储层多孔介质中的毛管压力及毛管压力曲线.ppt

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1、,一、毛管压力的概念 二、岩石毛管压力曲线的测定与换算 三、岩石毛管压力曲线的基本特征 四、毛管压力曲线的应用,主要包括以下四个方面：,第九章 储层多孔介质中的毛管压力及毛管压力曲线,第一节 毛管压力的概念,主要包括以下四个方面：一、毛管中液体的上升 二、各种曲面附加压力 三、孔道中的毛管效应附加阻力 四、毛管滞后现象,一、毛管中液体的上升,图91毛细管中液面的上升或下降现象,1、气液体系的毛管力,2、油水体系的毛管力,毛管力公式,第九章 储层岩石毛管压力及毛管其曲线,1、气液体系的毛管力,2、油水体系的毛管力,毛管力性质,（1）毛管力存在于任何方向放置的毛细管中。上述讨论是指垂直毛细管，在实

2、际油层中毛管倾斜时，只要其它参数(如，r，cos，)不变，液柱上升的高度将不变化。当毛细管水平时，水槽中的水被吸出。在地层中水湿毛细管的毛管力是驱油的动力。,第九章 储层岩石毛管压力及毛管其曲线,（2）毛管力Pc与cos成正比。对油水体系，岩石表面亲水时，即90，cos0时，毛管力为正，水面就会上升，岩样可以自然吸水。反之，岩石表面亲油时，90，毛管力为负，岩样不能自动吸水，毛管力成为阻力，如要使水进入岩心，则必须施加一个外力克服毛管力。（3）毛管力Pc与毛细管半径r成反比。毛管孔道半径越小，毛管力越大，亲水毛管中液面上升越高。因此，油藏中毛细管直径不同，毛细管中的液面参差不齐，油水界面或油气

3、界面成为一个具有相当厚度的油水或油气过渡带，而不是一个截然分开的平面。,（4）对于实际油层来说，当岩石表面为亲水性时，水能在毛管力作用下自动进入岩心，驱出了岩心中的油，这一过程就称为吸吮过程或称自吸过程。反之，当岩石表面亲油（90）时，岩样不能自动吸水，如要使水进入岩心使水驱油，则必须施加一个外力克服毛管力，这种过程即为驱替过程。,图93 曲面的附加压力,二、各种曲面附加压力,1、球面上的毛管压力,图93 曲面的附加压力,任何简单曲面必然存在附加压力，该毛管压力的方向与液面的凹向一致（即图中箭头所示），附加压力的大小由拉普拉斯方程可得（忽略重力的作用）：,1、球面上的毛管压力,毛管压力与毛管半

4、径成反比；毛管半径越小，毛管压力越大。两相界面张力越大，接触角越小，毛管力也就越大。,图95亲水毛管中的弯曲界面球面与柱面,2、柱面上的毛管压力,在亲水岩石孔道，除油水弯曲面外，还有壁面与水接触的圆柱面（图95）。因为毛管表面为束缚水膜，毛管中心为油(或气)，此油-水界面为圆柱面。,柱面的毛管力Pcz指向管轴心，毛管力的作用使毛管中的水膜厚度增加。角标Z代表曲面为柱面，本章中毛管力无角标Z时，则指曲面为球面。,3、锥形毛管中的毛管力,粗端曲面的曲率半径为R1r1cos(+)，细端曲面的曲率半径为R2r2cos()，那么曲面上的毛管压力为：,裂缝宽度越小，则毛管压力越大。,4.两相流体处于裂缝间

5、（平行板间）的毛管力,5、理想砂岩砂粒接触处流体环状分布的毛管力,砂岩中两个等直径砂粒，湿相流体在砂粒点周围呈环状分布，非湿相则位于孔道中心部分，两相间有一弯曲界面。,图910 圆柱形毛管孔道中的液珠或气泡,三、孔道中的毛管效应附加阻力,1、当油柱(或气泡)处于静止状态时（第一种阻力效应）,图911 外加压差使弯液面变形,2、在压差作用下，当油柱欲运动时（第二种阻力效应）,3、当珠泡流到孔道窄口时（第三种阻力效应）,4、其它,四、毛管滞后现象,图914 接触角滞后引起毛管滞后,把一根毛细管插入一盛有湿相流体（如水）的容器中，则湿相(水)排驱非湿相(空气)，在毛管压力的作用下，水将沿毛管上升一定

6、高度(图914a)，这是吸入过程。再把另一根同样的毛管先充满水，再插入盛水容器，在重力作用下，水将沿毛细管下降到一定高度，这是空气驱水的驱替过程(图914b)。可以看出，尽管空气中的压力都为大气压，但由于饱和顺序不同，吸入过程产生液柱的高度小于驱替过程产生的液柱高度。毛细管滞后现象的产生主要由润湿滞后及岩石孔道几何形状引起，常见毛细管滞后现象有以下几种：,1、接触角滞后（即润湿滞后）引起毛管滞后（图9-14）,图915毛管直径突变引起毛管滞,2、毛管半径突变引起毛管滞后（图9-15）,图916毛管直径渐变引起毛管滞后,3、毛细管半径渐变引起毛管滞后,4、实际岩石孔隙中的毛管滞后,图917实际岩

7、石孔隙毛管滞后现象,第二节、岩石毛管压力曲线的测定与换算,主要包括以下4个方面：一、半渗透隔板法 二、压汞法 三、离心法 四、不同测定方法的毛管压力的换算,由前面的讨论我们知道，毛管压力与湿相流体饱和度之间存在一定的函数关系。但由于油藏岩石孔隙结构复杂，直接推导数学模型有困难，但可以用实验的方法测量出不同湿相流体饱和度下的毛管压力，这种毛管压力与湿相(或非湿相)饱和度的关系曲线称为毛管压力曲线，如图918所示。,一、半渗透隔板法,表91 毛管力曲线实测结果,图921半渗透隔板的毛管压力曲线,半渗透隔板法所能测定的最大毛管压力主要取决于隔板的半渗透性，即隔板的阀压值。隔板的孔隙越小，阀压值越高，

8、测试范围就越大，同时测量的时间也越长。目前国内生产的隔板可高达0.7MPa以上。,图920 高压半渗透隔板仪器示意图,高压半渗透隔板法测量装置示意图如图920，测量方法和原理同上，只是驱替压力比0.1MPa要高。它由高压容器（1）、可更换隔板（2）、和计量管（3）和压力源（4）组成。,二、压汞法,压汞仪是由高压氮气瓶加压、计量泵计量。其核心部分由压汞计量泵(1)和岩心室(2)组成，计量泵内装有水银，并与岩心室连通。其测定原理是：汞不润湿岩石，汞则为非润湿相，在高压下把汞压入岩样中，求出与之平衡的毛管力Pc和压入汞的体积，从而得到毛管力和岩样含汞饱和度的关系。,在压汞进程达到终点最高压力后，再逐

9、级降压使压入岩样中的汞退出，便得到一条退汞曲线，如图923的曲线。,半渗透隔板法所用的仪器简单，无论是气驱水、气驱油，还是油驱水、水驱油都比较接近油藏的真实情况，是一种经典的、标准方法。但是，由于其测试时间长，常常难以满足矿场测试的需要。压汞法的优点：测定速度快，其测定压力范围也比隔板法大得多，此外它还可以测定不规则的样品如岩屑。压汞法的缺点：(1)在真空条件下将水银压入岩样，这与油层实际情况差别较大，(2)水银有毒，测定后由于岩样被汞污染而不能再用，（3）一旦水银泄露危害操作人员健康。为防止中毒，规定实验室应保持低温(20)和良好通风。,三、离心法,式中：Pc岩样的毛管压力，MPa；n离心机

10、转速，rmin；re岩样的外旋转半径，cm；岩样的平均含水饱和度，Vwi岩样初始饱和水体积，cm3；Vwc岩样被驱出的累积水体积，cm3；Vp岩样有效孔隙体积，cm3。油水密度差，gmL；H岩样的长度，cm;,实验中，可根据油气藏实际和实验的目的来选择湿相和非湿相流体，可以是气驱水、气驱油、水驱油或油驱水等。水驱油时岩样盒的安置位置如图926a所示，由于油的密度小于水的密度，驱出的油距离心机的轴近。而油驱水时岩样盒的安置位置如图926b，正好与水驱油反向。,四、不同测定方法的毛管压力的换算,1、压汞法所测得的PHg与半渗透隔板法下的气水毛管压力Pwg的换算,已知汞表面张力Hg480mNm，Hg

11、140，气水界面张力wg72mNm，wg0，则,压汞法所测得的毛管力的值约是半渗透隔板法所测得的毛管压力值的5倍,2、压汞法测得的毛管压力PHg与油层条件下的油-水毛管压力Pow的换算已知汞表面张力Hg480mNm，Hg140，油水界面张力ow25mNm，ow0，则,这说明实际油藏中，油水的毛管压力值约是压汞法测得毛管压力值的115。(图9-27）,3、半渗透隔板法(水-空气体系)测得的毛管压力Pwg与地下油水毛管压力的换算 已知油-水表面张力ow25mNm，ow0，水的表面张力wg72mNm，接触角wg0。则,实际油藏中油水的毛管压力值约是半渗透隔板法测得的毛管压力值的13，见图928。,4

12、、根据毛管力换算喉道半径r,把毛管压力曲线换算成喉道半径与湿相饱和度的关系曲线，或在毛管压力曲线的纵坐标上直接标出喉道半径。,图929 毛管压力曲线的定性特征,5、根据毛管力换算液柱高度,例91试将图928中K=200md岩心的室内毛管力曲线（右坐标），转换成以自由水面以上高度的坐标来表示油水饱和度的分布，设油藏条件下的wo=24mN/m，w=1088 kg/m3，o=848kg/m3，常压下水的表面张力wg=72 mN/m。,第三节 岩石毛管压力曲线的基本特征,主要包括以下三个方面：一、毛管压力曲线的定性特征 二、毛管压力曲线的定量特征 三、毛管压力曲线特征的影响因素,孔隙介质的毛管压力是湿

13、相或非湿相饱和度的函数。实际上，影响储油岩石毛管压力的因素除了湿相或非湿相饱和度外，还有储层岩石的孔隙大小、孔隙分选性、流体和岩石矿物的组成、毛管滞后等因素，因此不同岩石所测得的毛管压力曲线也就不同,一、毛管压力曲线的定性特征,图929 毛管压力曲线的定性特征,如图929所示，典型的毛管压力曲线一般可分为三段：初始段、中间平缓段和末端上翘段，曲线表现出两头陡、中间缓。在初始阶段，随毛管压力升高，润湿相饱和度缓慢降低，非湿相饱和度缓慢增加。其实这并不代表非湿相流体已真正进入岩石内部孔隙中，而是非湿相进入岩样表面凹坑或切开的大孔隙。,毛管压力曲线的中间平缓段表明非湿相在该压力区间逐渐进入岩石孔隙中

14、，并且逐渐向小孔隙推进。非湿相饱和度增大很快而相应的毛管压力变化则不太大。中间平缓段越长，表明岩石孔隙孔道的分布越集中，分选性越好。平缓段位置越靠下，说明岩石喉道半径越大。曲线的最后陡翘段表明非湿相进入岩心孔隙的量越来越小，毛管压力急剧升高，最后只有很少的孔隙还存在湿相流体，非湿相流体已不能把这些小孔隙中的湿相流体驱替出来。因而再增加压力，非湿相饱和度已不再继续增加。,二、毛管压力曲线的定量特征,描述毛管压力曲线的定量指标主要有排驱压力或阀压PT、饱和度中值压力Pc50和最小湿相饱和度Smin,图930 毛管压力曲线的定量特征,1、阀压或称排驱压力PT,阀压是指非湿相开始进入岩样时的最小的压力

15、，它对应于岩样最大孔隙的毛管压力。阀压又称为入口压力、门坎压力或排驱压力。般来说，毛管压力曲线中间平缓段延长线与非湿相饱和度为零处与纵坐标轴的交点所对应的压力就是排驱压力。岩石渗透性好，孔隙半径大，排驱压力PT较低，表明岩石物性较好；反之，亦然。因此由排驱压力的大小，可评价岩石渗透性的好坏。利用PT值，还可确定岩石最大孔隙半径及判断岩石的润湿性。,二、毛管压力曲线的定量特征,2、饱和度中值压力Pc50,饱和度中值压力Pc50是指在驱替毛管压力曲线上饱和度为50时相应的毛管压力值。此时对应的孔道半径是饱和度中值孔道半径r50，简称为饱和度中值半径。显然，Pc50值越小，r50越大，表明岩石的孔渗

16、特性越好。如果岩石的孔隙大小分布接近于正态分布，r50可粗略地视为岩石的平均孔道半径。,二、毛管压力曲线的定量特征,3、最小湿相饱和度Smin,最小湿相饱和度表示当驱替压力达到最高时，未被非湿相浸入的孔隙体积百分数。如果岩石亲水，则最小湿相饱和度代表了束缚水饱和度。反之，若岩石亲油，则Smin代表了残余油饱和度。最小湿相饱和度实际上是反映岩石孔隙结构的一个指标，岩石物性越好，其值越小。另外Smin值还取决于仪器的最高压力，当毛管压力曲线的陡峭段不平行于压力轴时，仍把它作为束缚水饱和度来考虑会造成误差，特别对于低孔隙、低渗透的岩样，其误差会更大。,二、毛管压力曲线的定量特征,三、毛管压力曲线特征

17、的影响因素,1、岩石孔隙结构及岩石物性,孔道大小的分布越集中，分选越好，毛管力曲线的中间平缓段也就越长并且越接近水平线。孔隙半径越大，则中间平缓段越接近横轴，毛管压力值越小。孔隙喉道大小及集中程度主要影响着曲线的歪度(又叫偏斜度)，它是毛管压力曲线形态倾向于粗孔道或细孔道的量度。大孔道越多，则毛管压力曲线越靠近左下方，称为粗歪度。反之曲线靠右上方，称为细歪度。,毛管压力曲线形态主要受孔隙结构，如孔道的分选性和孔道大小的影响。因此，可以根据毛管压力曲线形态，评估岩石储集性能好坏。图9-31给出了六种理想化的毛管压力曲线。显然，a代表的岩石具有极好的物性，而e代表的岩石物性极差。碳酸盐岩的双重介质

18、的特征可以从毛管力曲线上较清晰地反映出来，图9-32给出的就是典型的双重孔隙介质的压汞法毛管压力曲线。,三、毛管压力曲线特征的影响因素,图931几种类型储层的毛管压力曲线定性特征a分选好、裂隙均匀粗歪度 b分选好、裂隙均匀c分选好、裂隙均匀细歪度 d分选不好、裂隙不均匀略粗歪度e分选不好、裂隙均匀略粗歪度 f未分选、极不均匀,三、毛管压力曲线特征的影响因素,三、毛管压力曲线特征的影响因素,2、湿相饱和度变化方向,毛管力曲线特征还和湿相饱和度变化方向有关系，如图933所示。在饱和度相同的条件下，非湿相驱替湿相的驱替过程的毛管力总大于湿相自吸的吸吮过程的毛管力。这是由于润湿滞后引起的结果。由于润湿

19、滞后，前进角永远大于后退角，故在饱和度相同的情况下，吸吮过程的毛管力总是小于驱替过程的毛管力。,三、毛管压力曲线特征的影响因素,图933 饱和度变化方向的毛管压力曲线1驱替曲线 2吸吮曲线,三、毛管压力曲线特征的影响因素,3.储层岩石的润湿性,从图933还可以看出，油藏岩石润湿性不同，毛管力曲线也将不同。考虑到润湿性的不同，右图中的纵座标取负号表示。图934和图935给出了离心法测得的毛管压力曲线，图中虚线I是岩样完全饱和水后用油驱水测得的毛管力曲线，目的在于模拟油藏的束缚水饱和度；曲线是完成上述油驱水后，改用水驱油所得的毛管压力曲线；曲线是紧接着上述实验再用油驱水测得毛管力曲线。,三、毛管压

20、力曲线特征的影响因素,三、毛管压力曲线特征的影响因素,Aod为曲线的下包面积，Awd为曲线的下包面积。比较Aod、Awd面积大小，可以判断岩石的润湿性。若AodAwd，表明用油驱水所做的功大于用水驱油所做的功，即岩石是亲水的（如图935所示）；反之，若AodAwd、则表明岩石是亲油的（如图934所示）；若Aod=Awd则表明油藏岩石为中性润湿。,三、毛管压力曲线特征的影响因素,第四节、毛管压力曲线的应用,主要包括以下六个方面：一、研究岩石孔隙结构及评估岩石物性及储集性优劣 二、确定储层岩石润湿性 三、确定油层的平均毛管压力函数 四、确定油（水）饱和度随油水过渡带高度变化关系 五、用毛管压力回线

21、法研究采收率 六、计算岩石的绝对渗透率 七、评定工作液对储层损害程度,利用储油岩石的毛管压力资料可以直接或间接地确定储层的储渗参数，如孔隙度、绝对渗透率、相对渗透率、束缚水饱和度、残余油饱和度、岩石润湿性、岩石比面、孔隙喉道大小分布、驱油效率等等 一、研究岩石孔隙结构及评估岩石物性及储集性能优劣 这部分内容在上节3.2中已经叙述，不再赘述。,第四节、毛管压力曲线的应用,二、确定储层岩石的润湿性,1、面积比法 2、润湿指数和视接触角法,润湿指数W的定义为：,wo越接近于0，说明岩石的亲水性越强；wo越接近于90，说明岩石的亲油性越强。,三、确定油层的平均毛管压力J(Sw)函数,J(Sw)函数定义

22、为：,J(Sw)函数最初是基于因次分析推论出的一个半经验关系的无因次函数，后来则获得了试验上的证明，它是毛管压力曲线一个很好的综合处理方法。如图936所示，布朗(Brown)等人获得的实际资料，说明同一层内、同一种岩石类型的J(Sw)函数，具有较好的符合性,三、确定油层的平均毛管压力J(Sw)函数,四、确定油(水)饱和度随油水过渡带高度之间变化关系,油藏中油水之间以及油气之间不存在一个明显的分界面，而是存在一个油水或油气过渡带。毛管压力曲线的另一用途就是用来确定油藏中油水或油气过渡带的流体饱和度的分布。,但准确确定油水区的厚度，还要结合相对渗透率曲线，由束缚水饱和度确定水不能流动的高度（见图1

23、029）。,图937过渡带中流体饱和度的分布示意图,四、确定油(水)饱和度随油水过渡带高度之间变化关系,五、用毛管压力回线法研究采收率,用压汞法测量毛管压力曲线时，先加压向岩样中注入非湿相来驱替湿相的过程所得到的毛管压力曲线称为驱替型毛管压力曲线，简称驱替曲线又叫注入曲线；然后降压驱替非湿相得到毛管压力曲线，称之为吸入曲线又叫退出曲线。压汞法实验中，把驱替叫作注入，把吸入称为退出。,毛管压力回线的测定至少包括压汞、退汞和重压汞三个过程。,图938中的毛管压力曲线包括次注入(曲线)、退出(曲线W)和二次注入(曲线R)。一次注入时压力从零到最高压力，湿相饱和度从100降至Swmin(最小湿相饱和度

24、)，而非湿相饱和度从0到最大值Snwmax。退汞过程中，压力从最大值降为零，但非湿相并不全部退出，部分汞因毛管力作用而残留于岩石中(残余汞饱和度SR)。一次注入和二次注入所得的最小湿相饱和度Smin是一样的。二次注入曲线与退出曲线构成一闭合环，称为滞后环，即图938中R-W环。,五、用毛管压力回线法研究采收率,根据毛管压力曲线上的最大汞饱和度和残余汞饱和度，沃德洛(Wardlaw，1976)把降压后退出的汞体积与降压前注入的汞总体积的比值叫作退出效率Ew，即：,五、用毛管压力回线法研究采收率,六、计算岩石的绝对渗透率,这里直接给出由压汞法毛管压力曲线计算绝对渗透率的公式，其原理及推导过程详见第

25、十章4.,K-计算的渗透率；-孔隙度；SHg-水银饱和度；Pc-毛细管压力；-岩性系数或岩性因子，无因次量。,七、评定工作液对储层的损害程度,1984年由 等人提出应用高速离心机所测得的毛管压力曲线，在室内快速评定油井工作液对储层的损害或增产措施的效果的方法。其原理是，如果地层受到损害，则毛管压力曲线表现出高的入孔压力和高的束缚水饱和度，即曲线向右上方移动。因此，通过对比岩样在接触工作液前后毛管压力曲线特征的变化，可判断储层是否受到损害以及评价各种工作液中添加剂的处理效果。最后，用毛管压力曲线还可计算岩石的相对渗透率，这部分内容将在下第十章4中进行讨论。,1、实验室内由水驱气资料确定的J(Sw)函数如下表：,已知油藏数据：孔隙度=0.30,渗透率K=300md，原油密度o=0.80g/cm3；水的密度w=1.0g/cm3;水-油界面张力:wo=30dyn/cm，水-油接触角：wo=30 气-水界面张力：gw=45dyn/cm，气-水接触角：gw=0 试计算油藏油-水过渡带厚度，油-气过渡带厚度。,作业,