生产管理知识生产
测井及信息处理基
础
圈闭条件，含油面积及与外界连通情况（包括油气水分布关系），同时
还要研究岩石物性、流体性质以及油层的断裂情况、断层密封情况等。
（3）分区分层组储量及可采储量计算。
（4）油层边界的性质研究以及油层天然能量、驱动类型和压力系统的
确定。
（5）油井生产能力和动态研究：了解油井生产能力、出油剖面、递减
情况、层间及井间干扰情况。对于注水井必须了解吸水能力和吸水剖面。
（6）探明各含油层系中油气水层的分布关系，研究含油地层的岩石物
性及所含流体的性质。
完成上述任务要进行的主要工作有地震细测、详探资料井和取芯资料
井、测井、试油试采分析化验研究等。
地震细测工作：在预备开发地区应在原来地震测试工作的基础上进行
加密地震细测。通过对地震细测的资料解释落实构造形态和断裂情况（断
层的走向、落差、倾角等），为确定含油带圈闭面积、闭合高度提供依据。
对于断块油藏主要弄清断块的大小分布及组合关系，并结合探井资料作出
油层构造图和构造剖面图。
详探资料井：详探工作中最重要和最关键的工作是打详探井，直接认
识地层。详探工作进展快慢、质量高低直接影响开发的速度和开发设计的
正确与否。因此对于详探井的数目的确定、井位的选择、钻井顺序及钻井
过程中必须取得的资料等都应做出严格的规定，并作为详探设计的主要内
容。详探井的密度应以尽量少的井而又能准确地认识和控制全部油层为原
则来确定。在一般简单的构造上井距通常在两公里以上，但在复杂的断块
油田上一口探井控制的面积在平方公里甚至更小。详探井的重要任务是认
识含油层的分布和变化，但同时还要兼顾探边、探断层工作。探井可能成
为今后的生产井，因此和以后生产井井网的衔接问题也必须予以考虑。详
探井的布置原则是结合不同的地质构造、具体研究确定。
通过详探井录井、测井解释、岩心分析和详细的地层对比，弄清油层
的性质及分布，为布置生产井网提供地质依据。同时，对主要隔层进行对
比，对其性质进行研究，为划分开发层系和生产层段提供依据。在断裂复
杂地区还应对断层性质进行研究并作出详细评价。在通过系统取芯分析和
分层试油及了解到分层产能后，可以确定出有效厚度下限，从而为计算储
量打下基础。
油井试采：油井试采是油田开发前必不可少的一个步骤。通过试采要
为开发方案中某些具体技术界限和指标提出可行的确定方法。通常试采是
分单元按不同含油层系进行的。要按一定的试采规划，确定相当数量能够
代表这一地区、这一层系特征的油井，按生产井要求试油后，以较高的产
量、较长时期地稳定试采。试采井的工作制度以接近合理工作制度为宜，
不应过大也不应过小。试采期限的确定要视油田大小而有所不同。总的要
求是要通过试采暴露出油田在生产过程中的矛盾，以便在开发方案中加以
考虑和解决。试采的主要任务是认识：a.油井生产能力，特别是分布稳定
的好油层的生产能力以及产量递减情况；b.油层天然能量的大小及驱动类
型和驱动能量的转化，如边水和底水的活跃程度等；c.油层的连通情况和
干扰情况；d.生产井的合理工艺技术和油层改造措施。此外，还应通过试
采落实某些影响开采动态的地质构造因素：边界影响、断层封闭情况等，
为合理布井和确定注采系统提供依据，为此，除了进行生产性观察和生产
测井外，还须进行一些专门的测试，如探边测试、井间干扰试验等。
通常情况下试采应分区块进行，因为试采的总目标是暴露地下矛盾、
认识油井生产动态。因此，油井的生产要有充分的代表性，既要考虑到构
造顶部的好油层、高产井，也要兼顾到边缘的差油层，同时必须考虑到油
水边界、油气边界和断层边界上的井，以探明边水、气顶及断层对生产带
来的影响。在纵向上试采层段的选择应照顾到各种不同类型的油层，尤其
是对于纵向上变化大的多层油藏，层间岩性变化大，原油性质不同，油气
水界面交错，天然能量差别大等，也应尽可能地分析有一定的试采井，以
便为今后确定开发层系和各生产层段的产能指标，提供可靠依据。
2.油田开发生产试验区和开发试验
经过试采了解到较详细的地质情况和基本的生产动态后，为了能够认
识油田在正式投入开发以后的生产规律，对于准备开发的大油田、在详探
程度较高和地面建设条件比较有利的地区，首先划出一块面积，用正规井
网正式开发作为生产试验区，是开发新油田必不可少的工作。生产试验区
也是油田上第一个投入生产的开发区，除了担负进行解剖任务之外，还有
一定的生产任务。
(1) 生产试验区的主要任务
1)研究主要地层
主要研究油层小层数目；各小层面积及分布形态、厚度、储量及渗透
率大小和非均质情况，总结认识地层的变化规律；研究隔层性质、分布规
律；进行小层对比，研究其连通情况。
2)研究井网
研究布井方式，包括合理的切割距大小、井距和排距大小以及井网密
度；研究开发层系划分的标准以及合理的注采层段划分方法；研究不同井
网和井网密度对油层的认识程度以及对各类油砂体对储量的控制程度；研
究不同井网的产量和采油速度以及完成此任务的地面建设及采油工艺方法；
不同井网的经济技术指标及评价方法。
3)研究生产动态规律
研究合理的采油速度及最大有效产量，油层压力变化规律和天然能量
大小，合理的地层压力下降界限，驱动方式及保持地层能量的方法。研究
注水后油水井层间干扰及井间干扰，观察单层实进、平面水窜及油气界面
与油水界面的运动情况，掌握水线形成及移动规律，各类油层的见水规律。
4)研究合理的采油工艺及技术以及增产和增注措施（压裂、酸化、防
砂、降粘）的效果。
(2) 开发试验区应包括的主要内容
1)油田各种天然能量试验：包括弹性能量、溶解气的能量、边水和底
水能量、气顶气膨胀能量，应认识其对油田产能大小的影响，对稳定产的
影响，不同天然能量所能取得的各种采收率及各种能量及驱动方式的转化
关系等。
2)井网试验：包括各种不同井网和不同井网密度所能取得的最大有效
产量和合理的生产能力，不同井网的产能变化规律等。
3)采收率研究试验和提高采收率方法试验：不同开发方式下各类油层
的层间、平面和层内的干扰情况，层间平面的波及效率及油层内部的驱油
效率以及各种提高采收率方法的适用性及效果。
4)影响油层生产能力的各种因素和提高油层生产能力的各种增产措施
及方法试验：影响油层产能的因素是很多的，例如边水推进速度、底水锥
进、地层原油脱气、注入水的不均匀推进，存在裂缝带等。而作为提高产
能的开发措施应包括油水井的压裂、酸化、大压差强注强采等。
5)与油田人工注水有关的各种试验：合理的切割距、注采井排的排距
试验，合理的注水方式及井网，合理的注水排液强度及排流量、注水时间
及注采比，无水采收率及见水时间与见水后出水规律的研究等。其它还有
一些特殊油层注水，如气顶油田注水、裂缝油田注水、断块油田注水及稠
油注水、低渗透油层注水等。
6)稠油热采、注蒸汽及混相驱替实验。
在试验过程中，生产测井的主要目的是确定分层产液量及性质，在注
入井中确定吸水层位及吸水剖面、吸汽剖面，检查射孔效果等。
总之各种开发试验应针对油田实际情况提出，而在油田的开发过程中
必须始终坚持试验，因为开发过程本身就是一个不断深入进行各种试验的
过程。
详探及油田开发的准备阶段的各项工作在油气勘探开发的过程中，构
成一个独立的不能忽视的阶段，是保证油田能科学合理开发所必须经过的
阶段，两者可能相互交替进行，如井的布置要穿插进行，注采工程要穿插
进行等。
二、开发方案设计
油田开发方案是在详探和生产试验的基础上，经过充分研究后，使油田投
入长期和正式生产的一个总体部署和设计。开发方案的优劣决定着油田今
后生产的好坏，涉及国家资金、人力投入及经济效益等。
油田开发方案应包括的内容有:油田地质情况；储量计算；开发原则；开发
程序；开发层系、井网、开采方式、注采系统；钻井工程和完井方法；采
油工艺技术；开采指标；经济效率；实施要求。测井和生产测井技术始终
贯穿在各个环节中。
1.油田开发方针和原则
油田开发必须依据一定的方针进行，其正确与否直接关系到油田今后
生产的经济效益。正确的油田开发方针应根据油田具体情况和长期经验及
国民经济的发展要求制订。开发方案编制不能违背这些方针。开发方针的
制订应考虑如下几方面的关系：（1）采油速度；（2）油田地下能量的利
用和补充；（3）采收率大小；（4）稳产年限；（5）经济效果；（6）工
艺技术。
在编制开发方案时，必须依据这一方针，制订与之相适应的开发原则，
这些原则应对以下几方面的问题作出具体规定。
1） 规定采油速度和稳产期限
2） 规定开采方式和注水或强采方式
规定利用什么驱动方式采油，开发方式如何转化（如弹性驱转溶解气
驱再转注水、注气或注蒸汽、聚合物等）。如果决定注水，应确定是早期注
水还是后期注水。
3） 确定开发层系
一个开发层系，是由一些独立的，上下有良好隔层，油层性质相近，
驱动方式相近，具备一定储量和生产能力的油层组合而成。它用独立的一
套井网开发，是一个最基本的开发单元。当我们开发一个多层油田时，必
须正确地划分和组合开发层系。一个油田要用哪几套层系开发，是开发方
案中的一个重大决策，是涉及油田基本建设的重大性技术问题，也是决定
油田开发效果的很重要的因素。如何划分和确定开发层系在下一小节中将
作类门讨论。
4） 确定开发步骤
开发步骤是指从布置基础开始，一直到完成注采系统、全面注水和采
油的整个过程中
所必经阶段和每一步的具体作法。
a. 基础井网布置：基础井网是以某一主要含油层为目标而首先设计
的基本生产井和
注水（汽、气等）井。它是进行开发方案设计时，作为开发区油田地质研
究的井网。研究时要进行准确的小层对比工作，作出油砂体的详细评价，
为层系划分和井网布置提供依据。
b. 确定生产井网和射孔方案：根据基础井网，待油层对比工作做完
以后，全面部署
各层系的生产井网，依据层系和井网确定注采井别，进行射孔投产；
c.编制注采方案：全面打完开发井网后，落实注采井别，确定注采井段，
编制注采方案。
5）确定合理的布井原则
合理布井要求在保证采油速度的条件下，采用井数最少的井网最大限
度地控制地下储
量以减少损失，并使绝大部分储量处于水驱（气、汽驱）范围内。
6）确定合理的采油工艺
三、开发层系划分
国内外已开发的油田，大多数是非均质多层油田。由于诸油层在纵向
上的沉积环境不可能完全一致，因而油层特性自然会有所差异，所以开发
过程中层间矛盾的出现也不可避免。若高渗透层和低渗透层合采，则由于
低渗透层的流动阻力大，生产能力往往受到限制，低压层和高压层合采，
低压层往往不出油，甚至高压层的油有可能穿入低压层。在水驱油田，高
渗透层往往会很快水淹，合采时会使层间矛盾加剧，出现油水层相互干扰
造成开发被动，严重影响采收率。
在注水油田中，主要油层出水后，流动压力不断上升，全井的生产压
差越来越小。这样注水不好的差油层的压力可能与全井的流压相近，因而
出油不多甚至无油产出，在逆压差较大时还会出现高压含水层的油和水往
油层中的倒流现象。这就是见水层与含油层之间的倒流现象，如图 1—1所
示。这一现象利用流量计测量
结果可以区分。因此只有合理
划分开发层系才能充分发挥各
主要出油层的作用，提高采油
速度，缩短开发时间并提高基
本投资的周转率。确定了开发
层系，一般就确定了井网的套数。多层油田的油层参数往往高达几十个，
开采井段有时可达数百米。采油工艺的任务在于充分发挥各油层的作用，
使它们吸水均匀和出油均匀，所以往往必须采取分层注
水、分层采油和分层控制的措施。目前的分层技术还不可能达到很高的水
平，因此就必须划分开发层系，使一个生产层内部的油层不致过多，井段
不致过长，更好地发挥工艺手段的作用。
1.划分开发层系的原则
划分开发层系，就是把特征相近的油层合在一起，用一套井网单独开
采，划分开发层系应考虑的原则是：
（1）把特性相近的油层组合在同一开发层系内，以保证各油层对注水
方式和井网具有共同的适应性。油层相近主要体现在：沉积条件相近；渗
透率相近；组合层系的基本单元内油层的分布面积接近；层内非均质程度
相近。通常人们以油层组作为组合开发层系的基本单元，有的也以砂岩组
划分和组合开发层系。因为砂岩组是一个独立的沉积单元，油层性质相似。
（2）各开发层系间必须有良好的隔层，确保注水条件下，层系间能严
格分开，不发生层间干扰。
（3）同一开发层系内油层的构造形态、油水边界、压力系统和原油物
性应比较接近。
（4）一个独立的开发层系应具有一定的储量，以保证油田满足一定的
采油速度、具有较长的稳产时间。
（5）在分层开采工艺所能解决的范围内，开发层系划分不宜过细。
综上述，开发层系的合理划分是油田开发的一个关键部署。若划分的
不合理或出现差错，将会给油田开发造成很大的被动，以至于不得不进行
油田建设的重新设计和部署，造成很大浪费。这样的教训无论在国外还是
在国内都不鲜见。例如有的油田在划分开发层系时，未发现隔层尖灭和油
层重叠现象，投产后二层系之间油水互窜；有的油田上下油层驱动方式不
同，上部是封闭弹性驱，下部活跃水驱，合采时相互干扰严重。
四、砂岩油田的注水开发
原油在地层中从远离井筒的地方流向井筒，需要一定的动力。一个油
藏的天然能量，包括边水、底水水压，原生气顶和次生气顶的膨胀，原油
中溶解气的释放和膨胀，油层和其中原油的弹性能量等。不同油藏天然能
量的类型和大小各不相同，即驱动方式不同。利用天然能量，可以采出一
部分原油，但一般情况下只能在一段时间内起作用，且发挥不均衡，难于
调整和控制。
利用人工注水保持油藏压力，是采油历史上一个重大转折。从二十年
代末开始到现在已有 60多年的注水历史。人工注水开发油田的优点是能持
续高产、驱油效率高、采收率高、经济效益高、易于控制等。
用人工注水开发油田时，油井与油井之间、注水井和注水井之间存在
强烈的相互影响，因此在注水开发的油田上不能只单井研究，必须把油田
作为一个整体看待，把油田上相互连通的全部油水井作为一个相互联系、
相互制约的开采系统考虑，对整个开发区进行综合研究、设计和调整。因
此，注采井网的确定是油田开发设计中的关键问题。
1.注水方式
注水方式就是注水井在油藏中所处的部位和生产井及注水井间的排列
关系。注水方式
也称注采系统，归结起来主要有边缘注水、切割注水、面积注水和点状注
水四种。
（1）边缘注水
边缘注水方式采用条件为油田面积不大，构造比较完整，油层稳定，
边部和内部连通性好，油层的流动系数（有渗透率，有效厚度，原油粘度）
较高，特别是钻注水井的边缘地区要有较好的吸水能力，能保证压力有效
传播。边缘注水根据油水过渡带的油层情况又分为以下三种。
1）缘外注水：注水井按一定方式分布在外
油水边界处，向边水中注水。如图 1—2 所示，
为某油田开发井位图。把外油水边界以外的
6、25、15、17、4、16、18、19、25 等转为
注水井，就构成了边外注水方式。
2）缘上注水：一些油田在含水边缘以外
的地层渗透率显著变差，为了保证提高注水
井的吸水能力和保证注入水的驱油作用，将
注水井布在含油层外缘上，或在油藏以内距
含油外缘不远的地方，在图 1—2，假如外油水
边界以外岩性变差，则可让 25、19、24、21、
5、22井转注即缘内注水。
3）边内注水：如果地层渗透率在油水过渡带很差，或过渡带注水不适
宜，可将注水井布置在内含油边界内，以保证注水见效。
前苏联的巴夫雷油田，面积为 80平方公里，平均有效渗透率为 600毫
达西，油层比较均匀、稳定，边水活跃。采用边外方式注水后，油层平均
压力稳定在。注水后的五年内，原油日产量稳定，年采油速度达 6％（按可
采储量计算）。我国老君庙油田，面积较小，有边水存在，L 和 M 油层初期
采用过边外注水。
边缘注水方式适用于边水比较活跃的中小油田。优越性是油水边界较
完整、容易控制、无水采收率较高。若辅以内部点状注水，则可取得很好
的开发效果。不适用于面积大的油田。
(2)边内切割注水方式
对于大面积、储量丰富、油层性质稳定的油田，一般采用边内切
割注水方式。在这种方式下，利用注水井排将油藏切割成为较小单元，
每一块面积（切割区）可以看成是一个独立的开发单元，分区块进行
开发调整。见图 1—3。
边内切割注水方式的应用条件是，油层要大面积分布，注水井排上可以形
成比较完整的切割水线；保证一个切割区内布置的生产井与注水井有较好
的连通性；油层有一定的流动系数，保证生产井与注入井间压力传递正常。
大庆油田面积大，采用了边内切割早期注水方式开采。其中一些好的
油层（占储量 80—96％）的油砂体都能延伸到 公里以上，具备采用这
一方式的条件。
美国的克利——斯耐德油田，面积 200 平方公里，初期靠弹性能量开
采并转为溶解气驱方式。为了提高采油速度，研究了四种不同注水方式。
采用切割注水方式后，油田由溶解气驱变为水压驱动，油层压力得到恢复，
大部分油井保持了自喷。
采用边内切割注水的优点是，可以根据油田的地质特征选择切割井排
的最佳方向及切割区的宽度；可以根据开发期间认识到的油田详细地质构
造资料，修改已采用的注水方式。在油层渗透率具有方向性的条件下采用
行列井网时，只要弄清油层渗透率变化的主要方向，适当控制注入水的流
动方向，就可取得较好的开发效果。
这种方式的不足之处是对油层的非均质性适应性较差，对于在平面上
油层性质变化较大的油田，往往使相当部分的注水井处于低产地带，注水
效率不高，注水井间干扰大。注水井成行排列，在注水井排两边的开发区
内，压力不总是需要一致，地质条件也不相同，因此会出现区间不平衡。
另外由于生产井的外排与内排注水影响不同，因而开采不均衡，内排生产
能力不易发挥，外排生产能力大，见水快。
在计划采用或现已采用的行列注水油田，为了发挥其特长，主要采用
以下措施：选择合理的切割宽度；确定最佳的切割井排位置；辅以点状注
水，强化行列注水系统；提高注水线同生产井井底之间的压差等方式提高
切割注水效果。
（3）面积注水方式
面积注水方式是将注水井按一定几何形状和一定的密度均匀地布置在
整个开发区上，各种井网的特征如图 1—4所示。根据油井和注水井相互位
置及构成井网的形状，面积注水可分为四点法、五点法、七点法、九点法、
歪七点和正对或与交错式排状注水。
面积注水方式采用的条件如下：
1）油层分布不规则，延伸性差，多呈透镜状分布，用切割式注水不能
控制多数油层，注入水不能逐排影响生产井。
2）油层的渗透性差，流动系数低，用切割式注水由于注水推进阻力大，
有效影响面积小，采油速度低。
3）油田面积大，构造不够完整，断层分布复杂。
4）适应于油田后期的强化开采，以提高采收率。
5）油层具备切割注水或其它注水方式，但要求达到更高的采油速度时
也可考虑采用。
2.注采井网
从平面上看，注水和采油均在井点上进行。在注水井和生产井之间存
在着压力差，并
且被流线所连接。在均匀井网内连接注水井和生产井的是一条直线，是这
两井间的最短流线，沿这条线的压力梯度最大。于是注入水在平面上将沿
着这条最短流线推进到生产井，以后才沿其它流线突入，这就是注入水的
后进现象。水波及区在井网面积中所占的比值就是均匀井网见水时的面积
波及效率，表示为
式中、分别为油藏面积和波及面积，体积波及效率和油藏的采收率分别表
示为
式中、——分别表示油藏平均厚度和波及厚度；——垂直波及效率；，——
原始含油饱和度和残余油饱和度。波及效率与油水的流度相关，油水的流
度比等于
式中——水的有效渗透率，；
——油的有效渗透率，；
——水的粘度，；
——油的粘度，；
在一定油层条件下，均匀井网见水时的面积扫油效率取决于井网形状
和油水流度比。下面根据不同几何形状的井网分别叙述。
1） 五点法
五点法井网为均匀正方形（图 1—5），注水井布置于每个正方形注水单元的
中心上，
每口注水井影响四口生产井，而每口生产井受四口注水井影响，注采比为，
属强注强采的布井方式。在地层均质等厚的情况下，流度为 1 时，油井见
水时的扫油系数为 。油井见水后继续生产，面积波及系数将不断增大。
面积扫油效率（也叫扫油系数）与流度比有很大关系，流度比越大，同一
注水强度时，扫油系数越小。
2） 七点法
注水井布置在正三角形的顶点，三角形的中心为一口井，即油井构成正六
边形，中心
为注水井，每口油井受三口注水井的影响，每口注水井控制六口油井，注
采比为。根据理论计算，在均质等厚地层中，油水流度比为 1 时，见水的
面积波及系数为 ，这一方式由于波及系数较高、注采井数较为合理，
往往为面积注水时采用。
除了五点、七点法之外，还有四点、歪四点、九点、反九点、直线排状和
交错排状井网等。井网选取的主要根据是油藏形状和油层特性。不同井网
的波及系数与流度比的关系不一样。常用井网大都是由相同单元组成的几
何井网，井网根据一个单元内所含的井数命名，以注水井为中心的井网叫
“反”井网。表 1—1给出了各种井网的几何特征；图 1—5
表 1—1注水井网特征
井网 四点
歪 四
点
五点 七点 九点
反 九
点
直 线
排状
交 错
排状
注水井与
采油井的
井数比
1:2 1:2 1:1 2:1 3:1 1:3 1:1 1;1
单元几何
形状
等 边
三 角
形
等 腰
三 角
形
正 方
形
正 六
边形
正 方
形
正 方
形
长 方
形
长 方
形
是相应井网的示意图。除此之外，由于有的油藏面积小或是试验需要，也
可能单独出现二点、三点、反五点及反七点井网。不同面积注水后波及系
数与流度比的试验曲线见图 1—6至图 1—9。采油井见水后继续注水波及系
数要增大。油层渗透率在平面上都是非均质的，且经常表现出一定的方向
性，如沿河道砂岩延伸方向的渗透率常高于垂直砂岩体方向的渗透率。若
五点井网的注水井排与最大渗透率方向平行，则波及系数较各向同性层为
高（图 1—10），若五点井网的注水井排与最大渗透率方向垂直，则波及系
数较各向同性层低（图 1—11）。
图 1-6五点井网的流度比与波及系数的关系
图 1-7直线排状井网的波及系数与流度比关系
图 1-8 直线交错井网的波及系数与流度比关系(井距与排距相等,曲线上的数字为含水
率)
图 1-9反九点井网在各种边井含水率()下的波及系数与流
度比关系图(角井与边井的产量比为 ,边井极限含水率为 )
图 1-10最大与最小渗透率比值为 16的水平各向异性层上的五点井网
的波及系数与流度比关系图(最大渗透率方向与注水井排方向一致)
图 1-11最大与最小渗透率比值为 16的水平各向异性层上的五点井网的波及
系数与流度比关系图(最大渗透率方向与注水井和生产井连线的方向一致)
图 1-12垂直裂缝方向与注水井和生产井连线平行时,裂缝长度对波及系数的影响
压裂是最有效的增产增注手段之一。实践证明，人工压裂造成的地层
裂绝大部分是垂直于层面的。对于天然裂缝，驱动方向与裂缝方向成角时，
见水时的波及系数高于各向同性层。驱动方向与裂缝方向一致时，见水时
波及系数降低（图 1—12）。裂缝愈长，对见水时的波及系数影响愈大。天
然裂缝和人工裂缝的方位取决于地质条件。在有天然裂缝的油藏和进行过
大量压裂改造的油藏中进行注水时，要考虑裂缝方向。水平裂缝对波及系
数的影响相当于井径扩大，随裂缝半径的增大，对低渗透油层波及系数会
有所增加。
五、开发井网部署
油田开发的中心就是合理分层系部署生产井网。井网研究中通常涉及
的有三个问题：（1）井网密度；（2）一次井网与多次井网；（3）布井方
式。在井网密度方面，通常是先期采用稀井网，后期加密。布井次数方面
常采用多次布井方式。布井方式前面已讨论过。
1.油层砂体研究及基础井网布置
油层砂体研究是布置井网的基本工作。研究的问题之一是各油层组的
油砂体延伸长度问题。图 1—13 表示的是三个油层组不同井距可控储量的
百分数。由图知，最上面一组油层（组），延伸长度大于 5公里时，其控制
储量占总储量的 90％以上，所以是大片连通的。组油层大于 5 公里以上的
油砂体的储量为 75％左右，3公里以上的为 80％，也是一组比较好的油层。
油层延伸长度大于 5公里的只占 30％储量，3公里以上的只有 50％的储量，
1公里以上的也只占 80％。因此，对于这三组油层不能盲目部署开发方案，
应依据基础井网取得的补充资料最终落实油层分布并布置开发井。
油层砂体研究的第二个问题是不同类型油砂体的渗透率、压力等参数的变
化情况。如图 1—14是不同渗透率的油砂体所统计而得到的储量分布曲线。
由图可知三个油层组的油砂体的渗透率高低及分布特征不同。组油层渗透
率高而且较均匀，其渗透率大于 400 毫达西的油砂体的储量占全油层组总
储量的 80％以上，说明这一油层物性好，分布面积广，具备高产条件。选
定该层作为主要目的层布置基础井网是完全可行的。
油层砂体研究之后，选定一个分布稳定、产能高、有一定储量，已由
详探井基本控制并具有开发条件（隔层性能好）的油层作为开发对象布置
井网。这套井网叫基础井网。主要油层可以按此基础井网进行开发。其它
井网可以按此井网所取得的地质资料进行开发设计。
基础井网是开发区的第一套正规生产井网。它的开发对象必须符合如
下要求：（1）油层分布均匀稳定，形态比较易于掌握；（2）控制该层系
的储量达 80％以上；（3）隔层良好，确保各开发层系能独立开采，不发生
窜流；（4）油层渗透性好，有一定的生产能力；（5）具有足够的储量，
具备单独布井和开发条件。
基础井网布置后，依据所取得的详细资料对本地区的地质情况全面解
剖，然后部署全开发区各层系的开发井网。表 1—2列出的是某一开发区根
据基础井网进行研究的结果。通过研究对该开发区的地质情况就会有一个
深入的认识。
表 1—2油砂体研究结果统计表
不同渗透率油砂体占本组储量百分率
％
不同延伸长度油砂体占本组储
量累积百分率％
不同面积油砂体占本组储
量百分率％
项
目
油
层
组
>800
毫 达
西
800-500
毫达西
500-300
毫达西
<300
毫 达
西
>3200
米
1600
米
1100
米
600
米
>10
平方
公里
10-5
平方
公里
5-3
平方
公里
<3
平方
公里
2.布井方案
在详细研究及基础井网布置的基础之上。确定出适合本油田开发方式、
层系划分、
注水方式和井网布置方案。布井方案主要分四个布骤：
第一步：划分开发层系，确定本油田用几套井网开发并对每一层系分
别布井。
第二步：确定油水井数目。若已给定本开发区的采油速度为，地质储
量为，平均单井日产量为，则可算得本开发区的生产井数为
由此可得井网密度
，
第三步：布置开发井网
第四步：开发指标计算和经济核算。表 1—3是对某开发区的某一层系两种
注水方式下的一些主要技术指标和经济指标的计算结果。由表可知由于此
开发层系的地质情况较差，油砂体延伸范围小，不宜采用面积注水，应采
用行列注水。
表 1—3不同注水方式开发指标对比
注水方式
指标
行列注水 四点法面积注
水
井网密度口井/平方公里
前十年平均单井产量吨/日 12 17
<15吨/日的井数百分率％ 80 35
前十年平均采油速度％
对油砂体控制的储量％ 68 80
建成万吨原油年产能力所需投资万元/万吨/年 220 180
建成万吨原油年产能力所需钢材吨/万吨/年 370 310
经
济
效
果
前十年平均采油成本元/吨 50 40
六、油田开发调整
无论采用何种开采方式、井网系统、层系划分和驱动类型投入开发的
油田。为了延长稳产期提高采收率，都要选择适当时机，进行必要的开发
调整。开发调整主要包括层系调整，井网调整，驱动方式调整和开采工艺
调整。生产测井技术在开发调整中主要用于提供注采储层及井身结构动态
信息。
1.层系调整
在多层油藏中，往往包含了众多在水动力学上相互连通的含油砂体或
单层，有时在注水条件下用一套井网开发是不可能的，需要分成若干个开
发层系，用不同的井网开发。例如大庆油田从萨尔图到高台子底部，从压
力系统到油水界面的一致性来看，可以认为是一个油藏。如用一套井网进
行开采，每口井的射孔层段可能长达 300米。这样会给开采带来很大困难，
由于层间渗透率不同，注水开采时将发生井间干拢现象。油层压力小于流
动压力时，会发生倒灌现象。
油田开发过程中，一个层系中的单层之间，由于注采的不均衡产生了
新的不平衡，需要进行更进一步的划分。这时可能出现两种情况：一是在
一个开发层系的内部更进一步划出若干个开发层系；一是在相邻的开发层
系中将开发得较差的单层组合在一起，形成一个独立的开发层系。
2.井网调整
通常认为密井网比稀井网能得到高的采收率。实际情况是在同样的开
采制度下，密井
网区压降大，有更多的石油向这里流动。把这一原理推广到不同的油藏就
不恰当。应从地质和经济两方面考虑井网密度问题。简化油藏为一个均质
各向同性储层，随井网密度增加，井间干扰加剧，从而降低了增加井数的
增产效果。图 1—15 表示了经济效益与井数的示意关系。由图可知，开发
初期，随井数增加经济效益增加快，当达到合理井数之后，经济效益随井
数的增加不明显，若继续增加，达到
经济极限井数之后，经济效益要明显
下降。在油田投产初期，应钻生产井
的合理井数不应超过油田最终开采井
数的 80％，余留的 20％的井数应考虑
在油田开发的中后期调整使用。
加密钻井进行井网调整，可以使
开发的比较差的油砂体的效果得到改
善；对于已处于直接水驱下的油砂体
加密后有利于提高全油藏的产量。但
不会有效降低油水比。
还有一种调整是水流方向调整和注水方式调整，如间歇注水等。调整
水驱油的流动方向，对有裂缝的油田特别重要，水驱方向与裂缝延伸方向
相同时，水驱效果最好。
3.开采工艺调整
溶解气驱开发的油田，随着压力的下降，油藏的能量不能把油举至井
口，需要人工举升。注水油田中，随开发的进行，含水率不断上升，流动
压力不断升高，井底生产压差降低，井的产油量不断下降，也需要人工举
升，前者用于补充压力不足，后者着眼于提高排液量，我国大部分油田属
后一种情况。针对这一情况，油田普遍采用电潜泵和水力活塞泵满足提高
排液量的需要，常规有杆泵已不能有效维持正常生产。油田从自喷进入人
工举升是一个很大调整，要经历一个较长的时间。同时应根据注采平衡的
要求进行注水调整，包括增加注水井点和提高注入压力等。一般认为注水
井的井底压力应低于油藏的破裂压力。当注水井的井底压力高于地层破裂
压力时，会出现水窜和油井暴性水淹的情况（克拉玛依油田），此时必须严
格控制注水压力，不使油层中的裂缝张开。在某些情况下，允许注水压力
高于破裂压力。
矿场实验证明，油井见水并生产到含水率极高（98％），水驱油的面积
波及系数接近 80％，垂向波及系数在之间。此时，在高含水情况下通过加
密井提高体积波及系数不会有太大效果。着眼点应放在改善垂直波及系数
上。采用调剖技术调整吸水剖面，并与聚合物改善驱油效率相结合，可以
取得较好的效果。
油田开发的过程是一个不断认识、不断改造的过程。对油田的不断认
识是油田改造的基础。油田开发的调整是否有效，取决于对油藏的了解程
度。对油藏的认识是对油藏进行地质、地球物理，岩样、流体样品和生产
资料研究的综合。生产测井技术是认识动态油藏的一个重要手段。
第二节油藏流体向井流动
油藏流体的向井流动指原油或其它介质沿渗流通道从地层向生产井底的流
动。流动规律满足达西定律。流动状态分单相渗流和多相渗流。
一、单相液体的流入动态
根据达西定律或径向压力扩散方程，对于圆形地质中心的一口井，供
给边缘压力不变时，其产量公式表示为：
（1—1）
或（1—2）
对于圆形封闭地层，相应的产量公式为
(1—3)
用平均压力表示时
（1—4）
式中——油井产量（地面），引入流量计确定的流量时，用取代；
——油层的有效渗透率；
——原油体积系数；
——油层有效厚度；
——地层油的粘度；
——泄油边界压力；
——油井（层）平均地层压力；
——井筒流动压力；
——泄油边缘半径；
——井眼半径；
——表皮系数。与侵入带、射孔及地层损害程度有关。可由压力恢复曲线
求得；
——单位换算系数（见表 1—4）
非圆形封闭泄油面积的油井产量公式，可根据泄油面积的形状和油井
位置进行校正。具体方法是令，由图 1—16查得。
表 1—4采用不同单位制时的 a值
参数
单位制
产量 渗透率 厚度 粘度 压力
单位换算系数
a
渗流力学达西单位 厘/秒 达西 厘米 厘泊 大气压 1
法定单位（SI单位） /秒 米 帕 1
英制实用单位 桶/日 毫达西 英尺 厘泊
法定实用单位 /日 微 米 毫 千帕
图 1-16泄油面积形状与油井位置系数
（1—1）式表示的是油井产量与井底流压的关系，它反映了油藏某一油层
向该井的供油能力，在直角坐标中是一直线，简称 IPR 曲线，如图 1—17
所示，图中是流压为 0 时的产量，叫绝对敞喷产量，主要用于对比同一油
田中不同井的动态。J为采油指数。用采
油指数表示上述公式的形式为：
(1—5)
或（1—6）
图 1-17直线 IPR曲线
采油指数 J 是一个反映油层性质、流体参数、完井条件及泄油面积与产量
之间关系的综合指标，数值等于单位压差下的油井产量，可以用 J 的数值
大小评价分析油井的生产能力。一般用稳定试井确定 J 值，方法是测得个
稳定工作制度下的产量及流压绘制该井的 IPR 曲线。单相液体流动时 IPR
曲线为直线，其斜率的负倒数便是采油指数。有了采油指数，可以预测不
同流压下的产量，同时可根据（1—5）、（1—6）式确定地层压力和地层参
数（）。对于分层开采的层状油藏，可以利用生产测井流量资料确定分层产
量和流压，从而导出各层的采油指数及地层参数。这是对稳定试井技术的
发展。
例 1—1井位于面积的等边三角形泄油面积的中心；井眼半径米；由高压物
性参数分析得到,；由于恢复试井资料求得。根据表 1—5 的测试资料绘制
IPR曲线，并求采油指数 J，及油层压力和地层参数()。
表 1—5井实测数据
流压 千帕
产量
解
1. 绘制 IPR曲线，求采油指数 J（图 1—18）
查图 1—16知
2. 求
3.外推直线至处得地层压力为 12000 千帕(12 兆帕)。由于改变工作制度后
会产生一些误差，（、）数据点不可能严格地在一直线上，可采用最小二乘
法确定 IPR 线的斜率。对于单相流动，由于 IPR 曲线是直线，按上述几种
定义求出的采油指数是相同的。多相流动的 IPR 曲线，斜率为变量，按上
述几种方法求得的采油指数不同。对于具有非直线型 IPR 曲线的油井，在
使用采油指数时，应说明相应的流动压力，而且不能简单地用某一流压下
的采油指数来直接推算不同流压下的产量。
当油井产量很高时，井底附近将出现非达西渗流，渗流速度和压力梯
度不成线性关系，达西定律被破坏，称非线性渗流。此时油井产量和生产
压差之间的关系可用下列由实验得出的半经验关系表示：
（1—7）
式中——油井平均地层压力，千帕；——井底流动压力，千帕；
——油井地面产量，；——有效渗透率，；
——地层有效厚度，米；——原油粘度，；
——原油体积系数；——井眼半径，米；
——由图 1—16查得；——原油密度，；
——紊流系数，千帕（）；——紊流速度系数，。
紊流速度系数由下式计算：
在单相流动条件下出现非达西渗流时，可以利用生产测井流量资料确定的
产量和压力数据求（1—7）式中的和值。把（1—7）式写为
（1—8）
由此可知与呈线性关系，斜率为，截距为。
对于油水两相渗流地层。每一相流体边缘压力不变时的产量表示为：
水（1—9）
油（1—10）
总的产油指数表示为：
（1—11）
式中——水的粘度；
——水的体积系数；
——水的有效渗透率。
二、油气两相向井流动
油田开发过程中，压力不断下降，当井底压力低于饱和压力时，井底附近
原来溶解在油中的天然气逐渐分离出来，出现油气两相渗流区，此时油藏
流体的物理性质和相渗透率明显随压力改变而改变。因此溶解气驱油藏的
油层产量与流动压力的关系是非线性的。
1.流量与压力的一般关系
根据达西定律，对于平面径向流，油井的产量公式为：
把（相对渗透率）代入上式并积分得：
（1—12）
式中、及都是压力的函数，只要找到它们与压力的关系，就可求得积分，
从而找到产量和流压的关系。、不难由高压物性资料或经验相关式得到，而
与压力的关系则必须利用生产油气比、相渗透率曲线确定。
对油和气分别利用达西定律可得到两相渗流时任一时间的当前生产油气比：
（1—13）
式中，为溶解油气比；渗透率、粘度及体积系数的下角——油，——气。
由已知的压力、温度和流体性质，就可确定出（1—13）式中的、、、、
。给出（地面计量或利用生产测井解释结果）油气比后，就可求得不同压
力下的值。然后利用相对渗透率曲线（图 1—19）作出与饱和度的关系曲线
（图 1—20）。从而就可以求得相应压力下的
含油饱和度，并绘出给定生产油气比下的压
力与饱
和度的关系曲线（图 1—21），利用图 1—21
和图 1—19 就可求得不同压力下的相对渗透
率，这样就可以绘出与压力的关系曲线（图
1—22）。利用图 1—22 可求得 1—12 式中的
积分。取不同的积分下限就可得到不同流
压下的产量，并绘出 IPR 曲线。溶解
气驱油藏关井后所能测
得的是泄油面积内的平
均压力，而不是泄油面积边缘压力。用代替后，（1—12）式表示为：
（1—14）
相应的采油指数是：
（1—15）`
由式（1—15）知：
（1）生产压差增大时，由于积分面积不能成倍增加，J 与生产压差是非线
性关系。同一油藏压力下，采油指数将随生产压差的增大而减小。
（2）在相同生产压差下，油藏压力高时的曲线面积大于油藏压力低的曲线
面积。因而，溶解气驱油藏，其采油指数将随油藏压力的降低而减小。
（3）采油指数与生产油气比有关。因为不同的值有不同的和曲线。
为了预测未来采油指数的变化，必须知道未来的油藏压力及饱和度。显然
利用上述方法绘制当前和预测未来的 IPR 曲线十分繁琐。因而在油井动态
分析和预测中都采用简便的近似方法来绘 IPR曲线。
2.无因次 IPR曲线和 Vogel方程
1968 年 1 月 Vogel 发表了适用于溶解气驱油藏的无因次 IPR 曲线及描述该
曲线的方程。它们是根据用计算机对若干典型的溶解气驱油藏的流入动态
曲线的结果提出的。计算时假设：（1）圆形封闭油藏，油井位于中心；
（2）均质地层，含水饱和度恒定；（3）忽略重力影响；（4）忽略岩石和
水的压缩性；（5）油、气组成及平衡不变；（6）油气两相的压力相同；
（7）拟稳态下流动，在给定的某一瞬间，各点的脱气原油流量相同。
Vogel对不同流体性质、油气比、相对渗透率、井距及压裂过的井和井底有
污染的井等各种情况下的 21个溶解气驱油藏进行了计算。结果表明 IPR曲
线都有类似的形状，只是高粘度油藏及油井污染严重时差别较大。排除这
些情况之后，绘制出了如图 1—23所示的参考曲线（称 Vogel曲线）。用方
程表示为：
（1—16）
式中是流压为零时的最大产量。图 1—23 中的为采出程度。（1—16）式可
看作是溶解气驱油藏渗流方程通解的近似解。除高粘度及井底污染较严重
的油井外，参考曲线更适合溶解气驱早期的情况。应用 Vogel 方程可以在
不涉及油藏及流体性质资料的情况下绘制油井的 IPR 曲线和预测不同流压
下的油井产量，使用很方便。
图 1-23参考曲线与计算的 IPR曲线的比较
例 1—2已知 B井油藏平均压力千帕，流压千帕时的产量。试利用 Vogel方
程绘制该井的 IPR曲线。
（1） 计算
（2） 预测方程为
如果不知道油藏压力，只要测得两种工作制度下的产量和及相应的流压、，
可用下式计算油藏平均压力后，再计算 IPR曲线。
(1—17)
式中
3.不完善井 Vogel方程的修正
Vogel在建立无因次流入动态曲线和方程时，认为油井是理想的完善井。即
油层部分的井壁是完全裸露、井壁附近的油层未受污染而保持其原始状况。
实际油井并非理想的完善井。就完井方式而言：射孔完成的井为打开性质
上的不完善井；为防止底水锥进而未全部钻穿油层的井为打开程度上的不
完善井；另外在钻井或修井过程中油层受到污染或进行过酸化、压裂等措
施的油井，其井壁附近的油层渗透率会有不同程度的改变，因而使油井（层）
不完善。这些因素会增加或降低井底附近的压力降（如图 1—24），从而改
变了油井向井流动特性。油井的完善程度可用流动效率 FE表示：
（1—18）
式中——平均油藏压力；
——完善井的流压；
——同一产量下实际非完善井的流压；
——非完善井表皮附加压力降，
（1—18a）
假定油层未受污染的渗透率为，受污染区的渗透率为，污染半径为。根据
稳定流公式，可导出计算的公式。
完善井（1—19）
图 1-24完善和非完善井周围的压力分布示意图
非完善井（1—20）
由上述三式得：
令（1—21）
则(1—22)
式中的称表皮系数或井壁阻力系数。由于及难于确定，所以无法利用
（1—21）式确定表皮系。通常利用压力恢复曲线确定值。
完善井；增产措施后的超完善井；油层受污染的井。
由压力恢复曲线得到和后，可由下式计算：
(1—23)
此时，利用 Vogel 方程时，应将其中的流动压力用理想的完善井的流压代
替原方程中的，即
（1—24）
（1—25）
例 1—3C井，千帕时的产量，.试计算该井的 IPR曲线。
解：
（1） 根据已知数据计算该井在时的最大产量
千帕
（2） 预测不同流压下该井的产量：
，千帕所对应的
千帕。
按上述步骤计算可得到不同流压下的产量。
（1—24）式适用于的低效流动井。
对于高效流动井，Harrison 提供了的无
因次 IPR 曲线（图 1—25）。可用于计算高流
效低压井的 IPR曲线。
三、单相、两相同时存在时的向井流动
许多油井从压力高于泡点压力的油藏生产，但在某一径向位置压力低于泡
点压力。
因此同时出现单相和两相流
动。
时典型的 IPR 曲线如图
1—26 所示。在时，由于油藏
中
为单相液体流动，采油指数
J为常数，IPR曲线为直线：
（1—26）流压等于饱和压力
时的产量为：
（1—26a）
当后，油藏中出现两相流
动，IPR 曲线由直线变成曲线
(图 1—26)，如果用及代替
Vogel 方程中的及。则可用
Vogel 方程描述时的流入动态。由此可得：
（1—27）
分别对（1—26）、（1—27）两式积分可得：
在点，上述两个导数相等，即：
（1—28）
将代入（1—28）式得：
（1—29）
如果测试时流压低于饱和压力，则由（1—26a）、（1—27）和（1—28）式
可得单相油的采油指数 J：
(1—30)
将测试得到的产量、流压及和代入（1—25）式便可求得时的单相流的采油
指数。
例 1—4已知千帕，千帕，千帕时的产量。试计算为和千帕的产量。
解
（1） 计算及
（2） 计算及
（3） 计算及千帕时的产量
所以用（1—26）式计算产量：
，所以采用（1—27）式确定产量：
四、单相气井向井流动
气体和液体同属流体。但是，由于气体和液体相态不同，与液体相比气体
具有更大的压缩性。气体的向井流动有两种表示方式，一种是指数式，另
一种是二项式。指数式由指数式渗流定律得到：
(1—31)
式中——气藏压力，Mpa
——气产量，或；
——产能方程指数，也叫渗流系数；是表征流动特性的常数。层流时；紊
流时；处于二者之间时，。
——产能系数，是与气体性质（粘度、密度）、地层性质（渗透率、孔隙度）
有关的参数。
将（1—31）式两端取对数：
在双对数坐标中，与成线性关系。若以为横轴，为纵轴。则斜率为渗透指
数的倒数。在直线上取一点，读出相应的（）和值，代入（1—31）可得
和确定后可以确定最大气产量和预测不同流压的产量。
二项式由二项式渗流定律得到，表示为
（1—32）
（1—33）
（1—34）
式中——渗透率，；
——天然气偏差因子，无因次
——标准状态下的温度，；
——标准状态下的压力，Mpa；
——温度，；
——标准状况下天然气的密度，。
对（1—32）式整理得：
（1—35）
在直角坐标上（1—35）式为一直线，截距为，斜率为。在直线上取两点：
（1—36）
求出后，由下式求取
（1—37）
、求出后，最大气流量为
(1—38)
再利用（1—33）式可以确定出气的渗透率（代入、）：
（1—39）
五、多层油藏的向井流动
前面所描述的主要是针对单层油藏或层间特性差异不大的油藏。下面介绍
层间差异较大而又合采时的向井流动特性。目前油田生产井多为这一类型
的井。如果把多层油藏简化为图 1—27a所示的情况，并假定层间没有窜流，
则油井总的 IPR曲线将如图 1—27b所
图 1-27多层油藏油井流入动态
示，流压低于 14MPa后，只有第三小层工作；当流压降低到 12和 10MPa后，
二、三小层陆续出油。总的 IPR 曲线是分层 IPR 曲线的迭加。其特点是：
随着流压降低，由于参加工作的小层数增多，产量增加，采油指数随之增
大。
对于多层油藏，合采时会出现单独水淹，而中、低渗透层仍然产油的情况。
其油井的流入动态及其含水的变化将与油、水层的压力和产油及产水指数
有关。表 1—6为分层测试数据。图 1—28是由数据绘制的 IPR曲线及含水
变化曲线。三条曲线分别代表总产液、产水和产油 IPR 曲线。产油线与产
水线与纵轴的交点可求得该井油层、水层的静压分别为
表 1-6某含水井测试数据
产液量() 含水%
流压
(千帕)
产油量() 产水量()
22 135 7 15
37 123 18 19
110 23
图 1-28含水油井流入动态与含水变化()
和千帕。由产液动态（总的 IPR 曲线）与纵轴的交点可求得该关井时的静
压为千帕。图中的 AB线为在井底流压高于油层压力时水层向油层的转渗动
态。其相应的产液指数、产水指数及采油指数分别为：
井底流压降低到油层静压（）之前，油层不出油，水层产出的一部分水转
渗入油层，油井含水为 100％。当流压低于油层静压后，油层开始出油，油
井含水随之而降低。只要水层压力高于油层压力，油井含水必然随流压的
降低而降低。与采油指数是否高于产水指数无关，后者只影响其降低的幅
度。这种情况下，放大压差提高产液量不仅可增加产油量，而且可降低含
水。
当油层压力高于水层压力时，则出现完全相反的情况。油井含水将随流压
的降低而上升，上升的幅度除油、水层间的压力差外，还与产水和采油指
数的相对大小有关。对于这种情况，放大压差生产虽然也可以提高产油量，
但会导致含水上升（图 1—29）。
当油层与水层压力相等或油水同层时，含水将不随产量而改变。
根据上面介绍的方法，对于简单情况下的多层含水油藏，可以通过合
层测试所得的 IPR曲线来分析油、水层的情况及含水变化规律。
对于多层见水，而水淹程度又差异较大的复杂情况。可以利用油水两相流
动生产测井解释所得的分层产量和压力资料确定分层向井流动特性。资料
应用一章给出了具体实例。
第三节油气水在垂直管道中的流动
油、气和水从地层进入生产井后，在井筒中形成了单相（油、气、水）、两
相（油水、气水、油气）或油气水三相流动。气井通常井下为气水两相流
动。油井在流压大于泡点压力时，井下为油水两相流动，反之井下出现油
气水三相流动。注水井井下一般为单相水流动，生产井中很少出现单相流
动。利用地面油、气、水产量信息可以了解井下可能出现的相态。如果地
面产油和水，井下为油水两相流动；如果地面只产油，井下因有静水柱存
在应为油水两相流动；如果地面只产气，井下可能为气水或气油两相流动；
如果地面产水和气，井下只可能是气水两相流动。对于地面同时产油气水
的井，应根据泡点压力和流动压力的关系确定是油水两相或三相流动。同
一口井中，自下而上，压力依次降低，在某一位置，气从油中析出形成三
相流动，因此，一口井中也可能同时出现单相、两相和三相流动。
一、单相流动
单相流动由于流速不同，存在两种不同的流动状态：层流和紊流（湍流）。
层流中，靠近管壁处流速为零，管子中心流速最大，流体分子互不干拢，
成层状向前流动。紊流中，靠近管壁处流速仍为零，其次有很薄的一层属
于层流，沿轴向的速度剖面较平坦，流体分子相互干扰，杂乱无章地向前
流动（图 1—30）。
1883 年，雷诺通过实验证实了上述现象。并发现决定是层流还是紊流的因
素有四个，组合起来称为雷诺数：
（1—40）
式中——套管内径，;
——平均流速，；
——流体密度，；
——流体粘度，；
——运动粘度，；
——雷诺数，无因次。
大量实验表明小于 2000 时为层流，大于
4000 时为紊流，介于两者之间时为过渡状流动。式（1—40）中的由
（1—41）式确定：
(1—41)
雷诺数之所以能用来判别流动状态，由因次分析和相似原理已得到理论上
的说明。雷诺数本身反映了惯性力与粘滞力的对比关系：
（1—42）
表示惯性力，为粘性力。雷诺数愈小，表明粘性阻力占优势，呈层流
流动；雷诺数愈大，表明惯性力占优势，呈紊流运动。
1.圆管中的层流运动
图 1—31 所示为一直径为 D 的圆管，在管中围绕管轴取半径为、长度
为的液柱。作用于液柱两端的压强为、，作用于液柱侧面上的切应力为。
由于为稳态层流，所以速度不随时间发生变化，
所以作用在液柱的合力为零，即：
则
根据牛顿内磨擦定律
上式中负号表明沿管径方向，速度梯度为负。由上述两式可得：
积分得：
考虑边界条件:时，，则，因此
（1—43）
（1—43）式说明，在层流断面上，速度按旋转抛物面分布；通过管轴的纵
剖面的速度分布是一条抛物线。
以代入（1—43）式得管轴处的最大速度为：
（1—44）
取半径为、厚度为的圆环形微小面积，液体通过微小面积的微小流量为:
通过横截面积的总流量为:
(1—45)
通过截面积的平均流速为：
（1—46）
因此（1—47）
（1—47）式说明平均流速是管子中心最大流速的一半。即流量计居中测量
时，平均流速为视流速的一半。
2.圆管中的紊流运动
由于紊流中分子运动存在脉动，因而无法象层流那样推导出管内的速
度分布。到目前为止，人们只是在实验的基础上，提出一定的假设，对紊
流运动的规律分析研究，得到一些半径验半理论的结果。
尼古拉兹在理论分析和实验研究的基础之上，提出以下紊流速度分布关系
式：
（1—48）
式中为从管壁起始的坐标，为切应力速度，表示为。上式表明管内紊流的
速度是按对数规律分布的，该式适用于整个管子，但在层流底层内不适用。
除了尼古拉兹的实验关系之外，人们还根据实验结果整理出速度分布的指
数公式：
（1—49）
上式适用于的紊流。速度与的七次方根成比例。随着的增大，速度还将与
其八次、九次、十次方根成比例。就生产测井而言，（1—49）式可以描述
常见的流动范围。
层流情况下，管内平均速度是中心最大速度的一半。紊流情况下，管内平
均流速要大的多。根据（1—49）式：
（1—50）
大量实验证明紊流速度分布近似可用类似（1—50）式表示：
（1—50a）
时，；。对粗糙管。（1—50）式说明，紊流中平均流速是最大速度的
倍。对处于层流和紊流间的过渡流动，由于必须同时考虑层流和紊流切应
力，用理论描述就更加困难，一般是通过实验确定的。图 1—31a是包含层
流、紊流及过渡流的实验曲线。是平均流速与中心流速的比值。
3.入口效应
流体流过套管时，由于粘性影响，在套管表面形成一薄层，薄层内的
粘性力很大，这一薄层叫附面层。从圆管入口或从射孔层内进入管道的流
体，由于附面层的影响，需经过一段距离才能达到完全层流或紊流，这段
距离用 L表示，如图 1—32所示。L与流体性质、管经等参数相关。层流中
用雷诺数表示为：
（1—51）
若为紊流流动，这一关系是：
（1—52）
上式说明，进入套管的流体要经过 L
的距离才能形成稳定流动。换句话说，
若两个射孔层间的距离小于 L，测井曲
线显示的是非稳定流动的情况。生产测
井分析人员应注意这一现象，尤其是
对气井。
4.连续方程
在沿套管流动方向上取两个有效流动断面、，相应的流速为、，密
度为。根据质量守恒定律，在稳定流动条件下有：
（1—53）
将上式两端沿截面积分：
由于总流量可表示为：
所以（1—54）
（1—54）式为可压缩流体的连续性方程。对于不可压缩流体，常数，则上
式变为：
（1—55）
（1—55）式说明，在稳定条件下，沿套管方向上若没有流体
进入时，流体体积流量不变。各有效断面平均速度沿流程的
变化规律是平均速度与有效断面成反比，即断面大流速小，
断面小流速大。这是不可压缩流体运动的一个基本规律。在
生产井内，沿解释层段的压力、温度变化不大时，油、气、
水都可看作不可压缩流体。在抽油机井中，常采用集流式生
产测井仪器，如图 1—33 所示。集流通道的内径约为 20mm，
生产套管的内径为 125mm。根据（1—55）式有：
说明集流前后，速度将是原来的 39倍。
5.圆管中的伯努利方程
描述流体质量守恒特性的方程是连续性方程。能量守恒在流体运动中
是通过伯努利
方程体现的，伯努利方程也叫机械能方程。具体形式是：
（1—56）
表示沿套管方向的两个深度点，是相应的压力，是相应的流体速度，是重
力加速度，是单位体积流体的重度（），是单位重量流体通过 1、2 两个截
面间的平均能量损失，a是动能修正系数，它是断面上实际动能对按平均流
速算出的假想动能的比值，与断面上的速度分布情况有关。若各点速度相
同，则。
（1—56）式是一重要公式，具体可根据流体力学的运动微分方程导出。适
用条件有五个：稳定流，不可压缩流体，绝对流动，缓变流断面、流量沿
程不变。式中的、、分别表示单位重量流体的势能（位能）、压能和动能，
表示单位重量流体的能量损失。
伯努利方程在实际工程中应用很广。输油输出管路系统、液压传动系统、
机械润滑系统等等许多流动领域都涉及这一方程的应用。与生产测井有关
的是从井底到井口的压力损失计算，压差式密度计摩阻校正，平衡式持水
率计电缆速度校正等。
多数情况下，势能和压能比较大，动能项较小，a值一般取 1.进行研究时，
若知道流态，则层流时，紊流时。
二、气液两相流动
两相流动包括气水、油气两种，由于二者变化规律类似通常称为气液两相
流动。对于油气水三相流动，有的研究者忽略油水间的差异将其作为气液
两相流动。
气举井及绝大多数自喷井中的流动都可归为气液两相流动。液流中增加了
气相之后，其流动型态（流型或流态）与单相垂直管流有很大差别，流动
过程中的能量供给和消耗要复杂得多。油在上升过程中，从油中不断分离
出的溶解气参与膨胀和举升液体。一些溶解气驱油藏的自喷井，流压很低，
主要靠气体膨胀维持自喷，气举井则主要是依靠从地面供给的高压气举升
液体。
单相流动中，由于液体压缩性很小，各个断面的体积流量和流速相同。根
据水力学概念，油管中的压力平衡表示为：
式中——井底流压；——井内静液柱压力；
——磨擦阻力；——井口油管压力；
气液两相流动中，除了流型发生很大变化外。其压力损失也更为复杂，除
重力和磨擦阻力外，由于气体速度增加，动能发生变化也将造成压力损失。
1.两相流动的基本参数
两相流动虽然比单相流动复杂得多，但二者又有共同之处，所以在两
相流动的研究
中，也可参考单相流动的处理方法。
两相流动的处理方法可分为三种：
（1）经验方法从两相流动的物理概念出发，或者使用因次分析法，或者根
据流动的基本微分方程式，得到反映某一特定的两相流过程的一些无因次
参数，然后根据实验数据得出描述这一流动过程的经验关系式。
（2）半径验方法根据所研究的两相流动过程的特点，采用适当的假设和简
化，再从两相流动的基本方程式出发，求得描述这一流动过程的函数式，
然后用实验方法定出式中的经验系数。
（3）理论分析法针对各种流动型态的特点，使用流体力学方法对其流动特
性进行理论分析。
生产测井的研究的范围主要在井底射孔层段附近。目前主要采用半经验方
法确定分层产液量。对气液两相流动的描述，除了要引用单相流动的参数
外，还要使用一些两相流动所特有的参数。
1） 体积流量
它表示单位时间内流过断面的体积流量：
（1—57）
式中——气相体积流量；
——液相体积流量。
2） 质量流量
表示单位时间内流过断面的流体质量，对于气液两相流动有：
（1—58）
式中——气相质量流量；
——液相质量流量；
——气的密度；
——液相密度。
通常油田上给出的是体积流量，可通过密度转换为质量流量。
3） 气相实际速度
（1—59）
式中——断面上气相的总面积。
实际上，它是断面上的平均速度，真正的气相速度是气相各点的局部速度。
4） 液相实际速度
（1—60）
式中——断面上液相所占的总面积；
——断面总积，一般为套管截面面积。
同样，它也是液相在所占断面上的平均速度，真正的液相速度应该是液相
各点的局部
速度。
5） 气相折算速度（气相表观速度）
由于两相流动中气液各相在过流断面所占的面积不易测得，所以实际速度
很难计算。
为了研究方便起见，在气液两相流体力学中引用了折算速度。所谓折算速
度就是假定管子的全部过流断面只被两相混合物中的一相占据时的流动速
度。因此，折算速度只是一种假想的速度，也称表观速度。
气相表观速度：
（1—61）
显然折算速度小于真实速度。
6） 液相折算速度（液相表观速度）
（1—62）
液相表观速度也小于其实际速度。
7） 两相混合速度（总表观速度）
混合速度又称总表观速度，也叫总平均流速，它表示两相混合物在单位时
间内流过流
断面的总体积与过流断面面积之比：
(1—63)
显然
（1—64）
8） 两相混合物的质量速度
表示单位时间内流过单位过流断面的两相流体的总质量：
（1—65）
9） 气液滑脱速度
（1—66）
对油水两相流动，两相间的滑脱速度表示为
（1—67）
式中——油的真实速度；
——水的真实速度。
10）持气率和持液率（）
持气率又称空隙率、截面含气率或真实含气率，它是指在两相流动过流断
面中，气相
面积占总面积的份额，即：
（1—68）
持液率（油、水）又称截面含液率或真实含液率，指两相流动，液面面积
占过流断面总面积的份额，即
（1—69）
由的定义可导出与的关系：
（1—70）
11）体积含液率和体积含气率
体积含气率指单位时间内流过过流断面的两相总流量中气相所占的体积份
额，即：
（1—71）
体积含液率（油、水）是指单位时间内流过断面的两相总流量中液相所占
的体积份额，即：
（1—72）
12）质量含气率和质量含液率
质量含气率指单位时间内流过过流断面的两相流体的总质量中气相介质质
量所占的份额，即：
(1—73)
质量含液率指单位时间内流过过流断面的两相流体总质量中液相介质质量
所占的份额，即：
（1—74）
13）滑脱比
滑脱比也叫滑动比，指气相实际速度与液相实际速度的比值，即
(1—75)
14）流动密度
它表示单位时间内流过过流断面的两相混合物的质量与体积之比，即：
（1—76）
两相混合物的流动密度反映两相介质在流动时的密度，因而与两相介质的
流动有关。它常用于计算两相混合物在管道中的沿程阻力损失和局部阻力
损失。
两相混合物的流动密度与各相的密度、以及体积含气率有以下的关系：
（1—77）
15）真实密度
设在管道某过流断面上取长度为的微小流道，则此微小流道过流以断面上
两相混合物的真实密度应为此微小流道中两相介质的质量与体积之比，即：
(1—78)
当两相介质的实际速度相等时，即，则两相混合物的真实密度与流动密度
相等。其证明如下：
先分析滑脱比
（1—79）
当时：
（1—80）
再看质量含气率与体积含气率的关系：
因为
根据质量含气率的定义，有：
将等号右方的分子、分母各除以，得：
（1—81）
同理可得
（1—82）
对比（1—82）、（1—80）式得
（1—83）
由（1—77）、（1—78）式知
当时，，所以
上面分析说明用密度计测得的持气率通常小于含气率，亦即持液率大于含
液率。
2.流型过渡
气液沿管柱向上流动时的几何
状态，可划分为若干基本形式，即流
型。流型的形成取决于流体密度、粘度、管径和各相流量，其中起主要作用
的是各相的流量。根据气液相对流量的大小，流型可分为泡状流、弹状
流、段塞流和雾状流。若再细分，在环状流和雾状流之间，还可以分出环
雾流。各流型的形状如图 1—34 所示。泡状流动中，气相以气泡状分散在连
续液相中，液相为连续相。气泡较多
时，许多小泡聚集并形成大泡，大气
泡形状是上部呈弹形，下部呈平面状，每一个大形气泡后面有许多小泡跟
随，这一流型在低压下较易出现，在高压下所占范围较小。如果气相流量
尽一步增加，弹形大气泡几乎充满流道，长度较长，两个大气泡之间由块
状液相隔开，其中含有一些小气泡，大气泡四周水膜有时向下流动，这一
流型叫段塞状流动，在生产井中出现的范围较广，有气相出现时，射孔层
位附近多为这一流型。气相流量增加时，段塞破裂，形成气相中心，并以
紊乱的流动将液相向四周排挤，中间是若断若续地含有液相雾滴的气流，
液相介质在流道表面形成带有波面的液环，形成环状流，此时气相连续，
液相非连续。若气相流量继续增加，液环被破坏，中间的气柱几乎完全占
据了井筒的横断面，液体呈滴状分散在气柱中，由于液体被高速的气流所
携带，所以滑脱速度趋近零，这一流型为雾状流动。生产测井研究的范围
在射孔层附近，常见的流型为段塞流和泡流，在气水井中，气产量较高时，
会出现环雾流。
在一口井中，从井底至井口压力依次降低，
流型也从泡状逐次转变成过渡流，如图
1—35 所示。在井底，若流压高于泡点压
时，没有气体存在，为单相油流或油水混
合液体。在某一深度处，压力低于泡点压
力时，气体开始从油中逸出，形成泡状流
动，其中的气泡具有一定的膨胀能量，但
是由于气泡在井筒横断面上所占的比例很
小，且气体与液体的密度相差较大，所以气泡容易从液体中滑脱而自行上
升。此时，小气泡的膨胀能量没有起到举升作用，这种能量损失称为滑脱
损失。
流体在井筒中上升到某一位置形成弹状、段塞流后，井筒内出现一段液体、
一段气体的柱塞状流动。这时气柱好象活塞一样推动液体上升，对液体具
有很大的举升作用，气体的能量能得到充分利用。但是这一段一段的气柱
又好象是不严密的活塞，在举液过程中，部分已被上举的液体又沿着气柱
的边缘滑脱下来，需要重新被上升的气流举升，这样就造成了能量的损失。
因此在段塞流型时，仍有一定的滑脱损失。
环状和雾状流动中，由于液体被高速携带，因此几乎没有滑脱损失，此时，
气的速度增加很快，开始出现明显的加速度损失。
一口生产井中可能同时出现上述几种流型，但是，若气体产量一开始就很
高，可能只出现段塞流和环雾流。
3.流型边界划分
流型在生产测井解释中显得尤为重要，主要是由于不同流型内流速及各相
含量不同，
且仪器的响应规律不同。许多研究者利用实验手段建立了不同的流型图，
用于划分流型。下面主要介绍 Duns-Ros、Taitel、Hasan等人的研究结果。
（1） Duns-Ros流型图
Duns-Ros流型图如图 1—36所示，横坐标为无因次气相速度，;;
为重力加速度，气液界面张力系数。纵坐标为无因次液体速度，;;各流型
的过渡边界是：
第Ⅰ区：（1—84）
第Ⅱ区：（1—85）
第Ⅲ区：（1—86）
Ⅱ、Ⅲ间的过渡：
图 1-36Duns-Ros流型图
式中——无因次气速度，；
——无因次液体速度，；
——与直径准数相关的量，；
——与相关。
、由图 1—37确定。Wittorholt取，以及
厘米，代入上式得到简化的流型过渡边界：
泡状流：
段塞流：
环雾流：
由此可见，若气相流量小于 200，则为泡状流动。维持段塞流的气相流量下
限是 10000，若取气体体积系数，则相当于地面产气一百万立方米。即多数
情况下井下均为段塞流，当然是对厘米而言的。
（2）Orkiszewski流型图
流型图与 Duns-Ros流型图相似。流型边界表示为：
泡状流：
段塞流：
过渡流：
雾状流：
式中——总流量
=-(),应大于
Orkiszewski 流型图与 Duns-Ros 流型图除在泡状流向段塞流的过度带不同
外，其它边界类同。
（3）Hasan流型边界
Hasan给出的流型边界是：
泡状流：
或
段塞流：
及
过渡流：
及
环雾流：
上式中——气泡在静液柱上升速度，米/秒；
——段塞流中，Taylor泡上升速度，米/秒；
——混合流总流速，米/秒；
——界面张力系数，牛顿/米；
——液体密度，；
——液相密度，；
——液体粘度系数，；
——重力加速度，；
——液相表观速度，；
——气相表观速度，；
（4）Taitel流型边界
Taitel等人给出的流型图如图 1—38所示，边界为：
泡状流：
段塞流：
分散泡状流：
环雾流：
式中——液相动力粘度
（5）Troniewski流型图
流型图如图 1—39所示。过渡边界为：
泡状流——弹状流（B/P）:G=
弹状流——段塞流（P/F）:G=
段塞流——环状流（F/A）:G=13/H
环状流——雾状流（A/M）:G=50/H
式中 B——泡状流（Bubble）;
P——弹状流（Plug）;
F——段塞流、沫状流（Froth）;
A——环状（Annular）;
M——雾状流（Mist）。
（6）Aziz-Govier流型图
Aziz-Govier流型图如图 1—40所示，图 1—40是按速度划分的流型图，其
中：
图 1-40Aziz-Govier流型图
（1—87）
（1—88）
式中——液相表面张力系数，；
图 1-38 Taitel 流型图
——标准状态下，水的表面张力，；
——标准状态下，水的密度，；
——标准状态下，空气的密度，；
表观速度的单位是米/秒。
图 1-41Aziz-Govier流动方式的分析
图 1—41 是按上述流型图计算得到的用压差密度方式表示的流型图，
图中横坐标为液体表观速度；纵坐标为总压力梯度，压力梯度可由压差密
度计测得。或用密度资料确定，由图知：
泡状流：
段塞流：
过渡流；
这一方法可直接用生产测井资料确定流型。
产出剖面解释中，可用油、气、水体积系数将井口参量转换为井下全
流量层的流量和流速判断全流量层的流型。一般各解释层的流型均不比全
流量层的更为剧列，即，若全流量层的流型为泡状流，那么其它各层也应
为泡状流；若为段塞流，其它各层只能是段塞流或泡状流。此时，利用持
气率资料和上面给出的密度边界可具体确定流型类型。
从井口向井底换算的方法是
1） 计算井下流量
，，
（1—89）
2） 计算各相表观速度
，
，
3） 利用 PVT物性计算得出、、等参数。
4） 判断全流量层的流型。
以上式中，、、分别为油、水、气的体积；、、分别为油、气、水的表观速
度；、分别为油、水的地面产量；、、分别为生产油气比、溶解油气比和溶
解气水比，、、分别为油、气、水的井下流量（全流量层）。
利用持气率也可判断流型的具体类型。从上述分析可知，从泡状流向环雾
流过渡的过程，实际上是气量增大的过程，即为持气率不断增加的过程。
已经证明：
弹状流：
泡状流：
段塞流：
1993 年，本文作者考查了上述各种流型的特点。取；；；进行统计分析，
得出通用生产套管气液（气水、油气）两相的过渡边界（=厘米）：
泡状流：
段塞流：
式中。
由上述分析可知只要游离气的流量小于 100％米/日，就可估计井下的流型
为泡状流。然后结合持气率和密度资料判断其它各层的流型。
4.相速度分布和压力梯度
由于两相流动不能简单地归结为单相流的层流和紊流流动，因而处理
方法大不同。目前用于研究两相流动的模型有三种：均流模型、分流模型
和源流模型。在均流模型中，采用了两个假定，一是两相介质已达到热力
学平衡状态，压力、密度等互为单值函数，此条件在等温流动中是成立的；
在受热不等温的稳定流动中基本成立，在变工况不稳定流动中则是近似的。
第三个条件是假定气相和液相速度相等，即：
因而滑脱速度
滑动比
真实含气率（持气率）与体积含气率相等
所以真实密度与流动密度相等
均流模型的使用情况是雾状流，对于其它流态误差较大。
目前较为普遍的方法是用漂流模型和分流模型（滑脱模型）进行生产测井
资料处理。下面具体详细介绍。
