有效渗透率曲线ppt课件.ppt

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1、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

2、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。（

3、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

4、(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

5、、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

6、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

7、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

8、,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

9、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,