相渗实验研究
超深高含硫气藏气—液硫两相渗流实验
超深高含硫气藏气—液硫两相渗流实验顾少华1,2 石志良1,2 胡向阳1,2 史云清1,2 秦世江3 郭肖31.中国石化海相油气田开发重点实验室2.中国石化石油勘探开发研究院3.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室•西南石油大学摘 要 超深高含硫气藏开发过程中会在储层中出现气—液硫同流的现象，其对气井产能的影响目前还缺乏实验数据的验证。
为此，研制了一套适用于高温高压条件下气—液硫两相驱替实时测试的装置，并制订了相应的测试流程，选取四川盆地元坝气田的取样岩心开展气—液硫两相驱替实验，并采用非稳态法计算气、液硫两相相对渗透率，得到气—液硫相对渗透率曲线，进而开展气—液硫两相渗流规律的定量化研究。
结果表明：①气、液硫两相共渗区较窄，当液硫临界饱和度高于40%时，井筒附近的液硫饱和度达到液硫临界流动饱和度，从而阻碍井筒附近气体的流动；②围压的变化会引起气—液硫相对渗透率曲线的变化，当围压增大时，气相相对渗透率及液硫相对渗透率均下降；③随着驱替压差增大，气体流速加快，携硫能力增强，气相相对渗透率及液硫相对渗透率均有所上升。
结论认为，气—液硫两相相对渗透率曲线的获得，实现了对气—液硫两相渗流规律的定量化研究，可用于超深含硫气井的产能评价。
关键词 超深 液硫 酸性气体 相渗曲线 应力敏感 速敏效应 元坝气田 多相渗流DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2018.10.010An experimental study on gas-liquid sulfur two-phase flow in ultradeep high-sulfurgas reservoirsGu Shaohua1,2, Shi Zhiliang1,2, Hu Xiangyang1,2, Shi Yunqing1,2, Qin Shijiang3 & Guo Xiao3(1. Sinopec Key Laboratory for Marine Oil & Gas Field Development, Beijing 100083, China; 2. Sinopec Exploration & Production Research Institute, Beijing 100083, China; 3. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation//Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China)NATUR. GAS IND. VOLUME 38, ISSUE 10, pp.70-75 10/25/2018. (ISSN 1000-0976; In Chinese)Abstract:During the development of ultradeep high-sulfur gas reservoirs, gas-liquid sulfur co-existence occurs in reservoirs, but its ef-fect on gas well productivity has not been verified by experimental data. In this paper, a set of real-time test devices for gas–liquid sulfur two-phase flow displacement under high temperature and high pressure were developed, and the corresponding test process was formu-lated. Then, the sampling cores of Yuanba Gas Field in the Sichuan Basin were selected for gas-liquid sulfur two-phase displacement experiments. The relative permeability of gas and liquid sulfur was calculated by using non-steady state method and the gas–liquid sulfur relative permeability curve was plotted. Finally, the laws of gas-liquid sulfur two-phase flow were studied quantitatively. And the fol-lowing research results were obtained. First, the co-flow zone of gas and liquid sulfur is relatively narrow. When the critical liquid sulfur saturation is higher than 40%, the liquid sulfur saturation near the wellbore reaches the critical flowing saturation of liquid sulfur, so as to hinder the flowing of gas near the wellbore. Second, the gas–liquid sulfur relative permeability curve varies with the confining pressure. With the increase of confining pressure, both gas relative permeability and liquid sulfur relative permeability decrease. Third, with the increase of displacement pressure difference, the gas flowing speed increases, its sulfur carrying capacity increases and both gas relative permeability and liquid sulfur relative permeability increase slightly. In conclusion, the quantitative research on gas-liquid sulfur two-phase flow is realized based on the establishment of gas-liquid sulfur two-phase relative permeability curve, which can be used to evalu-ate the productivity of ultradeep sulfur gas wells.Keywords: Ultra deep; Liquid sulfur; Sour gas; Relative permeability curve; Stress sensitivity; Velocity sensitivity effect; Yuanba Gas Field; Multiphase flow基金项目：国家科技重大专项“高含硫气藏安全高效开发技术”（编号：2016ZX05017）。
两相驱替相对渗透率研究
两相驱替相对渗透率研究两相驱替相对渗透率研究现代油藏工程理论广泛应用了两相驱替相对渗透率数据，以便进行简约的油藏工程计算或者较为复杂的油藏数值模拟。
传统的采用室内岩心驱替获得相对渗透率计算方法针对低渗透储层和聚合物驱来说存在一定不足，不能真实反映两相驱替的相对渗透率变化规律。
论文以室内非稳态两相驱替过程为主要研究对象，结合物理模拟和数学模拟，较深入地研究了两相非稳态驱替时岩心内部流体相对渗透率的计算理论和应用方法，主要的研究内容和取得的认识如下：1、理论分析表明，在经典的JBN相对渗透率计算中，岩心平均含水饱和度与注水倍数之间的关系是单调的，本文提出了新的、保证单调性的多项式回归方法，提高了计算精度和数据分析的合理性。
2、基于法国学者Marle（1981）给出的压力分布方程，新建了一种非稳态驱替相对渗透率计算方法。
该方法具有更高的精度，同时能够外推得到当注入倍数为无穷大时的油水两相相对渗透率数据，结果具有重要应用价值。
3、采用启动压力梯度修正的运动方程，给出了低渗透介质中的油水两相渗流计算方法，得到了表征低渗透介质渗流特征的一个无量纲数——Re0，其值正比于注入速度和油相粘度，反比于地层渗透率。
4、基于非牛顿渗流理论的非稳态驱替实验，建立了非牛顿流体驱替牛顿流体的两相渗流非线性数学模型，推导出了新的聚合物驱相对渗透率的计算模型，并给出了相应的求解方法和自动化软件。
5、有效改进了非稳态法聚合物驱实验流程，建立了实验初始压差选择新规则，实现了实验过程和数学模型的假设条件相一致，取得了较好的测试效果。
6、建立了测量聚合物溶液不可及体积的实验方法，多次实验结果表明，聚合物驱不可及体积随着分子量的增加而增大，随着岩心渗透率的增大而减小。
7、不同条件下聚合物驱相对渗透率曲线研究结果表明，随着聚合物分子量和浓度的增加，含聚水相的相对渗透率逐渐下降，油水两相跨度增大，残余油饱和度降低；油湿岩心与水湿岩心相比，油相渗透率偏小，含聚水相相对渗透率增大，含水率上升幅度变快，等渗点和右端点都明显偏左，但在水驱后开展聚合物驱，油湿岩心上的效果要好于水湿岩心；随着岩心渗透率的增加，残余油饱和度减小，含水率上升幅度变缓，残余油饱和度与渗透率存在较强的数学相关性。
非稳态法测定稠油油藏相对渗透率实验研究
Ｅｘ ｅ ｉ ｅ ａ ｔ ｙ ｏ ｔ ｒ ｉ ｉ ｇ ｒ ｌ ｔｖ ｒ ｅ ｂｉ ｔ ｆｈｅ ｖ ｉ ｒ ｓ ｒ ｏ ｒ ｐ ｒｍ ｎｔ ｌｓｕｄ ｎ ｄｅ ｅ ｍ ｎ ｎ ｅ ａ ｉ ｅ ｐｅ ｍ ａ ｌ ｙ ｏ ａ ｙ ｏｌ ｅ ｅ ｖ ｉ ｉ
ｗｉｈ ｎｏ ｓ ｅ ｄ ｔ ｔ ｅ ｈ ｄ ｔ ｎ ｔ ａ ｙ ｓａ ｅ ｍ ｔ ｏ
摘 要 为 了更 好 地 了解 稠 由油 藏 的 开 发 特 点 ， 对 实 际 油 藏地 质特 点 和 流 体性 质特 征 ， 过 室 内 实验 ， 水 驱 油 非稳 态 针 通 用 法测 定稠 油 油 藏 油 水 相 对渗 透 率 曲线 在数 据 处理 过 程 中 ， Ｊ Ｎ 经验 公 式 法进 行 计 算 ， 用对 数 对 其 进 行拟 合 与 回 归计 用 Ｂ 采
ｐ ｏ ｅ ｓｎｇ ｕｓｎｇｔ ｅ ｌｇ ｒｔ ｍ ｒｆｔ ｎ ｎ ｅ ｒ ｓ ｉｎ ｃ ｌｕｌｔｏ ｏｇａｎ ｏｌ ｒ ｃ ｓ ｉ ， ｉ ｈ ｏ ａ ｉｈ ｆ ｔ ｇ ａ ｄ ｒ ｇ ｅ ｓｏ ａｃ ａｉ ｎ ｔ ｉ ｉ ｏ ｉ ｉ —ｗａｅ ｅｌｔ ｅ ｐ ｒ ｅ ｂ ｌ ｙｃ ｖｅ ， ｉ ｈ ｏ ｔｉ ｓｔ ｅ ｔｒｒ ａｉ ｅ ｍ ａ ｉｉ ｕｒ ｓ ｗｈ ｃ ｂ ａｎ ｈ ｖ ｔ ｅ ｐ ｒｍ ｅ ｔ ｌｒ ｓ ｌ．Ｔｈｅ ｓｕ ｙ ｒ ｓ ｔｓ ｏ ｈａ ｈ ｗｏ— ｘ ｅ ｉ ｎ ａ ｅ ｕ ｔ ｔ ｄ ｅ ｕｌ ｈ ｗｓｔ ｔｔ ｅ ｔ ｐｈａ ｅ ｆｕ ｄ ｆｏ ａ ｅ ｓ ｌｒ ｅ ，ｒ ｓｄｕ ｌｏｌｓ ｔ ｒ ｔｏ ｓ ｒ ｌｔｖ ｌ ｉ ｈ ｓ ｉ ｗ ｒ ａ ｉ ａ ｇ ｒ ｅ ｉ ａ ｉ ａｕ ａ ｉｎ ｉ ｅａ ｉｅｙ ｈ ｇ ， ｌ ｌ
算 ， 出油 水相 对渗 透 率 曲线 ， 而得 出 实验 结 果 。 做 进 结果 表 明 ， 两相 渗 流 区比 较 大 ， 余 油 饱 和 度 比较 高 ， 相渗 透率 相 对 比 残 水
特低渗透岩心相对渗透率实验研究
验 得 到的相对 渗透率 数据 而求得 平 均相对 油水 相对 渗透率 曲线 , 曲线 中油 水 相对 渗 透 率 比值 与 含水 饱 和度呈较 好 的指数相 关 , 即 :
文献 困提 出的标 准 化 方法 , 再 对标 准 化 曲线 进行 回
熊
健等. 特低渗透岩 心相对渗 透率实验研究
会 一 e气 一
基 金 项 目 : 国 家 重 大 油 气 专 项 ( 2008 ZX0 50 13 一02 一02 )
石
油
地
质
与
工
程
2011 年
第3期
始上 升快 , 在含水 饱 和度增 加 的后 期 ,水 相相 对渗透 率增 加越来 越快 2 ( ) 直 线型 ( 图 2 ) 水 相 的相 对 渗 透率 曲 线 的变
:
20 30 0 4 50 0 6 70 80 90
含水饱 和度,% 图3 油 水 平 均 相 对 渗 透 率 曲线
凡 与 X 邝 S, 的关 系模式 油水相 对渗透 率 比值 与油 藏 的含水 上升 率密 切 油水相 对渗 透率 比值 与含水饱 和 度 的关系模 根据 实
式反 映不 同沉 积储层 孔 隙结构 的渗 流特 征
1 15 4 m g/ L
表 1
序号
3 7 6 2 3 4 2
(45 口 ) 下用 非 稳 态 方 法 测 定 C
根 据测 定 的实 验 数
据 , 水相 相对渗 透率 曲线 形态可 分为 两类 : 直线 型 和
岩 心 基本 数据
上 凹型
岩心 长度/m
5 . 86 5 4 . 5 15 7 . 12 1 5. 534 5. 073
CO 3型 , 总 矿化度 为 5 26 6 mg/ L , 其 中 K 十+ N a 为 + 1 67 0 m g/ L , C: 2 为 118 m g/ L , Mg 十 为 37 mg / L , 50 不 2为 Z O3 Om g / L , H CO: 为 2 5 7 mg / L , CI一为
油藏条件下泡沫油的油气相渗规律研究_秦积舜
由图 2 可以发现, Orinoco 模拟油在高压状态时 具有特殊的油气相渗规律:
( 1) 在气体突破形成连续通道时, 模型内的含气 饱和度只有 21% .
( 2) 初期气相相对渗透率值偏低. 因需通过减小 模型两端压差来控制产出油和产出气的稳定性, 结 果导致模型内呈高压状态的气体体积偏小, 占据空 间比例小.
委内瑞拉 Orinoco 地层油具有较高的油气比和 沥青质含量, 除了具有常规稠油的基本特性外, 随开 采压力的变化还显现出极为复杂的 泡沫流体 流动 特征, 井口取样显示出油相连续的泡沫状态[ 1 3] . 针 对这些特点, 研究 者提出了 泡 沫油 的概念[ 4] . 这 类油田采用压力自然降低的衰竭式开发方法, 与常 规稠油、凝析油不同, 开发具有产油量高、产气量低 和压降速度慢等特征[ 5] . 近几年来对泡沫油的油气 相对渗透率规律的研究[ 6] 比较少, 针对油藏高温高 压条件下油气相对渗透率的实验方法并没有详细的
孔隙度 /%
38. 2 38. 6
填砂模型参数 初始渗透率 / m2 9 14. 2
含油饱和度 /%
73. 2 73. 5
束缚水饱和度 /%
26. 8 26. 5
模拟油样品
模拟油 1 模拟油 2
在实验压力以及气体流速较快的情况下, 忽略氮气 在模拟油中的溶解.
实验流程参见图 1. 简要步骤是: 填砂模型入口 端接氮气气源, 出口端由回压阀控制压力, 系统压力 大于泡点压力, 测试过程由 ISCO 泵保持入口压力 恒定. 产油量由电子天平计量, 气体流量计计量产气 量.
油藏条件下泡沫油的油气相渗规律研究
Study on foam oil and gas relative permeability under reservoir conditions
利用相渗曲线研究低渗气藏水锁效应的新方法_吕渐江
利用相渗曲线研究低渗气藏水锁效应的新方法吕渐江 唐 海 吕栋梁 黄小亮 余贝贝(西南石油大学)摘 要 低渗气藏砂岩孔喉半径小、毛细管压力大,施工过程中工作液容易吸入储集层,近井地层含水饱和度明显升高,天然气的流动能力明显降低,形成水锁效应。
通过开展气水两相渗流实验,模拟气井生产时含水饱和度下降至束缚水饱和度的过程,提出了利用相渗曲线研究低渗气藏水锁效应的新方法。
关键词 低渗气藏 水锁效应 相渗曲线0 引言低渗气藏在钻完井、修井、压裂酸化作业时,工作液在毛细管压力作用下[1],渗吸入近井地层,孔隙吼道中形成一层水膜,地层含水饱和度升高,气相流动的通道变窄,地层渗透率下降,形成水锁效应[2]。
许多学者对水锁侵入深度、排水时含水饱和度的变化规律、排液时间、水锁对井产量的影响等方面进行了理论推导[3~5],并利用毛管自吸法、反向作用法等方法研究了含水饱和度对气相渗透率的影响[6~7]。
但目前尚未见利用完整的相渗曲线对水锁效应进行探讨的论述。
本文利用低渗气藏的真实岩心,通过开展气水两相渗流实验,模拟了气井生产时含水饱和度下降至束缚水饱和度的过程,总结出一些规律性的认识,以期能对低渗气藏的有效开发有所启示。
1 气水两相渗流实验1 1 实验装置及实验步骤本次气水相对渗透率测试实验采用如图1所示的装置,实验步骤如下:岩心抽真空饱和模拟地层水,并在饱和液中浸泡48小时以上;在恒压下用氮气驱替,并不断计量出口端的气水流量,计算含水饱和度及该饱和度下的气相渗透率,至出口端无可流动水产出时,结束相渗测定。
图1 气水相渗实验装置1 2 相对渗透率曲线计算方法(1)式~(3)式是相对渗透率曲线的计算公式[8]。
S w=W3-W1W2-W1100%(1) K rg=2 g LP2 G iAK t P t(P1+P2)(2)K r w=w L W iAK t P t(3)式中:Sw岩心含水饱和度,%;W1,W2岩心饱和地层水前、后的重量,g;W3相渗实验中某一时刻的岩心重量,g;Kr g气相相对渗透率,小数;Kr w水相相对渗透率,小数;g氮气粘度,m Pa s;w地层水粘度,mP a s;L 岩心长度,c m;P1,P2岩心进出口压力,M P a;P 驱替压差,M Pa;Gi驱替压气增量,c m3;作者简介 吕渐江,男,1983年出生;现西南石油大学油气田开发工程在读硕士研究生,主要从事油气藏工程研究。
利用相渗曲线研究低渗气藏水锁效应的新方法_吕渐江
4 贺承祖 , 华明琪 .水锁 效应 研究 [ J] .钻井 液与 完井液 , 1996, 13(6):16 -15.
5 朱国华等 .砂岩气藏 水锁 效应实 验研 究 [ J] .天然气 勘 探与开发 , 2003, 26(1):29 -36.
· 49·
开 发 试 采 天 然 气 勘 探 与 开 发 2008年 9月出版
ΔWi— 驱替压水增量 , cm3 ; Δt— 驱替压时间增量 , s;
A— 驱替压岩心截面积 , cm2;
Kt— 驱替压干岩心 在相 同围 压 、驱 替压 差下 的 气测 绝 对渗透率值 , mD。
=WW32
-W1 -W1
×100%
Krg =AKtΔ2PμΔgLt(PP2 Δ1 G+iP2 ) Krw =AμKwtLΔΔPWΔit
式中 :
Sw— 岩心含 水饱和度 , %; W , W — 岩心饱和 地层水前 、后的重量 , g;
12
W3 — 相渗实验中某一时刻 的岩心重量 , g; Krg— 气相相对渗透率 , 小数 ; Krw— 水相相对渗透率 , 小数 ; μg— 氮气粘度 , mPa· s; μw — 地层水粘度 , mPa· s; L— 岩心长度 , cm;
本文利用低渗气藏的真实岩心 , 通过开展气水 两相渗流实验 , 模拟了气井生产时含水饱和度下降 至束缚水饱和度的 过程 , 总结出一 些规律性 的认 识 , 以期能对低渗气藏的有效开发有所启示 。
1 气水两相渗流实验
1.1 实验装置及实验步骤 本次气水相对渗透率测试实验采用如图 1 所
示的装置 , 实验步骤如下 : ①岩心抽真空饱和模拟地层水 , 并在饱和液中
油气水三相相对渗透率实验研究及分析
62 囱UH 科技 2020年•第4期◊中石化胜利油田分公司勘探开发研究院范菲 油气水三揺拥対渗透率实验研究及分析本文通过非稳态法油水和油气两相相 对渗透率测试实验，得到同一块岩心的两 条相渗数据，并应用STONEn 概率模型计 算获得油气水三相相对渗透率数据。
通过 不同渗透率岩心的对比实验可知，岩心越致密，三相渗流能力越差，渗透率越高残 余油饱和度越小。
1研究的目的和意义目前针对两相相对渗透率测试的室内实验方法非常成熟，但是对三相同时存在的实 验测试目前还不够完善，直接进行三相相对渗透率的测试实验由于影响因素复杂、实验条件繁琐，对三相相渗的曲线形态、渗流规律以及不同级别空气渗透率的岩心三相相渗曲线形态的对比分析研究不够充分。
本文通过常规两相相对渗透率测试，应用STONE U概计算获得油气水三相相对渗透率数据，获得相应的三相相对渗透率曲线。
可以准确快速获得多种渗透率级差的曲线，从而 揭示高、中、低三种渗透率岩心的*渗流规律。
2实验设备及实验原理本实验利用油水相渗测定系统和油气相渗测定系统为实验设备，通过油水两相相对渗透率和油气两相渗透率测试实验获得油水、油气两相渗透率数据，并在此基础上通 过STONE H 概率模型，计算获得油气水三相相对渗透率数据。
实验以国家标准GB/T28912-2012《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》为依据，基于楼态法测试方法获得。
非稳态法相对渗透率的测试忽略 了毛管压力和重力作用的影响，在水驱油过程中，油水饱和度在多孔介质中的分布是距离和时间的函数，根据时间变化记录每种流体的产量和压差可得到油、水相对渗透率与含水饱和度的关系曲线。
油气两相相对渗透率的测试原理与方法与油水两相渗相同。
油气水三相相对渗透率是通过STONE II 概率模型计算获得，在三相系统中，瓦+心+瓦01。
STONE H 认为o ”为油和水两相相对渗透率之和、b ,为油和气两相相对渗透率之和。
含水饱和度增加则° ”减小，但是油水两相的相渗并不是等量的增减 的。
纳米流体相渗曲线研究进展
纳米颗粒具有小尺寸效应，在油水界面处会表
过核磁共振（ ＮＭＲ） 和 ＣＴ 扫描也可间接获取相渗
现出特殊的界面性能。 纳米驱油剂虽无法降低油
与水驱相渗曲线形状大致相同，表现出近似 “ Ｘ”
却具有较强的洗油能力。 以两亲性二维片状纳米
数据
形
［１０－１１］
［１２－１９］
。 已有研究表明：纳米流体的相渗曲线
管数和 Ｂｏｎｄ 数共同构成，且同时考虑了地层倾角
及重力的影响，表达式见式（２） 。
ＮＣ ＝
驱动常规驱油剂无法进入的狭小孔隙中的剩余油，
的驱油能力。 因此，结合纳米驱油剂驱油的特有性
ＮＢ ＝
质，通过文献综述的方式，分析纳米驱油剂不同物
型构建方法对相渗曲线变化的作用，以期为纳米流
体相渗曲线的准确获取提供借鉴。
ｌａｒｇｅ ｓｐｅｃｉｆｉｃ ｓｕｒｆａｃｅ ａｒｅａ ａｎｄ ｌｏｗ ｄｏｓａｇｅ， ｂｕｔ ｌｉｔｔｌｅ ｒｅｓｅａｒｃｈ ｈａｓ ｂｅｅｎ ｒｅｐｏｒｔｅｄ ｏｎ ｔｈｅ ｐｈａｓｅ ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ ｃｕｒｖｅｓ ｏｆ
ｎａｎｏｆｌｕｉｄｓ． Ｔｈｅｒｅｆｏｒｅ， ｔｈｒｏｕｇｈ ｌｉｔｅｒａｔｕｒｅ ｒｅｓｅａｒｃｈ， ｔｈｅ ｅｆｆｅｃｔｓ ｏｆ ｆａｃｔｏｒｓ ｓｕｃｈ ａｓ ｔｈｅ ｎｕｍｂｅｒ ｏｆ ｃａｐｉｌｌａｒｙ， ｗｅｔｔａｂｉｌｉｔｙ，
１ 物性参数对相渗曲线的影响
相渗曲线获取方法主要包括岩心驱替实验法、
非线性回归法、历史拟合法及进化优化算法等，通
σ
Ｎ Ｔ ＝ Ｎ Ｃ ２ ＋ ２Ｎ Ｂ Ｎ Ｃ ｓｉｎθ ＋Ｎ Ｂ ２
而利用传统毛管数理论不能准确表征纳米驱油剂
性参数对相渗曲线的影响，探讨相对渗透率数学模
储油(气)岩石的相(有效)渗透率与相对渗透率(相渗)
K ro
Ko K
K rw
Kw K
K rg
Kg K
K ro 、K rw 、K rg ——分别为油、气、水的相对渗透率； K ——为绝对渗透率。
相对渗透率虽然也受诸多因素的影响，但在岩石孔隙结构、流体性 质一定时，它主要表现为流体饱和度的函数。因此通常用相对渗透 率曲线来表示它。
整理课件
孔隙结构越复杂，曲线 整体向右偏移且向下凹。这 说明：润湿相的起始饱和度 越大，流动初期相对渗透率 上升慢，后期上升迅猛。
整理课件
高渗大孔隙连通性好的岩心，二相渗流区范围大，共存水饱和度低，
端点（共存水饱和度点及残余油饱和度点）相对渗透率高。而低渗小孔隙
岩心及大孔隙连通性不好的岩心正好与此相反。这是因为连通性好的大孔
整理课件
（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整间理课所件决定的。
三、岩石和流体的润湿性
一般岩石润湿性从 亲水向亲油转化时，油 的相对渗透率趋于降低， 水的相对渗透率增高。
润湿相与油相有效渗透率的关系
润湿角 0
47 90 138 180
温度和测试方法影响相同油水黏度比相渗曲线的实验研究
重庆 科技 学 院学 报 （ 自然科 学 版 ）
２ ０ １ ３年 ｌ ２
温 度 和 测 试 方 法 影 响 相 同 油 水 黏 度 比 相 渗 曲线 的 实 验 研 究
黄 时祯 ， 石 关 郭 平 张 娟
（ １ ．西 南石 油 大 学油 气藏地质 及 开发 工程 国家重 点 实验 室 ， 成都 ６ １ ０ ５ ０ ０ ； ２ ．中石 油塔 里木 油田分公 司 ，新 疆 库 尔勒 ８ ４ １ ０ ０ ０ ； ３ ．中石 油 西 南油 气田分公 司 ， 成都 ６ １ ０ ０ ５ １ ）
１ 研 究 思 路
岩 石孑 Ｌ 隙结构及 黏土矿 物成分 、 渗透率 、 孔 隙 度、 油水 黏 度 比 、 润湿 性 以及实 验流 体 的杂质 等 是影 响相对 渗 透 率 曲线 的 主 要 因素 ＿ ８ Ｊ 。首 先 ， 为 尽 量 减 小实 验过 程 中 的误 差 并 分 析 岩 石性 质 、 岩石 润湿 性 变化 对相 渗 曲线 的影 响 ， 选 取 与 实 验 岩 心孔 渗相 近 的人 造 岩心 进行 相 渗 验 证 性 实 验 ， 每 组 实 验 进行 之前均 对 岩心 作 润 湿 性 恢 复 。然 后 ， 利 用 取 自地 层
试， 且研究中也并未考虑油水黏度 比对相对渗透率
曲线 的影 响 ， 实 验结 论较 为片 面 。
中 国西部某 油 藏 Ｔ 油 层 含油 面积 为 １ １ ． ２ ｋ ｍ ，
平均 孔 隙度 为 １ ８ ． ４ ％， 平 均 渗透 率 为 ２ ２ ７×１ ０
Ｉ ｚ ｍ。
，
原 始含 油饱 和度 平 均 为 ６ ９ ％， 属 中高孔 、 中高
渗 的构 造层 状边 水 背斜 油藏 ， 地层 温度 为 １ ２ ０℃ ， 原 始 地层 压 力为 ５ １ ． ８ ７ Ｍ Ｐ ａ ， 体 积 系数 为 １ ． １ ８ ， 原始 溶 解 气油 比为 ６ ５ ｍ Ｉ ｔ 。１ ９ ８ ９年 ６月该层 位 投入 试 采 ， 短 期天 然 能量 开采 后 ， 由于能 量不 足进 行 注水 开 采 。
疏松砂岩油藏冷冻岩心与常规岩心相渗曲线研究
畔佰
ｊ 油 ｌ 水 Ｈ ｝ － ‘ ｋ （虽 油 ）
’
间 隔 ３ 换 一次 试管 ， ０Ｓ 产油 量减 少 时 ， 记录 时间 间隔 将 增 至 ８ ｎ 随 着产 油 量 的下 降 ， 逐 渐 延 长记 录 时 间 ｍｉ ， 再 间隔 。当驱替 至含 水率 达到 或接 近 ９ ％时结 束实 验 。 ９
ｍｉ ｎ的速度 和 １ ． ＭＰ ４５ ａ围压 ， 和 油 １ Ｖ， 替 至不 饱 ０Ｐ 驱 出 水 时 ． 定 油 相 相 对 渗 透 率 ： ） 驱 油 时 ， ． 测 ６ 水 以０６
１ 实验装 置 。Ｓ Ｓ Ⅲ多级 超 高温两 相驱 替系 统 由 ） Ｙ一 ＩＣ ．６ Ｄ高 精 度 驱 替 泵 、 应 的 油 水 中间 容 器 （ Ｓ Ｏ２ ０ 相 水
４８ ７
断
块
油
气
田
２１ ０ ２年 ７月
某 油藏属于第三 系低 幅度短轴背斜构 造 ， 高点埋深 ｌ ０ 无 断 层 发育 ， 层 由滨 湖 滩 砂 沉 积 的 粉 细砂 ０ｍ， ６ 储
１３ 实验步 骤 ．
实 验前 对仪 器进行 检查 ， 确保 误 差在允 许 范 围 内 ， 同时 清洗 管线 ， 保 没有堵 塞 。连接 实验 装置 后 ， 确 加压 １ Ｐ ， ， ０Ｍ ａ ５ｈ 系统不 漏 为合格 ｌ 。 ｌ 冷冻 岩 心 油水 相 对 渗透 率 及 水驱 油 实 验 步骤 为 ： １ 测定 岩 心直径 、 ） 长度 、 驱油前 的质 量及 岩心 的 油 相 水 渗 透 率 ： ） 用 ０６ｍ ２采 ． Ｕｍｉ ｎ的注 水 速 度 ， 替 至含 水 驱
高温高压致密砂岩储集层气水相渗曲线测试方法
高温高压致密砂岩储集层气水相渗曲线测试方法
高温高压致密砂岩储集层气水相渗曲线测试是一种用来研究储集层中气水相渗流行为的实验方法。
该方法通常包括以下步骤：
1. 样品制备：从实际储集层岩心中取得样品，并进行初步制备工作，如去除杂质和碎片等。
2. 流体注入：在实验装置中，先注入水相流体（如水或者矿化水），并施加一定的压力，以实现流体渗流。
3. 压力控制：通过调整实验装置中的压力控制系统，使得系统压力维持在设定的值，通常是储集层中的地层压力。
4. 渗透率测定：在实验过程中，测量通过样品的水和气的流量，通过实验装置中的压力差计算渗透率。
5. 温度控制：调整实验室环境或者通过加热系统，保持样品和实验装置中的温度达到设定的高温条件。
6. 测定气相渗流曲线：在不同压力下，测量通过样品的气相流量，得到气相渗流曲线。
7. 测定水相渗流曲线：在不同压力下，测量通过样品的水相流量，得到水相渗流曲线。
8. 数据处理：根据实验数据，计算并分析气水相渗流曲线的渗透率、渗透率压力敏感度等参数。
9. 结果解读：通过分析实验结果，评估储集层中气水渗流行为，为储层开发和生产提供参考依据。
需要注意的是，高温高压致密砂岩储集层气水相渗曲线测试方法需要使用特殊的实验装置和设备，涉及较高的技术要求和安全风险，需要经过专业人员进行操作和监控。
稠油高温相对渗透率实验数据处理方法及软件开发
内蒙 古石 油化 工
１
稠油高温 相对渗透 率实验数据处理方法及软件开发
高 旺来
（ 石油工程教育部重点实验室 （ 中国 石 油 大 学 ） ， 北京 １ ０ ２ ２ ４ ９ ）
摘
要： 稠 油 高温相 对渗 透 率 实验数 据 处理 包括水 热物 性参数 计 算 、 实验数 据 光滑插值 、 模 型求解 ，
相对 渗透率 计 算模 型有Ｊ Ｂ Ｎ方法、 Ｗｅ ｌ ｇ ｅ 方法 、
Ｊ ｏ ｎ ｅ ｓ 方法等嘲， 目前广泛采用Ｊ Ｂ Ｎ 方法啪， 计算公
式见（ １ ） ～（ ５ ） 。
（ １ ）
。
பைடு நூலகம்
（ 、 、 ）一 （ ｓ 、 ） ・—
＇ ， （ ｆ ）
非稳 态法 由于 所需 仪器 简 单 、 实 验 速度 快 ， 实 验 驱替
采， 目前 主要 的开 发方式 有 蒸 汽吞 吐 、 蒸 汽驱和 热水 驱， 与此 相 对应 稠 油 相 对 渗透 率 实 验 中的 驱 替 方式 有热 水驱 、 蒸 汽驱 和湿氮 气 驱 ［ ３ ］ 。 相 对 渗透 率 的 实验 方 法 有 稳 态 法 和非 稳 态 法 ，
１ ． １ 非稳 态相 对渗 透 率计 算模 型
这 些过程 依 靠手 工计 算繁 琐 ， 效 率低 。 常规 相 对渗 透率数 据 处理 方法拟 合 函数 单一 ， 适应性 差 。为此采
用 了Ｂ ｏ ｒ ｌ ａ ｎ ｄ Ｃ＋４ － 编 制 了稠 油蒸 汽驱 油 、 温 氮气驱 油和热 水驱 油三种 实验条件 下的相 对渗 透率数 据处 理 计 算软件 ， 提 供 了 多种 数 据拟 合 和处 理 方法 ， 并且 考虑 了 实验仪 器死 体积 中原 油产 出非 活塞驱 、 压力 滞后 、 数 据 波动 、 数据 异 常等 因素的 影 响。 该软 件 可 以提 高高温相渗 数据 处 理 的效率 和准 确性 ， 易于 实现
相渗实验研究
姓 名：孙 媛 媛 班 级：石工0801
一、课题的目的及意义
1.计算分流量 曲线
2.计算油井 产量、水 油比和流 度比
相渗曲 线应用
3.判断润湿 性
4.计算驱油效率 和采收率
5.其他应用
油水相对渗透率曲线反映了油水两 相在多孔介质中的流动规律，它是 油田开发设计、油藏计算中的一项 非常重要的资料。
0.14 0.12
0.1 0.08 0.06 0.04 0.02
0 0
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 渗透率（×10-3μ m2）
图5 渗透率与等渗点处油水相对渗透率的关 系
（3）
表1、气测渗透率与等渗点处Sw
岩心号
2 4 3 6 5 1
气测渗透率×10‐³ µm²
0.263 0.277 0.325 0.373 0.598 2.56
0.0908
0.053
0.021
三、相渗曲线
1.0
0.8
A
0.6
Kro Krw
B
C
Kro&Krw
0.4
0.2
0.0 0
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Sw%
图1 1#岩心相渗曲线 两条曲线、三个区域、四个特征点
图2 2#、 3#岩心相渗曲线
图3 分别为 4#、5#、 6#岩心的相 渗曲线
汇报完毕 请各位老师指导
10围直径cm长度cm气测渗透率10cm孔隙度地层水测渗透率1025060225643615100782504600263225109002246504032530212500622495100277284142009082475100598336136005324451503733141250021两条曲线三个区域四个特征点000204060810102030405060708090100swkrokrw23岩心相渗曲线106岩心的相渗曲线11岩心束缚水时交点处残余油时swko10swkrokrwsorkrw气测渗透率10m32570021558800993153031225615139040001658500055372901836026310933800095595000853347027070325125363004965267007235502960277142315500246155012431640322059813631620006590001093691023903731251油水相渗曲线综合数据表12303234363840渗透率103m2swisor渗透率与swi和sor的关系2物性对特征点值的影响0020040060080101201401020304050607渗透率103m214岩心号气测渗透率100263585027752670325595037359059861552565588151判断润湿性岩心号swi等渗点sw残余油时krw3257558803123904585001843385950027136352670296315561550322316259000239162计算驱油效率岩心号swisor驱油效率32573153388339043729442733833474944363355460231553164537831623691532417806010343计算分流量曲线以2岩心为例
油藏条件下泡沫油的油气相渗规律研究
２ ０ 年 ３月 ０７
第２ ２卷第 ２期
西安石油大学学报 （ 自然科学版） Ｊｕｎ ｌ ｆ ｉ ｎＳ ｉ ｕＵｎｖｒ ｔ（ ｔｒｌ ｃ ｎｅＥ ｉｏ ） ｏｒａ Ｘ ｈｙ ｏ ａ ｏ ｉ ｓ ｙＮａｕａ Ｓｉ ｃ ｄ ｉ ｅｉ ｅ ｔｎ
对这些 特 点 ， 究 者 提 出 了 “ 沫 油 ” 研 泡 的概 念 Ｌ ． ４ 这 Ｊ
相关理论不完善等问题． 前人 大 多 以单一 甲烷作 为溶 解 气 来进 行 研 究［８， ７］而本研究用 的油样是 由天然气 和油罐油配 － 制而成的． 模拟油的组分及含量均模拟油藏状态 ， 使 得 研究 结果更 接近 实 际开 发 情 况 ． 文 采用 一 维 长 本 岩心填砂模 型 ， 用氮气 作为驱替 剂来研究 Ｏ ｉ ｃ ｒ ｏｏ ｎ 地层油的油气相渗关系．
关键词 ： 油气相渗； 泡沫油； 泡点； 拟 压力衰竭 中图分类号 ： Ｅ １ 文献标 识码 ： Ｔ ３２ Ａ 委内瑞拉 Ｏ ｉ ｃ ｒｏ ｎ ｏ地层油具有较高的油气 比和 沥青质含量 ， 除了具有常规稠油的基本特性外 ， 随开 采压力的变化还显现出极为复杂的“ 泡沫流体” 流动 特征 ， 口取 样显 示 出油相 连 续 的泡 沫 状 态 ［３． 井 １］针 －
Ｍａ ．２ ０ ｒ ０ ７
Ｖ０． ２Ｎｏ． １２ ２
文章编 号 ：６３０４ ２ ０ ）２０ １—３ １７—６Ｘ（０７ ０—１６０
油藏 条件 下 泡 沫 油 的 油气 相渗 规 律 研 究
Ｓｕ ｙｏ ｏ ｍ ｏ ｌ ｎ ａ ｅａｉｅｐ ｒ ａ ｉｔ ｎ ｅ ｅｅｖ ｉ ｏ ｄ ｔ ｎ ｔｄ ｎｆａ ｉ ａ ｄ ｇ ｓｒｌｔ ｅｍｅ ｂｌ ｙｕ ｄ ｒｒｓｒ ｏｒｃ ｎ ｉ ｏ ｓ ｖ ｉ ｉ
长焰煤气水相渗特征实验研究
长焰煤气水相渗特征实验研究陈功辉1，2， 唐明云1，2， 甯江琪1，2， 张海路1，2（1. 安徽理工大学 安全科学与工程学院，安徽 淮南 232001；2. 安徽理工大学 深部煤矿采动响应与灾害防控国家重点实验室，安徽 淮南 232001）摘要：长焰煤内部蕴藏大量煤层气，随着开采深度的不断增加，需要对煤储层中煤层气与地下水之间的复杂渗流特性进行探索，以降低煤层气开采难度、提高煤层气开采效率。
以内蒙古鄂尔多斯准格尔旗魏家峁矿区长焰煤为实验对象，采用TCXS−Ⅱ型煤岩气水相对渗透率测定仪进行长焰煤气水相渗实验，利用非稳态法得到不同有效应力、孔隙压力和温度作用下长焰煤在气驱水过程中的气水相渗特征，结果表明：① 当有效应力由3.7 MPa 增大至7.7 MPa 时，气相相对渗透率上升幅度减小，而水相相对渗透率下降幅度略有增加；有效应力的增大会对流体的渗透能力产生抑制作用，且对水相渗流的抑制作用大于气相渗流；残余水饱和度随着有效应力的增大而增大。
② 当孔隙压力由2 MPa 增大至6 MPa 时，水相相对渗透率曲线下降幅度变缓，气相相对渗透率曲线上升幅度更加明显，气水共渗范围变宽，等渗点饱和度增大，残余水饱和度减小。
③ 当温度由20 ℃升高至80 ℃时，气相相对渗透率增长幅度及水相相对渗透率下降幅度均逐渐变大，气水共渗范围变宽，残余水饱和度呈下降趋势，气相渗流量呈增长趋势。
该研究结果可为长焰煤储层水力压裂和注热开采等煤层气开采技术研究提供理论依据和实验参考。
关键词：长焰煤；气水相渗；相对渗透率；有效应力；孔隙压力；温度；残余水饱和度中图分类号：TD713 文献标志码：AExperimental study on the permeability features of long flame gas water phaseCHEN Gonghui 1,2, TANG Mingyun 1,2, NING Jiangqi 1,2, ZHANG Hailu 1,2(1. College of Safety Science and Engineering, Anhui University of Science and Technology, Huainan 232001, China ；2. State Key Laboratory of Mining Response and Disaster Prevention and Control in Deep Coal Mines, AnhuiUniversity of Science and Technology, Huainan 232001, China)Abstract : There is a large amount of CBM in the long flame coal. With the continuous increase of mining depth, it is necessary to explore the complex permeability features between CBM and groundwater in the coal reservoir to reduce the difficulty of CBM mining and improve the efficiency of CBM mining. Taking the long flame coal in the Weijiamao mining area of Zhungeer Banner, Ordos, Inner Mongolia as the experimental object,the TCXS-II coal rock gas water relative permeability tester is used to conduct the long flame gas water phase permeability experiment. The non steady state method is used to obtain the gas water phase permeability features of long flame coal under different effective stresses, pore pressures, and temperatures during the gas water drive process. The results show the following points. ① When the effective stress increases from 3.7 MPa to 7.7 MPa,the increase in gas phase relative permeability decreases, while the decrease in water phase relative permeability slightly increases. The increase of effective stress will have an inhibitory effect on the permeability of the fluid,收稿日期：2023-07-07；修回日期：2024-01-19；责任编辑：盛男。
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论文研究内容 本文在查阅相关资料的基础上，通 过实验，研究6块岩心的相对渗透率曲 线，并分析曲线特征以及运用相对渗透 率数据来计算生产过程中的相关参数， 以便更好的了解油藏的生产状况。
二、实验研究
气测渗透率实验
测岩心孔隙度
相渗实验
1、气测渗透率实验
1-气源；2-调节阀；3-标准压力计；4-六通阀座； 5-岩心夹持器；6-皂膜流量计；7-围压表；8-围压泵 图1 气测渗透率流程图
姬塬地区长6油藏相渗实验研究
姓 班
名：孙 媛 媛 级：石工0801
一、课题的目的及意义
1.计算分流量 曲线 2.计算油井 产量、水 油比和流 度比 相渗曲 线应用 3.判断润湿 性 4.计算驱油效率 和采收率
5.其他应用
油水相对渗透率曲线反映了油水两 相在多孔介质中的流动规律，它是 油田开发设计、油藏计算中的一项 非常重要的资料。
图5 渗透率与等渗点处油水相对渗透率的关 系
（3）
岩心号
表1、气测渗透率与等渗点处Sw
气测渗透率×10‐³
µm²
2 4 3 6 5 1 0.263 0.277 0.325 0.373 0.598 2.56
等渗点处Sw（%） 58.5 52.67 59.5 59 61.55 55.88
相关性不强
五、相渗曲线的应用
K ro Ko bS w ae K rw K w
a 3.34 1015 b 60.80
（2）做分流量曲线，分析产水规律
fw
1 1 (w / o )aebS w
4、计算流度比 水驱油时，水油流度比M为水的流度与油的 流度之比。 K
M
w
o
w
o
w Ko
2、孔隙度的测定 1）将烘干的岩样称重，抽真空饱和模拟地层水。 2）将饱和模拟地层水后的岩样称重，即可按下式 求得有效孔隙体积。
Vp
孔隙度：
m1 m0
w
Vp
2
Vp Vt
100%
d L 4
100%
3、相渗实验(恒压法)
1-气源；2-泵；3-调节阀；4-油桶；5-水罐；6-油罐； 7-标准压力表；8-岩心夹持器；9-油水分离器；10-围 压表;11-围压泵 图2 非态法测定油-水相对渗透率实验流程示意图
1、判断润湿性
岩心号
1# 2# 3# 4# 5# 6#
Swi %
32.57 39.04 33.8 36.3 31.55 31.62
等渗点Sw 55.88 58.50 59.50 52.67 61.55 59.00
残余油时Krw
0.312 0.184 0.271 0.296 0.322 0.239
根 据 断克 岩雷 心格 为判 亲定 水法 性： 。判
（1）
40 38
Swi&Sor（%）
36 34 32 30 0 0.5 1 1.5 2 2.5
Swi Sor
3
渗透率（×10-3μ m2）
图4 渗透率与Swi和Sor的关系
（2）
等渗点处Kro&Krw
0.14 0.12 0.1 0.08 0.06 0.04 0.02 0 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 渗透率（×10-3μ m2） 0.6 0.7
A
B
C
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Sw%
图1 1#岩心相渗曲线 两条曲线、三个区域、四个特征点
图2 2#、 3#岩心相渗曲线
图3 分别为 4#、5#、 6#岩心的相 渗曲线
四、曲线分析
1、油水相渗曲线综合数据表
束缚水时
岩心 号 Sw% Ko×10‐ ³ µm²
交点处
Sw% Kro、 Krw
55.88 58.50 59.50 52.67 61.55 59.00
0.099 0.055 0.085 0.072 0.124 0.109
31.53 37.29 33.47 35.5 31.64 36.91
0.312 0.1836 0.2707 0.296 0.322 0.239
2、物性对特征点值的影响
岩心 直径 长度 号 （cm） （cm）
1# 2# 3# 2.50 2.50 2.46 6.02 4.60 5.04
气测渗透率
×10‐³ µm²
2.56 0.263 0.325
孔隙体 孔隙度 积 （%） （cm）
4.36 2.25 3.02 15.1 10.9 12.5
地层水测 渗透率
×10‐³ µm²
以2#岩心为例：
六、结论
1、姬塬长6油藏具有低渗特低渗透油藏的特征。 2、随渗透率的增大，Swi与Sor越小，等渗点处的油
水相对渗透率越大。
3、所测岩样的水驱驱油效率可以达到48%左右。 4、此次实验由于各方面条件的限制及影响，实验仅研 究了6块岩心，还需做更进一步的实验验证研，究结果仅供 参考。
2、计算驱油效率
岩心号 1# 2# 3# 4# 5# 6#
Swi 32.57 39.04 33.8 36.3 31.55 31.62
Sor 31.53 37.29 33.47 35.5 31.64 36.91
驱油效率 % 38.83 44.27 49.44 46.02 53.78 53.24
3、计算分流量曲线 以2#岩心为例： （1） 计算a，b值
汇报完毕 请各位老师指导
残余油时
气测渗透率 Sor Krw
×10‐³ µm ²
2.56 0.263 0.325 0.277 0.598 0.373
孔隙 度 （%） 15.1 10.9 12.5 14.2 13.6 12.5
1# 2# 3# 4# 5# 6#
32.57 39.04 33.8 36.3 31.55 31.62
0.021 0.0016 0.0095 0.0496 0.024 0.006
0.078 0.02 0.062
4#
5# 6#
2.49
2.47 2.44
5.10
5.10 5.15
0.277
0.598 0.373
2.84
3.36 3.14
14.2
13.6 12.5
0.0908
0.053 0.021
三、相渗曲线
1.0 0.8
Kro Krw
Kro&Krw
0.6 0.4 0.2 0.0 0