3-4相对渗透率
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油相的有效渗透率 气相的有效渗透率 Kg 水相的有效渗透率 Kw
Ko
岩石的有效渗透率之和总是小于该岩石的绝对渗透率。
Ko K g K w K
岩石的有效渗透率是岩石自身属性、流体饱和度及其在孔隙 中的分布的函数,而流体饱和度及其分布后者与润湿性等有关。
3、相对渗透率 指岩石孔隙中饱和多相流体时,岩石对每一相 流体的有效渗透率与岩石绝对渗透率的比值。
o f w － －－－ k ro max
不考虑注水开发过程 中绝对渗透率的变化
k ro S w
l fw
10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0
o fw
1 fw
前缘含水 S wf 饱和度
前缘后平均含水饱和度Swfavg：
S
wfavg
1 f w ( S wf ) 1 S wi S wf df w S wf df w S wf
dS w
dS w
5.计算无因次采油（液）指数随含水变化曲线
o f w
kw k ro S w kk ro max
(3)亲水岩石的束缚水(共存水)饱和度一般大于亲油岩石 的束缚水饱和度。
一般情况下，当岩石润湿性由亲水向亲油转化时,油 的相对渗透率趋于降低,水的相对渗透率趋于升高。
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。
原 因
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。
流体粘度
一种观点：流体粘度对相对渗透率没有影响。
另一种观点：当非湿相粘度很高并且大大高于润 湿相时,粘度可以对相对渗透率产生影响。
四、相对渗透率曲线的测定
1、稳定法
达西公式 恒水、油比驱替
3.确定自由水面位置
(1) 自由水面或毛管力为零的面； (2) 100%产水面(低于它便100%地产水),通常由试油、 钻井中途测试、电测等手段确定。
100%产水面位置
最大含水饱和度
毛管力所对应的高度
自由水面位置
4.计算前缘含水饱和度和前缘后平均含水饱和度
f S wf w S wi df S wf w dS w
2、不稳定法
时间短，快
原
理
以水驱油基本理论(贝克莱-列维 尔特驱油机理)为基础,并假设在水驱 油过程中,油、水饱和度在岩心中的 分布是时间和距离的函数。因此，在 岩石某一截断面上的流量、有效渗透 率也随饱和度的变化而改变。 测量恒定压力时油水流量或恒定流量时的压力 3、根据毛管力曲线计算 4、用经验统计公式计算 5、用矿场资料计算
油相的相对渗透率 气相的相对渗透率 水相的相对渗透率 空气渗透率 K g 100%盐水的渗透率K w 100%油的渗透率 K rg K rw 束缚水饱和度下油的渗透率 K K
Ko K ro K
同一岩石的相对渗透率之和总是小于1。
K ro K rg K rw 1
相对渗透率与含水饱和度的关系称为相对渗透率曲线。
第四节 饱和多相流体岩石的渗流特征
一、 有效渗透率和相对渗透率的概念
1、绝对渗透率 当岩石孔隙为一种不与岩石发生反应的流 体100％饱和，层流流动时测得的渗透率。 绝对渗透率只是岩石本身的一种属性, 与通过岩石的流体性质无关。
2、有效渗透率
当岩石孔隙中饱和两种或两种以上流体时，岩 石让其中一种流体的通过能力称为有效渗透率或 称为相渗透率。
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。
C区： Sw≥1-Sor； 水相流动。
K ro K rw 1
束缚水饱和度 残余油饱和度
油水相对渗透率
三、影响相对渗透率曲线的因素 1、润湿性
1
分流量方程
w bSw 则： fw 1 1 ae o
产水率 变化速度
K ro bSw ae K rw
f w w bae bSw Sw o
w bSw 1 ae o
3、岩石孔隙结构的影响
高渗大孔隙连通性好的岩心：两相渗流区范围较大,共存水 饱和度低,端点(共存水饱和度及残余油饱和度点)相对渗透 率高； 低渗小孔隙岩心及大孔隙连通性不好的岩心刚好与此相反。
4、温度的影响
温度升高,束缚水 饱和度增加,油相相 对渗透率增加,水相 相对渗透率降低； 温度对相对渗透率 影响的基本特征是 整个X形曲线右移。 岩石表面吸附的活性物质在高温下解附,使大 量水转而吸附于岩石表面,使岩石变得更加水湿； 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。
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。
润湿性对相对渗透率曲线的影响如下：
(1)在含水饱和度一定时,随着岩石亲油程度增加,油的相 对渗透ຫໍສະໝຸດ Baidu逐渐降低,水的相对渗透率逐渐增加。在相对渗 透率曲线上表现为Krw=0的位置及曲线的交叉点左移；
(2)亲水岩石的油、水相对渗透率曲线交点的对应饱和度 数值大于50%,亲油岩石对应的饱和度数值小于50%；
五、相对渗透率曲线的应用
1.预测水驱油藏的最终采收率
Soi Sor 可采储量 ＝ 最终采收率 ＝ Soi 地质储量
2.计算产水率
K w AP w L K w AP K o AP w L o L
K rw
Qw fw Qw Qo
w
K rw
w
K ro
o
w K ro 1 o K rw
无因次 采油指数
无因次 采液指数
6.确定采出程度R与含水fw的关系 7.计算流管法采收率 8.测算新区块(油田)的产量指标 9.计算有效生产压差 10.计算理论存水率和水驱指数 11.用于数值模拟研究 12.根据岩样的润湿性，判断油藏储层的润湿性 13.计算流度比
Ko
岩石的有效渗透率之和总是小于该岩石的绝对渗透率。
Ko K g K w K
岩石的有效渗透率是岩石自身属性、流体饱和度及其在孔隙 中的分布的函数,而流体饱和度及其分布后者与润湿性等有关。
3、相对渗透率 指岩石孔隙中饱和多相流体时,岩石对每一相 流体的有效渗透率与岩石绝对渗透率的比值。
o f w － －－－ k ro max
不考虑注水开发过程 中绝对渗透率的变化
k ro S w
l fw
10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0
o fw
1 fw
前缘含水 S wf 饱和度
前缘后平均含水饱和度Swfavg：
S
wfavg
1 f w ( S wf ) 1 S wi S wf df w S wf df w S wf
dS w
dS w
5.计算无因次采油（液）指数随含水变化曲线
o f w
kw k ro S w kk ro max
(3)亲水岩石的束缚水(共存水)饱和度一般大于亲油岩石 的束缚水饱和度。
一般情况下，当岩石润湿性由亲水向亲油转化时,油 的相对渗透率趋于降低,水的相对渗透率趋于升高。
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。
原 因
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。
流体粘度
一种观点：流体粘度对相对渗透率没有影响。
另一种观点：当非湿相粘度很高并且大大高于润 湿相时,粘度可以对相对渗透率产生影响。
四、相对渗透率曲线的测定
1、稳定法
达西公式 恒水、油比驱替
3.确定自由水面位置
(1) 自由水面或毛管力为零的面； (2) 100%产水面(低于它便100%地产水),通常由试油、 钻井中途测试、电测等手段确定。
100%产水面位置
最大含水饱和度
毛管力所对应的高度
自由水面位置
4.计算前缘含水饱和度和前缘后平均含水饱和度
f S wf w S wi df S wf w dS w
2、不稳定法
时间短，快
原
理
以水驱油基本理论(贝克莱-列维 尔特驱油机理)为基础,并假设在水驱 油过程中,油、水饱和度在岩心中的 分布是时间和距离的函数。因此，在 岩石某一截断面上的流量、有效渗透 率也随饱和度的变化而改变。 测量恒定压力时油水流量或恒定流量时的压力 3、根据毛管力曲线计算 4、用经验统计公式计算 5、用矿场资料计算
油相的相对渗透率 气相的相对渗透率 水相的相对渗透率 空气渗透率 K g 100%盐水的渗透率K w 100%油的渗透率 K rg K rw 束缚水饱和度下油的渗透率 K K
Ko K ro K
同一岩石的相对渗透率之和总是小于1。
K ro K rg K rw 1
相对渗透率与含水饱和度的关系称为相对渗透率曲线。
第四节 饱和多相流体岩石的渗流特征
一、 有效渗透率和相对渗透率的概念
1、绝对渗透率 当岩石孔隙为一种不与岩石发生反应的流 体100％饱和，层流流动时测得的渗透率。 绝对渗透率只是岩石本身的一种属性, 与通过岩石的流体性质无关。
2、有效渗透率
当岩石孔隙中饱和两种或两种以上流体时，岩 石让其中一种流体的通过能力称为有效渗透率或 称为相渗透率。
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。
C区： Sw≥1-Sor； 水相流动。
K ro K rw 1
束缚水饱和度 残余油饱和度
油水相对渗透率
三、影响相对渗透率曲线的因素 1、润湿性
1
分流量方程
w bSw 则： fw 1 1 ae o
产水率 变化速度
K ro bSw ae K rw
f w w bae bSw Sw o
w bSw 1 ae o
3、岩石孔隙结构的影响
高渗大孔隙连通性好的岩心：两相渗流区范围较大,共存水 饱和度低,端点(共存水饱和度及残余油饱和度点)相对渗透 率高； 低渗小孔隙岩心及大孔隙连通性不好的岩心刚好与此相反。
4、温度的影响
温度升高,束缚水 饱和度增加,油相相 对渗透率增加,水相 相对渗透率降低； 温度对相对渗透率 影响的基本特征是 整个X形曲线右移。 岩石表面吸附的活性物质在高温下解附,使大 量水转而吸附于岩石表面,使岩石变得更加水湿； 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。
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。
润湿性对相对渗透率曲线的影响如下：
(1)在含水饱和度一定时,随着岩石亲油程度增加,油的相 对渗透ຫໍສະໝຸດ Baidu逐渐降低,水的相对渗透率逐渐增加。在相对渗 透率曲线上表现为Krw=0的位置及曲线的交叉点左移；
(2)亲水岩石的油、水相对渗透率曲线交点的对应饱和度 数值大于50%,亲油岩石对应的饱和度数值小于50%；
五、相对渗透率曲线的应用
1.预测水驱油藏的最终采收率
Soi Sor 可采储量 ＝ 最终采收率 ＝ Soi 地质储量
2.计算产水率
K w AP w L K w AP K o AP w L o L
K rw
Qw fw Qw Qo
w
K rw
w
K ro
o
w K ro 1 o K rw
无因次 采油指数
无因次 采液指数
6.确定采出程度R与含水fw的关系 7.计算流管法采收率 8.测算新区块(油田)的产量指标 9.计算有效生产压差 10.计算理论存水率和水驱指数 11.用于数值模拟研究 12.根据岩样的润湿性，判断油藏储层的润湿性 13.计算流度比