油水相对渗透率曲线市公开课金奖市赛课一等奖课件

油水相对渗透率曲线第1页

前言油水相对渗透率资料是研究油水两相渗流基础，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乏主要资料。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。所以，取得有代表性相对渗透率资料对油田开发十分主要。第2页前言相对渗透率表示成饱和度函数，但它还受岩石物性、流体性质、润湿性、流体饱和次序以及试验条件影响。实际上，相对渗透率很聪明地把全部影响两相渗流原因都概括到这条曲线中，使其能把单相渗流达西定律应用到两相渗流中。前面几项是储层固有属性，而试验条件是我们怎样取得有代表性相对渗透率曲线关键。下面，我们首先介绍影响相对渗透率曲线原因。第3页

影响相对渗透率曲线原因岩石孔隙结构影响

因为流体饱和度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相关，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

第4页影响相对渗透率曲线原因高渗，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，连通性好岩芯共存水饱和度高，两相流覆盖饱和度范围较窄，端点相对渗透率也较低；孔隙小，连通性又不好岩芯两相区和端点相对渗透率都低。第5页

影响相对渗透率曲线原因润湿性影响从强亲油到强亲水，油相相对渗透率逐步增大，水相相对渗透率逐步减小，相对渗透率交点右移。润湿性影响与油水在岩石孔隙中分布相关。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第6页

影响相对渗透率曲线原因用相对渗透率曲线能够判断润湿性经验法则（1）水湿油湿束缚水饱和度>20-25<10%

交点饱和度>50%<50%Kw(Sor)<30%>50%

（2）假如气－油相对渗透率曲线中油相相对渗透率与水－油相对渗透率曲线中水相相对渗透率相近，则岩样是水湿；注意：此方法只能用于强润湿行为定性判断，对于中间润湿性或混合润湿性，则无规律可循。第7页

影响相对渗透率曲线原因流体粘度比影响当粘度比相差不大时，基本没有影响。第8页

影响相对渗透率曲线原因流体粘度比影响

当非湿相粘度很大时，非湿相Knw随非湿相/湿相粘度比增加而增加，而且可以超出100%；而湿相Kw与粘度比无关。粘度比影响随孔隙半径增大而减小，当K>1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。第9页

影响相对渗透率曲线原因流体形态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。油水在孔隙介质中共同渗流，分散介质渗流能力会大于分散相。第10页影响相对渗透率曲线原因饱和历程影响——滞后现象其滞后现象是由毛管压力滞后引发。非湿相相渗受饱和次序影响要远大于对湿相影响；湿相驱替和吸入过程相渗曲线比较靠近。第11页

影响相对渗透率曲线原因温度影响温度升高，Swi增高，在相同Sw下，Kro提升，Krw略有降低，岩石变得愈加水湿。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有所提升。当然，岩石热膨胀会使孔隙结构发生改变，而带来影响。第12页

影响相对渗透率曲线原因驱替速度和界面张力影响随π(σ/μv)值减小，两相相对渗透率都增大，两相共同流动范围变宽。显然，这与非连续相流动相关。应该注意；使非连续相流动π值必须呈数量级改变，只有使σ<0.01mN/m才有可能。第13页

影响相对渗透率曲线原因岩石非均质（层理）影响

在各向异性Berea砂岩上发觉，平行层理流动相对渗透率值高于垂直于层理流动对应值。同时沙粒大小、分布颗粒形状以及方向性，孔隙大小分布，几何形态，岩石比面以及后生作用等都会影响相渗曲线。第14页

影响相对渗透率曲线原因上覆岩压影响上覆岩压小于3000psi时对相对渗透率没甚麽影响。当到达5000psi时就能够看到影响。主要是由孔隙结构改变引发。详细多大上覆岩压发生影响，与岩石性质相关。在高压地层应模拟上覆岩压测定相对渗透率曲线。第15页

影响相对渗透率曲线原因初始饱和度影响初始含水饱和度增大会使整个曲线向右移动，即较高初始含水饱和度能够得到较低残余油饱和度。尤其对水湿情况影响显著。对于高达20%初始水饱和度油湿岩芯，饱和度再增加就看不出改变了。所以除特殊研究外，开始测定相对渗透率时，岩芯中水量应该是其束缚水饱和度。第16页测量相对渗透率曲线方法

稳态法理论依据：忽略毛管压力和重力作用两相不可压缩、不互溶流体一维渗流方程；做法：让固定百分比流体经过岩样，直到抵达稳定状态（压力分布、饱和度分布不随时间而改变，各相流体在孔隙中分布抵达平衡），求得此平衡状态下饱和度、压力和流量，然后直接用达西定律计算油水相对渗透率。第17页稳态法测定油水相对渗透率曲线惯用饱和度测定方法：物质平衡法（体积法）依据物质平衡原理：流进岩芯累积量-流出岩芯累积量=岩芯中剩下量只要准确统计下进入和采出岩芯液量，就可计算出对应测量点下流体饱和度。

其准确度取决于计量精度，以及死体积大小。称重法

依据油水密度不一样，当饱和度不一样时其质量也不一样，经过秤重和油水密度差即可计算油水饱和度。第18页稳态法测定油水相对渗透率曲线缺点：两相密度差要比较大；每次测量都必须取下岩芯秤重，不但麻烦，且易带来误差（如气体膨胀和蒸发等）；测定过程必须恒温电阻法

依据油水电阻率不一样，在测试岩芯两端插入电极，经过测定岩芯中电阻率来确定岩芯油水饱和度。优点：比秤重法快，不那么繁琐；缺点：精度差，因电阻率不但与饱和度相关，还与流体在岩芯内分布和岩石矿物组成相关。第19页稳态法测定油水相对渗透率曲线其它测定饱和度方法还有：

X射线和γ射线吸收法、电容测量法、核磁共振法、真空蒸馏法以及微波吸收等方法。但这些除少数用于三相相对渗透率测定外，没有普遍应用。饱和度测定方法比较：外部测量方法（体积平衡和称重法）：它提供是平均值，不能显示饱和度剖面分布，而且其误差较大。尤其是岩芯体积小和死体积大时。就地测量方法假如有准确校正方法更准确、可靠。它还能够提供饱和度剖面。但成本较高。使用不太方便。第20页测量相对渗透率曲线方法稳态法测定相对渗透率曲线应注意问题：除了饱和度测定要准确外，主要是消除末端效应。末端效应是因为毛细管力突变引发。出口段饱和度必须到达平衡饱和度才有润湿相流体流出。末端效应随流速加紧而减小。第21页测量相对渗透率曲线方法减小末端效应方法：宾夕凡尼亚法

该方法是把岩芯放在两段与试验岩样类似岩样之间，使毛细管连续而消除末端效应。这种装置也有利于两相流体在进入岩样前充分混合。其缺点是必须把岩样取下秤重测定饱和度。第22页

非稳态相对渗透率测定方法采取Johnson(JBN)方法该方法以以下假设为基础：流动是一维并稳定；岩芯为线性均质；毛细管力作用与粘滞力作用相比能够忽略不计。通常这些假设得不到满足，岩芯多半是非均质，驱动力往往比较小，混合润湿性等等。第23页

影响非稳态相对渗透率测定原因毛细管作用影响水湿情况：末端效应显著入口端：水自发渗吸，油逆向流出。能够在入口加一个水湿园盘以降低这个作用；出口端：只有水饱和度足够高时，水才流出。当油粘度不太高时，用非稳态法只能在很小饱和度范围内取得相对渗透率处理方法：水湿岩芯最好用稳态法，或用较高驱替压力。第24页影响非稳态相对渗透率测定原因毛细管压力末端效应能够用无因次流动参数E表示：

E=Pcb/ΔP

ΔP：初始压差；Pcb：原始饱和度下毛管压力；

这个参数有一个临界数值范围当E>0.1时，伴随E增加，油和水相对渗透率都降低；在E<0.1时，末端效应数不影响相对渗透率。这个参数在相同模拟中就是π1,这也是为甚麽要求μVL〉1原因。第25页影响非稳态相对渗透率测定原因控制最终流体饱和度关键流动参数是毛细管数Nca：

Nca=μwV/σ

毛细管数是粘滞力与孔隙级别上毛细管力之比，或说驱替压力梯度与毛管压力梯度之比。当Nca〉10-5时，残余油饱和度随Nca增加而减小，伴随油饱和度降低，残余油时水相渗透率增加。因而，此时端点水相相对渗透率Krwo是Nca增函数。这个参数在相同模拟中就是π2，在三次采油中主要考虑这个参数。第26页影响非稳态相对渗透率测定原因油湿岩芯：入口端没有末端效应，在出口端只有当驱替压力梯度超出毛管压力梯度时油才流出来。随末端效应数E增加，油水相对渗透率都降低，残余油饱和度增加，岩芯内部最终饱和度不均匀。残余油饱和度随流速增加稍有降低，但水渗透率增加很快。这是因为油在出口轻易产出引发；对于Nca，油水相对渗透率都随Nca增加而增加；油湿岩芯若同时消除E和Nca影响，岩芯最小应为10m。混合润湿性岩芯：类似油湿，但毛管作用仅为油湿十分之一，故E临界数近似为1，Nca为10-8。第27页影响非稳态相对渗透率测定原因指进影响当流动性好流体驱替流动性较差流体时，驱替是不稳定，驱替前缘形成指进，非均质性加剧了指进过程。指进造成提前突破，出口有较长时间两相流动；其驱替不是一维，也不是稳定，所以JBN方法不再严格适用；指进现象用两个参数描述；

M>1M——Krwroμo/μw

I为非稳定性数；v——

表观速度；d——

岩芯直径；

第28页影响非稳态相对渗透率测定原因对水湿情况：I应小于4152；毛细管作用阻滞了指进增加，而且，因为Krwro<<1,即使μo/μw值较大，M也小于1。所以多半是稳定。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恰好矛盾：因为毛细管作用趋向于减弱粘滞不稳定性，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。伴随非稳定数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。第29页影响非稳态相对渗透率测定原因非均质性影响非均质性加剧了粘性指进作用，尤其对油湿和混合润湿性更为显著。对层状非均质用非均质性参数描述:H=q*(Kb/Kl)(ω/L)Kb：最高渗透层渗透率；Kl：最低渗透层渗透率；

ω：非均质性特征宽度；L：体系长度；

q*=1/E。非均质性增大，会使用JBN方法取得油相相渗透率降低，水相渗透率增加。第30页影响非稳态相对渗透率测定原因这些参数临界范围如表：油黏度低，介质均匀，那么只有E和Nca是主要；对于黏度高油，I主要性增强，对于非均质岩石，H也是主要。这些参数临界范围与润湿性息息相关。参数ENcaIH临界范围水湿混合润湿油田范围试验室范围〉0.01〉1<0.010.01-10〉10-5〉10-8<10-610-8-10-5〉4152〉74<105<106〉0.2〉0.020.01-10.01-10第31页影响非稳态相对渗透率测定原因结论：试验室非稳态相对渗透率试验，理想上应该在关键流动参数数值与油田数值相符合条件下进行，实际上，这在试验室是不可能实现。退其次，最好也要在非临界范围内进行。对于轻油均匀水湿或油湿岩石这是轻易实现，应恪守Rapoport标配准则。对于黏度比较大和非均质，混合润湿性岩石，高流速Rapoport标准就不适合了。非稳态试验应在油田速度下进行。毛细管作用和指进应综合考虑，抓住主要矛盾，才是正确方法。第32页影响非稳态相对渗透率测定原因基于黏度比对相对渗透率影响不大假设，为了照料毛细管作用和粘性指进影响，以及黏度比太小得不到完整曲线问题，所以测量时能够与油田实际黏度比不一样，依据上述临界范围综合考虑，适当选择黏度比。岩样尽可能选择均质，其孔隙结构，矿物组成要有代表性第33页稳态与非稳态方法比较稳态方法确定相对渗透率曲线可得到较大饱和度范围，直接测量饱和度，计算基于达西定律，因而含有最大可靠性。缺点是耗时长，成本高。非稳态法简单、方便，用时少；缺点是两相流饱和度小，尤其对水湿岩芯、非均质岩芯和低粘度流体更为严重。第34页相对渗透率测定岩样代表性——均质，渗透率代表油田；保持原始润湿性润湿性改变可能性

取心－钻井液侵入，压力和温度改变

储存－氧化、蒸发

制备－取样、清洗第35页润湿性改变可能性

钻井液引发润湿性改变全部油基和乳化泥浆都使水湿向油湿转变，或减弱水湿；水基泥浆对水湿样品影响较小，但有几个添加剂（如表面活性剂）会使水湿减弱；也有一些组分（如石灰、烧碱等）会使油湿转为水湿；只有岩盐和重晶石对润湿性无影响；密闭取心液影响尚无人作系统研究，但其中CMC、酸化油对润湿性会有影响。认为油基泥浆取心最好是错误。第36页润湿性改变可能性处理方法：

使用不加表面活性剂平和钻井液

pH靠近中性（10－12），CMC改用黄孢胶。对润湿性影响钻井液次序（最小可能性）（1）储层盐水或配制储层盐水，油藏原油（必须新鲜，预防氧化）；（2）只含无机盐和膨润土水基液（pH中性），无添加剂精制油；（3）由无机盐、膨润土、淀粉和聚合物组成水基液

（平和钻井液）（4）常规水基液，低表面活性剂含量油基液；（5）常规油基液（常规岩心分析最好）。第37页润湿性改变可能性压力和温度改变影响

主要是沥青质和石蜡析出会影响润湿性，处理方法是最好在井场用稳定油替换岩心中油，马上恢复到油藏条件。高压取心在冷冻时因为冰嵌入会改变结构，破坏伊利石分布状态，使高岭石运移等；冷冻还会引发沥青质沉淀和石蜡析出，不适合测定润湿性。第38页润湿性改变可能性防止蒸发、氧化和污染

轻质馏分损失或重质馏分沉积和氧化都会使润湿性改变，其改变方向难于判断（向油湿反向转化可能性大）用于测定润湿性和相对渗透率岩心应防止在井场进行详细描述，或侵入盐水中加以保护保护方法：岩心防护套密封法侵入脱氧盐水或脱气原油中带塑料内衬岩心筒－适于疏松岩心第39页润湿性改变可能性防止加热抽提

除去天然吸附有机质，使岩心更水湿；除去水留下原油重质馏分，使其油湿。切割岩心－用配制地层盐水作切割液；对粘土敏感岩样，用清洁矿物油作切割液。清洗岩心－（1）无溶剂法：依据所用钻井液，分别用盐水或未氧化脱气油驱替。防止与任何溶剂接触第40页润湿性改变可能性（2）溶剂抽提法石油醚或汽油清洗－用岩心夹持器CCl4－会使孔隙结构发生改变甲苯－使亲油向中性改变，清洗不洁净苯加酒精、CHCl3/甲醇、甲苯/甲醇、CHCl3/丙酮等混合溶剂－可致水湿酸性溶剂（氯仿、乙醇、甲醇等）更有效地清洗砂岩；而碱性溶剂（二恶烷、吡啶等）更有效清洗灰岩第41页润湿性改变可能性溶剂抽提存在问题：热抽提会使粘土脱水，抽提温度不宜超出60℃；溶剂不易渗透小孔隙；使隙间水蒸发掉，原油接触岩石，亲油性增强提议：对原态（天然新鲜）岩心润湿性测定最好用无溶剂法；对常规分析用CO2溶剂抽提，恒温、恒湿干燥。第42页润湿性改变可能性用新鲜岩心测定相对渗透率缺点：保留困难、费时，因为氧化、压力、温度改变等多重原因，实际极难保持原始润湿性。恢复润湿性－模拟油藏过程使之恢复到原来油藏润湿性恢复润湿性步骤：清洗岩心－除去全部极性物质模拟油水运移过程油藏条件老化，到达吸附平衡第43页润湿性改变可能性清洗岩心－必须使岩心清洗至强亲水推荐作法：先用甲苯冲洗，除去烃类和沥青质，再用氯仿/甲醇抽提；50/50甲苯/甲醇（含1％NH4OH）清洗；三步法：甲苯，冰醋酸，乙醇清洗清洗溶剂好坏与岩石、原油形质相关，对一些有效，对另一些则无效，需尝试。岩心干燥会造成永久性润湿性翻转，极难清洗第44页润湿性改变可能性模拟油水运移过程

岩心饱和脱气地层水，用新鲜脱气油驱替至束缚水饱和度，油水饱和度尽可能与储层相同。注意：原油必须新鲜，氧化后形成油水界面膜会吸附在岩石表面，而改变润湿性；（不锈钢罐和盐水加速氧化，应存放在涂环氧树脂罐中，并用氮密封；可用红外光谱测定氧化值，确定氧化程度）原油中不含任何外加表面活性剂第45页润湿性改变可能性老化过程－恢复润湿性关键老化时间：普通需1000小时到达润湿平衡；也有报导，需3－6天，Cuiec介绍有两个油藏，只需几小时就与1000小时结果相同。老化时间需经过试验确定，润湿性改变主要在前2－3星期。束缚水存在使老化时间延长，但必须有束缚水。老化温度：必须在油藏温度下进行。温度提升，吸附降低，脱附增大；水膜易破裂，老化时间降低；影响沥青－胶质溶解。老化压力：低压老化通常比高压更亲油。第46页相关润湿性几点看法相对渗透率资料最好由保持油藏润湿性原态岩心获取，不然应采取恢复润湿性岩心；强水湿岩心不要使用非稳态JBN法，因高速、高粘度油，流体无时间到达润湿平衡，使油湿性增强，推荐使用稳态法；油湿岩心残余油饱和度对流速较敏感，并使Kw(Sor)显著增大，提议在油田流速下进行试验，用考虑毛细管力数值模拟计算相渗；第47页相关润湿性几点看法混合润湿性岩心在低Sw下，Pc>0，高Sw下，Pc<0，毛细管末端效应比较弱，而流速和总流量影响较大，提议在油田速度下进行测定，而且其注入倍数要远远大于标准要求

20PV；第48页相对渗透率曲线异常双河油田1985年底异常相渗曲线统计结果第49页相对渗透率曲线异常经典异常相渗曲线第50页相对渗透率曲线异常海外某油田砂岩样品第51页相对渗透率曲线异常孔隙结构微观非均质性岩性（砾岩等）差异粘土矿物水化膨胀地层微粒尤其