有效渗透率曲线课件

第四节储层岩石的相对渗透率曲线回顾岩石的绝对渗透率

设有一块砂岩岩心，长度L=3cm，截面积A=2cm2，其中只有粘度为1mpa.s的水通过，在压差△P=0.2MPa下通过岩石的流量Q=0.5cm3/s.

如果岩心改用粘度3mpa.s的油通过，在压差△P=０.2MPa的条件下它的流量Q=0.167cm3/s.根据达西定律得第四节储层岩石的相对渗透率曲线回顾岩石的绝对渗透率设有一1由此可见:岩石的绝对渗透率是其自身性质的一种量度，为一常数,并不因为所通过流体性质的不同而有所改变。达西定律的假设前提：

①流体与岩石之间不发生任何物理—化学反应②多孔介质中只存在一种流体③流动必须是在层流范围之内问题的提出???一有效渗透率和相对渗透率的概念1有效渗透率定义:有效渗透率是指多相流体共存和流动时,岩石允许各相流体的通过能力.记为Ko、Kg、Kw水油实验:70%的饱和粘度1mpa.s的盐水，30%的饱和粘度3mpa.s的油，△p=0.2MPa,Qw=0.3cm³/s,Qo=0.02cm³/s.由此可见:岩石的绝对渗透率是其自身性质的一种量度，为一达西2由此可见:有效渗透率之和小于绝对渗透率Ko+Kw=0.27<K绝=0.375相渗透率与岩石中所含流体的多少有关渠道流态50%的饱和粘度1mpa.s的盐水，50%的饱和粘度3mpa.s的油，△p=0.2MPa,Qw=0.2cm³/s,Qo=0.05cm³/s.（1）油水同时流动时，油水发生干扰。（2)毛管阻力对渗透率的影响。（3）贾敏效应。（4）静止液滴或珠泡所产生的附加阻力。由此可见:渠道流态50%的饱和粘度1mpa.s的盐水，50%32、相对渗透率水的流度定义：多向流体共存时，每一相流体的有效渗透率与一个基准渗透率的比值.基准渗透率的取值:1岩石绝对渗透率K2气测渗透率Kg3KswiKro+Krw+Krg<100%3、流度与流度比油的流度2、相对渗透率水的流度定义：多向流体共存时，每一相流体的有效4流度比二相对渗透率曲线及其特征回顾前面的实验有:SwSoKroKrwSw/SoKrw/Kro70300.120.602.335.050500.240.41.01.67表明:相对渗透率和岩石中流体的饱和度间存在一定的关系,但不是一个简单的关系,无法用代数表达式表示,所以只有借助实验测出.相对渗透率曲线:相对渗透率和岩石中流体的饱和度间的关系曲线.流度比二相对渗透率曲线及其特征回顾前面的实验有:SwSo5相对渗透率曲线特征五点:

(1)Swi

(2)Sor

(3)Kro(swi)

(4)Krw(sor)(5)Sw(krw=kro)SwiSorKro(swi)Krw(sor)Sw(krw=kro)相对渗透率曲线特征五点:SwiSorKro(swi)Krw(6两线:(1)油相相对渗透率曲线Kro～Sw

(2)水相相对渗透率曲线Krw～Sw三区:

A区单相油流区C区单相水流区

B区油水同流区(两相流动区)三影响相对渗透率的因素1.岩石孔隙结构的影响现象:高渗透高孔隙的两相共渗区范围大,束缚水饱和度低;低渗透小孔隙的则正好相反.原因:大孔隙具有比小孔隙更大的渗流通道,油水都不能流动的小孔道很少.两线:三区:三影响相对渗透率的因素1.岩石孔隙结构的影响现72.岩石润湿性的影响接触角0o47o90o138o180o油相端点相对渗透率0.980.830.800.670.63润湿接触角与油相相对渗透率的关系随着润湿接触角的增加,油的有效渗透率逐渐降低原因:亲水岩石水分布在细小孔隙、死空隙或颗粒表面上,这种分布方式对油的渗透率影响很小;而亲油岩石在同样的饱和度条件下,水是以水滴、连续水流的形式分布在孔道中阻碍着油的渗流.现象:随接触角增加，油相相对渗透率依次降低，水相相对渗透率依次升高。2.岩石润湿性的影响接触角0o47o90o138o180o油8特征点强水湿岩石强油湿岩石束缚水饱和度SWi>20%～25%<15%等渗点含水饱和度SW>50%<50%Krw(Swmax)<30%>50%Kro(Swi)≈100%50%~100%确定岩石润湿性的克雷格法则启示:要得到有代表性的相对渗透率曲线,实验室测定的整个过程中都必须保持岩石原有的润湿性.特征点强水湿岩石强油湿岩石束缚水饱和度SWi>20%～25%93.油水饱和顺序（饱和历史）的影响观点一:非湿相吸入过程的相对渗透率总是低于驱替过程的数值,而湿相的相对渗透率与此无关.解释:

1从润湿性的影响方面来理解

2捕集滞后:对于同一饱和度，作为驱动相时是全部连续，而作为被驱动相时只有部分连续，所以，Kr驱动>Kr被驱动。

3粘性滞后:驱动相流体争先占据阻力小的大孔道，并有沿大孔道高速突进的趋势，所以，Kr驱动>Kr被驱动。观点二:非湿相吸入过程的相对渗透率总是低于驱替过程的数值,而湿相吸入过程的相对渗透率总是略高于驱替过程的值.3.油水饱和顺序（饱和历史）的影响观点一:非湿相吸入过程的解10两点启示:1在实验室测定相对渗透率曲线时应尽量模拟实际生产过程,即选择是采用吸吮型测定还是驱替型测定。2在应用相对渗透率曲线资料进行油田开发指标计算时,要按照实际油藏形成和开采的物理过程,来确定应该选用驱替所测的相对渗透率曲线还是吸吮过程所测的相对渗透率曲线。特征:等渗点右移原因:1高温使亲油岩石表面吸附的极性物质解附,使水吸附于岩石表面,导致Swi增加.2使隔着水膜的含油孔道转化为含水孔道.3导致岩石热膨胀4导致油水粘度比变化4.温度的影响(国际上有争议)启示:测定相对渗透率曲线时必须模拟油藏温度两点启示:特征:等渗点右移4.温度的影响(国际上有争议)启示115.油水粘度比的影响启示:测定相对渗透率曲线时必须用地层原油和地层水.5.油水粘度比的影响启示:测定相对渗透率曲线时必须用地层原油126.界面张力的影响启示:测定相对渗透率曲线时必须保证实验用岩心、地层原油和地层水免遭污染.6.界面张力的影响启示:测定相对渗透率曲线时必须保证实验用岩137.上覆岩层压力的影响启示:测定相对渗透率曲线时所施加的环压必须模拟油藏的上覆岩层压力.7.上覆岩层压力的影响启示:测定相对渗透率曲线时所施加的环压148.驱动因素(π准数)的影响启示:测定相对渗透率曲线时,必须保证室内实验与油层的π

准数相等(油层的π准数在106～107之间)，即选择合适的实验驱动压力．π准数:微观毛管压力梯度和驱动压力梯度的比值8.驱动因素(π准数)的影响启示:测定相对渗透率曲线时,必须15四、相对渗透率曲线的测定和计算相对渗透率曲线的获取直接测定间接计算稳态法不稳定法毛管压力曲线计算法矿场资料计算法经验公式计算法四、相对渗透率曲线的测定和计算相对渗透率直接测定间接计算稳态16(1)、稳态法①、实验流程与步骤(1)、稳态法①、实验流程与步骤17②、确定岩心中饱和度的常用方法A、物质平衡法（体积法）流进岩心的量-流出岩心的量=岩心中积聚量B、称重法②、确定岩心中饱和度的常用方法A、物质平衡法（体积法）流进岩18C、电阻率法D、示踪剂法E、CT影像技术法F、NMR影像技术法(2)、不稳定法①、实验原理（贝克莱-列维尔特推进理论）C、电阻率法D、示踪剂法E、CT影像技术法F、NMR影像技术19有效渗透率曲线ppt课件20②、实验流程与步骤②、实验流程与步骤21(3)、末端效应A、现象B、定义由于湿相（水）到达出口端后，因为毛细管孔道突然失去连续性所引起的出口端附近湿相饱和度升高现象。C、消除或减少方法①、增加岩心长度②、提高驱替速度(3)、末端效应A、现象B、定义由于湿相（水22低速高速③、采用三段岩心低速高速③、采用三段岩心23(4).用毛管压力曲线计算相对渗透率曲线基本理论: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:(4).用毛管压力曲线计算相对渗透率曲线基本理论:泊稷叶定律24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

=VPI对实际岩石,由达西公式得:假设岩石由n根不等直径的毛管所组成,其总流量为:25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

引入校正系数同理有：又设任一根毛管孔道