相对渗透率ppt课件.ppt

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1、第四节饱和多相流体岩石的渗流特征一、有效渗透率和相对渗透率的概念1、绝对渗透率当岩石孔隙为一种不与岩石发生反应的流体100％饱和，层流流动时测得的渗透率。绝对渗透率只是岩石本身的一种属性,与通过岩石的流体性质无关。2、有效渗透率当岩石孔隙中饱和两种或两种以上流体时，岩石让其中一种流体的通过能力称为有效渗透率或称为相渗透率。油相的有效渗透率Ko气相的有效渗透率Kg水相的有效渗透率Kw岩石的有效渗透率之和总是小于该岩石的绝对渗透率。岩石的有效渗透率是岩石自身属性、流体饱和度及其在孔隙中的分布的函数,而流体饱和度及其分布后者与润湿性等有关。指岩石孔隙中饱和多相流体时,岩

2、石对每一相流体的有效渗透率与岩石绝对渗透率的比值。3、相对渗透率油相的相对渗透率气相的相对渗透率水相的相对渗透率同一岩石的相对渗透率之和总是小于1。空气渗透率100%盐水的渗透率100%油的渗透率束缚水饱和度下油的渗透率二、相对渗透率曲线特征相对渗透率与含水饱和度的关系称为相对渗透率曲线。油水相对渗透率A区：Sw≤Swi；B区：Swi

3、一定时,随着岩石亲油程度增加,油的相对渗透率逐渐降低,水的相对渗透率逐渐增加。在相对渗透率曲线上表现为Krw=0的位置及曲线的交叉点左移；(2)亲水岩石的油、水相对渗透率曲线交点的对应饱和度数值大于50%,亲油岩石对应的饱和度数值小于50%；(3)亲水岩石的束缚水(共存水)饱和度一般大于亲油岩石的束缚水饱和度。一般情况下，当岩石润湿性由亲水向亲油转化时,油的相对渗透率趋于降低,水的相对渗透率趋于升高。2、饱和顺序的影响非湿相：任何饱和度下吸吮的总是低于驱替的相对渗透率。湿相：吸吮时的与驱替时的相对渗透率曲线重合。解释：在驱替过程中,非湿相首先窜入大孔隙中央,且非湿

4、相是连续的,故其相对渗透率较高；在吸吮过程中,湿相沿孔隙壁面流动,同时驱动孔隙中间的非湿相,随湿相饱和度的增加,越来越多的非湿相变为不连续相,因此影响了非湿相的相对渗透率。3、岩石孔隙结构的影响低渗小孔隙岩心及大孔隙连通性不好的岩心刚好与此相反。高渗大孔隙连通性好的岩心：两相渗流区范围较大,共存水饱和度低,端点(共存水饱和度及残余油饱和度点)相对渗透率高；4、温度的影响温度升高,束缚水饱和度增加,油相相对渗透率增加,水相相对渗透率降低；温度对相对渗透率影响的基本特征是整个X形曲线右移。岩石表面吸附的活性物质在高温下解附,使大量水转而吸附于岩石表面,使岩石变得更加水

5、湿；此外,温度升高,会导致岩石热膨胀,使孔隙结构发生变化,渗透率也随之发生改变。原因4、其它因素的影响毛管压力流体粘度润湿相趋向于占据小孔隙,非湿相占据着较大孔隙,增加了两相相对渗透率之间的差异。一种观点：流体粘度对相对渗透率没有影响。另一种观点：当非湿相粘度很高并且大大高于润湿相时,粘度可以对相对渗透率产生影响。四、相对渗透率曲线的测定1、稳定法达西公式恒水、油比驱替末端效应：它是两相流体在多孔介质中流动过程中，出现在出口末端的一种毛管效应,其特点是：(1)距离多孔介质出口末端端面一定距离内湿相饱和度过高；(2)出口端见湿相出现短暂的滞后。消除末端效应的方法:(

6、1)提高流速：降低毛管力作用,以减小末端效应;(2)三段岩心法：使末端效应不在测试岩心中发生。2、不稳定法以水驱油基本理论(贝克莱-列维尔特驱油机理)为基础,并假设在水驱油过程中,油、水饱和度在岩心中的分布是时间和距离的函数。因此，在岩石某一截断面上的流量、有效渗透率也随饱和度的变化而改变。原理测量恒定压力时油水流量或恒定流量时的压力3、根据毛管力曲线计算4、用经验统计公式计算时间短，快5、用矿场资料计算1.预测水驱油藏的最终采收率最终采收率＝＝2.计算产水率五、相对渗透率曲线的应用分流量方程则：产水率变化速度3.确定自由水面位置(2)100%产水面(低于它便10

7、0%地产水),通常由试油、钻井中途测试、电测等手段确定。(1)自由水面或毛管力为零的面；100%产水面位置最大含水饱和度毛管力所对应的高度自由水面位置前缘后平均含水饱和度Swfavg：4.计算前缘含水饱和度和前缘后平均含水饱和度前缘含水饱和度5.计算无因次采油（液）指数随含水变化曲线无因次采油指数无因次采液指数不考虑注水开发过程中绝对渗透率的变化－－－－6.确定采出程度R与含水fw的关系7.计算流管法采收率8.测算新区块(油田)的产量指标9.计算有效生产压差10.计算理论存水率和水驱指数11.用于数值模拟研究12.根据岩样的润湿性，判断油藏储层的润湿性13.计算

8、流度比