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AB 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 D oil-CO2 D oil-gas 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。P 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注水油油 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WairwgHgairWWWOOO 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。LGgLgsLsS 讨论：90o 极性差异Lsgs水湿；90ogs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LSLs1cm2LSGgLgs 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。WOWO加入活性剂除去活性剂亲水表面WOWO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)。12OW 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。WO1WO2WO31 2V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WO对于饱和水的岩样放入吸油仪吸油仪中，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PcrRWOW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。hPw bWBpobPw apoaOAWA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；r1r2r3油气过渡带厚度?w-o2cos1cos2h吸入吸入h驱替驱替SW吸入吸入SW驱替驱替 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吸入吸入 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 r4r3r2B 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。BC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。EF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，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SwJ(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+OWOhE 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。_|1000IRWSHg%SRSmaxSminI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)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 RPIII 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 Pr2,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=0txLtL水 1油 2p1p2p1p2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 V2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,PC为动力,PQO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：2r2r0p1p2L 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=3cmp=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：多相共渗时，共用同一渠道的各相流体相互干扰，不尽要克服粘滞阻力，还要克服毛管力Pc，附着力和由于液阻现象增加的附加阻力。对某一相而言，其它相的存在实际降低了该相的流动空间。3、相对渗透率 定义:多相共渗时,某一相流体的有效渗透率与岩石的绝对渗透率之比。通式：Kro =Ko/K；Krg =Kg/K；Krw=Kw/K 由例三可知：油、水的相对渗透率：结论：尽管Sw+So=100%，但 Kro+Krw=72%100%。即：多相共渗时,同一岩石中，各相流体的相对渗透率之和总是小于1或小于100%。对比一下实验结果：Sw/So=70/30=2.33 倍 Krw/Kro=0.6/0.12=5倍 若Sw增加 10%，即：Sw=80%，So=20%，Krw和Kro之间是否仞然是 5 倍关系？通过做实验，得到了它们之间的关系 采用相对渗透率曲线来描述。二、相对渗透率曲线特征及影响因素 定义:相对渗透率与饱和度之间的关系曲线，称为相对渗透率曲线。1、相对渗透率曲线特征KroKrw0 20 40 60 80 100C0.20.40.60.8油水相对渗透率曲线油水相对渗透率曲线Sw%1.0BASwiSor (1)典型的油水相对渗透率曲线为X型交叉曲线。其纵坐标为两相各自的相对渗透率Kri(Kro，Krw)，横坐标为Sw 从0 1 增加，So从10 减小。即:Sw:0 20 40 60 80 100 (%)So:100 80 60 40 20 0 (%)(2)Kri=Ki/K 分母K:A、用气测的岩石绝对渗透率K。B、用100%饱和地层水的岩石渗透率。C、用端点渗透率,即在残余油饱和度Sor 下,测得的水相渗透率Kw,记为Kw0;在束缚水饱和度Swi下,测得的油相渗透率Ko,记为Ko0。在采用微乳液体驱油时，对于油.水.和微乳液这三相体系,在同一饱和度下，可以对比各相流体的流动能力的强弱。(3)两相相对渗透率曲线(该曲线分为三个区域)A区：称为单相(纯油)流动区。曲线特征为：Sw Swi,1-Swi So 1;Krw=0,Kro 很高且接近1，稍有下降。地下情况：水不流动，水占据孔隙边角处及颗粒表面，对油流动影响很小，Kro 下降很小。油则处于大的易流动的流通网络中。原因：若岩石亲水,则水以水膜的形式覆盖于岩石颗粒表面及滞留在极小孔隙中,没有足够大的压差是不能流动的,油占据主要的流通通道,因此Kro受水的影响很小。B 区：称为油水同流区(共渗区)。曲线特征为:Swi Sw 1-Sor ,随着Sw 的增大，Krw 增加和Kro下降。地下情况：油水同时流动，相互作用，相互干扰，阻力效应最明显，Kro+Krw出现最低值。(i)当Sw 较小时，水容易被油流冲断，失去连续性，容易产生液阻效应，使Kro急剧下降。(ii)当Sw较大时，油容易被水流冲断，失去连续性，容易产生油滴或油珠，从而造成液阻效应，使Kro下降。(iii)当Sw适中时，油水沿各自的一套渠道流动。C区：称为纯水流动区。曲线特征为：1-Sor Sw Swi,So Sor,Sg Sgr (B)当非湿相饱和度未达到100%时,其Krnw 几乎可以达到 1(100%);而湿相饱和度必须达到 100%时,其Krnw才能达到100%。(C)两相共渗时,尽管Si=1,但Kri 20%25%50%Sw 50%最大含水饱和度下的相对最大含水饱和度下的相对渗透率渗透率(Kri0)Krw 50%或接近或接近1 饱和顺序是指测定相对渗透率的实验过程是采用驱替过程还是吸入过程。实验1：将亲水岩心，先饱和水，用油驱替水，得到驱替相对渗透率曲线；实验2：将同一一块亲水岩心，先饱和油，用水驱替油，得到吸入相对渗透率曲线。湿相饱和度%10020相对渗透率%100 注意：对于湿相流体在驱替和吸入两过程中，其Krw曲线重合，因为它只是湿相流体饱和度的函数；而非湿相流体的Krnw曲线有较大的差异；吸入过程的相对渗透率总是小于驱替过程的相对渗透率的数值。这种现象称为滞后现象。由于饱和顺序对所测相对渗透率影响较大，因此，做实验时，应该根据油田上的实际开采情况即是驱替过程还是吸入过程来做，以便得到符合实际的Kri Sw 曲线。(3)岩石孔隙结构的影响 K 高，r 大的地层，油水两相共渗区大，Swi 小；K 低，r 小的地层，油水两相共渗区小，Swi 大。因为大孔道具有比小孔道更大的渗流通道，油水不能流动的小孔道很少。(4)温度对相对渗透率的影响 P图 3-94，A.温度升高,束缚水饱和度增大。两相Kri曲线相交 的交点向右移动。原因：A.亲油岩石表面吸附的极性物质在高温下解附,使水吸附在岩石表面;B.岩石亲水性增强,接触角减小,含油孔道转化为含水孔道;C.温度升高,岩石膨胀,孔隙结构改变;D.温度改变,油水粘度比改变。从而使相对渗透率曲线改变。(5)其它因素的影响 o,准数 =/KP 总之：在分析和使用相对渗透率曲线时必须注意实验的测试条件是否与地层情况相一致。应尽量在保持地层条件如岩石润湿性、流体、温度、压力、及驱替过程的情况下进行测试,才能较真实地反应地下渗流规律。三、相对渗透率曲线的测定和计算 Kri Sw曲线的获取方法:直接法:稳定法和不稳定法;间接法:Pc曲线计算法,矿场资料计算法,经验公式 计算法。1、稳定法(以O-W系统为例)(1)原理:稳定流动时的达西公式。泵泵 油油水水岩心岩心 泵泵Qo，Qw油水计量器油水计量器 当 Sw=const，Qi 进=Q i 出(i=O,W)时,说明岩心中油水两相流动达到稳定状态,Ko,Kw一定,算出Ko,Kw,Kro,Krw;改变岩心中的 Sw,重复上述步骤,可以得到不同Sw 下的Kro,Krw。(2)确定岩心中So，Sw的方法：前采用物质平衡法，称重法，电阻率法，示踪剂法。从泵中流出Qo=40%，流出Qw=60%，问岩心中So=40%，Sw=60%，对吗.？不对。所以测量时还必须同时测一下岩心中的油水饱和度。A、物质平衡法(又称为体积法)原理：Q流进-Q流出=岩心中积聚量式中：Sj测试点j 相的饱和度；VT 稳定之前,进入岩心油水总体积,cm3;fj j 相占总流量的百分数;VjT j 相流出岩心的总体积,cm3;VP 岩心孔隙体积,cm3 ;Sj I 前一测试点,j相在岩心中的饱和度。B、称重法 该方法是利用油水两相的密度差不同，当岩心中所含油水体积不同(饱和度不同)时,则岩心和流体的总重量也不同。式中：W 岩样总重，g；Wd 干岩样重，g；VP 岩样孔隙体积，cm3；o,w油水密度，g/cm3 。该方法是一种很好的确定So，Sw的方法。缺点：每一个测量点称重时，需要中断实验。2、不稳定法(非稳定法)(1)测试理论 该方法是以水驱油基本理论为出发点,So，Sw在岩石中的分布是水驱油时间和距离的函数,恒定压差,测出不同时间 t 下的Qo,Qw;算出Kro,Krw,Sw。(2)计算公式 泵泵水水岩心岩心测测 t，Vo，Vw，Vo+Vw 饱和油的岩心饱和油的岩心 Sw2 岩心出口端面的含水饱和度；Vi 油水累积注入量。fw,fo 分别为水，油的分流量(流量百分数);条件:i)压差足够大;ii)线性流,截面上流速是恒定的,流体不可压缩。(3)测定步骤 i)测定岩石的绝对渗透率K绝:用 100%饱和水的岩心,在压差P下测定Qw;ii)油(10 倍Vp 的油)驱水,测得驱替过程中的Kro,Krw,束缚水饱和度下的油相端点渗透率Ko0;从而得到驱替过程的相对渗透率曲线；iii)水(10倍Vp的水)驱油,测得吸入过程中的Kro,Krw,残余油饱和度下的水相端点渗透率Kw0,从而得到吸入过程的相对渗透率曲线。(4)稳定法和不稳定法优缺点比较 优点：i)稳定法的结果可靠,应用广泛,公式可靠;ii)不稳定法测试时间t短,仪器设备少;缺点:i)稳定法的测试时间t 长,须测定So,Sw;ii)不稳定法的假设条件不严格,结果不完 全可靠,只是一个定性值。(5)端点效应(出口末端效应和入口端效应)末端效应 多孔介质中两相流动在出口端出现的一种毛管效应。其特点是：i)末端的湿相流体饱和度偏高;ii)出口端面见水滞后，Pc力图阻止水流出出口端。消除末端效应的方法：i)增大实验压差P;ii)三段岩心法:在测试岩样前.后各加上 2cm 长的岩心;iii)在岩心接触面之间加上润湿性和渗透率相同的材料。3、毛管力曲线计算法 Pc Sw 曲线 平缓段高低,长短反映了岩石孔隙结构;Kri Sw曲线也反映了岩石孔隙结构。因此，两条曲线都反映了岩石孔隙结构，直接与湿相流体和非湿相流体饱和度有关。因而可以根据岩石内流体饱和度的变化来计算Kro，Krw。(1)岩石绝对渗透率的计算 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:则：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 作法如下：测出毛管压力曲线（Pc Sw 曲线），作成 1/PC2 Sw 曲线，并求出该曲线下包面积，即可算出岩石的绝对渗透率。(2)油、水的相渗透率 和相对渗透率的计算Pc1/Pc2Sw%1000 引入：孔隙介质中只有一种流体饱和时的遇曲度；wt湿相的遇曲度；nwt 非湿相的遇曲度；rwt=/wt湿相的遇曲度比值；rnwt=/nwt非湿相的遇曲度比值。4、用经验统计公式计算相对渗透率 勒克(LaKe),1985 采用的三相相对渗透率的计算公式:5、矿场资料计算法 (1)油气的相对渗透率计算(平面径向流)油相:气油比R(未考虑油中仍溶有气时):若考虑到在地层条件下气体在油中的溶解度Rs，则总的气油比为：So，Sg由物质平衡方法计算，即：式中：N原始地质储量；NP 累积采油量；Boi，Bo 原始地层压力和目前压力下油的体积系数。(2)油水相对渗透率的计算 注水开发油田,式中：Rw 生产水油比；So由物质平衡法求得：四、相渗透率和相对渗透率曲线的应用 相对渗透率曲线是研究多相渗流的基础,它在油田开发计算,动态分析,确定储层中油水气饱和度分布中都是必不可少的重要资料 1、计算油井产量和流度比 Ko=K Kro Kw=K Krw 流度:流体的有效渗透率与其粘度之比。反应了流体流动的难易程度。流度比：指驱替相的流度与被驱替相的流度之比。由前面的例子可知：o=3mPas,w=mPas虽然油水 粘度差 3 倍，但Sw=70%，So=30%，饱和度相差2.33 倍,使相渗透率相差5 倍,(Kw=0.225 m2,Ko=0.045 m2),最后使油水流量相差 15 倍,水的流度水的流度油的流度油的流度表示水驱油的流度比；表示气驱油的流度比；即：流度比对预测驱替相的波及范围和采收率具有十分重要的意义。2、确定储层中油水的饱和度分布.油水接触面位置及产纯油的闭合高度 由Kri Sw 曲线很容易求得Sor、Swi 下的Krw、Kro,以及不同Sw下的Kri,再结合Pc Sw 曲线,就可知自由水面以上的高度h,从而可以划分纯油区,纯水区,油水同产区。ABC产纯油油水同产产纯水100%含水油水混合带20 80 100Sw%液柱高度，m相对渗透率KroKrwSwiSor 3、利用相对渗透率曲线分析油井产水规律 产水规律:随着地层中含水饱和度增大,产水率的变化。产水率：指油水同产时总液量Q=Qw+Qo 中产水量Qw所占的百分数。fw 是Sw 的函数。根据不同的Sw求出不同的fw fw Sw关系曲线。分流方程 曲线的特点：随Sw上升，开始、最后fw 增大不多。中间段fw上升最快。分析大量的Kri曲线有：含水饱和度(Sw),%产水率(fw),%20 40 60 80 10020 40 60 80 100fw(Sw)0 1 2 3 4 讨论：i)随着油水两相流度比M=(Kw/w)/(Ko/o),含水率fw,油越稠(w o),含水率越高,因此稠油油层一旦见水后,产水率 fw增大很快。ii)Sw,fw 也。iii)fw Sw曲线的两端缓,中间陡,说明在油水过渡带不同位置的油井,其产水率不同。在注水开发时，应尽量延缓水的上升速度，尽量多采油。fw上升速度的快慢与Sw 的关系:式中a，b 可以由相对渗透率曲线用图解法或计算法求得。含水饱和度(Sw),%ln(Ko/Kw)