相对渗透率及相对渗透率曲线应用.ppt

1、第四节 储层岩石中的相对渗透率,一 相对渗透率和流度比 1、有效渗透率:当多相流体共存时，岩石对其中每一相流体的通过能力。 例： 70%的饱和盐水，（水的粘度为1cp)， 30%的饱和油， （油的粘度为3cp)， p=2at ,Qw=0.3cm/s,Qo=0.02cm/s， 计算水的有效渗透率Kw，油的有效渗透率Ko,3cm,A=2c,解： Ko + Kw =0.27 ( m2 ) K绝=0.375 ( m2 ) 两相渗透率之和小于绝对渗透率 这是为什么呢？ （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。,2、相对

2、渗透率,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 Kro+Krw 100 % 3、流度与流度比 水的流度,流度比 ：,二 相对渗透率曲线,定义：相对渗透率与饱和度之间的关系曲线，称为相对渗透率曲线。 特征：两相、三区、五点,三 相对渗透率的影响因素,1.岩石孔隙结构的影响,2.岩石润湿性的影响 亲水岩石： 等渗点含水饱和度大 于50； 亲油岩石： 等渗点含水饱和度小于50。 随接触角增加，油相相对透率依次降低，水相相对渗透率依次升高。,3.流体物性的影响 A.流体粘度的影响 非湿相粘度很高时，非湿相相对渗透率可以大于100，而润湿相当相对渗透率与粘度无关。 粘度比的影

3、响随孔隙半径增大而减小，K1m2时，粘度比的影响可以忽略。 粘度比只有这含油饱和度较高时才有影响；而含水饱和度很高时，粘度比的影响就很小了。 B.流体中表面活性物质的影响 表面活性物质的存在，可以改变油、水的存在形式（分散相或分散介质），分散介质的渗透能力大于分散相。,4.油水饱和顺序（饱和历史）的影响 .润湿滞后 流体作为驱动相时的相对渗透率大于作为被驱动相时相对渗透率。 Kr驱动Kr被驱动。 .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。 .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

4、Kr被驱动。,5.温度对相对渗透率的影响 6.驱动因素的影响,五 相对渗透率曲线的应用,一、教学目的 重点了解相对渗透率曲线的应用，因为它是研究多相渗流的基础,在油田开发计算,动态分析,确定储层中油水气饱和度分布中都是必不可少的重要资料 二、教学重点、难点 掌握流度和流度比的概念，重点掌握利用相对渗透率曲线分析油井产水规律和油水接触面位置及产纯油的闭合高度。 三、教法说明 课堂讲授 四、教学内容,1、计算产水率fw,2、计算产水率随饱和度上升的速度 （1） Sw fw （2）M fw 3、利用相对渗透率曲线和毛管压力曲线求油水过渡带的宽度 4、利用相对渗透率曲线求水驱采收率 采收率,六 相对渗

5、透率曲线的测定,（一）稳定法测定相对渗透率曲线,二.非稳态法 又分为恒速法和恒压法 三.末端效应 定义：在岩心端面，由于毛细管孔道突然失去连续性而引起的距岩心端面一定范围内湿相饱和度偏高和出口见水出现短暂滞后的现象。 消除办法： 1.增大流速，减少末端效应当影响范围； 2.增加实验岩心长度，降低末端效应存在长度占岩心总长度的百分数； 3.三段岩心法。,四.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:,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 = VP I 对实际岩石,由达西公式得:,则： 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,作法如下： 测出毛管压力曲线（Pc Sw 曲线），作成 1/ PC2 Sw 曲线，并求出该曲线下包面积，即可算出岩石的绝对渗透率。,有效渗透率和相对渗透率计算:,引