油水相对渗透率曲线详述
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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。
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。
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。
影响相对渗透率曲线的因素
• 岩石非均质（层理）的影响
稳态法测定油水相对渗透率曲线
• 常用饱和度测定方法：
• 物质平衡法（体积法）
根据物质平衡原理： 流进岩芯的累积量-流出岩芯的累积量=岩芯中剩余量 只要准确记录下进入和采出岩芯的液量，就可计算出相应测量点下
的流体饱和度。 其准确度取决于计量精度，以及死体积的大小。
• 称重法 根据油水密度不同，当饱和度不同时其质量也不同， 通过秤重和油水密度差即可计算油水饱和度。
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 阻力降低，而使Kro有所提高。当然，岩石热膨胀会使孔
隙结构发生变化，而带来影响。
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。
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。
• 下面，我们首先介绍影响相对渗透率曲线的因 素。
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
影响相对渗透率曲线的因素
• 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。
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。
润湿性的影响与油水在岩 石孔隙中的分布有关。
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。
油水相对渗透率曲线
前言
• 油水相对渗透率资料是研究油水两相渗流的基础，是 油田开发参数计算，动态分析，以及油藏数值模拟等 方面不可缺少的重要资料。
它可直接应用： • 计算油井产量，水油比和流度比； • 分析油井产水规律； • 确定油水在储层中的垂向分布； • 确定自由水面； • 计算驱油效率和油藏水驱采收率； • 判断油藏润湿性等。 因此，获得有代表性的相对渗透率资料对油田开发十分
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。
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。
• 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。
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。
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。
重要。Βιβλιοθήκη Baidu
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。
亲水：水在小孔隙或岩石 表面或边角；
亲油：水呈水滴或在孔道 中间
影响相对渗透率曲线的因素
• 用相对渗透率曲线可以判断润湿性
• 经验法则 （1） 水湿 油湿
束缚水饱和度 >20-25 <10%
交点饱和度
>50% <50%
Kw(Sor)
<30% >50%
（2）如果气－油相对渗透率曲线中的油相相对渗透率 与水－油相对渗透率曲线中的水相相对渗透率相近， 则岩样是水湿的；
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。
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。
影响相对渗透率曲线的因素
• 岩石非均质（层理）的影响
稳态法测定油水相对渗透率曲线
• 常用饱和度测定方法：
• 物质平衡法（体积法）
根据物质平衡原理： 流进岩芯的累积量-流出岩芯的累积量=岩芯中剩余量 只要准确记录下进入和采出岩芯的液量，就可计算出相应测量点下
的流体饱和度。 其准确度取决于计量精度，以及死体积的大小。
• 称重法 根据油水密度不同，当饱和度不同时其质量也不同， 通过秤重和油水密度差即可计算油水饱和度。
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 阻力降低，而使Kro有所提高。当然，岩石热膨胀会使孔
隙结构发生变化，而带来影响。
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。
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。
• 下面，我们首先介绍影响相对渗透率曲线的因 素。
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
影响相对渗透率曲线的因素
• 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。
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。
润湿性的影响与油水在岩 石孔隙中的分布有关。
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。
油水相对渗透率曲线
前言
• 油水相对渗透率资料是研究油水两相渗流的基础，是 油田开发参数计算，动态分析，以及油藏数值模拟等 方面不可缺少的重要资料。
它可直接应用： • 计算油井产量，水油比和流度比； • 分析油井产水规律； • 确定油水在储层中的垂向分布； • 确定自由水面； • 计算驱油效率和油藏水驱采收率； • 判断油藏润湿性等。 因此，获得有代表性的相对渗透率资料对油田开发十分
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。
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。
• 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。
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。
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。
重要。Βιβλιοθήκη Baidu
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。
亲水：水在小孔隙或岩石 表面或边角；
亲油：水呈水滴或在孔道 中间
影响相对渗透率曲线的因素
• 用相对渗透率曲线可以判断润湿性
• 经验法则 （1） 水湿 油湿
束缚水饱和度 >20-25 <10%
交点饱和度
>50% <50%
Kw(Sor)
<30% >50%
（2）如果气－油相对渗透率曲线中的油相相对渗透率 与水－油相对渗透率曲线中的水相相对渗透率相近， 则岩样是水湿的；