油层物理油藏岩石中多相流体的渗流特性压制

1、本节重点： 1、界面张力的基本概念； 2、界面张力界面张力的影响因素。,本节难点： 1、界面张力及影响因素； 2、吸附现象。,第一节 油藏岩石的润湿性,第一节 油藏岩石的润湿性,界面层分子力场不平衡性，使得界面层分子储存的多余能量，称为自由界面能。,一、流体相间的界面特性,1.自由界面能,界面是指非混溶两相物体之间的接触面。当其中一相为气体时，则把界面称为表面。,2.比界面能和界面张力,(3)界面张力：当以达因/厘米表示比界面能时，则称为界面张力。即单位界面长度上所受到的力。,（1）比界面能（）：单位面积上具有的自由界面能。衡量自由界面能的大小。,（2）单位：牛顿米/米2 1达因厘米/厘米2=

2、1尔格/厘米2。,注意：,两相界面的表面张力只是自由表面能的一种表示方法，两相界面上并不存在着什么“张力”，只有三相周界上，表面能才表现出表面张力的作用。,不规则的丝环在表面张力的作用下形成圆环,油,水,空气,og,wo,wg,在三相周界O点处，同时作用着三种界面张力，当油、气、水三相组成系统达到平衡时：,O,例如：,界面张力的特点：,a.大小等于比界面能； b.过三相交点，分别作用于每两相界面的切线上； c.指向界面缩小方向。,表面活性物质：被吸附在两相界面上，并能大大降低界面张力的物质。,3. 影响界面张力的因素,吸附：溶解在具有两相界面系统中的物质，自发地聚集到两相界面上，并降低界面层的

3、界面张力的现象。,(2)吸附的影响,(1)温度的影响：温度升高，张力降低,/c0, 称正吸附，C ，溶质为活性物质。 /c0， G0, 称负吸附，C ， ，溶质为非活性物质，无机盐NaCl等 /c=0， G=0, 吸附作用不存在, 不变 。,比吸附（G）：,定义：界面层单位面积上比相内多余的吸附量，叫比吸附，记为G。,讨论：,吉布斯比吸附定律：,1. 基本概念,滴水银，滴在固体表面上不能铺开，称为空气湿或称空气对固体表面有选择性润湿。,滴水滴在固体表面上很快铺开，称为水湿或水对固体表面有选择性润湿。,二、储层岩石的润湿性,（1）润湿：,（2）选择性润湿：,流体在界面张力作用下沿岩石表面流散的现

4、象,即铺展能力。能铺展开的为润湿，否则为不润湿。,当岩石表面同时存在两种非混相流体时，由于界面张力的差异，其中某一相流体自发的驱开另一相流体而占据固体表面的现象。,1. 基本概念,（3）接触角（润湿角） 从固体表面出发，经过极性大的流体到达三相周界点切线所经历的夹角。,（4）附着功（粘附功）W,定义：将单位面积固液界面在第三相中拉开所做的功。,2、润湿的实质,Young-Kugpt,3. 储层润湿性的影响因素,由于岩石大都是在有水的环境下沉积成岩的，所以在研究岩石润湿性的初期认为油藏岩石是亲水的。由于油藏形成之后，原油长时间与岩石接触，原油中活性物质在岩石表面产生吸附，从而可以使岩石表面的润湿

5、性向亲油方向转化。,3. 储层润湿性的影响因素,（1）岩石的矿物组成 亲水矿物：粘土石英灰岩白云岩长石； 亲油矿物：滑石、石墨、烃类有机固体等。,（2）油藏流体组成 非极性烃类物质：碳数C ， ； 极性物质：沥清质， ，成为油湿。,（3）表面活性物质,（4）矿物表面粗糙度 在固体表面的磨痕及小沟槽处，润湿性增大。,4. 润湿滞后现象,定义：三相润湿周界沿固体表面移动迟缓而产生润湿接触角改变的现象。分为静润湿滞后和动润湿滞后。,水驱油:前进角1， 油驱水:后退角2。 1 - 2越大，滞后越严重。,润湿滞后的前进角和后退角,（1）静润湿滞后,定义：油、水与固体表面接触的先后次序不同时所产生的滞后现

6、象。即油驱水，还是水驱油的过程时所产生的滞后。,（2）动润湿滞后,定义：当水驱油或油驱水时，当三相周界沿固体表面移动时，因移动迟缓而使润湿接触角发生变化的现象。,（3）润湿反转,定义：润湿性由水湿转变为油湿或油湿转变为水湿的现象。,三、油藏岩石润湿性的测定,1、接触角法 通过观察定量分析,2、自动吸入法 比较吸油排水体积和吸水排油体积的大小，定性的进行分析。,3、自吸离心法 比较吸油排水体积和吸水排油体积的大小，定量进行分析,测量的关键技术问题：保持地层岩心的原始润湿性,四、润湿性对油水分布的影响,1.润湿性的影响,在孔道中各相界面张力的作用下，润湿相总是力图附着于颗粒表面，并尽力占据较窄小的

7、孔隙角隅，而把非润湿相推向更畅通的孔隙中间部位去。,2.驱替和吮吸的影响,亲油岩石中水驱油,亲水岩石中水驱油,3、大庆油田岩石润湿性的分布和变化规律,(1)非烃、沥青质的影响,(2)渗透率的影响,(3)注水对润湿性的影响,4、岩石润湿性对水驱油效率的影响,(1)无水采收率,(2)最终采收率,第二节 储层岩石的毛管压力曲线,一、毛管压力概念,二、毛管压力曲线的测定,三、毛管压力曲线的基本特征及应用,第二节 储层岩石的毛管压力曲线,本节重点： 1、毛管压力及毛管压力曲线； 2、毛管压力曲线的特征； 3、毛管压力曲线的应用。,本节难点： 1、毛管压力曲线的测定方法； 2、毛管压力曲线的应用。,一、毛

8、管压力,1、毛细现象和毛管压力,空气,水银,液体下降,2.毛管中液体的上升或下降,在毛管中产生的液面上升或下降的曲面附加压力，称为毛细管压力，简称毛管力。,整理得,根据连通器原理，有,整理得,（1）,（2）,由（1）、（2）得,（1）气液表面,设油水界面张力为，润湿接触角为，油、水的密度分别为o、w；,且设毛管中，紧靠油水界面附近，油相中OB点的压力为Pob，水相中WB点的压力为Pwb；在大容器中，紧靠油水界面附近，油相中OA点和水相中WA点的压力分别为Poa和Pwa，则有：,h,OA,（2）油水界面,油相中，Pob=Poa-ogh （1）,水相中，Pwb=Pwa-wgh （2）,h,Pwa,

9、油,水,Poa,Pob,Pwb,OA, WB, OB, WA,又， Poa = Pwa （3）,因为连通管中同一水平高度上的压力相等，并且认为烧杯容器足够大，OA点所处油水界面为水平的，即毛管力为零。,人们将毛管压力定义为两相界面上的压力差，其数值等于界面两侧非湿相压力减去湿相压力，由上述定义，得： Pc=Pob-Pwb=（w-o）gh=gh （3）,这是油层中毛细管平衡理论的基本公式。该式表明：液柱上升高度直接与毛管压力值有关，毛管压力越大，则液柱上升越高。,又,（4）,由公式（3）、（4）得,整理得,思考：在油水同层的油藏当中，油水界面的分布？,实际油藏中油水界面不是一个截然分开的平面，而

10、是具有相当高度的油水过渡带（或油气过渡带）。,一般而言，因为w- o o- g （或w- g），故油水过渡带比油气过渡带厚度更大。,（3）油藏中油水界面的分布,由拉普拉斯方程确定：,Pc-曲面的附加压力； -两相间的界面张力； R1、R2-分别为任意曲面的两个主曲率半径,这种曲面附加压力在大的容器中是可以忽略的，只有在细小的毛管中才值得重视。人们常将它称为毛管压力。,3、任意曲面上的压力,就油藏岩石而言，单根毛管中的弯液面常常是两种形式，如图，一种毛管中的油水接触面为球形；另一种是当管壁上有水膜，管中心部分为油充满时所形成的柱形界面。,球面,柱面,油,水,（1）毛管中弯曲界面为球面时,Pc,R

11、,r,当任意曲面为球形时，R1=R2=R， 因而，（1）式可写为Pc=2/ R （2）,从图中可以看到：cos= r / R， 则 1/R= cos/ r ，代入（2）式，得：,该式表明：,（1）Pc与毛管半径成反比；毛管半径越小，毛管压力越大。,（2）两相界面张力越大，接触角越小，毛管压力越大。,Pc指向弯液面得内侧，即指向非湿相一方。,（2）毛管中弯曲液面为柱面时,过该圆柱一条母线作第一切面，则截面与圆柱形油水界面相交为一直线，所以R1= ，再用与第一面相垂直的面去切圆柱，则所截油水界面为一圆，所得曲率半径为R2= r，则（1）式可写为：,毛管力Pc指向管心，其作用是使毛管中的水膜增厚。,

12、（3）毛管断面渐变时（锥面上的）,R1,R2,r,r,对于毛管半径渐变的锥形 毛细管，粗端的曲率半径 R1= r/ cos（+）；细端的 曲率半径R2= r/ cos（-）；,所以锥形毛管的毛管力为：,式中 r 是渐变的， 、是定值，所以最小的毛管压力出现在毛管的粗端；最大的毛管力出现在细端。当进行驱替时，只要压力大于毛管最细端的最大毛管压力，就可以把毛管中其余部分的润湿相驱替出来。,（4）两相流体处于平行裂缝间的情况,R1,W,两相流体间的弯液面（即界面）呈半圆柱形。由正截面所得曲率半径为R1，R1=w/2cos，另外一正交面截两相界面为直线，曲率半径R2=，代入（1）式，则：,从式中可以看

13、出，裂缝宽度越小，则毛管力越大。,二、岩石毛管压力曲线的测定,定义：毛管压力与湿相流体饱和度的关系曲线。,（1）半渗透隔板法； （2）压汞法； （3）离心法.,1.测定方法,二、岩石毛管压力曲线的测定,a.半渗透隔板法,空 气,原理：在驱替过程中，只有当外加压差大于或等于一定喉道的毛细管压力时，非湿相才能通过喉道，进入孔隙中把湿相流体驱出。,b.压汞法,退汞效率?,测定原理？,b.压汞法,1、恒速压汞原理,恒速压汞是以极低的速度进汞（0.00005ml/min） ，进汞过程接近于准静态。进汞前缘所经历的每一个孔隙形状的变化，都会引起弯月面形状的改变，从而引起系统毛管压力的改变。孔喉半径由突破点

14、的压力确定，孔隙的大小由进汞体积确定。,美国Coretest公司生产的ASPE730型恒速压汞仪测定原理图,大庆外围低渗透油藏恒速压汞分析,渗透率在0.110-3m2到2010-3m2，孔道半经接近正态分布，峰值半经在120m附近，不同渗透率级别孔道分布曲线相似，分类特征不明显。,采油七厂：8块岩心恒速压汞实验数据,大庆外围低渗透油藏恒速压汞分析,渗透率越小，喉道越集中，随着渗透率增加，喉道分布范围增加，峰值的含量减小。,3、毛管压力的换算方法,实验室条件：,油藏条件：,2、毛管滞后现象,驱替曲线和吸吮曲线不重合的现象。,三、毛管压力曲线的基本特征,Sw(%),100,50,0,Swmin,r

15、(m),Pc(MPa),典型毛管压力曲线，如图。,Sw(%),100,50,0,Swmin,r(m),Pc(MPa),1. Pc曲线的定性特征,一般毛管压力曲线具有两头陡、中间平缓的特征。,开始陡段：表现为随压力升高非湿相饱和度缓慢增加。,Sw(%),100,50,0,Swmin,r(m),Pc(MPa),1. Pc曲线的定性特征,曲线中间平缓段越长，说明岩石孔道分布越集中，分选越好。平缓段越靠下，说明岩石孔道半径越大。,Sw(%),100,50,0,Swmin,r(m),Pc(MPa),1. Pc曲线的定性特征,最后陡峭段：表现为随压力急剧升高，非湿相进入岩心的速度越来越小，这时只有很小的孔

16、隙内还存在润湿相。,PT,Sw(%),100,50,0,Pc50,Swmin,r(m),Pc(MPa),2. Pc曲线的定量特征,非湿相流体开始进入已饱和湿相流体岩石最大孔隙的压力。其相应于最大孔隙的毛管压力。也叫入门压力、门坎压力。,（1）排驱压力（阈压）PT,r50,rmax,PT,Sw(%),100,50,0,Pc50,Swmin,r(m),Pc(MPa),2. Pc曲线的定量特征,排驱压力PT是评价岩石储集性能好坏的主要参数之一。凡岩石渗透性好，PT均比较低；反之， PT越大，岩石物性越差。 利用PT值可确定最大喉道半径及判断岩石的润湿性。,（1）排驱压力（阈压）PT,r50,rmax

17、,PT,Sw(%),100,50,0,Pc50,Swmin,r(m),Pc(MPa),2. Pc曲线的定量特征,驱替毛管压力曲线上，饱和度为50%时相应的毛管压力值。其相应的孔隙半径为饱和度中值半径r50 ，简称中值半径。 Pc50 ， r50 。 r50可粗略地视为岩石的平均孔隙半径。,（2） 饱和度中值压力Pc50,r50,rmax,Sw(%),r(m),Pc(MPa),2. Pc曲线的定量特征,当驱替压力达到最大值时，未被非湿相所充满的孔隙体积百分数。 岩石亲水束缚水饱和度；岩石亲油残余油饱和度。,Smin是反映岩石孔隙结构及渗透率的一个指标，Smin越小，说明岩石物性越好。,（3）最小

18、湿相饱和度Smin,r50,rmax,3、毛管压力资料的处理方法,1、毛管压力函数（J函数）的意义,2、常用公式:,1.定量确定岩石孔道半径,如 PT rmax,； Pc50 r50 ； Pmax rmin,四、毛管压力曲线的应用,2.定性评价岩性,中间段长而高，孔道分选性好，岩石物性比A差。,中间段长而低，孔道分选性好(均匀)，岩石物性好。,2.定性评价岩性,分选性差,孔隙大小不均匀,中间段长而极高，孔道分选性好,岩石物性比B差。,3.确定油水过渡带流体饱和度的分布,W+O,W,O,h,4.利用Pc曲线研究水驱油效率,5.利用Pc曲线判断岩石的润湿性,A1A2: 亲水 A1=A2: 中性 A

19、1A2: 亲油,第三节 水驱油过程的微观渗流机理,在注水采油过程中，作为驱油介质的水要不断地克服阻力，从孔道中驱出原油，与此同时却会引起油层内部油、气、水数量和分布形式不断发生改变。这是油层内驱油能量和驱油过程中所产生的多种阻力相互制约的结果。,第三节 水驱油过程的微观渗流机理,本节重点： 1、非活塞式驱替的概念、机理； 2、指进现象、舌进现象； 3、贾敏效应。,本节难点： 1、非活塞式驱替的机理； 2、毛管效应； 3、简化毛管中的渗流规律。,一、水驱油的非活塞性,水驱油是非活塞性的，水驱油时，形成三个不同的流动区：纯水流动区、油水混合流动区和纯油流动区。,1、非活塞式水驱油的机理,舌进现象：

20、在某一残余油饱和度的水侵区仅有水在流动，而在未水淹区则仅有油在流动，流动水和流动油具有明显界面，这种现象就是舌进现象。,指进现象：在驱替过程中，由于油水粘度差异而引起的微观驱替前缘不规则地呈指状穿入油区的现象。,2、非活塞式水驱油现象主要有两种形式,二、毛管孔道中的各种毛管效应,1.静毛管效应PI,PC2在水平方向上大小相等、方向相反，相互抵消，但通过压力传递作用在管壁上。,PI造成流动阻力,2. 动毛管效应PII,在压差作用下，当油柱欲运动时，由于润湿滞后，首先是油柱弯液面产生变形（图中红线），且弯液面两端的曲率半径不等。所产生的第二种附加阻力为：,PII的方向与流动方向相反，是一种附加阻力

21、。,3. 贾敏（Jamin）效应,当液滴前端变形到与孔道最窄处一样大时，P为最大，此时 R1= r R2=，则,油滴在喉道处受阻变形,当液滴欲通过狭窄孔喉时，界面变形，前后端弯液面曲率不等，阻力增加，故第三种毛管效应：,使液滴通过喉道所需的附加压差： PIII max=2wo/r,油滴在喉道处受阻变形,通常，人们将液滴通过孔道狭窄处时，液滴变形产生附加阻力的现象称为“液阻效应”；将气泡通过窄口时产生的附加阻力的现象，称为“气阻效应”，也叫贾敏效应。,1.单根毛管孔道的单相液流,根据毛管渗流定律,2.单根毛管的两相液流,3.不等径并联管孔道中的两相液流,4.毛管孔道中的混合液流,三、简化毛管孔道

22、中的渗流机理,四、电渗现象,第四节 油藏岩石的相对渗透率,本节重点： 1、有效渗透率、相对渗透率； 2、相渗曲线的特征； 3、相渗曲线的应用。,本节难点： 1、有效渗透率的物理意义； 2、相对渗透率曲线的测定； 3、相对渗透率曲线的应用。,一、有效渗透率和相对渗透率,第四节 油藏岩石的相对渗透率,1.绝对渗透率,岩石的绝对渗透率只是岩石本身的一种属性，只要流体不与岩石发生物理化学反应，它就与所通过岩石的流体性质无关。,单相流体饱和且通过岩石，流体不与岩石发生任何物理化学反应下，测得的渗透率。与流体性质及外界条件无关，只取决于岩石的孔隙结构特性。,Ko + KwK , 即同一岩石的有效渗透率之和

23、小于该岩石的绝对渗透率。,有效渗透率不仅反映了岩石性质，而且反映了流体性质及油水在岩石孔隙中的 分布以及他们三者之间的相互作用情况。,2.有效渗透率（相渗透率）,所谓有效渗透率是指多相流体同时流动时，岩石允许其中某一相流体通过的能力,也称为相渗透率。 分别以 Ko、 Kw、 Kg 表示。,Kro =Ko/K , Krw =Kw/K , Krg =Kg/K,Kro + Krw1 ,即相对渗透率之和小于1。,3.相对渗透率Kro , Krw , Krg,定义：某一相流体的相渗透率与岩石绝对渗透率 之比，叫该相流体的相对渗透率。,一般选用空气渗透率作为岩石的绝对渗透率。,4.流度和流度比,定义：流体

24、的相渗透率与其粘度的之比，即流动 能力的大小。,（1）流度o , w,（2)流度比 M,定义： 驱替相与被驱替相流体流度之比，表征了 二者相对流动能力的大小。,若水驱油：,M1，水的流动能力大于油的流动能力；,M1，水的流动能力小于油的流动能力；,M=1，水的流动能力等于油的流动能力；,讨论：,M1,M1,以五点法为例,二、相对渗透率曲线及其影响因素,定义：相对渗透率和湿相流体饱和度的关系曲线。,典型的油水相对渗透率曲线如下图所示，呈 X 型交叉曲线。,A,B,C,Sor,Swc,1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0,Kro , Krw,0 20 40 60 80 100,Sw(%),K

25、ro,Krw,D,Sor,Swc,A,B,C,Sor,Swc,1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0,Kro , Krw,0 20 40 60 80 100,Sw(%),Kro,Krw,D,Sor,Swc,1.组成,典型油水相对渗透率曲线,（1）三点,a.束缚水饱和度Swc: 只有油相在流动，水相不流动。 b.残余油饱和度Sor: 只有水相在流动，油相不流动。 c.等渗点SwD:油水相对渗率相等。,A,B,C,Sor,Swc,1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0,Kro , Krw,0 20 40 60 80 100,Sw(%),Kro,Krw,D,Sor,Swc,1.组成,典型油水

26、相对渗透率曲线,（2）两线,a.油相相对渗透率曲线 b.水相相对渗透率曲线,相交于等渗点D。,KroSw,KrwSw,A,B,C,Sor,Swc,1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0,Kro , Krw,0 20 40 60 80 100,Sw(%),Kro,Krw,D,Sor,Swc,1.组成,典型油水相对渗透率曲线,（3）三区,油流区：A区，SwSwc，只有油相在流动； 水流区：C区， Sw 1-Sor，只有水相在流动； 油水同流区：B区， Swc Sw 1-Sor，油水同时流动，随Sw ，Krw ， kro。,2. 曲线特征,（1）两相均存在一个开始流动的最低流动饱和度， Swc

27、、Sor； 一般湿相最低流动饱和度大于非湿相的最低流动饱和度。,（2）非湿相饱和度未达到100%时，其相对渗透率可达100%，而湿相饱和度只有达到100%时，其相对渗透率才有可能达到100%；,（3）两相同时流动时，相对渗透率之和小于1，且在等渗点处最小。,a.亲水岩石相对渗透率曲线的等渗点饱和度SWD大于50%，而亲油岩石的SWD小于50% ； b.亲水岩石相对渗透率曲线上的束缚水饱和度SWC20%；而亲油岩石相对渗透率曲线上的束缚水饱和度SWC15% ; c.水湿岩石，最大含水饱和度（1-Sor）处，水相相对渗透率一般小于30% 。,3. 曲线的影响因素,（1）润湿性影响,（2）油水饱和顺

28、序的影响,油水饱和顺序的影响是指测量相对渗透率曲线过程中是采用驱替过程、还是吸吮过程。 一般饱和顺序对湿相流体相对渗透率影响较小，而对非湿相影响较大，,（3）岩石孔隙结构的影响,（4）温度的影响,（5）流体粘度的影响,温度升高，油、水相对渗透率都有所提高 。,观点不一。,一般，中、高渗油藏油水相对渗透率曲线的两相共渗区范围大，束缚水饱和度低；而低渗、特低渗油藏则相反。,三、相对渗透率曲线的应用,注水开发的油田，相对渗透率曲线是油田开发指标计算、动态分析、数值模拟等等的重要资料。,1.估算水驱油采收率,2.分析油井产水规律fw,产水率是指油田开发中，油、水同产时，产水量与产液量之比，以fw表示，

29、又称含水率。,此式称为油水分流方程。,（1）,把油水相对渗透率曲线转换为Kro/KrwSw关系曲线。中间为一直线段，其表达式如下：,（2）,（3）,从该式可以看出，Sw与fw的关系：随Sw， fw。,对此式分析：,将（2）代入（1）有：,（1）fw随油水两相流度比M增大而增大； （2）油越稠，即 o w , fw越大； （3）随油藏含水饱和度增加， fw增大； （4）将（3）对sw求导，则可发现，油井产水率上升速度呈现两头慢中间快趋势。即油井产水率低和高时，含水率上升的速度慢。（P197T3-71）,例 题：,某油层的油水相对渗透率曲线如图所示，油层渗透率为0.25m2，地层油粘度为2mPa.s，体积系数为1.2，地层水粘度为1mPa.s，体积系数为1.0。若采用人工注水开采。求： （1）油层含水饱和度为50%时的油水流度比； （2）油层含水饱和度为50%时的油井产水率； （2）预测该油层的最终水驱采收率。,1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0,Kro , Krw,0 20 40 60 80 100,Sw(%),Kro,Krw,解：,Sw=50%时：Kro=0.5 Krw=0.2,3.确定油藏中流体饱和度的分布,a.自由水面 毛管压力为零的水面（Sw=100%） b.产水水面 油相相对渗透率为零的水面（Sw=1-Sor）。 低