多相流体的渗流机理课件.ppt

i)岩石流体 流体流体ii)流体对岩石表面有选择性润湿iii)流体间有界面张力，孔道小，毛管现象严重一、只研究渗流机理(还不是原理)(1)流体在岩石中是如何分布的(微观分布)?(2)流体在渗流过程中,会产生毛管力,多大?是驱油动力还是阻力?粘滞阻力对渗流有哪些影响?,第三章 多相流体的渗流机理,接触面积极大,流体在这种介质中的流动规律与在管道中的流动规律不同,(3)流体在流动过程中的各种附加阻力,如何评价?如何消除?(4)多相流体共渗时,每相的流动能力多大?相渗透率二、为什么研究渗流机理?(1)找出油井生产指标(Q,)变化的原因(2)注水过程中，更好地了解水驱油机理。以便提高油水同产井中原油量。(3)提高原油采收率的研究。了解油藏中的油为什么不能100采出？残余油的分布状况如何？,一、储层流体的相间界面张力及其测定 1、表面与界面是否是同一概念.?表面:当接触的两相中有一相是气相时,把与气相 接触面称表面。界面：固液，液液相接触面。2、界面张力的基本概念及影响因素 i)自由表面能现象:原因：界面上，分子 受力不平衡，存在多余 的能量，称为表面自由能。,3.1 储层岩石中的各种界面现象现象,Hg,毛管力,使自由表面积增大 把液相内部分子升到表面 ii)自由表面能性质 a、有界面，才有自由表面能；b、界面面积 自由表面能；c、自由能不仅在界面一层分子，而是逐渐过渡。,讨论,必须作功功能转化自由表面能,A不平衡，下沉B平衡,A,B,d、分子极性差异自由表面能；分子极性差异自由表面能；e、与两相物质的相态有关 Wg-sWL-gWL-L 水是液体中极性最大的物质，干燥空气极性很 小。3、界面张力及其影响因素 i)自由能的大小用比表面自由能(单位面积上 的过剩的自由表面能，常称表(界)面张力)来描 述。单位：mN/m2,假设在恒温、恒压和组成一定的条件下,以可逆增加新表面面积A,外界所做的表面功为W,则体系自由能的增量为U 则:增加单位新表面所做的功:例如:在一定条件下,将金属框蘸上肥皂液;为增大表面,将金属框施加拉力F,移动距离X,使肥皂膜的表面增大A。共增大表面积为:A=2LX；环境对液体所做的功为:-W可=FX；该能量储藏在液膜的表面,成为表面能,即:,F,-W可=FX=A=2LX 表面张力:在液体表面上,垂直作用于单位长度线段上的表面收缩力。单位：mN/m,N/m,达因/厘米；注意：A、比表面自由能在数值上等于表面张力；B、表面张力与表面的大小无关；C、表面张力的作用方向和作用点。ii)影响的因素 a、对油气系统,Nm-1,P,T;原因：P 气体溶于液体中，气体密度增加 改善了气液分子间的力场不平衡。T 分子活性或分子吸性 液体分子间作用力下降气分子间作用力改善了气液分子间的力场不平衡。P、T=const,分子极性差异；设分子极性差异为D:D gas-CO2 Rs oil-CO2 Rs oil-gas Rs oil-air,b、油水系统 对脱气原油水 与P、T无关油水都为液态，压缩性及界面分子热力学性质变化一致。对溶气原油水 PRs;T Rs;油的性质好(o)Rs;PPb时，PRs，o;原因：原油与水分子极性差异。PPb时，相当于纯油水系统，P稍有下降；c、当有表面活性剂时 活性剂为：极性端和非极性端,活性剂在界面上富集，起到过渡带(缓冲)的作用。d、矿化度增加，,Por Rs,Pb,活性剂浓度,非极性端，朝极性小的物质,极性端，朝极性大的物质,4、界面张力的测定 高:吊片法(1100mN/m）中:悬滴法(10-11mN/m)低:旋滴法(10-310-1mN/m)1)实验室测定 i)滴体积法：ii)最大气泡压力法：iii)滴外形法:,d,d1,d,iv)吊片法：v)吊环法：2)查图法(诺模图)求 P172图3-10,已知地面o-w和 T地层,查图得地下o-w二、界面吸附现象 物理吸附：吸附质分子保持其个性,并在吸附剂的表面保持范德华力。,化学吸附：吸附质与吸附剂形成表面化合物，共价键。实际上多为混合吸附 1、降低的三条途径 a、界面面积界面总自由能;b、选择性润湿；c、吸附作用(加活性剂),减小界面张力；2、液体表面的吸附(可以)表面活性剂：被吸附在两相界面层上，并能大大降低界面张力的这种物质。,吸附：溶解在两相界面中的物质，自发地聚集到两相界面上，并降低界面张力的现象。3、Gibbs吸附量：描述单位面积上界面层活性剂的摩尔数与溶液内任意相当薄层中活性剂摩尔数之差。,油水,气水,形成缓冲区,C溶质在溶液内的平衡浓度。T，R绝对温度和气体常数。,如：正吸附，随 C，活性剂。负吸附，随 C，非活性剂。,表面活性剂浓度,G,G=f(c),=f(c),4、气体在固体表面上的吸附 朗格茂吸附等温式：5、液-固体表面吸附 特点：(1)存在边界层。该吸附层力学性质反常，具有很高的抗剪切能力，高的界面粘度。(2)固体表面物质成分不均匀。极性表面,一定量吸附剂上气体吸附质的摩尔数,一定量吸附剂所能吸附气体最大摩尔数,b吸附系数,吸附极性物，非极性表面吸附非极性物质。三、润湿现象和毛管力 润湿现象当不混相的两相流体与岩石固体接 触时，其中一相流体沿着固体表面铺开，从而 使体系的表面自由能降低的现象。润湿作用支配着油、气、水在岩石孔隙中的微 观现象。毛管力PC对油、气、水在岩石中渗流起着十分 重要作用。四、界面粘度,测试仪器不同，结论不同。但界面 体相（大106倍)。若砂岩表面全吸附油，如何采出？用冲洗的方法冲不掉，为什么？,在注水采油过程中，是水附着在岩石表面把油揭起，还是水只能把孔隙中部的油挤出？这就由岩石的润湿性决定。一、有关润湿的基本概念 1、概念：指岩石表面存在两种非混相流体时，其中一相流体沿固体表面延展或附着的倾向性。i)一滴水在固体表面的形状,3.2 储层岩石的润湿性,注水,油,称水对固体有选择性润湿(水比气更易润湿固体)ii)一滴水银在固体表面的形状 空气为润湿相 iii)石油工业的三种形式,W,air,wg,Hg,air,W,W,W,O,O,O,图：90o,岩石亲油，憎水，油湿；0o，完全润湿，岩石亲水性极强或强水湿；180o,完全不润湿，岩石亲油性极强或强油湿；图：90o,岩石中性润湿；越小,亲水性越强，岩石优先水湿,选择性水湿。2、润湿程度的描述润湿角和附着功 1)接触角(润湿角),从固体表面出发，经过极性大的流体，达到三相周界点的切线所经历的夹角称为润湿角(接触角)。或者：过气液固三相交点对液滴表面所做切液固界面所夹的角称为接触角。2)润湿的实质：是作用于三相周界相应两界面上的表面张力相互作用的结果，是固液界面张力的降低。,L,G,gL,gs,Ls,S,讨论：gs油湿；3、附着功,附着功,称为扬氏方程,附着功：将单位固液界面上的液体从固体表面分离开到气相中去所做的功。拉开后，自由能的变化：设A1 U=U新U旧,L,S,Ls,1cm2,L,S,G,gL,gs,讨论：i)W与Lg有关，Lg越大，W越大；ii)W与有关，越小，W 越大；说明了液体对固体的润湿程度越好，气驱油，气难以揭起油而代替油所在位置。4、润湿反转现象,润湿反转在一定条件下，加入表面活性剂，使 固体表面的亲水性和亲油性相互转化。原因：表面活性剂在界面吸附引起,但nwet-R下降幅度wet-R下降幅度。,W,O,W,O,加入活性剂,除去活性剂,亲水表面,W,O,W,O,加入活性剂,除去活性剂,亲油表面,亲油表面,亲水表面,能否反转，取决于nwet-R下降幅度是否足够大，使cos由正变为负。二、储层岩石的润湿性及影响因素 1、不同观点 以前的观点：岩石是亲水的。因为岩石在水环境中沉积成岩，各种矿物也多是亲水的。后来的观点：岩石是亲油的。因为在分析原油组分时，发现流体在运移中长期与岩石接触，原油中的活性物质会吸附在岩石表面上，使亲水岩石转化为亲油。目前的观点：即有亲油油层，也有亲水油层。即部分岩石亲水，其余部分亲油。,油藏岩石的润湿性在宏观和微观上存在着非均质性。部分润湿：斑点润湿和混合润湿。斑点润湿：单个孔隙中,部分表面为强水湿,其余表面可能为强油湿，出现微观非均质性。混合润湿：同一孔道的不同部位和大小不同的孔道，其润湿性不同。即大孔道亲油，小孔道亲水。,混合润湿,斑点润湿,2、影响岩石润湿性的因素(1)岩石的矿物组成 油藏岩石：砂岩(长石，石英，云母，粘土矿物，硫酸盐)和碳酸盐岩(方解石，白云岩)岩石亲水性次序强弱：粘土 石英 石灰岩 白云岩 长石 亲油岩石：烃类有机固体，金属硫化物 亲水岩石：石英，硅酸盐，玻璃，碳酸盐，硅铝酸盐 结论：矿物成分不同，润湿性不同。(2)油藏流体组成,a、不同烃类。不同烃类组分在聚四氟乙烯光面上前进角，碳原子数增大，铺开程度下降。烃类 戊烷 己烷 辛烷 十二烷 C5H12 C6H14 C8H18 C12 H26 前进角 0 8 26 42 b、原油中极性物。它改变岩石的润湿性。油藏流体的组成，性质不同，则同一岩石的润湿性不同。如油的性质：重烃含量多，极性物和活性物多，岩石亲油性增强。,轻烃含量多，极性物和活性物少，岩石亲水性增强。(3)表面活性剂(产生润湿反转)原因：表面活性剂的加入，改变了，产生润湿反转。(4)岩石表面粗糙度的影响(产生润湿滞后)三、润湿滞后现象 1.定义：指三相润湿周界沿固体表面移动的迟缓而产生润湿接触角改变的现象。例如：将一块平放在水平桌上的玻璃上滴一滴水，然后将玻璃抬起与水平桌成角，则水油固,三相周界发生变形，从而使接触角发生改变。前进角1：三相周界有欲运动的趋势，被极性较大的那相所占据的面积增大，其三相周界所对应的那个角(水驱油时形成的接触角)。后退角2：极性较大的那种液体所占据的面积缩小，其三相周界所对应的接触角(油驱水时所形成的接触角)。,1,2,O,W,平衡角:2 1(1)静润湿滞后 油水与固体表面接触的先后次序不同而引起接触角改变的滞后现象称为静润湿滞后。同样的岩样，同样的油水，先滴一滴水在岩石上，然后用油排空气，形成一个接触角。先将岩石放入油中，然后用滴管滴一滴水到岩石上，得到 1(水驱油)。先将岩石放入水中，然后用滴管滴一滴油到岩石上，得到2(油驱水)。表示静润湿滞后的大小程度：=1-2,导致静润湿滞后的原因：i)表面粗糙度；ii)表面非均质性；iii)表面活性物质在固体表面上的吸附层。(2)动润湿滞后 定义：由于驱替速度不同(油驱水或水驱油)而引起的接触角改变的一种滞后现象。,W,O,1,W,O,2,W,O,3,1 2 3,四、岩石润湿性与水驱油的相互影响 1、润湿性影响油水在孔道中的微观分布 岩石表面润湿性的差异,会使得油水在岩石孔隙 中的分布也不相同。(1)静止时，油水微观分布 部分岩石表面亲油，被油膜覆盖；其余亲水，,O,W,G,被水膜包围，岩石为中性润湿；亲油岩石，油以油膜的形式附着于颗粒表面；亲水岩石，油成孤滴状。结论：岩石颗粒表面总是被润湿相所覆盖，湿相力图占据较窄小的孔隙角隅，非湿相处于孔道中心。(2)含水饱和度增大时，油水动态微观分布，P185图330。a,b,c图为水湿;d,e,f图为油湿。,SW 低：润湿相水粘附于颗粒表面,成环状分布,不流动；SO很高，油成迂回状连续分布于孔隙中间,在外压作用下成渠道流动。,a,b,SW 中：油水为迂回状分布，在一定外压下，油水可以同时流动。,c,SW 高：油成孤滴状分布，水成迂回状连续分布。,水湿,d,SO低:油以油膜形式附于颗粒表面,油成环状分布;SW 很高,水连续分布于孔隙中间,在外压作用成渠道流动。,注：油水系统在岩石孔隙中以“渠道流态”形式沿各自一套相互连通的渠道网流动，并且是层流流动。(3)注水时(水驱油)吸入过程与驱替过程不同，所引起油水分布状态不同。,e,SO 中：油水为迂回状分布，在一定压差下，沿各自渠道同时流动。,f,SO 高：水成孤滴状，油为迂回状，连续分布。,驱替过程：非湿相驱替湿相的过程。如：亲油油层注水，是非湿相饱和度逐渐增大的过程。吸入过程：湿相排非湿相的过程。如亲水油层注水，是湿相饱和度逐渐增大的过程。,亲油油层注水和亲水油层注水后，残余油的分布状态是什么.？,亲油油层，注水为驱替过程，水突破油层后，油以油膜形式存在，残余油多一些。,亲油岩石,水,水,水,由此可知：从润湿角度来看，油水在孔隙中的 微观分布不仅与岩石表面润湿性的差异有关，而且还与油水饱和度的大小以及饱和度的变化方向有关。2.润湿性决定孔道中毛管力的大小和方向,水,水,水,亲水岩石,亲水油层，注水为吸入过程，水突破油层后，油以油滴形式存在，残余油少一些。,规纳：毛管力力图使湿相液膜增厚：,亲水毛管,W,Pc O,p,亲水毛管,PC 是动力,与注水驱替压差p方向一致;亲水程度越大,PC 越大,水越易进入毛管,油越易被驱出。,亲油毛管,W Pc,O,p,亲油毛管，PC 是阻力，与注水驱替压差p方向相反；亲油程度越大，PC 越大,水越难进入毛管,油越难被驱出。,3、润湿性影响地层中微粒运移(1)开发初期：只有油流动，产纯油；水以束缚水存在，亲水微粒在水膜保护下不动。(2)注水：油水同流同产，微粒随水运移，不形成桥堵，随水流走。(3)带混合润湿的微粒：砂颗粒亲水，微粒半边亲水，半边亲油，微粒在界面上作不同方向的移动。(4)加入油水互溶剂，ow减小，界面消除，微粒大量释放，运移，可能堵塞孔隙，损害油层。4、润湿性影响采收率的大小,在水驱油时,采收率的高低,驱油效果的好坏,直接受润湿性的影响。五、油藏岩石润湿性的测定 1、直接法接触角法(1)装置：,W,O,A图测前进角1，先将岩石浸入到油中，然后用滴管滴一滴水到岩石的上表面，形成水驱油的前进角；,注意：该油水为新鲜地层油和地层水(2)测定条件 应在地层P、T下，用真实油藏流体，组成不变；矿物晶体为表面干净、光滑、平整的纯矿物晶体;达到热力学平衡后(即:1=2),测定结果才可靠。,W,O,B图测后退角2，先将岩石浸入到水中，然后用滴管滴一滴油到岩石下表面，形成油驱水的后退角,t,1,2,缺点：用简单矿物模拟复杂组成的岩石，测定值与实际值出入大。测定条件太苛刻。2、间接法(基于毛管力概念的各种方法)对于两种流体而言，其中必有一种流体比另一种流体更容易润湿岩石，那么，哪一种流体容易进入岩石，该种流体润湿性好。(1)自动吸入法：,W,O,饱和油岩样放入吸水仪中，如果岩石亲水，在 PC下，则水会自动进入岩石驱油，测出自动吸水排出油的体积V自O。,评价：若V自OV自W，则岩样亲水；若V自OV自W，则岩样亲油；若V自OV自W，则岩样中性。优点：自吸法简单，较接近油藏实际情况；缺点：只能定性地确定相对润湿性。(2)自吸离心法,W,O,对于饱和水的岩样放入吸油仪中，如果岩石亲油，在 Pc下，则油会自动进入岩石驱水，测定自动吸油排水的体积V自W。,方法原理：除自吸以外，还利用离心机所产生的较大离心力，将岩石毛管中可流动的液体排出，得到总的可流动的毛管体积，再按一定比值来判断润湿性。例如：将含油岩心用水驱替至(残余油饱和度)Sor;再将岩心浸入油中，测定自吸油排水量V自W;然后用离心法甩水测定V离W。V自W+V离W=总的可流动的孔隙体积;润湿程度自吸量/总的可流动孔隙体积;水排比(水湿指数)=V自o/(V自OV离o)1,岩石强亲水(水湿)。,油排比(油湿指数)=V自w/(V自w V离w)1,岩石强亲油(油湿)。(3)自吸驱替法 同自吸离心法一样，不同点仅是：(a)用驱替压差代替离心力；(b)将水排比定义为水湿指数，油排比定义为油湿指数。,一、毛管力概念综述 1、各种曲界面产生的附加压力(PC)的计算 由于界面张力作用的结果，任何弯曲液 面都存在一个附加压强称为毛管压力Pc。若毛细管中无两相界面，则毛细管中不存在PC；大容器中的弯曲液面的PC 可以忽略，如界面是平的，Pc 不存在，但有界面张力；毛管中的两相界面是曲面，PC 存在。毛管中油水有多少界面？两个：油水界面为球面；油(水)固界面为柱面。,3.3 储层岩石的毛管压力曲线,附加压强：R1,R2 两主曲率半径。(1)当曲面为球面时的Pc Pc方向：指向非湿相(或弯液面内侧)。(2)弯液面为柱面时的Pc,r,R,W,O,W,使水膜增厚,(3)毛管断面渐变时 P195图346，粗细端各自的毛管力为：PCmax 出现在细端。要使毛管中的湿相全部被驱出，外加压差(4)两相流体处于平衡裂缝间的情况,(5)理想岩石中的毛管力(平均曲率半径Rm)当地层中湿相数量变大时，SW 增大，曲率半径 R1，R2，Rm 也发生变化，导致PC 变化。所以，PCf(SW)这是实际岩石的毛管压力曲 线的理论基础。2、毛管中液体的上升(或下降)在一个大水池中(下水上油)插入一个亲水毛细管，湿相水会沿毛细管上升，直到到平衡。,在油相中：在水相中：定义：弯液面两侧，非湿相压力-湿相压力=毛管力。,h,Pw b,WB,pob,Pw a,poa,OA,WA,油,水,利用该公式可以计算液体在储层中上升高度。3、毛管滞后现象 将一根毛管插入盛有湿相水的容器中，在毛管力作用下，水驱气，为吸入过程，水上升一定高度；,r1r2r3r4,Pc1,Pc2,Pc3,Pc4,油水过渡带油气过渡带厚度?,w-oo-g,将另一根同样的毛管先充满水，再插入盛水容器中，空气驱替水，为驱替过程，水在重力作用下，下降到一定高度。由于饱和顺序不同，吸入液柱高度小于驱替液柱高度这种现象称为毛管滞后现象。(1)润湿滞后引起的滞后(又称为接触角滞后),吸入,驱替,湿相,1,2,吸入过程：产生前进角1；驱替过程：产生后退角2；12cos1cos2h吸入h驱替SW吸入SW驱替 在毛管半径r 不变时，毛管滞后只与接触角滞后(润湿次序)有关。(2)毛管半径突变时引起的滞后(P199图352)吸入:液面上升，弯液面停止在中间粗毛管段内；驱替:液面下降，弯液面停留在上部细段内。结论：SW吸入SW驱替,这种毛管滞后与毛管半径突变有关。(3)毛细管半径渐变引起的滞后,(4)更为实际的情况 实际毛管中接触角、半径渐变和表面粗糙等共同引起滞后现象。二、毛管压力曲线的测定和换算 1、定义 毛管力PC 与湿相饱和度的关系曲线(PC SW 关 系曲线)称为毛管压力曲线。,Sw,Pc,2、PC 曲线的测定原理 外加压差P1驱替,则首先是大 毛管r1 的湿相流体被驱出;外加压差 P2 P1驱替,则是 毛管r2 中 的湿相流体被驱出;外加压差P3 P2 驱替,则是 毛管r3 中 的湿相流体被驱出;算出每种驱替压差下的岩石中的SW，从而得到PC SW 曲线。3、Pc SW 曲线测定方法,r4r3r2r1,Pc4,Pc3,Pc2,Pc1,三种测定方法 半渗隔板法，压汞法，离心法。(1)加压半渗隔板法(P201图3-56)A、测定步骤 i)恒定压力差；ii)加压,抽取岩心中的水,记录水的体积Vwi；iii)先测孔隙体积VP,换算成岩心中的SW;iv)作出PC SW 关系曲线。即测定：p1,p2,p3.Vw1,Vw2,Vw3.计算：Sw1,Sw2,Sw3,.,作PC SW 曲线。注意：半渗隔板要求：i)只允许湿相流体通过,不允许非湿相流体通过;ii)隔板的润湿性与岩样的润湿性相同,隔板的最大孔道半径rmax比岩心内的最小孔道半径rmin还要小。B.优缺点 i)接近油藏真实情况,测量精度较高,是一种经典的,标准的方法;并且驱替过程接近地层情况,可以作为其他方法的对比标准。ii)测试时间长,测压范围受限制;最大压力小于隔板的阀压(受半渗隔板的限制,压力将非湿相压过来,形成非湿相与湿相窜流,半渗隔板本身具有孔隙,因此存在PC SW 曲线);Pmax=0.7 MPa。常压抽空的最大压差只能为0.1 MPa。(2)压汞法 A、原理：水银是非湿相,岩心室内空气是湿相,高压下将汞压入岩心内,逐渐增加压力p，注入岩心的Hg 量，Snw，该过程为驱替过程。,Vf 岩心外表体积；Vf=VE-VHg VE 岩心室的体积，水银进入岩心内的体积忽略；VHg.进入岩心室的Hg的体积。,高压计量泵,水银,(3)*(3),(2)上标线空气(湿相),(1)下标线,岩心室,抽空,加压,压力计,加压，进泵，则水银达到下标线(1),计量泵的位置为(3),然后继续加压,使水银达到上标线(2),计量泵的位置为(3)*,所以:VHg=V(3)-V(3)*。关闭真空阀,在(4)处加压,则水银被压入岩心内,水银面降至上标线(2)以下,进泵使水银恢复至上标线,则读出被压入岩心内的VHg。即：pi一定,Pci 一定,对应的VHg一定,算出岩心内的Shgi 作出Pc Sgi 关系曲线。,B.压汞曲线I 与退汞曲线II 压汞曲线I又称为驱替曲线。即由非湿相驱 替湿相的过程称为驱替过程或压汞。退汞曲线II又称为吸入 曲线。即由湿相驱替非湿 相的过程称为吸入过程 或退汞。C.优缺点 i)测量速度快,适应规则的和不规则的岩心;ii)岩心受污染，不能再使用;iii)以Hg为非湿相,Pc误差大。,I,II,Sw 100,Pc,(3)离心法(P204图3-60)目的:依靠高速离心机所产生的离心力,代替外加的排驱压力,从而达到非湿相驱替湿相,获得PcSw曲线,逐级增大转数n,得到被驱出的液量,按下式计算:H岩样的长度,cm;re岩样的外旋转半径,cm;Vwi 岩样初始饱和水体积；VWC岩样被驱出的累积水体积；,A、饱和湿相(水)岩心放入非湿相(油)的环境中；B、当转速n一定,角速度一定,油水各自离心力一定(o,w不同),其差值为Pc一定;油驱出水量Vw一 定;算出Sw；建立起Pc Sw曲线。C、优缺点 i)测速快，能够采用驱替和吸入两种方式来测定Pc Sw曲线。ii)调速中存在脉冲现象,对饱和度变化有影响。4、毛管压力曲线的换算,实验中:p,与实验条件不同 在实验条件(同一块岩心):在油藏条件(同一块岩心):但是：rL=rR 则：,例如：常将压汞法所测的PCL Sg 曲线转换成油藏条件下的油水 Pcow Sw 曲线。已知：即实际油藏中油水的Pcow 仅为压汞法所得的PcHga 的1/15。,PcL,PcR,453015,321,Sw,例 2：将半渗隔板法(水空气体系)所测得的毛管压力Pcwg 换算为地下油水毛管力Pcow。已知：即实际油藏中油水Pcow仅为半渗隔板法所得的Pcwg 的1/3。例 3：将压汞法所测得的PcHga换算为半渗隔板法下的气水毛管压力Pcwg，则：,它说明将压汞法所得的毛管压力曲线按比例缩小5 倍后，即可与半渗隔板法所得的毛管压力曲线相比较。(1)求孔道半径：(2)求油水界面以上湿相(水)液柱上升高度h;,三、毛管压力曲线的基本特征 1、毛管压力曲线的定性特征 典型的毛管压力曲线一般分为三段:初始段ab,中间平缓段bc，急剧上翘段cd。(1)初始段为ab段：随着压力升高，非湿相流体饱和度缓慢增加。(2)中间平缓段为bc 段：毛管压力变化不大，非湿相饱和度增大很 快。因为它是主要的 进液段。,a,b,c,d,100,Pc,喉道半径,50,PT,Pc50,Swmin,中间平缓段越长，岩石喉道的分选越好；中间平缓段越短，岩石喉道的分选越差；中间平缓段位置越靠下，岩石喉道半径越大；中间平缓段位置越靠上，岩石喉道半径越小；(3)急剧上翘段cd：随着压力的急剧升高，非湿相饱和度变化很小。2、毛管压力曲线的定量特征 描述毛管压力曲线的定量特征参数有：PT，PC50，Swmin。(1)排驱压力(阀压)PT,排驱压力指非湿相开始进入岩样的最大喉道的最小压力PT。确定方法：PT中间平缓段bc 延长交SW=100%的垂线，其交点对应的压力为PT。PT 是评价岩石储集性能好坏的主要参数之一：一般来说，排驱压力PT 越小的岩石，则岩石中的最大毛管半径rmax越大，岩石的渗透性越好；反之，PT越大的岩石，则岩石中的最大毛管半径 rmax 越小，岩石的渗透性越差。,为什么排驱压力不是Pa.?,从Pa升到PT时，只有部分非湿相进入流体内部，其余消耗在填补凹面和切开的大孔隙。,(2)饱和度中值压力PC50 PC50 指毛管压力曲线上湿相饱和度Sw=50%时 所对应的毛管压力。r50 称为饱和度中值喉道半径。也可视为岩石 的平均喉道半径。用饱和度中值压力PC50来衡量储层岩石的产纯油 能力。PC50越小，r50 越大，储层岩石的、K 越大，产油能力越高；反之，PC50越大，r50 越小，储层岩石的、K 越小，产油能力越低。(3)最小湿相饱和度Swmin Swmin表示当注入水银压力达到最高压力时,未被,水银侵入的孔隙体积百分数。岩石亲水，油驱水，则Swmin 称为束缚水饱和度。岩石亲油，水驱油，则Swmin称为残余油饱和度。Swmin越大，岩石中的小孔喉越多。四、毛管压力曲线的应用 有关储层的几乎所有的物性参数均可求得 如：，K，S比面，Swc，Sor，r，Kri，Ki，K绝，润湿性。1、研究岩石的孔隙结构 根据一定的毛管力对应着一定的孔隙喉道半径。由毛管压力曲线(PCSw曲线)可以求得孔隙大小,分布曲线。即：据毛管压力曲线(PC Sw曲线)，可求得：,a,b,c,d,100,Pc,喉道半径,50,Swmin,孔隙喉道大小分布曲线,2、根据毛管压力曲线(Pc Sw曲线)形态评价岩石储集性能好坏 毛管压力曲线形态主要受孔隙喉道的分选性和喉道大小所控制。毛管压力曲线的中间平缓段越长，岩石的喉道半径越均匀，分选性越好，岩石的储集性能越好；,孔隙喉道大小累积分布曲线,中间平缓段越短，喉道半径越不均匀，喉道分选差，岩石的储集性能越差；中间平缓段位置越低，平均喉道半径越大，PC Sw曲线形态偏于粗歪度，K 越大，岩石储集性能越好；中间平缓段位置越高，平均喉道半径越小，PC Sw曲线形态偏于细歪度，K越小，岩石储集性能越差;岩石物性好坏比较：A B C;D F E。,为什么物性D、F比E好.?,岩石K主要受大孔道控制K=r2/8,中间段长而高，孔道分选性好(均匀)，岩石物性比A差。,B,C,中间段长而极高，孔道分选性好,岩石物性比B差。,A,中间段长而低，孔道分选性好(均匀)，岩石物性好。,中间段短而高，孔道分选性差，岩石物性差。,E,F,无选性,岩石物性比E好。,D,中间段短而低，孔道分选性 差，岩石物性比E好。,3、应用PC Sw曲线确定油层平均毛管压力J(Sw)函数 问题的引出:岩石的喉道半径越大,K越大,毛管压力曲线平缓段越低,其形态偏于粗歪度;但对于不均质油藏,所取岩石不同,得到的K、Pc不同。问题：怎样求得油藏的平均 PcSw曲线？J 函数曲线把K、，,润湿性等的影响综合在一起表征油层的毛管压力曲线特征，将储层的所有的毛管力数据以J函数表示，简化为一单调曲线。,J(SW)函数的运用:(1)可以求得同一类型岩 样的毛管力曲线的平 均资料。(2)研究不同类型岩样的 岩石物性特征。4、确定油(水)饱和度随油水过渡带高度之间的变化关系,Sw,J(Sw),所以：Sw 一定，PC一定，h 一定。5、利用驱替和吸入毛管压力曲线研究采收率,W+O,W,O,h,E 称为退出效率或非湿相原油采收率。,6、毛管压力资料确定储层岩石的润湿性(1)面积比较法 将地下岩石取到地面,清洗,烘干,然后再模拟地下情况进行判断。,_,_,_,_,|,|,|,|,100,0,I,R,W,SHg%,SR,Smax,Smin,I一次注入曲线W退汞曲线R二次注入曲线,步骤：先将岩心100%饱和水，油驱替水至最小湿相饱和度 Swmin，得驱替毛管压力曲线 I；水驱油至残余油饱和度Sor，得吸入毛管压力曲线II；再用油驱水至束缚水饱和度Swmin,得驱替毛管压力曲线III。log(A1/A2)0,岩石亲水；log(A1/A2)0,岩石亲油；log(A1/A2)=0,岩石中性润湿；,I,III,II,A1,A2,0,100,Pc,(2)润湿指数和视接触角 理论基础：以油、气系统中油的润湿能力为标 准，把油、水系统中，水的润湿能力与上面标 准进行比较，来判断油、水系统中水对岩石的 润湿性(即岩石是亲油还是亲水)。A、润湿指数W 作法：将一块岩石分为两半，一块先饱和油后作空气驱油，另一块先饱和水后作油驱水，分别测出两条PC Sw曲线，并求得其排驱压力；定义：,油和空气相比，油是湿相，因此 判断标准：W=1，水完全润湿岩石。说明了油水系统中水对岩石的润湿能力达到了油气系统中油对岩石的润湿能力；W=0，油完全润湿岩石。说明油水系统中水对岩石的润湿能力为零。总之：0W1,W越接近1，岩石越亲水；W越接近0，岩石越亲油。B、视接触角法 在油气系统中,岩石亲油：,那么视接触角ow为:若：越亲水；若：越亲油；7、利用毛管压力曲线计算岩石的K绝和Kri 8、利用离心法所测得的Pc Sw曲线,可快速评价工作液对储层损害的大小 曲线(1)表示原始油藏的PC Sw曲线；曲线(2)表示现在油藏的PC Sw曲线，r减小，油层受污染。,Sw,Pc,前面已经讨论了水驱油时，毛管中只存在单一的界面，但在实际油藏岩石毛管中，可能存在多个界面。由毛管中流体渗流速度：可知：r不同，在同一压差p下，v不同，油水界面前进的距离不同，从而存在指进现象，也就是非活塞式驱油。,3.4 储层岩石驱油过程中的阻力效应,W,O,O,W,W,一、水驱油的非活塞性 导致非活塞式驱油的原因：孔隙结构非均质性(即r不同，润湿性不同)，驱油动力和产生的阻力不同;油水粘度之差(O-W)引起油水流速不同,导致油水界面参差不齐;从而在纯水流动区和纯油流动区之间存在一个油水混合流动区。二、毛管孔道中的各种阻力效应,W,O,W,O,O,W+O,活塞式水驱油,非活塞式水驱油,1、当油柱(或气泡)静止时 油水存在两个界面：(1)柱面：(2)球面：毛管力效应 PI：方向：指向管壁，使水膜变薄。,水膜,亲水毛管,指向管心，使水膜变厚。,指向管壁，使水膜变薄。,2、在压差作用下,当液柱欲运动时 两个弯液面的毛管力为：第二种附加阻力PII:PII 的方向:与流动方向相反。,R,R,要使液柱流动的条件：当外加压差P驱PI+PII+液膜的摩擦阻力,才流动。注意：各力相加时应考虑方向，不能简单相加。3、当珠泡流到孔道窄口时的遇阻情况 珠泡要通过变截面的狭窄孔吼时，则必须克服第三种附加阻力PIII：当R=r,R=时，则PIII为最大,R,R,PIII 的方向：与流动方向相反。,当外加压差P PIII则气泡通过窄口；当外加压差 P PIII则气泡堵塞窄口。液阻效应：液滴通过孔道狭窄处时，液滴变形产生附加阻力的现象。气阻效应：气泡通过孔道狭窄处时，气泡变形产生附加阻力的现象,它也称为贾敏效应。消除或减小PI，PII，PIII 的方法：加入表面活性剂，使 减小，从而使PI，PII，PIII 减小，珠泡更易流动。启发：(1)在生产中应尽量减少钻井泥浆侵入油层，残余的酸化液及时被排出，避免产生液阻效,应。(2)保持地层流体压力大于饱和压力下开采，避免油层脱气，造成贾敏效应。(3)三次采油中的泡沫驱油，利用贾敏效应，变害为利。三、在几种简化岩石孔道中的渗流(微观渗流机理)首先从单根毛管,单相流入手,不考虑毛管力Pc,只考虑粘滞力。1、单根毛管,单相液流(开发初期,只产纯油,Pc=0)由毛管流动公式(泊稷叶公式)得:或者流动速度为:,如两根毛管半径分别为r1,r2;且r1r2,则:当r1=10 r2 时,则:v1=100 v2,q1=104q2,所以:对渗透率K起决定作用的毛管是大孔道,因此要保护岩石中的大孔道。2、单根、多根互不连通毛管孔道;两相液流 同时考虑粘滞力和毛管力。原油粘度为o，水 粘度为w，水为湿相，油为非湿相。X油水界面在t 时移动的距离。Lt t=0 时油水界面移动的距离。,油水界面两边：油相流速为VO，水相流速为VW 的计算公式：,t=0,t,x,Lt,L,水 1,油 2,p1,p2,p1,p2,因为液流连续流动，所以在界面上，VW=VO:又因为：分离变量，积分，整理后解得：,由此公式可知：(1)V与P,Pc,1,2,(2-1)L,Lt 有关。(2)如果 W O,则随着时间t增加，油水界面移动的距离X增大，速度V增大，水驱油越 来越快；毛管半径r越大，速度V越大，说明大孔道和小孔道的油水界面位置不同。即：不同渗透率K带的地层中会出现微观和宏观上的指进现象，或粘性指进现象。,注入,因此，在注水开发过程中，必然导致生产井油水同产时间较长；对高K与低K层，则高K层的水驱油V越来越快，高K层发生水窜现象，水沿高K层突破的结果，可能在岔道口封闭小孔道中的油，形成死油区。3、不等直径的并联孔道(两相流),L,A,B,1,2,r1,r2,PC1,PC2,假设:o=w=;L1=L2=L;毛管亲水；大毛管的半径为r1,流量为q1;小毛管半径为r2,流量为q2。水在大小孔道中驱油时的粘滞力和毛管力为：因为各毛管相互连通，大小孔道在A、B两点处的压力相同；所以各孔道内的压力平衡关系为：,大孔道：小孔道：又因为总流量Q：则：而：,讨论几种情况：(1)PC=0，=90，cos=0，虽然有界面，但不存在毛管力,V1V2当大孔道水淹时，小孔道还会 剩下油柱，形成较长时间的油水同流。(2)总的注入量Q很小时，视 P,PC的大小而定。若PC起主要作用，则小毛管内的流体流速快，大毛管内的流体流速慢。(3)当两界面同时达到出口端，即V1=V2时，为理想的驱油情况。解得并联孔道的总流量为Qo：,例如：当r1=210-4cm,r2=110-4cm,=1mpas,=0,=30mN/m时，当V1=V2时，计算 并联孔道的总流量QO：进一步计算表明：当QQO时,驱替压差P起主要作用,PPc,故大孔道中速度大,油水界面先达出口端,小孔道中,留下残余油,形成液阻效应，使驱油能量降低，导致采收率降低。归纳：当用一相流体驱替另一相流体时，必须找到一个合理的压P差，或速度或流量。若注入速度太快了，大孔道的油先流出，小孔道的油不能流出，从而被窒息，残留在地下。4、单根变断面毛管的两相流动,毛管半径r在不断变化，毛管断面呈渐扩.渐缩的情况，毛管力PC 在瞬变，如果所施加的压差较大，则界面向前跃进，说明了流体并非均匀地流过多孔介质，而是以瞬息变化的阶跃或 跳跃形式流过。这是微观渗流机理的一个重要特征。5、毛管孔道中的混合液流 满管液流时：,2r,2r0,p1,p2,L,环流时，气泡存在时周围液体的 流速：环流与单相液流时的速度之比：对比：由此可知：珠泡半径 r 越接近孔道半径 r0，则混合物的流速大幅度下降，加之孔隙表面存在异常粘度的吸附层，使得油滴或气泡充满和堵塞孔道的现象十分严重。所以当泥浆失水.压井液滤液侵入地层,使油流阻力增大,产能降低,原油采收率下降。,静态综合特性润湿性和毛管力 动态综合特性相渗透率；它描述了在多相流体流动时，各相间会发生相互作用、干扰和影响的大小。一、相(有效)渗透率和相对渗透率的概念 1、岩石的绝对渗透率 定义:岩石让与其不发生任何物理化学反应,100%饱和的单相流体在线性流条件下通过的能力。,3.4 储层岩石的有效渗透率和 相对渗透率曲线,例一：L=3cm,A=2cm2,=1mPa.s的盐水100%饱和，P=0.2MPa,Q=0.5 cm3/s.则该岩样的K绝为:例二:如果=3mPa.S 的油100%饱和岩心,P=0.2MPa，Q=0.167 cm3/s,K绝为:结论:绝对渗透率是岩石固有的性质,与通过岩石的流体性质无关。,2、相(有效)渗透率 相渗透率:指多相流体共存和流动时,其中某一相流体在岩石中的通过能力大小,称为该相流体的相渗透率或有效渗透率。例三：用油水同时流过此岩心，测得盐水的饱和度为Sw=70%，和油的饱和度为So=30%时，盐水的流量为 0.30 cm3/s,而油的流量为 0.02cm3/S,此时油、水的相渗透率为多少?解：(1)当Sw=70%时，盐水的有效渗透率Kw 为：(2)当So=30%时，油的有效渗透率Ko为：Ko+Kw=0.27(m2)K绝=0.375(m2),L=3cm,p=0.2MPa,结论:多相共渗时,Ki K绝(i=o,g,w),即:多相共渗时,同一岩石中的各相流体的相渗透率之和总是小于岩石的绝对渗透率。原因