(3-5) 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。
渗透率及其测定
渗透率及其测定渗透率：英文：intrinsic permeability释文：压力梯度为1时,动力黏滞系数为l的液体在介质中的渗透速度。
量纲为[[L2]。
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、液体渗透方向上空隙的几何形状、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。
在一定压差下,岩石允许流体通过的性质称为渗透性；在一定压差下，岩石允许流体通过的能力叫渗透率。
分类：油藏空气渗透率/(m D) 气藏空气渗透率/(m D)特高≥1 000 ≥500高≥500～＜1 000 ≥100～＜500中≥50～＜500 ≥10～＜100低≥5～＜50 ≥1.0～＜10特低＜5 ＜1.0绝对渗透率用空气测定的介质渗透率叫绝对渗透率，也叫空气渗透率。
它反映介质的物理性质。
有效渗透率（相渗透率）英文：Effective permeability释文：在非饱和水流运动条件下的多孔介质的渗透率。
多相流体在多孔介质中渗流时，其中某一项流体的渗透率叫该项流体的有效渗透率，又叫相渗透率。
相对渗透率多相流体在多孔介质中渗流时，其中某一项流体的相渗透率与该介质的绝对渗透率的比值叫相对渗透率，用百分数表示。
孔隙渗透率是单根孔隙的渗透率,地层渗透率是孔隙渗透率折算到整个地层截面积之上的渗透率。
孔隙渗透率通常很大,但地层渗透率却不大。
地层渗透率是岩石孔隙特性的综合反映。
孔隙半径、孔隙密度和孔喉比对地层渗透率均产生影响。
孔喉比对渗透率的影响很大,喉道大小是制约渗透率的重要因素。
压汞仪是测定岩心孔径分布及计算渗透率等参数最便捷有效的工具。
从压汞仪软件上可以直接得到以下数据：•累积孔体积－压力或孔直径曲线•累积比表面积－压力或孔直径曲线•微分的孔体积－压力或孔直径曲线•孔分数－压力或孔直径：孔径分布图•颗粒大小分布（MS和SS理论）•孔曲率•渗透率•孔喉比•分形维数（表面粗糙度的指标）还可以计算得出以下孔隙结构特征参数：为了对不同类型的岩心的孔隙结构进行定量分析，根据恒速压汞实验结果，结合国内外近十年来恒速压汞的应用成果，我们对相关孔隙结构特征参数的定义如下。
油层物理(1)
2002年《西南石油学院》填空题1.岩石比面愈大，则平均颗粒直径愈，岩石颗粒表面分子对其中流体的吸附力愈。
2.岩石孔隙度可分为，，。
3.随地层压力下降，岩石骨架体积将，岩石孔隙体积将，地层流体体积将。
4.测定流体饱和度的主要方法有，，，。
5.束缚水饱和度随岩石泥质含量增加而，随岩石绝对渗透率增加而。
6.气体滑动效应随平均孔道半径增加而，随体系平均压力增加而。
7.平行于层理面的渗透性通常于垂直于层理面的渗透性。
8.岩石的液测渗透率通常于绝对渗透率，而其气测渗透率通常于绝对渗透率。
9.岩石胶结类型主要包括，，。
10.接触分离脱出的气量于多级分离；接触分离的分离气相对密度于多级分离；接触分离的脱气油相对密度于多级分离。
11.干气藏与重质油藏的P~T相图相比较：相色络线高度：干气藏于重质油藏；相色络线宽度：干气藏于重质油藏；临界点左右位置：干气藏倾向于向偏移；气液等含量线分布：干气藏倾向于向密集。
12.若原油的相对密度为0.85，则原油密度为；若天然气的相对密度为0.6，则天然气的分子量为。
（已知干燥空气的分子量为29）13.在饱和压力下，地层油单相体积系数最，地层油粘度最。
14.地层油压缩系数只在于饱和压力区间才成立并且随体系压力的增加而。
15.地层水化学组成的两个显著特点是：（1），它是与的主要区别；（2），它是与的主要区别。
16.液气表面张力通常于液固表面张力。
17.随体系压力增加，油气表面张力将，油水表面张力将。
18.在油水体系中，若接触角大于90°，则润湿相是。
19.毛管力愈大，则油水过渡带厚度愈，平均孔径愈。
20.测定毛管力曲线的主要方法有，，。
21.亲水油藏水驱油时毛管力是，亲油油藏水驱油时毛管力是。
22.离心法测定毛管力曲线时，欲实现水驱油过程，经光在岩心中饱和且岩心室一端（大头）置于旋转臂的侧。
23.随水驱油过程的进行，油相相对渗透率将，产水率将。
24.亲水岩石与亲油岩石的相对渗透率曲线相比较，岩石的平衡水饱和度更大；岩石的残余油饱和度更大；岩石的交点含水饱和度更大。
一、名词解释
一、名词解释1、相对渗透率：当两相或多相流体在地层中流动时，岩石允许某一相流体通过的能力，定义为该相流体的相渗透率，其相渗透率与绝对渗透率之比为相对渗透率。
有效渗透率与绝对渗透率的比值称相对渗透率。
、岩性、厚度等变化造成2、平面非均质：储层在平面上由于储层物性（孔隙度、渗透率等）的平面差异称为平面非均质。
3、自然递减率：下阶段采油量在扣除新井及各种增产措施增加的产量之后与上阶段采油量之差值，再与上阶段采油量之比称自然递减率。
4、注采对应率：注水井与采油井之间连通的厚度占射开总厚度的比例5、剩余油饱和度：在一定的开采方式和开采阶段，尚未被采出而剩余在油层中的油的饱和度。
、岩性、厚度等变化造成6、纵向非均质：储层在纵向上由于储层物性（孔隙度、渗透率等）的层间差异称为纵向非均质。
7、采油指数：单位采油压差下油井的日产油量。
8、综合递减率：下阶段采油量扣除新井产量后与上阶段采油量的差值，再与上阶段采油量之比称为综合递减率。
9、生产压差：静压（目前地层压力）与油井生产时测得的流压的差值叫生产压差，又称采油压差。
在一般情况下，生产压差越大，产量越高。
10、经济可采储量：是指在一定技术经济条件下，出现经营亏损前的累积产油量。
经济可采储量可以定义为油田的累计现金流达到最大、年现金流为零时的油田全部累积产油量；在数值上，应等于目前的累积产油量和剩余经济可采储量之和。
1、沉积相：是指在特定的沉积环境形成的特定的岩石组合。
例如河流相、湖相等。
沉积单元级别划分是相对的。
应从油田开发实际出发进行沉积相级别划分。
比如，河流相为大相，辫状河、曲流河、网状河为亚相，曲流河的点坝、天然堤、决口扇等为微相。
2、沉积微相：指在亚相带范围内具有独特岩石结构、构造、厚度、韵律性等剖面上沉积特征及一定的平面配置规律的最小单元。
3、开发层系：为一套砂、泥岩间互的含油气层组合，在沉积盆地内可以对比的层系。
4、有效孔隙度：岩样中那些互相连通的且在一定压力条件下，流体在其中能够流动的孔隙体积与岩石总体积的比值，以百分数表示。
油藏工程原理设计课后习题参考答案.pdf
思考题与习题要点第一章 1． 油田正式投入开发前的准备工作有哪些？答：整体上油藏的开发分为三个部分，即区域勘探、工业勘探和投入开发。
但是投入开发过程中首先要进行基础井网的钻井，以便于更加详细的了解油藏情况。
主要论述前两部分的内容和工作。
2． 试从处理好认识油田和开发油田的关系，说明整装油田和断块油田的开发程序的差别。
答：从认识油田的角度出发，应该在初期取得更多的资料，尤其是第一手的探井详探井资料，从开发油田的角度看，前期的资料井比较多会影响到后期开发井网的完善性。
对于整装油藏和断块油藏来说，其含油的范围和特征不同，整装油田需要较少的井数即可大致了解油藏特征，但是对于断块油田来说，由于油藏范围比较小，井数少很难了解全面其油藏的分布特征。
3． 在裂缝或断层较发育的地区，井排方向如何布置？ 答：主要从裂缝和断层的性质出发考虑，天然裂缝或人工压裂的裂缝导流能力比较高，注入水很容易在其中窜流，因此含油裂缝的油田最好裂缝的方向与水驱油的方向垂直；断层可以分为开启性、半开启性、以及密封性断层，对于开启性质的断层来说，其对油水流动阻挡能力没有影响，但是封闭性断层可以阻挡流体的流动，因此如果在水驱油的方向上存在封闭断层，则断层一侧的生产井很难受效。
（注意水驱油的方向与井排方向的关系）4． 弹性、塑性、弹塑性储层特性对产能的影响有何差别？答：主要从岩石的性质变化（渗透率变化）考虑，压力的变化导致渗透率改变的程度，压力回升可否恢复角度考虑。
5． 五点法与反九点法面积井网各自有何特点？ 答：从井网的构成，油水井数比，井网密度，适用的油藏等方面入手分析。
6. 已知某油田的储量计算参数为:A=20km2;h=25m；φ=0.25;Soi=0.80;Boi=1.25，ρ地面＝0.95。
试求该油田的原始地质储量、储量丰度和单储系数的大小。
答：采用储量的计算公式计算，主要注意各个参数的单位，含油面积采用的是平方公里，计算完成的单位为×104t，丰度和单储系数也是要注意的单位的形式为104t/Km2和104t/(Km2·m)，此时单储系数的单位不要合并处理。
相渗渗透率的计算
在高于饱和压力采油的情况下，一般可以把油井产纯油时的有效渗透率近似是地当作绝对渗透近似值。
当本井开始产水以前，根据指示曲线，以及采油指数与油层流动系数的经验关系，假定井底为完善的，可以大致地估算本井的油层流动系数如下：流动系数（KH/U）=产油指数（J）/5；井的产能为KH有效渗透率（K）=KH/H则任一时间的油、水相对渗透率可以通过产油和产水指数计算如下：油的相对渗透率--------K0/K=当时的产油指数/见水前的产油指数；水的相对渗透率-------KW/K=当时的产水指数/见水前的产油指数×水的粘度/油的粘度多层迭加的似相对渗透率曲线中水相相对渗透率曲线向上弓的，而单层与之相反。
注水条件下油水同层生产井的产状分析：以面积注水试验井组为例说明在人式注水采油时，如何在开采初期利用生产资料确定本井的油层相对渗透率曲线，并进一步用它来预测未来的油井产状。
采出程度=-（S W-S WO）/（1-S WO）；含油饱和度S O=1-S W。
不同时间井底完善系数和完善程度的估算：井底完善系数是指生产压差和压力恢复曲线代表斜率的比值。
ΔP/I=（油层静压井底流压）/（压力恢复曲线的斜率）理论和实践证明：在一般正规井网情况下，完善井的完善系数约为7左右。
完善程度是另一种用来表现井底完善程度的概念。
它代表的是理想井完善系数和实际完善系数的比值。
如果井底是完善的，则完善程度等于1。
大于1是超完善；小于1则是不完善。
各阶段有效渗透率和相对渗透率的估算：以无水采油期的油相渗透率为基准渗透率（以压力恢复曲线为资料）等到油井开始产水后，根据油、水产量分别计算油、水两相的流动系数、流度、有效渗透率和相对渗透率。
模拟相对渗透率曲线的绘制1、油、水相渗透率随油、水饱和度变化的数据表首先算出每次测压力恢复曲线时本井供油面积内的油、水饱和度（S0和Sw）的近似值。
这一数据是根据每次测压时井的供油面积内的原油采出程度（R）和假设的原始含水饱和度（Swo）估算出来的。
§3—5 油气采收率的测算
注水开发油田高者在35％---45%上下；中 等者25％—35％左右；差的15％—25％或 更低。
概述
• 不适宜注水的稀油油藏，除有较强的 气顶驱者采收率较高，可达30％上下 以外，其采收率一般较低，多数在10 ％—20％左右。一些非均质性特别严 重的油藏，如火山岩油藏、变质岩油 藏、泥质岩油藏等，其采收率一般都 低，多数在8％—15％左右，即使注水 也难以有效提高其采收率。
原油采收率的测算方法
• ⑤水驱采收率：水驱油实验计算出的水驱 油效率，一般高达60％—80％左右，实际 油藏的水驱采收率远低于这一数值。原因 主要有两点：一是该实验是在室内对岩心 进行充分水洗后得出的数据，实验水洗的 用水量数十倍于该岩样的孔隙体积，而实 际油藏注水远低于这一注水量倍数。二是 由于实际油藏的井距远大于实验岩心尺寸， 岩心室内水洗的波及体积可达100％，而实 际油藏注水波及体积不可能达到100％。
• ④水驱效率计算：应用上述实验取得 的数据，可以计算出该岩心样品的水 驱油效率。计算方法如下：
原油采收率的测算方法
• 在水驱油结束以后，该岩心样品中的残余
•
油饱和度 Sor为：
Sor
QO1 QO2 QO1
该岩心样品的水驱油效率(ED )为：ED
QO 2 QO1
• 公式中：ED -------水驱油效率，小数； • QO2 -------驱出的油量， • QO1 -------岩样中的总油量，
一、概述
• 1．油气采收率概念 • 采收率的中文含义是明确的，它是指“采获的比
率”、“采收到的百分比”。许多行业都使用采 收率这一概念。石油行业中所指的采收率当然是
渗透率
有压力差时岩石允许液体及气体通过的性质称为岩石的渗透性，渗透率是岩石渗透性的数量表示。
它表征了油气通过地层岩石流向井底的能力，单位是平方米(或平方微米)。
绝对渗透率绝对或物理渗透率是指当只有任何一相(气体或单一液体)在岩石孔隙中流动而与岩石没有物理�化学作用时所求得的渗透率。
通常则以气体渗透率为代表，又简称渗透率相(有效)渗透率与相对渗透率多相流体共存和流动于地层中时，其中某一相流体在岩石中的通过能力的大小，就称为该相流体的相渗透率或有效渗透率。
某一相流体的相对渗透率是指该相流体的有效渗透率与绝对渗透率的比值。
地层压力及原始地层压力油、气层本身及其中的油、气、水都承受一定的压力，称为地层压力。
地层压力可分三种：原始地层压力，目前地层压力和油、气层静压力。
油田未投入开发之前，整个油层处于均衡受压状态，没有流动发生。
在油田开发初期，第一口或第一批油井完井，放喷之后，关井测压。
此时所测得的压力就是原始地层压力。
地层压力系数地层的压力系数等于从地面算起，地层深度每增加10米时压力的增量。
低压异常及高压异常一般来说，油层埋藏愈深压力越大，大多数油藏的压力系数在0.7-1.2之间，小于0.7者为低压异常，大于1.2者为高压异常。
油井酸化处理酸化的目的是使酸液大体沿油井径向渗入地层，从而在酸液的作用下扩大孔隙空间，溶解空间内的颗粒堵塞物，消除井筒附近使地层渗透率降低的不良影响，达到增产效果。
压裂酸化在足以压开地层形成裂缝或张开地层原有裂缝的压力下对地层挤酸的酸处理工艺称为压裂酸化。
压裂酸化主要用于堵塞范围较深或者低渗透区的油气井。
压裂所谓压裂就是利用水力作用，使油层形成裂缝的一种方法，又称油层水力压裂。
油层压裂工艺过程是用压裂车，把高压大排量具有一定粘度的液体挤入油层，当把油层压出许多裂缝后，加入支撑剂(如石英砂等)充填进裂缝，提高油层的渗透能力，以增加注水量(注水井)或产油量(油井)。
常用的压裂液有水基压裂液、油基压裂液、乳状压裂液、泡沫压裂液及酸基压裂液5种基本类型。
润湿性
3.2 聚表剂改变岩石润湿性能力评价储层岩石润湿性是一种综合特性，决定着油藏流体在岩石孔道内的微观分布和原始分布状态，润湿性的变化将影响毛管压力、相对渗透率、束缚水饱和度、残余油饱和度。
在注水的情况下，岩石孔隙内有油水两相共存，究竟是水附着到岩石表面把油驱出，还是水只能把孔隙中部的油挤出，这主要是由岩石的润湿性决定的。
3.2.1 润湿性的基本概念润湿性的定义为：一种流体在其它非混相流体存在条件下，在固体表面展开或粘附的趋势。
在岩石-油-水体系中，其中一种流体在其分子力的作用下，沿固体表面驱走另一种流体的现象，它反映了固体表面对液体的亲合或憎离特性。
将一滴液体滴在物体表面上，如果液体能在表面迅速铺开，说明液体润湿固体表面，如果液滴不散开，则说明液体不能润湿固体表面。
在讨论润湿现象时，通常总是指三相体系：一相为固体，另一相为液体，第三相为气体或另一种液体。
说某种液体润湿固体与否，总是相对于另一相气体（或液体）而言的。
如果某一相液体能润湿固相，则另一相就不润湿固相。
润湿具有选择性和相对性[76]。
3.2.1.1 润湿程度的表征润湿性是岩石的基本特性之一，对油气水在孔隙中的分布、驱油效率、最终采收率都有明显的影响。
因此，需要定性或定量的描述岩石润湿程度，一般用润湿角或附着功来表示。
（1）润湿角通过液-液-固或气-液-固三相交点作液-液或液气界面的切线，切线与固-液界面之间的夹角成为润湿接触角，用θ表示，并规定θ从极性大的液体一面算起，它的大小表征岩石表面为液体选择润湿的程度。
按照润湿角的不同将岩石润湿性分为以下几种情况：①当θ<90°时，水可以润湿岩石，岩石亲水性好或称水湿；②当θ=90°时，油、水润湿岩石的能力相当，岩石既不亲水也不亲油，为中性润湿；③当θ>90°时，油可以润湿岩石，岩石亲油性好或称油湿。
（2）附着功27附着功是指将单位面积的固-液界面在非湿相流体中拉开所作的功。
油藏工程复习题
第一章名词解释1.原油饱和压力：指在地层条件下，原油中的溶解气开始分离出来时的压力。
又称泡点压力。
2.溶解气油比（Rs）：在油藏温度和压力下地层油中溶解的气量，m3/m3 。
3.压缩系数（Co）：在温度一定的条件下，单位体积地层油随压力变化的体积变化率，1/MPa4.体积系数（Bo）：又称原油地下体积系数，是指原油在地下体积(即地层油体积Vf)与其在地面脱气后的体积(Vs)之比。
5.粘度（μ）：当速度梯度为1时单位面积上流体的内摩擦力，单位：mPa.s。
6.稠油：指在油层条件下，粘度大于50 mPa.s，相对密度大于0.90的原油。
7.压缩因子（Z）：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。
8.地层水矿化度：单位体积地层水中所含各种离子、分子、盐类、胶体的总含量，称为地层水矿化度，以mg/L或mol/L表示。
9.地层水硬度：是指地层水中所含Ca2+、Mg2+的量。
通常以1L地层水中含10mg的CaO或7.2mg的MgO为一度。
10.孔隙度（φ）：是指岩石中孔隙体积与岩石总体积的比值。
11.岩石的渗透性：在一定的压差作用下，储层岩石让流体在其中流动的性质。
其大小用渗透率(permeability)表示。
（1）绝对渗透率：指单相流体在多孔介质中流动，不与之发生物理化学作用的渗透率。
（2）有效渗透率：当岩石中有两种以上流体共存时，岩石对某一相流体的通过能力，又称相渗透率。
（3）相对渗透率：当岩石中有多种流体共存时，每一种流体的有效渗透率与绝对渗透率的比值，以小数或百分数表示。
12.油藏含油（水、气）饱和度：油层孔隙里含油（水、气）的体积与孔隙体积的比值。
13.束缚水饱和度（Swi)（1）束缚水：是指分布和残存在岩石颗粒接触处角隅和微细孔隙中或吸附在岩石骨架颗粒表面，不可流动的水，称为束缚水。
（2）束缚水饱和度：单位孔隙体积中束缚水所占的比例称为束缚水饱和度。
国外堵水调剖工艺技术特点
• 堵水调剖目前在国外开展的较为广泛。 在油价低至22$/bbl时仍然没有停止堵水调 剖的矿场施工工作，以Arbuckle油田为例， 在2001年8月－2003年10月两年的时间内， 矿场实施堵水调剖39井次，取得了单井净 利润6.5×104美元的效果。可见，堵水调 剖是一项经济可行的提高采收率工艺技术
Bill Bailey等人把油井出水的类型分为十种基本类型
• 1．套管、油管或封隔器泄漏； • 2．套管外窜流； • 3．油水界面上升； • 4．没有层间流动的水层出水； • 5．水井和油井之间的裂缝或断层导致的出水； • 6．水的锥进或脊进； • 7．水层发育有裂缝或断层导致出水； • 8．弱水驱的区域； • 9．重力作用分层； • 10．有横向交叉流动的水层的出水。
2）成胶时间大大延长；
• 产生这种用途的聚合物有高分子量的聚丙烯酰 本次调研主要围绕上述公司和研究机构展开。
s，可预控的反应速率。
胺和最近出现的硬葡聚糖（Scleroglucans）。 能源部下属的一些研究机构长期从事堵水调剖技术的基础研究。
颗粒类堵剂多用水泥，主要用于封堵管外窜。 所有这些物质都是非选择性的，它们既堵水又堵油，因此，需要采取措施来避免堵塞油流通道。
• 对 BP ， PHILLIPS 等 合 作 伙伴评价在用堵水调剖 剂，开展各堵剂理化性 能分析及堵水调剖效果 对比等内容的系统研究， 针对堵水调剖需要建立 堵剂优选标准。
• 一种有机冻胶堵剂在不 同pH值条件下的封堵效 果分析
• 开展了不同强度冻胶 堵剂在多孔介质及裂 缝中的流动及封堵规 律，为堵剂浓度及配 方优选提供了依据， 图3。
堵水增产剂作用原理示意图
新型的WaterWebSM不需要特殊的堵剂置放技术， 它不受多价阳离子、氧、酸的影响。它不需要对油 层进行分隔，也不需要催化剂，也不需要“成胶”。 它适用于井低温度高达250F、渗透率大于10md小于 4000md、没有层简窜流的多层砂岩油藏。
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。
射孔参数优化设计
5．埕岛油田射孔参数优化设计自1932年美国加利福尼亚州洛杉矶MO油田首次采用射孔完井以来，至今已有65年的历史，目前它已成为国内外各油田所采用一种最主要的完井方法。
从整个钻井、开采、采油过程来看，射孔完井是这个大系统中的一个子系统，而就射孔完井本身而言，所要考虑的因素也是很多很复杂的；因此必须把射孔作为一个系统工程，针对不同储层和油气井特性，优化射孔设计和射孔工艺。
射孔对油井产能的大小有很大的影响。
如果射孔作业得当，可以在很大程度上减少钻井对储层的损害，使油井产能达到理想；反之会对储层造成极大的伤害，从而降低油井产能。
射孔参数优化设计的目的就是针对不同的储层和不同的射孔目的，对射孔器、射孔条件、射孔方法进行优选。
对于埕岛油田SH201井区来说，必须考虑砾石充填防砂完井的特殊性，把防砂的因素考虑到整个射孔系统中来，把油井出砂与否作为射孔优化设计的约束条件。
5.1射孔系统对油气井的影响5.1.1射孔过程对油气井产能的影响分析射孔时聚能弹产生的高速高压金属射流穿透套管和水泥环进入地层，形成一个孔道。
套管、水泥环、岩石受到高温、高压射流冲击后变形、破碎和压实，在射孔孔道的周围就会产生一个压实损害带。
一般情况下这一压实损害带厚度约为0.64~1.27cm，渗透率下降为原始渗透率的7%~20%，如图5-1所示。
图5-1 射孔损害示意图由于射孔过程中通常可形成压实带及固相堵塞，因此增大了地层流体流向孔眼的流动阻力，从而降低了油井的生产能力。
5.1.2射孔几何参数对油井产能的影响分析射孔几何参数包括孔密、孔深、孔径、射孔相位、布孔格式等参数。
若射孔几何参数选择不当，将会引起流动效率的降低。
对于防砂射孔完井来说，孔密和孔径相对更重要一些，它们对油井的产能的影响比较大。
射孔几何参数越不合理（如孔密很低、射孔相位少、孔深很小等），附加压降将很大，油井的产能将越低。
5.1.3射孔压差对产能的影响分析正压射孔可使井筒内的流体在正压差的作用下侵入储层，若流体是损害型的，将对储层造成严重的伤害。
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。
水文作业10月5号交 达西定律的理论推导
达西定律的理论推导达西定律可以从多孔介质中层流运动所遭遇的阻力关系推导出来。
图1为沿流线方向s取得单元微分体, 长为ds, 断面积为dA;图1 渗透水体的受力作用在单元柱体上的力有: 两端的孔隙水压力, 孔隙水流的自重及水流受到颗粒孔隙道的摩阻力F。
沿土柱方向写渗流的三力平衡式(略去水流的惯性力) pndA - ( p+ dp ) ndA - γndsdA sinθ- F = 0因为dz/ds= sinθ, h =p/γ+ z , dp= �γ( dh - dz )代入上式则得γndA dh + F = 0 ( 1)引用司托克斯对于一个颗粒上的层流阻力的公式D=3πμdν' , 式中D 常被称为拖引力; d 为颗粒直径; v'为颗粒周围沿渗流方向的局部平均流速; !为水的动力粘滞性; ∀为一个系数,决定于邻近颗粒的影响(对于无限水体中的圆球∀= 3π )。
若土柱中土颗粒数为N, 并引用一个球体系数β(圆球时β=π/6), 则总阻力应为F = DN [( 1- n ) dA ds]/[βd3] ∀μdv�''''' '( 2)将( 2)式代入( 1)并考虑到断面上平均流速v= nv'�''及渗流坡降J= -dh/ds, 则得v=[βn2]/[∀( 1- n )]d2 γ/μ J, 令C=[βn2]/∀( 1- n ), 再令达西渗透系数k= Cd2 γ/μ, 即得达西定律表达式v= kJ。
渗透系数 k 是一个代表土的渗透性强弱的定量指标，也是渗流计算时必须用到的一个基本参数。
不同种类的土，k 值差别很大。
因此，准确的测定土的渗透系数是一项十分重要的工作。
渗透系数的测定方法渗透系数的测定方法主要分“实验室测定”和“野外现场测定“两大类。
1.实验室测定法目前在实验室中测定渗透系数 k 的仪器种类和试验方法很多，但从试验原理上大体可分为”常水头法“和"变水头法"两种。
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一、相对渗透率的基本概念
1、有效（相）渗透率
当岩石中有两种以上流体共流时，其中某一相流体的通过能力称 为某相的相渗透率或某相的有效渗透率。 Ko—油的有效（相）渗透率； Kw—水的有效（相）渗透率； Kg—气的有效（相）渗透率。
2、相对渗透率
QO O L QW W L 1 KO 10 , KW 10 1 , AP AP 2Q0 P0 g L Kg 10 1 A( P12 P22 )
（3）孔隙小、连通性不好的Kro和 Krw的终点都较小；
2、岩石润湿性的影响
岩石的润湿性对相对渗透率曲线 的特征影响较大。一般岩石从强水润
100
1 2 3 4 5
Ï ¶ É Í Â £ Ô ø · Ê ¬ %
湿(θ ＝0º )到强油润湿(θ ＝180 º )
10
.
1 2
0 20 40
时，同一含水饱和度下，油相的相对
1 S wi Sor 1 S wi
图10—9中，驱油效率 0.80 0.15 0.81或81% ，可见一般水驱
油效率总是达不到100%，即使是最理想的情况下也只有80%左右。
0.80
（1）对两相流体，无论湿相还是非湿相都存在一个开始流 动时的最低饱和度，当流体饱和度小于最低饱和度时，流体不 能流动。湿相的最低饱和度值大于非湿相最低饱和度。 （2）两相渗流时，由于毛细管压力产生的贾敏效应，使两
在亲水岩石中，水相分布在小孔隙
和孔隙的边隅上，这种分布对油的 渗透率影响很小；而亲油岩石在同 样的饱和度下，水以水滴或连续水 流的形式分布在孔道中间，严重影 响着油相的流动。另外油以油膜附 着在岩石表面，因而在相同的含油 饱和度下，油的相对渗透率就低。 在强水湿岩石中测得的相对渗透 率曲线如图10—15所示。
相流体的渗滤能力都降低了，故两相流体的相对渗透率之和小
于1，Krw+Kro为最小值时，两相相对渗透率相等。 （3）无论润湿相还是非润湿相，随着本身饱和度增加相对 渗透率增加，但非润湿相相对渗透率随饱和度增加的速率比润 湿相要快 。
2、现场实际油水相对渗透率曲线的处理：
多相流体共存时，每一相流体的有效渗透率与一个基准渗透率（绝 对渗透率或束缚水下的油相渗透率）的比值。
若基准渗透率是绝对渗透率，则油水相对渗透率曲线为图2所示；
若基准渗透率是束缚水下的油相渗透率，则油水相对渗透率曲线为图 3所示；油田现场大多数油水相对渗透率曲线为图3所示。
三、油水相对渗透率影响因素
油水相对渗透率是饱和度的函数，
当然它还受岩石物性、流体物性、
润湿性、流体饱和顺序(饱和历史)、 以及实验条件（温度以及压差）等 因素的影响。由于流体饱和度分布 及流动的渠道直接与孔隙大小分布 有关，岩石中各相流动阻力大小不 同，因此岩石孔隙的大小、几何形
第五节 相对渗透率
绝对渗透率是岩心中100%被一种流体所饱和时测定的渗透率。绝对 渗透率只是岩石本身的一种属性，不随通过其中的流体的性质而变化。 为描述多相流体在岩石中的渗流特征，必须引入相渗透率和相对 渗透率。相渗透率或称有效渗透率，是岩石-流体相互作用的动态特性 参数，也是油藏开发计算中最重要的参数之一。 多相流体共存和流动时，岩石对某一相流体的通过能力大小，称为 该相流体的相渗透率或者有效渗透率。有效渗透率不仅与岩石本身的性 质有关，还与各相流体的饱和度有关。油、气、水各相的有效（相）渗 透率分别记作Ko，Kg，Kw。
二、相对渗透率曲线
相对渗透率曲线：相对渗透率和流体饱和度的关系 1、油、水相对渗透率曲线特征（两条曲线、三个区域、
四个特征点。）
（1）两条曲线： Kro 和 Krw曲线，图中虚线为Kro + Krw （2）三个区域（图为弱亲水岩石的油水相对渗透率 曲线） A区为单相油流区。
由于Sw很小，Krw＝0，而So值很大，Kro略低于1。 这一曲线特征是由岩石中油水分布和流动情况所决定 的。因为对于亲水岩石，当含水饱和度很小(图中Sw＜ Swi＝20%)时，水分布在岩石颗粒表面及孔隙的边、 角、狭窄部分，而油则处于大的流通孔隙中，因而水 对油的流动影响很小，油的相对渗透率降低很小。分 布在孔隙的边、角及颗粒表面的水仍处于非连续相， 不能流动（水的相对渗透率为零），因而称之为束缚 水。此时饱和度称为束缚水饱和度Swi，小于此饱和度 水不能流动，也称为共存水饱和度和残余水饱和度等
0.02cm3/S，求此时的油、水的有效渗透率和相对渗透率。
解： （1）由达西定律知：K=(QμL)/A △P=0.5¬1¬7.5 / 5¬2=0.375μm2 （2）由达西定律知：K=(QμL)/A △P=0.167¬3¬7.5 / 5¬2=0.375μm2 （3）Ko=(QoμoL)/A △P=0.02¬3¬7.5 / 5¬2=0.045μm2 Kw=(QwμwL)/A △P=0.3¬1¬7.5 / 5¬2=0.225μm2 （4） Kro= Ko / K =0.045 / 0.375=0.12(12%) Krw= Kw / K =0.225 / 0.375=0.60(60%)
强亲水岩石油水相对渗透率曲线特征
（1）束缚水饱和度(Swi) ＞20％～25％ （2）油、水相渗曲线交点处的含水饱和度(Sw)＞50％
（3）最大含水饱和度下的水相相对渗透率Krw＜30％(贾敏效应的影响)
强亲油岩石油水相对渗透率曲线特征
（1）束缚水饱和度(Swi)＜15％ （2）油、水相渗曲线交点处的含水饱和度(Sw) ＜50％ （3）束缚水饱和度下的油相相对渗透率>50%直至接近100% 鉴于润湿性对相对渗透率曲线的影响很大，在实验测定的相对渗透率曲 线时，必须确保从地层到实验室测定的整个过程中都保持岩石原始的润湿
随着润湿饱和度的增加，润湿相占据了主要流动孔道，故其相渗透率迅速增加
(从曲线陡缓可看出)，而非润湿相渗透率迅速减少。因为湿相己达一定饱和度（Sw），
在压差作用下流动，水在岩石孔道中形成连通孔道并且越来越多，故Krw逐渐增高。 与此同时，非湿相（油）饱和度减小，油的流道逐渐被水的流动渠道所取代，因此 Kro降低明显。当非湿相（油）减少到一定程度时，不仅原来的流道被水所占据，而 且油在流动过程中失去连续性成为油滴，此时便会出现液阻效应。 另外，该区内由于油水同时流动，油水之间互相作用、互相干扰，由毛管效应引起 的流动阻力明显，因而油水两相渗透率之和Kro+Krw值会大大降低，并且在两条曲线 的交点处会出现Kro+Krw最小值（见图10—9中的虚线）。
以上实例计算结果具有普遍性，计算结果说明： （1）岩石的绝对渗透率K并不因为所通过流体的不同而有所改变，即岩石的渗透 率是其自身性质的一种量度，通常为一常数，即岩石确定，K值也就确定。 （2）有效渗透率既和岩石自身的属性有关，又与流体饱和度及其在孔隙中的分 布状况有关，而后者又和润湿以及饱和历史有关。因此，有效渗透率是岩石流 体相互作用的动态特性。 （3）有效渗透率之和小于岩石绝对渗透率或相对渗透率之和小于1。 Kw + Ko= 0.225μm2 + 0.045μm2 =0.270 μm2 Kro + Krw = 0.72
C区为纯水流动区。非湿相油的饱和度小于残余油饱和度Sor，非湿相失去了宏 观流动性，油相相渗透率Kro＝0；与此同时润湿相占据了几乎所有的主要通 道，非湿相油已失去连续性而分散成油滴分布于湿相水中，滞留于孔隙内。 这些油滴由于贾敏效应对水流造成很大的阻力，因而出现如图10—9的现象， 即含油饱和度越大，分散油滴越多，对水流造成的阻力越大，水相的相对渗 透率离100%越远，反之亦然。 此外，由于润湿相流体存在于死孔隙、极微细孔隙以及滞留在岩石颗粒 表面，比起处于孔隙中央而被分散切割的非润湿相流体要多，所以润湿相最 低饱和度Swi大于非润湿相最低饱和度Sor，即Swi>Sor。
原因：A、有效渗透率计算是借用达西定律，在计算某一相有效渗透率的时 候，把其它的流体当做固相处理。实际上多相流体渗流时，流体之间的相互干 扰，流动阻力增大；
B、毛管力、附着力和贾敏现象引起的附加阻力。
（4）多相流体渗流时，通过岩石的流量的比值不等于岩石中的饱和度的比值。
Qw / Qo = 0.3 / 0.02=15; Sw / So= 0.7 / 0.3 =2.33
图10—14是利用天然岩心，通过改 变岩石润湿性（在油-水体系中加入不 同浓度的表面活性剂）得到的一组相对 渗透率曲线。由图可以看出，从强亲油
（曲线5）到强亲水（曲线1），油相
的相对渗透率逐渐增大，而水相的相对 渗透率逐渐减小，相对渗透率曲线交点
依次右移。
润湿性对相对渗透率曲线的影响 与油水在岩石孔道中的分布有关。
（3）四个特征点
四个特征点分别是束缚水饱和度Swi点、残余油饱和度Sor点、残余油 饱和度下水相Krw点、两条曲线的交点(称为等渗点)。 这些特征点的值体现了曲线的许多其它特性，例如下面讲到的润湿 性。根据特征点还可以由原始含油饱和度及残余油饱和度，计算油藏 或岩心的水驱油效率：
驱油效率 原始含油饱和度 残余油饱和度 Soi Sor 原始含油饱和度 Soi
性。这样才能得到确实有代表性的相对渗透率曲线。
3、流体物性的影响
(1)流体粘度的影响 在上世纪50年代以前，一般认为相对渗透率与两相的粘度比无关。 后来发现，非润湿相粘度很高时，非润湿相相对渗透率随粘度比（非湿 相/湿相）增加而增加，并且可以超过100％；而润湿相相对渗透率与粘 度比无关。 这种现象可以用柯屯(Coton)的水膜理论解释。从水膜理论出发，可 以这样解释，由于润湿相在固体表面吸附的的那部分液体可视作—层润 湿膜；当非润湿相粘度很大时在其上流动，实际上可看成某种程度的滑
B区为油水同流区。曲线特征表现为：随含水饱和度Sw的逐渐增大，水相相对渗 透率Krw增加，而油相相对渗透率Kro下降。从微观上看，当润湿相超过某一饱 和度（Swi）之后，润湿相开始呈连续分布状态，在外加压力作用下开始流动。 随着润湿相饱和度的增加，非润湿相饱和度减少，非润湿相相渗透率（Kro）下 降，但初期非润湿相相渗透率（Kro）仍大于润湿相（Krw），其原因在于非润 湿相居于大孔道中央，流动阻力小；而且润湿相占据小孔道和大孔道的四壁，遇 到阻力大、流经路程长。