两种不同粘土含量岩心油水相对渗透率曲线的常规特征参数和分形维数变化规律
粘土矿物及流体对低渗透岩心渗流特性的影响
图 4 岩心渗透率和膨润土的膨胀率随 NaCl浓度的变化
由图 4可明显地看出 ,膨润土的膨胀率随 NaCl 浓度的增大单调递减 ; 含膨润土岩心的渗透率随 NaCl浓 度 的 增 大 而 单 调 递 增 , 当 NaCl浓 度 大 于 10 000mg /L 以后 ,渗透率趋于平稳 。这说明 NaC l 溶液的浓度对含有膨润土的低渗透岩心的渗流特性 有一定的影响 ,并存在一个临界浓度值 。由渗透率 与膨胀率变化的综合分析可知 ,在低盐浓度区域内 , 含膨润土岩心渗透率的增大梯度要比粘土膨胀率的 减小梯度大得多 。这说明 ,盐浓度增大所导致粘土 膨胀率的下降程度是有限的 ,但是其引起储层中渗 透率的改善却非常明显 。因此 ,在对低渗透油藏采 取防膨措施时 ,只要将粘土的膨胀率减小到适当的 值 ,就会对油藏渗透率的改善产生非常大的影响 。 但如果持续采取措施降低粘土的膨胀率 ,虽有利于 油藏渗流特性的改善 ,但是油藏渗透率增大的幅度 已变小 ,将会导致投入产出比较高 。 2. 4 注入方式对低渗透岩心渗流特性的影响
两种不同粘土含量岩心油水相对渗透率曲线的常规特征参数和分形维数变化规律
前 后
１胜坨 油 田二 区岩 心注 水 冲刷 前后 ．造 成 两种 不 同粘 土 含 量岩 心的 油水 相对渗 透率 曲线 的变 化规律
１ ． １肚 坨二 区 １ ２ 、 ８ ３层 水冲刷 前后 粘土 的 变化 情 况 为 了模 拟胜 坨 二 区初 、 中、 高、 特 高 含水 期 四个 开 发 阶段 的动 态
常 规特 征参 数进 行 了平均 统 计 ． 注水 冲刷 前 后 １ ２ 、 ８ ３ 层 油 水相 对渗 透 率 曲线 的常规 特征 参数 见表 ２ ． ２ — ２ 一 ｇ １ ８ 井１ ４ （ １ ２ ／ ２ ８ ） 一 １ 号岩 心 注 水 冲刷 前后 的油水 相对 渗透 率 曲线见 图 １ 。
７ ３
ｓ
１ Ｏ
Ｏ ７ 埘 Ｏ ６
图ｌ １ ４ （ １ ２ ／ ２ ８ ） 一 １ 号岩 ｌ 心 注水冲刷前后油水相对渗 透率曲线
（ １ ） 从图 １ 看出 ： 由于粘 土 的减 少 ， 油水 相对 渗 透率 曲线注 水 冲 鹑 刷 后 比注 水 冲刷前 向左 偏移 。 即在相 同 的水饱 和 度下 ， 注 水 冲刷 后 傩 与 注 水 冲刷 前相 比 ， 油 相相 对 渗 透率 偏 低 ， 相 反水 相 相 对 渗透 率 偏 高。 其交 点饱 和度 略偏右 、 交点 相渗 略偏高 。 造成这 样情 况 的原 因是 鼹 ∞ ０ Ｏ 由于水 冲刷后 束缚 水饱 和度 偏低 所致 。
其渗 流条 件均 变好 这 充分说 明， 粘土及 其含 量是 影响 渗流规 律 的重要 因素 。ｌ ｇ Ｋ ｒ ｏ 与ｌ ｇ Ｓ ｗ和 ｌ ｇ Ｋ ｒ ｗ与 ｌ ｇ Ｓ ｗ它们 的相 关非常 良好 ， 油水相 对
渗 透率 曲线具 有 良好的 分形特 性 ， 并在本 文对 比分 析 中得 到 了应 用 ， 说 明其分 形 维数可 以作 为描述 油水 相对渗 透率 曲 线一个新 的特征 参 数 。 关键 词 ： 粘土； 油 水相 对渗透 率 曲线 ； 采 收率 ； 油相 与水相 相对 渗透 率分形 维数 中图 分类 号 ： Ｔ Ｅ ３ １ １ ； Ｔ Ｅ ３ ４ ５ 文献 标识 码 ： Ａ 文章 编 号 ： １ ０ ０ ９ — ８ ６ ３ １ （ ２ ０ １ ３ ） ０ ２ — ０ ０ ２ ４ － ０ ３
油水相对渗透率曲线课件
在各向异性的Berea砂岩上 发现，平行层理流动的相对渗 透率值高于垂直于层理流动的 相应值。同时沙粒大小、分布 颗粒形状以及方向性，孔隙大 小分布，几何形态，岩石比面 以及后生作用等都会影响相渗 曲线。
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影响相对渗透率曲线的因素
• 上覆岩压的影响
上覆岩压小于3000psi时对
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影响相对渗透率曲线的因素
• 流体粘度比的影响
当非湿相粘度很大时，非
湿相的Knw随非湿相/湿相 粘度比增加而增加，并且可
以超过100%；而湿相Kw与 粘度比无关。粘度比的影响
随孔隙半径增大而减小，当
K>1达西时，其影响忽略不
计。
这可用水膜理论来解释——
润湿膜起润滑作用。
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重要。
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2
前言
• 相对渗透率表示成饱和度的函数，但它还受岩 石物性、流体性质、润湿性、流体饱和顺序以 及实验条件的影响。
• 实际上，相对渗透率很聪明地把所有影响两相 渗流的因素都概括到这条曲线中，使其能把单 相渗流的达西定律应用到两相渗流中。
• 前面几项是储层的固有属性，而实验条件是我 们如何获得有代表性相对渗透率曲线的关键。
油水相对渗透率曲线
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前言
• 油水相对渗透率资料是研究油水两相渗流的基础，是油 田开发参数计算，动态分析，以及油藏数值模拟等方面 不可缺少的重要资料。
它可直接应用： • 计算油井产量，水油比和流度比； • 分析油井产水规律； • 确定油水在储层中的垂向分布； • 确定自由水面； • 计算驱油效率和油藏水驱采收率； • 判断油藏润湿性等。 因此，获得有代表性的相对渗透率资料对油田开发十分
东河11井岩心孔隙结构常规物性参数和分形特征参数变化规律的研究
东河11井岩心孔隙结构常规物性参数和分形特征参数变化规律的研究摘要：本文在所选择的东河油田东河11井岩心上，进行了岩心孔隙结构的常规物性参数和压、退汞特征参数的实验和对比分析。
从中看出，油层岩心孔隙结构各特征参数均有各自的变化规律，而且相互之间也有较好的对应变化规律，随着孔、渗增加，岩心均质系数、压汞分形维数变大，变异系数、岩性系数变小，退汞分形维数、退汞效率变小。
最主要的看出：渗透率与压汞、退汞分形维数的相关性好于渗透率与其它反映压汞孔隙结构均质程度的均质系数、变异系数和岩性系数的相关性。
用压、退汞分形维数来作为表示岩心均质程度的一个新的特征参数会更好一些，这样对于合理评价岩心的均质程度更为精确一些。
关键词：孔隙结构；渗透率；孔隙度；岩性系数；变异系数；压汞分形维数；退汞分形维数；退汞效率中图分类号： te312 文献标识码： a 文章编号： 1009-8631（2013）02-0028-02为了正确地认识油层岩心的物性，为了精确地描述油层岩心孔隙结构的特征，油藏工程师进行了大量的研究工作，在合理开发好油田，提高原油采收率方面已经取得了丰硕的成果[1-4]。
本文以东河11井岩心为例，企图从岩心常规物性和压、退汞毛管压力曲线两个方面，综合对比分析岩心孔隙结构的变化规律及其各特征参数相互之间的变化规律，以便加深对油层岩心的宏观和微观的认识，使我们对油层岩心特征参数的了解更加深入一步。
本文用同一块岩样，从常规油层物性和压、退汞毛管压力曲线资料进行分析统计，这样对比性更合理、更可靠，因为资料来自同一块样品。
研究结果表明：油层岩心孔隙结构各特征参数均有各自的变化规律，而且相互之间也有较好的对应变化规律。
以东河11井为例，它们岩性特征参数有较好的变化规律。
一般来讲，随着孔、渗增加，岩心均质系数、压汞分形维数变大，变异系数、岩性系数变小；退汞分形维数、退汞效率变小。
1 油层岩心孔隙结构特征参数的描述油层岩心孔隙结构特征参数的描述，从不同角度出发有许多不同的表述方式。
岩石的渗透系数与渗透率区别与联系
某些岩石的渗透系数值2 渗透率2.1渗透率的定义渗透率:压力差为1pa 时,动力黏滞系数为lpa.s 的渗流液体，渗流通过面积为12m 长度为1m 的多孔介质，体积流量为13m 时，多孔介质的渗透率定义为12m 。
实际中采用2m μ为实用单位。
定义式为=10QL k A p μ∆，其中，各参量与以上的参量相同 2.2渗透率的物理意义及影响因素渗透率是表征土或岩石本身传导液体能力的参数，其大小与孔隙度、液体渗透方向上空隙的几何形状、颗粒大小以及排列方向等因素有关,而与在介质中运动的液体性质无关。
渗透率（k ）用来表示渗透性的大小。
2.3渗透率的评价渗透率的评价级别平方微米（2m μ） 评价 1>1.0 渗透性极好 20.1—1.0 渗透性好 30.01—0.1 渗透性一般 4 0.001—0.1 渗透性差5 测定步骤5．1 试件描述试件干燥前，核对岩石名称和岩样编号，对试件颜色、颗粒、层理、节理、裂隙、风化程度、含水状态以及加工过程中出现的问题等进行描述，并填入附录B。
5．2 测量试件尺寸对试件描述后，应核对编号，并测量尺寸。
在其高度方向的中部两个相互垂直的方向上测量直径，在过端面中心的两个相互垂直的方向上测量高度，将其平均值以及试件编号和试件轴线与层理方向的关系(⊥，//)，填入附录B。
5．3 压力选择5．3．1 入口端渗透气体压力视试件致密程度进行调节，一般为0．06～0．09MPa。
5．3．2 围压一般为0．4～0．5MPa。
5．4 皂膜流量计选择视试件渗透率的大小选用不同直径的皂膜流量计。
预计渗透率大的可选较大直径的皂膜流量计。
5．5 测定系统检验每次测定前用直径25mm、高径比1：1的实心钢柱代替试件，按图1装入试件夹持器，检验测定系统，测定系统如图2。
开动空气压缩机，顺序加围压和渗透压力至选定值，保持5min不漏气，确认系统完好。
图1 试件夹持器示意图1—上端盖；2、7—压片；3—橡胶套；4—夹持器外壳；5—试件(或钢柱)；6—下端盖；8—钢柱图2 渗透率测定系统示意图3 渗透系数与渗透率的区别与联系渗透系数和渗透率是两个完全不同的概念。
油水相对渗透率的应用
油水相对渗透率曲线应用油水两相相对渗透率曲线是油水两相渗流特征的综合反映，也是油水两相在渗流过程中，必须遵循的基本规律。
它在油田开发方案编制、油田开发专题研究、油藏数值模拟等方面得到了广泛应用。
因此，对油田开发来说，油水两相相对渗透率曲线既是一个重要的基础理论问题，也是一个广泛性的应用问题。
以下部分主要介绍油水相对渗透率的有关概念及其在实际工作中的应用。
一、油水两相渗流的基本原理天然或注水开发的油藏，正常情况下从水区到油区的油层中，其原始的油水饱和度是逐渐变化的，在水区与油区之间有一个油水过渡带。
生产过程中，当水渗入油区驱替原油时，由于油水流体性质的差异，如油水粘度差、密度差、毛细管现象及岩石的非均质等,使得水驱时水不可能将流过之岩石的可动油部分全部洗净，形成了油水两相区。
在驱替过程中，此两相区不断向生产井推进，当生产井见水后，很长时间内油水同时开采；水驱油试验过程中，出口端见水以后，也是长时间的油水同出。
从整个水驱油的过程可以看出，水驱油的过程为非活塞过程，油水前缘推进过程相当于一个漏的活塞冲程。
二、油水两相相对渗透率曲线【定义】在实验室中，用水驱替原油作出的油相和水相相对渗透率与含水饱和度的关系曲线，称为油水两相相对渗透率曲线。
随着含水饱和度sw 的增加，油相相对渗透率kro减小，水相相对渗透率krw增大。
【说明】1、油水两相相对渗透率曲线共有五个特征点(如图2-1-1)：S wi：束缚水饱和度。
它对应着最大含油饱和度S oi，即原始含油饱和度，S oi=1-S wi；S or ：残余油饱和度。
它对应着最大含水饱和度S wmax，S wmax=1-S or；K romax ：束缚水条件下的油相相对渗透率(最大)；K rwmax ：残余油条件下的水相相对渗透率(最大)；等渗点：油相与水相相对渗透率曲线的交点。
2、油水两相渗流区的含油饱和度变化为ΔS o=1-S wi-S or=S oi-S or。
测井作业——精选推荐
测井作业⼀、测井资料评价碎屑岩储层（砂岩类储层、泥岩类储层）、碳酸盐岩储层、⽕⼭岩储层、变质岩储层的要点、步骤各是什么？（⼀）测井资料评价碎屑岩储层1.测井资料评价碎屑岩储层的要点是对测井资料经过预处理与标准化之后，开展储层“四性关系”（即岩性、物性、电性和含油⽓性）研究，建⽴不同的储层参数解释模型，然后进⾏测井资料处理，对碎屑岩储层进⾏测井综合评价，从⽽建⽴⼀套适合于碎屑岩储层的测井解释与评价⽅法。
2.测井资料评价碎屑岩储层的⼀般步骤：2.1预处理与标准化为了保证测井解释的精度与准确性，⾸先要对原始测井资料进⾏预处理及标准化，即将全区的测井数据校正到统⼀标准之下。
2.1．1测井资料预处理受测井环境、测井仪器及施⼯环节的影响，在测井解释前需要对测井曲线进⾏必要的预处理，包括深度校正、环境校正等。
(1) 测井曲线深度校正在测井资料数据处理过程中，测井曲线的深度校正与编辑是测井数据处理的重要环节之⼀。
深度校正包括深度对齐和井斜校正两项内容。
⽬前有两种⽅法，其⼀是将⾃然伽马测井曲线与地⾯岩⼼⾃然伽马曲线进⾏深度对⽐，借助特征明显层段的典型电性特征，找出两者存在的深度误差。
此种⽅法对⽐性强，效果较好；其⼆是通过对⽐岩⼼分析孔隙度与威利公式计算的孔隙度（密度或声波）测井曲线，上下移动岩⼼分析孔隙度，进⾏深度归位。
此种⽅法需要在较短的层段密集采样，效果略差。
(2) 环境校正⽬前，对测井曲线进⾏环境影响校正的⽅法主要有解释图版法和计算机⾃动校正法。
2.1.2测井曲线标准化测井曲线进⾏标准化处理，就是要消除或减⼩不同操作⼈员的操作误差以及校正误差等各种误差，从⽽使测井资料在全油⽥范围具有统⼀的刻度。
(1) 标准层的选取标准层是指在全区⼴泛分布，厚度稳定，岩性相对单⼀，电性特征明显，易于区域对⽐的地层。
同⼀标准层，不同井点的某⼀条和某⼏条测井响应，如声波时差、电阻率，应该具有相同、近似或呈规律性变化的频率分布。
根据标准层的选取原则，选择出合理的标准层。
储层损害过程岩心孔隙分布特征的分形描述
田生产 实践 提供参 考 。
１ 粘 土矿 物造成 的储层 损 害机 理
图 １ 粘 土 微 粒 运 移 堵 塞 孔 喉 示 意 图
２ 粘 土颗 粒堵 塞对 毛细 管压 力 曲线的影 响
储 层 中存 在 多 种 敏感 性 矿 物 ， 在 机 械 应 力作 用
度 值 仍可 根据 初始 毛 细管压 力 曲线 确定 （ Ｓ ｏ ｒ 一
油 藏 在 注水 开 发 过程 中 ， 岩 石 经受 长 期水 洗作 用， 亲 水性增 强 。油井 产液 （ 油 和水 ） 时， 井底 油层边 缘 存在 一个 不 连 续 的 毛 细管 中断点 ， 毛 细 管压 力从 油 层岩 石 内的一 个有 限值 逐渐 到井 筒 内变 化为０ 。 在
毛 细管 中断周 围 区域 的 岩石 中 ， 润 湿相 和 非润 湿相
从 而 降低 了流体 在 储 层 孔 隙 中 的流 动 能 力 ， 降 低油
井 的生 产能 力 ， 最 终 降低 油 田的最 终 采收 率［ １ ］ 。 近
在 孔 黢 喉 郝
架 桥 的微 粒
些 年来 ， 分形 理论 在 描 述 储 层 孔 隙结 构 及 其 流 体非
线 性渗 流 的复杂 性方 面 取得 了极 大进 展Ｄ ］ 。本 研究 应 用分 形方 法描 述储 层粘 土 损害 前后 岩 心孑 Ｌ 隙特征
在 油井 作业 过 程 中 ， 外 部 固体 颗 粒或 液 体 进入
储层 ， 与储层 中的粘 土矿 物 等敏感 性 组分 产生 物理 、
化 学 作用 ， 促 使 储 层 岩 石孔 隙结 构 、 界面性质、 矿物
成 分及 性质 、 液体 相 态发 生变 化 ， 进 而改变储 层 的物 理 参数 ， 如孔 隙度 、 渗 透率 、 油水饱 和 度及 润湿 性等 ，
相对渗透率ppt课件
为深入学习习近平新时代中国特色社 会主义 思想和 党的十 九大精 神,贯彻 全国教 育大会 精神,充 分发挥 中小学 图书室 育人功 能
相对渗透率与含水饱和度的关系称为相对渗透率曲线。
二、 相对渗透率曲线特征
A区： Sw≤Swi； 油相流动。
B区： Swi<Sw<1-Sor； 油、水相流动；随 Sw的增大，Kro急 剧降低，Krw增大。
因 此外,温度升高,会导致岩石热膨胀,使孔隙结构
发生变化,渗透率也随之发生改变。
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4、其它因素的影响
毛管压力
润湿相趋向于占据小孔隙,非湿相占 据着较大孔隙, 增加了两相相对渗透 率之间的差异。
达西公式
恒水、油比驱替
末端效应：
它是两相流体在多孔介质中流动过程中，出现在出口末端的一 种毛管效应,其特点是： (1)距离多孔介质出口末端端面一定距离内湿相饱和度过高； (2)出口端见湿相出现短暂的滞后。
消除末端效应的方法: (1) 提高流速：降低毛管力作用,以减小末端效应; (2) 三段岩心法：使末端效应不在测试岩心中发生。
2、饱和顺序的影响
湿 相：吸吮时的与 驱替时的相对渗透率 曲线重合。
非湿相：任何饱和度 下吸吮的总是低于驱 替的相对渗透率。
解释：在驱替过程中,非湿相首先窜入大孔隙中央,且非湿相 是连续的,故其相对渗透率较高；在吸吮过程中,湿相沿孔隙 壁面流动,同时驱动孔隙中间的非湿相,随湿相饱和度的增加, 越来越多的非湿相变为不连续相,因此影响了非湿相的相对 渗透率。
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亲油岩石中水相相对渗透率曲线
亲油岩石中水相相对渗透率曲线
岩石中的水分不仅会影响地下水资源的分布和质量，还会影响岩石
的力学性质和渗透性质。
因此，准确地研究岩石中的水相相对渗透率
曲线对于地质工程和地质灾害研究具有重要意义。
水相相对渗透率曲线是指在给定的温度和压力条件下，岩石中水相的
渗透能力与孔隙度的关系。
这种曲线通常用于描述岩石性质的渗透性，是地下水资源勘探、开发和利用的重要基础。
亲油岩石中的水相相对渗透率曲线通常呈现出三个阶段，具体如下：
1. 初始阶段。
这个阶段是水在岩石孔隙中刚刚开始渗透的过程，此时
水的渗透能力相对较低。
曲线呈现出渗透率随着孔隙度的增加而逐渐
增加的趋势。
2. 中间阶段。
这个阶段是岩石中水相渗透率变化较快的过程，称为“快
速渗透段”。
此时，孔隙度的增加会导致相对渗透率的增加速度变快。
在这个阶段中，岩石中的孔隙隙缝形态开始发生变化，孔缝壁面之间
的接触也开始产生重要的影响。
3. 后期阶段。
此时曲线已经进入饱和段，即孔隙度的增加对渗透率的
增加已经非常缓慢，甚至不再产生增加。
在饱和段之后，进一步的孔
隙度增加只能通过增加孔径或者连接孔隙来实现，但这并不是岩石中
水相渗透率增加的最优解。
综上所述，亲油岩石中的水相相对渗透率曲线具有一定规律性，对地质工程和地质灾害研究有重要的理论和实践意义。
通过深入研究这些规律，可以更好地了解地下水环境的变化和演化规律，为地下水的发掘、利用提供重要的技术支撑。
东河11井岩心孔隙结构常规物性参数和分形特征参数变化规律的研究
１油层岩 心孔 隙结构 特征 参数 的描 述
油层 岩心孔 隙结 构特 征参 数 的描述 ，从不 同角度 出发 有许 多不 同 的表述 方 式 。本文 仅从 三个 方 面来 分析 ， 以求 得较 全 面地 反 映孔 隙结 构 的特征 。为 了便 于讨论 ， 在此 对所 涉及 的孔 隙结 构特征 参数 ， 作一 些简 单 的说 明。 １ ． １ 常规孔 隙结 构特征 参数 油层 物性最 常 用 的参 数是 孔 隙度和 空气渗 透率 ，它们 分别 反 映 了岩心 孔 隙的数 量 和允许 流 体如 空气 等通 过 岩心 渗流 的能 力 ， 两 者 均是 评价 油层 岩心 性质 好坏 最主要 、 最直 观宏 观 的参 数 。 １ ． ２压汞毛 管压 力 曲线表征 的孔 隙结构特征 参 数 压 汞毛管 压力 曲线 表征 的孔 隙结构 特征 参数 是一个 反 映岩心 喉 道半 径 大小及 其分 布 的微观 参数 。它有 表示 岩心 均质程 度 和表示 分 形 程度两 类 特征参 数 。 １ ． ２ ． １ 表 示岩 心均质 程度 的特 征参数 表 示岩 心均质 程度 有许 多数 学表示 形式 ，从岩 心喉 道半 径分 布 角度 出发 ． 这 里 简要 介 绍 一下 常 用 的 ， 反 映岩 心 均质 程 度 的三 个 特 征 参数 ： 均质 系数 、 岩性 系数 和变 异系数 。 均 质 系数 Ｃ是 由喉 道 半径 计 算 出来 的平 均 喉道 半 径 与岩 心 最 大半径 之 比值 ， 数 值用 小数 表示 。其数 值越 大 ， 表 示岩 心越 均质 。 岩 性 系 数 Ｆ是 实 测 渗透 率 与 由喉 道 半 径计 算 出来 的 渗透 率 之 比值 ． 反 映 了孔 隙喉道 的 迂 曲程度 ， 数值 用 小数 表示 。其 数值 越 小 ， 表示 岩心越 均质 。 变异 系数 Ｄ 是喉 道半 径 的分选 系数 （ 它是 反映 喉道大 小分 布集 中程 度 的参 数 ． 具 有某 一 等级 的喉 道 占绝 对优 势时 ， 分 选系 数值 小 ， 表示 喉道 分选 程度好 ） 与 平均半 径 之 比， 数值用 小数 表示 。其 数值越 小． 表 示 岩心越 均质 。 １ ． ２ ． ２ 表示 岩心 分形 程度 的特 征参数 ［ ５ － ７ １ 表示 岩心 分形 程度 的特 征参数 是分 形维 数 。压 汞 毛管压 力 曲线 根 据对 应 的欧 氏维 数有 四种 分形 类 型 ， 本 文从 喉道 半 径所 提供 的渗
两种不同粘土含量岩心油水相对渗透率曲线的常规特征参数和分形维数变化规律
两种不同粘土含量岩心油水相对渗透率曲线的常规特征参数和分形维数变化规律两种不同粘土含量岩心油水相对渗透率曲线的常规特征参数和分形维数变化规律摘要：胜坨二区水冲刷前后岩心的粘土含量分别为7%和4%；车排子地区排2-2井选取岩心的粘土含量也是7%和4%。
对这两类两种不同粘土含量岩心的油水相对渗透率曲线，进行了常规特征参数和分形维数的分析和研究。
结果看出，当粘土含量从7%下降到4%时，可流动油范围变大，无水、最终采收率增高，相对渗透率曲线交点饱和度略偏右、交点相渗略偏高，油相、水相分形维数增大，这些都说明油水在岩心中的渗流条件变好。
同时还看出，在两种不同油水粘度比条件下，油水相对渗透率曲线的变化特征是一致的，随着岩心粘土含量的下降，其渗流条件均变好。
这充分说明，粘土及其含量是影响渗流规律的重要因素。
lgKro与lgSw和 lgKrw与lgSw它们的相关非常良好，油水相对渗透率曲线具有良好的分形特性，并在本文对比分析中得到了应用，说明其分形维数可以作为描述油水相对渗透率曲线一个新的特征参数。
关键词：粘土；油水相对渗透率曲线；采收率；油相与水相相对渗透率分形维数中图分类号： TE311；TE345 文献标识码： A 文章编号：1009-8631（2013）02-0024-03油层物理学研究表明，不仅砂岩孔隙结构具有分形特征[1-5]，而且岩心中油水运动规律也具有分形特征[1、5、6]。
众所周知，油水相对渗透率是流体在多孔介质中饱和度大小及其分布状况的函数，而流体的分布状况是与多孔介质的孔隙形状、大小及胶结程度、胶结物含量、类型等有关，故油水相对渗透率是流体、介质及其它们之间相互关系的函数。
本文企图从两种不同粘土含量的岩心中，对油水相对渗透率曲线常规特征参数与分形维数的变化规律进行分析研究，探讨粘土含量对其影响程度，以便加深对粘土和油水渗流规律之间关系的认识。
1 胜坨油田二区岩心注水冲刷前后，造成两种不同粘土含量岩心的油水相对渗透率曲线的变化规律1.1 胜坨二区12、83层水冲刷前后粘土的变化情况为了模拟胜坨二区初、中、高、特高含水期四个开发阶段的动态情况，进行了室内注水冲刷模型实验，选用综合含水40%、80%、90%、98%代表不同开发期，换算成相应的注入倍数。
储油(气)岩石的相(有效)渗透率与相对渗透率(相渗)
§3 相对渗透率曲线的影响因素
在一定条件下相对渗透率曲线是饱和度的函数.而且还是岩石孔隙结构、流体性质、 流体润湿性、流体饱和顺序、准数或毛细管准数以及温度等因素的函数.
一、岩石孔隙结构
由于流体饱和度受控 于岩石的孔隙结构,因此岩 石孔隙的大小、几何形态 及其组合特征就直接影响 岩石的相对渗透率曲线.
〔2〕流体中表面活性物质的影响：
在孔隙介质中共同渗流的油、水相态,根据巴巴良的研究可能有三种：油为 分散相,水为分散介质；油是分散介质,水是分散相；油、水为乳化状态.这三种 状态在渗流过程中互相转化.
油为分散相 水为分散介质
油是分散介质 水是分散相
油、水为乳化状态
分散体系的渗流与许多物理化学因素有关,而这些物理化学因素与油 水中的极性化合物的多少有关,与油水中的表面活性物质及其含量有关, 因为这些物质的多少使油水界面张力、流体在岩石表面上的吸附作用发 生变化.当渗流条件一定时,使油从分散介质转变为分散相是由油滴聚合 和油滴在固体表面上粘附时间所决定的.
水为分散介质、油为分散相和水为分散相、油为分散介质的油水相对 渗透率曲线.对比二曲线可知,分散介质的渗透能力大于分散相.
分散介质 分散相
分散介质 分散相
当由于表面活性物质的作用使油水处于乳化状态时〔即两种液体 互相分散,都处于分散状态时〕,无论是水包油型还是油包水型,两相渗 透率都急剧下降.
对于高粘度原油,这种乳化状况更容易出现.因此在稠油的开采中 需要对原油进行破乳,其目的就是为了提高流体的相对渗透率.
因此在实用中只需有油-水两相、油-气两相的相对渗透 率曲线就够用了.
但当油层中出现油、气、水三相共存时,这三相是否都参 与流动,,则必须用三相的相对渗透率与饱和度关系曲线图 来判断.
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C区为纯水流动区。非湿相油的饱和度小于残余油饱和度Sor，非湿相失去了宏 观流动性，油相相渗透率Kro＝0；与此同时润湿相占据了几乎所有的主要通 道，非湿相油已失去连续性而分散成油滴分布于湿相水中，滞留于孔隙内。 这些油滴由于贾敏效应对水流造成很大的阻力，因而出现如图10—9的现象， 即含油饱和度越大，分散油滴越多，对水流造成的阻力越大，水相的相对渗 透率离100%越远，反之亦然。
为某相的相渗透率或某相的有效渗透率。
Ko—油的有效（相）渗透率； Kw—水的有效（相）渗透率； Kg—气的有效（相）渗透率。
2、相对渗透率
KO
QO O L AP
101,
KW
QW12 P22 )
101
多相流体共存时，每一相流体的有效渗透率与岩石的渗透率的比值。
£¨üÎ Èë ·¨²â ¶¨£© £¨¾Ý Ñî ÆÕ »ª £¬ 1980£© 1-Ȧ =180¡ã 2-¦È =138¡ã 3-¦È =90¡ã
4-¦È =47¡ã 5-¦È =0¡ã
岩石的润湿性对相对渗透率曲线 的特征影响较大。一般岩石从强水润 湿(θ ＝0º)到强油润湿(θ ＝180 º) 时，同一含水饱和度下，油相的相对 渗透率将依次降低；相反，水相的相 对 渗 透 率 将 依 次 升 高 （ 图 10—13 ） 。
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3、流体物性的影响
(1)流体粘度的影响 在上世纪50年代以前，一般认为相对渗透率与两相的粘度比无关。
利用压汞曲线求取页岩相渗曲线的分形维方法研究
利用压汞曲线求取页岩相渗曲线的分形维方法研究李军;刘荣和;彭小东;曾炎【摘要】相渗曲线作为评价储层岩石的重要指标,在油气田开发过程中具有重要作用.而页岩孔隙结构复杂,泥质含量高,用常规的稳定渗流方法和非稳定法不能测试得到相渗曲线.采用页岩岩心的压汞资料,使用分形维的方法,实现了毛管压力曲线转化为相渗曲线.从而解决了页岩气藏相渗曲线难以得到的问题,对页岩气的开发有重要的意义.%As an important indicator of evaluation of reservoir rock, relative permeability curve plays an important role in the oil and gas field development process. But with the complex pore structure and high shale content, the relative permeability curve of a shale gas reservoir can not be tested by stability permeability method and unsteady state. The capillary pressure curve transforming into relative permeability curve is realized by the fractal dimension method on the basis of the shale core capillary pressure curve, and solve the problem of shale gas relative permeability curves difficult to get. It has great important significance to the development of the shale gas.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2013(013)008【总页数】5页(P2193-2197)【关键词】分形维;相渗曲线;页岩气藏;束缚水饱和度;方法【作者】李军;刘荣和;彭小东;曾炎【作者单位】中国石化西南油气分公司勘探开发研究院,成都610081【正文语种】中文【中图分类】TE151页岩气以吸附或游离状态存在于低孔、低渗的富有机质泥页岩中。
低渗透砂岩油藏油水相对渗透率曲线特征
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特 种 油 气 藏 1999 年
here can provide input for analog computation (dynamic forecast and reserve calculation) with theoretical model.
Φ= 01016 6ln K + 01108 5
(3)
Swi = [ (11314 - 01213 7ln K) ×Φ]015
(4)
Sor = (21925 3 - 01382 7ln K) ×Φ
(5)
式中 Sor ———残余油饱和度 , %; Swi ———束缚水饱和度 , %; Φ———孔隙度 , %。
参 考 文 献
1 李道品 ,等 1 低渗透砂岩油田开发 1 北京 :石油工业出版社 ,1997 2 霍纳波 M ,科德里茨 L ,哈维 A H 著 1 见 :马志元 ,等译 1 油藏相对渗透率 1 北京 :石油工业出版社 ,1989 3 Wyllie M R J and Gardner G H F. The generalized kozeny - Carmen equation , its application to problems of multi - phase
Swc ———共渗点处含水饱和度 , %。
Ξ 长庆油田勘探开发研究院 1 安塞油田 624 井油基泥浆取心报告 11985 ΞΞ 张学文 1 低渗透率砂岩油藏压裂工艺与井网部署综合管理技术 1 石油勘探开发科学研究院博士论文 11998 ΞΞΞ 河南石油勘探开发研究院 1 油水相对渗透率试验报告 11997
钻井液原理第二章粘土矿物
Al-O晶片 Si-O晶片
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第一节 粘土矿物的晶体构造
（2）2：1型晶层：由两个硅氧四面体晶片与一个铝氧八面体 晶片构成。
氧原子
氧原子
Si-O晶片 Al-O晶片 Si-O晶片
二钻、井几液种工常艺见原粘理土电矿子物教的案晶体构第造二章
1、基本概念
（1）晶格取代：在粘土矿物晶体中，一部分阳离子被另外
出膨胀性
膨胀后分散
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二、 粘土的水化膨胀性
(4)评价方法：吸水量法和膨胀量法 吸水量：总吸水量，单位重量土吸附水的总量（重量或质 量）；比亲水量：单位表面积吸水量（相当于表面水化膜 厚度）。
泥页岩比亲水量界面物理化学含义示意图
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①定义：由于晶层间阳离子浓度大于溶液内部 的阳离子 浓度，因而发生水的浓差扩散，使水进入晶层.
②作用机理：浓差扩散
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二、 粘土的水化膨胀性
(3) 粘土的膨胀 扩散双电层的形成：
滑动面
+
吸附的可交换阳离子解离, 形
水
成扩散双电层,产生负电性,晶 层间相互排斥,间距增大,表现
问题：高岭石属非膨胀性粘土矿物，为什么？
Si-O
高岭石上下相临的层面，一面为OH面， O
Al-O
另一面为O面，而O与OH很容易形成氢 OH
键，层间引力较强，晶层间连接紧密，
水分子不易进入晶层。
D、C.E.C低（3-15 mmol/100g) 在三种常见的粘土矿物中，高岭石的Ｃ.E.C最低。 原因在于高岭石几乎不存在晶格取代，所以带负 电荷很少，周围吸附的阳离子数目少，可发生交 换的阳离子数目就更少了，所以C.E.C小。
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两种不同粘土含量岩心油水相对渗透率曲线的常规特征参数和分形维数变化规律两种不同粘土含量岩心油水相对渗透率曲线的常规特征参数和分形维数变化规律摘要：胜坨二区水冲刷前后岩心的粘土含量分别为7%和4%；车排子地区排2-2井选取岩心的粘土含量也是7%和4%。
对这两类两种不同粘土含量岩心的油水相对渗透率曲线，进行了常规特征参数和分形维数的分析和研究。
结果看出，当粘土含量从7%下降到4%时，可流动油范围变大，无水、最终采收率增高，相对渗透率曲线交点饱和度略偏右、交点相渗略偏高，油相、水相分形维数增大，这些都说明油水在岩心中的渗流条件变好。
同时还看出，在两种不同油水粘度比条件下，油水相对渗透率曲线的变化特征是一致的，随着岩心粘土含量的下降，其渗流条件均变好。
这充分说明，粘土及其含量是影响渗流规律的重要因素。
lgKro与lgSw和 lgKrw与lgSw它们的相关非常良好，油水相对渗透率曲线具有良好的分形特性，并在本文对比分析中得到了应用，说明其分形维数可以作为描述油水相对渗透率曲线一个新的特征参数。
关键词：粘土；油水相对渗透率曲线；采收率；油相与水相相对渗透率分形维数中图分类号： TE311；TE345 文献标识码： A 文章编号：1009-8631（2013）02-0024-03油层物理学研究表明，不仅砂岩孔隙结构具有分形特征[1-5]，而且岩心中油水运动规律也具有分形特征[1、5、6]。
众所周知，油水相对渗透率是流体在多孔介质中饱和度大小及其分布状况的函数，而流体的分布状况是与多孔介质的孔隙形状、大小及胶结程度、胶结物含量、类型等有关，故油水相对渗透率是流体、介质及其它们之间相互关系的函数。
本文企图从两种不同粘土含量的岩心中，对油水相对渗透率曲线常规特征参数与分形维数的变化规律进行分析研究，探讨粘土含量对其影响程度，以便加深对粘土和油水渗流规律之间关系的认识。
1 胜坨油田二区岩心注水冲刷前后，造成两种不同粘土含量岩心的油水相对渗透率曲线的变化规律1.1 胜坨二区12、83层水冲刷前后粘土的变化情况为了模拟胜坨二区初、中、高、特高含水期四个开发阶段的动态情况，进行了室内注水冲刷模型实验，选用综合含水40%、80%、90%、98%代表不同开发期，换算成相应的注入倍数。
具体说，一块岩心，进行水冲刷不同倍数，分别测其前后的各项物性参数的变化，本文用水冲刷前后得到的不同粘土含量的岩心，分别测其油水相对渗透率曲线，来研究粘土含量对渗流特征的影响程度。
胜坨二区12、83层水冲刷前后粘土的变化情况见表1。
统计表明水冲后，粘土矿物的种类虽未发生变化，但粘土的总量由7%下降到4%，绝对含量降低了42.9%；伊利石、高岭石、蒙脱石的绝对含量12层中分别降低了87%、83%、67.8%，83层分别降低了71.4%、72.7%、50%。
这说明在水驱油过程中，粘土矿物在注水冲刷下，发生了大量的微粒运移，随着注入倍数的增加而冲出岩心。
这样就得到了7%和4%两种不同粘土含量的岩心。
1.2 注水冲刷前后油水相对渗透率曲线的特征对注水冲刷即水驱前后7%和4%两类不同粘土含量的岩心，分别进行了油水相对渗透率曲线的测试，实验温度50℃，油水粘度比42.7。
为了全面地描述油水相对渗透率曲线的特征，本文着重从它们的常规特征参数和分形特征资料这两个方面来进行分析和研究。
其结果分述如下。
1.2.1注水冲刷前后12、83层油水相对渗透率曲线的常规特征参数本文对12层3块岩心和83层2块岩心油水相对渗透率曲线的常规特征参数进行了平均统计，注水冲刷前后12、83层油水相对渗透率曲线的常规特征参数见表2，2-2-g18井14（12/28）-1号岩心注水冲刷前后的油水相对渗透率曲线见图1。
（1）从图1看出：由于粘土的减少，油水相对渗透率曲线注水冲刷后比注水冲刷前向左偏移。
即在相同的水饱和度下，注水冲刷后与注水冲刷前相比，油相相对渗透率偏低，相反水相相对渗透率偏高。
其交点饱和度略偏右、交点相渗略偏高。
造成这样情况的原因是由于水冲刷后束缚水饱和度偏低所致。
（2）从表2看出：注水冲刷前后岩心的两个主要特性参数变化不大，即孔隙度基本不变，渗透率12层注水冲刷后略偏高一点，83层注水冲刷后反而变低一些。
（3）从表2还看出：随着粘土的减少，12层注水冲刷后与注水冲刷前相比，其渗流特性变好，可流动油的范围增加，由0.542增至0.594；无水采收率由31.12%上升到33.08%；最终采收率由69.58%上升到73.00%。
83层注水冲刷后与注水冲刷前相比，其渗流特性变化不明显，可流动油的范围由0.450上升到0.461，最终采收率由63.65%上升到64.64%，数值变化在误差范围之内，可以说基本不变；而无水采收率反而变小，这点有待继续探讨。
1.2.2 注水冲刷前后12、83层油水相对渗透率曲线的分形维数在二维多孔介质岩心中，空气驱替高粘度的液体环氧树脂时的粘性指进具有分形特性，其维数D=1.6±0.04。
而在无法直接描述和测量粘性指进条件下，只有用油水相对渗透率变化值间接反映粘性指进现象。
在对油水相对渗透率曲线进行分形研究时，主要考虑水驱油部分所得资料，没有考虑初始和终止两个特征点。
因为束缚水点和残余油点的油水相对渗透率值分别是在水驱油常规实验前、后测定的，并根据其流量、压差等参数用达西公式计算出来的，而水驱油部分各点的参数是根据两相渗流理论计算出来的，两者多少有些差别。
以胜坨二区砂二段12层3-169井12-1号注水冲刷前岩心的油水相对渗透率曲线为例，在实验点数为11的条件下，其双对数相关表达式如下：lgSw=-0.2171 lgKro -0.4969 相关系数r为0.9977lgSw=0.2444 lgKrw -0.0287 相关系数r为0.9999 lgKro 与lgSw实测的相关系数r为0.9977；lgKrw与lgSw实测的相关系数r为0.9999，大大高于置信度α为0.01时所需的r为0.708[7]，说明它们的相关非常良好，油水相对渗透率曲线具有良好的分形特性。
其余所有实测的相关系数r均大于0.99，无一例外。
在此，我们定义0.2171为油相相对渗透率的分形维数，即lgKro 与lgSw相关直线的斜率是油相相对渗透率的分形维数；0.2444为水相相对渗透率的分形维数，即lgKrw与lgSw相关直线的斜率是水相相对渗透率的分形维数。
本文对12层3块岩心和83层2块岩心油水相对渗透率曲线的分形维数进行了平均统计，注水冲刷前后12、83层油水相对渗透率曲线的分形维数见表3，2-2-g18井14（12/28）-1号岩心注水冲刷前后油相相对渗透率的对数与水饱和度的对数关系曲线见图2，注水冲刷前后水相相对渗透率的对数与水饱和度的对数关系曲线见图3。
从中得到以下一些认识：（1）从表2看出：无论是12层还是83层，油相和水相对渗透率的分形维数均是注水冲刷后大于注水冲刷前，尽管程度有所差别。
（2）从图2、3看出：14（12/28）-1号岩心的油相相对渗透率的分形维数注水冲刷前后差别较小，水相相对渗透率的分形维数注水冲刷前后差别明显。
但它们的共同特点是其相关直线注水冲刷前在上，相关直线注水冲刷后在下，而油相相关直线略有交叉。
这说明在相同水饱和度下，所需的油、水相对渗透率偏低，水驱阻力减小，渗流条件变好。
2 车排子地区不同原始粘土含量条件下岩心的油水相对渗透率曲线变化特征2.1车排子地区排2-2井岩心两种不同的原始粘土含量排2-2井8号和21号正是我们研究所需的两种不同原始粘土含量的岩心，其粘土含量分别为7%和4%，详见表4，与注水冲刷前后岩心的粘土含量完全一样。
粘土含量为7%的岩心阳离子交换值是3.410，比粘土含量为4%的岩心阳离子交换值是3.030大一些，它将对水驱油的渗流运动影响要更大一些。
2.2 车排子地区排2-2井两种不同原始粘土含量岩心的油水相对渗透率曲线特征在研究了注水冲刷前后造成的两种不同粘土含量岩心的油水相对渗透率曲线之后，又对车排子地区排2-2井两种不同原始粘土含量岩心的油水相对渗透率曲线进行了研究，以便深化对粘土影响的认识。
2.2.1 排2-2井两种不同原始粘土含量岩心油水相对渗透率曲线的常规特征参数本文对两组粘土含量为7%的8号岩心和粘土含量为4%的21号岩心分别进行了常规和地层条件下的非稳态油水相对渗透率测试，实验温度分别为20和42℃，42℃为模拟地层条件，其油水粘度比均为2.2。
其油水相对渗透率曲线的常规特征参数见表5。
从中得到以下几点认识：（1）由于在同一个部位取得两块同号岩心，虽然相邻，但孔、渗仍略有差别，可能粘土含量也会有一些差别，分析资料时要有所考虑。
（2）由于粘土含量不同，无论是常规还是地层条件下的相渗实验，粘土含量4%比粘土含量为7%岩心的渗流情况都会变好。
常规条件下：可流动油范围由0.515上升为0.585；无水采收率由54.83%上升为56.24%；最终采收率由74.31%上升为76.61%；地层条件下：基本不变。
由于无水期采收率过高，人工做图取交点误差偏大，但大致与注水冲刷前后的规律性是一致的。
2.2.2 排2-2井两种不同原始粘土含量岩心油水相对渗透率曲线的分形维数排2-2井两种不同原始粘土含量岩心油水相对渗透率曲线的分形维数见表6。
无论是常规还是地层条件下的相渗实验，当粘土含量由7%降为4%，其阳离子交换由3.410减少为3.030 CEC/mmol?（100克）-1时，在常规非稳态条件下，油相分形维数由0.0466上升到0.0506，水相分形维数由0.2727上升到0.3656；在地层条件下，油相分形维数由0.0341上升到0.0420和水相分形维数由0.3616上升到0.3956，均呈上升的趋势。
这与注水冲刷前后岩心分形维数的变化规律是一致的。
3结论（1）胜坨二区注水冲刷前后岩心的粘土含量由7%下降到4%时，其油水相对渗透率曲线的常规特征参数和油、水相渗分形维数均有明显地改善，可流动油范围扩大，无水、最终采收率增高，相对渗透率曲线交点饱和度略偏右、交点相渗略偏高，油相、水相分形维数增大，这些都说明岩心中油水渗流条件变好。
（2）车排子地区排2-2井岩心的原始粘土含量有7%和4%两种，其粘土含量少的阳离子交换量低。
这两种7%和4%岩心油水相对渗透率曲线的特征变化规律同胜坨注水冲刷前后岩心的变化规律是一致的，随着粘土的减少，油水在岩心中的渗流条件也变好。
（3）在两种不同油水粘度比条件下，油水相对渗透率曲线的变化特征是一致的，随着岩心粘土含量的下降，其渗流条件均变好。
（3）lgKro与lgSw和lgKrw与lgSw它们的相关性都非常良好，看出油水相对渗透率曲线具有良好的分形特性，并在本文对比分析中得到了应用，说明其分形维数可以作为一个描述相对渗透率曲线一个新的特征参数。