毛管压力曲线的应用

第二章毛管压力曲线的应用

第一节压汞法基本原理及应用

一、基本原理

由于表面张力的作用，任何弯曲液面都存在毛细管压力。其方向总是指向非润湿相的一方。储油岩石的孔隙系统由无数大小不等的孔隙组成，其间被一个或数个喉道所连结，构成复杂的孔隙网络。对于一定流体，一定半径的孔隙喉道具有一定的毛管压力。在驱替过程中，只有当外加压力（非润湿相压力）等于或者超过喉道的毛管压力时，非润湿相才能通过喉道进入孔隙，将润湿相从其中排出。此时，外加压力就相当于喉道的毛细管力。

毛细管压力是饱和度的函数，随着压力升高，非润湿相饱和度增大，润湿相饱和度降低。在排驱过程中起控制作用的是喉道的大小，而不是孔隙。一旦排驱压力克服喉道的毛细管压力，非润湿相即可进入孔隙。

在一定压力下非润湿相能够进入的喉道的大小是很分散的，只要等于及大于该压力所对应的喉道均可以进入，至于孔隙，非润湿相能够进入与否，则完全取决于连结它的喉道。

以上是毛细管压力曲线分析的基础。

压汞法又称水银注入法，水银对岩石是一种非润湿相流体，通过施加压力使水银克服岩石孔隙喉道的毛细管阻力而进入喉道，从而通过测定毛细管力来间接测定岩石的孔隙喉道大小分布，得到一系列互相对应的毛管压力和饱和度数据，以此来研究油层物理特征。

在压汞实验中，连续地将水银注入被抽空的岩样孔隙系统中，注入水银的每一点压力就代表一个相应的孔喉大小下的毛细管压力。在这个压力下进入孔隙系统的水银量就代表这个相应的孔喉大小所连通的孔隙体积。随着注入压力的不断增加，水银不断进入更小的孔隙喉道，在每一个压力点，当岩样达到毛细管压力平衡时，同时记录注入压力（毛细管力）和注入岩样的水银量，用纵坐标表示毛管压力p c,横坐标表示润湿相或非润湿相饱和度，作毛管压力与饱和度关系曲线—毛管压力曲线，该曲线表示毛管压力与饱和度之间的实测函数关系。

通常把非润湿相排驱润湿相称为驱替过程，而把润湿相排驱非润湿相的反过程称之为吸入过程。在毛细管压力测量中，加压用非润湿相排驱岩芯中的润湿相属于驱替过程，所得毛管压力与饱和度关系曲线称之为驱替毛管压力曲线，降压用润湿相排驱非润湿相属于吸入过程，所得毛管压力与饱和度关系曲线称之为吸入毛管压力曲线，在压汞法中，通常把驱替叫注入，把吸入叫退出。

压汞法的最大优点是测量特别方便、速度快，测量范围大，测一个样品仅需1-2小时，此外压汞法对样品的形状、大小要求不严，甚至可以测量岩屑的毛细管压力。但压汞法也有很多缺点，例如非润湿相用水银，水银又是在真空条件下压入的，这与油层实际情况差别较大，并且水银有毒，操作不安全。

二、应用

1．确定油藏原始含油饱和度

当压力达到一定高度后，压力再继续升高，非润湿相饱和度增加很小或不在增加，毛管压力曲线与纵轴近乎平行，此时岩样中的剩余润湿相饱和度，一般认为相当于油层岩石的束缚水饱和度S wi，而此时的非润湿相饱和度即为油藏原始含油饱和度S o。

2．确定残余油饱和度

在注入过程中，压力从零到最高压力，润湿相饱和度从100%降到最小值S min，而非润湿相饱和度从0到最大值S max。在退出过程中，压力从最高值降到零，但非润湿相—水银并不完全退出，部分水银因毛管压力作用而残留岩石，非润湿相（水银）在退出时所残余的饱和度（S R），可视为残余油饱和度。

3．确定油藏岩石润湿性

将一块岩芯分为两半，一块作油驱水，另一块作空气驱油，分别测出两条毛管压力曲线，并求出两曲线的排驱压力P d(w-o),和P d(o-g)。用θw-o、θo-g、σw-o、σ0-g分别表示油—水和油—空气系统的接触角和表面张力。由于油和空气相比岩石亲油，故可取θo-g=0゜，cosθo-g=1。根据公式p c=2σ cosθ /r,可以写出如下的比例式：

W=cosθw-o/ cosθo-g = (P d(w-o)σ o-g)/ (P d(o-g)σ w-o) (2.2.1) 比值cosθw-o/ cosθo-g称为润湿指数。由于cosθo-g=1，所以，润湿指数越大，岩石越偏向亲水。若W=1，岩石完全亲水；W=0，即P d(w-o)=0，说明油可以自动吸入岩石，岩石为亲油。

应当指出的是，由于p c=2σ cosθ /r形式是定性地应用于油层，所以, W=cosθw-o/ cosθo-g = (P d(w-o)σ o-g)/ (P d(o-g)σ w-o)公式形式上是定量的，实际上仍只能是定性地估计油层的润湿性。这种确定油层润湿性的方法没有得到广泛应用。

4．确定低渗透砂岩油藏有效厚度的物性下限

曲志浩根据伯格（Berg,.RR.,1975）论述的油气藏二次运移具有水动力影响的基本公式，提出了孔隙喉道的含油下限，孔隙喉道的含油下限半径应为：

r tmin=2σ /(2σ/r p+Z ot g(ρw-ρh)) (2.2.2) 式中：r tmin：油藏最小含油喉道半径；

Z ot：油藏最大含油高度。

油藏最小含油喉道半径r tmin即为在给定条件下，油气可以通过的最小喉道半径。这一数值只有在油藏顶部才能达到。从顶部向下，随着油柱高度的的降低，浮力越来越小，而石油所能进入的最小喉道则越来越大。若Z ot值取油藏高度的二分之一，则所得的喉道半径称之为油藏最小含油喉道半径中值，以⎺r tmin表示，它代表油藏的一般最小含油喉道半径值。也即为低渗透砂岩油藏应用孔喉半径中值R50划分有效厚度的物性下限值。

确定低渗透砂岩油藏有效厚度的物性下限时，若低渗透砂岩孔喉半径中值R50>⎺r tmin，砂岩为储集层；砂岩孔喉半径中值R50<⎺r tmin，砂岩为非储层。

5．确定油水界面以上的油层高度

利用以下公式可计算勘探阶段油藏油水界面以上的油层高度:

Z0=2σ(1/r t’–1/ r p’)/g(ρw–ρh) (2.2.3) 式中:

Z0：油水界面以上的油层高度，cm;

σ：油—水的界面张力,达因/厘米

r t’：驱替压力较高的储集岩所对应的喉道半径，cm;

r p’：储集岩的平均孔喉半径， cm;

g：重力加速度，cm/s2;

ρw：地层水密度，g/cm3;

ρh：地层油密度，g/cm3。