相对渗透率ppt课件

1、第四节 饱和多相流体岩石的渗流特征,一、 有效渗透率和相对渗透率的概念,1、绝对渗透率,当岩石孔隙为一种不与岩石发生反应的流体100饱和，层流流动时测得的渗透率,绝对渗透率只是岩石本身的一种属性,与通过岩石的流体性质无关,2、有效渗透率,当岩石孔隙中饱和两种或两种以上流体时，岩石让其中一种流体的通过能力称为有效渗透率或称为相渗透率,岩石的有效渗透率之和总是小于该岩石的绝对渗透率,岩石的有效渗透率是岩石自身属性、流体饱和度及其在孔隙中的分布的函数,而流体饱和度及其分布后者与润湿性等有关,指岩石孔隙中饱和多相流体时,岩石对每一相流体的有效渗透率与岩石绝对渗透率的比值,3、相对渗透率,油相的相对渗透

2、率,气相的相对渗透率,水相的相对渗透率,同一岩石的相对渗透率之和总是小于1,二、 相对渗透率曲线特征,相对渗透率与含水饱和度的关系称为相对渗透率曲线,A区： SwSwi,B区： SwiSw1-Sor,C区： Sw1-Sor,油相流动,油、水相流动；随Sw的增大，Kro急剧降低，Krw增大,水相流动,束缚水饱和度,残余油饱和度,三、影响相对渗透率曲线的因素,1、润湿性,润湿性对相对渗透率曲线的影响如下,1)在含水饱和度一定时,随着岩石亲油程度增加,油的相对渗透率逐渐降低,水的相对渗透率逐渐增加。在相对渗透率曲线上表现为Krw=0的位置及曲线的交叉点左移,2)亲水岩石的油、水相对渗透率曲线交点的对

3、应饱和度数值大于50%,亲油岩石对应的饱和度数值小于50,3)亲水岩石的束缚水(共存水)饱和度一般大于亲油岩石的束缚水饱和度,一般情况下，当岩石润湿性由亲水向亲油转化时,油的相对渗透率趋于降低,水的相对渗透率趋于升高,2、饱和顺序的影响,非湿相：任何饱和度下吸吮的总是低于驱替的相对渗透率,湿 相：吸吮时的与驱替时的相对渗透率曲线重合,解释：在驱替过程中,非湿相首先窜入大孔隙中央,且非湿相是连续的,故其相对渗透率较高；在吸吮过程中,湿相沿孔隙壁面流动,同时驱动孔隙中间的非湿相,随湿相饱和度的增加,越来越多的非湿相变为不连续相,因此影响了非湿相的相对渗透率,3、岩石孔隙结构的影响,低渗小孔隙岩心及

4、大孔隙连通性不好的岩心刚好与此相反,高渗大孔隙连通性好的岩心：两相渗流区范围较大,共存水饱和度低,端点(共存水饱和度及残余油饱和度点)相对渗透率高,4、温度的影响,温度升高,束缚水饱和度增加,油相相对渗透率增加,水相相对渗透率降低；温度对相对渗透率影响的基本特征是整个X形曲线右移,岩石表面吸附的活性物质在高温下解附,使大量水转而吸附于岩石表面,使岩石变得更加水湿；此外,温度升高,会导致岩石热膨胀,使孔隙结构发生变化,渗透率也随之发生改变,4、其它因素的影响,毛管压力,流体粘度,润湿相趋向于占据小孔隙,非湿相占据着较大孔隙, 增加了两相相对渗透率之间的差异,一种观点：流体粘度对相对渗透率没有影响

5、。 另一种观点：当非湿相粘度很高并且大大高于润湿相时,粘度可以对相对渗透率产生影响,四、相对渗透率曲线的测定,1、稳定法,达西公式,恒水、油比驱替,末端效应,它是两相流体在多孔介质中流动过程中，出现在出口末端的一种毛管效应,其特点是： (1)距离多孔介质出口末端端面一定距离内湿相饱和度过高； (2)出口端见湿相出现短暂的滞后,消除末端效应的方法: (1) 提高流速：降低毛管力作用,以减小末端效应; (2) 三段岩心法：使末端效应不在测试岩心中发生,2、不稳定法,测量恒定压力时油水流量或恒定流量时的压力,3、根据毛管力曲线计算,4、用经验统计公式计算,5、用矿场资料计算,1.预测水驱油藏的最终采收率,2.计算产水率,五、相对渗透率曲线的应用,分流量方程,则,产水率 变化速度,3.确定自由水面位置,100%产水面位置,最大含水饱和度,前缘后平均含水饱和度Swfavg,4.计算前缘含水饱和度和前缘后平均含水饱和度,前缘含水饱和度,5.计算无因次采油（液）指数随含水变化曲线,无因次 采油指数,无因次 采液指数,不考虑注水开发过程中绝对渗透率的变化,6.确定采出程度R与含水fw的关系,7.计算流管法采收