有效渗透率曲线课件.ppt

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1、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

2、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:有效渗透率之和小于绝对渗透率Ko+Kw=0.27

3、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。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

4、.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.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)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～S

5、w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.2.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

6、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。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.3.油水饱和顺序（饱和历史）

7、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.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

8、,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5.油水粘度比的