低渗透油藏油水两相渗流特征

1、1低渗透油藏低渗透油藏油水两相渗流特征及油水两相渗流特征及提高驱油效率的途径提高驱油效率的途径2要点：要点：1 油水两相流动的概念油水两相流动的概念2 低渗透储层中油水两相流动的渗流阻力低渗透储层中油水两相流动的渗流阻力3 油水两相渗流油水两相渗流4 低渗透储层油水相对渗透率曲线特征低渗透储层油水相对渗透率曲线特征5 提高驱油效率的途径提高驱油效率的途径6 剩余油重新运移的条件剩余油重新运移的条件31 油水两相流动的概念油水两相流动的概念4实际储层都存在油水两相，气水两相，或者油气水三相。某一相的流动状态和该相的饱和度有关。含水饱和度等于或小于束缚水饱和度时，水相是不流动相。含油饱和度等于或小

2、于残余油饱和度时，油相是不流动相。当含水饱和度大于束缚水饱和度，小于残余油时的含水饱和度时，油水两相同时流动，称为油水两相流动区。5 多孔介质中油水分布及两相流动概念多孔介质中油水分布及两相流动概念（1）“ 缆状缆状”流动状态流动状态 （2） 孔道流动概念孔道流动概念（3） 渠网式渗流状态渠网式渗流状态（4） 段塞式流动和分散相流动段塞式流动和分散相流动6上述各种多相流体渗流的概念，从不同角度分析了多相流体渗流过程中各相流体的分布和流动状况，大多出于推测。在实际储层中，由于孔隙结构的微观非均质性、岩石的混合润湿性、饱和度的变化等因素的影响，在同一多孔介质中可能存在多种渗流形式。微观模拟实验表明

3、，在某一特定条件下，可能以某种渗流状态为主，同时与其他流动状态并存。在驱替过程中，被驱替相由连续相变为不连续相，进而被圈闭形成剩余油。7 2 低渗透储层中低渗透储层中油水两相流动的渗流阻力油水两相流动的渗流阻力8（1）低渗透储层中启动压力形成的）低渗透储层中启动压力形成的 附加渗流阻力附加渗流阻力 启动压力梯度形成的附加渗流阻力：bgradpp 29（2） 粘滞阻力粘滞阻力在流体运动时，相邻两层流体间的相对运动存在内摩擦力，或对相对滑动速度存在抵抗力，这称为流体的粘性应力或粘滞力。粘性大小取决于流体的性质。粘性应力的大小与流体粘性和相对运动速度成正比，与孔隙半径的平方成反比。218rLVp10

4、（3）毛细管附加阻力）毛细管附加阻力11 毛细管附加阻力毛细管附加阻力前缘弯月面曲率增大，接触角减小，称为后退接触角R；油段塞运动后缘弯月面曲率减小，接触角增大，称为前进接触角A。此时AR。上式为一个油段塞运动时所具有的毛细管附近阻力，这是由于接触角滞后所引起的。)cos(cos2213ARwwrPPp12 （4）低渗透储层的综合渗流阻力）低渗透储层的综合渗流阻力133 油水两相渗流油水两相渗流14 为表示多相系统中每一相的流动状况，20世纪30年代Musket和Meres首先将达西定律引入两相渗流研究中，得到有效渗透率的概念，并用相对渗透率曲线表示。 15 3.1 有效渗透率有效渗透率假设达

5、西定律适用于多相渗流中的每一相，则可根据实验资料计算每一相流经多孔介质的渗透率，称为该相的有效渗透率：PKVoooPKVwww16 3.2 相对渗透率相对渗透率在多相渗流中，相对渗透率是每一相有效渗透率与特定渗透率的比值。特定渗透率通常用气测绝对渗透率，或者是束缚水饱和度条件下的油相有效渗透率。soiooroairoroKKKKKK/或soiowrwairwrwKKKKKK/或173.3 相对渗透率曲线的滞后现象相对渗透率曲线的滞后现象183.4 两相渗流的最小饱和度两相渗流的最小饱和度在一定的渗流条件下，两相系统中，不管是润湿相还是非润湿相，都需要有一个最小饱和度值才能流动。束缚水饱和度：为

6、最小含水饱和度，用Swi表示。当含水饱和度等于或小于Swi时，虽然有一定的含水饱和度，但水相处于不流动状态，只有油相才处于流动状态。剩余油（或残余油）饱和度：为最小含油饱和度，用Sor表示。当含油饱和度等于或小于Sor时，油相不参与流动，只有水相才处于流动状态。19在水驱油的过程中，储层含水饱和度等于束缚水饱和度Swi时，水相处于不流动状态，只有油相是流动相。油井产出的是纯油，称为无水采油期。当含水饱和度大于束缚水饱和度，而小于残余油饱和度时，油水同时流动，称为含水采油期。在此期间，随含水饱和度的增加，水相有效渗透率增大，油井含水率也增加。当达到残余油饱和度Sor时，储层中的油成为不流动相，形

7、成剩余油。此时两相流动“ 退化”为孔隙网络中的单相流动。204 低渗透储层的低渗透储层的 相对渗透率曲线特征相对渗透率曲线特征214.1低渗与高渗岩心低渗与高渗岩心 相对渗透率曲线的差别相对渗透率曲线的差别绝对渗透率为1314103m2岩心的相对渗透率曲线绝对渗透率为20103m2岩心的相对渗透率曲线。22 高渗岩心相渗曲线特征高渗岩心相渗曲线特征（1）束缚水时，油相的相对渗透率Kro较高，约为0.97，接近油相的绝对渗透率。（2）残余油时水相的相对渗透率也较高，约为0.47。（3）两相流动区较宽，约为0.52。意味着驱油效率较高。23低渗岩心相渗曲线特征低渗岩心相渗曲线特征（1）束缚水时，油

8、相相对渗透率较低，约为0.75。（2）残余油时，水相相对渗透率很低，约为0.13。（3）两相流动区狭窄，约为0.41，意味着驱油效率较低。244.2 有效渗透率与绝对渗透率的关系有效渗透率与绝对渗透率的关系绝对渗透率降低到0.347/10.244=1/29.5束缚水时油相有效渗透率降低到0.007/3.106=1/443.7残余油时水相有效渗透率降低到0.014/2.372=1/169.4254.3 相对渗透率与岩石润湿性的关系相对渗透率与岩石润湿性的关系0.000.010.020.030.040.050.060.070.080.09020406080100含水饱和度（）相对渗透率（与K g

9、之比）KrwKroKg=1.99026 低渗透储层油水两相渗流特征低渗透储层油水两相渗流特征对于低渗透岩心，随着绝对渗透率的降低，油相和水相的有效渗透率和相对渗透率均有较大降低。对于亲水岩石，残余油时水相相对渗透率降低幅度更大。对于亲油岩心，束缚水时油相相对渗透率降低幅度更大。低渗透岩心油水两相流动范围小，特别是残余油饱和度较高，水驱油效率较低。 274.4 驱油效率与绝对渗透率的关系驱油效率与绝对渗透率的关系28水驱油结束时剩余油饱和度的大小关系到水驱油效率。水驱剩余油饱和度是实施三次采油的初始条件。剩余油饱和度的大小和储层性质，和开发方式有关。从宏观上研究剩余油饱和度和可测参数的关系是十分

10、必要的。剩余油饱和度与毛细管数的相关关系。295 提高驱油效率的途径提高驱油效率的途径30要点：1 毛细管数2 剩余油饱和度与毛细管数的关系3 修正的毛细管数4 剩余油饱和度与修正毛细管数的关系5 粘滞力和毛管力对剩余油饱和度的影响31 5.1 毛细管数毛细管数Moore和Slobod用水湿岩石进行了大量实验，并运用量纲分析和标配原则，提出粘滞力同毛管力之比的无量纲数组，称为毛细管数： cosowwcomVN毛管力粘滞力32 5.2 剩余油饱和度与毛细管数的关系剩余油饱和度与毛细管数的关系水突破时的剩余油饱和度：随着毛细管数的增大，发生圈闭作用时的含油饱和度减小。从曲线形态看，它并不是一个均匀

11、的曲线，有一个较明显的拐点，大约出现在毛细管数为106107的范围内。在此之前，即毛细管数107的范围内，岩心中含油饱和度变化不大。而在此之后，即毛细管数106的情况下，随毛细管数的增大，水突破时的含油饱和度明显减小。 335.3 修正的毛细管数修正的毛细管数Abrams证实了这种相关关系的普遍性。并提出修正的毛细管数 ： 4 . 0)(cos)(owoworoiwcamSSVN345.4 剩余油饱和度与修正毛细管数的关系剩余油饱和度与修正毛细管数的关系修正的毛细管数和剩余油饱和度的关系曲线。所有亲水砂岩的关系曲线都有一个明显特征，即曲线有一明显的拐点。每种砂岩的拐点都不一样。可以确定注水后的

12、剩余油饱和度和最终驱油效率。 355.5 粘滞力和毛管力对剩余油饱和度的影响粘滞力和毛管力对剩余油饱和度的影响粘滞力和毛管力是水驱油过程中的主要渗流阻力，对水湿岩石剩余油饱和度有重要影响。下表是Moore和Slobod的实验结果。 36 1 剩余油形成和多种因素有关，主要有：储层孔隙结构、润湿性、驱替相性质、原油性质、开采方式等。 2 剩余油饱和度和毛细管数直接相关，毛细管数越大剩余油饱和度越小。即驱替剂粘度较大，驱替速度较大，油水界面张力越小，接触角接近900C，则毛细管数越大，剩余油饱和度较小。 3 毛细管数在一定的范围内，剩余油饱和度降低幅度较大。376 剩余油重新运移的条件剩余油重新运

13、移的条件38要 点：1 剩余油重新运移的条件2 提高驱替速度3 剩余油重新运移与P/L的关系4 剩余油重新运移的临界毛细管数396.1 剩余油重新运移的条件剩余油重新运移的条件40继续采出注水开发之后的剩余油，通常属于“ 三次采油”的范畴。被圈闭的油滴在一定的条件下能够重新运移。只有在毛细管数达到一定数值的情况下，被圈闭的剩余油才能重新运移。在化学驱的情况下，毛细管数要增加到103102才能收到较好的效果。 41根据毛细管数的定义，增大毛细管数的方法有三个：一、 提高驱替速度；二 、增大驱替剂的粘度；三 、降低油水界面张力。cosowwcomVN毛管力粘滞力42Jordan，McCarde和H

14、ocott(1956)用Berea砂岩实验压力梯度达到370磅/英寸2/英尺（8370KPa/m）以前，剩余油饱和度与压力梯度的大小无关。当压力梯度大于370磅/英寸2/英尺时，从岩心中又驱替出原油。当压力梯度达到3750磅/英寸2/英尺（84.8Mpa/m），实验结束时，遗留在岩心中的剩余油饱和度为11。2 提高驱替速度提高驱替速度43通常油藏开发时，压力梯度一般约在几磅/英寸2/英尺的范围。实验中的注水速度和压力梯度都远大于任何油藏的实际值。实验证实，有一个使岩心中剩余油流动所需要的最小压力梯度。如果驱替水施加的压力梯度足够大的话，那么被毛管力拘禁的剩余油能够驱替出一部分。446.3 剩余

15、油重新运移与剩余油重新运移与P/L的关系的关系Taber等人（1969）曾系统研究过粘滞力（P/L）和毛管力（w）对砂岩岩心驱油效率的影响。确定剩余油何时开始流动。剩余油饱和度与（P/L）的相关关系。 4546P/L临界值临界值P/L这一比值有一个临界值，当达到这一临界值时（不管这一临界值是靠增大P/L，还是靠降低得到的），剩余油才开始运移，可以获得剩余油的初始产量。驱出的剩余油量是P/L的函数。随着P/L值的增大，采出的剩余油量增加。通常P/L值至少要超过其临界值一个数量级。47P/L临界值与渗透率的关系临界值与渗透率的关系 储层渗透率越高，剩余油可动性临界值越小，剩余油容易启动。储层渗透率越低，剩余油可动性的临界值越大。特别是当渗透率小于100103m2时，可动性临界值非常大，剩余油不容易启动。 484 剩余油重新运移的临界毛细管数剩余油重新运移的临界毛细管数图中下面曲线为连续油被圈闭时的毛细管