油水相对渗透率曲线(课堂PPT)

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影响非稳态相对渗透率测定的 因素
• 这些参数的临界范围如表：
参数 临界范围 水湿 混合润湿 油田范围 实验室范围
E
〉0.01 〉1
<0.01 0.01-10
Nca
I
〉10-5 〉10-8 <10-6 10-8-10-5
〉4152 〉74
<105 <106
H
〉0.2 〉0.02 0.01-1 0.01-10
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稳态法测定油水相对渗透率曲线
• 其他测定饱和度方法还有：
X射线和γ射线吸收法、电容测量法、核磁共振法、 真空蒸馏法以及微波吸收等方法。但这些除少数用于
三相相对渗透率测定外，没有普遍应用。
饱和度测定方法的比较：
外部测量方法（体积平衡和称重法）：它提供的 是平均值，不能显示饱和度剖面分布，并且其误差较 大。特别是岩芯体积小和死体积大时。
• 高渗，大孔隙砂岩两相共渗区范围大，共存水饱和度低，端点相 对渗透率高；
• 孔隙小，连通性好的岩芯共存水饱和度高，两相流覆盖饱和度范 围较窄，端点相对渗透率也较低；
• 孔隙小，连通性又不好的岩芯两相区和端点相对渗透率都低。
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影响相对渗透率曲线的因素
• 润湿性的影响
从强亲油到强亲水，油相 相对渗透率逐渐增大， 水相相对渗透率逐渐减 小，相对渗透率交点右 移。
重要。
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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。
• 油黏度低，介质均匀，那么只有E和Nca是重要的； 对于黏度高的油，I的重要性增强，对于非均质岩石， H也是重要的。这些参数的临界范围与润湿性息息相 关。
• 对油湿和混合润湿情况：指进比较严重，I应小于74。 • 毛细管作用与粘性指进要求驱替条件正好矛盾：因为
毛细管作用趋向于减弱粘滞的不稳定性，在低速下， 指进小，但毛细管末端效应大，而在高速下，指进大， 毛细管末端效应小。
• 随着非稳定数I增加，油相渗透率降低，水相渗透率增 高，油指数增大，水指数减小；Sor随非稳定性加剧而 升高。
• 注意：此方法只能用于强润湿行为的定性判断，对于 中间润湿性或混合润湿性，则无规律可循。
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影响相对渗透率曲线的因素
• 流体粘度比的影响 当粘度比相差不大时，基本没有影响。
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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。
就地测量方法如果有准确校正方法更准确、可靠。 它还可以提供饱和度剖面。但成本较高。使用不太方 便。
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测量相对渗透率曲线的方法
稳态法测定相对渗透率 曲线应注意的问题：
除了饱和度测定要准确外， 主要是 消除末端效应。末端效应是由于 毛细管力突变引起的。出口段饱和度 必须达到平衡饱和度才有润湿相流体 流出。 末端效应随流速加快而减小。
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影响相对渗透率曲线的因素
• 初始饱和度的影响
初始含水饱和度增大会使整个曲线向右移动，即 较高的初始含水饱和度可以得到较低的残余油 饱和度。特别对水湿情况影响明显。对于高达 20%初始水饱和度的油湿岩芯，饱和度再增加 就看不出变化了。
所以除特殊研究外，开始测定相对渗透率时，岩 芯中的水量应该是其束缚水饱和度。
这个参数在相似模拟中就是π1,这也是为甚麽要求μVL〉 1的原因。
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影响非稳态相对渗透率测定的 因素
• 控制最终流体饱和度的关键流动参数是毛细管 数Nca： Nca=μwV/σ
NcawV 毛细管数是粘滞力与孔隙级别上的毛细管力之比，或 说驱替压力梯度与毛管压力梯度之比。
当Nca〉10-5时，残余油饱和度随Nca增加而减小，随着油 饱和度降低，残余油时的水相渗透率增加。因而，此 时端点水相相对渗透率Krwo是Nca的增函数。
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稳态法测定油水相对渗透率曲线
缺点：两相密度差要比较大； 每次测量都必须取下岩芯秤重，不仅麻烦，且易
带来误差（如气体膨胀和蒸发等）； 测定过程必须恒温
• 电阻法
根据油水电阻率不同，在测试岩芯两端插入电极，通过 测定岩芯中的电阻率来确定岩芯的油水饱和度。 优点：比秤重法快，不那么繁琐； 缺点：精度差，因电阻率不仅与饱和度有关，还与流体 在岩芯内的分布和岩石矿物组成有关。
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 相对渗透率没甚麽影响。当 达到5000psi时就可以看到 影响。主要是由孔隙结构的 变化引起的。具体多大上覆 岩压发生影响，与岩石性质 有关。在高压地层应模拟 上覆岩压测定相对渗透率曲 线。
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影响相对渗透率曲线的因素
• 驱替速度和界面张力的影响
随π (σ/μv)值减小， 两相相对渗透率都增大， 两相共同流动范围变宽。 显然，这与非连续相的 流动有关。 应当注意；使非连续相 流动π值必须呈数量级 变化，只有使σ<0.01 mN/m才有可能。
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影响相对渗透率曲线的因素
• 岩石非均质（层理）的影响
• 对于Nca，油水相对渗透率都随Nca增加而增加； • 油湿岩芯若同时消除E和Nca的影响，岩芯最小应为10m。
• 混合润湿性岩芯：
• 类似油湿，但毛管作用仅为油湿的十分之一，故E的临界数近似 为1，Nca为10-8。
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v v c c K w K ( w r w o (r o w ) g o c o ( M ) g o 1 )s w c ( M o 1 )s w
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影响相对渗透率曲线的因素
• 温度的影响
温度升高，Swi增高， 在相同Sw下，Kro 提高，Krw略有降低， 岩石变得更加水湿。 机理是：温度升高， 分子热运动增大，使 原油粘度降低，表面吸附层变薄，流动孔道增大，流动 阻力隙降结低构，发而生使变K化r，o有而所带提来高影。响当。然，岩石热膨胀会使孔
不计。 通常这些假设得不到满足，岩芯多半是非均质的，
驱动力往往比较小，混合润湿性等等。
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影响非稳态相对渗透率测定的 因素
• 毛细管作用的影响 水湿情况：末端效应明显
入口端：水自发渗吸，油逆向流出。可以在 入口加一个水湿园盘以减少这个作用；
出口端：只有水饱和度足够高时，水才流出。
当油粘度不太高时，用非稳态法只能在很小的饱和度范 围内获得相对渗透率
这个参数在相似模拟中就是π2，在三次采油中主要考虑 这个参数。
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影响非稳态相对渗透率测定的 因素
• 油湿岩芯：
• 入口端没有末端效应，在出口端只有当驱替压力梯度超过毛管压 力梯度时油才流出来。
• 随末端效应数E增加，油水相对渗透率都降低，残余油饱和度增 加，岩芯内部最终饱和度不均匀。
• 残余油饱和度随流速增加稍有降低，但水渗透率增加很快。这是 因为油在出口容易产出引起的；
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测量相对渗透率曲线的方法
• 稳态法
• 理论依据：忽略毛管压力和重力作用的两相不可压缩、 不互溶流体的一维渗流方程；
• 做法：让固定比例的流体通过岩样，直到达到稳定状 态（压力分布、饱和度分布不随时间而改变，各相流 体在孔隙中分布达到平衡），求得此平衡状态下的饱 和度、压力和流量，然后直接用达西定律计算油水相 对渗透率。
• 下面，我们首先介绍影响相对渗透率曲线的因 素。
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影响相对渗透率曲线的因素
岩石孔隙结构的影响
由于流体饱和度的分布 及流动渠道直接与岩石 孔隙大小，几何形态及 其组合特征有关，因而 孔隙结构会直接影响相 渗曲线。
1.毛细管; 2.白云岩; 3.未胶结砂岩; 4.胶结砂岩
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影响相对渗透率曲线的因素
解决方法：水湿岩芯最好用稳态法，或用较高驱替压力。
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影K响非V稳L态相对渗透率测定的 因素
• 毛细管压力末端效应可以用无因次流动参数E表示：
K VL E=Pcb/ΔP
K VL K VL
ΔP：初始压差；Pcb：原始饱K和V度L 下的毛管压力；
这个参数有一个临界的数值范围
当E > 0.1时，随着E的增加，油和水的相对渗透率都降 低；在E < 0.1时，末端效应数不影响相对渗透率。
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影响相对渗透率曲线的因素
• 流体形态的影响
有表面活性剂存在时，油水相态有三种：油为分散相， 油为分散介质，乳化状态。油水在孔隙介质中共同渗 流，分散介质的渗流能力会大于分散相。
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影响相对渗透率曲线的因素
• 饱和历程的影响——滞后现象
其滞后现象是由毛管压力滞后引起的。非湿相的相渗受 饱和顺序的影响要远大于对湿相的影响；湿相的驱替 和吸入过程的相渗曲线比较接近。
I (M 1 )v ( v c)w d 2(K w)ro
I 为非稳定性数； v —— 表观速度； d —— 岩芯直径；
v c K w (r w o o ) gc ( M o 1 )s w
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影响非稳态相对渗透率测定的 因素
• 对水湿情况：I应小于4152；毛细管作用阻滞了指进的 增长，并且，由于Krwro <<1,即使μo/μw值较大，M也 小于1。因此多半是稳定的。