长江大学(3-5) 相对渗透率课件
相对渗透率ppt课件
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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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长江大学油藏工程基础5精品PPT课件
动态分 析方法
●油藏数值模拟
第五章 油藏物质平衡方法 物质平衡方法所需的基础资料及 物性参数 油藏物质平衡方程建立 油藏水侵 油藏物质平衡方程的应用 油藏物质平衡方程的评述
3
第五章 油藏物质平衡方法
●油藏物质平衡方法的基本原理是将油藏看成体积不变的 容器。油藏开发过程中的某一时刻，采出的流体量加上 地下剩余的储存量，等于流体的原始储量。
NNP[BoRPRsBg]WeWPBw BoBoiRsiRs BgmoBiBgB gBigi
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5-2 油藏物质平衡方程建立
二、油藏物质平衡方程通式的建立（第二种方式）
原始状况时油藏中 油气体积分布
在压力P时油藏 中油气体积分布
N
N P [B o R P R sB g ] W e W P B w
在某一地层条件下（P<Pb）相应于一立方米地面脱气
原油的地层油和逸出气的地下体积： B TB o R s i R sB g
7.气体体积系数
Bg
Vgr V gs
1
10
5-2 油藏物质平衡方程建立
一、油藏饱和类型和驱动类型的划分
未饱和 油藏
封闭型未饱和油藏 不封闭型未饱和油藏
封闭弹性驱动 弹性水压驱动
5
5-1物质平衡方法所需基础资料及物性参数
一、物质平衡方法所需要的基础资料
●4．通过实验确定或参考国内外有关资料确定地层水 和储集层岩石的压缩系数；
●5．通过实验确定油、气、水相对渗透率数据； ●6．还应确定以下地质数据：原始地质储量（N）； 含气区体积与含油区体积之比（m）；束缚水饱和度 （Swi）；孔隙度等。
6
5-1物质平衡方法所需基础资料及物性参数
长江大学地球科学学院试卷
长江大学地球科学学院试卷
第2学期（A）
课程名称：任课教师：
班级：姓名：序号：
一、名词解释（每题3分，共24分）
1．石油：
2．门限温度：
3．相渗透率：
4．地层圈闭：
5．油气二次运移：
6．油气聚集：
7．二级构造单元：
8．CPI值：
二、问答题（共42分）
1．简述油气差异聚集的条件及油气分布特征。
（6分）
2．简述有机质成烃演化的阶段性及主要特征。
（10分）
3．何谓孔隙结构？用压汞法的原理如何评价储集层的孔隙结构？（10分）
4．简述油气初次运移的动力因素。
（10分）
5．根据地球动力学基础并考虑所处板块位置，含油气盆地可分为哪几种类型？（6分）
三、分析作图题（10分）
下图为某储层顶面的构造等高线图。
1.在平面图上有A、B、D三个圈闭，在图中标出每个圈闭溢出点的位置（用Ca、Cb、Cd表示），圈出闭合面积（用斜线表示）。
2. 计算每个圈闭的闭合高度（用ha、hb、hd表示）。
3.判断圈闭类型。
1—地层顶面构造等高线(m)；2—砂层尖灭线；3—正断层四、论述题（共24分）
1．论述形成大型油气藏必须具备的条件。
（12分）
2．论述油气生成的大地构造环境和岩相古地理环境。
（12分）。
第二章 渗透性与渗流PPT课件
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2.4 有效应力原理及应用
2. 饱和土中孔隙水压力的计算
1) 静水条件
地下水位
水平地基 z－u＝z
①自重应力σsz=σz’， σsz是指有 效应力，地下水位以下σsz 计算采 用浮容重,是因为静水压力对土骨架 的浮托力，减轻了土的有效重量， 从有效应力原理的角度讲， u=γwzw（存在着孔隙水压力）。
▪在边界上满足流场边界条件要求，保证解的唯一性。
2）绘制方法 3）流网特点 4）实际应用
▪确定边界流线和首尾等势线→流线→等势线→反复修改，调整； ▪一个高精度的流网图，需经过多次的修改后才能完成。
▪与上下游水位变化无关， Δh=const； ▪等势线上各点测管水头H相等； ▪与k无关。 ▪ 测管水头： =位置水头＋压力水头
xy y
x yz zy xx'
xy y'
y xz z0 u
0 u
0 0
zx zy z zx zy z' 0 0 u
.
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2.4 有效应力原理及应用
1. 有效应力原理
'u
a. 揭示了饱和土体内任一平面上作用的总应力是由有效应力和孔隙水压组成的。
b. 揭示了饱和土的强度和变形是由有效应力控制的，而不是由总应力控制。
试想：
海床对土粒的反力哪一种情况下要更大一些？ 哪个土粒更容易被推动？
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2.4 有效应力原理及应用
1. 有效应力原理
'u
物理本质:
a. 揭示了饱和土体内任一平面上作用的总应力是由有效应力和孔隙水压组成的。
b. 揭示了饱和土的强度和变形是由有效应力控制的，而不是由总应力控制。
① 孔隙水压力的作用 ② 变形的原因 ③ 强度的成因
第三章(渗透率)ppt课件
岩石中只有一种流体通过时，岩石允许该流体通过的 能力称为单相渗透率。
绝对渗透率是指当岩石中只有一种流体通过，且流体 不与岩石发生任何物理和化学反应时，岩石允许该流体通 过的能力。
绝对渗透率是岩石本身具有的固有性质， 它只与岩石的孔隙结构有关，与通过岩石的流 体性质无关。
实质上任何一种流体都会或多或少地与岩石发生物 理和化学反应。绝对渗透率只是一个理论值。在实际应 用中，只能选用一种与岩石反应非常少的流体的单相渗 透率来近似代替绝对渗透率。 通常采用气体，氩气、氮气、空气，的渗透率作为 绝对渗透率。
另外，人们通过改变边界条件2，用实际岩心代替砂柱进行实验，证 明达西定律是成立的，但介质特性（k）对流量有影响； 当在改变边界条件1时，即用各种液体而不仅仅是水作实验时达定律 仍成立，但发现流体粘度对流量有影响； 因此达西公式进一步表示为：
kA （ h ） 1 h 2 Q L
上述实验表明，不管如何改变边界条件，达西定律是成 立的。改变不同介质与流体所导致的对流量的影响主要是因
KA Pr KA P P g Z Z 1 2 1 2 Q L L
当岩样水平时，流体作水平渗流，Z1-Z2=0，则：
KAP Q L
式中，当△Pr，L无限小时，可写成：
Q K dPr v A dL
上式即为达西公式的微分形式，公式前面的负号代表压力 增加的方向与渗流距离增加的方向相反。即在渗流方向上， dPr/dL应该是负值。 由于Pr=P＋ρgZ 代入上式得：
APr 设k=Kρg K=k/ρg，则 Q K L
此公式即为达西公式的折算压力表达式
由于总水压头（总能量） Pr＝ρgh＝P（压力计压能）+ρgZ（势能） 故 Pr1＝ρgh1＝P1＋ρgZ1 Pr2＝ρgh2＝P2＋ρgZ2
长江大学第三章 储层岩石多相流体渗流特性
2、吸附基本概念
1）吸附：溶解于两相界面系统中的物质，自发地浓集于两相界面上并显 著减小该界面层的表面张力的过程称之为“吸附”。被吸附的物 质 是表面活性物质。
如肥皂溶于水的过程——吸附过程
代表浓度增加
2）吸附原则 极性A＞极性C ＞极性 B
其中C为吸附在A、 B两相界面层的物质。
3）吸附特征： 发生在两相界面、溶液中浓度分布不均匀、 降低界面张力
•
本章教学主要内容：
界面自由能、界面张力、吸附现象及其对界面张力的影响
1、油藏流体的界面张力 2、油藏岩石的润湿性
岩石的润湿性及其影响因素、岩石润湿性与水驱油的相互关系 。
3、油藏岩石的毛管压力曲线
毛细现象和毛管力、任意曲面的附加压力、毛管中液体的上升（或下降）岩
石毛管压力曲线的测定及换算、岩石毛管压力曲线的基本特征、毛管压力曲线
动。岩石中多相流体存在时，流体的渗流特性将变得更加复杂：
1、由于分子力作用等因素的变化，使油-水-岩石系统或油-气-岩石系统界面性质的 复杂性； 2、由于岩石表面的润湿性等因素的变化，使油、气、水在岩石孔隙中分布的复杂 性； 3、由于岩石的润湿性的不同以及严重的毛管现象等，使油、气、水多相流体在岩 石孔隙中流动的复杂性；
接触角θ的确定：通过水-油-岩石三相交点做水-油界面的切线，切线与水-岩 石界面之间的夹角（经过水相）称为接触角（θ）。 （ 0° ＜ θ ＜１８0°）
（１）当θ＜90°时，
水对岩石表面选择性润湿；水为润湿相流体；岩石亲水
或称水湿岩石； θ越小，岩石的亲水性越强； （２）当θ＞90°时， 油对岩石表面选择性润湿；油为润湿相流体；岩石亲油 或称油湿岩石； θ越大，岩石的亲油性越强； （３）当θ=90°时， 油、水润湿岩石的能力相当，岩石既不亲水也不亲油， 即岩石为中性润湿；
长江大学油藏描述考试重点总结
油藏描述总结名词解释油藏描述：以沉积学、构造地质学和石油地质学的理论为指导，用地质、地震、测井及计算机手段，定性分析和定量描述油藏在三度空间特征的一种综合研究方法体系储层预测模型：根据静态数据库及开发早期所建立的储层静态模型，利用检查井岩心、测井、测试和试井资料，应用地质统计学及随机建模技术建立高精度的储层地质模型有效厚度夹层：是指在工业油流的储层中达不到有效厚度标准的各类岩层流体单元模型：指根据影响流体在岩石中流动的地质参数在储层中进一步划分的纵横向连续的储集带，在该带中，影响流体流动的地质参数在各处都相似，并且岩层特点在各处也相似确定性建模：对井间未知区给出确定性的预测结果，即试图从已知确定性资料的控制点如井点出发，推测出点间确定的、唯一的、真实的储层参数视胶结率：反映胶结作用对原始孔隙空间体积的影响程度。
油层组：分布状况与性质相同、沉积相相似的一套油层组合。
它可作为组成开发层系的基本单元。
在划分时，要考虑油层组内的油层特征的一致性和隔层条件的一致性（百度）储能参数：（he、φ、So）储层表征：定量地确定储层的性质、识别地质信息及空间变化的过程油藏地质模型：是将油藏各种地质特征在三维空间的变化及分布定量表述出来的地质模型：地质模型是一个三维网格体。
这些网格建立在surface，断层和层位的基础之上。
它决定了储层的构造和几何形态。
网格中的每一个节点都有一系列属性，比如孔隙度，渗透率，含水饱和度等等。
地质模型的建立可以细分为三步：建立模型框架，建立岩相模型，建立岩石物性模型。
（百度）油藏地质模型是将油藏各种地质特征在三维空间的变化及分布定量表述出来的地质模型。
储层静态模型：针对某一具体油田(或开发区)的一个(或)一套储层，将其储层特征在三维空间上的变化和分布如实地加以描述而建立的地质模型储层参数分布模型：储层参数（孔隙度、渗透率、泥质含量等）在三维空间变化和分布的表征模型随机建模：是指以已知的信息为基础，以随机函数为理论，应用随机模拟方法，产生可选的、等概率的储层模型的方法颗粒填集密度：填集密度= 填集密度越大，压实强度也越大砂层组：砂层组为油层组内的“等时同亚相”沉积复合体。
渗透和渗透率
确定目标市场： 通过渗透率数据 了解潜在客户群 体，确定营销策 略的目标市场。
制定营销计划： 根据渗透率数据， 制定更有针对性 的营销计划，提 高营销效果。
优化产品定位： 通过渗透率数据， 了解潜在客户的 需求和偏好，优 化产品定位和功 能设计。
评估营销效果： 通过渗透率数据 的变化，评估营 销策略的效果和 价值，不断优化 和调整营销策略。
渗透在自然界和工程领域中都有广泛应用，如水文学、环境科学、石油工程等。
物质性质：不同 物质对渗透率的 贡献不同
温度：温度对渗 透率和物质性质 有影响
压力：压力对渗 透率和物质性质 有影响
浓度差：浓度差 是影响渗透率的 因素之一
定义：计算渗透率的公式 公式：渗透率 = (孔隙度 × 含水饱和度) / (孔隙度 × 含水饱和度 + 含油饱和度) 影响因素：孔隙度、含水饱和度、含油饱和度等 应用范围：适用于油藏工程和采油工程
确定产品开发方向：通过市场渗透 率了解市场需求和竞争情况，确定 产品开发方向和定位。
制定营销策略：根据市场渗透率制 定有针对性的营销策略，提高产品 的知名度和销售量。
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优化产品设计：根据目标用户的需 求和习惯，优化产品设计，提高产 品的市场渗透率。
监测市场变化：通过市场渗透率监 测市场变化和竞争态势，及时调整 产品策略和营销策略。
定义：单位时 间内通过某一 截面的溶质或 流体的量与该 截面面积之比
单位：通常以 平方米每秒或 立方米每小时
等表示
影响因素：孔 隙度、孔径、
润湿性等
应用：在石油、 天然气、水文 等领域中用于 描述流体在多 孔介质中的流 动特性
长江大学渗流力学课件第三章
②-①或①-③并代 入边界条件 c1
Pe Pwf re P Pe ln re r ln rw
Pe Pwf r P Pwf ln r rw ln e rw
平面径向流 压力分布 公式
dP c1 Pe Pwf 1 压力梯度： re r dr r ln rw
K dP K Pe Pwf 1 渗流速度： v dr ln re r rw
re
dr
Pwf
P r
Pe
dA 2rdr Pe Pwf re P Pe ln r r ln e rw
A、dA
面积加权平均示意图
Pe Pwf re P rw ( Pe re ln r )rdr 2 (re rw ) ln rw re Pe Pwf re re 2 P 2 2 ( Pe rdr rw r ln r dr ) re re rw rw ln rw
100、10000米处的渗流速度和压力梯度值。
解： （1）由产量公式得：
2Kh( Pe Pwf ) 2 0.5 10 100 (10 9) 10 q 898.15(cm3 / s) re 10000 3 ln ln 77.6(m3 / d ) 0.1 rw
一、单向渗流（平面单向流）
1. 数学模型
d 2P 0 2 dx
供给边界
Pe
K
排液道
PBi
h
L
单向渗流模型
P x 0 Pe（供给边界）
P
2013-7-29
xL
（排液道） PBi
B A Bh x
HX-CHENG
6
2. 求解数学模型 dP 渗流微分 再分离变 c1 方程积分 量积分 dx c2 Pe
渗透率的理论计算方法
泄压深度 ,U 代表流体粘度 。K L 可直接表述裂缝的渗 透性 。 对于纯砂岩 , 由粒度中值 M d 估算比表面的公式 为 ( 13) B = 6 ( 1 - POR ) / M d 所以 H = 2POR/ B = POR × M d / 3 ( 1 - POR) 因为 S/ L = PORm 所以由 K = K L S/ L 得
第 24 卷・ 第 3 期 贾文玉等 : 渗透率的理论计算方法
・2 1 7 ・
对于岩石截面 , Q = Kd p/ U 对于孔隙截面 , Q = KL d pS/ UL KL 为等效孔隙模型的特征渗透率 。因此
K = KL S / L
πrLU d V/ d r F=2 应与圆柱体两端的压差力 πr2 dp 平衡 ,即 πrLU d V/ d r = πr2 d p 2 流速梯度为 : dV/ dr = r dp/ 2UL 由 r = R 时 V = 0 得到 r = 0～ R 上的定积分为速度
曲程度 。特别是 , 当 L = 1 时 , S = POR , m = 1 , R0 =
Rw/ POR , 即 , 1/ R0 = POR/ Rw 。此时 , 导电物质在地层
中的分布可以等效为层状分布 , 电导率的方程符合一 次线性体积模型 , 如对于层状泥质地层 , 砂质层与泥质 层近似并联
1/ R T = POR m / Rw + V sh/ R sh 1/ R T = POR/ Rmf
地层因素的物理意义
对于纯砂岩地层 ,总孔隙度即为有效孔隙度 ,骨架 不导电 。设单位体积模型为 V , S 为单位体积岩石孔 隙等效截面 , L 为孔隙等效长度 , 孔隙度 POR = SL ; 孔 隙中全由电阻率为 Rw 的地层水充填 , 地层电阻率为
有效渗透率曲线
低速
高速
③、采用三段岩心
(4).用毛管压力曲线计算相对渗透率曲线 基本理论:泊稷叶定律, 单根毛管内的流量为:
r 4 P q 8L
设单根毛管体积为V, 则
V r 2L, r 2 V / L
从毛管力定义出发:
2 cos 2 4( cos ) PC ,r 2 r PC
如果岩心改用粘度3 mpa.s的油通过，在压差△P=０.2MPa 的条件下它的流量Q=0.167cm3/s. QL 0.167 3 3 K 0.375m 2 A P 2 2
由此可见:岩石的绝对渗透率是其自身性质的一种量度，为一 常数,并不因为所通过流体性质的不同而有所改变。 达西定律的假设前提： ①流体与岩石之间不发生任何物理—化学反应 ②多孔介质中只存在一种流体 ③流动必须是在层流范围之内 问题的提出???
3.油水饱和顺序（饱和历史）的影响
观点一:非湿相吸入过程的 相对渗透率总是低 于驱替过程的数值, 而湿相的相对渗透 率与此无关. 观点二:非湿相吸入过程的 相对渗透率总是低 于驱替过程的数值, 而湿相吸入过程的 相对渗透率总是略 高于驱替过程的值. 解释: 1 从润湿性的影响方面来理解 2 捕集滞后:对于同一饱和度，作为驱动相时是全部连续，而作为被 驱动相时只有部分连续，所以，Kr驱动>Kr被驱动。 3 粘性滞后:驱动相流体争先占据阻力小的大孔道，并有沿大孔道高 速突进的趋势，所以， Kr驱动>Kr被驱动。
K w AP K w Qw wL w w M K o AP Ko Qo o oL o
2、计算水驱油采收率
1 S wi Sor 100% 1 S wi
3、判断油藏岩石的润湿性
S w (K ro K rw ) 50亲水 S w (K ro K rw ) 50亲水
渗透率课件
实验三 岩石绝对渗透率的测定一 实验内容用气测渗透率仪，以氮气为工作介质，测量气体通过岩样两端的压力p 1、p 2以及通过岩心气体在平均压力12()/2p p p =+下的气体体积流量0Q ，将测量参数直接代入达西公式计算得到实验岩心的气体渗透率g K ，然后用直线外推法求得岩心的克氏渗透率∞K （=岩心的绝对渗透率） 。
二 实验仪器设备气测渗透率仪、岩心夹持器、柱塞岩心、氮气瓶、游标卡尺、盒式气压计。
三 实验原理渗透率的大小表示多孔介质（岩石）允许流体通过能力的大小，其单位为μm 2。
气体在多孔介质中流动时，根据达西定律可得气体渗透率的公式为：102212210()a g Q p L K A p p μ−=⨯− （3-1） 式中：g K —气体渗透率，μm 2；0Q —岩心出口端的气体体积流量，cm 3/s ；L —岩心长度，cm ； A —岩心横截面积，cm 2； p a —大气压（绝对），MPa ； p 1—岩心进口端的绝对压力，MPa ； p 2—岩心出口端的绝对压力，MPa ；μ—实验温度和大气压下的气体粘度，mPa s ⋅（查表3-1得到）。
实验岩心几何尺寸用游标卡尺直接测量，进口端压力1p 用气测渗透率仪测量，出口端压力2p 等于大气压（大气压由盒式气压计读取），出口端的气体体积流量Q 0用气测渗透率仪测量。
为了满足线性渗流条件，应用0Q /p L −∆关系曲线（△p =p 1-p 2）直线段数据代入公式计算K g 。
考虑滑脱效应的影响，根据1g K p −直线（()12=+/2p p p ）外推到纵坐标的截距求得克氏渗透率K ∞（=绝对渗透率）。
表3-1 大气压下氮气的粘度（mPa·s）四气测渗透率仪流程及其工作原理气测渗透率仪流程如图3-1所示。
图3-1 气测渗透率实验流程示意图该仪器以氮气为工作介质，采用单向流、转子流量计气测岩石渗透率。
测量p为大气压（由压力表测实验岩心两端压差，岩心出口端接转子流量计，其压力2盒式气压计读取），因此岩心测量压力表显示的表压值，即为岩心两端的压差。
渗透率_精品文档
渗透率什么是渗透率渗透率是指液体、气体或其他物质在固体介质中渗透、穿透的能力。
当一个物质通过固体介质时，渗透率是衡量其渗透能力的指标。
通常以单位时间内通过单位面积的物质量或体积来表示。
渗透率的计算方法渗透率的定义渗透率由Darcy定律给出，Darcy定律是描述多孔介质渗透性能的一个基本方程。
其数学表达式如下：Darcy定律Darcy定律其中，Q是渗透率，k是渗透系数，A是介质横截面积，h是液体的高度，l是流动的距离。
渗透率的影响因素渗透率受多个因素的影响，包括介质的孔隙度、孔隙连通性、孔隙尺度和液体的黏度等。
下面分别介绍这些因素对渗透率的影响：1.孔隙度：孔隙度是介质中孔隙体积与总体积之比。
孔隙度越大，介质中的孔隙空间越多，液体渗透的通道越多，渗透率也就越高。
2.孔隙连通性：介质中的孔隙是否连通也会影响渗透率。
如果孔隙之间存在大量的闭塞或死角，液体就无法通过，渗透率就会降低。
3.孔隙尺度：孔隙的尺度也会对渗透率产生影响。
孔隙尺度较小的介质，液体分子很难穿过，渗透率较低；而孔隙尺度较大的介质，液体分子可以更容易地穿过，渗透率较高。
4.黏度：液体的黏度也是影响渗透率的重要因素。
黏度越大，液体分子在孔隙中移动的阻力越大，渗透率也就越低。
渗透率的应用渗透率在很多领域都有重要的应用。
下面介绍其中几个常见的应用场景：1.石油工程：渗透率是衡量油藏中石油储层的渗透性能的重要指标。
了解油藏中的渗透率可以帮助工程师预测石油流动的速度和压力变化，以优化采油方案。
2.水资源管理：渗透率可以用于评估地下水系统的性质和特征。
通过了解地下水层的渗透率，可以更好地规划水资源的开发和管理，以确保水资源的可持续利用。
3.土壤科学：了解土壤中的渗透率可以帮助农业工作者制定合理的灌溉计划。
不同土壤类型的渗透率差异较大，对不同作物的生长和发育有着重要影响。
4.环境土壤工程：渗透率可以用于评价土壤的排水能力和抗渗透能力。
在环境土壤工程中，了解土壤中的渗透率可以帮助工程师选择合适的排水材料和设计合理的排水系统，以防止土壤液化和地下水污染等问题。
渗透率的概念
渗透率的概念渗透率（Permeability）是一个在材料科学和地质学中常用的概念。
它用来描述一个固体材料或岩石对流体流动的阻力程度。
渗透率可以被认为是流体在固体孔道中的渗透能力的度量。
渗透率的背景渗透率在地质学中扮演着重要的角色。
地下水的运动、石油和天然气的储集和运移，以及地下水污染的扩散都与渗透率有着密切的关系。
在材料科学中，了解材料的渗透率是研发有效的过滤材料、渗透膜和其他相关应用的基础。
渗透率的定义和测量渗透率是介质（固体材料或岩石）对流体流动的阻力的度量，通常使用达西定律来对其进行描述。
达西定律指出，流体通过介质的速度与施加的压力梯度成正比，与介质的渗透率成反比。
渗透率的单位通常是达西（Darcy），等于每秒流经单位面积上的流体体积。
测量渗透率的常用方法是进行渗透试验，通过施加一定压力差，观察流体在固体材料中的渗透速率来计算渗透率值。
影响渗透率的因素渗透率的值受多种因素的影响，其中一些因素包括：1.孔隙度：渗透率与孔隙度呈正相关关系。
孔隙度越大，渗透率越高。
2.孔隙形状：孔隙形状会影响流体的流动路径，从而影响渗透率。
狭长的孔道通常会降低渗透率。
3.孔隙连通性：孔隙之间的连通性会对渗透率产生影响。
如果孔隙之间的连通性良好，渗透率将会较高。
4.流体黏度：流体的黏度越高，流动所需的压力梯度越大，渗透率将会降低。
渗透率在实际应用中的意义渗透率在地质学和材料科学领域有着广泛的应用。
在地质学中，通过测量岩石的渗透率，可以判断岩石中储层的产能，为石油和天然气的勘探提供重要依据。
在材料科学领域，渗透率是研发和设计过滤材料、渗透膜以及其他分离技术的关键参数。
渗透率的高低将直接影响材料的过滤效率和性能。
此外，渗透率还被广泛应用于环境工程领域，用来评估地下水流动的特性。
在地下水污染评估和修复中，了解污染物传输的渗透率是制定有效治理措施的前提。
结论渗透率是描述固体材料或岩石对流体流动阻力程度的重要概念。
渗透率的定义和测量方法已经被地质学和材料科学广泛接受，并且在实际应用中发挥着重要作用。
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以上实例计算结果具有普遍性，计算结果说明： （1）岩石的绝对渗透率K并不因为所通过流体的不同而有所改变，即岩石的渗透 率是其自身性质的一种量度，通常为一常数，即岩石确定，K值也就确定。 （2）有效渗透率既和岩石自身的属性有关，又与流体饱和度及其在孔隙中的分 布状况有关，而后者又和润湿以及饱和历史有关。因此，有效渗透率是岩石流 体相互作用的动态特性。 （3）有效渗透率之和小于岩石绝对渗透率或相对渗透率之和小于1。 Kw + Ko= 0.225μm2 + 0.045μm2 =0.270 μm2 Kro + Krw = 0.72
B区为油水同流区。曲线特征表现为：随含水饱和度Sw的逐渐增大，水相相对渗 透率Krw增加，而油相相对渗透率Kro下降。从微观上看，当润湿相超过某一饱 和度（Swi）之后，润湿相开始呈连续分布状态，在外加压力作用下开始流动。 随着润湿相饱和度的增加，非润湿相饱和度减少，非润湿相相渗透率（Kro）下 降，但初期非润湿相相渗透率（Kro）仍大于润湿相（Krw），其原因在于非润 湿相居于大孔道中央，流动阻力小；而且润湿相占据小孔道和大孔道的四壁，遇 到阻力大、流经路程长。
原因：A、有效渗透率计算是借用达西定律，在计算某一相有效渗透率的时 候，把其它的流体当做固相处理。实际上多相流体渗流时，流体之间的相互干 扰，流动阻力增大；
B、毛管力、附着力和贾敏现象引起的附加阻力。
（4）多相流体渗流时，通过岩石的流量的比值不等于岩石中.3 / 0.02=15; Sw / So= 0.7 / 0.3 =2.33
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。 此外，由于润湿相流体存在于死孔隙、极微细孔隙以及滞留在岩石颗粒 表面，比起处于孔隙中央而被分散切割的非润湿相流体要多，所以润湿相最 低饱和度Swi大于非润湿相最低饱和度Sor，即Swi>Sor。
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。
K ro K o / K
K rw K w / K
3、绝对渗透率与有效渗透率及相对渗透率的性能比较
例（1）设有一块砂岩岩心，长度 L=7.5cm，截面积A=5cm2，其中只有粘度为 1mPa.s的水通过，在压差△P=0.2MPa下通过岩石的流量Q=0.5cm3/S，求该岩 心的渗透率； （2）如果上面这块岩心不是用盐水通过，而是用粘度为3mPa.s的油通过，在同 样压差△P=2MPa的条件下,它的流量Q=0.167cm3/S，求该岩心的渗透率； （3）若该岩心饱和70%的盐水（Sw=70%）和30%的油（So=30%）且保持在这 样的饱和度下稳定渗流，压差同前，测得盐水的流量0.3cm3/S，而油的流量为
1 S wi Sor 1 S wi
图10—9中，驱油效率 0.80 0.15 0.81或81% ，可见一般水驱
油效率总是达不到100%，即使是最理想的情况下也只有80%左右。
0.80
（1）对两相流体，无论湿相还是非湿相都存在一个开始流 动时的最低饱和度，当流体饱和度小于最低饱和度时，流体不 能流动。湿相的最低饱和度值大于非湿相最低饱和度。 （2）两相渗流时，由于毛细管压力产生的贾敏效应，使两
（3）孔隙小、连通性不好的Kro和 Krw的终点都较小；
2、岩石润湿性的影响
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
100
1 2 3 4 5
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湿(θ ＝0º )到强油润湿(θ ＝180 º )
10
.
1 2
0 20 40
时，同一含水饱和度下，油相的相对
0.02cm3/S，求此时的油、水的有效渗透率和相对渗透率。
解： （1）由达西定律知：K=(QμL)/A △P=0.5¬1¬7.5 / 5¬2=0.375μm2 （2）由达西定律知：K=(QμL)/A △P=0.167¬3¬7.5 / 5¬2=0.375μm2 （3）Ko=(QoμoL)/A △P=0.02¬3¬7.5 / 5¬2=0.045μm2 Kw=(QwμwL)/A △P=0.3¬1¬7.5 / 5¬2=0.225μm2 （4） Kro= Ko / K =0.045 / 0.375=0.12(12%) Krw= Kw / K =0.225 / 0.375=0.60(60%)
随着润湿饱和度的增加，润湿相占据了主要流动孔道，故其相渗透率迅速增加
(从曲线陡缓可看出)，而非润湿相渗透率迅速减少。因为湿相己达一定饱和度（Sw），
在压差作用下流动，水在岩石孔道中形成连通孔道并且越来越多，故Krw逐渐增高。 与此同时，非湿相（油）饱和度减小，油的流道逐渐被水的流动渠道所取代，因此 Kro降低明显。当非湿相（油）减少到一定程度时，不仅原来的流道被水所占据，而 且油在流动过程中失去连续性成为油滴，此时便会出现液阻效应。 另外，该区内由于油水同时流动，油水之间互相作用、互相干扰，由毛管效应引起 的流动阻力明显，因而油水两相渗透率之和Kro+Krw值会大大降低，并且在两条曲线 的交点处会出现Kro+Krw最小值（见图10—9中的虚线）。
在亲水岩石中，水相分布在小孔隙
和孔隙的边隅上，这种分布对油的 渗透率影响很小；而亲油岩石在同 样的饱和度下，水以水滴或连续水 流的形式分布在孔道中间，严重影 响着油相的流动。另外油以油膜附 着在岩石表面，因而在相同的含油 饱和度下，油的相对渗透率就低。 在强水湿岩石中测得的相对渗透 率曲线如图10—15所示。
若基准渗透率是绝对渗透率，则油水相对渗透率曲线为图2所示；
若基准渗透率是束缚水下的油相渗透率，则油水相对渗透率曲线为图 3所示；油田现场大多数油水相对渗透率曲线为图3所示。
三、油水相对渗透率影响因素
油水相对渗透率是饱和度的函数，
当然它还受岩石物性、流体物性、
润湿性、流体饱和顺序(饱和历史)、 以及实验条件（温度以及压差）等 因素的影响。由于流体饱和度分布 及流动的渠道直接与孔隙大小分布 有关，岩石中各相流动阻力大小不 同，因此岩石孔隙的大小、几何形
（3）四个特征点
四个特征点分别是束缚水饱和度Swi点、残余油饱和度Sor点、残余油 饱和度下水相Krw点、两条曲线的交点(称为等渗点)。 这些特征点的值体现了曲线的许多其它特性，例如下面讲到的润湿 性。根据特征点还可以由原始含油饱和度及残余油饱和度，计算油藏 或岩心的水驱油效率：
驱油效率 原始含油饱和度 残余油饱和度 Soi Sor 原始含油饱和度 Soi
二、相对渗透率曲线
相对渗透率曲线：相对渗透率和流体饱和度的关系 1、油、水相对渗透率曲线特征（两条曲线、三个区域、
四个特征点。）
（1）两条曲线： Kro 和 Krw曲线，图中虚线为Kro + Krw （2）三个区域（图为弱亲水岩石的油水相对渗透率 曲线） A区为单相油流区。
由于Sw很小，Krw＝0，而So值很大，Kro略低于1。 这一曲线特征是由岩石中油水分布和流动情况所决定 的。因为对于亲水岩石，当含水饱和度很小(图中Sw＜ Swi＝20%)时，水分布在岩石颗粒表面及孔隙的边、 角、狭窄部分，而油则处于大的流通孔隙中，因而水 对油的流动影响很小，油的相对渗透率降低很小。分 布在孔隙的边、角及颗粒表面的水仍处于非连续相， 不能流动（水的相对渗透率为零），因而称之为束缚 水。此时饱和度称为束缚水饱和度Swi，小于此饱和度 水不能流动，也称为共存水饱和度和残余水饱和度等
态及其组合特征，就直接影响岩石
的相对渗透率曲线。图10—11是不 同类型介质的相对渗透率曲线。
1、岩石孔隙结构的影响
图10—12 孔隙大小及连通性对砂岩相对渗透率曲线的影响 莫根(Morgan，1970)用不同孔隙结构和渗透率的砂岩作出了油水相对渗透率 曲线，如图10—12所示。比较各曲线看出： （1）高渗透、大孔隙砂岩的两相共渗区的范围大，束缚水饱和度低； （2）孔隙小、连通性好的共存水饱和度高，两相流覆盖饱和度的范围较窄 ；
相流体的渗滤能力都降低了，故两相流体的相对渗透率之和小
于1，Krw+Kro为最小值时，两相相对渗透率相等。 （3）无论润湿相还是非润湿相，随着本身饱和度增加相对 渗透率增加，但非润湿相相对渗透率随饱和度增加的速率比润 湿相要快 。
2、现场实际油水相对渗透率曲线的处理：
多相流体共存时，每一相流体的有效渗透率与一个基准渗透率（绝 对渗透率或束缚水下的油相渗透率）的比值。
图10—14是利用天然岩心，通过改 变岩石润湿性（在油-水体系中加入不 同浓度的表面活性剂）得到的一组相对 渗透率曲线。由图可以看出，从强亲油
（曲线5）到强亲水（曲线1），油相
的相对渗透率逐渐增大，而水相的相对 渗透率逐渐减小，相对渗透率曲线交点
依次右移。
润湿性对相对渗透率曲线的影响 与油水在岩石孔道中的分布有关。
1
. ...
60 80 100
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）
。
0.1
3 4 5
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