西南石油大学油藏工程考试复习.doc

第一章
圈闭: 能够阻止油气继续运移、并能遮挡油气，使其聚集起来的地质构造。特殊地下储油容器
构成要素: 储集层、盖层、遮挡物
盖层：阻止油气向上运移
遮挡物：阻止油气侧向运移
储集层岩石有：碎屑岩、结晶岩；孔隙度大 、渗透率高；盖层：孔隙小、渗透率低
圈闭参数 ：溢出点 、闭合高度 、闭合面积
圈闭容积：Vct=Athf(1-swc)
油藏：单一圈闭中的油气聚集
油藏参数：油水界面 、油柱高度(ho)、含油面积(Ao)
油藏容积 ：Vc=Aohf (1-swc)
圈闭充满系数 =0~1
b >0油气聚集 ，油气藏形成
b =1圈闭充满 ，油气外溢 ，上倾方向聚集形成油藏
b >0圈闭有油 ，下倾方向来油，可能有油气聚集形成油藏
油气的重力分异，差异聚集 作用
勘探油气：圈闭论、源控理论
圈闭理论：圈闭、油藏；源控理论：油源、油藏

源控理论：油源、油藏

油气藏条件：地质条件：生，储，盖，圈，运，保。经过初运移和二次运移
生油岩：富含有机质的暗色致密岩石
运移：源岩®圈闭
储层：有一定孔渗性质的岩石
盖层：弱渗透性质的岩石
圈闭：油气聚集场所
保存条件：油藏形成后不遭受破坏
油气藏力学条件：统一的油水界面；统一的压力系统（任一点的实测压力满足同一个方程
，任一点的折算压力都相等）
岩石性质(储层)：岩浆岩 ，变质岩 ，沉积岩（碎屑岩（砂岩、生物灰岩）、结晶岩（碳酸盐岩））
圈闭类型：构造圈闭（背斜、断层遮挡），岩性圈闭（透镜体），地层圈闭（地层不整合、潜山、地层超覆）
构造圈闭：因地应力变化导致的构造运动 而形成的圈闭类型。
岩性圈闭：因储集层周围的岩性变化而形成的圈闭。
地层圈闭：因地层超覆、沉积间断或风化剥蚀等因素形成的圈闭。
孔隙类型（孔、缝、洞）：单一(孔)介质就是岩石中只有一种孔隙；双重(孔)介质为岩石中有二种孔隙；三重(孔)介质为岩石中有三种孔隙矚慫润厲钐瘗睞枥庑赖。
流体性质：气（干气，湿气、凝析气）、油（轻质油、中质油、重质油）
接触关系：边水、底水
ho>h 层状油藏 ；ho分析 ；ros, Boi, Rsi—PVT实验 聞創沟燴鐺險爱氇谴净。
PVT实验
储量级别 ：潜在资源量、远景资源量、预测储量（含油边界不确定 ）、控制储量（含油边界基本确定 ）、探明储量（含油边界完全确定 ）、开发储量（油藏情况完全掌握 ）。（可信度逐渐提高）残骛楼諍锩瀨濟溆塹籟。
储量丰度：单位含油面积上的石油地质储量
单储系数：单位体积中的石油地质储量
气藏储量
第二章
天然气：烃类为主，含少量非烃物质的气体；包括自由气和溶解气两种形态的天然气。天然气的色、味来自于非烃物质。特征组分为甲烷。组分常用色谱仪测量。酽锕极額閉镇桧猪訣锥。
偏差因子：真实气体偏离理想气体的程度 pV = ZnRT 可以通过Standing-Katz图版确定、实验测定特定体系 彈贸摄尔霁毙攬砖卤庑。
偏差因子的定义：
拟对比压力 拟对比温度 ；Ppc，Tpc为拟临界压力、拟临界温度
拟临界压力
天然气的相对密度gg：标准状态下，天然气的密度与空气密度的比值，相对密度计测定 gg
天然气全部由CH4 组成，则相对密度最小，为0.55,；若气体全部由C3H8组成，则气体的相对密度最大，为1.52，gg=0.55~1.52 ；溶解气 gg>1.0謀荞抟箧飆鐸怼类蒋薔。
天然气的体积系数：地层条件下天然气的体积与等质量的天然气在地面标准条件下的体积的比值 随压力的升高而降低，温度的升高而升高。厦礴恳蹒骈時盡继價骚。
压缩系数：恒温条件下，单位压力的体积变化率，
粘度：用细管粘度计进行测量
原油以烃类为主，含少量非烃物质的液体；原油的色、味来自于非烃物质
地面取样进行常规物性分析；井下取样进行高压物性分析
相对密度，go小于0.85为轻质油，大于0.85小于0.95为中质油，大于0.95为重质油。API相对密度茕桢广鳓鯡选块网羈泪。
泡点压力：原油开始脱出气体的压力；饱和压力通过实验测定(PVT筒)
体积系数:某个地层压力条件下原油的体积与地面脱气原油体积的比值。
原油两相体积系数：某个地层压力下的原油体积和脱出气体体积之和
地面 ；1.0a2+ ），阴离子（Cl-，HCO3- ，SO42-, CO32- ）鹅娅尽損鹌惨歷茏鴛賴。
Cl-是地层水的特征矿物质组分
矿化度 ：地层水的矿物质含量
总矿化度：所有矿物质在地层水中的浓度
水型 Na2SO4 MgCl2 NaHCO3 CaCl2 ，Na2SO4陆地环境的地表水，NaHCO3陆地环境的地下水，MgCl2海洋环境的地表水，CaCl2海洋环境的地下水籟丛妈羥为贍偾蛏练淨。
第三章 油气藏岩石
岩石体积：骨架体积Vs、孔隙体积Vp 、外观体积Vb。Vp+Vs=Vb ，任意两个用油测和气测。
孔隙度：分为有效孔隙度和有效孔隙度。孔隙度通常指有效孔隙度，反映了岩石的孔隙发育程度。
体积孔隙度：岩石的孔隙体积与岩石外观体积的比值。
面积孔隙度：岩石的孔隙面积与岩石的总面积的比值。
线孔隙度：孔隙线段长度与线段总长度的比值。
有效孔隙度：岩石的有效孔隙（包括部分连通孔隙）与岩石的外观体积的比值。
影响孔隙度大小因素：排列方式（立方体排列47.64%疏松排列；菱面体排列25.95%紧凑排列）；粒度分布；应力作用（压实变形，颗粒大小不变, 排列方式变化 ；压缩变形，排列方式不变, 颗粒大小变化 ）。預頌圣鉉儐歲龈讶骅籴。
压实阶段，压缩阶段（岩石的剩余孔隙度），压熔阶段

压实阶段
压缩阶段（岩石的剩余孔隙度）
压熔阶段

孔隙度分级：f >30%特高；f =20~30%高；f =10~20%中等；f =1~10%低；f <1%特低渗釤呛俨匀谔鱉调硯錦。
压实率：岩石孔隙度的损失率，反映岩石骨架颗粒排列方式的致密程度。
孔隙度校正在矿场上一般称做压实校正，实验室中岩心的应力作用过程不是压实作用，而是压缩作用。疏松介质的压实变形是不可逆的，而致密介质的压缩变形是可逆的。铙誅卧泻噦圣骋贶頂廡。
统计方法:平均孔隙度，非均质程度，算术平均；几何平均；调和平均方法
孔隙度发育的均匀程度要用孔隙度分布的变异系数来进行衡量。=0~1
反映均匀程度：极差，高均比
均质性Vf=0完全均质；Vf=0~0.3弱非均质；Vf=0.3~0.7中等非均质；Vf=0.7~1强非均质；Vf>1.0超强非均质擁締凤袜备訊顎轮烂蔷。
渗透率: 岩石允许流体通过的能力，
孔隙度是岩石最重要的物性参数之一；渗透率是第二个最重要的物性参数
Darcy渗流为流量和压力梯度之间满足线性关系。
测量方法：液测和气测。渗透率的两个影响因素：孔隙度和平均孔径
迂曲度：流体在岩心中流过的实际距离与岩心外观长度的比值。
（毛管束模型）Kozeny-Carman方程，可知；
渗透率划分地层：k>1000mD特高；k=1000~100高；k=100~10中等；k=10~1低；k<1特低贓熱俣阃歲匱阊邺镓騷。
渗透率标准差标准差；变异系数=0~1
均质性Vk=0完全均质；Vk=0~0.3弱非均质；Vk=0.3~0.7中等非均质；Vk=0.7~1强非均质；Vk>1.0超强非均质坛摶乡囂忏蒌鍥铃氈淚。
渗透率极差；单层突进系数，越大，非均质性越强
矿场上常用变异系数来评价油藏的非均质程度。
各向异性：地层岩石的渗透率在各个方向上的数值都不相等的性质，即渗透率在各个方向上取值不同。对于各向异性程度的评价，求出3个方向主值的平均值。蜡變黲癟報伥铉锚鈰赘。
双重各向异性：同一个方向上，岩石具有两个渗透率。
均质油藏：孔隙度不随空间位置而发生改变f¹f(x, y, z)；非均质油藏：孔隙度随空间位置而发生改变f=f(x, y, z)買鲷鴯譖昙膚遙闫撷凄。
各向同性 kx=ky=kz各向异性 kx¹ky¹kz
毛管压力：弯液面两侧的油水相压力差
润湿滞后:
排驱压力 ：非湿相流体开始进入岩石的最小压力，反映开始进入岩石的难易程度。
饱和度中值压力：毛管压力曲线上饱和度50%时所对应的毛管压力，反映进入岩石的平均难易程度。

最小湿相饱和度：当毛管压力达到预先设定的最大值时，非湿相流体无法驱替走的流体饱和度。矿场上通过该值计算油气藏的储量计算。 綾镝鯛駕櫬鹕踪韦辚糴。
转折压力：低斜直线段主体孔隙特征 ，高斜直线段微孔隙特征 ，反映非湿相流倾角：研究储集性能。参数：斜率和截距，低斜直线在Sw=1直线的截距为排驱压力，β为倾角的正切，越大表明岩石的孔隙分布越不均匀，β用单位饱和度的毛管压力变化值来衡量。驅踬髏彦浃绥譎饴憂锦。
毛管压力曲线还有一个表皮效应段，是由于岩心的不光滑导致。另外一个一个重要用途就是计算岩石的孔隙分布。
毛管压力转换过程知道
；；；；
→
毛管压力曲线的测定方法：半渗隔板法，离心法，压汞法。
相对渗透率：当两相或多相流体同时在地层中流动时，岩石允许某一相流体的通过能力。
绝对渗透率：单相流体测量的岩石渗透率
；
1. 端点饱和度
驱油效率
共渗区：1-swc-sor，判断岩石的亲水亲油性If swc>sor w.wet，否则, o.wet
2. 等渗点饱和度 swx
If swx>0.5w.wet，否则, o.wet
3. 等渗点相渗 kro + krw <1.0
4. 端点相渗
左端点swc；krw =0；kro =1.0
右端点sor；kro =0；krw =krw(sor)
krw(sor)越大，水相渗流能力越强，岩石亲水特性越弱
曲线影响因素：影响相渗曲线的主要因素是岩石的毛管压力，而影响毛管压力的主要因素是流体的界面张力、孔隙度、润湿角的大小。张力越小，孔隙度越大，润湿角越大，毛管压力的数值越小，两相的渗流能力越强，束缚水和残余油饱和度越小，两相共渗区就会越大猫虿驢绘燈鮒诛髅貺庑。
岩石压缩系数：单位压差下岩石孔隙的体积变化
；
固体骨架压缩系数

弹性模量越大，物体就越硬。
Hall图版数值太高；与岩性无关；逻辑反转。

第四章
油气藏压力是油藏能量的重要标志，工程破坏的主要原因。
表压：压力表直接测量的压力数值。
绝对压力：流体本身具有的实际压力。
流体压力：某一深度D处, 由岩石孔隙中流体的重量产生的压力
压力梯度：单位深度的压力变化值
骨架应力 ：某一深度D处, 由岩石固体骨架的重量产生的压力。有颗粒压力、基质压力 、固相压力
上覆压力 ：某一深度D处, 由上覆岩石的固体骨架和孔隙中流体的总重量所产生的压力。 。rwpob>pw ；压裂: ps常高压由于地层的封闭；异常低压出现泥浆的漏失，由于封闭地层和构造运动使孔隙体积增大。
油藏压力曲线的作用：判断流体的类型，计算原始地层压力，判断压力系统 ，判断出油层位，确定流体界面
矿场上经常将第一油水界面称为油底，将油水第二界面称为水顶。
油水界面划分处，计算公式见P116
油水界面倾斜的原因：古水流导致岩石物性差异，岩石的物性差异导致毛管压力曲线的不同，继而导致油水界面沿古水流方向向上倾斜；岩石的物性差异；地下现今地层水的作用尧侧閆繭絳闕绚勵蜆贅。
压力方程的确定方法：多井方法；静压梯度法；流体密度法。静压梯度法只能采用油藏的第一口井，其他资料只能获得油藏静压，不能计算原始地层压力。识饒鎂錕缢灩筧嚌俨淒。
油井在静止状态下测得的井筒温度，称为静止温度，简称静温。流温梯度测试指在油井静止状态下对井筒温度进行逐点测试。出现折线表示岩性发生大的变化或该区曾有大的地质历史事件。凍鈹鋨劳臘锴痫婦胫籴。
油井在流动状态下测得的井筒温度，称为流动温度，简称流温。流温梯度测试指在油井流动状态下对井筒温度进行逐点测试。可以确定析蜡深度，判断出油层位。恥諤銪灭萦欢煬鞏鹜錦。
流温一般高于静温，油层以下，重合。注水井，流温低于静温，二者对比确定吸水层位，裂缝高度。
第五章
天然气特点：粘度低, 流动能力强；密度小, 举升能力强；弹性大, 驱动能力强
所以一般采取天然能量的衰竭方式开采，不需要向地层补充人工能量。分为：定容气藏；封闭气藏；水驱气藏。
定容气藏：指天然气在开采工程中，气藏的容积一直都不发生变化的气藏。生产过程中都不产水
气藏的地质储量：天然气在原始条件下的地面体积
，拟压力，真实气体的拟压力 等价于理想气体的真实压力
采出程度：气藏的累产气量与气藏的地质储量的比值。
采收率：气藏的最终累产气量与气藏的地质储量的比值。
弹性能量指数：单位压降下的产出气量。
指示曲线的用途：①动态预测（给定p, 预测Gp，给定Gp, 预测p）；
②开采年限（可采储量GR ，气藏年产气量Qg ，气藏开采年限 ）；
③采出程度；
④采收率（最终的采出程度，GR: 可采储量，废弃压力）；
⑤剩余地质储量
⑥弹性能量指数
封闭气藏：指那些无相连水体的气藏。一般不会产水，采收率普遍较高。
矿场上将原始地层压力与目前地层压力的差值称为总压降。某个时间的压降称为阶段压降。
气藏的孔隙体积，束缚水的体积，气藏容积的压缩系数

真实压力表示；F压力 ；封闭气藏的F压力等价于定容气藏的拟压力
，拟压力与F压力的差值在地层压力下降到原始地层压力的二分之一时达到最大为：
水驱气藏：有相连水体的气藏 ，在气藏开采时，水会因压力的降低而流入气藏，从而驱替气藏中的天然气。气藏产水时，废弃压力高，降低采收率对于水驱气藏驱替能量来自：孔隙体积减小；气藏中束缚水的膨胀；水体的入侵。从而减小气藏容积。鯊腎鑰诎褳鉀沩懼統庫。
气藏的存水体积系数：气藏的存水量占气藏容积的百分数。
水侵体积系数；产水体积系数，Vc=Vci(1-ccDp-w)
真实压力 ，拟压力
H压力 ；

水侵量计算：①差值法，，由于在开发初期，水侵量比较小，可以看作是定容气藏的，近似计算，，水体活跃程度越高，曲线偏离的时间久越早；越低，偏离的时间越晚。硕癘鄴颃诌攆檸攜驤蔹。
②图版法无因次拟压力 ：气藏的拟压力与原始条件下的气藏拟压力的比值。，
气藏的驱动能量：一般包括天然气本身的弹性能、岩石的弹性能、束缚水的弹性能和水体的能量。水驱气藏是一种综合能量驱动的气藏，而定容气藏和封闭气藏则是水驱气藏的特例。阌擻輳嬪諫迁择楨秘騖。
推导过程：

总采出量；气体膨胀量；气藏容积的压缩量；水侵量

气体驱动指数 ，气藏容积驱动指数，边底水驱动指数

视地质储量
第六章
1、明确油藏的驱动能量和驱动类型；
2、掌握油藏物质平衡方程的建立方法和油藏物质平衡方
程的应用方法；
3、学会计算油藏的驱动指数和水侵量；
4、重点：弹性驱动和水压驱动油藏物质平衡方程及应用、
驱动能量及驱动指数。
封闭未饱和弹性驱动油藏
封闭：无相连水体，开采过程不会产生水侵作用；未饱和油藏：无气顶，开采不考虑气体。弹性驱动：指开采原油的驱动能量，全部来自油藏自身的弹性膨胀能。氬嚕躑竄贸恳彈瀘颔澩。

原始条件下油藏的孔隙体积，原始条件下油藏的束缚水的体积，地层压力下降油藏的体积：
油藏的有效压缩系数：，其中，，左边为采出油量地下体积，右边为地下体积膨胀量。
动用程度：动态地质储量亮与静态地质储量的比值。
生产指示曲线的用途：①判断油藏的驱动类型，直线
②计算动态储量；
③动态预测，压降和产油量的计算采出程度；
④弹性评价参数，弹性能量指数，弹性强度指数（消除油藏储量的影响，反映油藏弹性驱动能量的强弱，有效压缩系数的数值，一般油藏的压缩系数的贡献最大，其次为地层水最小的是地层岩石的压缩系数，疏松岩石中，岩石的压缩系数贡献最大）釷鹆資贏車贖孙滅獅赘。
⑤ 压降评价参数；油藏的压降指数：单位地质储量的地层压降；压降强度指数（油藏的压降率）：单位采出程度的油藏压降怂阐譜鯪迳導嘯畫長凉。
⑥弹性采收率：地层压力下降到饱和压力时的采出程度。
⑦剩余地质储量
第七章
为获得油藏或油井的某些参数，对油井进行的测试。
测试参数：温度试井、流量试井、压力试井；参数的变化性质：稳定试井、不稳定试井；试井目的：产能试井、探边试井。谚辞調担鈧谄动禪泻類。
稳定试井：流动参数(p,V)不随时间(t) 变化的流动。
，，Dp增大, q提高（注意公式中的单位）
注水井
SI由基本单位，导出单位，词头。SI词头：用以放大或缩小SI单位。SI导出量：基本量以外的所有物理量。SI导出单位：基本单位以外的所有单位 嘰觐詿缧铴嗫偽純铪锩。
复合油藏：一种最简单的非均质油藏，由两个均质的环形地层构成的地层系统。
油层非均质的影响因素：注水, 注蒸汽, 注聚合物，泥浆侵入，压裂、酸化，部分打开，部分射开，沉积原因。（了解）熒绐譏钲鏌觶鷹緇機库。
定义的参数综合反映了表皮的性质，称为表皮因子。一般写为，：s>0 ，q减小，ksk地层改善油井超完善 ；s=0，q不变，ks=k，地层无伤害油井完善。鶼渍螻偉阅劍鲰腎邏蘞。
表皮因子反映近井地层的伤害程度；反映油井的完善程度
附加压力损失：，地层压力损失即流体在地层中流动，附加压力损失即流体在表皮中的流动所消耗的压力
rw: 完井半径 ；rwe: 有效井径。
流体的流动效率：有效驱动压力占油井生产压差的百分数。
油井的伤害因子：附加压力损失占油井生产压差的百分数。

s>0，rwe0，地层伤害，油井不完善；s<0，rwe>rw，FE>1，DF<0，油井超完善；s=0，rwe=rw，FE=1，DF=0 ，地层未伤害，油井完善 纣忧蔣氳頑莶驅藥悯骛。
产能指数：单位生产压差的油井产量，单位t/d·MPa，m3/d·MPa
产能指数影响因素：，流动系数，单位D·m/mpa·s，kh为地层系数，单位D·m综合反映地层岩石的导流能力颖刍莖蛺饽亿顿裊赔泷。
提高J的措施 ：①提高kh/m （增大h，降低m ，热采 ）；
②增大rw （井底扩钻 ，井底爆炸 ）；
③减小s（减小表皮(污染带)厚度，增大ks、射孔、压裂，增大hs）
油层产能指数：单位地层厚度的产能指数
产能试井：为了获得油井的产能而对油井进行的测试。由于无法测得地层的很多参数K,H,u，泄油半径，油层厚度什么的。濫驂膽閉驟羥闈詔寢賻。
推导的
产能试井：又叫系统试井，当油井在某个给定的工作制度下的生产达到稳定状态后，计量出油井的稳定产量，并把压力计下入井底，测出稳定流压，改变油嘴大小，重复步骤。，拟合曲线。J作为油井配产的主要参数。测试系统改变工作制度: 系统试井；测试在稳定状态下完成: 稳定试井銚銻縵哜鳗鸿锓謎諏涼。
油井潜能：油井生产可能达到的最大产量 。。无因次产量，无因次井底流压。
曲线类型：(1)直线型，正常黑油；(2)上凹型，测试未稳定引起的；(3)下凹型，多为井底脱气引起，拐点压力近似为pb。 挤貼綬电麥结鈺贖哓类。
在矿场上下凹型由于地层脱气，即进入溶解气驱。过多脱气会消耗地层能量，常采取注水保压或降低油井的产量，避免地层脱气。另外一个原因是高速非Darcy，引起附加压力损失，出现下凹。油井很少发生，气井很普遍。赔荊紳谘侖驟辽輩袜錈。
Vogel方程 计算

多相流产能曲线变化规律：指数式 ，多项式
稳定流动条件下油井的平均地层压力：
压差主要消耗在井底附近。推导过程：P207
油藏的平均地层压力
拟稳定流动时封闭地层中一种油井生产的一种状态。标志为井底流压的下降速率为一非零常数。
封闭性地层的能量由自身弹性能量驱动
，
考虑地层伤害导致的表皮性质，
平均地层压力，圆形泄油区域
任意形状下，条件为拟稳定下才能使用，=1.781，为形状因子。圆形封闭=31.6，圆形定压=19.1。导压系数：流度与压缩系数的比值，反映压力在地层中传播的快慢程度，传播由流动能力和弹性共同决定。塤礙籟馐决穩賽釙冊庫。
油井的产能指数随形状因子的增大而增大。油井位置离泄油区域中心越近，形状因子越大。
拟稳定流动状态下对油井进行的测试，为拟稳定试井。目的是探测并确定油井的泄油边界，也是一种探边测试。

井底流压与时间的变化关系（拟稳流）
不稳定试井：在不稳定状态（压降未传到边界之前，无限大地层）下对油井

进行的测试。
不稳定试井的目的：通过井底压力的变化来了解地层和油井的性质
，
，

在同一时刻，径向距离越大，地层的压力越高，压力随径向距离的对数线性增大；在同一径向距离，生产时间越长，压力越低，压力随时间对数线性降低。裊樣祕廬廂颤谚鍘羋蔺。

压力降落试井：为获得油井或油层的某些参数

考虑到地层的伤害因素，
，，

第十章
低含水阶段fw=0~20%；中含水阶段，fw=20%~60%，高含水阶段，fw=60%~90%；特高含水阶段，fw>90%；矿场上一般叫fw=98%为油田开发的极限含水率仓嫗盤紲嘱珑詁鍬齊驁。
凸型曲线：油田见水早，无水采油期短，早期含水上升快，晚期含水上升慢。
凹型曲线：油田见水晚，无水采油期长，早期含水上升慢，晚期含水上升快，产量主要集中于中-低含水阶段采出，开发效益较好绽萬璉轆娛閬蛏鬮绾瀧。
S型曲线介于二者之间
驱替类型：活塞驱替、非活塞驱替
活塞驱替：注水像活塞一样将油全部驱替走的一种驱替方式。水驱前缘之后，没有可动油，只有残余油。
地层中存在一个整齐的油水分界面，称作驱替前缘或水驱前缘。
饱和度的分布： ，
驱替效率：
非活塞驱替 ：被水驱替过的地方，依然存在可动油的驱替方式。
粘性指进和非活塞驱替是由于储集层的微观非均质性造成的。
饱和度的分布：驱替效率低
若水凸增长，则为非活塞驱 ；若水凸削减，则为活塞驱
流度比：驱替相流度与被驱替相流度的比值。
如果M>1，水凸增长，指数规律快速增长，非活塞驱 M>1为不利的流度比
如果M<1 ，水凸削减 ，指数规律快速削减，活塞驱替 ，M<1为有利的流度比。
降低流度比，可以提高驱油效率 因此热方法，降低原油粘度 ；增粘剂，提高水的粘度。
分流率：地层任意一点水的流量与总流量的比值，地层注入端的分流率为1，而其他点的分流率皆小于1，地层采出端的分流率就是油井的含水率。骁顾燁鶚巯瀆蕪領鲡赙。
Leverett函数 。一般说来，水油粘度比越低的油藏，含水率曲线一般也凸性；水油粘度比越高的油藏，含水率曲线一般也凹型。水相的相对渗透率越高，表明水在地层中的流动性越强，分流率曲线的凸性就越强；水相的相对渗透率越低，表明水在地层中的流动性越弱，分流率曲线的凹性就越强瑣钋濺暧惲锟缟馭篩凉。
分流率的导数曲线为一个“钟型曲线”，两个端点为0，中间取最大值。
选择地层中的等饱和度面作为特征线，则特征线的方程为：Sw=c，前缘推进方程 也为Buckley-Leverett方程鎦诗涇艳损楼紲鯗餳類。
，饱和度分布及地层的驱替情况
前缘饱和度的分流率与前缘饱和度增量的比值，恰好等于前缘饱和度的导数。
无因次生产时间 ，无因次见水时间
Welge方程；地层原油的采出程度。当采出端的含水率为98%时，R0计算出来的采出程度为驱替效率。
无因次时间

含水上升影响因素
非均质强，凸性强，见水越早，开发效果差，含水率曲线的台阶越小 ；均质性强，凹性强，见水越晚，开发效果好。实际中的油田非均质性都很强，含水率曲线变化不是台阶状，而是光滑的曲线。栉缏歐锄棗鈕种鵑瑶锬。
采收率为波及系数与驱油效率的乘积
面积波及系数：油藏注入水驱替过的面积占整个含油面积的百分数
波及系数越大，见水时间越晚，采出程度越高，含水上升曲线越凹性
注入水沿压力梯度方向优先驱替的现象叫舌进。就平面驱替的均匀性而言，天然的边水驱替显然优于人工主采井网的驱替。辔烨棟剛殓攬瑤丽阄应。
油藏的垂向波及系数：油藏被水驱替过的厚度占油层总厚度的百分数。每个点的系数不同，而是一个随驱替过程不断增大的变量。峴扬斕滾澗辐滠兴渙藺。
边水油藏因油井离边水较远，见水时间相对较晚；底水油藏离底水较近，见水时间相对较早。底水油藏一般采用水平井技术，与油层平行，效果好。水平井一见水就淹。詩叁撻訥烬忧毀厉鋨骜。
通过加入表面活性剂，降低油水界面张力，进而达到提高水驱替原油的能力，是常用的EOR方法之一。
甲型水驱曲线，a、b: 水驱常数，越小，效果越好。预测油田未来的累计采油、累计产水。b水驱油藏的地质储量常数。，Nw: 水驱控制地质储量则鯤愜韋瘓賈晖园栋泷。
水驱控制程度：水驱控制储量与油藏地质储量的比值。，越高，注采井网设计的越合理。
砂体：相对独立的砂岩层。
开发调整成功；开发调整失败
乙型水驱曲线：对油田的采出程度和生产水油比参数进行相互预测，也可以对油田的最终采收率参数预测。Rwo油田的生产水油比 胀鏝彈奥秘孫戶孪钇賻。
，Ro采出程度，c，d水驱常数，越小越好。最终采收率

含水上升率 ：采出程度增加1%, 含水率上升的百分数