油水相对渗透率曲线详述

1、油水相对渗透率曲线详述 前 言 油水相对渗透率资料是研究油水两相渗流的基础，是油田开发参数计算，动态分析，以及油藏数值模拟等方面不可缺少的重要资料。它可直接应用： 计算油井产量，水油比和流度比；分析油井产水规律； 确定油水在储层中的垂向分布；确定自由水面； 计算驱油效率和油藏水驱采收率； 判断油藏润湿性等。因此，获得有代表性的相对渗透率资料对油田开发十分重因此，获得有代表性的相对渗透率资料对油田开发十分重要。要。前 言 相对渗透率表示成饱和度的函数，但它还受岩石物性、流体性质、润湿性、流体饱和顺序以及实验条件的影响。 实际上，相对渗透率很聪明地把所有影响两相渗流的因素都概括到这条曲线中，使其能

2、把单相渗流的达西定律应用到两相渗流中。 前面几项是储层的固有属性，而实验条件是我们前面几项是储层的固有属性，而实验条件是我们如何获得有代表性相对渗透率曲线的关键如何获得有代表性相对渗透率曲线的关键。 下面，我们首先介绍影响相对渗透率曲线的因素。 影响相对渗透率曲线的因素岩石孔隙结构的影响 由于流体饱和度的分布及流动渠道直接与岩石孔隙大小，几何形态及其组合特征有关，因而孔隙结构会直接影响相渗曲线。 1.毛细管; 2.白云岩; 3.未胶结砂岩; 4.胶结砂岩 影响相对渗透率曲线的因素高渗，大孔隙砂岩两相共渗区范围大，共存水饱和度低，端点相对渗透率高；孔隙小，连通性好的岩芯共存水饱和度高，两相流覆盖

3、饱和度范围较窄，端点相对渗透率也较低；孔隙小，连通性又不好的岩芯两相区和端点相对渗透率都低。 影响相对渗透率曲线的因素 润湿性的影响从强亲油到强亲水，油相相对渗透率逐渐增大，水相相对渗透率逐渐减小，相对渗透率交点右移。润湿性的影响与油水在岩石孔隙中的分布有关。亲水：水在小孔隙或岩石表面或边角；亲油：水呈水滴或在孔道中间 影响相对渗透率曲线的因素 用相对渗透率曲线可以判断润湿性经验法则 （1） 水湿 油湿 束缚水饱和度 20-25 50% 50% Kw(Sor) 50% （2）如果气油相对渗透率曲线中的油相相对渗透率与水油相对渗透率曲线中的水相相对渗透率相近，则岩样是水湿的；注意注意：此方法只能

4、用于强润湿行为的定性判断，对于中此方法只能用于强润湿行为的定性判断，对于中间润湿性或混合润湿性，则无规律可循间润湿性或混合润湿性，则无规律可循。 影响相对渗透率曲线的因素 流体粘度比的影响 当粘度比相差不大时，基本没有影响。 影响相对渗透率曲线的因素流体粘度比的影响 当非湿相粘度很大时，非湿相的Knw随非湿相/湿相粘度比增加而增加，并且可以超过100%；而湿相Kw与粘度比无关。粘度比的影响随孔隙半径增大而减小，当K1达西时，其影响忽略不计。这可用水膜理论来解释润湿膜起润滑作用。 影响相对渗透率曲线的因素 流体形态的影响有表面活性剂存在时，油水相态有三种：油为分散相，油为分散介质，乳化状态。油水

5、在孔隙介质中共同渗流，分散介质的渗流能力会大于分散相。影响相对渗透率曲线的因素 饱和历程的影响滞后现象其滞后现象是由毛管压力滞后引起的。非湿相的相渗受饱和顺序的影响要远大于对湿相的影响；湿相的驱替和吸入过程的相渗曲线比较接近。 影响相对渗透率曲线的因素 温度的影响温度升高，Swi增高，在相同Sw下，Kro提高，Krw略有降低，岩石变得更加水湿。机理是：温度升高，分子热运动增大，使原油粘度降低，表面吸附层变薄，流动孔道增大，流动阻力降低，而使Kro有所提高。当然，岩石热膨胀会使孔隙结构发生变化，而带来影响。 影响相对渗透率曲线的因素 驱替速度和界面张力的影响随 (/v)值减小， 两相相对渗透率都

6、增大，两相共同流动范围变宽。显然，这与非连续相的流动有关。应当注意；使非连续相流动值必须呈数量级变化，只有使 0.1时，随着E的增加，油和水的相对渗透率都降低；在E 1 M Krwroo/w I 为非稳定性数； v 表观速度； d 岩芯直径； )K(d)vv)(1M(Iwro2wcwowwroc) 1M(gcos)(Kvwowwroc) 1M(gcos)(Kvwowwroc) 1M(gcos)(Kvwowwroc) 1M(gcos)(Kvwowwroc) 1M(gcos)(Kvwowwroc) 1M(gcos)(Kvwowwroc) 1M(gcos)(Kv影响非稳态相对渗透率测定的影响非稳态相

7、对渗透率测定的因素因素对水湿情况：I应小于4152；毛细管作用阻滞了指进的增长，并且，由于Krwro 1,即使o/w值较大，M也小于1。因此多半是稳定的。对油湿和混合润湿情况：指进比较严重，I应小于74。毛细管作用与粘性指进要求驱替条件正好矛盾：因为毛细管作用趋向于减弱粘滞的不稳定性，在低速下，指进小，但毛细管末端效应大，而在高速下，指进大，毛细管末端效应小。随着非稳定数I增加，油相渗透率降低，水相渗透率增高，油指数增大，水指数减小；Sor随非稳定性加剧而升高。影响非稳态相对渗透率测定的影响非稳态相对渗透率测定的因素因素 非均质性的影响非均质性加剧了粘性指进的作用，特别对油湿和混合润湿性更为明

8、显。对层状非均质用非均质性参数描述: H=q*(Kb/Kl)(/L) Kb：最高渗透层渗透率；Kl：最低渗透层渗透率； ：非均质性的特征宽度；L：体系长度； q*=1/E。非均质性增大，会使用JBN方法获得的油相相渗透率降低，水相渗透率增加。影响非稳态相对渗透率测定的影响非稳态相对渗透率测定的因素因素这些参数的临界范围如表： 油黏度低，介质均匀，那么只有E和Nca是重要的；对于黏度高的油，I的重要性增强，对于非均质岩石，H也是重要的。这些参数的临界范围与润湿性息息相关。参数参数 E Nca I H临界范围临界范围水湿水湿混合润湿混合润湿油田范围油田范围实验室范围实验室范围0.011 0.010

9、.01-1010-510-8 10-610-8-10-5415274 105 0Pc 0，高高SwSw下，下，Pc Pc 0 0，毛细管末端效应比较弱，而流速和总流量影响毛细管末端效应比较弱，而流速和总流量影响较大，建议在油田速度下进行测定，并且其注入倍数较大，建议在油田速度下进行测定，并且其注入倍数要远远大于标准规定的要远远大于标准规定的 20 20 PVPV；相对渗透率曲线的异常 双河油田1985年底异常相渗曲线统计结果相相渗渗曲曲线线正正常常异异常常矿矿化化度度(mg/l)区区块块Kg(m2)样样品品(块块)百百分分比比样样品品(块块)百百分分比比地地层层水水注注入入水水双双河河南南块块

10、0.61955066.72533.362634215双双河河弱弱块块1.08044773.41726.662634215江江河河0.59784959.03441.013559915全全油油田田0.65214665.87634.3-相对渗透率曲线的异常0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.0020406080100含水饱和度 %含水饱和度 %油 - 水 相 对渗 透率油 - 水 相 对渗 透率Krw(正常正常)异常异常I型型异常异常II型型相对渗透率曲线的异常0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.0020406080100含水饱和度 %含水饱和

11、度 %油- 水 相对渗透率油- 水 相对渗透率1000ppm注入水注入水80000ppm标准盐水标准盐水 样号:36 孔隙度:31.9 % 空气渗透率:1177 10- 3 (m )257%57%38%38%5%5%粘土总量粘土总量蒙皂土蒙皂土高岭土高岭土绿泥石绿泥石10.03.85.70.5相对渗透率曲线的异常p孔隙结构的微观非均质性p岩性（砾岩等）差异p粘土矿物的水化膨胀p地层微粒尤其是非粘土微粒的运移堵塞p实验条件的控制或操作不当克服此类异常的方法中高渗透性砂岩克服此类异常的方法 选择水驱速度：以克服末端效应为主 水相含盐度：采用地层水配方低渗透性砂岩 选择水驱速度：不得大于临界流速 水

12、相含盐度：采用高于临界盐度的标准盐水 原油老化有人提出，应用相对渗透率在高含水饱和度下的有人提出，应用相对渗透率在高含水饱和度下的S S型特型特征、流动方向逆转时相对渗透率端点的变化（颗粒运征、流动方向逆转时相对渗透率端点的变化（颗粒运移），来判断地层伤害。移），来判断地层伤害。几点看法相对渗透率曲线四个端点的重要性数值模拟中基本不调四个端点，其他都是可调的。1.束缚水饱和度三种建立束缚水饱和度方法的比较看出，油水驱替法更接近原始水饱和度。渗透率与束缚水饱和度01020304050607080901000.010.1110100100010000100000渗透率 k (md)束缚水饱和度S

13、w i ( % )气水隔板法离心法原始水饱和度油水驱替法几点看法 残余油饱和度：水驱倍数很关键，目前标准20倍孔隙体积恐怕不够，特别对混合润湿性油田更是这样。检查井资料就说明了这个问题。样号空气渗透率相渗驱替倍数,Vp冲刷倍数Vp相渗 Sor(%)冲刷 Sor(%)S4438.620.0128626.216.8S6402.419.249743.135.7S9113027.9266725.415.5S11144020.3139737.018.7S14286019.417630.021.3S28444019.251130.023.3S16526817.9127126.820.8S22539.320

14、.222937.732.6S23595.332.4128251.633.5S16几点看法 用数值模拟方法求取相对渗透率曲线是较好的方法 由于JBN方法有很多限制，如果末端效应基本克服，四个端点测定无误的话，那么，应用考虑毛细管力的数值模拟软件，对采出量和压力进行历史拟合，求取曲线指数，就可以克服那些限制，而获得完整的相对渗透率曲线。 稳态方法更适合于非均质岩芯和混合润湿性岩芯 在油藏条件下进行相对渗透率测定的重要性特别是温度、围压（非胶结岩芯和有层理的岩芯）几点看法要研究的问题低渗透和超低渗透岩芯的相对渗透率曲线测定问题1.稳定流法时间太长，基本不能用；2. 非稳定流法的JBN法问题太大： 毛细管末端效应问题 目前达西公式适用性问题启动压力 孔隙度太小，孔隙体积小的计量问题要研究的问题三次采油中的相对渗透率曲线问题1.