油层物理学成都理工ppt课件

1、油层物理学课件,成都理工大学 能源学院,第一章 储油气岩石的物理性质,第一节 储集岩的孔隙空间和孔隙类型,一、 储集岩的孔隙空间和孔隙结构,岩石中未被矿物颗粒、胶结物或其它固体物质填集的空间称为岩石的孔隙空间。岩石孔隙空间，最主要的构成是孔隙和喉道。岩石颗粒包围着的较大空间称为孔隙，而仅仅在两个颗粒间连通的狭窄部分称为喉道。 砂岩储集岩的孔隙大小和形状取决于砂子颗粒相互接触的关系以及后来的成岩后生作用所发生的变化。孔隙喉道的大小和形态主要取决于砂岩的颗粒接触类型和胶结类型，砂岩颗粒本身的形状、大小、圆度和球度也对孔隙及喉道的形状有直接影响,孔隙分为连通孔隙、死胡同孔隙、微毛细管束缚孔隙和孤立的

2、孔隙四种，其中连通孔隙是有效的,图1-1-1 砂岩储集岩的孔隙和喉道 1-连通孔隙；2-喉道；3-死胡同孔隙； 4-微毛细管束缚孔隙；5-颗粒；6-孤立的孔隙,孔隙与喉道的相互配置关系，每一支喉道可以连通两个孔隙，而每一个孔隙则至少可以和三个以上的喉道相连接，最多有的可以与六个到八个喉道相连通。孔隙反映了岩石的储集能力，而喉道的形状、大小则控制着孔隙的储集和渗透能力。 碳酸盐岩的储集空间比较复杂，次生变化非常强烈，可以产生大量次生孔隙，再加上裂缝常常很发育，使碳酸盐岩储集层具有岩性变化大、孔隙类型多、物性变化无规律等特点,碳酸盐岩的储集空间包括孔隙、洞穴和裂缝空间。孔隙可以容纳油气，并在一定程

3、度上起到连通作用。裂缝分布不规则，在裂缝发育的地层也具有容纳油气的能力，但主要起连通作用。洞穴往往与裂缝共生，在洞穴发育的储层中，它也是一种储集油气的空间,图1-1-2 碳酸盐岩的储集空间 1-基质孔隙；2-喉道；3-裂缝； 4-洞穴；5-基质,碳酸盐储集岩中，除由于溶洞、裂缝及次生孔隙的发育，因此其孔隙结构有特殊性。 碳酸盐储集岩中，孔隙结构是指岩石所具有的孔、洞、缝的大小、形状和相互连通关系,二、 砂岩储集岩的孔隙类型,粒间孔、溶蚀孔、微孔隙和裂隙。 前三种类型与岩石结构有关，裂隙则可与其它任何孔隙共生,砂岩中存在四种基本孔隙类型,所有的砂岩最初都有粒间孔，常常是渗透好、孔喉大。溶烛孔是由

4、于碳酸盐、长石、硫酸盐或其它易溶物质的溶解造成的。具溶蚀孔隙的砂岩储集性可以从极好到极差，这取决于孔隙和喉道的大小以及孔隙空间的相互连通性。孤立的溶孔并不会改病善渗透能力。对低渗透岩石来说，当溶孔互不连通时，它的渗透率仍然很低。含有较多粘土矿物的砂岩则有大量的微孔隙，其特征常常是高比面、小孔径；低渗透性和高含水饱和度，并且对淡水的粘土膨胀灵敏度增加。裂隙只占总孔隙空间的百分之几，但它将提高任何一种储集岩的渗滤能力,孔隙类型及孔隙几何形状均随成岩作用而发生变化。从大孔隙演变成微孔隙；矿物被溶解而形成孔隙；以及孔隙从部分到全部被沉淀矿物所占据。 孔隙类型很少是单一的，大多数储集岩中有多种孔隙类型共

5、存，构成不同的孔隙组合。 （1）粒间孔隙 砂岩为颗粒支撑或杂基支撑，含少量胶结物，在颗粒问的孔隙称为粒间孔隙。以粒间孔隙为主的砂岩储集岩，其孔隙大、喉道粗、连通性较好。无论从储集能力或渗滤能力的观点来看，最好的砂岩储集岩是以粒问孔隙为主的,2）杂基内的微孔隙 包括泥状杂基沉积在石化时收缩形成的孔隙及粘土矿物重结晶晶间孔隙。高岭土、绿泥石、水云母及碳酸盐泥杂基中均具此类孔隙。杂基内的微孔隙极为细小，宽度一般小于O.2微米。此种孔隙虽然可以形成百分之十几的孔隙度，但渗透能力极差。杂基内的微孔隙几乎在所有的砂岩中均有分布。 （3）矿物解理缝和岩屑内粒间微孔 长石和云母等解理发育的矿物常见有片状或楔形

6、解理缝，其宽度大都小于O.l微米。此类微孔隙的储集特征比杂基内的微孔隙更差，因为它常呈一端敞开的“死胡同孔隙”，故它一般是不含烃的无效孔隙,4）纹理及层理缝 在具有层理和纹层构造的砂岩中，由于不同细层的岩性或颗粒排列方向的差异，沿纹理成层理常具缝隙，储渗意义不大。 （5）溶蚀孔隙 溶蚀孔隙是由碳酸盐、长石、硫酸盐或其它可溶组分溶解而形成的。可溶组分可以是碎屑颗粒、白生矿物胶结物或者交代矿物,1）溶孔 不受颗粒边界限制，边缘呈港湾状，形状不规则。 2）颗粒内溶孔和胶结物内溶孔 早期易溶矿物交代颗粒后被溶解形成粒内溶孔。如早期碳酸盐局部交代了长石，后来碳酸盐被溶解，致使长石具晶内溶孔或呈蜂离状。

7、3）铸模孔 包括颗粒的铸模孔和粒间易溶胶结物的铸模孔,溶蚀孔隙又可以分成以下几种类型,由于溶蚀孔隙往往是在原生粒间孔隙或其它孔隙的基础上发展起来的，故实际上不好区分。尤其是当原生粒间孔隙和次生溶蚀孔隙同时存在时，更是如此。仅具溶蚀孔隙的砂岩的储集性变化很大，可以从差到很好,6）晶体再生长晶间隙、胶结物的晶间孔 在许多致密砂岩中，石英的再生长明显地减少了原生的粒间孔隙，最后只在再生长的晶体之间保留了细小的四面体孔或片状缝隙(喉道)。石英再生长可以很明显地降低孔隙空间和渗透能力，有时几乎可以填满全部孔隙,7）裂缝孔隙 由于构造力作用而形成的微裂缝有时可以十分发育。微裂缝呈细小片状，缝面弯曲，绕过颗

8、粒边界，其排列方向受构造力控制。在砂岩储集岩中，裂缝宽度一般为几微米到几十微米,仅由裂缝造成的孔隙度很小，通常小于1，但能提高储集层的渗透能力。裂缝性储集层的初产量一般较高，如果没有良好的孔隙层，则产量很快就会下降,图1-1-3 砂岩储集岩的孔隙类型示意图,三、 碳酸盐岩的孔隙类型,碳酸盐岩孔隙的分类及命名，乔奎特等按受组构控制及不受组构控制将碳酸盐岩孔隙划分为三大类十五种基本类型，如图1-1-4所示,图1-1-4 碳酸盐岩的孔隙分类命名 （据Choquette; p.p.w. Pd = 0.204MPa（压汞法）。求(1）岩样的非润湿相饱和50时所需要的油柱高度h50；(2)驱替水所需要的油

9、柱高度hd（米,解,油层条件下的Pd和Pc50,所需要的液柱高度hd和h50: 如果实际油藏所处的构造闭合高度超过14.4m时，该油藏就具有生产纯油的能力,3、最小非饱和的孔喉体积百分数,最小非饱和的孔喉体积百分数(Smin）表示当注入水银的压力达到仪器的最高压力时，没有被水银侵入的孔喉体积百分数。 这个值表示仪器最高压力所相应的孔隙喉道半径（包括比它更小的）的孔喉体积占整个岩样孔喉体积的百分数。Smin值就越大，就表示这种小孔隙喉道所占的体积越多。 Smin值还取决于所使用仪器的最高压力。在使用水银注入法时，往往所得的毛管压力曲线的尾部不平行于压力轴，仪器的最高压力越高，曲线越偏向纵轴。在这

10、种情况下，不能把Smin值作为束缚水饱和度,当使用油水或气水系统来测定岩样的毛管压力曲线时，曲线的尾部通常可以与压力轴相平行。此时，曲线与压力轴相互平行的距离就是该岩样的束缚水饱和度（图3-3-21,图3-3-21 束缚水饱和度与Smin值 1.曲线后段平行于压力轴 2.曲线后段与压力轴不平行（Wardlaw, 1976,4、水银退出效率,当油层岩石是由非润湿相排驱所饱和的润湿相时，所得到的毛管压力与饱和度关系曲线为排驱法毛管压力曲线；相反，用润湿相排驱岩石中所饱和的非润湿相时，即得到吸入法毛管压力曲线。 排驱法毛管压力曲线反映润湿相的最低残余饱和度，对于水湿油层，即通常所说的束缚水饱和度。而

11、吸入法毛管压力曲线则是反映最低的非润湿相残余饱和度，如果是水湿油层，非润湿相残余饱和度就是残余石油饱和度,图3-3-23水银注入毛管压力曲线和水银退出曲线,图3-3-23 水银注入、退出和重新注入曲线 I：注入曲线 R：退出曲线 W：重新注入曲线（Wardlaw, 1976,水银退出时，相当于润湿相排驱非润湿相。 在实际所测定的岩石中，有时可以发现两块注入很相似的样品，可以得出差异很大的退出曲线，显然，这反映着两种不同的孔隙结构。 退出曲线的一个重要的数字特征是退出效率。实际上退出效率也就是岩样中非润湿相的毛细管效应采收率,退出效率可以由下计算,上述四个定量特征值是储集岩评价的基本参数，Pd

12、、P50和Smin三个值不仅适用于勘探中的评价，也适用于开发时期对油藏的评价，而退出效率WE则主要应用于开发评价中,或,七 平均毛管压力和“J”函数,任何一块所测得得毛管压力曲线，从注入压力为0到最大值区间内，都可以确定一个毛管压力值来代表该岩样得平均性质,使用求积仪计量面积或者分区间计算方法多可以得到相同得结果。 平均毛管压力所对应得喉道半径即为该储集岩非润湿相占据得平均喉道半径,J”函数虽然也是一种平均毛管压力得含义，但它与上面提到得平均毛细管压力完全是不同得概念。 所获得得整个油层的毛管压力，必须将所有从个别井的各层段所取岩心所测得的毛管压力资料加以综合和平均。考虑到油层的非均质性，那么

13、为了表征一个油层的毛管压力特征，则应当同时考虑渗透率，孔隙度和流体性质的变化,将pc-Sw的关系曲线的坐标，按上述公式换算成J-Sw坐标，并把许多样品的测点都和在一张图上，这样就可以减少资料的分散性，并有助于对已知岩性和物性的层段得到平均的毛管压力资料,一个特定层段，如果公式中的其它量已知或者有近似假定值，就可以从“J”函数曲线上计算出pc、K中的任何一个值。 对于“J”函数曲线来说，不能用一条普通适用的曲线来代表所有油层，它还只能局限于对所确定的油层来求得其毛管压力得平均性质,八 毛管压力曲线的统计性质,除了上述毛管压力曲线得定量值外，还可以用各种统计模型来确定其特征值,1 用正态概率曲线及

14、用图解法求特征值,国外曾有人提出碳酸盐岩得喉道大小是遵循正态分布的。及其孔隙喉道大小的频率分布图是对称的。对于遵循正态分布的曲线，将其绘制在正态概率坐标上应为一条直线，其纵坐标应为累计频率（%）表示，横坐标则用值表示，其中= log2D，D是喉道直径（毫米），与D的换算见如表3-3-1所示,表3-3-1 孔隙喉道直径D（毫米）与值的换算表,在正态概率曲线上用图解法可应用于孔隙喉道大小的特征值有,1）主要倾向量度 中值（D50） 孔隙喉道直径，它在分布中一半孔喉大而另一半的孔喉小，也就是在分布处于最中间的孔喉直径。 平均值（DM） 它是孔喉大小总平均数的量度，可以用下式计算 峰值（Dm） 它是频

15、率的峰，亦即最常用的孔喉直径，如果出现量种主要的孔喉大小，则频率曲线呈双峰型，于是就会有两个峰,或,2）分选性的量度 孔喉分选（Sp） 它是样品中孔喉大小的标准偏差的量度，孔喉分选越好，在数值上Sp 就越小,3）不对称性的量度 歪度（Skp） 是孔喉大小分布的非正态性量度。对称曲线Skp值为0；Skp值的变化限度是 。正值表示曲线在小孔喉方向有一尾巴。负值表示曲线向较大孔喉方向歪斜,4）峰度的量度 峰态 是峰度程度的量度，也就是孔喉分布中尾部孔喉直径展幅与中央部分直径的展幅的比值,正态曲线的Kp为1，而平峰及双峰型的分布的Kp值小于1，可能低到0.6，高而窄的尖峰曲线Kp值可能从1.5到3,用

16、正态概率曲线求得的特征值其物理意义是十分清楚的。平均值越大，就是总的孔隙喉道的平均直径DM（毫米）越小，其毛管压力曲线就越偏于细歪度。孔喉分布系数Sp直接反应了孔喉分布的集中程度，当在总喉道系统中具有某一等级的孔隙喉道占有绝对的优势时，表明其孔喉分选程度好。歪度则直接与毛管压力曲线有关，当毛管压力曲线凹向饱和度轴时，曲线为粗歪度（Skp为正值），则越有可能成为好的储集岩,然而，实际岩石的孔隙喉道分布是错综复杂的，在自然界中遇到单一的标准正态分布的孔隙结构是罕见的，对于绝大多数的储集岩，将毛管压力曲线绘制在正态概率纸上是呈现多段式的折线。大量的实际资料表明，多段式折线的上述统计学量度对于表征某一

17、地区岩石的孔隙结构仍然是有效的,必须强调指出：正态概率曲线及用图解确定的量度，由于未考虑水银在最高压力小不能压入的孔隙空间，因此，它只表示水银能注入的孔隙空间的量度，而不是岩石的全孔隙量度。正因此如此，这些量度没有通用的对比价值，它仅仅可以使用某个地区及层段用以分类，对比及评价储集岩的孔隙系统,对砂岩和碳酸盐岩进行了大量的实际资料处理后，发现储集岩的孔喉分布并不属于正态分布。根据地质统计理论，可以将储集岩的孔喉分布看成在成岩及后生作用过程中几种成因造成的孔喉分布的组合。这样，可以把储集岩的孔喉分布在统计学上使用地质混合经验分布的数字特征，它就包括了所百分数的特征，更符合实际情况,2 地质混合经

18、验分布及用矩法确定特征值,根据各种储集岩的孔喉特征，使用值的等间隔分布，将观测值砂岩定位2.7412.74（）划分为11个区间，区间宽度定为1，这种划分实际上是将粗孔喉区间加密，而将细孔喉区间放宽，这样，所计算的特征参数更能放映储集岩孔喉分布的实际情况,岩石孔喉的重要数学特征参数可以有以下几种,1）均值 均值是位置特征参数，它是描述实验数据取值的平均位置，对于储集岩的孔隙结构而说，即表示全孔喉分布的平均位置,2）标准差 标准差属于散布特征参数，它是描述以均值为中心的散布程度。标准差在孔隙中的应用是描述喉道大小的分选程度，它也可以称为孔喉的分选系数。对于孔隙系统来说，孔喉分选越好，其分选系数越小

19、,3）变异系数（C） 变异系数是标准差对平均值之比，是观测值相对变化的一种有用的量度。它用以描述孔喉平均值和分选程度的比较。在一定的范围内，C值可以放映储集岩孔隙结构的好坏，一般来说，C值越大，则表示储集岩的孔隙结构越好,4）歪度 歪度是分布特征参数之一，它是分布不对称的测度，又可称偏度。歪度表示分布相对于平均值来说是偏于大孔还是偏于小孔，一般是+2 -2之间,以上4个特征值之间，以及在特征值和排驱压力、饱和度中值压力、孔隙度和渗透率之间都有内在的相关关系,1)砂岩储集岩的孔喉均值和孔喉分选系数之间具有一种肯定的倾向关系，即均值越小则孔喉分选系数越大。 (2)砂岩储集岩的孔喉均值和变异系数呈反

20、比直线关系，即C=0.90570.0637 方程的相关系数为0.93 。 (3)好的储集岩其歪度为正值，大都在0.51之间，差的储集岩其歪度均为负值。 (4)孔喉均值（）越小，则储集岩的孔渗越好。 (5)孔喉均值与岩样的饱和度中值压力以及排驱压力在半对数上具有明显的线性关系，可以写成logpc50= 2.8738+0.3777 （r=0.9700）或 logpd= 3.9300+0.9054 （r=0.9500）,九 毛细管压力和饱和度曲线的应用,原理如下: 对于粘度为的液体，其流量为Q/t，通过一根原柱形的管子或毛细管，其长度为L，内径为r，此时，可以给出伯积叶方程,1 应用毛管压力曲线计算

21、渗透率,因为毛管的体积为,由于,由N支大小不同的毛管所组成的系统，则其总的流量应为每一支毛细管通过流量的总和,渗流在多孔介质的渗流叶服从达西定律,联合上述两式得到,或者,每一支毛细管体积Vi可以表示为系统总体积VT的百分数Si，即Si =（ Vi /VT）100%；而系统的总体积（岩样体积）等于AL，因此孔隙度为 ，或者是VT=AL/100 ，或者是 VT=AL/100,引入一个岩性系数F来进行修正,最后，有水银的注入法测定的毛管压力曲线用以计算渗透率的公式,使用以上的关键在于正确地确定岩性系数F值，Purell使用实测岩样渗透率和计算岩样渗透率对比的方法求F值，这个方法对于确定岩屑的是渗透率

22、更富有实际意义。 在使用上式来计算渗透率时，首先绘出（1/pc2）与SHg的关系曲线。用求积仪求出（1/pc2）曲线下的面积，也就是式子的积分的数值，再利用岩心分析的已知渗透率求出该岩样的岩性系数F值，带入公式后即可计算出未测过渗透率的岩屑或不规则形状岩块的渗透率值,上述方法的进一步运用是用以计算区间渗透率。并由此可以作出不同毛管压力区间（即孔隙喉道区间）的渗透率贡献值。 某一区间的渗透率贡献值，即占总渗透率的百分数，可以用下式确定。即,从毛管压力曲线的资料上，可以利用作图法进一步确定每一个不同等级的孔隙喉道体积占总孔隙体积的百分数，从而可以确切的评价岩石的孔隙结构对储油气性和渗滤能力的作用。

23、 常用的孔喉大小分布图有三种形式,2 应用毛管压力曲线确定岩样 的孔喉大小和分布,1) 孔隙喉道的柱状频率直方图,图3-3-32是一种不均匀分布的形式，其作法是沿着毛细管压力曲线作的平行线，并且以此横线作为所取的间隔大小，横线与毛管压力曲线相交处的饱和度减去前一条横线与毛管压力曲线相交处的饱和度，即为该两条线所相隔的孔隙喉道体积占总体的百分数,图3-3-32 孔隙喉道大小的柱状频率分布图 右图横坐标为各等级孔喉体积占总孔隙体积的百分数,图3-3-33是等值划分的孔隙喉道大小的频率分布图。根据等值划分的规定，将孔隙喉道大小的间隔划分成10、6.3、4.0、2.5、1.6、1.0、0.40、0.2

24、5、0.16、0.10、0.063、小于0.04微米的13个等值区间。把孔隙喉道半径作为横坐标，并从毛管压力曲线上，对应这13个间隔的压力值分别查出其水银饱和度，每一间隔的饱和度差值，就是该间隔孔喉体积所占总体积的百分数,图3-55,图3-3-33 等值划分的孔隙喉道柱状频率分布图 上图为道尔吉赛他砂岩，=24.0%，K=2.4103m2 下图为二叠系豪勃特白云岩，=14.1%，K=5.3103m2（Rieckmann, 1963,这种分布图具有直观、便于对比的优点。如果将按公式所计算的每一间隔的渗透率贡献值同时绘在图中，则可以很快地判别究竟哪一等级地孔隙喉道在渗透率中是主要地,2) 孔隙喉道

25、地频率分布曲线及累计频率分布曲线,这与上述地直方图基本相同，但是不是柱状表示，而是用柱状中心连成平滑的曲线。累计频率曲线只是将前面间隔的孔隙喉道体积叠加起来，分布曲线入图3-3-34所示,图3-3-34 孔隙喉道的频率分布曲线及累计频率分布曲线 1. 累计频率分布曲线 2. 间隔频率分布曲线,3) 孔隙喉道的体积分布曲线,图3-3-35为孔隙喉道的体积分布频率曲线和累计体积分布频率曲线。横坐标是喉道大小的对数分布；而纵坐标则对应每一个喉道大小的喉道体积（立方厘米,图3-3-35 孔隙喉道的体积分布曲线 1. 累计频率曲线 2. 频率曲线,3 用毛细管压力曲线确定孔隙的表面积,对于仪器最高压力范

26、围内的孔隙，可以近似地计算出这些孔隙地表面积，计算时假设所有孔隙都是圆柱形的。 任意一支圆柱形的毛细管的表面积为,整个岩样孔隙系统的总表面积近似为,其具体做法是首先绘制出孔隙大小的体积分布曲线，然后将分布曲线划分十个区间，从每个区间定出平均直径 和相应的孔隙体积间隔量。带入公式后，就可求出孔隙的总表面积,根据Wardlaw（1976）的理想模型研究得出得结论（只适用孔喉比较大时），即在非润湿相退出时主要是喉道退出，并可用退出曲线来衡量喉道分布和体积，因此，可以用注入曲线和退出曲线两者来确定该岩样得平均孔喉体积比,4 据注入和退出曲线确定平均孔-喉体积比,注入曲线所反映得是喉道和该喉道相连通得孔

27、隙的总体积；而退出曲线则仅仅是反映喉道的体积，两条曲线的差值即为孔隙体积；而,所以得到孔喉体积比,图3-3-37中，A图为毛管压力曲线，B图为孔隙和喉道的体积占总体积的百分数，C图为喉道占总孔隙体积的百分数,图3-3-37 确定孔喉体积比的图解 A. 岩样的注入和退出曲线 B. 按注入曲线绘出的孔隙和喉道的饱和度分布 C. 按退出曲线绘出的喉道的饱和度分布,该岩样的孔隙和喉道的总体积，用占岩石总孔隙的百分数表示（即注入汞饱和度Smax）为80%，喉道体积占总体积的百分数为44%，从A图上可见捕集滞后SR=36%，所以孔吼体积比为,5 根据毛管压力曲线资料定义若干综合系数,1)孔隙结构系数（p）

28、 它表征了真实岩石孔隙特征与长度相同的平行柱毛状毛细管束模型之间的差别,2)相对分选系数 相对分选系数定义为分选系数Sp除以均值DM。其物理意义相当于数理统计中的变异系数即,Dr）,3)特征结构系数（1/Drp） 它是相对分选系数和孔隙结构系数乘积的倒数，是影响驱油效率的孔隙特征的组合参数。渗透率越高，特征结构参数就越大，其驱油效率也越高,4)孔隙结构系数（Gs,孔隙结构系数是评价储层孔隙结构的首要参数，它是岩石物性参数成正比,5)均质系数（,变化自0到1，越大，则表示孔隙结构越均质,十 碳酸盐岩的毛管压力和孔喉宽度,碳酸盐岩中占主要分布的晶间孔是孔隙之间的连通喉道。它的形状不论在白云岩中或是

29、在石灰岩中都是片状结构。毛细管压力和孔隙度的计算公式,碳酸盐岩的毛管压力曲线的纵坐标改为喉道宽度,第四节 储油气岩石的相对渗透率,一 多相流体的渗流,多相流体渗流是指两相或两相以上互不相溶流体在孔隙介质中的渗流。油气层中常见的是油水，气水两相渗流，在油层低于饱和压力时，也会出现油气水的三相渗流,多相渗流模式有,共道流：指多相流体在一个孔道中同时流动，虽然各相的流动速度不同，但均处于流动状态中，如果是两相流动，则非润湿相处于孔道的中央，而润湿相处于孔道周围壁处。如果是三相流动，则可以处于同心圆式的流动。 分道流：指多相流体各相都沿着自己的一套孔道网络流动。即油走油的路，水走水的道，当系统内达到稳

30、定以后，两相的渗流互不干扰。 混合流：由于影响渗流的因素很多，因此简单的划分为共道流或分道流是不符合油气流动的实际情况的。在一个油层，共道流和分道流的现象都会存在,二 相渗透率和相对渗透率,当多孔介质中含有两相或三相流体渗流时，“渗透率”这个术语就必须和“相”联系起来，此时已不能把渗透率看成是全部取决于岩石特征和结构的不变值。对于多孔介质和其中所饱和的流体是复杂系统来讲，介质的通过能力分别用对应的相的渗透率来表示。每一个相的渗透率的绝对值称为相渗透率或有效渗透率。它们与岩石绝对渗透率的比值称为相对渗透率,相渗透率定义为饱和着多相的孔隙介质对其中某一流体相的传导能力，可以按广义的达西定律计算每一

31、相的相渗透率,各相的相对渗透率值是相渗透率与绝对的渗透率的比值,相对渗透率取决于其中主要相的饱和度、岩石的润湿性和孔隙空间的结构。因此，在表示相对渗透率或相渗透率时，必须将有关的饱和度作出明确的标示。 例如：三相的饱和度分别为，油60%，气27%，水13%，则对油的相渗透率应表示为 K o（60，13），气的饱和度不必标出,相对渗透率,通过下面的例子可以看出相渗透率和相对渗透率的差别,设有一岩样长3厘米，截面积为2平方厘米，其中100%地饱和一种粘度为1厘泊的盐水，在压差为0.2Mpa下的流量为0.5cm3/s，那么该岩样的绝对渗透率为,如果用粘度为3厘泊的油代替盐水，在同样的压差下流动，其流

32、量变成0.167cm3/s，那么它的绝对渗透率为,由此可见岩石的绝对渗透率是岩石自身的一种属性，它不随通过其中流体的性质而改变。倘若在同样岩样中饱和70%的盐水（Sw=70%）和30%的油（So=70%），而且总是保持在这样的饱和度下渗流。如果压差认为0.2Mpa，则盐水的流量为0.3立方厘米/秒，而油的流量为0.02立方厘米/秒，于是，对盐水相渗透率为,而对油的相渗透率为,如果将Kw和Ko合并起来，有: Kw+Ko=0.045+0.225=0.27m20.375m2它总小于岩石的绝对渗透率。这是带有普遍性的结论，即同一岩石的相（有效）渗透率之和总是小于该岩样的绝对渗透率,该岩样对水的相对渗透

33、率是,尽管 Sw+So=100%，但Krw+Kro=72%却小于100%。这对相对渗透率也具有普遍性，即同一岩样的相对渗透率之和总是小于1或小于100,三 相对渗透率曲线,影响相对渗透率曲线的因数很多，如流度比、润湿性、孔隙结构、饱和顺序等，但最主要的是流体各相的饱和度，因此，通常研究的“相”或“相对”渗透率与饱和度的关系曲线，也称为相渗透率曲线或相对渗透率曲线,典型的相对渗透率曲线如图3-4-1所示。图中有两条曲线，左面读数的非润湿相，右面读数是润湿相,图3-4-1 在水湿孔隙介质中对油和对水的 有效渗透率的关系图 （Smith, 1966,1)临界水饱和度点。该点表示润湿相开始流动时的饱和

34、度。 (2)油或气（非润湿相）最大有效或相对渗透率点。这一点表示油或气在多相流动中可能获得的最大相（或相对）渗透率值。 (3)交叉点。该点表示一油（或气）水饱和度值时，两种流体的相对渗透率相等。 (4)非润湿相残余饱和度。或称残余油气饱和度，它用此度量当多相流体流动时，其中的非润湿相停止流动时所对应的饱和度。 (5)润湿相（水）最大渗透率。表示在多相流动时，非润湿相停止流动时只有润湿相（水）流动时的相（或相对）渗透率,这两条曲线有5各关键点,图3-4-1还可以划分为三个区,A区：表示只有非润湿相流动，而润湿相不流动的饱和度范围。如果我们研究油水两相流动的情况，则此时油相呈连续带状饱和度分布，水

35、相呈液环状饱和度分布。 B区：该区润湿相的相对渗透率逐渐增加，而非润湿相的相对渗透率逐渐下降，这表示两相多在流动。整个B区都是油水同时流动区，交叉点的左侧，是油的渗透率大于水的渗透率。而交叉点的右边是水的渗透率大大增加，油相逐渐油连续带状饱和度分布逐步转化为液环状的饱和度分布。 C区：表示非润湿相变成孤岛式或不连续状态，以及水饱和度保持带状饱和度分布时的有效渗透率特征。 气水系统的相对渗透率曲线和油水系统的相对渗透率曲线基本的一致,图3-4-2是孔隙介质中对气油的有效渗透率之间的典型图解关系，图中气是非润湿相，而油是润湿相,图3-4-2 对油和气有效渗透率的 典型图解关系 （Smith, 19

36、66,有不少油气储集层存在油、气、水三相。这时气和油流动是主要的。如果水的含量不超过束缚水的饱和度值，那么，根据这一设定，水可以考虑成固定相。此时，水仅仅作为降低孔隙空间并简化孔隙形状。注意到图3-4-2中的横坐标，它仅仅代表油和气的孔隙空间。即So等于油的饱和度除以1减去水的饱和度，而Sg则等于气的饱和度除以1减去水的饱和度。图3-4-2所表示的系统中存在束缚水的，但其对油和气的有效渗透率的总的特征仍然和两相系统是一样的,当油、气、水三相同时在孔隙介质中流动时，这时，可以用三角图来表示油气水的相对渗透率（图3-4-3,图3-4-3 油气水三相相对渗透率和饱和度的关系 （a）对油的相对渗透率

37、（b）对气的相对渗透率 （c）对水的相对渗透率 （d）三相流动叠置区,图3-4-3（A）表示孔隙介质中饱和油气水三相时，对油的相对渗透率；（B）表示对气的相对渗透率；（C）则表示对水的相对渗透率。如果我们取各相相对渗透率为5%的等值线联合起来，就构成了如（D）所示的油气水三相流动叠置图，由图可见，虽然孔隙介质中饱和有三相流体，但实验表明，三相同时流动的范围很小，包括在So=25%50%；Sg=15%30%，以及Sw=30%60%的范围内，其它范围则是两相流动或单相流动,四 相对渗透率比值与流体饱和度的关系,在开发中，还需要使用相对渗透率比值和水饱和度之间的关系曲线，如图3-4-4所示。而曲线中

38、的直线段正好是实际常用的范围,图3-4-4 相对渗透率比值和含水饱和度的关系,直线段可以用如下表达式表示，即,其中a为直线段的斜率，b 为直线段的截距， a和b可以用图解法求出。直线段与总坐标相交处为a值，而b 值等于直线断中任意两点的垂直距离（周期）的对数除以水平距离。如图3-4-4中，a=1222，b=22.303/0.355=13,也可以连立方程式的方法解出，如下例说明： 当Sw=0.3时，Kro/Krw=25；当，Sw=0.7时，Kro/Krw=0.14，将这两组数据带入上述公式，则得，25=ae-0.3b，0.11=ae-0.7b，联立方程求得a=1222，b=13，可见图解法得到得

39、数值是一致的,在油田开发中，还可以应用上述相对渗透率比值的关系来计算产水fw和油藏含水饱和度Sw的关系。所谓产水率是指油水同产时总产液量中水产量所占的百分数，即,根据达西定律,上述公式称为分流方程。对一个具体的油藏，如流体的粘度比（ ）一定时，产水率取决于油水的相对渗透率比值的大小，它液含水饱和度Sw的函数，其函数关系如图3-4-5所示,图3-4-5 产水率及其微商和含水饱和度的关系,产水率和饱和度的函数关系式为,1）如果定义 ，则M称为油水两相的流度比，fw则水流度比M的增大而增大。原油粘度越高，对油的相对渗透率越小，则流度比越大，这也反映了原油的粘度对产水率的影响,2）油藏含水饱和度Sw增

40、大，产水率fw也在升高；所以，在油水过渡带不同位置的油井，其含水率也不同。 （ 3）产水率fw的上升速度和饱和度的关系，可将产水率和饱和度的函数关系式对Sw取偏微商，便得到,公式的意义是：当含水饱和度增加单位数值时（例如1%）时含水率增加的百分数,五 影响相渗透率的因素分析,图3-4-6 不同润湿性岩石的相对渗透率曲线,1 岩石的润湿性 如果我们用同一坐标绘出油湿岩石和水湿岩石所测定的相对渗透率对比时，可以看出两者有明显的差别。油湿岩石对油相的渗透率要低于水相渗透率（见图3-4-6A），而水湿岩石对油相的渗透率则要高于水相渗透率（见图3-4-6B）。反过来，也可以由相对渗透率曲线的形态来判断岩

41、石的润湿性,2 岩石的物性和孔隙结构,图3-4-7 不同类型孔隙介质的相对渗透率曲线 （1-1）毛细管 （2-2）白云岩 （3-3）非胶结砂岩 （4-4）胶结砂岩(Amyx等，1960,图3-4-7是不同类型的岩石（具有不同的物性参数）的相对渗透率曲线。图中（1-1）是毛细管，物性最好；（2-2） 白云岩，物性次之；（3-3）物性比较的好；（4-4）是胶结砂岩，物性较差一些。这四条曲线对非润湿相的相对渗透率曲线都是自左向右排列。亦即岩石物性越差，则相对渗透率曲线越向右偏。最明显的是临界水饱和度值随物性下降而变化,图3-4-8 陕甘宁盆地延长统细砂岩的相对渗透率曲线,图3-4-8是两种不同孔隙结

42、构的样品，右图是分选好，粗歪度的毛管压力曲线，而左图则是分选差，细歪度的毛管压力曲线，两种样品的相对渗透率曲线亦有所差异。孔隙结构好的样品临界水饱和度低，残余油饱和度也低，而孔隙结构差的样品其临界水饱和度高，残余油饱和度也高,3 流体饱和顺序的影响,和毛管压力曲线一样，相对渗透率也受饱和顺序的影响。饱和顺序对于润湿相的相对渗透率影响不大，两条曲线比较的吻合。而对于非润湿相的相对渗透率影响很大，吸入曲线要延后于排驱曲线，在同一饱和度下吸入过程的相对渗透率比排驱过程的相对渗透率低得多，此外，吸入曲线的残余油饱和度就远大于排驱曲线的残余饱和度,饱和顺序影响非润湿相相对渗透率原因可以这样解释：排驱过程

43、中（突破之后）全部非润湿相是连续的，故其相对渗透率较高；在吸入过程中，随着非润湿相饱和度的降低，越来越多的非润湿相变为不连续，它既降低了润湿相的相对渗透率，也影响了自身的相对渗透率,4 流体粘度的影响,Leverett，M.C曾对四种不同的油水粘度比在100200目的砂子模型中测定了相对渗透率曲线，测定结果如图3-4-10所示，由图可见，粘度比自0.05790这样宽的范围内，其测试数据点都落在一条曲线内，因此，他认为粘度比不影响相对渗透率曲线的基本形态,图3-4-10 油水粘度比对相对渗透率的影响 （据Lcvcrett,在胶结岩心中使用不同油水粘度比时，所测得的相对渗透率曲线有明显的不同（如图

44、3-4-11所示）。当油水粘度较低，相对渗透率曲线如1-1所示。随着油水粘度比增高（如2-2和3-3），则对油的相对渗透率迅速降低，残余油饱和度增加。与此同时，水相渗透率则急剧上升。实际中，在微孔系统中，水相突破油相窜流，并阻止油相的流动,图3-4-11 实际油藏中油水粘度比 对相对渗透率的影响,六 相对渗透率的实验室测定方法,1 稳定流法 稳定流法测定相对渗透率装置如图3-4-12和3-4-13所示,图3-4-12 稳定流法测定相对渗透率的装置(1,图3-4-13 稳定流法测定相对渗透率的装置(2,稳定流法测定相对渗透率的基本方法是,油气两相或油水两相同时通过用流量泵压入，在岩样两端建立一定

45、的压力差，使两各流体相同时通过岩心，在整个流动过程中分别调节并控制各相的压力降，当两相流体达到流动平衡（即两相间的压差保持不变）时，此时，计量压力和排出的流量，由此计算出岩心的相渗透率，并在每一个压力差下将岩心取出称重算出饱和度值，即可绘出相对渗透率和饱和度关系曲线,2 非稳定流法,非稳定流法测定相对渗透率的装置和一般的测定岩石绝对渗透率的装置大致相同；但其要求的岩心长度不得短于7厘米（直径为2.5厘米的岩心,非稳定流法测定相对渗透率的具体步骤为,将欲测岩心洗净烘干，先用水饱和并测定岩样的绝对渗透率，然后用油或气排驱岩心中的水，一直到水不能排出而得到束缚水饱和度。在测定的过程中，不断记录压力和

46、流量，由排出量计算出含水率,其中的Vw为各阶段的排出水体积，Vo为排出油的体积,于是按公式计算出相对渗透率比值，即,而,根据上述公式的计算结果，即可绘出相对渗透率比值与含水饱和度的关系曲线，根据流量、压力、岩心的长度和截面积，按广义的达西定律可分别计算出Kw和Ko，并最后绘出相对渗透率曲线。 和稳定流法比较，非稳定流法的测定速度快，设备简单，操作方便。其缺点是与地层流体的流动状态不太吻合，会影响其测试结果用以解释油藏流体渗流的实际效果,七 应用毛管压力资料计算相渗透率,1 Purell（1949）提出的公式 与前面所述的计算岩石的绝对渗透率相同，先作出（1/pc2）与SHg的关系曲线，然后取某

47、一饱和度，沿饱和度做垂线与曲线相交，在垂线的左侧面积即为对润湿相的计算面积，而在垂线的右侧面积即为对非润湿相的计算面积（见图3-51），并由此可进行相渗透率的计算，即相对润湿相的有效渗透率为,对于非润湿相的有效渗透率为,对润湿相的相对渗透率为,对于非润湿相的相对渗透率为,上述公式是假定岩性系数F在不同流体饱和度时保持常数，显然这个假定与实际是有区别的，但所求得相对渗透率曲线有一定得参考价值,这种方法求得相对渗透率曲线其Ko+Kw在不同饱和度下都等于1，这种实验研究所得得结论Ko+Kw1是不相符合的。因此这一方法只有理论价值，它是作为一种基础方法进行改进是才能使用,2 Burdine等（1950

48、）方法的计算式,为了修正Purell方法的缺点，首先引用了弯曲度的概念。用表示孔隙介质仅仅饱和一相时孔隙的弯曲度函数，而用 表示当孔隙介质处于两相的情况下，对润湿相的弯曲度的函数。由此得到弯曲度的比值为,对润湿相的有效渗透率为,对于非润湿相的有效渗透率为,式中为 非润湿相的弯曲度,润湿相和非润湿相的相对弯曲度可按下式计算,3 Wyllie和Gardener（1958）提出的公式,他们认为，在计算饱和度区间时，不应从0开始，而应从束缚水饱和度开始，因此，除了束缚水饱和度以外可以流动的润湿相饱和度的分数为,对于非润湿相来说则有,于是对润湿相的相对渗透率为,对非润湿相的相对渗透率为,当毛管压力和水饱

49、和度之间存在以下直线关系时，即,4 Pirsor（1958）提出的计算式,当油和水同时流动时，岩石是孔隙性的且是水湿的，可以使用下面修改的对油和水的相对渗透率计算公式,5 Wyllie和Gardener（1958）提出的三相相对渗透率计算公式,对于颗粒分选好的非胶结砂子，有,对于胶结性砂岩，鲕粒石灰岩或者晶洞石灰岩、白云岩，公式的形式为,用毛管压力资料确定相对渗透率曲线虽然是一种简单可行的方法，但是它毕竟是一种间接的方法。因此，在推广这种时，必须要有一些实验资料或者生产资料来求得的相渗透率作为依据。如果计算与实验的所得结果有很大的出入时，就应当及时修改计算模型，否则将会对油田开发生产产生不良的

50、影响,八 相对渗透率曲线和毛管压力曲线的综合应用,将毛管压力曲线与相对渗透率曲线上下叠合后，就可以构成由此种岩石组成的油藏流体分布的十分精确的图。相对渗透率与毛管压力间的典型关系以及这两种参数对产能的影响表示与图3-4-14中，图中毛管压力曲线的纵坐标为液柱的高度油水界面以上的高度,图3-4-14 由毛管压力及相对渗透率曲线确定岩石的生产能力 北达科他州烧煤区红河组（Chilingar等，1972,图3-4-14中毛管压力曲线接近垂直的部分，其水饱和度为5%，它所对应的液柱高度为140英尺，这个水饱和度为束缚水饱和度，具有140英尺以上的油柱时，该油藏可以生产无水石油,从相对渗透率曲线来看，水

51、开始流动对应的饱和度为40%，该饱和度称为临界水饱和度，当水饱和度低于该值时，由于水不能流动，也可以生产无水石油，而对油的相对渗透率为0时，此时对应的水饱和度为90%，它所对应的液柱高度大约10英尺。亦即在油水界面以上10英尺高度内，仍然产水层。在1025英尺范围内，所对应的水饱和度为4090%，由相对渗透率曲线可见，它属于油水两相流动区，油井生产时油水同产,油水过渡带的厚度还取决于毛管压力曲线的斜率和相对渗透率曲线两相区饱和度的宽度，它们是岩石孔隙分选的函数。另一方面，粗歪度但分选不好的油层可能有一个很厚的层段是油水同产，要达到足够大的高度才能产纯油,第五节 饱和多相流体时的微观渗流机理,从

52、典型相对渗透率曲线可以看出，水驱油过程中存在有一定的残油饱和度，微观渗流机理是导致其存在的原因之一,一、互不连通的毛管孔道单相液流,单相流体在毛管中的流速V可用下式表示,流速V主要决定于孔道半径r和流体粘度。设有两孔道半径分别为r1和r2，且r1r2，在这两根不同半径孔道中的流速分别为V1和V2，则两者之比为,或,例如：r1 = 10m，r2 = 1m，那么V1将比V2大100倍。所以在多孔岩石中，在外加压差下，渗流主要发生在大孔道中。考虑到岩石孔隙大小分布相差悬殊，可以认为，在某一压差下有部分孔道实际上未参与渗流，而岩石的渗透率，是岩石孔道通过流体能力的一个平均统计数值,二、互不连通的毛管孔

53、道两相液流,图3-5-1 毛管孔道中的两相液流,如图3-5-1，设在半径为r的毛管孔道中，有粘度分别为1和2的两种液体，第一种液体可以润湿管壁，两相之间弯液面呈现的毛管力为Pc。图3-5-1 毛管孔道中的两相液流,如果在长度为L的孔道有外加压差P1P2，则两相界面的运动速度V，即流速是变化的，它取决于两相粘度差，孔道半径r，驱替时间t，界面走过的距离lt和孔道总长度L，即,可以看出，当存在弯液面毛管力和粘度差时，在单根毛管中的运动就比较复杂：图3-5-2 微观指进现象 （1）不同半径的孔道，流速不同； （2）同一半径的孔道中流速不是固定的，它取决于粘度差，如果12，如同水驱油一样，流速将越来越

54、快，所以在半径不同的毛管中将出现微观指进现象，如图3-5-2所示,图3-5-2 微观指进现象,3）当P1P2 = 0、20时，例如毛管孔道仅靠毛管力吸水驱气的简单情况下，水气界面移动速度可用下式表示,当 = 0，t0时，V为极大值，这一点可由土吸水的速度开始很快，以后则逐步变慢来说明。 （4）当1 = 2，Pc = 0时，公式就变成了单相液体沿毛管渗流的速度计算公式了,三、不等径并联孔道两相液流,图3-5-3 不等烃并联孔道两相液流,如图3-5-3，岩石孔隙中经常遇到的一种基本单元，即大小孔道互相交错或串或并时的情况。 孔道中如用水驱油，它的流动速度受驱油能量和油水流动阻力的相互制约,图3-5

55、-4 毛管孔道中的混合液流,在一等径毛管孔道中，设孔道长度为L，半径为ro，其中有均匀分布的油滴（或气泡）分散在水（或油）中，油滴半径为r。若孔道全部为油滴（或气泡）挤满，在流动时油滴（或气泡）不变形也不与分散介质产生相对运动，即相当于念珠式的移动，如图3-5-4所示，如分散介质的粘度为，两端压差为P1P2时，则在层流状况下，液流的速度分布是抛物线型的，越接近管壁，速度越低，因此，它的速度和油滴（或气泡）的半径r与孔道半径ro的比值有关,四、毛管孔道的混合液流,油滴（或气泡）半径越接近于孔道半径，混合物的流速就大幅度下降。考虑到孔隙表面会存在异常粘度的吸附层，所以分散油滴（或气泡）的淤塞作用是

56、不可忽视的。但是孔隙截面不会是规则的圆形，所以液滴或气泡充满和堵塞孔道的严重程度稍为好些，不如计算的那么大,参 考 文 献,1 罗蛰谭主编. 油层物理. 北京: 地质出版社, 1986 2 卡佳霍夫,. .油层物理基础. 张朝琛译. 北京: 石油工业出版社, 1958 3 洪世铎主编. 油藏物理基础. 北京: 石油工业出版社, 1985 4 斯坦丁, M. B., 地下油气相态特性. 徐怀大译. 北京: 中国工业出版社, 1966 5 Schowalter, T. T., Secondary Hydrocarbon Migration and Entrapment. Bull, AAPG, Vol. 63, No.5, 1979 6 Amyx,