油层物理第三章

第三章多相流体的渗流机理TheFlowMechanismsofMulti-phaseFluids第三章多相流体的渗流机理岩石与流体以及不同流体之间必然存在各种复杂的界面关系和界面现象，其直接影响流体在孔道中的分布和流动，即影响流体渗流。含油气储层特点：多孔介质、孔隙高度分散有巨大的表面积饱含油、气、水多相流体任何非混溶物质混合，不同相间的接触面上必然存在各种物理或物理化学作用——界面现象。流体—岩石流体—流体接触面积大本章内容第一节储层岩石中的各种界面现象(Interfacial)第二节储层岩石的润湿性（Wettability)第三节储层岩石的毛管压力曲线(CapillaryCurve)第四节储层岩石驱油过程中的阻力效应第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线EffectivePermeabilityRelativePermeability第三章多相流体的渗流机理第一节储层岩石中的各种界面现象本节内容储层流体相间的界面张力界面吸附现象本节重点界面张力的基本概念油藏流体之间界面张力的影响因素分析界面吸附规律本节难点油藏流体之间界面张力的影响因素分析界面吸附方程的理解一、储层流体的相间界面张力界面：任何不互溶物质间的接触面。（相界面）表面：两相中有一相是气相的两相接触面。1、自由界面能和界面张力(1)界面现象一滴水银掉在桌面上呈球形水在细管中产生毛管现象→液相内，分子可自由移动而不消耗功→移动界面分子或将液相内分子移到界面上则需作功→界面分子比相内分子储存有多余的能量(2)自由界面能气液体系：液相内：分子上的∑F＝0界面上：分子上的∑F≠0一、储层流体的相间界面张力自由界(表)面能:界面分子比相内部分子储存的多余的能量或在T、p及组成一定下，可逆地增加物系的表面积需对物系作的非体积功。界面能＝－W可特点界面层所有分子剩余自由能总和←界面有厚度；体系的内能，与容量性质有关；体系的状态函数，可求改变量，无法求绝对量。影响因素：界面面积↑→自由界面能↑分子极性差异↑→自由界面能↑(分子间作用力↑)相及相态(T、p)不同→自由界面能不同任何引起体系界面状态改变的因素，都会使体系界面自由能发生变化。(3)比界面自由能比界面自由能：单位界面面积上的界面自由能。或：在T、p及组成一定下，可逆地增加物系单位表面积需对物系作的非体积功比界面自由能

，J/m2一、储层流体的相间界面张力如图，用力F拉L边：薄膜面积新增△A做功W新增表面自由能△U则：△U＝－W那么，每增加单位表面积所做的功为：一、储层流体的相间界面张力(4)界面张力——σ的另一物理含义如图，力F使L边移动距离△x：作功W：－W＝F×△x新增表面积：△A＝2L×△x(两个表面)据σ定义：－W＝△A×σσ＝F／2L＝力／总长度

界面张力：在液体表面上，垂直作用在单位长度线段上的表面紧缩力，用σ表示。σ的单位：mN/m，dyn/cm；1mN／m＝1dyn／cm一、储层流体的相间界面张力一、储层流体的相间界面张力注意：量纲上，比表面能和表面张力具一致性：(比界面能)J/m2＝N·m/m2＝N/m＝1000mN/m(界面张力)表面张力、比表面能数值相等，物理意义不同表面张力：力——有方向性比表面自由能：内能——无方向性表面张力的方向：平直液面：张力方向与液面平行；弯曲液面：张力方向与界面切线方向一致。影响因素：组成、组分性质、相态、T、p等。2、油藏流体间的界面张力(1)油－气间的界面张力p、T的影响地层油气σ＜地面油气σp↑→σ↓T↑→σ↓溶解气↑→ρ气↑、ρ油↓→△ρ气油↓热膨胀使油分子间引力下降幅度大于气相→界面分子受力状况改变一、储层流体的相间界面张力油气性质的影响油气之间分子极性差异↑→σ↑一、储层流体的相间界面张力表面活性剂的影响表面活性剂：能自发吸附到两相界面，并能急剧降低界面张力的物质，SAa。

表面活性剂↑→σ↓↓(2)气－水间的界面张力p、T的影响地层气水σ

＜地面气水σp↑→σ↓T↑→σ↓ρ气↑→△ρ气水↓（水中溶解气极少）热膨胀使水分子间引力↓对脱气原油(无溶解气)，p、T对σ几乎无影响原因：界面层分子的热力学性质变化一致温度增加，油、水同时膨胀；增大压力，油、水同时受压缩；油、水各自分子热力学性质变化基本一致，油、水间分子力场仍可能保持不变。-p＜pb：p↑→σ↑

p↑→RS(o-g)>>RS(w-g)→原油分子间作用力的下降幅度>水分子间→油、水分子间极性差异↑

→p＞pb：p↑→σ稍有减小但不显著

p↑仅仅是对流体增加了压缩作用-T↑→σ↓(分子运动加剧，分子力场差异减小)(3)油－水间的界面张力p、T的影响饱和原油(溶解气)与水间的σ油、水性质的影响

油中轻烃↑、ρo↓、μo↓→σ↓←极性差↑水矿化度↑→σ↑←极性差↑表面活性剂

表面活性剂↑→σ↓↓3、界面张力的测定及求取(1)实验测定常用方法：吊片法：适于△ρow＜0.4g/cm3,σ较高(1-102mN/m)的样品悬滴法：适于一般液体与粘稠液体间中等σ(10-1-1mN/m)的测定旋转液滴法：适于高密度相为透明相的超低或低σ(10-3-10-1mN/m)的测定(2)查图法——诺模图已知地面o-w和T地层，查地下油水界面张力诺模图直接查出地下o-w；若气藏中天然气主要是甲烷，由已知地下T、p，直接查地下甲烷气水界面张力诺模图查出地下c1-w。一、储层流体的相间界面张力二、界面吸附现象1、界面吸附的概念界面吸附：两相界面层分子所处力场不平衡，界面分子将吸附与其相邻的物质分子以降低界面自由能的自发现象。2、界面吸附的类型物理吸附化学吸附3、界面吸附的机理物理吸附：吸附质分子与吸附剂分子间以范德华力结合，在吸附剂表面形成吸附层。化学吸附：吸附质分子与吸附剂分子间以化学键结合，在吸附剂表面形成新化合物层。实际储层条件下的界面吸附多为混合吸附。4、吸附规律

液体表面吸附：遵循吉布斯等温吸附方程：G－吉布斯吸附量，为单位面积表面层中溶质的摩尔数与溶液中任一相当薄层中溶质的摩尔数之差(或过剩值、多余量)，又称比吸附。恒温下，表面张力随溶液浓度的变化率，称溶质表面活度溶质在溶液中的平衡浓度二、界面吸附现象正吸附，C

→

，溶质为表面活性物质(剂)负吸附，C

→

，溶质为表面非活性物质(剂)二、界面吸附现象气体在固体表面的吸附遵循朗格茂(Langmuir)等温吸附方程：一定量吸附剂上气体吸附质的摩尔数一定量吸附剂所能吸附气体最大摩尔数吸附系数液体在固体表面的吸附存在边界层；固体表面物质成分不均一，具有选择性吸附。极性部位易吸附极性物质，非极性部位易吸附非极性物质；吸附层具有反常的力学性质和很高的抗剪切能力。第二节储层岩石的润湿性本节内容有关润湿的基本概念储层岩石的润湿性及其影响因素润湿滞后现象岩石润湿性与水驱油的相互影响油藏岩石润湿性的测定本节重点润湿的相关基本概念；润湿程度的度量标准；储层岩石润湿性的判定方法、影响因素及测取途径；润湿性和润湿次序对油水微观分布的影响规律。本节难点润湿程度的度量标准；岩石润湿性的判定方法；润湿性和润湿次序对油水微观分布的影响规律的分析。一、有关润湿的基本概念1、润湿性概念润湿：流体在分子力作用下沿固体表面延展的现象。润湿性：流体在分子力作用下沿固体表面延展或附着的倾向性。润湿相和非润湿相：当不混相的两相流体与岩石固体接触时，能沿固体表面发生流散的流体相为润湿相，另一相则为非润湿相。一滴水滴在固体表面上很快铺开，称为水湿或水对固体表面有选择性润湿。因一滴水银滴在固体表面上不能铺开，称为空气湿或称空气对固体表面有选择性润湿。因润湿现象产生的原因：表面能的降低一、有关润湿的基本概念水湿或水对固体表面有选择性润湿油湿或油对固体表面有选择性润湿中性润湿或两相润湿一、有关润湿的基本概念石油工业中，一般有这样几种情况：2、润湿程度的描述——接触角，附着功(1)接触角(润湿角)θ①概念：接触角：从固体表面出发，经过极性大的流体到达三相周界点切线所经历的夹角。油、水、储层岩石体系空气、水、玻璃空气、水银、玻璃一、有关润湿的基本概念②润湿程度判断(石油工业中,θow)θ

＝0°完全润湿亲水性极强强水湿θ

＜90°润湿好亲水性好水湿θ＝90°润湿中等中性中等润湿θ＞90°润湿不好亲油性好油湿θ＝180°完全不润湿亲油性极强强油湿一、有关润湿的基本概念（杨氏方程）（附着张力）③接触角与界面张力的关系在三相周界点O有三种界面张力σgL、σgs、σLs相互作用。平衡时有：一、有关润湿的基本概念润湿是流-固间的界面综合现象；润湿与流体性质、固体表面性质有关。④润湿的实质是作用于三相周界相应的两相界面张力相互作用的结果，是固体和液体两相界面张力的降低。一、有关润湿的基本概念在气相中将液-固界面分开，体系界面由一个(σLs)变成两个(σgL、σgs)，比界面能↑。一、有关润湿的基本概念(2)附着功(粘附功)W①定义：附着功：使液滴脱离固体表面所作的功转化为表(界)面能的增加量，或将单位面积固液界面在第三相中拉开所作的功。设将1cm2液-固界面分开需做功W，则再由杨氏方程：θ越小→W↑→液体对固体的润湿性↑→使润湿相流体脱离固体表面较困难。一、有关润湿的基本概念液体对固体的润湿能力可因加入其它物质而改变。一、有关润湿的基本概念3、润湿反转现象润湿反转的概念润湿反转：固体表面亲水性和亲油性的相互转化。润湿反转的原因：表面活性物质在界面吸附引起

，

nwet-R下降幅度>

wet-R下降幅度，使原σnwet-R<σwet-R。表面活性物质能改变界面润湿性→表面活性剂驱。一、有关润湿的基本概念1、岩石润湿性特征及润湿类型微观上，岩石润湿性＝f(表面矿物、流体组成、优先润湿相润湿性)→高度非均质；宏观上，储层润湿性＝∑微观润湿性→总体的、统计的概念。→存在非均质性。(1)储层岩石润湿性特征非均匀润湿二、储层岩石的润湿性及其影响因素

(2)岩石润湿性类型(微观)斑状润湿：油、水湿随机分布在孔隙表面；混合润湿：大孔隙油湿，小孔隙水湿；水湿：岩石孔道表面被薄层水膜覆盖；油湿：岩石孔道表面被薄层油膜覆盖；中等润湿：油水界面与孔道表面存在明显接触角。(3)储层润湿性类型(宏观)水湿、油湿、中等润湿——储层宏观润湿性又称为“相对润湿性”一个具体油气藏，润湿性一般为混合润湿，只能认为偏亲水或偏亲油。一般认为Swi高的区域表现出水湿；Swi低的区域表现出油湿。2、影响储层岩石润湿性的因素(1)岩石的矿物组成主要矿物亲水性强弱次序：粘土＞石英＞石灰岩＞白云岩＞长石粘土矿物对岩石的润湿性影响较大-如蒙脱石吸水→亲水性↑-如鲕状绿泥石含铁，从原油中吸附SAa→亲油(2)流体组成——不同组分的润湿性不同原油中烃类（非极性）：随C↑→θ↑原油中极性物（O2、S、N2化合物）原油中活性物质的影响(3)表面活性物质——使润湿性发生反转(4)矿物表面粗糙度——润湿滞后表面凹凸不平→形角→接触角改变→影响流体润湿性。固液之间的吸附将导致下列现象出现：三相接触点（A、B）不能立即向前移动，仅是水滴的形状发生改变；水滴与固体表面间的润湿接触角发生改变，由θ→θ

1、θ

2（两个不同的接触角）。三、润湿滞后1、润湿滞后的概念润湿滞后：三相润湿周界沿固体表面移动迟缓而产生的润湿接触角改变的现象。前进角θ1：湿相驱替非湿相形成的接触角；后退角θ2：非湿相驱替湿相形成的接触角；接触角间关系：θ1＞θ＞θ2。润湿滞后程度：

1-

2或COS

1-COS

2三、润湿滞后理论上，一个三相体系，在T、p一定下，θ不变。研究发现：将水滴→油中的矿物表面与将油滴→水中矿物表面后，测得的接触角不同；将水滴→油中的矿物表面测得的θ1总是>将油滴→水中矿物表面测得的θ2(θ1

>θ2)三、润湿滞后润湿滞后类型（据产生原因分）：静润湿滞后动润湿滞后2、静润湿滞后静润湿滞后：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。原因：岩石表面非均质性、粗造度、表面活性物质在固体表面上的吸附层。结果：水驱油过程中，静润湿滞后↑→水润湿岩石的能力↓→洗油效率↓→原油采收率↓静润湿滞后直接影响微观水驱油效率。3、动润湿滞后动润湿滞后：在水驱油或油驱水的过程中，当三相润湿周界沿固体表面移动时，因移动迟缓而使润湿接触角发生变化的现象。原因：驱替压差（速度）特点：θ

1、θ

2随△p而变化：

△p↑→θ

1↑,θ

2↓→滞后程度↑结果：-水润湿岩石的能力↓(θ↑)，水洗油效果↓-润湿反转后，油膜留在孔壁上，驱油效率↓↓→需设计合理生产压差静、动润湿滞后，都严重地影响油藏开发中的微观驱油效果，使原油采收率↓。三、润湿滞后三、润湿滞后4、影响润湿滞后程度的因素(1)润湿次序（静滞后）或三相周界的运动方向wp驱nwp，θ1>θ；nwp驱wp，θ2<θ；θ1>θ>θ2(2)三相周界移动速度（动滞后）v↑→滞后程度↑(3)固体表面吸附的活性剂量活性剂吸附量↑→滞后程度↑(4)岩石固体表面粗糙度粗糙度↑→三相周界移动的阻力↑→滞后程度↑1、润湿性影响油水在孔道中的微观分布储层岩石润湿性；流体饱和度的大小；饱和度变化的方向。

四、岩石润湿性与水驱油的相互影响油水在岩石孔隙中的分布与哪些因素有关？储层岩石润湿性的影响

→润湿相力图占据颗粒表面及较窄小的孔隙角隅，非润湿相处于孔道中心。中性润湿岩石：

部分岩石表面亲油，被油膜覆盖；其余亲水，被水膜包围。水湿岩石：水分布于大孔表面(水膜)和小孔中，油成孤滴状。油湿岩石：水分布于大孔道中央，油以油膜的形式附着于颗粒表面。流体饱和度大小的影响油、水饱和度均较高时，油、水各自形成独立的渠道，以渠道流的方式流动；各相流动渠道随其饱和度↑而↑。四、岩石润湿性与水驱油的相互影响①水湿岩石SW低，润湿相水粘附于颗粒表面,成环状分布,不流动；相应的SO很高，油成迂回状连续分布于孔隙中间,在外压作用下成渠道流动；SW中，油水为迂回状分布，在一定外压下，油水可以同时流动；SW高，油成孤滴状分布，水成迂回状连续分布。四、岩石润湿性与水驱油的相互影响②油湿岩石油水分布随饱和度的变化与水湿岩石相反。SO低，油以油膜形式附于颗粒表面,油成－环状分布；SW很高,水连续分布于孔隙中间,在外压作用成渠道流动。SO中，油水为迂回状分布，在一定压差下，沿各自渠道同时流动。SO高，水成孤滴状，油为迂回状，连续分布。四、岩石润湿性与水驱油的相互影响饱和度变化方向的影响注水时油水的分布情况为例亲油油层注水：非湿相驱替湿相的过程→驱替过程亲水油层注水：湿相驱替非湿相的过程→吸吮过程亲水岩石，随含水饱和度增加，水除了附着于颗粒表面的水膜和边角处之外，还取渠道流动驱油。残余油占据死胡同孔隙及很细的连通喉道，有少部分的油被水分割成孤立的油滴。亲油岩石，水首先取道于较大的流通性好的孔隙。继续注水时，才进入较小的孔道并使这些水侵小孔道串联起来，形成新的水流渠道。残余油除了一些停留于小的油流渠道内，其余的则在大孔道表面形成油膜。油水在岩石孔隙中的微观分布不仅与油水饱和度的大小有关，还与饱和度的变化方向有关。岩石中等润湿性时，经水驱替后的残余油除了占据在死胡同孔隙中外，还有许多小油液粘附在孔隙的岩石壁上。水驱后残余油分布水湿岩石孤立的油滴、油珠等形式存在(位于孔道的中心)。油湿岩石以油膜形式存在(覆盖在岩石固体表面)。油水在岩石孔隙中的分布与岩石表面润湿性、油水饱和度的大小、饱和度的变化方向(饱和流体的先后次序)有关。四、岩石润湿性与水驱油的相互影响2、润湿性决定孔道中毛管力的大小和方向毛管力pc的大小润湿性与界面张力、毛管半径决定了pc的大小和方向。亲水毛管,pC与注水驱替压差

p方向一致，是动力亲油毛管，pc与注水驱替压差

p方向相反，是阻力pc方向指向非润湿相一方，其作用是力图使湿相液膜增厚毛管力pc的方向开发初期只有油流动，产纯油；水以束缚水存在，亲水微粒受束缚水膜的束缚不运移。3、润湿性影响地层中微粒运移四、岩石润湿性与水驱油的相互影响地层中的微粒指岩石表面未固结的细小颗粒。混合润湿的微粒处于束缚水膜和油相的界面上作不同方向的移动。注水后油水同流，岩石表面润湿性发生变化，亲水微粒从束缚状态下释放出来，随水移动；四、岩石润湿性与水驱油的相互影响加入油水互溶剂ow减小以致界面消除，微粒大量释放，运移，可能堵塞孔隙，损害油层。4、润湿性影响采收率的大小在水驱油时，采收率的高低，驱油效果的好坏，直接受润湿性的影响。水湿储层比油湿储层水驱效果好。方法：直接法接触角法间接法自动吸入法自吸离心法自吸驱替法五、油藏岩石润湿性的测定1、直接法－接触角法先将岩石浸入到油中，然后用滴管滴一滴水到岩石的上表面，形成水驱油的前进角

1

然后将岩石浸入到水中，然后用滴管滴一滴油到岩石下表面，形成油驱水的后退角

2接触角法：直接测量矿物光面上液滴接触角的方法。(1)装置五、油藏岩石润湿性的测定(2)测定条件应在地层p、T下流体样品：新鲜油藏流体岩石矿物：光滑、干净、平整的主要矿物晶体砂岩用石英晶体、灰岩用方解石、石灰岩用白云石达到平衡：

1

=

2

=

应在地层p、T下，用新鲜油藏流体样品在光滑、干净、平整的矿物晶体表面上测定，达到平衡后测定的角才是正确的。(3)特点简单、直观；测定条件严格；时间长；不能准确反映储层润湿性←非均质。测定油水对岩石的相对润湿能力的方法储层岩石润湿性是相对而言的，对于两种流体来说，其中必有一种流体比另一种流体更容易润湿岩石，那么，哪一种流体容易进入岩石，该种流体润湿性相对就强。测定条件岩石选用能代表油层的新鲜岩样；油水尽量模拟油层情况。2、间接法(基于毛管力的方法)五、油藏岩石润湿性的测定(1)自动吸入法(自吸法)储层岩石润湿性测定的常用方法依据：在毛管力作用下，吸入过程可以自发进行装置：步骤：-将饱和油的岩样→吸水仪中，水自动进入岩样中将油驱出，测驱出油的体积Vo；-将饱和水的岩样→吸油仪中，油进入岩样中将水驱出，测驱出水的体积Vw；-如果Vo＞Vw→岩样亲水；Vo＜Vw→岩样亲油；Vo≈Vw→岩样中性润湿。特点：-简单；-较接近油藏实际情况，能较好的反映储层总体润湿特性；-只能定性地确定相对润湿性。自动吸入法的改进原理：

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。(2)自吸离心法五、油藏岩石润湿性的测定步骤①岩样饱和油后放入水中自吸水排油量为V自o，离心机驱出油量为V离o，

水排比(水湿指数)=V自o/(V自O＋V离o)②岩样饱和水后放入油中自吸油排水量为V自w，离心机驱出水量为V离w

油排比(油湿指数)=V自w/(V自w

＋V离w)③水排比

1（油排比

0）,强亲水(水湿)

油排比

1（水排比

0）,强亲油(油湿)

水排比、油排比较接近，中性润湿(3)自吸驱替法自动吸入法的改进同自吸离心法一样，不同点仅是：用驱替压差代替离心力；将水排比定义为水湿指数，油排比定义为油湿指数。本节内容毛管压力概念综述毛管压力曲线的测定和换算毛管压力曲线的基本特征毛管压力曲线的应用第三节储层岩石的毛管力曲线本节重点：毛管力的相关基本概念；任意曲面的毛管力计算；毛管力曲线的测定原理、基本特点和主要应用。本节难点：任意曲面的毛管力计算；毛管力曲线的基本特征分析；毛管力曲线的主要应用。

1、毛管压力的概念毛管压力：由于界面张力的作用，毛管中两相流体弯曲界面上存在的附加压力，一般用pc表示。R1、R2为两个主曲率半径大小：由Laplace方程确定

方向：恒指向非润湿相（凹面内）一、毛管压力概念综述(1)毛管弯曲面为球面时的pc

pc方向：指向非湿相(或弯液面内侧)2、各种弯曲面下毛管力的计算一、毛管压力概念综述(2)毛管弯曲面为柱面时的pcpc方向：指向管心(作用是使毛管中水膜增厚)一、毛管压力概念综述(3)毛管断面渐变时的pc

→要使毛管中的湿相全部被驱出，驱替压力应大于毛管最细端的pCmax→细端pc＞粗端pc，pCmax出现在最细端细端：粗端：一、毛管压力概念综述(4)两相流体处于平行裂缝间的pc(5)岩石颗粒间pc毛管压力曲线研究的理论基础一、毛管压力概念综述(1)毛管现象毛管现象：毛细管中液体上升或下降的现象。3、毛管中液体上升（或下降）将一根毛细管插入润湿相液体中，液体会上升一定的高度；将一根毛细管插入到非润湿相液体中，液体会下降一定的高度。原因：管壁与湿相分子间作用力力图使液面上升或下降。一、毛管压力概念综述(2)液面上升的高度设毛管中湿相水上升高度为h；-在位置B处：油相压力：水相压力：-在位置A处：一、毛管压力概念综述毛管压力的另一定义★毛管压力：毛管中弯曲界面上非湿相与湿相的压力之差，即：pc＝p非湿相－p湿相(3)油藏中的油水、油气过渡带油藏油水、油气界面是具有一定厚度的过渡带；液面高差与毛管放置方向无关(其他条件相同)；一般油水过渡带h＞油气过渡带h；→h＝f（r）4、毛管滞后现象毛管滞后：由于毛管中饱和次序不同或毛管半径变化引起的毛管力改变的现象。(1)饱和次序引起的滞后空毛管插入湿相水中吸满水的毛管插入水中一、毛管压力概念综述饱和次序滞后实质：润湿滞后引起θ

、pc改变→又称为润湿滞后引起的毛管滞后。(1)饱和次序引起的滞后一、毛管压力概念综述(2)毛管半径变化引起的滞后毛管半径r变化直接→pc改变。吸入过程：上升液面稳定在中间粗段内；驱替过程：下降液面停留在上部细毛管段内。一、毛管压力概念综述(3)几点认识★湿相驱替非湿相的吸入过程：pc为动力，产生前进角θ

1→pc↓。如：水湿油层（亲水孔道）的水驱油过程油湿油层（亲油孔道）的油驱水过程非湿相驱替湿相的驱替过程：pc为阻力，产生后退角θ2→pc↑。如：油湿油层（亲油孔道）的水驱油过程水湿油层（亲水孔道）的油驱水过程毛管滞后导致岩样在驱替过程中的S

湿＞吸入过程中的S湿。一、毛管压力概念综述1、毛管压力曲线毛管压力曲线：毛管压力与岩样中湿相饱和度的关系曲线，即pc－Sw曲线。用非湿相驱替湿相测得的毛管力曲线，称驱替曲线；用湿相驱替非湿相测得的毛管力曲线，称吸入曲线。二、毛管压力曲线的测定和换算测定原理实际岩样中：-孔隙大小(r)具非均质特性；-孔隙大小具一定的分布规律（分布曲线）。2、pC

曲线的测定原理二、毛管压力曲线的测定和换算pc＝2σcosθ／r2、pC

曲线的测定原理-ri→pci；-当p驱≥pci时，r>ri毛管中流体被驱出，Swet可确定-pci（p驱）～Swet对应点→作出pci（p驱）～Swet关系曲线。测定原理驱替过程测定：毛管力为阻力，须加压；吸入过程测定：毛管力为动力，须降压。二、毛管压力曲线的测定和换算3、毛管压力曲线测定方法半渗透隔板法压汞法离心法二、毛管压力曲线的测定和换算(1)半渗隔板法常压与高压测定装置3、毛管压力曲线测定方法高压图半渗隔板要求-隔板润湿性与岩样相同，最大孔道半径rmax<岩心的最小孔道半径rmin；-只允许湿相流体通过，不允许非湿相流体通过。常压图二、毛管压力曲线的测定和换算测定步骤建立压力差；测定在该压差下驱出的液量；将驱出的液量换算成岩心中的饱和度;作出pc

～Sw

关系曲线。(1)半渗隔板法二、毛管压力曲线的测定和换算特点：与油层条件接近，测定精度高；是一种标准方法，可作其他方法的对比标准；测定时间长，测定范围受到限制。测定的最大毛管压力取决于半渗透隔板孔径的大小，非湿相开始突破隔板孔隙时的压力即为实验所允许的最大压力；-国内生产的隔板pmax

=0.7MPa；-常压抽空的最大压差只能为0.1MPa。(1)半渗隔板法二、毛管压力曲线的测定和换算(2)压汞法原理忽略空气体积,一定的驱替压差

p驱下→测出对应的注入岩心的汞的体积△VHg→SHg(Sa)→作出

p驱~SHg(Sa)

关系曲线。3、毛管压力曲线测定方法装置二、毛管压力曲线的测定和换算压汞曲线与退汞曲线(2)压汞法特点：测定速度快，测定范围大；与油层实际情况差别较大；岩心要受污染，不能再使用。驱替曲线——压汞曲线I吸入曲线——退汞曲线II驱替曲线位于吸入曲线上方毛管滞后二、毛管压力曲线的测定和换算(3)离心法依靠高速离心机所产生的离心力,代替外加的排驱压力,达到非湿相驱替湿相的目的；饱和湿相(水)岩心放入非湿相(油)的环境中，当转速n一定→角速度

一定→油水各自离心力一定(

o,w不同)→油水离心力差一定(pc或p驱)→油驱出水量

Vw一定→Sw→

p驱(pc)～Sw曲线。3、毛管压力曲线测定方法原理二、毛管压力曲线的测定和换算特点：测定迅速；直接可得到油水、油气、气水等毛管压力曲线；容易实现驱替、吸入过程测定；计算较麻烦，设备较复杂；测定范围受到限制，测定最高压力为1.4MPa。(3)离心法二、毛管压力曲线的测定和换算4、毛管压力曲线的换算实验测定条件与油藏条件相差较大，且不同方法使用的测定流体不同。换算依据：对相同孔道r用上式，可推得实验室测定的pcL与同一岩石在油藏条件下pcR间的换算公式。二、毛管压力曲线的测定和换算换算公式：4、毛管压力曲线的换算此式也可用于不同方法测得的pc间的换算。二、毛管压力曲线的测定和换算1、定性特征两头陡、中间缓，由三段组成：初始段AB：pc↑→So缓慢↑；中间平缓段BC：pc

稍微↑→So↑↑，主要进液段BC段越平缓、越长→岩样孔喉分选越好；BC段位置越低→岩样平均孔喉r越大。尾部上翘段CD：pc急剧↑→So↑极小→孔隙小，非湿相进入的数量极少。三、毛管压力曲线的基本特征2、定量特征(1)排驱压力pTpT：指非湿相开始进入岩样的压力。(入口压力、门坎压力、阀压)pT与岩石渗透性相关：渗透性好→pT低。pT相应于岩样最大喉道半径的pc求取：将pc曲线中间平缓段延长至S非湿相=0与纵轴相交，交点对应的压力即为pT。三、毛管压力曲线的基本特征2、定量特征(2)饱和度中值压力pc50pc50：指驱替pc曲线上S非湿相为50％时对应的pc。岩石孔渗性越好→pc50低、r50大；r50≈岩石平均孔喉r；岩石物性很差时，pc50极高→曲线上读不出。pc50相应的喉道半径为饱和度中值喉道半径r50(中值半径)。三、毛管压力曲线的基本特征(3)最小湿相饱和度SwminSwmin：指驱替压力达到最大时，未被非湿相驱出而残留在孔道中的湿相饱和度。2、定量特征Swmin代表非湿相不能进入的连通小孔喉的孔隙体积占总孔隙体积的百分数；Swmin越低→物性越好,一般视为Swi。PC曲线尾部不平行于压力轴时不能将Swmin作为Swi三、毛管压力曲线的基本特征研究岩石的孔隙结构；评价储层岩石储集性能；确定油层平均毛管力J(Sw)函数；确定油藏流体饱和度随过渡带高度变化；利用毛管压力回线法研究采收率；确定储层润湿性；计算岩石绝对渗透率K和流体相对渗透率Kri；评价作业过程对储层的伤害或改善的效果。四、毛管压力曲线的应用鉴于毛管压力pc＝f（r孔隙），因而可由毛管压力曲线绘制孔隙大小分布曲线和累积分布曲线，进而研究、评价储层的孔隙结构特征。1、研究岩石的孔隙结构四、毛管压力曲线的应用2、评价储层岩石储集性能据毛管压力曲线的定性特征可直接评价储层储集性能。具体做法是依据毛管曲线的形态和位置，即中间段的平缓程度、长短及位置高低确定储层性能的好坏。中间段越平缓中间平缓段越长中间平缓段位置越低孔隙喉道越大，大孔隙越多，储集性能越好四、毛管压力曲线的应用2、评价储层岩石储集性能四、毛管压力曲线的应用毛管压力曲线取决于储层孔隙结构和流体饱和度高低，反映储层孔渗物性的好坏；实验测定毛管压力曲线所用岩样极小；储层高度非均质→不同岩层、部位岩心的孔渗及微观孔隙结构特征存在差异→不同小岩样测定的pc及pc曲线间存在差异。→平均毛管压力函数：J(Sw)函数3、确定油层平均毛管力J(Sw)函数四、毛管压力曲线的应用J(Sw)函数的特点：无因次J(Sw)函数及其曲线的求取：-用Sw不同的岩样的pc、K、φ等计算出系列J

值；-绘制J－Sw

散点图，其回归曲线即为J函数曲线。3、确定油层平均毛管力J(Sw)函数J(Sw)函数的用途：-处理油藏或同类岩石毛管压力资料，确定平均pc曲线；-对比不同岩石类型的综合岩石物性。四、毛管压力曲线的应用4、确定油藏流体饱和度随过渡带高度变化据公式：得：式中：h—过渡带的高度，m。pc—毛管力，MPa；ρw—水密度，g/cm3ρo—油密度，g/cm3四、毛管压力曲线的应用5、利用毛管压力回线法研究采收率实质是利用驱替、吸入曲线求取驱替效率。原油采收率：（非湿相退出效率）四、毛管压力曲线的应用6、确定储层岩石润湿性面积比较法润湿指数和视接触角法――排驱压力法(1)面积比较法pc曲线先饱和水，再用油驱→曲线Ⅰ→水驱油得曲线Ⅱ→再用油驱水得曲线Ⅲ。A1曲线Ⅲ下包面积,A2曲线Ⅱ下包面积。＞０，岩石亲水（水湿）＜０，岩石亲油（油湿）＝０，岩石中等润湿判定参数：四、毛管压力曲线的应用(2)润湿指数和视接触角法思路：以油气系统中油对岩石为强润湿(θog≈0)为标准，将油水系统中水润湿岩石的能力与其比较，确定储层岩石润湿性。方法：将一块岩石分为两半：一块饱和油，用空气驱油，求得排驱压力pTog；一块饱和水，用油驱水，求得排驱压力pTwo。6、确定储层岩石润湿性四、毛管压力曲线的应用润湿指数法判定标准：润湿指数W：W=1→油水系统中水对岩石的润湿性相当于油气系统中油对岩石的润湿能力→强亲水W=0→油水系统中水完全不润湿岩石→强亲油0≤W≤1：W→1，岩石越亲水；

W→0，岩石越亲油。计算式物理意义四、毛管压力曲线的应用视接触角法：由视接触角：判定指标：θow→0°，岩石越亲水；

θow→90°，岩石越亲油。四、毛管压力曲线的应用7、计算岩石的绝对渗透率和流体相对渗透率Kri岩石的绝对渗透率K流体相对渗透率Kri四、毛管压力曲线的应用8、评价作业过程对储层的伤害或改善的效果思路：将油井作业过程前后的岩样毛管压力曲线绘在同一张图上，由两条毛管曲线的特征和相对位置，判定作业过程对储层的伤害程度或改善效果。方法：若作业后曲线（B）位置高于作业前曲线（A）→作业过程对储层造成伤害；反之，表明作业过程有效地改善了储层的渗流条件。四、毛管压力曲线的应用第四节储层岩石驱油过程中的阻力效应本节内容水驱油的非活塞性毛管孔道中的各种阻力效应简化岩石孔道中的渗流本节重点：毛管孔道中的各种阻力效应和微观渗流机理。本节难点：毛管孔道中的微观渗流机理分析。一、水驱油的非活塞性1、基本概念活塞式驱油：油水前缘能将波及区内的油完全排驱的水驱油过程。非活塞式驱油：油水前缘不能将波及区内的油完全排驱，在波及区后仍有可动油的水驱油过程。第四节储层岩石驱油过程中的阻力效应出现非活塞式驱油的原因孔隙结构的非均质性；孔隙表面的润湿非均质性；水驱油过程中毛细管力的作用不一致；油水粘度差；油水重力（密度）差。一、水驱油的非活塞性第四节储层岩石驱油过程中的阻力效应二、毛管孔道中的各种阻力效应多相液流的流动阻力：（与单相液流的不同）水驱油过程的非活塞性→油水同流区将出现大量孤立液滴随连续相一起流动的情形；pf＜pb

时→油层中将出现大量气泡随连续相一起流动的情形；毛管力影响→液滴、气泡在微小孔道中将产生明显的阻力，严重地阻碍连续相的流动。阻力效应又指多相流动时的各种珠泡效应。第四节储层岩石驱油过程中的阻力效应1、静态的珠泡效应（楔压效应）——第一种附加阻力pI二、毛管孔道中的各种阻力效应阻力pI：施于管壁的球面毛管力pc”和施于管心的柱面毛管力pc’的合力，方向指向管壁。条件：等径毛管，液滴静止；存在柱面、球面pc。第四节储层岩石驱油过程中的阻力效应球面：柱面：pI作用：力图使珠泡在管壁的附着程度↑。结论：要使珠泡移动，必须克服pI引起的沿管壁的附加摩擦阻力和反常液膜的阻力。第四节储层岩石驱油过程中的阻力效应2、珠泡流动时的毛管效应（滞后效应）——第二种附加阻力pII条件：等径毛管，液滴运动，其两端球面pc不等。阻力pII：为液滴两端球形界面毛管力的合力，其方向与液滴运动方向相反。（动润湿滞后→液滴弯曲界面变形）二、毛管孔道中的各种阻力效应第四节储层岩石驱油过程中的阻力效应pII作用：阻碍珠泡向前运动。结论：要使珠泡向前运动，

p驱≥pI+pII+液膜的摩擦阻力。第四节储层岩石驱油过程中的阻力效应3、珠泡通过窄口处的毛管效应（贾敏效应）——第三种附加阻力pIII二、毛管孔道中的各种阻力效应条件：珠泡遇狭窄孔喉发生变形，两端球面pc不等。阻力pIII：为两端球形界面毛管力的合力，其方向与珠泡运动方向相反。第四节储层岩石驱油过程中的阻力效应

pIII作用：力图阻滞珠泡通过狭窄孔喉。结论：要使珠泡通过孔喉，必须克服pIII引起的附加渗流阻力。珠泡前端R”＝狭窄孔喉r时，pIII最大第四节储层岩石驱油过程中的阻力效应贾敏效应：贾敏效应：泛指珠泡通过孔道狭窄处变形产生的附加阻力效应，包括液阻、气阻效应。★液阻效应：液滴通过孔道狭窄处时，液滴变形产生附加阻力的现象。气阻效应：气泡通过孔道狭窄处时，气泡变形产生附加阻力的现象。第四节储层岩石驱油过程中的阻力效应认识：多相渗流阻力大于单相渗流阻力的主要原因：油层中孔喉数目众多，多相流动中存在的大量珠泡产生的附加阻力pⅠ、pⅡ、pⅢ的叠加效应十分明显，严重地影响油水流体在孔道中的流动。★贾敏效应对油层中油水流动的影响最大。二、毛管孔道中的各种阻力效应第四节储层岩石驱油过程中的阻力效应4、减小或消除珠泡效应的方法加入表面活性剂→↓界面σ→↓pⅠ、pⅡ、pⅢ；确定合理采油速度或↑注入量，尽可能延长单相流动期，消除珠泡形成条件；在生产中应尽量减少钻井泥浆侵入油层，残余的酸化液及时排出，避免产生液阻效应；加入破乳剂，降低珠泡强度，使其破裂。二、毛管孔道中的各种阻力效应第四节储层岩石驱油过程中的阻力效应三、简化岩石孔道中的渗流单根毛管单相流单根、多根并联毛管中的两相流不等径并联孔道中的两相流单根变断面毛管中的两相流毛管孔道中的混合液流第四节储层岩石驱油过程中的阻力效应1、单根毛管单相流三、简化岩石孔道中的渗流前提：存在粘滞力作用（无毛管力）。流速：结论：流体的渗流主要发生在大孔道中。（对渗透率K起决定作用的是大孔道）第四节储层岩石驱油过程中的阻力效应泊稷叶公式：2、单根、多根并联毛管中的两相流三、简化岩石孔道中的渗流前提：同时存在粘滞力、毛管力的作用。流速：受粘滞力、毛管力、油水△μ、排驱t及孔隙结构等因素综合影响，计算公式复杂。第四节储层岩石驱油过程中的阻力效应结论：两相液流速度与润湿性密切相关：-孔道水湿，pc为动力；-孔道油湿，pc为阻力。其他条件相同时，流速v大＞v小；同一孔道：驱替时间t↑→流速v↑；不同孔道：t↑→流速差△v↑→出现微观指进。第四节储层岩石驱油过程中的阻力效应微观指进：不同大小孔道中的两相界面位置差异随排驱时间增加而增大的现象。★微观指进→大孔道见水时，小孔道中将留下残余油储层非均质↑、油水△μ↑→微观指进↑→宏观的平面指进→宏观波及系数↓→油井产纯油的时间↓、见水时间↑→原油驱替效率和原油采收率↓↓。第四节储层岩石驱油过程中的阻力效应3、不等径并联孔道中的两相流前提：同时存在粘滞力、毛管力。三、简化岩石孔道中的渗流流速：两相流速v计算同单孔道中的v计算方法；孔道两端驱动压差相同，两孔道中的界面移动速度主要取决于：毛管力的方向、大小以及毛管力与粘滞力的相对大小。第四节储层岩石驱油过程中的阻力效应结论：孔道均为亲油孔道：（pc为阻力）pc小＞pc大→v大＞v小→小孔道中留下残余油。孔道均为亲水孔道：（pc为动力）

pc小＞pc大→两孔道流速v的大小取决于毛管力、粘滞力的相对大小：-

p驱>>pc→v大孔道＞v小孔道，残余油在小孔道；-

p驱

<<pc→v大孔道＜v小孔道，残余油在大孔道。孔道中残留的油滴最终会产生液阻效应。第四节储层岩石驱油过程中的阻力效应4、单根变断面毛管中的两相流孔道模型与实际孔喉形状更接近。在这种孔道大小不断变化的模型中流动时，具如下特点：流体两相界面移动过程中发生赫恩斯阶跃；（孔道断面r变→pc

变→两相界面移动v变）界面跳跃及孔喉比的影响→易形成卡断式剩余油液滴，从而产生珠泡阻力效应。第四节储层岩石驱油过程中的阻力效应5、毛管孔道中的混合液流混合液流的基本特征：大量珠泡在连续相携带下成串地依次向前移动；由于珠泡对连续相的阻滞作用，使混合液流的流速vL＜＜单相流的流速v0

。三、简化岩石孔道中的渗流第四节储层岩石驱油过程中的阻力效应混合液流流速（vL）：结论：液滴半径越接近孔道半径，混合物流速降低越快，珠泡对连续相的阻滞作用越强。5、毛管孔道中的混合液流第四节储层岩石驱油过程中的阻力效应本节内容有效渗透率和相对渗透率概念相对渗透率曲线特征及影响因素相对渗透率曲线的获取相对渗透率曲线的应用第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线本节重点：渗透率和流度的基本概念；相对渗透率曲线的基本特征、影响因素和主要应用。本节难点：相对渗透率曲线的影响因素和主要应用。一、有效渗透率和相对渗透率概念1、岩石的绝对渗透率结论:

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。第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线2、有效渗透率(相渗透率)(1)概念有效渗透率：多相渗流时，其中某一相流体在岩石中通过能力的大小，称为该相流体的有效渗透率或相渗透率，用Ki表示。如油、水、气相的有效渗透率分别为：第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线例如：用油、盐水同时通过某岩心，分别测得两相流量，用达西公式计算Ki。已知：岩心绝对K＝0.375μm2；盐水Sw＝70％；油So＝30％；盐水μw＝1cp；油μo＝3cp；测得盐水Qw=0.30cm3/s；油Qo=0.03cm3/s。第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线分别对油、水使用达西公式，则:＜K＝0.375＜K＝0.375且：Ko＋Kw＝0.270（μm2）＜K＝0.375可见：Ko＜K；Kw＜K；Ko＋Kw＜K第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线(2)有效渗透率的特点Ki描述某相流体通过岩石的能力大小，可由达西公式计算，单位为μm2。各相流体的有效渗透率总是小于岩石的绝对渗透率，且各相流体的有效渗透率之和也小于岩石绝对渗透率。即：

Ki＜岩石K，i＝o、w、g；∑Ki＜岩石K有效渗透率与饱和度有直接相关性：Ki＝f（Sw）第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线

Ki<K绝，why？单相流动时只受粘滞力的作用，而多相流动时，除受粘滞力作用外，还受毛管力pc(界面张力)的作用，毛管力包括：两相界面、珠泡效应、贾敏效应pc。对某一相流体流动而言，其它相的存在降低了该相的流动空间，使其流动阻力增大。(3)影响有效渗透率Ki的因素岩石K绝↑→Ki↑(其他条件相同)；Si↑→Ki↑；界面张力σ↓→pc↓→Ki↑；与岩石润湿性、饱和历史、流体分布情况有关。相对渗透率：多相渗流时，某相流体的相渗透率与岩石绝对渗透率之比；即：3、相对渗透率特点：Kri描述某相流体通过岩石的能力的相对大小；Kri为无因次量，i＝o、w、g；Kri＜1，∑Kri＜1；Kri＝f（Sw）★——研究相渗曲线的基础。第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线4、流度(λi)流度：多相渗流时某相流体的相渗透率与其粘度之比：流度是描述流体流动能力的重要参数；反映多相流动时，某相流体在具体流动条件下流动能力的大小。第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线5、流度比(M)多相流动时，驱替相流度与被驱替相流度之比：例如，水驱油过程的流度比为：M描述驱替相和被驱替相的相对流动能力，影响注入水波及范围及原油采收率→开发中力图↓M第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线二、相对渗透率曲线特征及其影响因素1、相对渗透率曲线的特征Kri曲线：流体相对渗透率与饱和度间的关系曲线。即：Kri＝f（Sw）典型的油水(或油气)相对渗透率曲线为X型交叉曲线K绝常采用K气、K液(100%)、K液(Swi或Sor)第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线1、相对渗透率曲线的特征(1)曲线分为三个区单相油流区(A区)油水同流区(B区)纯水流动区(C区)以偏亲水岩石的油水相对渗透率曲线为例第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线1、相对渗透率曲线的特征①单相油流区(A区)Sw≤Swi水以水膜形式覆盖在岩石颗粒表面，为束缚水，不流动，对油流动影响小，油占据主要流动通道。Krw＝0，Kro→1；随Sw↑→Kro微↓(湿相水增加，减小非湿相油的流动空间)。第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线1、相对渗透率曲线的特征②油水同流区特征(B区)Swi＜Sw＜1-SorSw较低时，水易被油打断，形成水滴、水珠，产生珠泡效应、贾敏效应，使得随Sw微↑→Kro↓↓；Sw较高时，油易被水打断，形成油滴、油珠，产生珠泡效应、贾敏效应，使得随Sw微↓→Krw↓↓；Sw适中时，油水沿各自的一套流通通道流动，珠泡效应、贾敏效应大大降低乃至消失；阻力效应明显，Krw＋Kro出现最低值(等渗点)。第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线③纯水流动区(C区)1、相对渗透率曲线的特征Sw>1-Sor，So＜SorKro＝0。非湿相油失去连续性而分散成油滴，不再流动油以孤立的油滴出现，产生珠泡效应、贾敏效应，使得随Sw微↓→Krw↓↓第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线任何一相流体流动时，其饱和度必须>最低流动饱和度，Sw>Swi，So>Sor，Sg>Sgi；非湿相流体，饱和度<100%时，可达到K绝；而对湿相流体，其饱和度=100％时，

才能达到K绝；两相渗流时，∑Si=100%，∑Ki<K绝，∑Kri<1,在等渗点为最小值。1、相对渗透率曲线的特征(2)几个定性的结论第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线2、影响相对渗透率的因素二、相对渗透率曲线特征及其影响因素岩石润湿性饱和次序岩石孔隙结构温度、压力等因素第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线(1)岩石润湿性的影响2、影响相对渗透率的因素岩石亲水→亲油转化，Kri曲线变化趋势：等渗透点(相渗曲线交点)左移。Kro↓，Krw↑；Swi↓，Sor↑；第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线2、影响相对渗透率的因素(1)岩石润湿性的影响相渗曲线交点处的Sw，亲水岩石>50%，亲油岩石<50%；Swi，强亲油<15%，强亲水>20%；Sor处的Krw，强亲水<30%。一般规律：第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线(2)饱和次序(饱和历史)的影响2、影响相对渗透率的因素所谓饱和次序的影响是指用驱替或吸入过程测定相渗曲线时，其对相渗曲线的影响。饱和次序对相渗曲线的影响：对润湿相：驱替、吸入过程的Kri曲线差异甚微；对非湿相：驱替Kri曲线高于吸入Kri曲线。第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线(3)岩石孔隙结构的影响2、影响相对渗透率的因素孔隙大小及分布对Kri曲线影响明显总之，影响Kri曲线的因素极多，原因复杂。测定及使用过程中应多加注意。孔喉越大、分选越均匀→K岩石↑→Swi↓、Sor↓→两相共渗区↑，流体的Kri↑。第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线(4)温度的影响2、影响相对渗透率的因素T↑→Swi↑→相渗曲线的交点右移原因：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；岩石亲水性增强，含油孔道→含水孔道；岩石膨胀，孔隙结构改变；油水粘度比改变。第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线(5)其他因素的影响2、影响相对渗透率的因素非湿相μ很高,且>>湿相时，随两相粘度比↑→非湿相Kri↑，湿相Kri与粘度比无关。粘度比对Kri的影响随岩石孔隙半径增大而减小界面张力

和准数(=

/K

p或=

/μv)

=10-2～10-3时影响显著=0，Kri曲线为交叉直线，Swi、Sor都很低≠0，Kri曲线仍为X型交叉曲线第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线三、相对渗透率曲线的获取直接测定法：稳定法不稳定法间接计算法：毛管压力曲线计算法矿场资料计算法经验公式计算法第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线三、相对渗透率曲线的获取1、稳定法：(以O-W系统为例)(1)原理：稳定流动时的达西公式第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线当Sw=const，Qi进=Q

i出时，测出△p→

Ko，Kw→Kro，Krw1、稳定法(2)实验流程第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线(3)岩心中So，Sw的确定

物质平衡法、称重法、电阻率法、示踪剂法物质平衡法(体积法)原理：Q流进-Q流出=岩心中积聚量i=o，w；I=innitial实验室方法矿场方法第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线称重法原理：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，岩心和流体的总重量也不同。(3)岩心中So，Sw的确定岩心和流体的总重量干岩样的重量第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线1、稳定法(4)实验步骤①岩心抽空饱和，测定Vp和K绝；②用两微量泵以恒速注入油水，流出端Qo、Qw改变；③当Qi进=Q

i出时，测出△p,Qi；

④计算Ko，Kw，Kro，Krw；⑤确定饱和度Sw；⑥改变注入比重复②～⑤；⑦作出Kri～Sw曲线。第五节储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线2、不稳定法（1）测试理论水驱油基本理论（Buckley-levertt前沿推进理论）在水驱油过程中，油、水饱和度在岩石中的分布是水驱油时间和距离的函数。因此油水在孔隙介质中的渗流能力，即油水的相渗透率也随饱和度分