3-4 储层岩石的相对渗透率曲线

6.界面张力的影响
启示:测定相对渗透率曲线时必须保证实验用岩心、地层原 油和地层水免遭污染.
7.上覆岩层压力的影响
启示:测定相对渗透率曲线时所施加的环压必须模拟油藏的 上覆岩层压力.
8.驱动因素(π准数)的影响
π准数:微观毛管压力梯度和
驱动压力梯度的比值
L K P
启示:测定相对渗透率曲线时,必须保证室内实验与油层的π 准数相等(油层的π准数在106～107之间)，即选择合适 的实验驱动压力．
4、分析油井产水规律
QW fw Q W QO
实验证明：K
ro
1 K ro W 1 ( ) K rw O
M M1
K rw
fw
Ko bS w ae Kw
1 W bS w 1 ae O
W bS w abe f w O W bS w 2 S w {1 ae } O
4 2
2
r P ( cos ) PV q 2 8L 2L2 PC
假设岩石由 n 根不等直径的毛管所组成,其总流量为:
( cos ) P Vi Q 2 2 2L i 1 ( Pc ) i
2 n
又因为: Vi = VP I
( cos )2 P n Vpi Q 2 2 2L i 1 ( Pc ) i
根据达西定律得
QL 0.5 1 3 K 0.375m 2 A P 2 2
如果岩心改用粘度3 mpa.s的油通过，在压差△P=０.2MPa 的条件下它的流量Q=0.167cm3/s. QL 0.167 3 3 K 0.375m 2 A P 2 2
3.油水饱和顺序（饱和历史）的影响
观点一:非湿相吸入过程的 相对渗透率总是低 于驱替过程的数值, 而湿相的相对渗透 率与此无关. 观点二: 非湿相吸入过程的 相对渗透率总是低 于驱替过程的数值, 而湿相吸入过程的 相对渗透率总是略 高于驱替过程的值. 解释: 1 从润湿性的影响方面来理解 2 捕集滞后:对于同一饱和度，作为驱动相时是全部连续，而作为被驱动 相时只有部分连续，所以，Kr驱动>Kr被驱动。 3 粘性滞后:驱动相流体争先占据阻力小的大孔道，并有沿大孔道高速突 进的趋势，所以， Kr驱动>Kr被驱动。
o uL oQ(t )L I K P( t ) K A P ( t )
②、实验流程与步骤
(3)、末端效应
A、现象
B、定义 由于湿相（水）到达出口端后，因为毛细管孔道突然 失去连续性所引起的出口端附近湿相饱和度升高现象。 C、消除或减少方法 ①、增加岩心长度 ②、提高驱替速度
对实际岩石,由达西公式得:
KA P Q 10 L
( cos )2 n VPi K 2 2AL i 1 ( PC )i
又设任一根毛管孔道体积Vpi 与所有毛管孔道总体积Vp 的比值为该毛管孔道在总的毛管系统中的饱和度,即: Si = Vpi / Vp ,Vp= Vpi / Si 所以: = Vp / AL = Vpi / ALSi , 则: Vpi = ALSi
n ( cos ) Si K 2 2 i 1 ( PC ) i 引入校正系数 2
dS K 0.5( cos ) s0 P 2 C
2 s 1
同理有：
K W 0.5( cos )
2
ssi
s0
dS 2 PC
dS K O 0.5( cos ) ssi P 2 C
特征:等渗点右移 原因:1 高温使亲油岩石表面吸附 的极性物质解附,使水吸附 于岩石表面,导致Swi增加. 2 使隔着水膜的含油孔道转 化为含水孔道. 3 导致岩石热膨胀 4 导致油水粘度比变化
启示:测定相对渗透率曲线时必 须模拟油藏温度
5.油水粘度比的影响
启示:测定相对渗透率曲线时必须用地层原油和地层水.
第五节 储层岩石的相对渗透率曲线
教学目的：
了解有效渗透率和相对渗透率的相关概念；掌握相对 渗透率曲线及其特征、影响因素等。并对相对渗透率 曲线的测定、计算和应用有所了解。
教学重点和难点：
教学重点： 1、有效渗透率和相对渗透率的概念 2、相对渗透率曲线特征及影响因素 3、相对渗透率曲线的应用
教学难点：
由此可见:岩石的绝对渗透率是其自身性质的一种量度，为一 常数,并不因为所通过流体性质的不同而有所改变。 达西定律的假设前提： ①流体与岩石之间不发生任何物理—化学反应 ②多孔介质中只存在一种流体 ③流动必须是在层流范围之内 问题的提出???
一 有效渗透率和相对渗透率的概念
1 有效渗透率 定义:有效渗透率是指多相流体共存和流动时,岩石允许各相 流体的通过能力.记为Ko、Kg 、 Kw 实验: 水 油 70%的饱和粘度1mpa.s的盐水，30%的饱和粘度3mpa.s 的油，△p=0.2MPa ,Qw=0.3cm³/s,Qo=0.02cm³/s.
Sj
B、称重法
VTf j VjT Vp
S jI
W Wd VpS w w Vp (1 S w )o
Sw
( W Wd ) Vpo Vp ( w o )
C、电阻率法 D、示踪剂法 E、CT影像技术法 F、NMR影像技术法
(2)、不稳定法 ①、实验原理（贝克莱-列维尔特推进理论）
wf w (S we ) K rw (S we ) K ro (S we ) ofo (S we )
1 d( ) V(t ) K ro (S we ) fo (S we )[ ] 1 d( ) I V(t )
Swe Swi Vo (t ) fo (Swe ) V(t )
原因: 亲水岩石水分布在细小孔隙、
死空隙或颗粒表面上,这种分 布方式对油的渗透率影响很小; 而亲油岩石在同样的饱和度条 件下,水是以水滴、连续水流 的形式分布在孔道中阻碍着油 的渗流.
润湿接触角与油相相对渗透率的关系
接触角
0o
47o
90o
138o
来自百度文库180o
油相端点相对渗透率
0.98
0.83
0.80
0.67
Swi 五点: (1) Swi (4) Krw(sor)
(2) Sor (3) Kro(swi) (5) Sw(krw=kro)
两线: (1) 油相相对渗透率曲线Kro～Sw (2) 水相相对渗透率曲线Krw～Sw 三区: A区 单相油流区 C区 单相水流区 B区 油水同流区(两相流动区)
三 影响相对渗透率的因素
1.岩石孔隙结构的影响
现象:高渗透高孔隙的两相 共渗区范围大,束缚水饱和
1.314m2
0.02m 2
度低;低渗透小孔隙的则正
好相反. 原因:大孔隙具有比小孔隙更 大的渗流通道,油水都不能流 动的小孔道很少.
2.岩石润湿性的影响
现象:随接触角增加，油相相对渗
透率依次降低，水相相对渗透率 依次升高。
两点启示: 1 在实验室测定相对渗透率曲线时应尽量模拟实际生产过程, 即选择是采用吸吮型测定还是驱替型测定。 2 在应用相对渗透率曲线资料进行油田开发指标计算时,要按照 实际油藏形成和开采的物理过程,来确定应该选用驱替所 测的相对渗透率曲线还是吸吮过程所测的相对渗透率曲线。 4.温度的影响(国际上有争议)
2.33
1.0
5.0
1.67
表明: 相对渗透率和岩石中流体的饱和度间存在一定的关系, 但不是一个简单的关系,无法用代数表达式表示,所以 只有借助实验测出. 相对渗透率曲线:相对渗透率和岩石中流体的饱和度间的关 系曲线.
相对渗透率曲线特征
Kro(swi)
Krw(sor) Sw(krw=kro) Sor
KW Q W W L 101 0.15(m 2 ) AP
渠道流态
Ko
Qo o L 101 0.09(m 2 ) AP
由此可见: 有效渗透率之和小于绝对渗透率 Ko + Kw =0.27 < K绝=0.375 相渗透率与岩石中所含流体的多少有关
（1）油水同时流动时， 油水发生干扰。 （2) 毛管阻力对渗透率 的影响。 （3）贾敏效应。 （4）静止液滴或珠泡所 产生的附加阻力。
K w AP K w Qw wL w w M K o AP Ko Qo o oL o
2、计算水驱油采收率
1 S wi Sor 100% 1 S wi
3、判断油藏岩石的润湿性
S w (K ro K rw ) 50亲水 S w (K ro K rw ) 50亲水
四、相对渗透率曲线的测定和计算
稳态法 直接测定 相对渗透率 曲线的获取 不稳定法 毛管压力曲线计算法 间接计算 矿场资料计算法 经验公式计算法
(1)、稳态法 ①、实验流程与步骤
②、确定岩心中饱和度的常用方法 A、物质平衡法（体积法） 流进岩心的量-流出岩心的量=岩心中积聚量
VTf j VjT Vp (S j S jI )
低速
高速
③、采用三段岩心
(4).用毛管压力曲线计算相对渗透率曲线 基本理论:泊稷叶定律, 单根毛管内的流量为:
r 4 P q 8L
设单根毛管体积为V, 则
V r 2L, r 2 V / L
从毛管力定义出发:
2 cos 2 4( cos ) PC ,r 2 r PC
KO 油的流度 o O
W K w o K rw o 流度比 M O K o w K ro w
二 相对渗透率曲线及其特征
回顾前面的实验有: Sw So Kro 0.24 Krw 0.4 Sw/ So Krw/ Kro
70
50
30
50
0.12 0.60
2 s 1
K ro
KO K
dS 2 S i PC 1 dS 2 0 PC
1
K rw
dS 2 0 PC Kw 1 dS K 2 0 PC
Si
五、相对渗透率曲线的应用
1、计算油井产量、水油比和流度比
K ro KAP K o AP Qo oL oL K rw KAP K w AP Qw wL wL
KW
Q W W L 101 0.225(m 2 ) AP
Qo o L Ko 101 0.045(m 2 ) AP 50%的饱和粘度1mpa.s的盐水，50%的饱和粘度3mpa.s的油， △p=0.2MPa ,Qw=0.2cm³/s,Qo=0.05cm³/s.
5、利用相对渗透率曲线和毛管压力曲线求油水过渡带的宽度
100%产油面
复习思考题：
1、怎样确定油藏中的自由水面（100%的含水 界面）和油水接触面（100%产水的界面）？如 何确定油水过渡带的含水饱和度变化规律？
2、如何利用相对渗透率曲线确定残余油饱和 度？怎样估算采收率？
1、相对渗透率曲线特征及影响因素 2、相对渗透率曲线的测定和应用
教法说明：
课堂讲授并辅助多媒体课件展示相关的数据和图表
教学内容：
1、有效渗透率和相对渗透率概念 2、相对渗透率曲线及其特征 3、影响相对渗透率的因素 4、相对渗透率曲线的测定和计算 5、相对渗透率曲线的应用
回顾岩石的绝对渗透率 设有一块砂岩岩心，长度 L=3cm，截面积A=2 cm2，其中 只有粘度为1mpa.s的水通过，在压差△P=0.2MPa下通过岩石 的流量Q=0.5cm3/s.
0.63
随着润湿接触角的增加,油的有效渗透率逐渐降低
确定岩石润湿性的克雷格法则 特征点 束缚水饱和度SWi 等渗点含水饱和度SW Krw(Swmax) 强水湿岩石 >20%～25% >50% <30% 强油湿岩石 <15% <50% >50%
Kro(Swi)
≈100%
50%~100%
启示:要得到有代表性的相对渗透率曲线,实验室测定的整个过程中都必须 保持岩石原有的润湿性.
2、相对渗透率 定义：多向流体共存时，每一相流体的有效渗透率与一个 基准渗透率的比值.
K ro
Ko K
K rw
KW K
K rg
Kg K
基准渗透率的取值: 1 岩石绝对渗透率K 2 气测渗透率Kg 3 Kswi Kro+Krw +Krg<100 %
3、流度与流度比
水的流度
W
KW W