油水相对渗透率曲线复习课程.ppt

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1、油水相对渗透率曲线前 言相对渗透率表示成饱和度的函数，但它还受岩石物性、流体性质、润湿性、流体饱和顺序以及实验条件的影响。实际上，相对渗透率很聪明地把所有影响两相渗流的因素都概括到这条曲线中，使其能把单相渗流的达西定律应用到两相渗流中。前面几项是储层的固有属性，而实验条件是我前面几项是储层的固有属性，而实验条件是我们如何获得有代表性相对渗透率曲线的关键们如何获得有代表性相对渗透率曲线的关键。下面，我们首先介绍影响相对渗透率曲线的因素。影响相对渗透率曲线的因素岩石孔隙结构的影响 由于流体饱和度的分布及流动渠道直接与岩石孔隙大小，几何形态及其组合特征有关，因而孔隙结构会直接影响相渗曲线。1.毛细管

2、;2.白云岩;3.未胶结砂岩;4.胶结砂岩 影响相对渗透率曲线的因素高渗，大孔隙砂岩两相共渗区范围大，共存水饱和度低，端点相对渗透率高；孔隙小，连通性好的岩芯共存水饱和度高，两相流覆盖饱和度范围较窄，端点相对渗透率也较低；孔隙小，连通性又不好的岩芯两相区和端点相对渗透率都低。影响相对渗透率曲线的因素润湿性的影响从强亲油到强亲水，油相相对渗透率逐渐增大，水相相对渗透率逐渐减小，相对渗透率交点右移。润湿性的影响与油水在岩石孔隙中的分布有关。亲水：水在小孔隙或岩石表面或边角；亲油：水呈水滴或在孔道中间 影响相对渗透率曲线的因素用相对渗透率曲线可以判断润湿性经验法则（1）水湿 油湿 束缚水饱和度 20

3、-25 50%50%Kw(Sor)50%（2）如果气油相对渗透率曲线中的油相相对渗透率与水油相对渗透率曲线中的水相相对渗透率相近，则岩样是水湿的；注意注意：此方法只能用于强润湿行为的定性判断，对于此方法只能用于强润湿行为的定性判断，对于中间润湿性或混合润湿性，则无规律可循中间润湿性或混合润湿性，则无规律可循。影响相对渗透率曲线的因素流体粘度比的影响 当粘度比相差不大时，基本没有影响。影响相对渗透率曲线的因素流体粘度比的影响 当非湿相粘度很大时，非湿相的Knw随非湿相/湿相粘度比增加而增加，并且可以超过100%；而湿相Kw与粘度比无关。粘度比的影响随孔隙半径增大而减小，当K1达西时，其影响忽略不

4、计。这可用水膜理论来解释润湿膜起润滑作用。影响相对渗透率曲线的因素流体形态的影响有表面活性剂存在时，油水相态有三种：油为分散相，油为分散介质，乳化状态。油水在孔隙介质中共同渗流，分散介质的渗流能力会大于分散相。影响相对渗透率曲线的因素饱和历程的影响滞后现象其滞后现象是由毛管压力滞后引起的。非湿相的相渗受饱和顺序的影响要远大于对湿相的影响；湿相的驱替和吸入过程的相渗曲线比较接近。影响相对渗透率曲线的因素温度的影响温度升高，Swi增高，在相同Sw下，Kro提高，Krw略有降低，岩石变得更加水湿。机理是：温度升高，分子热运动增大，使原油粘度降低，表面吸附层变薄，流动孔道增大，流动阻力降低，而使Kro

5、有所提高。当然，岩石热膨胀会使孔隙结构发生变化，而带来影响。影响相对渗透率曲线的因素驱替速度和界面张力的影响随(/v)值减小，两相相对渗透率都增大，两相共同流动范围变宽。显然，这与非连续相的流动有关。应当注意；使非连续相流动值必须呈数量级变化，只有使 0.1时，随着E的增加，油和水的相对渗透率都降低；在E 1 M Krwroo/w I 为非稳定性数；v 表观速度；d 岩芯直径；影响非稳态相对渗透率测定的影响非稳态相对渗透率测定的因素因素对水湿情况：I应小于4152；毛细管作用阻滞了指进的增长，并且，由于Krwro 1,即使o/w值较大，M也小于1。因此多半是稳定的。对油湿和混合润湿情况：指进比

6、较严重，I应小于74。毛细管作用与粘性指进要求驱替条件正好矛盾：因为毛细管作用趋向于减弱粘滞的不稳定性，在低速下，指进小，但毛细管末端效应大，而在高速下，指进大，毛细管末端效应小。随着非稳定数I增加，油相渗透率降低，水相渗透率增高，油指数增大，水指数减小；Sor随非稳定性加剧而升高。影响非稳态相对渗透率测定的影响非稳态相对渗透率测定的因素因素非均质性的影响非均质性加剧了粘性指进的作用，特别对油湿和混合润湿性更为明显。对层状非均质用非均质性参数描述:H=q*(Kb/Kl)(/L)Kb：最高渗透层渗透率；Kl：最低渗透层渗透率；：非均质性的特征宽度；L：体系长度；q*=1/E。非均质性增大，会使用

7、JBN方法获得的油相相渗透率降低，水相渗透率增加。影响非稳态相对渗透率测定的影响非稳态相对渗透率测定的因素因素这些参数的临界范围如表：油黏度低，介质均匀，那么只有E和Nca是重要的；对于黏度高的油，I的重要性增强，对于非均质岩石，H也是重要的。这些参数的临界范围与润湿性息息相关。参数参数 E Nca I H临界范围临界范围水湿水湿混合润湿混合润湿油田范围油田范围实验室范围实验室范围0.011 0.010.01-1010-510-8 10-610-8-10-5415274 105 0Pc 0，高高SwSw下，下，Pc 0Pc 0，毛细管末端效应比较弱，而流速和总毛细管末端效应比较弱，而流速和总流

8、量影响较大，建议在油田速度下进行测定，流量影响较大，建议在油田速度下进行测定，并且其注入倍数要远远大于标准规定的并且其注入倍数要远远大于标准规定的 20 20 PVPV；相对渗透率曲线的异常双河油田1985年底异常相渗曲线统计结果相对渗透率曲线的异常典型的异常相渗曲线典型的异常相渗曲线相对渗透率曲线的异常海外某油田砂岩样品海外某油田砂岩样品相对渗透率曲线的异常p孔隙结构的微观非均质性p岩性（砾岩等）差异p粘土矿物的水化膨胀p地层微粒尤其是非粘土微粒的运移堵塞p实验条件的控制或操作不当导致相对渗透率曲线异常的主要原因克服此类异常的方法中高渗透性砂岩克服此类异常的方法选择水驱速度：以克服末端效应为

9、主水相含盐度：采用地层水配方低渗透性砂岩选择水驱速度：不得大于临界流速水相含盐度：采用高于临界盐度的标准盐水原油老化有人提出，应用相对渗透率在高含水饱和度下的有人提出，应用相对渗透率在高含水饱和度下的S S型型特征、流动方向逆转时相对渗透率端点的变化（颗特征、流动方向逆转时相对渗透率端点的变化（颗粒运移），来判断地层伤害。粒运移），来判断地层伤害。几点看法相对渗透率曲线四个端点的重要性数值模拟中基本不调四个端点，其他都是可调的。1.束缚水饱和度三种建立束缚水饱和度方法的比较看出，油水驱替法更接近原始水饱和度。几点看法残余油饱和度：水驱倍数很关键，目前标准20倍孔隙体积恐怕不够，特别对混合润湿性

10、油田更是这样。检查井资料就说明了这个问题。几点看法用数值模拟方法求取相对渗透率曲线是较好的方法 由于JBN方法有很多限制，如果末端效应基本克服，四个端点测定无误的话，那么，应用考虑毛细管力的数值模拟软件，对采出量和压力进行历史拟合，求取曲线指数，就可以克服那些限制，而获得完整的相对渗透率曲线。稳态方法更适合于非均质岩芯和混合润湿性岩芯 在油藏条件下进行相对渗透率测定的重要性特别是温度、围压（非胶结岩芯和有层理的岩芯）几点看法要研究的问题低渗透和超低渗透岩芯的相对渗透率曲线测定问题1.稳定流法时间太长，基本不能用；2.非稳定流法的JBN法问题太大：毛细管末端效应问题 目前达西公式适用性问题启动压

11、力 孔隙度太小，孔隙体积小的计量问题要研究的问题三次采油中的相对渗透率曲线问题1.聚合物的假塑性流体问题，粘度不是常数；2.复合驱中残余油启动问题，由非连续相变成连续相是否还符合达西定律？水驱后注化学剂与一开始就注化学剂在渗流上机理上有何不同？3.泡沫驱中泡沫在压力下体积变化问题，与普通三相相对渗透率由甚麽不同？4.CO2驱中CO2在水中溶解问题，这种三相相对渗透率曲线怎样处理？总之，三次采油中各种物理化学渗流问题还是国内外没解决的，国外还没提到议事日程上来，而我国三次采油的发展就要求我们油层物理的研究人员尽早解决这些问题。谢谢大家!此课件下载可自行编辑修改，仅供参考！此课件下载可自行编辑修改，仅供参考！感谢您的支持，我们努力做得更好！谢谢感谢您的支持，我们努力做得更好！谢谢