3-4相对渗透率
3-4相对渗透率解析
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。
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
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
S f wf w S wi S df wf w dS w
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。
渗透率、孔隙度、粘度等石油常用参数分级
常用参数分级：空隙度分级：极优：（>30％）、优（30％-25％）、良（25％-20％）、一般（20％-15％）、差（15％-10％）、极差（<10％）渗透率分级极好：（>1000*10-3μ㎡）、好（500-1000*10-3μ㎡）、中等（100-500*10-3μ㎡）、差（10-100*10-3μ㎡）、极差（<10*10-3μ㎡）原油分级：常规原油：粘度<50mPa。
S，相对密度<0.92。
分级：高粘油（20-50 mPa。
S）、中粘油（5-20 mPa。
S）、低粘油（<5 mPa。
S）稠油：粘度>50mPa。
S，相对密度>0.92。
分级：普通稠油（50-10000 mPa。
S、相对密度0.92-0.95）、特稠油（>10000 mPa。
S，相对密度>0.95）轻质油：<0.87;中质油0.87-0.92；重质油>0.92含硫分级：<0.5％低硫原油；0.5-2.0％含硫原油；>2.0％高硫原油含蜡分级：<1.5％低蜡原油； 1.5-6.0％含蜡原油；>6.0％高含蜡原油干气：甲烷含量>95％；湿气：甲烷含量<95％；净气：每立方米天然气含硫<1g；酸气：每立方米天然气含硫>1g含油产状：饱含油：含油面积与岩心面积之比>95％；含油：65-95％；油侵：35-65％；油斑：5-35％；油迹：<5％粒度：（mm）砾：>1000巨砾、100-1000粗砾、10-100中砾、1-10细砾砂：0.5-1粗砂、0.25-0.5中砂、0.1-0.25细砂粉砂：粗粉砂0.05-0.1、细粉砂0.01-0.05粘土：泥<0.01油田分类：>10*108t特大型油田；>1*108t大型油田；0.1-1*108t中型油田；<0.1*108t小型油田>500*108m3特大型气田；300-500*108 m3大型气田；50-300*108 m3中型气田；<50*108 m3小型气田储量丰度：指油（气）藏单位含油（气）面积范围内的地质储量（单位油104t/Km2，气108m3/Km2）油藏：高丰度（>300）、中丰度（100-300）、低丰度（50-100）、特低丰度（<50）气藏：高丰度（>10）、中丰度（2-10）、低丰度（<2）产量划分：千米井深稳定日产油量>15t高产油田、5-15t中产油田、<5t低产油田千米井深稳定日产气量>10*104m3高产气田、3-10*104m3中产气田、<3*104m3低产气田水淹级别的划分：根据计算出的产水率Fw判别水淹层和水淹级别。
油藏工程课件第7章_水驱曲线
参考文献 16.张虎俊. 预测可采储量新模型的推导及应用. 试采技术，1995(1)16，38-42。 17.陈元千. 对Np＝bfw关系式的质疑、推导与应用. 油气采收率技术，1998(1)5，49-54。 18.Iraj Ershaghi and Omoregie O.A Method for Extrapolation of Cut vs. Recovery Curves. JPT (Feb. ，1978) 203-204。 19.陈元千. 水驱曲线法的分类、对比与评价. 新疆石油地质，1994(4)15，348-355。 20.陈元千. 地层原油粘度与水驱曲线关系的研究. 新疆石油地质，1998(1)19，61-67。 21.陈元千. 高含水期水驱曲线的推导及上翘问题的理论分析. 断块油气田，1997(3)4，38-45。 22.陈元千. 水驱曲线关系式的对比及直线段出现时间的判断. 石油勘探与开发，1986(6)13，55-63。 23.陈元千. 油气藏工程计算方法. 北京：石油工业出版社，1990。 24.陈元千. 油气藏工程计算方法(续篇). 北京：石油工业出版社，1991。 25.陈元千. 实用油气藏工程方法. 山东京营：石油大学出版社，1998。 26.陈元千. 油气藏工程实用方法. 北京：石油工业出版社，1999。
含水率fw公式：f w
qw 1 qL 1 u w k ro uo k rw
fw
含水率fw与水油 比WOR关系式：
qw qw 1 1 1 q L qo q w qo 1 1 qw qw qo 1
WOR
1 1 1 fw
1 1 WOR
o k rw 由上两式得水油比公式： WOR w k ro
将(7-8)式带入(7-6)
储油(气)岩石的相(有效)渗透率与相对渗透率(相渗)
§3 相对渗透率曲线的影响因素
在一定条件下相对渗透率曲线是饱和度的函数.而且还是岩石孔隙结构、流体性质、 流体润湿性、流体饱和顺序、准数或毛细管准数以及温度等因素的函数.
一、岩石孔隙结构
由于流体饱和度受控 于岩石的孔隙结构,因此岩 石孔隙的大小、几何形态 及其组合特征就直接影响 岩石的相对渗透率曲线.
〔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间所决定的.
水为分散介质、油为分散相和水为分散相、油为分散介质的油水相对 渗透率曲线.对比二曲线可知,分散介质的渗透能力大于分散相.
分散介质 分散相
分散介质 分散相
当由于表面活性物质的作用使油水处于乳化状态时〔即两种液体 互相分散,都处于分散状态时〕,无论是水包油型还是油包水型,两相渗 透率都急剧下降.
对于高粘度原油,这种乳化状况更容易出现.因此在稠油的开采中 需要对原油进行破乳,其目的就是为了提高流体的相对渗透率.
因此在实用中只需有油-水两相、油-气两相的相对渗透 率曲线就够用了.
但当油层中出现油、气、水三相共存时,这三相是否都参 与流动,,则必须用三相的相对渗透率与饱和度关系曲线图 来判断.
低渗透油藏开发方法
02 低渗透油藏的渗流特征
2.低渗透储层岩石比表面积大
岩石的比表面积是度量岩石颗粒分散程度的物理参数。 一般岩石颗粒越细、越分散，比表面积就越大;反过来说，比表面积越大，颗粒越细、 越分散，渗透率就越低。
3.低渗透储层毛细管力对渗透影响显著
低渗透储层是由无数小颗粒和无数小孔道组成，这些小孔道可以看作众多直径不同的 毛细管。当油水在这些毛细管中流动时，由于油水对毛细管壁润湿性不同，在油水界 面上产生毛细管力，毛细管力表达式为: pc 2 cos
03
低渗透油藏开发特征
低渗透油藏的储层物性差、岩性变变化大、孔隙结构复杂、非 均质性严重、天然能量低等特点，决定了低渗透油藏在开发过程中 具有与中、高渗透油藏不同的开发特征。
03 低渗透油藏的开发特征
低渗透油藏天然能量开发阶段压力、产量统计表
产量年递减率：在25%~45%之间，平均最高可达60% 每采1%储量压降：3.2~4.0MPa
04 低渗透油藏开发对策
1
主要问题：暴性水淹 解决方法：采用沿裂缝注水的线状面积注水方式, 井距适当加大,排距适当缩小。为了沿裂缝先形成 水线,注水井要先间隔地排液拉水线，排液井水淹 后转注,形成线状注水方式。排液井转注后，采油 井要逐题：渗流阻力大、能量消耗快、 压力产量不断下降。 解决方案：早期注水或超前注水保持 地层压力开采
具有裂缝的低渗透油藏吸水能力强裂缝性砂岩油藏注水后,注入水很容易沿裂缝 窜进,使沿裂缝方向的油井很快见水,甚至暴性水淹这是裂缝性砂岩油藏注水开发的普 遍特征。
火烧山油田第三批上返注水井
04
低渗透油藏开发对策
低渗透油藏由于其油层物性和渗流规律的特殊性，需要在开发过 程中从各个方面进行仔细研究，优选出合理的开发策略和对策。
孔隙度及渗透率测量方法
b直径D测量：垂直于圆柱体轴向，在两个端面上， 互相垂直各测2次，取4次测量的算术平均值。 计算公式：
VT
1 D2 L
4
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(2)封蜡排液法
原理：阿基米德定律。
适用条件：外形不规则或者有孔洞的岩样。
方法：
(1)方法原理 气体在体积Vk与所测压力
Pk下等温膨胀到未知室体积V 中，膨胀后测量最终平衡压
Pk
已知室 Vk
压力表 阀门
岩心室 V
力P，这个平衡压力取决于未
知体积量V，未知体积V可以
P
用波义耳定律求得，有：
Vk .Pk V .P Vk .P
V Vk (Pk P) / P
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是盐水或煤油)。
方法：
a在空气中称取饱和样m1;
b浸没在饱和溶液中称质量m2。
计算公式：
VT
m1 m2
f
式中： f 为饱和溶液密度，g/l。
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15
2)岩样骨架体积测定
氦气法※
原理：波义耳-马略特定律 P1V1 P2V2 C 。
适用条件：较规则的圆柱形岩样、块状样。
仪器设备：氦孔隙度仪、氦(氮)气、气压计、标准块。
第4章 孔隙度、渗透率测量方法
主讲人: 韩学辉 博士(后)
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1
主要内容
4.1储层的概念——研究储层孔隙度和渗透率的意义 4.2储层孔隙度的基本概念及测量原理※ 4.3储层绝对渗透率的基本概念及测量原理※ 4.4孔隙度和渗透率之间的关系 4.5实验测量孔隙度、渗透率的工程应用※
相对渗透率及相对渗透率曲线应用课件
相对渗透率是描述多相流体在多 孔介质中流动特性的重要参数， 对于油藏工程、采油工程和渗流 力学等领域具有重要意义。
计算方法
理论计算方法
基于达西定律和渗流力学理论，推导 相对渗透率公式。
实验测定方法
通过实验测定多相流体在多孔介质中 的渗透率，再计算相对渗透率。
影响因素
孔隙结构
孔隙结构直接影响多相流 体的流动特性，从而影响
谢谢您的聆听
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相对渗透率。
流体性质
流体的粘度、密度、界面 张力等性质对相对渗透率
有重要影响。
压力和饱和度
压力和饱和度变化会影响 流体在多孔介质中的流动 状态和分布，进而影响相
对渗透率。
02
相对渗透率曲线
曲线的绘制
确定研究区域
选择一个具有代表性的研究区域，可以是 油田、气田或水文地质单元。
收集数据
收集相关地层参数、流体性质、压力和温 度等数据。
根据相对渗透率曲线，可以确定最佳的堵水调剖措施，控制油井出 水。
井筒管理
01
确定合理的采油举升方式
根据相对渗透率曲线，可以判断油井的含水率变化情况，选择合适的采
油举升方式。
02
确定最佳的防蜡和防垢措施
根据相对渗透率曲线，可以判断油井的结蜡和结垢情况，选择合适的防
蜡和防垢措施。
03
确定最佳的井筒清蜡和清垢措施
根据相对渗透率曲线，可以判断油井的结蜡和结垢情况，选择合适的井
筒清蜡和清垢措施。
05
相对渗透率在油田开发管理中的应用
油田开发策略制定
确定油藏类型
根据相对渗透率曲线，判断油藏类型，如均质、多层、裂缝等， 为制定开发策略提供依据。
精确计算相对渗透率的方法
据∀ 最小二乘原理#对实验数据点进行曲线拟合。它
的突出优 点便是能真实地反映数据的变化趋 势, 比
样条函数更 能反映 水驱 油实验 数据的 内在分 布规
律。
用对数函数对表 1 所示的S w 、Q i 数据进行曲线 拟合, 得出的拟合函数为
S w = 0. 633+ 0. 027 lnQ i r = 0. 96
拟合函数精确性评价
1 用三次样条函数拟合
从尽可能准确地确定各实验数据点上的一阶导
数的角度, 用三次样条函数拟合实验数据点S wi 、 - 1 与 Q i 的关系是最合适的, 因为三次样条函数的一 阶、二阶导数都是连续的, 可准确地得到曲线各数据
点上的一阶导数。但是直接用三次样条函数对实验
数据点进行插值, 不能保证其拟合函数单调性, 因为 实验数据点 S w、 - 1与 Q i 的关系容易出现振 荡, 尤
这对于初 始几个点尤其重要, 因为它 最终决定了相
渗曲线的主要形状。这是因为 K ro、K rw对
2
1极其
敏感, d
- 1/ dQ i 的精确程度决 定了
2
1
的精确程
度, 从而最终决定了相对渗透率计算值的精确性。
因此, 若数据点S w、 - 1与 Q i 关系的规律性好,
即呈单调性 或只有 一两 个数据 点发生 偏离形 成拐
dQ i 变化 较为剧烈, 从而
2
1
的变化 较大。而
-1 2
微小的变化将引起 K ro( K rw) 大的变化。所以让拟合
函数的曲线通过初始几个数据点很有必要。把表 1
数据 Q i 变换为 1/ Q i 后, 可选用对数函数, 根据∀ 最
小二乘原理#, 对 - 1( 1/ Q i) 进行曲线拟合。
石油工程概论油藏流体和岩石的物理性质
（二） 天然气的高压物性
压缩因子 体积系数 压缩系数 粘度
一、天然气的压缩因子方程
理想气体状态方程： PV＝nRT
理想气体的假设条件：
1.气体分子无体积，是个质点；
2.气体分子间无作用力；
3.气体分子间是弹性碰撞； 天然气处于高温、高压状态多组分混合物，不 是理想气体
压缩 因子
压缩因子：
一定温度和压力条件下，一定质量气体实际占有 的体积与在相同条件下理想气体占有的体积之比。
Z＝V实际 V理想
＝ V实际 nRT
P
实际气体的状态方程：
PV ZnRT
压缩因子Z的物理意义： 实际气体与理想气体的差别。
Z<1 实际气体较理想气体易压缩 Z＝1 实际气体成为理想气体 Z>1 实际气体较理想气体难压缩
压缩因子Z可以由图版查得。
二、天然气的体积系数
地面标准状态下单位体积天然气在地层条件下的体积。
第二章 油藏流体的物理性质
•油藏流体
石油 天然气 地层水
•油藏流体的特点：
储层烃类：C、H
（1）高温高压，且石油中溶解有大量的烃类气体；
（2）随温度、压力的变化，油藏流体的物理性质也 会发生变化。同时会出现原油脱气、析蜡、地层水析 盐或气体溶解等相态转化现象。
（一）、 地层油的高压物性
地层油： 高温高压，溶解有大量的天然气
第二节 油藏岩石的孔隙性
一、储层岩石的孔隙和孔隙结构
1、孔隙 岩石中未被碎屑颗粒、胶结物或其它 固体物质充填的空间。
孔隙
空隙
孔隙 空洞 裂隙(缝)
砂岩的孔隙大小和形态取决于砂粒的相互接触关系、 后来的成岩后生作用引起的变化以及胶结状况
2、孔隙结构： 岩石中孔隙和喉道的几何形状、大小、 分布及其相互连通关系
（完整版）第三章储层岩石的物理性质
（完整版）第三章储层岩⽯的物理性质第三章储层岩⽯的物理性质3-0 简介⽯油储集岩可能由粒散的疏松砂岩构成，也可能由⾮常致密坚硬的砂岩、⽯灰岩或⽩云岩构成。
岩⽯颗粒可能与⼤量的各种物质结合在⼀起，最常见的是硅⽯、⽅解⽯或粘⼟。
认识岩⽯的物理性质以及与烃类流体的相互关系，对于正确和评价油藏的动态是⼗分必要的。
岩⽯实验分析是确定油藏岩⽯性质的主要⽅法。
岩⼼是从油藏条件下采集的，这会引起相应的岩⼼体积、孔隙度和流体饱和度的变化。
有时候还会引起地层的润湿性的变化。
这些变化对岩⽯物性的影响可能很⼤，也可能很⼩。
主要取决于油层的特性和所研究物性参数，在实验⽅案中应考虑到这些变化。
有两⼤类岩⼼分析⽅法可以确定储集层岩⽯的物理性质。
⼀、常规岩⼼实验1、孔隙度2、渗透率3、饱和度⼆、特殊实验1、上覆岩⽯压⼒，2、⽑管压⼒，3、相对渗透率，4、润湿性，5、表⾯与界⾯张⼒。
上述岩⽯的物性参数对油藏⼯程计算必不可少，因为他们直接影响这烃类物质的数量和分布。
⽽且，当与流体性质结合起来后，还可以研究某⼀油藏流体的流动状态。
3-1 岩⽯的孔隙度岩⽯的孔隙度是衡量岩⽯孔隙储集流体（油⽓⽔）能⼒的重要参数。
⼀、孔隙度定义岩⽯的孔隙体积与岩⽯的总体积之⽐。
绝对孔隙度和有效孔隙度。
特征体元和孔隙度：对多孔介质进⾏数学描述的基础定义是孔隙度。
定义多孔介质中某⼀点的孔隙度⾸先必须选取体元，这个体元不能太⼩，应当包括⾜够的有效孔隙数，⼜不能太⼤，以便能够代表介质的局部性质。
ii p U U U U M i ??=?→?)(lim)(0φ，)(lim )(M M M M '='→φφ称体积△U 0为多孔介质在数学点M 处的特征体元—多孔介质的质点。
这样的定义结果，使得多孔介质成为在每个点上均有孔隙度的连续函数。
若这样定义的孔隙度与空间位置⽆关，则称这种介质对孔隙度⽽⾔是均匀介质。
对于均匀介质，孔隙度的简单定义为：绝对孔隙度：V V V V V GP a -==φ有效孔隙度：VV V V V V nG eP --==φ孔隙度是标量，有线孔隙度、⾯孔隙度、绝对孔隙度、有效孔隙度之分。
绝对渗透率与相对渗透率
绝对渗透率与相对渗透率绝对渗透率与相对渗透率是油藏物理学中的重要概念，用来描述油藏储集层的渗透性。
在石油勘探和开发中，了解油藏的绝对渗透率和相对渗透率是非常重要的，因为它们可以帮助我们评估地下油藏的储量和开采效率。
绝对渗透率是指岩石小孔隙中单相状态下的渗透性能，也就是说，当只有一种流体通过岩石孔隙时，岩石的渗透性有多强。
在常见的岩石中，绝对渗透率通常是一个几百到几千毫达西的值。
这意味着，当只有一种单相流体通过岩石孔隙时，这种流体的渗透性能较好，流动速度比较快。
在实际的地下油藏中，很少出现只有一种流体通过岩石孔隙的情况，通常油藏中会同时存在水和油两种不同的流体。
这时就需要引入相对渗透率的概念了。
相对渗透率是指在多相情况下的渗透性能，即当多种不同的流体同时通过岩石孔隙时，它们的相对渗透率是多少。
相对渗透率通常用Kr表示，它的大小是绝对渗透率和各相的相对渗透率的乘积。
常用的相对渗透率曲线通常由两条曲线组成，一条是油相的相对渗透率，另一条是水相的相对渗透率。
这两条曲线通常都是随着孔隙度增大而增大，但增长速率有所不同。
相对渗透率的大小受到多种因素的影响，例如孔隙度、岩石类型、孔隙结构、孔隙角等等。
由于相对渗透率与油藏采收率直接相关，因此在石油勘探中，对岩石的相对渗透率进行测定和评估非常重要。
总之，绝对渗透率和相对渗透率是描述地下油藏渗透性能的两个重要概念。
绝对渗透率描述的是岩石孔隙中单相状态下的流体渗透性能，而相对渗透率则反映了多相流体在孔隙中的相互作用，通常用于评估油藏的采收率和开采效率。
在油藏的勘探和开发中，对绝对渗透率和相对渗透率的了解非常重要，只有掌握这些基本概念，才能有效开发地下油藏，提高油气产量。
渗透率的国际单位
渗透率的国际单位达马21.渗透率的单位为二次方微米（μ㎡),1μ㎡=1.01325达西（D）=1013.25毫达西（mD）,在实际应用中：1μ㎡=1D=10^3mD,1mD=10^(-3)D=10^(-3)μ㎡2.1μ㎡=(10-3mm)2=(10-4cm)2=(10-6m)2=10-12㎡3.1㎡=1.01325×10-12D=1.01325×10-15mD渗透率是指在一定压差下，岩石允许流体通过的能力，是表征土或岩石本身传导液体能力的参数。
其大小与孔隙度、液体渗透方向上孔隙的几何形状、颗粒大小以及排列方向等因素有关，而与在介质中运动的液体性质无关。
渗透率（k）用来表示渗透性的大小。
压力梯度为1时，动力黏滞系数为1的液体在介质中的渗透速度。
量纲为L2 [1] 。
渗透率单位是长度的平方，即与面积的单位相同。
但我们称之为达西（D）,常用的单位为毫达西（md）。
渗透率是储油（气）岩的物性基础，不论对油气运移聚集，还是油（气）田开发都是基础数据。
但其数值在不同的油（气）层中差别是很大的。
由几个毫达西（md)到几千个毫达西（md）不等。
岩石渗透性的好坏，以渗透率的数值大小来表示，有绝对渗透率、有效渗透率和相对渗透率三种表示方式。
绝对渗透率当单相流体通过横截面积为A、长度为L、压力差为ΔP的一段孔隙介质呈层状流动时，流体粘度为μ，则单位时间内通过这段岩石孔隙的流体量为：Q=KΔPA/μL。
当单相流体通过孔隙介质呈层状流动时，单位时间内通过岩石截面积的液体流量与压力差和截面积的大小成正比，而与液体通过岩石的长度以及液体的粘度成反比。
式中：Q——单位时间内流体通过岩石的流量，cm3/s；A——液体通过岩石的截面积，cm2；μ——液体的粘度，MPa·s；L——岩石的长度，cm；ΔP——液体通过岩石前后的压差，MPa；岩石的绝对渗透率是岩石孔隙中只有一种流体(单相)存在，流体不与岩石起任何物理和化学反应，且流体的流动符合达西直线渗滤定律时，所测得的渗透率。
第三章(渗透率)
L
式中，当△Pr，L无限小时，可写成：
v Q K d Pr
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：
v K d（P gZ）
dL
这是达西微分方程的一般表达式
在砂柱中，顶底分别用渗 透性铁丝网封住，紧靠砂柱顶 底分别与测压管相连接，当水 流通过砂柱时，水在测压管内 分别上升到相对于任一基准面 以上h1和h2的高度，
实验中发现，无论砂柱中 砂层类型如何改变，流量总是 与测压管水柱高差、及砂柱横 截面积成正比，而与砂柱的长 度成反比。
Q kAh1 h2 kAh
渗透率又可分为：绝对渗透率、相渗透率与相对渗透率。
本章着重讨论绝对渗透率，相渗透率与相对渗透率将在第三篇中介绍。
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。
L
L
KA（ P1 gZ1）（P2 gZ2）
L
KA（ P1 P2） g（Z1 Z 2）
L
达西定律的 一般表达式
Z1 h1 h2
Z2
当ΔZ=0时，即流体为水平流动时
Q K A（P1 P2）
L
变换上式，得：
K QL
AP
K—即为岩石的渗透率（cm2）
当流体性质不变情况下，岩石渗透率仅仅是与多孔介质（岩石性 质）有关的参数。
油水相对渗透率的应用
油水相对渗透率曲线应用油水两相相对渗透率曲线是油水两相渗流特征的综合反映，也是油水两相在渗流过程中，必须遵循的基本规律。
它在油田开发方案编制、油田开发专题研究、油藏数值模拟等方面得到了广泛应用。
因此，对油田开发来说，油水两相相对渗透率曲线既是一个重要的基础理论问题，也是一个广泛性的应用问题。
以下部分主要介绍油水相对渗透率的有关概念及其在实际工作中的应用。
一、油水两相渗流的基本原理天然或注水开发的油藏，正常情况下从水区到油区的油层中，其原始的油水饱和度是逐渐变化的，在水区与油区之间有一个油水过渡带。
生产过程中，当水渗入油区驱替原油时，由于油水流体性质的差异，如油水粘度差、密度差、毛细管现象及岩石的非均质等,使得水驱时水不可能将流过之岩石的可动油部分全部洗净，形成了油水两相区。
在驱替过程中，此两相区不断向生产井推进，当生产井见水后，很长时间内油水同时开采；水驱油试验过程中，出口端见水以后，也是长时间的油水同出。
从整个水驱油的过程可以看出，水驱油的过程为非活塞过程，油水前缘推进过程相当于一个漏的活塞冲程。
二、油水两相相对渗透率曲线【定义】在实验室中，用水驱替原油作出的油相和水相相对渗透率与含水饱和度的关系曲线，称为油水两相相对渗透率曲线。
随着含水饱和度sw 的增加，油相相对渗透率kro减小，水相相对渗透率krw增大。
【说明】1、油水两相相对渗透率曲线共有五个特征点(如图2-1-1)：S wi：束缚水饱和度。
它对应着最大含油饱和度S oi，即原始含油饱和度，S oi=1-S wi；S or ：残余油饱和度。
它对应着最大含水饱和度S wmax，S wmax=1-S or；K romax ：束缚水条件下的油相相对渗透率(最大)；K rwmax ：残余油条件下的水相相对渗透率(最大)；等渗点：油相与水相相对渗透率曲线的交点。
2、油水两相渗流区的含油饱和度变化为ΔS o=1-S wi-S or=S oi-S or。
相对渗透率调节剂的性能评价
中国石油大学（华东）毕业设计（论文）相对渗透率调节剂的性能评价学生姓名：学号：专业班级：指导教师：2011年6月19日摘要相对渗透率调节剂(Relative Permeability Modifier，简称RPM)是一种能够大幅降低地层水相渗透率，而对油相渗透率降低很少一种物质。
本文针对一种阳离子型相对渗透率调节剂，研究了其表面及界面张力、润湿改变性能、不等比降低油水渗透率能力、吸附性能、乳化性能、洗油能力等，实验结果表明，RPM可使油水界面张力降低至10-1mN/m数量级，且能够使其岩石表面从油湿向水湿改变；RPM对水相渗透率降低程度远大于油相；相比其他类型聚合物，RPM具有较好的吸附能力：RPM乳化能力较差，油水乳状液在20min内全部分层；相对于普通聚合物，RPM具有较好的洗油能力。
关键词：润湿性; 界面张力；吸附；乳化；不等比油水渗透率降低；洗油AbstractRelative permeability modifier (RPM) is a kind of material that can significantly reduce the water phase permeability，while slightly reduces oil phase permeability. In this thesis, the performances of RPM, including surface/interfacial tension, wettability alteration, disproportionate permeability reduction, adsorption, emulsification and oil washing ability were studied, and the experimental results shown that RPM can reduce the oil-water interfacial tension to 10-1mN/m , and RPM can change the rock surface from oil-wet to water- wet; RPM can reduce water permeability much larger that oil permeability; RPM has better adsorption ability than HPAM; RPM has poor emulsification ability and can wash more oil than other polymers.Keywords: wettability; interfacial tension; adsorption,emulsification; disproportionate permeability reduction; oil washing.目录第一章前言 (1)1.1课题的意义 (1)1.2 国内外研究现状 (1)1.2.1 相对渗透率调节剂研究现状 (1)1.4.2 不同类型相渗调节剂的作用机理 (3)1.5 相渗调节体系研究方法 (9)1.5.1岩心流动实验 (9)1.5.2 可视化研究 (10)1.4 相对渗透率的评价方法 (10)1.4.1 相对渗透率曲线的测定 (10)第2章实验部分 (12)2.1 实验仪器和试剂 (12)2.1.1实验仪器 (12)2.1.2 实验试剂 (12)2.2 实验方法 (12)2.2.1 静态吸附量测定 (12)2.2.2 残余阻力系数测定 (12)2.2.3 接触角测量 (14)2.2.4 静态洗油实验 (14)2.2.5 乳化 (15)第三章相对渗透率调节剂性能评价 (16)3.1 RPM吸附性能研究 (16)3.1.1标准曲线的绘制 (16)3.1.2 吸附平衡时间的确定 (17)3.1.3液固比的确定 (17)3.1.4吸附等温线的测定 (18)3.2 RPM选择性堵水 (19)3.3RPM表面张力及油水界面张力及研究 (20)3.4 RPM润湿性改变性能研究 (21)3.1.2 Washburn法 (22)3.5 RPM相渗曲线测定 (24)3.6洗油实验 (26)3.7原油乳化 (26)第四章结论 (28)致谢 (29)参考文献 (30)第一章前言1.1课题的意义近年来，随着胜利油田开发年限的延长，大量的注入水沿水洗强度较高的高渗透带窜流，导致油井过早水淹，产出液中含水量过高。
油水相对渗透率测定
油水相对渗透率测定稳态法【实验目的】（1）加深对相对渗透率概念的理解，掌握测定油水相对渗透率曲线的方法及数据处理方法。
（2）使学生综合运用已掌握的油藏物理实验基本知识，基本原理和实验技能，设计实验具体方案，独立完成实验并能够对实验结果进行分析。
【实验原理】油水以一定的流速同时注入岩心，在岩心两端产生压差，当油水流速恒定以后，岩心中的油水饱和度不再变化，根据达西定律，计算某一饱和度下油水相的渗透率，改变油水流速比，可计算不同饱和度下油水相的渗透率。
稳态法测定油水相对渗透率是将油水按一定流量比例同时恒速注入岩样，当进口、出口压力及油、水流量稳定时，岩样含水饱和度分布也已稳定，此时油、水在岩样孔隙内的分布是平衡的，岩样对油田水的有效渗透率值是常数。
因此，可利用测定岩样进口、出口压力及油、水流量，由达西定律直接计算出岩样的油、水有效渗透率及相对渗透率值，用称重法或物质平衡法计算出岩样相应的平均饱和度值，改变油水注入流量比例，就可得到—系列不同含水饱和度时的油，水相对渗透率值，并可绘制岩样的油、水相对渗透率曲线【实验装置】油水相对渗透率测定仪图5-1 稳定流油水相对渗透率实验流程示意图1—过滤铭；2—储油罐；3—储水罐；4．—油泵；5—水泵；6—环压；7—岩心：8—压力传感器； 9—计量分离器。
【实验步骤】1、实验准备（1）岩样的清洗根据油藏的原始润湿性，选择清洗溶剂。
如果油藏原始润湿性为水湿，则用苯加酒精清洗岩样；如果油藏原始润湿性为油湿，则用四氯化碳、高标号(120号)溶剂汽油清洗岩样。
使用这些溶剂清洗后的岩样不用再恢复润湿性。
（2）实验用油水配制实验用油采用精制油或用新鲜脱气原油加中性煤油配制的模拟油。
对新鲜岩样采用精制油，对非新鲜岩样(恢复润湿性岩样)采用模拟油。
实验用的注入水或地层水(束缚水)均使用实际注入水、地层水或人工配制的注入水，地层水。
（3）岩心称干重，抽空饱和地层水，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和孔隙度。
渗透率
K（P1 P2 ) L Q 因v A KA（P1 P2） Q L v
可以看出： 由微分方程所导出的 水平线性稳定流表达 式与根据达西公式一 般表达式所得出的结 果是一致的。
2. 平面径向渗流
v K dp dZ ( g ) dL dL
渗透率又可分为：绝对渗透率、相渗透率与相对渗透率。 本章着重讨论绝对渗透率，相渗透率与相对渗透率将在第三篇中介绍。
§1 达西定律及其表达式
一、达西定律及其表达式
达西定律是1856年法国亨利· 达西在解决城市供水问题时，用直立 均质未胶结砂柱做水流渗滤试验，得出的一个经验公式，后人为纪念他， 把这一公式命名为达西公式或称达西定律。
KA（P P2） 1 Q L
2 2Q0 p0 L KA( p12 p2 ) Q0 或K 2 2 p0 L A( p12 p2 )
平面径向 稳定渗流
2Kh( pe pw ) Q ln(re rw )
2 Kh( pe2 pw ) Q0 p0 ln(re / rw ) Q0 或K 2 p0 ln(re / rw ) h( pe2 pw )
三、达西定律的适用范围
对大多数油田开发实践中，油气渗流一般服从达西定 律，但对于高速流动的流体，尽管边界条件不变，但流型
会变得瞬息万变，会产生涡旋，这种流速变大而导致的流
型改变的转换可用“临界点”来加以描述。流速在该点以 下时，流体以定常流的型式流动，称为层流，当流速超过 “临界点”时，流线会变成非定向，不规则的流动型式， 称为“紊流”（或湍流）。这二种不同的流动型式具有不 同的渗流特性。
管壁处液体的流速为零，管道中心粘滞阻力最小，流速最大。 管内流速分布是圆锥曲线。 油
两种类型致密砂岩气藏对比
文章编号:1001-6112(2006)03-0210-05两种类型致密砂岩气藏对比姜振学1,2,林世国1,3,庞雄奇1,2,王 杰4(1.中国石油大学盆地与油藏研究中心,北京 102249;2.中国石油大学石油天然气成藏机理教育部重点实验室,北京 102249;3.中国石油勘探开发研究院廊坊分院天然气地质研究所,河北廊坊 065007;4.中国石化胜利油田研究院,山东东营 257001)摘要:致密砂岩气是非常规天然气的一种,是常规天然气资源最重要的后备资源之一。
在总结前人研究的基础上,结合构造演化历史背景,动态的研究致密砂岩气藏烃源岩生排烃高峰期与储层致密演化史二者之间的关系,将致密砂岩气藏划分为两种类型:储层先期致密深盆气藏型(“先成型”深盆气藏)与储层后期致密气藏型(“后成型”致密气藏)。
对2类致密气藏成藏特征、成藏条件及成藏机理进行了详细的对比分析,总结出两种气藏的成藏模式和分布规律。
“先成型”深盆气藏的成藏模式主要为凹陷中心对称分布、前陆侧缘斜坡分布及构造斜坡分布3种;“后成型”致密气藏为“早常规聚集-晚期改造”的成藏模式并划分为3个阶段,不同的阶段具有不同的成藏特点和成藏特征。
准确判识两种类型致密砂岩气藏对于指导天然气勘探和合理制定开发方案均具有重要意义。
关键词:天然气;致密砂岩气藏;深盆气(藏);成藏条件;成藏机理;成藏模式中图分类号:TE122 文献标识码:A 致密砂岩气是指孔隙度低(<12%)、渗透率比较低(1×10-3μm 2)、含气饱和度低(<60%)、含水饱和度高(>40%)、天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩层中的非常规天然气[1]。
早在20世纪70年代,我国专家根据北美的经验,结合我国含气盆地的地质条件,开展了致密砂岩气藏的研究和勘探工作[2～12]。
致密砂岩气藏几乎在世界范围内各个产气盆地的低渗透含气层中都存在。
全国第二轮天然气资源评价结果表明,我国陆上天然气资源为30.23×1012m 3,其中致密砂岩气资源量占我国天然气资源量的40%左右(约12×1012m 3)[1,13]。
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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
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。
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。
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 对渗透率逐渐降低,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%；
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。
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。
(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。
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
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
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、相对渗透曲线的测定
1、稳定法
达西公式 恒水、油比驱替
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
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
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
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。