油水相对渗透率曲线.ppt

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1、油水相对渗透率曲线,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

2、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。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

3、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%（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：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。,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

4、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

5、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0.01mN/m才有可能。,影响相对渗透率曲线的因素,岩石非均质（层理）的影响 在各向异性的Berea砂岩上 发现，平行层理流动的相对渗 透率值高于垂直于层

6、理流动的 相应值。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。,影响相对渗透率曲线的因素,上覆岩压的影响上覆岩压小于3000psi时对相对渗透率没甚麽影响。当达到5000psi时就可以看到影响。主要是由孔隙结构的变化引起的。具体多大上覆岩压发生影响，与岩石性质有关。在高压地层应模拟上覆岩压测定相对渗透率曲线。,影响相对渗透率曲线的因素,初始饱和度的影响初始含水饱和度增大会使整个曲线向右移动，即较高的初始含水饱和度可以得到较低的残余油饱和度。特别对水湿情况影响明显。对于高达20%初始水饱和度的油湿岩芯，饱和度再增加就看不出变化了。

7、所以除特殊研究外，开始测定相对渗透率时，岩芯中的水量应该是其束缚水饱和度。,测量相对渗透率曲线的方法,稳态法理论依据：忽略毛管压力和重力作用的两相不可压缩、不互溶流体的一维渗流方程；做法：让固定比例的流体通过岩样，直到达到稳定状态（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达到平衡），求得此平衡状态下的饱和度、压力和流量，然后直接用达西定律计算油水相对渗透率。,稳态法测定油水相对渗透率曲线,常用饱和度测定方法：物质平衡法（体积法）根据物质平衡原理：流进岩芯的累积量-流出岩芯的累积量=岩芯中剩余量只要准确记录下进入和采出岩芯的液量，就可计算出相应测量点下的流体饱和度。其准确度取决于

8、计量精度，以及死体积的大小。称重法 根据油水密度不同，当饱和度不同时其质量也不同，通过秤重和油水密度差即可计算油水饱和度。,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，不仅麻烦，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 根据油水电阻率不同，在测试岩芯两端插入电极，通过测定岩芯中的电阻率来确定岩芯的油水饱和度。优点：比秤重法快，不那么繁琐；缺点：精度差，因电阻率不仅与饱和度有关，还与流体在岩芯内的分布和岩石矿物组成有关。,稳态法测定油水相对渗透率曲线,其他测定饱和度方法还有：X射线和射线吸收法、电容测量法、核磁共振法、真空蒸馏法以及微波吸

9、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。饱和度测定方法的比较：外部测量方法（体积平衡和称重法）：它提供的是平均值，不能显示饱和度剖面分布，并且其误差较大。特别是岩芯体积小和死体积大时。就地测量方法如果有准确校正方法更准确、可靠。它还可以提供饱和度剖面。但成本较高。使用不太方便。,测量相对渗透率曲线的方法,稳态法测定相对渗透率 曲线应注意的问题：除了饱和度测定要准确外，主要是 消除末端效应。末端效应是由于毛细管力突变引起的。出口段饱和度必须达到平衡饱和度才有润湿相流体流出。末端效应随流速加快而减小。,测量相对渗透率曲线的方法,减小末端效应的方法：宾夕凡尼亚法 该方法是把岩芯

10、放在两段与试验岩样类似的岩样之间，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。,非稳态相对渗透率测定方法,采用Johnson(JBN)方法该方法以下列假设为基础：流动是一维并稳定的；岩芯为线性均质的；毛细管力的作用与粘滞力作用相比可以忽略不计。通常这些假设得不到满足，岩芯多半是非均质的，驱动力往往比较小，混合润湿性等等。,影响非稳态相对渗透率测定的因素,毛细管作用的影响水湿情况：末端效应明显 入口端：水自发渗吸，油逆向流出。可以在 入口加一个水湿园盘以减少这个作用；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

11、稳态法只能在很小的饱和度范围内获得相对渗透率解决方法：水湿岩芯最好用稳态法，或用较高驱替压力。,影响非稳态相对渗透率测定的因素,毛细管压力末端效应可以用无因次流动参数E表示：E=Pcb/P P：初始压差；Pcb：原始饱和度下的毛管压力；这个参数有一个临界的数值范围当E 0.1时，随着E的增加，油和水的相对渗透率都降低；在E 0.1时，末端效应数不影响相对渗透率。这个参数在相似模拟中就是1,这也是为甚麽要求VL1的原因。,影响非稳态相对渗透率测定的因素,控制最终流体饱和度的关键流动参数是毛细管数Nca：Nca=wV/毛细管数是粘滞力与孔隙级别上的毛细管力之比，或说驱替压力梯度与毛管压力梯度之比。

12、当Nca10-5时，残余油饱和度随Nca增加而减小，随着油饱和度降低，残余油时的水相渗透率增加。因而，此时端点水相相对渗透率Krwo是Nca的增函数。这个参数在相似模拟中就是2，在三次采油中主要考虑这个参数。,影响非稳态相对渗透率测定的因素,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过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。这是因为油在出口容易产出引起的；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的影响，岩芯最小应为10m

13、。混合润湿性岩芯：类似油湿，但毛管作用仅为油湿的十分之一，故E的临界数近似为1，Nca为10-8。,影响非稳态相对渗透率测定的因素,指进的影响当流动性好的流体驱替流动性较差的流体时，驱替是不稳定的，驱替前缘形成指进，非均质性加剧了指进过程。指进导致提前突破，出口有较长时间的两相流动；其驱替不是一维的，也不是稳定的，因此JBN方法不再严格适用；指进现象用两个参数描述；M 1 M Krwroo/w I 为非稳定性数；v 表观速度；d 岩芯直径；,影响非稳态相对渗透率测定的因素,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

14、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

15、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。,影响非稳态相对渗透率测定的因素,结论：实验室非稳态相对渗透率实验，理想上应该在关键流动参数的数值与油田数值相符合的条件下进行，实际上，这在实验室是不可能实现的。退其次，最好也要在非临界范围内进行。对于轻油的均匀水湿或油湿岩石这是容易实现的，应遵守Rapoport的标配准则。对于黏度比较大和非均质，混合润湿性岩石，高流速的Rapop

16、ort原则就不适合了。非稳态实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，才是正确的方法。,影响非稳态相对渗透率测定的因素,基于黏度比对相对渗透率影响不大的假设，为了照顾毛细管作用和粘性指进的影响，以及黏度比太小得不到完整曲线的问题，所以测量时可以与油田实际黏度比不同，根据上述临界范围综合考虑，适当选择黏度比。岩样尽量选择均质，其孔隙结构，矿物组成要有代表性,稳态与非稳态方法的比较,稳态方法确定的相对渗透率曲线可得到较大的饱和度范围，直接测量饱和度，计算基于达西定律，因而具有最大的可靠性。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，特别对水湿岩芯

17、、非均质岩芯和低粘度流体更为严重。,相对渗透率的测定,岩样的代表性均质，渗透率代表油田；保持原始润湿性 润湿性改变的可能性 取心钻井液侵入，压力和温度的变化 储存氧化、蒸发 制备取样、清洗,润湿性改变的可能性,钻井液引起润湿性的改变所有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，但有几种添加剂（如表面活性剂）会使水湿减弱；也有某些组分（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；密闭取心液的影响尚无人作系统研究，但其中的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的。,润湿性改变的可能性,解决办法：使用不加表面活性剂的平和钻井液

18、 pH 接近中性（1012），CMC改用黄孢胶。对润湿性影响的钻井液顺序（最小可能性）（1）储层盐水或配制的储层盐水，油藏原油（必须新鲜，防止氧化）；（2）只含无机盐和膨润土的水基液（pH中性），无添加剂的精制油；（3）由无机盐、膨润土、淀粉和聚合物组成的水基液（平和钻井液）（4）常规水基液，低表面活性剂含量的油基液；（5）常规油基液（常规岩心分析最好）。,润湿性改变的可能性,压力和温度变化的影响 主要是沥青质和石蜡析出会影响润湿性，解决办法是最好在井场用稳定的油替代岩心中的油，立即恢复到油藏条件。高压取心在冷冻时由于冰的嵌入会改变结构，破坏伊利石分布状态，使高岭石运移等；冷冻还会引起沥青质沉

19、淀和石蜡析出，不适合测定润湿性。,润湿性改变的可能性,避免蒸发、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变化，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的岩心应避免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 带塑料内衬的岩心筒适于疏松岩心,润湿性改变的可能性,避免加热抽提 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。切割岩心用配制的地层盐水作切割液；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：根据所用钻井液，分别用盐水或未氧化脱气油驱替。避免与任何溶剂接触,

20、润湿性改变的可能性,（2）溶剂抽提法石油醚或汽油清洗用岩心夹持器CCl4会使孔隙结构发生变化甲苯使亲油向中性变化，清洗不干净苯加酒精、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,润湿性改变的可能性,溶剂抽提存在的问题：热抽提会使粘土脱水，抽提温度不宜超过60；溶剂不易渗入小孔隙；使隙间水蒸发掉，原油接触岩石，亲油性增强建议：对原态（天然新鲜的）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。,润湿性改变的可能性,用新鲜岩心测定相对渗透率的缺点：保存困难、费时

21、，由于氧化、压力、温度变化等多重因素，实际很难保持原始润湿性。恢复润湿性模拟油藏过程使之恢复到原来的油藏润湿性恢复润湿性的步骤：清洗岩心除去所有极性物质 模拟油水运移过程 油藏条件老化，达到吸附平衡,润湿性改变的可能性,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1NH4OH）清洗；三步法：甲苯，冰醋酸，乙醇清洗清洗溶剂的好坏与岩石、原油形质有关，对某些有效，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，很难清洗,润湿性改变的可能性,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

22、度尽量与储层相同。注意：原油必须新鲜，氧化后形成的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,润湿性改变的可能性,老化过程恢复润湿性的关键老化时间：一般需1000小时达到润湿平衡；也有报导，需36天，Cuiec介绍有两个油藏，只需几小时就与1000小时的结果相同。老化时间需通过实验确定，润湿性改变主要在前23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。温度提高，吸附减少，脱附增大；水膜易破裂，老化时间减少；影响沥青胶质的溶解。老化压

23、力：低压老化通常比高压更亲油。,有关润湿性的几点看法,相对渗透率资料最好由保持油藏润湿性的原态岩心获取，否则应采用恢复润湿性的岩心；强水湿岩心不要使用非稳态JBN法，因高速、高粘度油，流体无时间达到润湿平衡，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)明显增大，建议在油田流速下进行实验，用考虑毛细管力的数值模拟计算相渗；,有关润湿性的几点看法,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，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 20 PV；,相对渗透率曲线的异常,双河油田1985

24、年底异常相渗曲线统计结果,相对渗透率曲线的异常,典型的异常相渗曲线,相对渗透率曲线的异常,海外某油田砂岩样品,相对渗透率曲线的异常,孔隙结构的微观非均质性岩性（砾岩等）差异粘土矿物的水化膨胀地层微粒尤其是非粘土微粒的运移堵塞实验条件的控制或操作不当,导致相对渗透率曲线异常的主要原因,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S型特征、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。,

25、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。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。,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。,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

26、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稳定流法时间太长，基本不能用；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聚合物的假塑性流体问题，粘度不是常数；复合驱中残余油启动问题，由非连续相变成连续相是否还符合达西定律？水驱后注化学剂与一开始就注化学剂在渗流上机理上有何不同？泡沫驱中泡沫在压力下体积变化问题，与普通三相相对渗透率由甚麽不同？CO2驱中CO2在水中溶解问题，这种三相相对渗透率曲线怎样处理？总之，三次采油中各种物理化学渗流问题还是国内外没解决的，国外还没提到议事日程上来，而我国三次采油的发展就要求我们油层物理的研究人员尽早解决这些问题。,谢谢大家!,