有效渗透率曲线ppt课件.ppt
第四节 储层岩石的相对渗透率曲线,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.,如果岩心改用粘度3 mpa.s的油通过，在压差P=.2MPa的条件下它的流量Q=0.167cm3/s.,根据达西定律得,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：流体与岩石之间不发生任何物理化学反应 多孔介质中只存在一种流体 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,水,油,实验:,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=0.3cm/s,Qo=0.02cm/s.,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,渠道流态,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=0.2cm/s,Qo=0.05cm/s.,（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。,2、相对渗透率,水的流度,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.,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+Krg100%,3、流度与流度比,油的流度,流度比,二 相对渗透率曲线及其特征,回顾前面的实验有:,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,五点:(1)Swi(2)Sor(3)Kro(swi)(4)Krw(sor)(5)Sw(krw=kro),Swi,Sor,Kro(swi),Krw(sor),Sw(krw=kro),两线:(1)油相相对渗透率曲线KroSw(2)水相相对渗透率曲线KrwSw,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,润湿接触角与油相相对渗透率的关系,随着润湿接触角的增加,油的有效渗透率逐渐降低,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.,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。,确定岩石润湿性的克雷格法则,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.,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.,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。,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.,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。,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,4.温度的影响(国际上有争议),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.,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(准数)的影响,启示:测定相对渗透率曲线时,必须保证室内实验与油层的 准数相等(油层的准数在106107之间)，即选择合适 的实验驱动压力,准数:微观毛管压力梯度和 驱动压力梯度的比值,四、相对渗透率曲线的测定和计算,相对渗透率曲线的获取,直接测定,间接计算,稳态法,不稳定法,毛管压力曲线计算法,矿场资料计算法,经验公式计算法,(1)、稳态法,、实验流程与步骤,、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,B、称重法,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,、实验原理（贝克莱-列维尔特推进理论）,、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,、增加岩心长度、提高驱替速度,低速,高速,、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:,设单根毛管体积为V,则,从毛管力定义出发:,假设岩石由 n 根不等直径的毛管所组成,其总流量为:又因为:Vi=VP I对实际岩石,由达西公式得:,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 引入校正系数,同理有：,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,2、计算水驱油采收率,3、判断油藏岩石的润湿性,4、分析油井产水规律,实验证明：,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,
