高时,采收率ER也越大。
通常,进行岩心分析,可测定出岩心中残余油和束缚水饱和度,就可估算枯竭时含气饱和度,从而求出采收率。
对于注水油田,如果采油速度远远大于注水速度,就会使某些局部地区未受到注水的影响,压力降低迅速,而成为溶解气驱,导致局部地区的采收率很低。
当油藏存在边水、底水、且与含水区(或供水区)连通性好,以致油藏采出的原油能得到水的及时补充。
这样,油藏压力始终高于饱和压力,成为天然的水驱油藏。
在水驱油藏枯竭停止采油时,地层为束缚水、残余油和进入油层中的水(Sin.w)所饱和,即
Swi+Sor+Sin.w=1
则Sin.w=1-Swi-Sor(4-8)
将式(4-8)代入(4-5)中,水驱采收率为
(4-9)
式中Sin.w—注入水在地层中的饱和度;
Ew—水驱时的采收率。
其余符号同前。
由式(4—9)看出,注入地层中的水越多,含水饱和度越高,则驱出的油越多,采收率就越高。
在按上述公式计算采收率时,需要说明的是,用室内岩心分析方法来测定束缚水饱和度和残余油饱和度时,对于取心应该有一定的要求。
例如,通常在用水基钻井液钻井取心的过程中,岩心会受到钻井液滤液的冲刷,这与水驱的情况接近,故可以按岩心分析法估算残余油饱和度。
但还需注意,岩心在提出地面时由于溶解气膨胀的排驱油作用,所以还应将实验用抽提法测定的残余油饱和度乘以油层条件下原油体积系数,才能作为地下岩心残余油饱和度而代人公式。
例如。
所测出的残余油饱和度为20%,而水驱后在油层压力下的原油体积系数Bo=1.25,那么将地面修正到地下的残余油饱和度时则为Sor=1.25×20%=25%,此即为代人计算公式时之Sor。
为了准确测定出束缚水饱和度,最好能用油基钻井液取心,但实际上出于经济、安全等考虑,较少采用油基钻井液。
上述公式的Swi、Sor,也可从岩石物性资料如毛管压力曲线、相对渗透率曲线以及岩心驱替试验中求得。
四、注入工作剂时的采收率
完全靠天然水驱的油藏十分罕见,普遍采用向地层注入工作剂(例如水)、的办法来实现人工水驱。
在向油层注入工作剂时(包括注水、注聚合物等),如何考虑和计算此时的原油采收率呢?
在注人工作剂驱油时,地层中的实际情况一方面在宏观上由于注水前缘的不规则,地层中有的部位可能完全没有受到水的波及,油根本无法被采出,于是形成死油区,如图4—2阴影区所示。
另一方面,在水波及区(或水淹)区内,从微观上看油也并未全部被水驱走,小孔道中可能原封不动或残留下一定数量的油滴或形成油膜依附于孔道壁表面上。
由此可见,对于注入工作剂驱油时,原油采收率取决于工作剂的波及或驱扫(Sweep)情况及注人工作剂在孔道中排驱(Displacement)原油的程度这两个方面。
1.波及系数Ev
波及系数表示注入工作剂在油层中的波及程度。
如果一个油藏,其面积为省,平均厚度为A。
假设向该油藏注入工作剂时,工作剂的波及面积为As,,波及厚度为hs,则工作剂驱扫过油层的体积为Vs=As·hs。
于是,波及系数可定义为被工作剂驱扫过的油层体积百分数,它又称为体积波及系数,其表达式如下:
(4-10)
式中EV——体积波及系数或简称波及系数;
AS,hS——分别为工作剂驱扫过的油层面积和油层厚度。
若定义EA=AS/A为面积波及系数;(4-11)
EZ=hS/h为垂向波及系数;(4-12)
则式(4—10)可
(4-13)
即体积波及系数为面积波及系数与垂向波及系数的乘积。
有时,考虑垂向上波及系数Ez=l,此时,体积波及系数就等于平面波及系数。
2诜油效率ED
在注人工作剂波及过的区域内,工作剂排驱原油的程度是不完全的,排驱效率又称洗油效率,表示注入工作剂在孔隙中清洗原油的程度。
由于油藏岩石微观孔隙大小不一,工作剂
只能将一部分大孔道中的油驱替出来,其它一些小孔道则可能未受波及,或者虽然水流经过
孔隙,但并未将油驱净,孔隙中还存在有残余油。
因此,洗油效率只是在微观上表征原油被
注人工作剂清洗的程度。
假设油藏中原始含油饱和度为Soi,残余油饱和度为Sor,则洗油效率ED可用下式表示为
(4-14)
3.原油采收率与波及系数及洗油效率间的关系
在同时考虑波及程度及洗油效率两个因素时,原油采收率ER可为
ER=
显然,整个油藏的采收率是体积波及系数与洗油效率的乘积。
波及系数EV越大,洗油效率ED越高,则油藏原油采收率ER越大。
因为如果注入剂的波及效率太低,不管洗油效率多么高,采收率仍不很大;反之,如果只是波及到,但孔隙中仍有大量原油,则采收率同样也不会高,这就启发我们要考虑提高原油采收率就必须从提高波及系数和微观洗油效率两方面人手。
目前研究波及系数和洗油效率的方法很多,如室内进行各种物理模拟,岩心测定、数值模拟及矿场钻检查井等等。
对于较均质的油藏,能否根据油藏岩石及流体特性,如岩石渗透率、原油粘度等估算或预测水驱时的采收率呢?
不少研究者都在这方面进行了大量统计分析工作。
其中一种是考虑到水驱采收率的高低主要受岩石物性、原油性质、束缚水含量及油层厚度的影响。
原油粘度越低,岩石渗透率越高,孔隙越大,流动阻力越小,采收率越高。
同样,当束缚水含量高时,由于束缚水一般只在小孔道中存在,使得在能流动的大孔隙中含油饱和度相对增大,而油不易滞留。
油层不太厚,油水的重力分离作用将不明显,也对采收率是一个有利因素。
根据上述影响水驱釆收率的主要因素,人们得出了不同类型的预测水驱釆收率的经验公式,有的已经在我国矿场中作为对比方法之一而得到应用。
一种是仅考虑地层岩石渗透率(K)和原油地下粘度(
)与釆收率ER的关系,
(4—16)
上式使用简便,其适用范围是地层渗透率K=(20—5000)×10-3;地下原油粘度
-6mPa·s。
另一类公式考虑因素较多,如
(4-17)
式中符号含义同前。
由于实际油藏千差万别,开发条件和储量本身估算精度不一致,按式(4-17)估算其采收率,有时误差可达19%。
但对于统计经验公式来说,其误差范围也是允许的,或者说这就是“有总比无好”。
利用水驱特征曲线,即累积产水量和累积产油量间的
曲线,也是目前我国不少注水开发油田用以计算采收率的方法。
第二节影响原油釆收率的因素
既然原油釆收率是注入工作剂的宏观波及系数与微观洗油效率二者的乘积,因此,凡是影响这两个参数的各种因素均会影响采收率。
大量现场资料分析表明,地层的非均质性、原油的高粘、油藏润湿性、驱油能量等是影响采收率的主要内因;人为的工作状况如井网的合理布置、注水方式、油井的工作制度、釆油工艺技术水平以及经济管理水平等是影响采收率高低的外界因素。
因此,石油采收率的高低,一方面取决于油藏天然的地质埋藏条件(内因),一方面还要受到人为因素的影响与制约。
一、油层非均质性的影响
近年来国内外都特别强调在采取措施前,除了解油层的基本物性(如孔、渗性等)外,还必须对其地质特征,如高渗透带、裂缝、断层、方向性等进行深入的了解。
即对于油层的各种非均质性要做到心中有数。
油层的非均质性通常是由沉积条件造成的。
次生的成岩作用、断层作用也对油层的非均质性产生影响。
由于沉积条件不同,造成沉积碎屑物的分选程度、堆积方式和充填不同。
岩石的胶结物数量与类型不同,以致造成油层岩性在平面上、垂直剖面上有极大的差异。
在沉积过程中,尽管岩层成层沉积,但水流方向与垂直于水流方向的渗透率却相差葚大,有时其差值可达几十倍甚至上百倍。
油层的非均质可以划分为垂直剖面上、平面上和结构特征上的非均质三种类型。
前两种统称为宏观非均质,即油层岩石宏观物性参数(孔、渗)的非均质性,一般认为宏观非均质性对注入工作剂的波及系数影响很大。
岩石孔隙结构特征的非均质性则属微观的非均质性,它表现为孔隙大小分布,孔隙孔道的曲折程度、毛管力作用以及表面润湿性等,它主要影响注入工作剂和洗油效率。
当然,严格地讲,无论是宏观还是微观非均质性,对波及系数和洗油效率都有直接而明显的影响。
1.油层渗透率的非均质性
油层渗透率的变化包括两个方面:
一是各向异性,即某一点渗透率在不同的方向上其值不同;二是非均质性,即从油层的一点到另一点的渗透率值不同。
油层渗透率在垂直剖面上的非均质性,往往导致油层水淹厚度上的不均一。
这是因为注入水沿不同渗透率层段,推进的速度快慢各异。
当渗透率的级差(最大渗透率值与最小渗透率值之比)增大时,常出现明显的单层突进,高渗透层见水早,造成水淹厚度小,波及效率低。
渗透率在平面上的各向非均质性,会导致平面上水线推进不均匀,使有的生产井过早见水和水淹。
例如,若地层的渗透率沿x、y轴方向相差很大,Ky>>Kx(极端情况可考虑为y轴方向存在一裂缝带)。
此时当采用如图4-3.a所示的行列状布井时,由于注采系统的水流方向与高渗透带方向(y方向)一致,注水时很容易形成水窜,其波及系数很低。
反之,如采用图4-3.b所示的布井方式,有意利用y方向渗透率Ky高的特性,沿y轴方向布置一排注水井,拉成一条水线,使注采系统的水流方面与高渗透率方向相垂直,就会使波及系数大大提高。
当然,对于面积布井(如五点法等),情况就复杂得多,需要通过调整井网,调整注入井的注入量或生产井的产量来增大水的波及面积。
2.沉积韵律的影响
油层沉积韵律直接反映岩相、岩性在纵向剖面上的变化。
注水开发油层时,沉积韵律不同,注水的波及系数及洗油效率也表现出不同的特性。
例如正韵律油层,其岩性特点是从下而上由粗变细。
这种沉积韵律的油层,由于油层纵向上渗透率的差异,下部渗透率高,上部渗透率低,再加上油水的密度差,其结果是油层下部水流快,连通好,表现为纵向上水洗厚度小,但水洗层段驱油效率高;在平面上水淹面积大,含水上升快,水淹快。
反韵律油层的岩性特征正好与正韵律相反。
油层从下至上颗粒由细变粗。
这类油层,油水运动规律与开采效果与正韵律油层相比亦迥然不同。
其水淹规律是:
油层见水厚度大、含水上升慢。
但驱油效率不高,无明显的水洗层段,大量的原油需要在生产井见水后,继续增加注水量后才能采出。
复合韵律的油层,其岩性变化和顺序兼有正韵律油层及反韵律油层的特征。
在复合韵律油层内,油水运动的规律取决于高低渗透带所处的位置。
如果高渗透带偏于下部,油层以正韵律为主,这时的油水运动特征大致与正韵律相类似,即层内驱油底部效率高,而顶部效率低。
但与正韵律高渗透层相比,其见水厚度更大,水线推进较均匀,水窜现象更轻些。
通过对油层沉积韵律与水驱效果间的探讨,可以看出,为了提高波及系数和洗油效率,必须针对不同油层、不同的油水运动规律采取不同措施。
例如,增加水洗厚度是开发正韵律高渗透油层的关键,也是制定措施的依据和出发点;而开发好反韵律油层的最重要的考虑,则是设法提高其洗油效率。
二、流度比及油层流体粘度对采收率的影响
根据流度比的定义,可表示为
(4-18)
式中各符号意义同前。
上式(4-18)是代表注水时,在水窜人生产井前所用的流度比计算公式。
如在水窜后改注聚合物溶液,那么在计算聚合物和油的流度比
时,应改用下式:
(4-19)
式中
——分别为聚合物段塞的流度和在聚合物段塞前方的油—水混合带的流度。
上式的
应在室内用保持天然状态的岩心,测定出其相对渗透率曲线后才能确定。
聚合物的
则应在有残余油的状态下测出。
室内物理模拟研究表明:
流度比的大小直接影响着注入工作剂的波及系数,进而影响原油的采收率。
如以五点法注采井网的模型试验为例,流度比与波及面积的关系示于图4-4。
当M=1时,说明油水的流动能力相同,从图4-4中可看出油水前缘推进均匀,波及面积很大,可达60%左右;如果M<1,则说明驱动液(水)的流度比被驱动液(油)的流度还小,波及系数更大,可达70%左右,故把M<1时的流度比称为有利流度比;若M>1,通常是油的粘度大于水的粘度,亦即水驱稠油,因而油水前缘不规则,出现粘性指进,称为不利流度比,这就会大大影响波及效率,油井见水时波及面积仅20%,从而降低水驱稠油时的采收率。
由此看出,对于注人工作剂驱油的情况,要提高采收率必须要控制和调节流度比,使其尽量小于或接近于1,而降低流速比的关键,目前最好的办法是提高注入剂的粘度。
另一方面,由于流度比是由注人工作液和油藏流体两方面所决定的,因而地层原油的性质µo,Ko就直接影响着流度比的高低。
如果原油本身粘度过高,会使流度比太大,水驱效果就会很差,以致对于高粘油层采用注水的办法被认为是完全不可取的,只能设法降低原油本身的粘度,提高其流动性,才是开发好这类油藏的最好出路。
从天然岩心的模型试验结果也可说明原油粘度变化对采收率的影响。
表4-1表示原油粘度不同时(水的粘度拼µw可认为不变),即µo/µW不同时,对无水采收率的影响。
表4-1µo/µW对无水采收率影响(天然岩心试验)
µo/µW
5.87
21.5
41.6
82.0
115.0
138.0
无水采收率
56.2
42.5
18.5
14.5
13.0
12.7
从上表所列试验结果不难看出:
在相对均匀的天然岩心上,µo/µW对开发效果的影响很大,特别是当µo/µW在10~50区间内变化时,无水采收率下降十分明显。
但当µo/µW超过50后,由于µo/µW的影响基本上已达到最大范围,影响反而不明显了。
对于层内非均质比较严重的油藏,µo/µW的影响较均质地层更为严重,它将使层内非均质水驱油的影响更加加剧,其驱油效果更差。
如正韵律油层,由于油水粘度差大,在驱动压差不大时,重力分离使得在油层下部高渗透带水容易流动,在底部大部分水淹后,底部中水相饱和度增高,水相渗透率KW增大,从而导致油层纵向上的流度比M增大,纵向上波及系数降低,层内非均质的矛盾表现更加突出。
三、油藏润湿性对采收率的影响
油藏润湿性是影响驱油效果的关键参数之一。
克塞尔(D.G.Kessel,1987年)认为,一个中等润湿的和水湿的油藏比一个油湿的和中等润湿的油藏,其聚合物驱的经济效益可以相差1~2倍。
因此,确定油藏范围内润湿性分布是极其重要的。
油藏润湿性对原油采收率的影响,是由岩石对油和水的润湿性不同引起的。
有的油层岩石为亲水(或偏亲水),有的为亲油(或偏亲油),有的部分亲水,部分亲油。
对于亲水油层,在水驱过程中,由于水能很好地润湿孔壁,水易于驱净亲水油层内的油,而对亲油油层内的油则难以驱净。
根据实际油田统计资料,亲油油层的采收率目前最高的也只有45%左右,而亲水油层的采收率可达80%。
对均质润湿系统,公认水湿储层比油湿储层水驱更有效。
亲油油层,由于油能优先润湿岩石的颗粒表面,油与固体颗粒间存在着较强的附着力。
当注入水(或聚合物)进入亲油孔道时,由于油与岩石表面的附着力,使得水很难与岩石表面接触和在岩石表面流动,并且毛管力为驱油阻力。
另一方面,水的粘度比油更小,水会沿孔道中心窜流而留下油膜,成为残余油。
增大注水速度,这种窜流会更加明显。
表4—2显示出岩石表面润湿性不同对水驱油效果的影响,它是胜利油田某产层模拟试验所得。
实验中当采用硅油处理岩石时,会使岩石表面由亲水转变为亲油。
表4—2不同润湿性对驱油效果的影响
润湿性
不同注入倍数时釆收率,%
无水期
0.5
1.5
2.5
亲油
8.7
14.5
21.0
26.0
亲水
14.0
29.2
42.0
51.2
由上述试验结果可以看出,尽管层内的非均质程度相同,但由于岩石表面润湿性的变化,使注人孔隙体积倍数都为2.5时,两者釆收率的差值可达25.2%,这说明,不利的表面润湿性会加重地层非均质性所造成的不利影响。
有关润湿性对残余油饱和度的影响将在下节进行讨论。
第三节残余油饱和度的分布及测定方法*
一个油藏在经历了一次或二次采油后,其状况如何,必须对此有深入的研究和认识。
注水的结束,正是新方法实施的前题条件和起点,也是制订各种三次采油方案的依据。
比如,注水后岩石的润湿性如何,是否已发生反转或仅是润湿性程度上的改变?
小孔道是被堵塞或是被水冲刷变大,即渗透性是改善还是恶化?
残
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